电力系统新能源并网技术规范（征求意见稿）

1T/YIIEE06—2026电力系统新能源并网技术规范本标准规定了电力系统中新能源发电单元（包括光伏发电系统、风力发电系统、储能系统等）并网接入的技术要求、运行控制、检测试验、安全保护等内容。本标准适用于接入35kV及以下电压等级配电网的新能源发电系统。对于接入更高电压等级或特殊电网结构的新能源项目，可参照本标准并结合相关专项规范执行。本标准不适用于独立运行的新能源发电系统或微电网系统。下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本标准必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本标准；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T19963风电场接入电力系统技术规定GB/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T30137微电网接入配电网技术规定GB/T33593分布式电源并网运行控制规范GB/T34120电化学储能系统接入电网技术规定DL/T448电能计量装置技术管理规定DL/T634远动设备及系统DL/T860变电站通信网络和系统NB/T32004光伏发电并网逆变器技术规范IEC6140021风力发电机组电网连接特性3.1术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1.1新能源发电系统利用太阳能、风能等可再生能源进行电力转换与输出的系统，包括光伏发电系统、风力发电系统及其配套设备。3.1.2并网点T/YIIEE06—20262新能源发电系统与电网的电气连接点，通常位于产权分界点或计量点。3.1.3低电压穿越在电网电压跌落时，新能源发电系统保持并网运行并向电网提供无功支持的能力。3.1.4高电压穿越在电网电压升高时，新能源发电系统保持并网运行并具备相应控制能力的技术要求。3.1.5功率控制新能源发电系统根据电网调度指令或本地控制策略，调整其输出有功功率和无功功率的能力。3.1.6频率响应新能源发电系统在电网频率偏离正常范围时，自动调整输出功率以支持电网频率稳定的能力。3.1.7电能质量电力系统中电能的质量指标，包括电压偏差、频率偏差、谐波、闪变、三相不平衡等。3.1.8孤岛保护防止新能源发电系统在电网停电时继续向本地负荷供电的保护功能。3.1.9电网适应性新能源发电系统在不同电网工况下保持稳定运行的能力。3.1.10并网逆变器将新能源发电系统输出的直流电或非工频交流电转换为与电网同步的交流电的设备。3.2符号下列符号适用于本标准。P：有功功率，单位：kW或MWQ：无功功率，单位：kvar或MvarU：电压，单位：V或kVf：频率，单位：HzTHD：总谐波畸变率，单位：%4.1并网基本原则新能源发电系统并网应遵循安全可靠、技术先进、经济合理、协调运行的原则，确保电网和发电系统的安全稳定运行。4.2并网电压等级新能源发电系统并网电压等级应根据其容量、接入点电网条件及规划要求确定。4.3并网运行模式新能源发电系统应具备并网运行和离网切换能力，并支持以下运行模式：a全额并网运行；b功率限制运行；c电压/频率支持运行；d计划停机与紧急停机。T/YIIEE06—202634.4并网管理系统新能源发电系统应配置并网管理系统，具备数据采集、功率控制、故障录波、通信上传等功能，并支持与电网调度系统信息交互。5.1有功功率控制5.1.1新能源发电系统应具备有功功率调节能力，调节范围宜为额定出力的20%～100%。5.1.2功率变化率应满足电网要求，通常不超过额定功率的10%/分钟。5.1.3应支持调度远程有功设定、曲线控制等多种控制方式。5.2无功功率与电压控制5.2.1新能源发电系统应具备无功功率调节能力，功率因数可调范围宜为0.95（超前）～0.95(滞后）。5.2.2应支持恒电压、恒功率因数、恒无功等多种控制模式。5.2.3电压调节响应时间不超过2秒，调节精度不低于±2%。5.3频率响应5.4低电压穿越与高电压穿越5.4.1新能源发电系统应具备低电压穿越能力，穿越曲线应符合GB/T19963、GB/T19964的规定。5.4.2高电压穿越要求：在130%额定电压下应持续运行0.5秒，在120%额定电压下应持续运行10秒。5.4.3穿越期间应提供动态无功支撑，无功电流注入能力不低于额定电流的1.5倍。6.1并网电气接线6.1.1新能源发电系统应通过专用变压器或逆变器接入电网，接线方式应符合电网规划与运行要6.1.2并网点应设置明显断开点，并配置可靠闭锁装置。6.2变压器要求6.2.1变压器选型应符合电网电压等级、容量及绝缘配合要求。6.2.2应选用低损耗、低噪声、高可靠性变压器，接线组别宜为Dyn11或Yyn0。6.2.3变压器应配置完善的保护装置，包括差动、过流、瓦斯、温度等保护。6.3开关设备6.3.1并网开关应选用具备短路开断能力、操作可靠、寿命长的断路器或负荷开关。6.3.2开关设备应具备遥控、遥信、遥测功能，并支持与保护装置协同动作。6.4电能计量6.4.1并网点应配置双向电能计量装置，精度不低于0.5S级，符合DL/T448的要求。6.4.2计量装置应具备数据冻结、远程抄读、事件记录等功能。6.4.3计量点应位于产权分界点，并加装防窃电措施。T/YIIEE06—202647.1运行控制策略7.1.1新能源发电系统应支持本地自动控制与远程调度控制。7.1.2应具备功率预测功能，短期预测精度不低于85%，超短期预测精度不低于90%。7.1.3应支持AGC（自动发电控制）与AVC（自动电压控制）功能。7.2保护配置原则7.2.1保护配置应符合可靠性、选择性、灵敏性、速动性原则。7.2.2应配置以下基本保护：过电压保护；低电压保护；过频保护；低频保护；过流保护；孤岛保护；反孤岛保护。7.3孤岛保护7.3.1新能源发电系统应具备孤岛检测与保护功能，检测时间不超过2秒。7.3.2孤岛保护应同时采用主动与被动检测方法，提高可靠性。7.4故障穿越与恢复7.4.1系统故障清除后，新能源发电系统应能自动恢复并网，恢复时间不超过5分钟。7.4.2应具备故障录波功能，记录故障前后电气量变化，便于事故分析。8.1电压偏差8.1.1新能源发电系统并网点的电压偏差应符合GB/T12325的规定，一般不超过额定电压的±7%。8.1.2系统应具备电压调节能力，通过无功控制支撑电网电压稳定。8.2频率偏差8.2.1系统运行频率应符合GB/T15945的要求，正常范围为49.5Hz～50.5Hz。8.2.2新能源发电系统应具备频率适应性，在频率异常时按第5.3条要求动作。8.3谐波与间谐波8.3.1并网点谐波电流发射值应符合GB/T14549的规定。8.3.2逆变器输出电流总谐波畸变率（THD）应低于5%。8.4电压波动与闪变8.4.1新能源发电系统启停、功率波动引起的电压波动应符合GB/T12326的要求。8.4.2闪变值应满足：Pst≤1.0，Plt≤0.8。8.5三相不平衡T/YIIEE06—202658.5.1系统输出三相电压不平衡度应符合GB/T15543的规定，不超过2%。8.5.2逆变器应具备三相平衡控制功能。9.1通信系统9.1.1新能源发电系统应配置可靠的通信系统，支持与调度中心数据交互。9.1.2通信方式可采用光纤、无线、载波等，通道冗余配置，保证可靠性不低于99.9%。9.1.3通信协议宜采用DL/T634、DL/T860等标准规约。9.2自动化系统9.2.1应配置监控系统，实现数据采集、设备控制、事件报警、报表生成等功能。9.2.2支持远程监视与控制，具备权限管理和操作日志功能。9.3信息化管理9.3.1应建立新能源发电系统运行数据库，存储历史数据不少于3年。9.3.2系统应支持数据转发、Web发布、移动终端接入等功能。10.1检测项目新能源发电系统并网前应完成以下检测：设备型式试验；并网性能试验；保护功能试验；电能质量测试；低电压穿越试验；通信与自动化联调。10.2试验方法10.2.1试验应按照国家标准、行业标准或本标准规定的方法进行。10.2.2现场试验应在实际并网条件下进行，试验前应制定详细的试验方案。10.3检测记录与报告10.3.1检测过程应详细记录，格式参见附录A。10.3.2检测报告应内容完整、数据准确、结论明确，由检测单位盖章确认。11.1运行管理11.1.1新能源发电系统应建立运行规程，明确操作流程、异常处理、事故预案等内容。11.1.2运行人员应经过专业培训，具备上岗资格。11.2维护保养11.2.1应制定定期维护计划，包括设备巡检、预防性试验、部件更换等。T/YIIEE06—2026611.2.2关键设备（如逆变器、变压器、保护装置）应建立健康档案，记录运行与维修历史。11.3性能评估11.3.1每年应对系统进行一次全面性能评估，包括发电效率、设备可靠性、电能质量等指标。11.3.2评估结果应作为系统优化与改造的依据。12安全与环保要求12.1电气安全12.1.1新能源发电系统应符合电力系统安全规程，设置