2013光伏发电站接入电力系统设计规范.docx

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1、光伏发电站接入电力系统设计规范目 录1总 则12术语23基本规定34接入系统条件44.1电力系统现况44.2光伏发电站概述44.3电力系统发展规划45一次部分设计55.1电力电量平衡55.2 光伏发电站建设的必要性及其在系统中的地位和作用55.3电压等级与接入电网方案55.4潮流计算55.5安全稳定分析65.6短路电流计算65.7无功补偿65.8电能质量75.9方案技术经济分析75.10电气参数要求76二次部分设计96.1系统继电保护96.2安全稳定控制装置96.3电力系统自动化106.4电能量计量装置及电能量远方终端106.5通信系统11标准用词说明12引用标准名录13条 文 说 明1428

2、Contents1 GENERAL PROVISIONS12 TERMS AND SYMBOLS23 BASIC REQUIREMENT34 INTEGRATION REQUIREMENTS44.1 PRESENT SITUATION OF POWER SYSTEM44.2 SUMMARIZE OF PV POWER STATION44.3 POWER SYSTEM DEVELOPMENT PLANNING45 DESIGN OF PRIMARY SYSTEM55.1 BALANCE OF ELECTRICAL POWER QUANTITY55.2 NECESSITY OF PV POWER

3、STATION CONSTRUCTION AND ITS STATUS AND FUNCTION IN POWER SYSTEM55.3 VOLTAGE LEVEL AND INTEGRATION SCHEMES55.4 LOAD FLOW CALCULATION55.5 STABILITY ANALYSIS65.6 SHORT-CIRCUIT CURRENT CALCULATION65.7 REACTIVE POWER COMPENSATION65.8 POWER QUALITY75.9 TECHNICAL AND ECONOMIC ANALYSIS OF INTEGRATION SCHEM

4、ES75.10 ELECTRICAL PARAMETERS REQUIREMENTS76 DESIGN OF SECONDARY SYSTEM96.1 POROTECTION96.2 POWER SYSTEM SECURITY AND STABILITY EQUIPMENT96.3 POWER SYSTEM AUTOMATION106.4 ELECTRICAL POWER METERING DEVICE AND REMOTE TERMINAL106.5 COMMUNICATION SYSTEM11DESCRIPTIVE PROVISION12EXPLANATION OF WORDING IN

5、THIS CODE13NORMATIVE STANDARD141总 则1.0.1 为规范光伏发电站接入电力系统设计，促进光伏发电站顺利并网，保障光伏发电站接入后电力系统的安全稳定运行，制订本规范。1.0.2 本规范适用于通过110kV（66kV）及以上电压等级接入电力系统的新建、改建和扩建光伏发电工程。1.0.3 光伏发电站通过汇集升压站方式接入系统，当汇集站高压侧为110kV（66kV）及以上电压等级时，也适用于本规范。1.0.4 光伏发电站接入系统设计应从全局出发，统筹兼顾，按照安装规模、工程特点、发展规划和电力系统条件合理确定设计方案。1.0.5 光伏发电站接入系统设计应采用符合国家现行

6、有关标准的效率高、能耗低、可靠性高、性能先进的电气产品。1.0.6 光伏发电站接入系统设计，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。2术语2.0.1 并网点 point of interconnection（POI） 光伏发电站升压站高压侧母线或节点。 2.0.2 低电压穿越 low voltage ride through（LVRT）当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。3基本规定3.0.1 光伏发电站接入系统设计，在进行电力电量平衡、潮流计算和电气参数选择时，应充分考虑组件类型、跟踪方式和辐照度对

7、光伏发电站出力特性的影响。3.0.2 在进行接入系统设计时，可根据需要同时开展光伏发电站接入系统电压稳定、无功补偿和电能质量专题研究。4接入系统条件4.1电力系统现况4.1.1电源现况应包括装机规模及电源结构、发电量、设备年利用小时数、调峰调频特性等。4.1.2负荷现况应包括最大发电负荷、全社会用电量、负荷特性等。4.1.3电网现况应包括电网接线方式、与周边电网的送受电情况、光伏发电站周边的变电站规模、相关电压等级出线间隔预留及扩建条件、线路型号及长度、线路走廊条件等。4.2光伏发电站概述4.2.1光伏发电站概述应包括项目所在地理位置、太阳能资源概况、规划规模、本期建设规模、前期工作进展情况、

8、装机方案、设计年发电量、出力特性、建设及投产时间等内容。4.2.2对于扩建光伏发电站，还应说明现有光伏发电站概况、扩建条件等。4.3电力系统发展规划4.3.1 根据经济发展形势和用电负荷增长情况，对相关电网的负荷水平及负荷特性进行预测。4.3.2 概述相关电网的电源发展规划，包括电力资源的分布与特点、新增电源建设进度、机组退役计划及电源结构等。4.3.3 概述相关电网的电网发展规划，包括设计水平年和展望年的变电站布局及规模、电网接线方式、电力流向等。5一次部分设计5.1电力电量平衡5.1.1在电力平衡计算时，应根据负荷特性和光伏发电站出力特性，列出各水平年最大负荷且光伏发电站零出力及最大出力方

9、式下电网的电力平衡表。各水平年的电力平衡宜按季或月进行分析。5.1.2 应列出相关电网各水平年的电量平衡表。5.1.3 当光伏发电站规模较大时，应分析系统的调峰、调频能力，确定电网能够消纳光伏发电站的电力。5.2 光伏发电站建设的必要性及其在系统中的地位和作用5.2.1 光伏发电站建设的必要性应从满足电力需求、改善电源布局和能源消费结构、促进资源优化配置和节能减排等方面进行论述。5.2.2 根据电力电量平衡的结果，分析光伏发电站的电力电量消纳范围和送电方向，并说明光伏发电站在系统中的地位和作用。5.2.3 对光伏发电站的规划规模、本期建设规模、装机方案、建设及投产时间，应从电力系统角度提出分析

10、意见及合理化建议。5.3电压等级与接入电网方案5.3.1 简要说明光伏发电站本期工程投产前相关电压等级电网的接线方式和接入条件。5.3.2 根据光伏发电站规模、在电力系统中的地位和作用、接入条件等因素，确定送出电压等级；考虑远近期结合，提出接入系统方案，并初步选择送出线路导线截面。5.3.3 对提出的接入系统方案进行必要的电气计算和技术经济比较，提出推荐方案，包括出线电压等级、出线方向、出线回路数、导线截面等。5.4潮流计算5.4.1 潮流计算应包括设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式。当光伏发电站最大出力主要出现在腰荷时段时，还应计算腰荷运行方式。5

11、.4.2 当光伏发电站容量较大时，还应分析典型方式下光伏出力变化引起的线路功率和节点电压波动，避免出现线路功率或节点电压越限。5.4.3 潮流计算应对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。5.4.4 通过潮流计算，检验光伏发电站接入电网方案，选择导线截面和电气设备的主要规范，选择调压装置、无功补偿设备及其配置。5.5安全稳定分析5.5.1 通过稳定性分析，验算光伏发电站接入是否满足电力系统稳定运行的要求，分析是否需要采取提高稳定性的措施。5.5.2 稳定性分析一般包括静态和暂态稳定计算，必要时进行动态稳定计算。5.5.3 稳定计算采用的正常运行方式应为电网正常但光伏发电站出力最大的运行方式

12、，静态稳定计算采用的事故后运行方式应是以正常运行方式为基础只考虑潮流较大的一回线路退出后的运行方式。5.5.4 暂态稳定计算采用的故障型式，应满足DL 755的要求，并考虑光伏发电站出力突变下的系统稳定性。5.5.5 稳定计算中光伏发电站的模型应能充分反映其暂态响应特性。5.5.6 光伏发电站接入不能满足稳定要求时，应提出提高稳定的措施。5.6短路电流计算5.6.1 进行必要的短路电流计算为新增电气设备的选型提供依据。5.6.2 短路电流计算应包括光伏发电站并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相和单相短路电流。5.6.3 当光伏发电站使电网的短路电流达到或接近控制水平时，应通过技术

13、经济比较，选择合理的限流措施。5.7无功补偿5.7.1光伏发电站的功率因数和电压调节能力应满足GB 19964的要求，不能满足要求时，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。5.7.2光伏发电站无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗等因素。5.7.3 光伏发电站宜安装无功功率或电压控制系统以充分利用光伏逆变器的无功调节能力；需安装辅助无功补偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时应安装动态无功补偿装置。5.8电能质量5.8.1光伏发电站向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡和电压波动等方面应满

14、足GB 19964的要求。5.8.2光伏发电站应在并网点装设电能质量在线监测装置，以实时监测光伏发电站电能质量指标是否满足要求。5.9方案技术经济分析5.9.1简要列出各接入系统方案投资估算表，主要包括送出线路部分投资、对侧系统变电站投资。对于各接入系统方案涉及到的光伏发电站升压站部分投资，如各方案升压站投资差异较大，也可将不同部分列入投资估算表中一并进行投资分析比较。5.9.2列出各接入系统方案技术经济综合比较表，主要包括各接入系统方案消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布等电气计算结果、方案对系统运行的影响（如电压波动、运行管理、谐波等电能质量等）、投资估算等。5.9.3对各接入系统方案

15、进行综合技术经济分析比较，提出推荐方案。5.10电气参数要求5.10.1根据光伏发电站规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情况、出线电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较，对并网点升压电气主接线提出要求。5.10.2对以下主要电气设备参数提出要求：（1）主变压器的参数规范，包括额定电压、容量、台数、阻抗、调压方式（有载或无励磁）、调压范围、分接头以及主变压器中性点接地方式（当经电抗接地时，要包括其参数）。（2）确定是否需要安装无功补偿装置，初步提出无功补偿装置容量、类型、电压等级、台数。（3）提出对逆变器电能质量、防孤岛保护和低电压穿越能力等要求。（4）对新增断路器技术参数提出

16、要求。6二次部分设计6.1系统继电保护6.1.1 继电保护配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，应符合现行国家标准GB/T 14285的有关规定。6.1.2 简述与光伏发电站相关的电网继电保护现状及存在的问题。6.1.3 分析一次系统对继电保护配置的特殊要求。6.1.4 根据光伏发电站接入系统方案，论述系统继电保护配置原则。6.1.4 提出相关继电保护的配置方案。6.1.5 提出继电保护对通信通道的技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。6.1.6 提出继电保护对电流互感器、电压互感器（或带电显示器）、对时系统和直流电源等的技术要求。6.2安全稳定控制装置6.2.1 简述

17、与光伏发电站相关电网现有安全稳定控制装置配置现状及存在的问题。6.2.2 以一次系统的潮流、稳定计算为基础，进行必要的补充校核计算，对系统进行稳定分析，提出光伏发电站安全稳定控制装置配置原则。6.2.3 根据分析结论，提出相关安全稳定控制装置的配置方案。6.2.4 提出频率电压异常紧急控制装置配置方案。6.2.5 结合继电保护配置、频率电压异常紧急控制装置配置和低电压穿越技术要求，提出防孤岛保护配置方案。6.2.6 根据相关电网实时动态监测系统总体建设要求，分析光伏发电站配置相角测量装置的必要性，提出配置方案。6.2.7 确定是否需结合相关送出工程进一步开展安全稳定控制系统专题研究。6.2.8

18、 提出安全稳定控制装置对通信通道的技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。6.2.9提出对电流互感器、电压互感器和直流电源等的技术要求。6.3电力系统自动化6.3.1 简述与光伏发电站相关的调度自动化系统、调度数据网等的现状及存在的问题。6.3.2 根据调度管理、光伏发电站的容量和接入公用电网电压等级提出光伏发电站与调度关系。6.3.3 根据调度关系，确定接入的远端调度自动化系统并明确接入调度自动化系统的远动系统配置方案。6.3.4 根据调度自动化系统的要求，明确向调度端传送的远动信息内容。6.3.5 根据相关调度端有功功率、无功功率控制的总体要求，分析光伏发电站在公用电网中的地位

19、和作用，明确远动系统参与有功功率控制与无功功率控制的上下行信息及控制方案。6.3.6 根据站内功率预测要求，确定功率预测系统与远动系统接入方案以及交换的信息内容。6.3.7 根据调度关系组织远动系统至相应调度端的远动通道，明确通信规约、通信速率或带宽。6.3.8 提出相关调度端自动化系统的接口技术要求。6.3.9 根据电力系统二次安全防护总体要求，分析本工程各应用系统与网络信息交换、信息传输和安全隔离要求，提出二次系统安全防护方案、设备配置和软件配置需求。6.4电能量计量装置及电能量远方终端6.4.1 简述相关电能量计费系统现状及存在的问题。6.4.2 简述相关电能量计费系统的计量关口点和考核

20、关口点的设置原则。6.4.3 根据关口点的设置原则确定光伏发电站的计费关口点和考核关口点。6.4.4 提出关口点电能量计量装置的精度等级以及对电流互感器、电压互感器的技术要求。6.4.5 提出电能量计量装置的通信接口技术要求。6.4.6 根据电能量计费系统现状，确定确定电厂向相关调度端传送电能量计量信息的内容、通道及通信规约。6.4.7 提出相关调度端电能量计费主站系统的接口技术要求。6.5通信系统6.5.1 简述与光伏发电站相关的通信传输网络、调度程控交换网、综合数据网、公用通信网等的现状及存在的问题，相关的已立项或在建通信项目情况等。6.5.2 简述光伏发电站接入电力系统的通信系统建设方案

21、。提出与相关主站系统的管理关系和通信要求。 6.5.3 根据各相关的电网通信规划，分析光伏发电站在通信各网络中的地位和作用，分析各业务应用系统（包括保护信息管理、安全稳定控制、调度自动化、电能量计费等）对通道数量和技术的要求。6.5.4 根据需求分析，提出设计光伏发电站通信系统建设方案，包括光缆建设方案、光通信电路建设方案、组网方案、载波通道建设方案等，设计至少应提出两个可选方案，并进行相应的技术经济比较，提出推荐方案。6.5.5 提出推荐通信方案的通道组织。6.5.6 根据相关电网综合数据通信网络总体方案要求，分析光伏发电站在网络中的作用和地位及各应用系统接入要求，提出综合数据通信网络设备配

22、置要求、网络接入方案和通道配置要求。6.5.7 根据相关电网调度程控交换网总体方案要求，分析光伏发电站在网络中的作用和地位，提出调度程控交换网设备配置要求、网络接入方案、中继方式和通道配置要求。6.5.8提出通信系统对机房、电源、机房动力环境监视系统等相关环境的要求和设计方案。6.5.9 当推荐的通信方案需建设中继站或比较复杂，必要时应提出专项研究报告，说明项目建设的必要性、可行性，提出项目建设方案和投资。标准用词说明一、对本规范中要求严格程度不同的用词说明如下，以便在执行时区别对待。 1.表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”；反面词采用“严禁”。 2.表示严格，在正常情况下均应这

23、样做的： 正面词采用“应”；反面词采用“不应”或“不得”。 3.表示允许稍有选择，在条件许可时首先这样做的： 正面词采用“宜”或“可”；反面词采用“不宜”。 表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。二、在条文中明确按照指定的标准、规范或其它有关规定执行的，写法为“应按执行”或“应符号要求或规定”。引用标准名录GB 50293城市电力规划规范GB/T 50062-2008 电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差GB/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 1

24、4549-1993电能质量 公用电网谐波GB/T 15543-2008电能质量 三相电压不平衡GB 156标准电压GB/T17883 0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表DL/T 448 电能计量装置技术管理规程DL/T 5429-2009电力系统设计技术规程DL/T 614 多功能电能表DL/T 645多功能电能表通信协议中华人民共和国国家标准光伏发电站接入电力系统设计规范GB*20*条 文 说 明（征求意见稿）1总 则1.0.1 本条为制定本规范的目的。大规模光伏发电站是我国光伏发展的重要方向之一。为了促进大型光伏发电站的顺利并网，保障光伏发电站接入后电力系统的安全稳定运行，需要对光伏

25、发电站接入电力系统进行规范化设计。1.0.21.0.3 规定了本规范的适用范围。我国资源的地域特征明显，与需求呈逆向分布，如我国的西北地区太阳能资源非常丰富，非常适合发展大规模光伏发电站，但当地的负荷比较小，需要通过高压、远距离向外输送，一般通过110kV（66kV）及以上电压等级接入，或者采用多个光伏电站汇集后再集中送出方式。所以本规范适用于直接或间接（汇集站方式）通过110kV（66kV）及以上电压等级接入电力系统的新建、改建和扩建光伏发电工程。1.0.4 本条规定了光伏发电站接入系统的设计原则。各光伏发电站有着不同的安装规模和工程特点，其接入系统方案和当地的电力系统运行条件密切相关，因此

26、要用发展的眼光综合考虑光伏发电站自身和所接入电力系统的现状及规划，合理的进行设计。1.0.5 为了使光伏发电站接入系统后运行安全、可靠、经济，本条规定了设计所采用的电气产品应符合国家现行有关标准的效率高、能耗低、可靠性高、性能先进等技术要求。1.0.6 本条明确了本规范与相关标准之间的关系。本规范为光伏发电站接入系统设计的统一专业技术标准。除个别内容在本规范中强调而外，凡在国家现行的标准中已有规定的内容，本规范不再重复。2术语本规范为新编国家标准，为执行条文规定时正确理解特定的名词术语的含义，列入了一些术语，以便查阅。3基本规定3.0.1 本条强调了光伏发电站的出力特性在设计中的重要性，光伏发

27、电站的出力特性与所选择的组件类型、跟踪方式以及当地的辐照度都密切相关，其对电力电量平衡、潮流计算和电气参数选择影响很大，因此在光伏发电站接入系统设计中的应充分考虑光伏发电站的出力特性。3.0.2 光伏发电站规模较大或接入电网结构较为薄弱时，会对电网带来较大的不利影响，可根据光伏发电站的设计规模、所接入系统的运行条件等，根据需要同时开展光伏发电站接入系统电压稳定、无功补偿和电能质量专题研究，以确保光伏发电站接入系统后电网和光伏发电站的安全可靠稳定运行。4接入系统条件4.1电力系统现况4.1.14.1.2 光伏发电站的出力具有一定的可预测性，但是也存在一定的随机性和波动性，会对电网的调峰带来影响。

28、因此，为跟踪光伏发电站出力变化并满足负荷用电需求，尤其对于较大容量规模并网的光伏发电站，需要结合电源调峰特性和负荷特性，对电力系统调峰调频运行情况进行分析。故4.1.1条提出电源的调峰调频特性要求，4.1.2条提出负荷特性要求。4.2光伏发电站概述4.2.1 对于光伏发电站的出力特性，可参考该地区具有相同跟踪方式的光伏发电站的出力统计数据，或对该地区光照强度监测统计数据进行分析后得到。5一次部分设计5.1电力电量平衡5.1.1 电网最大负荷且光伏发电站零出力方式下电力平衡计算的目的是分析电力系统中其他电源能否满足负荷需求，以及满足负荷需求所需要的发电设备容量。光伏发电站最大出力方式下电力平衡计

29、算的目的是确定其电力的合理消纳范围。光伏发电站最大出力一般出现在用电负荷的腰荷时段，在电力平衡计算时可适当降低电网内其他水、火电机组的出力，并考虑电网间正常的送受电，如果电力平衡结果存在明显的电力盈余，则表示应进一步扩大该光伏发电站的电力消纳范围。由于不同季节的负荷特性、光伏发电站出力特性和电源开机方式有所不同，各水平年的电力平衡宜按季或月进行分析。5.1.3 光伏发电站的出力具有一定的波动性，运行中需要电力系统内其他水、火电机组为其调峰、调频。因此，分析系统调峰、调频能力可确定电网接纳光伏电发电的能力，为研究光伏发电站的消纳范围提供依据。5.2 光伏发电站建设的必要性及其在系统中的地位和作用

30、5.2.3 对光伏发电站的规划规模、本期建设规模、投产时间等提出建议是为了使电力系统中光伏发电的规模与其他电源和电网的总体发展相协调，保证光伏发电站的容量在电力系统的可接纳范围之内。建议的内容可针对光伏发电站及电力系统的各个方面，例如：对光伏发电站的规划规模和建设时序进行调整、对光伏发电站的装置和运行提出技术要求、对电力系统发展规划给出优化意见等。5.3电压等级与接入电网方案5.3.2 提出的接入系统方案是经初步判断后基本可行的方案，一般有两个及以上，供进一步比选。送出线路的导线截面一般根据光伏发电站的最大送出电力，按线路的可持续送电能力及经济性综合考虑进行选择。5.4潮流计算5.4.1 由于

31、光伏发电最大出力大都在中午时刻，而在此时间段内负荷处于腰荷状态的几率非常大，所以应根据接入电网的负荷特性，必要时应计算午间光伏大出力下电网腰荷运行方式。5.4.2 光伏发电站出力受辐照度的影响非常大，每天都会出现从零出力到最大出力再到零出力的变化过程，会对并网点甚至相邻电网节点电压带来较大影响。因此，应分析光伏发电站出力变化引起的线路功率和节点电压波动，避免出现线路功率或节点电压越限。在光伏发电站接入电网末端时，在光伏发电站出力从零至满发变化时，并网点会出现电压先升高后降低的过程，所以不能简单的仅仅分析光伏发电站零出力和满出力两种状态对电压的影响。分析光伏发电站出力变化对电网潮流的影响，应采用

32、典型方式下，计算光伏发电站出力从零至满发平滑变化情况下（或者按照10%递增），对电网相关节点电压和线路功率的影响。5.4.3 光伏发电站有过渡性接入方案时，应计算过渡年有代表性的运行方式。5.4.4 通过潮流计算，可以分析出光伏发电站接入对电网线路功率、节点电压和无功平衡的影响，针对这些影响，应提出导线截面和电气设备的主要规范，提出调压装置、无功补偿设备及其配置方案。如果出现潮流严重不合理的情况，应修改光伏发电站接入电网方案。5.5安全稳定分析5.5.1 鉴于光伏发电站具有与常规电源不同的运行特性，尤其是当光伏穿透功率比较大时，需要分析光伏发电站接入系统后，在电网故障和光伏发电站自身波动或故障

33、时电力系统的稳定性，并根据计算结果分析发生故障情况下电网的电压、功角、频率的运行情况，分析是否需要采取提高稳定性的措施。5.5.2 根据DL 755，电力系统安全稳定计算分析的任务是确定电力系统的静态稳定、暂态稳定和动态稳定水平，分析和研究提高安全稳定的措施。稳定性分析一般包括静态和暂态稳定计算。静态稳定是指电力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行状态的能力；暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保持同步运行并过渡到新的或恢复到原来稳态运行方式的能力。光伏发电站接入后会对系统产生一定的影响，需要分析电网受到小干扰和大干扰后，系统的静态和暂态稳定性。光伏发电站出力随着天

34、气的变化具有明显的波动性和间歇性，电网为了保持电压和频率稳定，需要实时的进行调节。对于短路容量比较小的电网，且光伏穿透功率比较大时，有必要进行动态稳定计算，以验证电力系统在光伏发电站出力变化过程中，通过自动调节和控制装置的作用下，是否能够保持长过程的运行稳定性。5.5.3 光伏发电站出力最大时，在相同的故障条件下对电力系统的影响也最大，为了分析光伏发电站接入系统后对电网的最大影响，得出光伏发电站接入后保证系统稳定运行应采取的具体措施，稳定计算采用的正常运行方式应为电网正常但光伏发电站出力最大的运行方式。对于静态稳定计算所采用的事故后运行方式，应考虑最不利于系统稳定运行的运行方式，在该方式下所进

35、行的稳定计算最能反映系统的安全稳定性，因此只考虑潮流较大的一回线路退出后的运行方式即可。5.5.4 暂态稳定计算采用的故障型式，应满足DL 755的要求，考虑在最不利地点发生金属性短路故障。根据实测数据，对于兆瓦级以上的光伏发电站，其出力在短时间之内可以突变60%70%，如此大的出力突变会对电网的电压和频率都产生一定的影响，因此需考虑光伏发电站出力突变下的系统电压、频率稳定性。5.5.5 稳定计算中光伏发电站的模型应能充分反映其暂态响应特性, 以保证满足计算所要求的准确性和精度。5.5.6 经过计算分析，若光伏发电站接入不能满足稳定要求时，为了保证电力系统的安全稳定运行，应提出提高稳定的措施，

36、如加强安稳措施、加强网架结构、修改光伏发电站接入系统方案等。5.6短路电流计算5.6.1 光伏发电站接入系统后，在电网母线或线路发生短路故障时，会提供一定的短路电流，会改变电网相关母线节点和线路的短路水平，为了保证电气设备的安全，有必要进行短路电流计算，以对现有电气设备的短路电流水平进行校核，也为新增电气设备的选型提供依据。5.6.2 光伏发电站所提供的短路电流，越靠近光伏发电站侧短路电流越大，为了计算光伏发电站提供的最大短路电流，并统筹考虑光伏发电站和电网的发展规划，避免电气设备的更换，减少投资，短路电流计算应包括光伏发电站并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相和单相短路电流。5

37、.6.3 目前限制短路电流的措施主要有采用高阻抗变压器、在变压器回路中装设电抗器、变压器分列运行、在出线装设电抗器、提高系统运行电压等级等，当光伏发电站使电网的短路电流达到或接近控制水平时，应通过技术经济比较，选择合理的限流措施，以使电网的短路电流限制在允许范围内。5.7无功补偿5.7.1 光伏发电站要充分利用光伏逆变器的无功容量及其调节能力，光伏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。当光伏逆变器的无功容量不能满足系统电压调节需要时，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。5.7.2 在光伏发电站出力比较大时，站内汇集线路、

38、变压器和送出线路都有一定的无功损耗，并且逆变器的功率因数在一定范围之内可调，在某一运行方式下可提供一定的无功容量；光伏发电站出力比较小时，站内汇集线路和送出线路会有一定的充电功率。因此光伏发电站无功补偿容量的计算应充分考虑这些因素。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，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。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

39、接入公共电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配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。5.7.3 光伏发电站宜安装无功功率或电压控制系统，根据电力系统调度机构指令，自动调节光伏逆变器发出（或吸收）的无功功率，将光伏发电站并网点电压控制在标称电压的97107范围内，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。若光伏逆变器无功容量无法满足电压调节要求，或者为了降低光伏发电站出力的快速波动对电网电压的影响，需安装辅助无功补

40、偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时应安装动态无功补偿装置，将电网电压水平控制在国标允许范围之内。5.8电能质量5.8.1 由于光伏发电站出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电站通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换为交流，含有大量的电力电子设备，所以其接入系统会对电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、三相电压不平衡和电压波动等，为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电站引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。光伏发电站所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549的要求，谐波电流限值见表1和表2所示。其中光伏发电站向电力系统注入的谐波电流允许值应按照光伏发电站安

41、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。当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，表2中的谐波电流允许值应进行相应换算。标称电压在110kV以上的可以参照110kV所对应的允许值。表1 公用电网谐波电压限值（相电压）电网标称电压(kV)电压总畸变率(%)各次谐波电压含有率(%)奇次偶次663.02.41.21102.01.60.8表2 注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压（kV）基准短路容量（MVA）谐波次数及谐波电流允许值，A23456789101112136630016138.1135.19.34.14.33.35.92.75110750129.669.6

42、46.833.22.44.323.7141516171819202122232425663002.32.623.81.83.41.61.91.52.81.42.61107501.71.91.52.81.32.51.21.41.12.111.9光伏发电站并网点的电压偏差应满足GB/T 12325的要求，即其电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%。光伏发电站所接入公共连接点的电压不平衡度及光伏发电站引起的电压不平衡度应满足GB/T 15543的要求，即光伏发电站所接入的公共连接点在电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%；光伏发电站引起该点负序电压不平衡度允许值一般为1

43、.3%，短时不超过2.6%，根据连接点的负荷状况以及邻近发电机、继电保护和自动装置安全运行要求，该允许值可作适当变动。光伏发电站所接入公共连接点的电压波动应满足GB/T 12326的要求。对于光伏发电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1r10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏发电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过2.5%。5.8.2 光伏发电站接入系统所引起的电能质量问题与光伏发电站自身的运行特性以及电网的运行方式等都有密切关系，尤其是谐波问题与逆变器参数、电网运行方式密切相关，因此光伏发电站应在并网点装设电能质量在线监测装置，以实时监测光伏发电站电能质量指标是否满足

44、要求。若不满足要求，光伏发电站需安装电能质量治理设备，以确保光伏发电站合格的电能质量。5.9方案技术经济分析5.9.1 列出各接入系统方案投资估算表时，应包括系统一次部分即送出工程部分投资、系统二次部分投资；对于光伏发电站升压站部分投资，如各方案升压站投资差异较大，也可将不同部分列入投资估算表中一并进行投资分析比较。5.9.2 进行各接入系统方案技术经济综合比较时，应对各个方案的技术经济要点进行比较，主要包括各接入系统方案消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布等电气计算结果、方案对系统运行的影响（如短路电流、电能质量等）、投资估算等，此外，对涉及到方案比选的其他相关技术要点，视方案技术经济综

45、合比较需要，也可列入比较表进行综合比较。5.9.3在综合比较表的基础上，需对整个接入系统方案进行技术经济方面的分析、比较，提出推荐方案。6二次部分设计6.1系统继电保护6.1.1 在光伏发电站内装设的继电保护装置，在发生短路故障或异常运行时，为了能快速准确的切除被保护设备和线路，限制事故影响，提高系统稳定性，减轻故障设备和线路的损坏程度，应符合现行国家标准GB/T 14285的有关规定，满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。6.1.2 光伏发电站接入系统后，在电网发生短路故障下会提供一定的短路电流，对电网现有的继电保护有一定的影响，尤其是距光伏发电站比较近的继电保护装置，有必要对电网中现有

46、的继电保护装置整定值进行修正。因此需要分析与光伏发电站相关的电网继电保护现状及存在的问题，以对光伏发电站接入后需要采取的措施提供基础。6.1.36.1.4 根据光伏发电站内部组成、接线方式以及接入系统方案，分析一次系统对继电保护配置的特殊要求，论述系统继电保护配置原则。提出相关线路过电流保护、线路过电压保护、母线保护、断路器失灵保护及故障录波器的配置方案。6.1.5 继电保护应具有通信通道，便于系统联网监视、信息共享及远方调度中心控制、查看及监视，因此需要对通信通道提出技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。6.1.6 为了保证继电保护准确、可靠的动作，需要对保护所用电气设备提出技术要求，包括电流互感器、电压互感器（或带电显示器）、对时系统和直流电源等。6.2安全稳定控制装置6.2.1 光伏发电站安全自动控制装置的配置需要根据现有电力系统的安全自动装置配置现状和存在的问题情况确定。6.2.26.2.3 系统的潮流、稳定计算是光伏发电站安全稳定控制装置配置原则的基础，并辅以必要的补充校核计算才能正确的提出安稳装置配置原则和配置方案。6.2.4 针对频率电压异常紧急状态，光伏发电站应该有应对的安稳控制方案。6.2.5 光伏发电站的防