风电场光伏电站接入电网技术规定

1风电场/光伏电站接入电网技术规定基本要求：保证负荷（用户）正常供电，可靠性。保证系统安全稳定（发生故障时，系统不发生大停电事故）。需要满足以下约束条件电网具有足够输电能力；电压范围正常；系统安全及稳定性需保证；电能质量范围正常；系统具有足够调峰能力，运行调度灵活。电力系统运行要求电网如何接纳常规电源？输电规划：送电方向、电力消纳市场、电力电量平衡、经济性。系统研究：无功电压、稳定性、可靠性。原则确保电源接入后，整个电力系统（电源、电网、负荷）仍可保持供电可靠性及安全稳定。常规电源接入电网发电输电用电配电新能源、分布式发电与接入电网要求新能源与分布式发电特征？波动性影响其他电源发电技术电压控制、电能质量、稳定性分布特性不同于常规电源新能源及分布式电源接入系统后不应当降低整个电力系统供电的可靠性和

整个系统运行的安全稳定性。风电场接入电力系统技术规定主要内容1范围2规范性引用文件3术语和定义4风电场送出线路5风电场有功功率6风电场功率预测7风电场无功容量8风电场电压控制9风电场低电压穿越10风电场运行适应性11风电场电能质量12风电机组模型和参数13风电场二次系统14风电场接入系统检测1范围本规定提出了风电场接入电力系统的技术要求。本规定适用于通过110（66）kV及以上电压等级线路与电网连接的新建或扩建风电场。对于通过其他电压等级与电网连接的风电场，也可参照本规定。4风电场送出线路为便于风电场的运行管理与控制，简化系统接线，风电场可采用一回线路接入电力系统。5风电场有功功率风电场应符合DL/T1040的规定，具备参与电力系统调频、调峰和备用的能力。风电场应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。当风电场有功功率在总额定出力的20％以上时，场内所有运行机组应能够实现有功功率的连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制。风电场应能够接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，风电场有功功率及有功功率变化应与电力系统调度机构下达的给定值一致。基本要求5风电场有功功率风电场有功功率变化包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。在风电场并网以及风速增长过程中，风电场有功功率变化应当满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。风电场有功功率变化限值的推荐值见表1，该要求也适用于风电场的正常停机。允许出现因风速降低或风速超出切出风速而引起的风电场有功功率变化超出有功功率变化最大限值的情况。正常运行情况下有功功率变化5风电场有功功率在电力系统事故或紧急情况下，风电场应根据电力系统调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低风电场有功功率或切除风电场；此时风电场有功功率变化可超出电力系统调度机构规定的有功功率变化最大限值。电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，以防止输电设备发生过载，确保电力系统稳定性。当电网频率高于50.2Hz时，依据电网调度部门指令降低风电场有功功率，严重情况下可以切除整个风电场。在电力系统事故或紧急情况下，若风电场的运行危及电力系统安全稳定，电力系统调度机构应按规定暂时将风电场切除。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，风电场应按调度指令并网运行。紧急控制6风电场功率预测基本要求：风电场应配置风电功率预测系统，系统具有0～72h短期风电功率预测以及15min～4h超短期风电功率预测功能。预测曲线上报要求：风电场每15min自动向电网调度部门滚动上报未来15min～4h的风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。风电场每天按照电网调度部门规定的时间上报次日0～24时风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。7风电场无功容量风电场的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。对于直接接入公共电网的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的一半感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的一半充电无功功率。对于通过220kV（或330kV）风电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入公共电网的风电场群中的风电场，其配置的容性无功容量能够补偿风电场满发时场内汇集线路、主变压器的感性无功及风电场送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿风电场自身的容性充电无功功率及风电场送出线路的全部充电无功功率。风电场配置的无功装置类型及其容量范围应结合风电场实际接入情况，通过风电场接入电力系统无功电压专题研究来确定。无功容量配置8风电场电压控制风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，风电场自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对风电场并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求基本要求控制目标当公共电网电压处于正常范围内时，风电场应当能够控制风电场并网点电压在标称电压的97％～107％范围内。8风电场电压控制风电场变电站的主变压器宜采用有载调压变压器，通过主变压器分接头调节风电场内电压，确保场内风电机组正常运行。主变选择9风电场低电压穿越图1为对风电场的低电压穿越要求。基本要求风电场并网点电压跌至20％标称电压时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行625ms。风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90％时，风电场内的风电机组应保证不脱网连续运行。电力系统发生不同类型故障时，若风电场并网点考核电压全部在图1中电压轮廓线及以上的区域内，风电机组必须保证不脱网连续运行；否则，允许风电机组切出。故障类型及考核电压9风电场低电压穿越对电力系统故障期间没有切出的风电场，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。有功恢复9风电场低电压穿越总装机容量在百万千瓦级规模及以上的风电场群，当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，每个风电场在低电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力：a)当风电场并网点电压处于标称电压的20％～90％区间内时，风电场应能够通过注入无功电流支撑电压恢复；自并网点电压跌落出现的时刻起，动态无功电流控制的响应时间不大于75ms，持续时间应不少于550ms。b)风电场注入电力系统的动态无功电流IT≥1.5×（0.9-UT）IN，（0.2≤UT≤0.9）式中：UT——风电场并网点电压标幺值；IN——风电场额定电流。动态无功支撑能力9风电场低电压穿越10风电场运行适应性电压范围当风电场并网点电压在标称电压的90％～110％之间时，风电机组应能正常运行；当风电场并网点电压超过标称电压的110％时，风电场的运行状态由风电机组的性能确定。当风电场并网点的闪变值满足GB/T12326、谐波值满足GB/T14549、三相电压不平衡度满足GB/T15543的规定时，风电场内的风电机组应能正常运行。11风电场电能质量风电场并网点电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10％，正常运行方式下，其电压偏差应在标称电压的－3％～＋7％范围内。电压偏差闪变风电场所接入公共连接点的闪变干扰值应满足GB/T12326的要求，其中风电场引起的长时间闪变值ltP的限值应按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。11风电场电能质量风电场所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中风电场向电力系统注入的谐波电流允许值应按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。谐波监测与治理风电场应配置电能质量监测设备，以实时监测风电场电能质量指标是否满足要求；若不满足要求，风电场需安装电能质量治理设备，以确保风电场合格的电能质量。12风电场仿真模型风电场开发商应提供可用于电力系统仿真计算的风电机组、风电场汇集线路及风电机组/风电场控制系统模型及参数，用于风电场接入电力系统的规划设计及调度运行。风电场应跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电力系统调度机构。风电场仿真模型参数变化13风电场二次系统风电场的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程。风电场与电力系统调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力系统调度机构作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。风电场二次系统安全防护应满足国家电力监管委员会令第5号的有关要求。基本要求风电场向电力系统调度机构提供的信号至少应当包括以下方面：单个风电机组运行状态；风电场实际运行机组数量和型号；风电场并网点电压；风电场高压侧出线的有功功率、无功功率、电流；高压断路器和隔离开关的位置；风电场测风塔的实时风速和风向。正常运行信号13风电场二次系统风电场继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。对风电场送出线路，一般情况下在系统侧配置分段式相间、接地故障保护，有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。风电场变电站应配备故障录波设备，该设备应具有足够的记录通道并能够记录故障前10s到故障后60s的情况，并配备至电力系统调度机构的数据传输通道。风电场继电保护及安全自动装置13风电场二次系统风电场应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。风电场调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定的要求接入信息量。风电场电能计量点（关口）应设在风电场与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。计量装置配置应符合电力系统关口电能计量装置技术管理规范要求。风电场调度自动化13风电场二次系统风电场调度自动化、电能量信息传输宜采用主/备信道的通信方式，直送电力系统调度机构。风电场调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。对于接入220kV及以上电压等级的风电场应配置相角测量系统（PMU）。风电场调度自动化13风电场二次系统当接入同一并网点的风电场装机容量超过40MW时，需要向电网调度部门提供风电场接入电力系统测试报告；累计新增装机容量超过40MW，需要重新提交测试报告。风电场在申请接入电力系统测试前需向电力系统调度机构提供风电机组及风电场的模型、参数和控制系统特性等资料。风电场接入电力系统测试由具备相应资质的机构进行，并在测试前30日将测试方案报所接入地区的电力系统调度机构备案。风电场应当在全部机组并网调试运行后6个月内向电力系统调度机构提供有关风电场运行特性的测试报告。基本要求14风电场接入系统测试有功/无功控制能力测试。电能质量测试，包含电压变动、闪变与谐波。机组低电压穿越能力的测试；风电场低电压穿越能力的验证。风电机组电压、频率适应性测试；风电场电压、频率适应能力验证。测试内容14风电场接入系统测试光伏电站接入电网技术规定主要内容1范围2规范性引用文件3术语和定义4有功功率5功率预测6无功容量7电压控制8低电压穿越9运行适应性10电能质量11仿真模型和参数12二次系统13并网监测1范围本标准规定了光伏发电站接入电力系统的技术要求。本标准适用于通过35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。4有功功率

光伏发电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力，并符合DL/T1040的相关规定。光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。光伏发电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令。基本要求4有功功率

在光伏发电站并网、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中，光伏发电站有功功率变化速率应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电网调度机构确定。光伏发电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/min，允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。正常运行情况下有功功率变化5功率预测

装机容量10MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0h～72h短期光伏发电功率预测以及15min～4h超短期光伏发电功率预测功能。基本要求预测曲线上报

光伏发电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min～4h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0～24时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。5功率预测

光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于0.15，月合格率应大于80%；超短期预测第4小时月平均绝对误差应小于0.10，月合格率应大于85%。预测准确度6无功容量

光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调，并应满足在图1所示矩形框内动态可调。无功电源注：PN为逆变器额定有功功率6无功容量

光伏发电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力；当逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。无功电源6无功容量

光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。通过10kV～35kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。对于通过110（66）kV及以上电压等级并网的光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：a)容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线路的一半感性无功之和。b)感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的一半充电无功功率之和。无功容量配置7电压控制

通过10kV～35kV电压等级接入电网的的光伏发电站在其无功输出范围内，应具备根据光伏发电站并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应由电网调度机构设定。通过110（66）kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电网调度机构指令，光伏发电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应满足电力系统电压调节的要求。基本要求7电压控制

当公共电网电压处于正常范围内时，通过110（66）kV电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的97％～107％范围内。当公共电网电压处于正常范围内时，通过220kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的100％～110％范围内。控制目标主变压器选择

通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应采用有载调压变压器。8低电压穿越

电力系统发生不同类型故障时，若光伏发电站并网点考核电压全部在图2中电压轮廓线及以上的区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出。针对不同故障类型的考核电压如表1所示：故障类型及考核电压8低电压穿越

对电力系统故障期间没有脱网的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少30％额定功率/秒的功率变化率恢复至正常发电状态。有功功率恢复动态无功支撑能力

对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站，当电力系统发生短路故障引起电压跌落时，光伏发电站注入电网的动态无功电流应满足以下要求：9运行适应性电压范围

光伏发电站在表2所示并网点电压范围内应能按规定运行。9运行适应性电能质量范围

当光伏发电站并网点的谐波值满足GB/T14549、三相电压不平衡度满足GB/T15543、间谐波值满足GB/T24337的规定时，光伏发电站应能正常运行。频率范围

光伏发电站应在表3所示电力系统频率范围内按规定运行。10电能质量电压偏差

光伏发电站接入后，所接入公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。电压波动和闪变

光伏发电站接入后，所接入公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T12326的要求。谐波

光伏发电站所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中光伏发电站并网点向电力系统注入的谐波电流允许值应按照光伏发电站安装容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比进行分配。光伏发电站接入后，所接入公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的要求。10电能质量电压不平衡度

光伏发电站接入后，所接入公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。监测与治理

光伏发电站应配置电能质量实时监测设备，所装设的电能质量监测设备应满足GB/T19862的要求。当光伏发电站电能质量指标不满足要求时，光伏发电站应安装电能质量治理设备。11仿真模型和参数仿真模型

光伏发电站应建立光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，用于光伏发电站接入电力系统的规划设计及调度运行。参数变化

光伏发电站应跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。12二次系统基本要求

光伏发电站的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程。光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度机构作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。光伏发电站二次系统安全防护应满足国家电力监管部门的有关规定。12二次系统继电保护及安全自动装置

光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路应满足电力系统有关标准、规定和反事故措施的要求。对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，