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中华人民共和国国家标准
GBfF Stt866 - 2013
光伏发电站接入电力系统设计规范
Design c<Kb' &廿 photovoltar^' ptwer slat inn ccnnecling to powsriyslem
2013-01-28 发布
2013-09-01 实攝
中华人民推和国住房和城乡建设部畔厶籽亦 中华人民共和国国家质■监督检验检痘总局 魅口友布
Design code for photovoltaic power station connecting to power system
GB/T 50866-2013
主编部门：中国电力企业联合会 批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部 施行日期：2 0 1 3年9月1日
2013 北 京
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/T 50866-2013
☆
中国计划出版社出版 网址：www. jhpress. com
地址：北京市西城区木樨地北里甲11号国宏大厦C座3层 邮政编码：100038电话：（010） 63906433 （发行部） 新华书店北京发行所发行
北京世知印务有限公司印刷
850mmX 1168mm 1/32 1.5 印张 36 千字 2013年7月第1版2013年7月第1次印刷 ☆
统一书号：1580242 • 045 定价：12.00元
版权所有侵权必究
侵权举报电话：（010）63906404 如有印装质址问题，请寄本社出版部调换
第1626号
现批准《光伏发电站接入电力系统设计规范》为国家标准, 编号为GB/T 50866—2013,自2013年9月1日起实施。
本规范由我部标准定额研究所组织中国计划出版社出版 发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2013年1月28日
本规范是根据伟房和城乡建设部《关于印发＜2011年工程建 设标准规范制订、修订计划〉的通知》（建标C2011D17号）的要求, 由中国电力企业联合会、国家电网公司会同有关单位共同蝙制而 成的。
规范编制组羟广泛调査研究，认真总结实践经验，参考有关国 际标准和国外先进标准，并在广泛征求意见的基础上，制定本 规范。
本规范共分6章,主要内容包括:总则、术语、基本规定、接入 系统条件、一次部分设计、二次部分设计。
本规范由住房和城乡建设部负责管理，由中国电力企业联合 会负责日常管間.由国家电网公司负责具体技术内容的解释。执 行中如有意见或建议，请寄送国家电网公司（地址:北京市西城区 西长安街86号，邮政编码:100031）。
本规范主编单位、参编单位、主要起草人、主要审査人：
主编单位：中国电力企业联合会
国家电网公司
参编单位：中国电力工程顾问集团公司
中国电力科学研究院
西北电力设计院
华北电力设计院工程有限公司
国岡电力科学研究院
国网北京经济技术研究院
中电电气（南京）太阳能研究院有限公司
东北电力设计院
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主要起草人:冯凯 |
刘志铎刘纯 |
吕宏水 |
黄震 |
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裴哲义 |
齐旭何国庆 |
周邺飞 |
冯凯辉 |
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张祥文 |
赵伟然饶建业 |
徐英新 |
黄明良 |
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李冰寒 |
张道农冯艳虹 |
冯炜 |
韩丰 |
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仇卫东 |
贾艳刚田介花 |
严晓宇 |
刘峰 |
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张树森 王颖 |
李志国王建华 姜伟明尤天晴 |
张伟 |
张顼 |
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主要审查人:郭家宝 |
汪毅陈曦 |
张海洋 |
沈江 |
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周和平 |
张礼彬王野 |
雷增卷 |
赵良英 |
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叶幼君 |
刘涛刘代智 |
王昆 |
金文德 |
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孙耀杰 |
雷金勇苏适 |
林因 |
袁晓冬 |
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薛俊茹 肖志东 |
汪宁渤徐永邦 张海波楚德良 |
杨胜铭 |
张友权 |
• 1 •
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主要起草人:冯凯 |
刘志铎 |
刘纯 |
吕宏水 |
黄震 |
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裴哲义 |
齐旭 |
何国庆 |
周邺飞 |
冯¥库 |
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张祥文 |
赵伟然 |
饶建业 |
徐英新 |
黄明良 |
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李冰寒 |
张道农 |
冯艳虹 |
冯炜 |
韩丰 |
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仇卫东 |
贾艳刚 |
田介花 |
严晓宇 |
刘峰 |
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张树森 |
李志国 |
王建华 |
张伟 |
张顼 |
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王颖 |
姜伟明 |
尤天晴 | ||
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主要审查人:郭家宝 |
汪毅 |
陈曦 |
张海洋 |
沈： |
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周和平 |
张礼彬 |
王野 |
雷增卷 |
赵良英 |
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叶幼君 |
刘涛 |
刘代智 |
王昆 |
金文德 |
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孙耀杰 |
雷金勇 |
苏适 |
林因 |
袁晓冬 |
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薛俊茹 |
汪宁渤 |
徐永邦 |
杨胜铭 |
张友权 |
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肖志东 |
张海波 |
楚德良 |
6. 5 Electrical power metering device and remote terminal
Explanation of wording in this code
Addition: Explanation of provisions
1.0.1为规范光伏发电站接入电力系统设计，保障光伏发电站和 电力系统的安全稳定运行,制定本规范。
1.0.2本规范适用于通过35kV(20kV)及以上电压等级并网以 及通过10kV(6kV)世玉等级与公共电网连接的新建、改建和扩建 光伏发电站接入电力系统设计。
1.0.3光伏发电站接入系统设计应从全局出发，统筹兼顾，按照 建设规模、工程特点、发展规划和电力系统条件合理确定设计 方案。
1.0.4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. 0.1 并网点 point of interconnection(POI)
对于有升压站的光伏发电站，指并压站高压侧母线或节点。 对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。
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 脱网连续运行的能力。
2. 0. 3 孤岛 islanding
包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的 状态。孤岛神今为非计划性孤岛和计划性孤岛。
2. 0. 4 非计划性孤岛 unintentional islanding
非计划、不受控地发先孤岛。
2. 0. 5 计划性孤岛 intentional islanding
按预先配置的控制策略,有计划地发生孤岛。
2. 0. 6 防孤岛 anti-islanding
防止非计划性孤岛现象的发生。
2. 0. 7 T 接方式 T integration
从现有电网中的某一条线路中间分接出一条线路接入其他用 户的接入方式。
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，应充分分析组件类型、跟踪方式和辐照度对 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 接入系统稳定性、无功电压和电能质量等专题研究。
3. 0.3光伏发电站采用T接方式，在进行潮流计算、电能质量分 析和醒电保护设计时，应充分分析T接方式接入与专线接入的不 词特点对电力系统的影响.
3.0.4光伏发电站接入系统设计应采用效率高、能耗低、可靠性 高、性能先进的电气产品。
4.1电力系统现况
4.1.1接入系统条件分析，应包括电力系统现况和发展规划分 析，并应对光伏发电站进行概况分析。
4.1.2接入系统设计应进行电力系统现况分析，分析内容应包括 电源、负荷、电网现况。
4.1.3电源现况应包括装机规模及电源结构、发电量、年利用小 时数、调峰调频特性等。
4.1.4负荷现况应包括最大负荷、全社会用电量、负荷特性等。
4.1.5电网现况应包括电网痿线方式、与周边电网的送受电情 况、光伏发电站站址周边的变电站规模、相关电压等级出线间隔预 留，以及扩建条件、线路型号及长度、线路走廊条件等。
4.2电力系统发展规划
4.2.1接入系统设计，应根据国民经济及社会发展规划，以及历史 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. 2.2接入系统设计，应概述相关电网的电源发展规划，电源发 展规划应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。
4.2.3接入系统设计，应概述相关电网的电网发展规划，电网发 展规划应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。
4.3光伏发电站概述
4.3.1光伏发电站概述应包括项目所在地理位置、环境条件、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、装机 方案、设计年发电量、岀力特性、建设及投产时间等内容。
4. 3. 2对于扩建光伏发电站，除应遵守本规范第4. 3. 1条的要求 外，还应说明现有光伏发电站概况、扩建条件等。
s. I 一燧規定
5.1.1 一水辭分设计应包括电力胞岐平蜜.is世的必要也a充状 发电献；在票統中的她位和作用、电站蟻与屡入电网方秦、福潮计 算、安全建定分析、純略电旋计算.无功朴建.电能廠M、方案技木 经诱分析和电气容敦要求等内容.WF-
5.1.2 一次部分技术指标应谐足麝&京廓准｛光伏投电站接人 电力系烷技术規定＞GB/T )99册的希关規竺响
5.2电力电,■单商 L
5.1. J在电务半衡计黨时屈建，据題苗特性初临发也站出力特 惟.刊出各水平年姓大m荷且光伏壓电站零出力捌皱大出力方迓.
f眦网的电力平衢春.答水毕华的电刀犁衝覚按季戒耳戒行 分折.
3.1.2在电厨平橱计算时.成列岀相关电坷备水蚩平的电他平r
5.2.3他力电ft?1&计算.成分析夏読的陶幡、调擄館力，井風确 定电网能够接纳it伏发电站的电力-
5,3建鬱的职霊性及其在商垸中的崑世林作用
5.3,1 Jt状設电站理段的您畏怪应斌癇足电力需求、改善旭諌力 肘和能皱涓责址皙、促进凭源ft化聞■和节匪耳拝辨方由进行 谊述.
5.3.3根规世力电域平術的站風［牌玷折无愤担电站的电力电M 涓现范圍和送电方向.并应说明光伏发电站在系境中的地位和
作用.
5 3.3时光狀推电站的羯划彝址、本期整日幌换，離机方案，建设 匯投产时间.应从电出章暁角度握出卄折怠児找咅理仕迎说..
我4电压毒级与接入电网方得
Sr*. I在進瑯人电轉方衆废卄时.成揃耍说削尤收发电站■本JW 工毯浪产而相关电&笔圾龟网的原塩方式利援入条it.
S.4.2充状发电站电压号竦成根掴迎址规根，在电力墓晚中的地 0梆诈HL接.X肃件等因素琳定.并应本对艮出的接人泵场方衆迁 打虹的竜气计興町技术蜂桥比貌后，坦出儒粹方果,推掉方果 应包插權氏电压等圾、出貌方何，由她曰歸数,导蛾藪面瑯*
S.5潮漩计X
J 5.1胡流计茸应俱括SE计京平哗有代表性的正常最尢、最小蚀 浦运行方式，協權语冇方式以股享故运行方宜，还应计算光供浅电 站城大出力主爆出现时設的耘行方式,
5-5*2潮旅计算应券缢異围方式下光队出力变化引起的晚路功 岸:物市点电旅滚动.并做最穿出现线藉功*或节点也压地限.
£■$」滴慷计1趣对过族年刊远果•年有我襄性的远行方式进行 计*.
£$」通过潮逾计算，应典巷充状卷电站推入电网方案，适择导 线飽兩用电弋诞善稱至妥參数，选择调压蓑•，无功冲機说备及其 配置，
7 5.6琲定计算分新
亀¢, 1时于通过珀ky及以上他压等蝮接人电网的光版挺电站， 应通过稳定性分新，檢算无狀发电站ISA基舌满足电力获度建L定 运行的罢求，分折是否需要采取提驀德定性的帯能*
S^J锚定性分析应走有饨姦辑定什算.必塑時面进行静恚用动 态稳定计算。
5.6.3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。
5. 6.4暂态稳定计算采用的故障型式,应符合现行行业标准《电 力系统安全稳定导则》DL 755的有关规定，暂态稳定计算还应计 算光伏发电站出力突变下的系统稳定性。
5. 6.5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. 6.6光伏发电站接入存在稳定性问题时，应开展安全自动装置 专题研究,并应提出解决稳定性问题的方案。
5.7短路电流计算
5. 7.1短路电流计算应包括光伏发电站并网点、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. 7.2电气位备选型应满足短路电流计算的要求。
5.8无功补偿
5.8.1光伏发电站的无功功率和电压调节能力应满足现行国家 标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的有关规 定。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、控制方式和安装位置。
5. 8.2光伏发电站无功补偿容量的计算，应充分分析逆变器无功 调节能力，以及汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗和充电功 率等因素。
5. 8.3光伏发电站应配置无功功率控制系统或电压自动控制系 统，并应充分利用光伏逆变器的无功调节能力。当逆变器的无 功容量不能满足系统无功或电压调节需要时，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。
5.9电能质量
5. 9.1光伏发电站向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、三 相电压不平衡、电压波动和闪变等方面应满足现行国家标准《电能 质量 公用电网谐波》GB/T 14549、《电能质量 公用电网间谐 波》GB/T 24337 J电能质量 供电电压偏差》GB/T 12325、《电能 质量三相电压不平衡》GB/T 15543、《电能质量电压波动和闪 变》GB/T 12326的有关规定。
5. 9. 2光伏发电站应在并网点装设电能质量实时在线监测装置, 所装设的电能质量监测装置应满足现行国家标准《电能质量监 测设备通用要求》GB/T 19862的有关规定。
5.10方案技术经济分析
5.10.1方案技术经济分析应列出接入系统各方案投资估算表。 投资估算表中应主要包括送出线路投资、对例系统变电站投资、调 度端接入投资等。当接入系统各方案升压站投资差异较大时，可 将差异部分一并列入，并应进行投资比较分析。
5.10. 2方案技术经济分析应列出各接入系统方案技术经济综合 比较表，主要包括消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布等 对系统运行的影响，以及投资估算等。
5.10.3方案技术经济分析应对接入系统各方案进行综合技术经 济分析比较,并应提出推荐方案。
5.11电气参数要求
5.11.1光伏发电站升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应 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、接入电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较后 确定。
5.11.2用于光伏发电站的电气设备参数应符合下列要求：
1主变压器的参数植包括台数、额定电压、容量、阻抗、调压 方式（有载或无励磁）、调压范围、连接组别、分接头以及中性点接地 方式，并应符合现行国家标准《电力变压器选用导则》GB/T 17468、 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 64514电力变压器能 效限定值及能效等级》GB 24790的有关规定。
2无功补偿装置性能以及逆变器的电能质量、无功调节能 力、低电压穿越能力等，应满足现行国家标准《光伏发电站接入电 力系统技术规定》GB/T 19964的有关规定。
6.1 一般要求
6.1.1二次部分设计应包括系统继电保护、自动控制装置、电 力系统自动化、电能量计量装置及电能量远方终端、通信系统 设计。
6.1.2二次部分技术指标应满足现行国家标准《光伏发电站接入 电力系统技术规定》GB/T 19964的有关规定。
6.2系统继电保护
6. 2.1光伏发电站应按现行国家标准《继电保护和安全自动装置 技术规程》GB/T 14285的有关要求配置专用的继电保护装置。 6.2.2光伏发电站专用送出线路应按双侧电源线路配置保护。
6.2.3当光伏发电站送出线路为T接方式时，光伏发电站升压 站備应配置线路保护装置。
6.2.4光伏发电站送出线路相邻线路现有保护应进行校验，当不 满足要求时，应重新配置保护。
6.3自动控制装置
6. 3.1光伏发电站送出线路宜配置重合闸，故障切除后电网侧应 实现检无压重合,光伏发电站侧应实现检同期重合。
6.3.2光伏发电站应配置独立的防孤岛保护，防孤岛保护应与线 路保护、重合闸、低电压穿越能力相配合。
6.3.3有计划性孤岛要求的光伏发电站，应配置频率、电压控制 装置，当孤岛内出现频率或电压异常时，可调节光伏发电站有功、 无功出力O
6.4电力系统自动化
6.4.1光伏发电站的调度关系，应根据光伏发电站所处地区、安 装容量和接入电压等级等条件确定。
6. 4.2光伏发电站应能参与自动电压控制（AVC）,总容量在 10MW及以上光伏发电站应能参与自动发电控制（AGO o
6. 4.3光伏发电站的远动设备和调度数据网设备配置方案，应根 据调度自动化系统的要求、光伏发电站接入电压等级及接入方式 确定。
6. 4.4远动信息采集范围，应根据调度自动化系统的要求、光伏 发电站接入电压等级及接线方式确定。远动信息宜包括并网状 态、资源及环境数据（辐照度、环境温度等）、光伏发电站运行信息 （有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网 点的频率电压信息、升压站潮流信息、继电保护及自动装置动作信 息、功率预测曲埃。
6.4.5远动系统与调度端通信，应根据调度自动化系统的要求和 通信传输网络条件,明确通信规约、通信速率或带宽，并应符合现 行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003的 有关规定。
6. 4.6通过220kV及以上电压等级接入的光伏发电站应配置同 步相量测量装置。
6.4.7根据电力系统二次安全防护的总体要求，应进行二次系统 安全防护设备配置。
6.5电能量计量装置及电能量远方终端
6.5.1光伏发电站应配置电能量计量系统，并应根据数据囲廂通 道条件，确定电能量计量信息传输方案，电能量.计量系统应包括计 量关口表和电能量远方终端设备。
6.5.2光伏发电站电能量计堇装置应符合现行行业标准《电能量
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计量系统设计技术规程》DL/T 5202的有关度定。
6.5.3电能计量装置选型与配置应符合下时要求：
1电能计量装置应具备双向有功和四象限无功计量功能。
2光伏发电站的上网电量关口点应配置相同的两块表计，并 应按主/副方式运行。
3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》 DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
6. 5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列要求：
1关口计量点的电能表准确度等级应为有功0.2S级、无功 2.0 级。
2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等 级应为0.2S级。
3应符合现行行业标准《电能计量装置技术管理规程》 DL/T 448-2000第5. 3节准确度等级的要求。
6.5.5光伏发电站应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合 现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202-2004 第7. 2节电能量远方终端的有关规定。
6.6通信系统
6.6.1系统通信应满足光伏发电站调度自动化系统、继电保护、 自动控制装置信号和调度及生产交换语音系统对传输通道的 要求。
6.6.2光伏发电站接入的通信系统建设方案，应根据光伏发电站 的调度组织关系、所处位置、安装容量、接入电压等级以及相关通 信网络现状等确定。
6. 6. 3通信系统通信容量，应根据光伏发电站至调度端信息量统 计结果确定。
6. 6.4光伏发电站至调度端应至少具备1路可靠的调度通信 通道。
6.6.5通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电 站至调度端,应具备两路通信通道，其中一路应为光缆通道。
6.6.6光伏发电站应根据所在地区调度和生产交换网的组网方 式,提出组网方案，并应根据光伏发电站安装容量,提出调度和生 产程控交换机的容量。
6. 6.7光伏发电站通信、二次电源系统宜采用一体化设计、一体 化配置、一体化监控。
1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下：
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，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜
4） 表示有选择,在一定条件下可以这样做的，采用“可”。
2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为:“应符合…… 的规定'‘或“应按……执行气
《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451
《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325
《电傕质量 电压波动和国变》GB/T 12326
《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T 14285
《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549
《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543
《电力变压器选用导则》GB/T 17468
《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862
《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964
《电能质量 公■用电网间谐波》GB/T 24337
《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790
《电能计量装置技术管理规程》DL/T 448
《多功能电能表》DL/T 614
《多功能电能表通信协议》DL/T 645
《电力系统安全稳定导则》DL 755
《电力系统调度自动化设计技术规程＞DL/T 5003
《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202
中华人民共Bl国国家标准
GB/T 50866-2013
条文说明
《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T 50866-2013,经 住房和城乡建设酔2013年1月28日以第1626号公文批准发布。
本规范制订过程中，编制组收集了怛内外光伏发电站接入电 力系统以及相关行业文献资料，在编制过程中充分调査研究并广 泛征求意见，总结了我国光伏发电站接入电力系统技术方面的科 研成果和先进经验，同时参考了国外先进技术法规、技术标准。
为便于广大设计、施工、科ST学校等单位有关人员在使用本 卷范时能够准确理解和执行条文规定,《光伏发电站接入电力系统 设计规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条 文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。 但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者 作为理解和把握规范规定的参考。
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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，需要对光伏发电站接入电力系统进行规范化设计。 1.0.2本条规定了本规范的适用范围。我国资源的地域特征驯 显，与需求呈逆向分布，如我国西」E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，但当地负荷比较小，需要通过高 压、远距离向外输送，一般通过35kV(20kV)及以上电压等级接 入，或者采用多个光伏发电站汇集后再集中送岀方式。所以本规 他适用于通过35kV(20kV)及以上电压等级并网.以及通过10kV (6kV)电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。 1.0.3本条规定了光伏发电站接入系统的设计原则。各光伏发 电站有着不同的建设规模和工程特点，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,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，合理地进行设计。 1.0.4本条明确r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 范中强调外，凡在国家现行的标准中已有规定的，本规范不再 重复。
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咬为薄弱时，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等专题研究，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。
3.0.3釆用T接方式时,其送出功率在T接点两端的潮流分布 与电网中的负荷分布是密切相关的，T接点两端的潮流大小和方 向随着实时的负荷大小分布变化而变化，因此会对电网的潮流分 布、节点电压和无功平衡等产生一定的影响.困此在进行潮流计 算、电能质量分析和继电保护设计时，应充分考虑T接方式接入 与专线接入的不同特点。
4.1电力系统现况
4.1.1本条对光伏发电站接入系统条件应分椅的范围进行了 規定。
4.1.3,4.1.4光伏发电站的出力具有一定的可预测性，但是也存 在一定的波动性。因此，为跟踪光伏发电站出力变化并满足负荷 用电需求，尤其对于较大规模的光伏发电站，需要对电力系统调峰 啊频运行情况进行分析。故第4.1.3条提出电源的调峰调频特性 要求，第4.1.4条提出负荷特性要求。
4.2电力系统发展规划
4. 2.1-4. 2. 3对光伏发电站接入系统设计中的电力系统发展规 划应说明的范围进行了规定，包括各设计水平年的负荷、电源和电 网的发展规划等。
4.3光伏发电站概述
4. 3.1对于光伏发电站的出力特性，可参考该地区具有相同安装 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。
5.1 一般规定
5.1.1.5.1. 2对光伏发电站接入系统设计中的一次部分设计的 内容和范围进行了说明，并指出了一次部分技术指标应满足现行 国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的有 关规定。
5.2电力电量平衡
5.2.1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 低电网内其他水电、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。
5.2.3光伏发电站的出力具有一定的波动性，运行中需要电力系 统内其他水电、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力的能力，为研究光伏发电站的消 纳范围提供依据。
5.3建设的必要性及其在系统中的地位和作用
5.3.3对光伏发电站的规划容量、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。
5.4电压等级与接入电网方案
5.4.2提出的接入系统方案应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。
5.5潮流计算
5.5.1由于光伏发电最大出力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，必要时计算光伏最大 出力下电网腰荷运行方式。
5.5.2光伏发电站出力受辐照度的影响车常大，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，会对并网点甚至相侪 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，光伏发鬼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，所以不能简单地仅 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（或者按照 10%递增），对电网相关节点电压和线路功率的影响。
5.5.3光伏发电站有过渡性接入方案时，应计算过渡年有代表性
• 27 • 的运行方式。
5. 5.4通iʃ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海,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。
5.6稳定计算分析
5.6.1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、频率等情况, 分析是否需要采取提高稳定供的措施。
5. 6.2根据现行行业标准《电力系统安全稳定导则》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性、稳定性的措施。
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稳态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，需要实时地进行调节。对于结 构薄弱的电网，在光伏穿透功率比较大时，有必要进行静态和动态 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，是否能够保持长过程的运行稳定。
5.6.3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 . 28 .
箱,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， 稳定计算釆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. 6.4暂态稳定计算采用的故障型式,应满足现行行业标准《电 力系统安全稳定导则》DL 755的要求，考虑在最不利地点发生金 属性短路故障的情况。
根据实测数据，对于数十兆瓦级的光伏发电站,其出力也有可 蚯会在短时间内突变60%〜70%。大的力突变会对电网的电 限和频率产生一定的影响，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。
5.6.5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H算所要求的准确性和精度。
5. 6. 6经过计算分析，若光伏发电站接入不能满足稳定性要求时, 为了保证电力系统的安全稳定运行，应提出提高稳定性的措施，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。
5.7短路电流计算
5.7.1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。
5.7.2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，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。
5.8无功补偿
5.8.1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、类型和安装位置等。
5. 8.2在光伏发电站出力比较大时，站内汇集线路、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;在光伏发电站 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，并应符 合现行国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964 的相关规定：
对于通过110kV（66kV）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。
5.8.3光伏发电站应安装无功功率/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，
. 30 .
使光伏发电站并网点电压满足现行国家标准《电能质量供电电 压偏差》GB/T 12325的要求。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现行国家标准《电能质量 供电 电压偏差》GB/T 12325允许范围之内。 ’
5.9电能质量
5.9.1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需要大量 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、电压波动和闪变 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应满足现行国家标准 《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549和《电能质量 公用电 网间谐波》GB/T 24337的要求，公用电网谐波电压限值和注入公 共连接点的谐波电流允许值见表1和表2。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。
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 | ||
|
10 |
4.0 |
3.2 |
1.6 |
|
35 |
3.0 |
2.4 |
1.2 |
|
66 | |||
|
110 |
2.0 |
1.6 |
0,8 |
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(A) | |||||||||||
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 | ||
|
10 |
100 |
26 |
20 |
13 |
20 |
8.5 |
15 |
6.4 |
6.8 |
5. 1 |
9.3 |
4.3 |
7.9 |
|
35 |
250 |
15 |
12 |
7.7 |
12 |
5. 1 |
8.8 |
3.8 |
4. 1 |
3. 1 |
5. 6 |
2.6 |
4.7 |
|
66 |
300 |
16 |
13 |
8. 1 |
13 |
5. 1 |
9.3 |
4. 1 |
4.3 |
3.3 |
5.9 |
2.7 |
5 |
|
110 |
750 |
12 |
9. 6 |
6 |
9. 6 |
4 |
6.8 |
3 |
3.2 |
2.4 |
4.3 |
2 |
3. 7 |
|
标准电压 (kV) |
基准短路容量 (MVA) |
谐波次数及谐波电流允许值(A) | |||||||||||
|
14 |
15 |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 | ||
|
10 |
100 |
3.7 |
4. 1 |
3.2 |
6 |
2.8 |
5.4 |
2. 6 |
2,9 |
2.3 |
4,5 |
2. 1 |
4. 1 |
|
35 |
250 |
2.2 |
2.5 |
1.9 |
3.6 |
1. 7 |
3.2 |
1.5 |
1.8 |
1.4 |
2. 7 |
L3 |
2,5 |
|
• 66 |
300 |
2,3 |
2.6 |
2 |
3.8 |
1.8 |
3.4 |
1.6 |
1.9 |
1.5 |
2. 8 |
1.4 |
2.6 |
|
110 |
750 |
1.7 |
1.9 |
1.5 |
2.8 |
1.3 |
2.5 |
1.2 |
1.4 |
1. 1 |
2. 1 |
1 |
1.9 |
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HOkV以 上的可以参照HOkV所对应的允许值。
光伏发电站并网点的电压偏差应满足现行国家标准《电能质 量 供电电压偏差》GB/T 12325的要求。
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现行国家标准《电能质量 三相电压 不平衡》GB/T 15543-2008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. 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和闪变应满足现行 国家标准《电能质量 电压波动和闪变》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1VY10 • 32 •
（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. 9.2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，以确保光伏发电站的电能质量 合格。
5.10方案技术经济分析
5.10.1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。
5.10. 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 方案比选的其他相关技术要点，视方案技术经济综合比较需要，也 可列入比较表进行综合比较。
5.10.3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。
5.11电气参数要求
5.11.1.5.11. 2光伏发电站的电气参数要求主要针对光伏发电 站升压站或输出汇总点的电气主接线方式、主变压器、无功补偿装 置和逆变器。其中，主变压器设备参数应符合《电力变压器选用导 则»GB/T 17468J油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451、
• 33 • 《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790等现行国家标准 的有关规定，无功补偿装置和逆变器性能要求应满足现行国家标 准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T 19964的有关 规定。
6.1 一般要求
6.1.1.6.1. 2对光伏发电站接入系统的二次部分设计的范围和 要求进行了规定。
6.2系统继电保护
6. 2.1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 窮响，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《继电保护和安全自动装置技术规程》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. 2.3光伏发电站送出线路为T接方式时，其送出功率在T接 点两端的潮流分布与电网中的负荷分布是有关的,T接点两端的 潮流大小和方向是随着实时的负荷大小分布变化的。为了保证光 伏发电站与电网之间的功率输送，需要在光伏发电站升压站侧配 置线路保护，以确保继电保护装置的选择性。
6.2.4光伏发电站接入电网后，在电网短路故障时会提供一定的 短路电流,改变电网相关节点和线路的短路电流水平，尤其是影响 光伏发电站附近的节点或线路。因此需要进行短路计算,对相关 线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应重新配置保护。
6.3自动控制装置
6.3.1为提高供电可靠性，光伏发电站送出线路宜配置重合闸, 电网侧安装线路电压互感器，实现检无压重合;不具备安装线路电 压互感器条件时，应停用重合闸。
6. 3.2光伏发电站需要配置独立的防孤岛保护装置，保证电网故 障及检修时的安全。
6. 3.3为保证计划性孤岛的安全稳定运行，在可能出现计划性孤 岛运行的孤岛内应配置频率、电压控制装置，当孤岛内出现频率或 电压异常时，调节电源有功、无功出力或切除部分负荷。
6.4电力系统自动化・
6. 4.1不同地区、不同容量的光伏发电站接入的电压等级和接入 的调度不一样，应因地制宜地确定光伏发电站的调度关系。
6. 4. 2总容量在10MW及以上光伏发电站应能参与AGC调节， 光伏发电站参与有功功率、无功功率控制应满足相关调度端的总 体要求。
6. 4.3-6. 4.5传给调度的信息受调度网的通道和通信规约限 制，各地调度自动化系统的功能要求也有差异，光伏发电站远动系 统至相应调度端需要采用合适的远动通道、通用的通信规约、最优 的通信速率或带宽，以满足调度的需求。
6. 4.6为了便于故障分析，220kV及以上光伏发电站应配置同 步相量测量装置。
6.4.7光伏发电站的信息交换、信息传输和安全隔离必须满足电 力系统二次安全防护总体要求。
6.5电能量计量装置及电能量远方终端
6.5.1电能量计量系统是光伏发电站中重要的系统，用于系统费 用结算。
6. 5.2,6. 5.3规定了电能量计量装置的选型与配置要求。
6.5.4电能量计量装置的精度等级需满足电能量计量系统的要 求，因此对电能表、电流互感器、电压互感器提出了相应的技术 要求。
6.5.5电能量采集远方终端的功能和性能必须满足电能量计量
• 36 .
的要求。
6.6通信系统
6. 6.1针对光伏发电站的接入，系统通信应满足相应的技术要 求。
6. 6. 2由于各区域通信传输网络、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不同，光伏发电站在接入通信 系统前，需先了解所在区域的通信系统现状和存在的问题,再确定 光伏发电站接入电网的通信系统建设方案。
6. 6. 3通信系统通信容量的确定，应根据光伏发电站至调度端信 息量的统计结果。
6.6.4光伏发电站接入电力系统的通信方式有很多，为了调度安 全,必须有1路可靠通道。
6. 6.5通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电 站的容量比较大，而且对电网的影响相对也比较大，因此对其通信 通道进行了特殊说明，应具备两路通信通道，其中一路为光缆通 道，以保证调度安全。
6. 6.6光伏发电站的组网方案与所在地区调度和生产交换网的 组网方式密切相关，应根据所在地区的实际情况确定，调度和生产 程控交换机的容量应根据光伏发电站安装容量确定。
6. 6.7光伏发电站通信系统非常重要，为保证通信系统的可靠工 作，光伏发电站通信、二次电源系统宜采用一体化设计、一体化配 置和一体化监控。
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