浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则

浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则〔试行〕2023年十月目次范围............................................................................................................................................................................1标准性引用文件 1术语和定义 2一般原则..................................................................................................................................................................3电能质量..................................................................................................................................................................6功率掌握和电压调节 10电网特别时的响应 11保护.........................................................................................................................................................................13通用技术条件 14电能计量 15监控与通信 16并网检测 17浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则范围本细则内全部光伏电站均指并网光伏电站。本细则规定了光伏电站并网运行应遵循的技术要求和根本原则。本细则适用于通过逆变器接入浙江电网的光伏电站，包括有变压器或无变压器连接。标准性引用文件随后全部的修改单〔不包括订正的内容版本适用于本细则。GB311.1-1997 高压输变电设备的绝缘协作GB2894-2023 安全标志GB7251.1-2023 低压成套开关设备和掌握设备1局部：型式试验和局部型式试验成套设备GB/T12325-2023 电能质量供电电压允许偏差GB/T12326-2023 电能质量电压波动与闪变GB/T14549-1993 电能质量 公用电网谐波GB/T15543-2023 电能质量三相电压不平衡GB/T18479-2023 地面用光伏〔PV〕发电系统概述和导则GB/T18481-2023 电能质量临时过电压和瞬态过电压GB/T19939-2023 光伏电站并网技术要求GB/T2900.50-2023 电工术语GB/Z19964-2023 光伏发电站接入电力系统技术规定GB50057-1994 建筑物防雷设计标准GB50343-2023 建筑物电子信息系统防雷技术标准DL/T448-2023 电能计量装置技术治理规程DL/T645-2023 多功能电能表通信协议DL/T5202-2023 电能量计量系统设计技术规程SJ/T11127-1997 光伏〔PV〕发电系统过电压保护－导则Q/GDW-11-133-2023 10～110kV系统继电保护技术应用标准IEC61000-4-30 4-30局部试验和测量技术-电能质量国家电网进展[2023]747号国家电网公司光伏电站接入电网技术规定〔试行〕术语和定义以下术语和定义适用于本细则：3.1光伏电站PVPowerStation〔单台或多台〕、相关的电站掌握设备和变压器等在内的发电系统。3.2峰瓦Wattspeak指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。其需在25±2℃，太阳1000W/m2AM1.5标准的太阳光谱辐照度等测试条件下获得。3.3电力系统Electricalpowersystem;Electricitysupplysystem发电、输电及配电的全部装置和设备的组合。3.4电网Grid的发电厂和用户联接成一个整体，把集中生产的电能配送到众多个分散的电能用户。3.5并网光伏电站Grid-connectedPVStation接入电网〔输电网或配电网〕运行的光伏电站。3.6逆变器Inverter光伏电站内将直流电变换为沟通电的器件分。逆变器还具有掌握、保护和滤波功能，有时被称作功率调整子系统，功率变换系统，静态变换器，或者功率调整单元。3.7孤岛现象Islanding光伏电站与主电网解列时仍保持对局部电网连续供电的状态孤岛现象和打算性孤岛现象。非打算性孤岛现象unintentionalislanding非打算、不受控地发生孤岛现象。打算性孤岛现象intentionalislanding按预先配置的掌握策略，有打算地发生孤岛现象。3.8防孤岛anti-islanding造成以下不利影响：1可能危及电网设施维护人员和用户的人身安全；2干扰电网的正常合闸；3电网不能掌握孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。3.9产权分界点Boundaryofownership是指电网经营企业与发、用电企业〔用户〕电气设备的资产分界点。3.10公共连接点Pointofcommoncoupling(PCC)〔用户内部电网接入电力系统，则公共连接点指企业〔用户〕内部电网与公用电网的连接处。3.11并网点PVpointofinterconnection〔POI〕指光伏电站与电网之间的直接连接点，也是光伏电站解并列点。3.12计量点MeteringPoint指电能计量装置装设点。3.13功率因数Powerfactor由发电站输出总有功功率与总无功功率计算而得的功率因数。功率因数(PF)计算公式为：(1)中：——电站输出总有功功率； ——电站输出总无功功率。一般原则光伏电站分类光伏电站最终安装容量。小型光伏电站——接入电压等级为0.4千伏低压电网的光伏电站50千峰瓦〔kWp〕，一般不超过200千峰瓦〔kWp〕。中型光伏电站——接入电压等级为10~35千伏电网的光伏电站。中型光伏电站依据总安装容量分为A、B、C1。分类容量分类容量并网电压等级A类6000kWp≤光伏电站总安装容量＜20230kWp35kVB类1000kWp≤光伏电站总安装容量＜6000kWp10kVC类200kWp＜光伏电站总安装容量＜1000kWp10kV大型光伏电站——接入电压等级为110千伏及以上电网的光伏电站，大型光伏电站的20230千峰瓦〔kWp〕。光伏电站接入方式光伏电站接入公用电网方式见表2。分类接入方式分类接入方式大型电站110千伏以上专线接入公用电网变电所A类35千伏专线接入公用电网变电所B类宜10千伏专线接入公用电网变电所或开闭所C类T10千伏线路小型电站0.4千伏接入公用电网当中型光伏电站C类不具备就近T10近接入企业〔用户〕内部电网。〔用户〕内部电网。接入企业〔用户〕内部电网的光伏电站依据是否允许通过公共连接点向公用电网送电，分为可逆流和不行逆流。接入企业〔用户〕内部电网的光伏电站宜承受不行逆流方式。并网点要求光伏电站只能有唯一一个并网点。维护人员的人身安全。光伏电站承受0.4千伏并网且只有单台逆变器，在逆变器出口处装设并网断路器。0.4千伏并网且有多台逆变器，逆变器通过0.4千伏沟通母线汇接，然后在并网点装设并网断路器。光伏电站承受升压变压器并网变压器高压侧并列运行，高压侧母线作为并网点设置并网断路器。 1光伏电站专线/T〔并网点与公共连接点〕2光伏电站接入企业〔用户〕内部电网〔并网点与公共连接点〕准入功率要求光伏电站接入公用电网，总安装容量应掌握在上级变电站最小单台变压器额定容量的15%以内。光伏电站T1015%以内。电压调整5.2规定的范围。过电压谐振过电压等。依据GB/T18481-2023《电能质量临时过电压和瞬态过电压》，110千伏系统工频过电压不超过1.3p.u.；35千伏系统工频过电压不超过p.u.；10千伏系统工频过电1.1

p.u.。过电压标幺值：a〕1.0p.u.=U/m

；b〕谐振过电压和1.0p.u.=电能质量一般性要求

U/，此处U 指系统最高电压。m m不平衡、直流重量、电压波动和闪变方面应满足国家相关标准及本细则要求。IEC61000-4-30《电磁兼容第4-30局部试验和测量技术-电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。对于大型和中型光伏电站，小型光伏电站，电能质量数据应具备一年及以上的存储力量，必要时供电网经营企业调用。电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2023《电能质量供电电压允许偏差》的规定，即：35千伏及以上供电电压正、负偏差确实定值之和不超过标称电压的10%。20千伏及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%。过测试，测试数据应包括光伏电站投产前后的测试数据。〔均为正或负谐波和波形畸变谐波限制值光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公3所示：电网标称电压电压总畸变率各次谐波电压含有率〔%〕电网标称电压电压总畸变率各次谐波电压含有率〔%〕〔kV〕〔%〕奇数偶次0.385.04.02.0643.21.6103532.11.211021.60.8〔方均根值4中规定的允许值。当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时4中谐波电流允许值应依据公式〔2〕进展换算。标准电压(kV)标准电压(kV)谐波次数及谐波电流允许值，A基准短路容量MVA23456789101112130.3107862396226441921162813248610043342134142411118.5167.11310100262013208.5156.46.85.19.34.37.93525015127.7125.18.83.84.13.15.62.64.7110750129.669.646.833.22.44.323.7标准电压(kV标准电压(kV)0.3谐波次数及谐波电流允许值，A基准短路容量MVA1415161718192021222324251011129.7188.6167.88.97.1146.512861006.16.85.3104.794.34.93.97.43.66.8101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.1352502.22.51.93.61.73.21.51.81.42.71.32.51107501.71.91.52.81.32.51.21.41.12.111.9〔2〕式中：S——公共连接点的最小短路容量，MVA；k1S——基准短路容量，MVA；k2A；hpI——短路容量为S 时的第h次谐波电流允许值。h K1同一公共连接点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议容量h〔Ihi〕3计算。〔3〕〔2〕h次谐波电流允许值，A；hSi个用户的用电协议容量，MVA；iS——公共连接点的供电设备容量，MVA；t5取值。5相位迭加系数h35711139，>13，偶次a1.11.21.41.81.92光伏电站总谐波电流畸变率〔THDi%〕应小于光伏电站额定电流的5%〔光伏电站输出50%额定功率〕。当依据GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》，承受“最小短路容量”、“供6。6光伏电站注入公共连接点各次谐波电流限值谐波次数谐波次数谐波电流限值〔%〕×INh＜11次11≤h＜17次17≤h＜23次23≤h＜35次35≤h<5.0%×I<4.0%×I<2.0%×I<1.5%×I<0.6%×I<0.3%×INNNNNN25%。注2：I为光伏电站额定电流折算到电能质量考核点电压等级后的值。N任何由未连接光伏电站的电网上的谐波电压畸变引起的谐波电流。谐波值的估算并网光伏电站谐波电流放射水平应依据光伏电站逆变器谐波电流频谱及逆变器容量计畸变率计算由各次谐波电流及公共连接点谐波阻抗计算确定。谐波的测量并网光伏电站谐波测量时段应选择光伏电站〔逆变器〕输出功率大于额定功率50%的时段内进展，测试时间不少于2小时，测量的间隔时间1分钟，测试数据CP95值应小于限制值。电压波动和闪变电压波动和闪变的限制值并网光伏电站在公共连接点引起的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2023《电能质量电压波动和闪变》的规定。并网光伏电站在公共连接点产生的电压变动，其限值和电压变动频度、电压等级有关，7。光伏电站并网引起的电压变动限值可取小于等于1次/小时。r/(次/小时r/(次/小时)d/%r≤110＜r≤100100＜r≤10004HV33*2.5*21.51.251注1：很少的变动频度r〔每日少于1次〕，电压变动限值d还可以放宽，但不在本细则中规定。2：对于随机性不规章的电压变动，表中有“*”的值为其限值。3：本细则中系统标称电压U等级按以下划分：N低压〔LV〕中压〔MV〕高压〔HV〕U≤1kVN1kV＜U≤35kVN35kV＜U≤220kVNlt电力系统公共连接点长时间闪变值P8闪变限值的要求。lt8闪变限值PPlt≤110kV1>110kV0.8i单个光伏电站闪变限值E为：i〔4〕G；Si/F≤St)；S——光伏电站总安装容量；iS——电网供电容量。t电压变动的估算电压变动d和电压变动频度rd可以通过其定义进展计算。〔5〕式中：△UU是系统标称电压。N当三相负荷的有功功率和无功功率的变化量分别为△Pi和△Qi〔6〕式中：RX分别为电网阻抗的电阻、电抗重量。L L电压变动和闪变的测量光伏电站在公共连接点单独引起的闪变值计算见公式7。〔7〕式中：P——光伏电站投入时的长时间闪变测量值；lt1P——背景闪变值，是光伏电站退出时一段时间内的长时间闪变测量值；lt0P——波动负荷单独引起的长时间闪变值。lt2天〔24小时〕为测量周期，以最大长时间闪变值作为测量值。电压不平衡GB/T15543-2023《电能质量三相电压不平衡》规定的限值。公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站单1.32.6％。电压不平衡测量应选择光伏电站〔逆变器〕输出功率大于额定功率50%的时段内进展。直流重量光伏电站并网运行时，并网点直流电流重量不应超过其沟通额定值的0.5%，当承受无变压器构造逆变器以获得更高效率时，可放宽至1%。光伏电站并网后直流重量测量应选择光伏电站〔逆变器〕输出功率大于额定功率50%的时段内进展。功率掌握和电压调整有功功率掌握大型和中型光伏电站应具有有功功率调整力量输出和最大功率变换率。令等信号自动调整电站的有功功率输出定值，以便在电网故障和特别运行方式时保证电力系统稳定性。大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的力量削减引起的光伏电站输出功率下降速度超过最大变化率的状况。电压／无功调整量以及掌握策略等。0.98〔超前〕～0.98〔滞后范围内连续可调。有特别要求时，可以与电网经营企业协商确定。〔保证功率因数前提下网远程设定。小型光伏电站输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数应不小于0.98〔超前或滞后〕；输出有功功率在20%～50%之间时，功率因数应不小于0.95〔超前或滞后〕。掌握范围。启动大型和中型光伏电站启动时需要考虑光伏电站的当前状态的信号。光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。停机除发生电气故障或承受到来自于电网远方指令以外允许的最大功率变化率范围内。电网特别时的响应电压特别时的响应特性为了使当地沟通负载正常工作，小型光伏电站输出电压应与电网相匹配。正常运行时，小型光伏电站在并网点处的电压允许偏差应符合GB/T1232－2023《电能质量供电电压允许偏差》的规定。9电。此要求适用于多相系统中的任何一相。9小型光伏电站在电网电压特别的响应要求逆变器沟通侧电压逆变器沟通侧电压U<0.5UN最大分闸时间*0.1s50%U≤U<85%UNN2.0s85%UN≤U≤110%UN110%UN<U<135%UN135%U ≤UN连续运行2.0s0.05s注1：U为光伏电站并网点的电网额定电压。N2：最大分闸时间是指特别状态发生到逆变器停顿向电网送电的时间。主控与监测电路应切实保持与电逆变器内电力电子开关，将逆变器置于热备用状态。注3：主控与监测的定义参见GB/T18479-2023《地面用光伏〔PV〕发电系统概述和导则》。大型和中型光伏电站应具备肯定的耐受电压特别的力量，避开在电网电压特别时脱离，引起电网电源的损失。当并网点电压在图3中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站必需路送电。L0 L1 图3中，U 为正常运行的最低电压限值，一般取0.9倍额定电压。U 为需要耐受的电压下限，T1为电压跌落到U 时需要保持并网的时间，T2为电压跌落到L0 L1 L1L1并网的时间U 、T1、T2数值确实定需考虑保护和重合闸动作时间等实际状况推举UL1L1设定为0.2倍额定电压，T11秒、T23秒。3大型和中型光伏电站的低电压耐受力量要求频率特别时的响应特性光伏电站并网时应与电网同步运行。对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5~50.2赫兹〔Hz〕范围时，应在0.2秒内停顿送电。假设在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停顿送电。大型和中型光伏电站应具备肯定的耐受系统频率特别的力量，应能够在表10所示电网频率偏离下运行：10大型和中型光伏电站在电网频率特别时的运行时间要求频率范围频率范围运行要求48Hz依据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定48Hz~49.5Hz49.5Hz~50.2Hz每次低于49.5赫兹〔Hz〕时要求至少能运行10分钟连续运行50.2Hz~50.5Hz每次频率高于50.2赫兹〔Hz〕时，光伏电站应具备能够连续运行2分钟的力量，0.2不允许处于停运状态的光伏电站并网在0.2秒内停顿向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网光伏电站解列与重合闸协作当接入线路故障时间伏电站的自动解列应满足与线路自动重合闸的协作关系光伏电站应在线路自动重合闸动作之前快速解列。保护配置原则确动作，保证电网的安全运行，确保修理人员和公众人身安全。动作，保障公众人身、电网和电站设备安全。、故障解列、逆功率保护。光伏电站安全与保护过流与短路保护光伏电站需具备肯定的过电流力量，在120％倍额定电流以下，光伏电站连续牢靠工作1分钟；在120%~150%额定电流内，光伏电站连续牢靠工作时间应不小于10秒。当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不超过额定电流的150%0.1秒以内将光伏系统与电网断开。防孤岛现象保护岛现象保护应保证在孤岛发生到并网断路器跳开〔将光伏电站与电网断开〕时间不得大于2秒。光伏电站与电网断开不包括用于监测电网状态的主控和监测电路。光伏电站的防孤岛现象保护必需同时具备主动式和被动式两种率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等。被动防孤岛现象保护方式主要有电压相位跳动、3次谐波电压变动、频率变化率等。7.17.2条款功能实现。恢复并网7.17.2要求。延时时间一般为20秒到55分钟，取决于当地条件。光伏电站并网保护并网断路器保护并网断路器应配置速断/过电流保护；对于110千伏并网，假设并网线路对侧保护配有光纤电流差动保护，则电站侧也应配置一样的保护。生短路时，应保护光伏电站内部沟通设备，防止消灭内部短路越级跳电网开关。升压变压器保护升压并网是指光伏电站通过升压变压器承受中压或高压并网〔并网点电压≥10千伏〕。升压变压器配置本体保护、差动/电流速断保护作为主保护，保护瞬时跳开变压器各侧的断路器。升压变压器宜配置过电流保护或复合电压闭锁过电流保护作为后备保护开相应的断路器。逆功率保护并网光伏电站接入企业〔用户率保护，在用户与公用电网的公共连接点检测到逆向电流超过光伏电站额定输出的5%，逆0.5～2秒内断开光伏电站并网断路器。电网侧保护公用电网接入光伏电站后，电网保护应保持牢靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。光伏电站承受专线接入公用电网，电网侧应配置一套线路保护。110千伏并网线路保护一般配置光纤电流差动保护。35千伏并网线路一般配置距离保护，系统有稳定要求或短线路整定协作困难时，应装设光纤电流差动保护。10千伏并网线路一般配置方向过流保护〔方向元件可投退〕，如有电网稳定要求，需配置全线速动保护。光伏电站承受T1035千伏纯架空线路或电缆、架空混合线路，电网侧线路保护应具备自动重合闸功能，自动重合闸应具备检测线路无电压功能。通用技术条件防雷和接地光伏电站和并网点设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127《光伏〔PV〕发电系统过电压保护-导则》，不得与市电配电网共用接地装置。光伏电站系统接地应满足：雷电引起的电压冲击。当从光伏方阵中拆去任何一个组件时，系统接地和/或设备接地都不应被切断。直流电路的地线和设备的地线应共用同一接地电极。假设直流系统有中性地线，应将这地线焊到输电设施干线的地线上。直流系统和沟通系统全部的地线应是共同的。依据GB50343《建筑物电子信息系统防雷技术标准》，防雷接地与沟通工作接地、直的最小值确定。光伏电站并网点设备应依据IEC60364-7-712《建筑物电气装置第7-712局部：特别装置或场所的要求太阳光伏〔PV〕发电系统》的要求接地/接保护线。依据GB50057-94《建筑物防雷设计标准》，一般光伏电站建筑物的防雷接地均可承受(带)或避雷针或由这两种混合组成的接闪器。每根引下线的接地电阻不宜大于10欧姆〔Ω〕。建筑物防雷接地装置宜与电气设备等接地装置共用。绝缘协作光伏电站的并网接口设备绝缘水平必需满足GB311.1-1997《高压输变电设备的绝缘协作》及GB7251.1-2023《低压成套开关设备和掌握设备》相关条款的要求。电磁兼容发生误动作。同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。抗干扰要求当并网点的闪变值满足GB 12326-2023《电能质量电压波动和闪变》、谐波值满足GB/T 14549-1993《电能质量公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足GB/T15543-2023《电能质量三相电压不平衡》的规定时，光伏电站应能正常运行。安全标识GB2894-2023《安全标志》和GB16197《安全标志使用导则》执行。电能计量计量点界点。当用电计量装置担忧装在产权分界点时全部者担当。光伏电站承受专线接入公用电网，计量点设在产权分界点。光伏电站承受T接方式接入公用线路，计量点设在光伏电站进线侧。光伏电站接入企业〔用户〕内部电网的，计量点设在并网点。其它状况依据相关政策执行，在购售电合同中明确。电能计量装置每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T448《电能计量装置技术治理规程》、DL/T5202《电能量计量系统设计技术规程》以及相关标准、规程要求。各一套。主、副表应有明确标志。电能信息采集终端远程通信的功能。计量装置通信协议符合DL/T645《多功能电能表通信协议》。采集信息应接入电网经营企业电能信息采集系统。电能计量装置由光伏电站产权归属方负责在并网前按要求安装完毕验〔包括电流互感器、电压互感器回路〕、安装、更换、加封，出具校验合格的证书或测试报告；电能计量装置投运前，应由电网经营企业和光伏电站产权归属方共同完成竣工验收。监控与通信监测参数的采集装置。正常运行信号光伏电站应向电网经营企业供给的监测信息至少应当包括：光伏电站并网状态、太阳板倾斜面辐照度、环境温度；光伏电站并网点有功功率、无功功率；有功电量、无功电量、功率因数；并网点的电压、电流；变压器分接头档位、断路器和隔离闸刀位置等。其中用于贸易结算的电量须采自电能计