光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 19964

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 10kV及以上电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。

规范性引用文件

GB/T 12325 电能质量 供电电压偏差 
GB/T 12326 电能质量 电压波动和闪变 
GB/T 14549 电能质量 公用电网谐波 
GB/T 15543 电能质量 三相电压不平衡 
GB/T 15945 电能质量 电力系统频率偏差 
GB/T 24337 电能质量 公用电网间谐波 
GB/T 19862 电能质量 监测设备通用要求 
DL/T 1040 电网运行准则 
DL/T 448 电能计量装置技术管理规定 
国家电力监管委员会令第5号电力二次系统安全防护规定

光伏相关引用资料中，对电压、谐波等要求较高（电能质量）

有功功率

基本要求

1、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/T 1040 的规定。
2、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。
3、光伏发电站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。

正常运行情况下有功功率变化

1、光伏发电站有功功率变化包括1min有功功率变化和10min有功功率变化。在光伏发电站并网以及太阳能辐照度增长过程中，光伏发电站有功功率变化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，由电力系统调度机构确定。

2、光伏发电站有功功率变化限值的可参考表1，该要求也适用于光伏发电站的正常停机。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超出有功功率变化最大限值的情况。

紧急控制

1、在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站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光伏发电站有功功率或切除光伏发电站；此时光伏发电站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。
  a)力统特殊运行方式下按照电系统调度机构的要求降低光伏发电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。
  b)当电力系统频率高于50.2Hz时，按照电力系统调度机构指令降低光伏发电站有功功率，严重情况下切除整个光伏发电站。
  c)在电力系统事故或紧急情况下，若光伏发电站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光伏发电站切除。

2、事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按调度指令并网运行。

功率预测

基本要求

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。

预测曲线上报

1 光伏发电站每15min自动向电力系统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。
2 光伏发电站每天按照电力系统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。

无功容量

无功电源 
1、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功率因数在超前0.95~滞后0.95的范围内动态可调。
2、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。

无功容量配置

1、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。
2、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。
3、对于通过110(66)kV及以上电压等级并网的光伏发电站，其配置的容性无功容量能够补尝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，其配置的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。
4、对于通过220kV(或330kV)光伏发电汇集系统升压至500kV(或750kV)电压等级接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站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全部充电无功功率之和。
5、光伏发电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏发电站实际接入情况，通过光伏发电站接入电力系统无功电压专题研究来确定。

电压控制

1、基本要求
通过10kV~35kV电压等级并网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可由电力系统调度机构设定。
通过110(66)kV及以上电压等级接入公共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。根据电力系统调度机构指令，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能满足电力系统电压调节的要求。

2、控制目标
当公共电网电压处于正常范围内时，通过110(66)kV及以上电压等级接入公共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。

3、主变压器选择
通过110(66)kV及以上电压等级接入公共电网的光伏发电站，其变电站的主变压器应采用有载调压变压器，通过调整变电站主变压器分接头调节站内电压，确保站内光伏设备的正常运行。

低电压穿越

基本要求
图1为光伏发电站的低电压穿越要求。
a)光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应不脱网连续运行0.15s
b)光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。

故障类型及考核电压

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1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2所示:

有功功率恢复

对电力系统故障期间没有切出的光伏发电站，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10%额定功率每秒的功率变化率恢复至故障前的值。

动态无功支撑能力

总装机容量在百万千瓦级规模及以上的光伏发电站群，当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落时，每个光伏发电站在低电压穿越过程中应具有以下动态无功支撑能力:
a）并点电压发生跌落时，光伏发电站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）光伏发电站的无功电流馈入不应伸光伏发电站并网点电压高于11倍标称电压。
c）光伏发电站注入电力系统的动态无功电流It应满足：

It≥1.5×（0.9-Ut）In     （0.2≤Ut≤0.9）
It≥1.05×In           （Ut＜0.2） 
式中：
Ut —— 光伏发电站并网点电压标幺值
In —— 光伏发电站额定电流

运行适应性

电压范围
1、当光伏发电站并网点电压在标称电压的90%~110%之间时，光伏发电站应能正常运行当光伏发电站并网点电压超过标称电压的110%时，光伏发电站的运行状态由逆变器的性能确定。
2、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/T 15543、间谐波值满足GB/T 24337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。

电能质量

电压偏差

满足 GB/T 12325 要求

闪变

满足 GB/T 12326 要求

谐波

谐波注入电流应满足 GB/T 14549 要求

电压不平衡

电压不平衡度应满足 GB/T 15543 要求

监测与治理

电能质量监测装置应满足 GB/T 19862 要求

仿真模型和参数

仿真模型-光伏发电站开发商应提供可用于电力系统仿真计算的光伏发电单元(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力系统调度机构。

二次系统

基本要求

1、光伏发电站的二次设备及系统应符合电力二系统技术规力二次系统安全防护要求及相关设计规程。
2、光伏发电站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。
3、光伏发电站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。

正常运行信号

光伏发电站向电力系统调度机构提供的信号至少应包括以下方面:
a)个光伏发单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态等；
b) 光伏发电站并网点电压、电流、频率；
c)光伏发电站主升压变压器高压侧出线的有功功率、无功功率、发电量；
d)光伏发电站高压断路器和隔离开关的位置；
e)光伏发电站主升压变压器分接头档位；
f)光伏发电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。

继电保护及安全自动装置

1、光伏发电站继电保护、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标准、规定和反事故措施的要求。
2、对光伏发电站送出线路，一般情况下仅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。
3、公用电网的继电保护装置应保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。
4、光伏发电站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。  

光伏发电站调度自动化

1、光伏发电站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。
2、光伏发电站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。
3、光伏发电站电能计量点(关口)应设在光伏发电站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 DL/T 448 的要求。
4、光伏发电站调度自动化、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。
5、光伏发电站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，不间新电源装置带角荷运行时间应大于40min.
6、对于接入220kV 及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统(PMU)。

光伏发电站通信

1、光伏发电站应具备两条路由通道，其中至少有一条光缆通道。
2、光伏发电站与电力系统直接连接的通信设备(如光纤传输设备、脉码调制终端设备(PCM)、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等)需具有与系统接入端设备一致的接口与协议。

检测内容

测试应按照国家或有关行业对光伏发电站并网运行制定的相关标准或规定进行，应包括但不仅限于以下内容:
a)光伏发电站电能质量测试，包括闪变和谐波；
b)光伏发电站有功功率输出特性(有功功率输出与辐照度的关系特性)测试；
c)光伏发电站有功/无功功率控制能力测试；
d) 光伏发电站低电压穿越能力验证；
e)光伏发电站电压、频率适应能力验证。

参考文献

[1] DL755-2001电力系统安全稳定导
[2] SD325-1989 电力系统电和无功电力技术导则
[3] 国办发[2007]53号 节能发电调度办法(试行)
[4] 发改能源[2006]13号 可再生能源发电有关管理规定

*注：

GB/T 19964中，关于10kV光伏站并网的要求主要集中在电压控制、谐波等方面。因10kV并网，其装机容量一般在30MW以下。其他需要关注的问题主要是低电压穿越、孤岛现象以及防孤岛。