光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計規(guī)范(GB/T50866-2022)

1總則

1.0.1為規(guī)范光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計一，保障光伏發(fā)電站和

電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行，制定本規(guī)范。

lo0o2本規(guī)范合用于通過35kV(20kV)及以上電壓等級并網(wǎng)以

及通過10kV(6kV)電壓等級與公共電網(wǎng)連接的新建、改建和擴建光

伏發(fā)電站接人電力系統(tǒng)設計.

lo0.3光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計應從全局出發(fā)，統(tǒng)籌兼顧，按

照建設規(guī)模、工程特點、發(fā)展規(guī)劃和電力系統(tǒng)條件合理確定設計方案。

lo0o4光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計除應符合本規(guī)范外，尚應符合

國家現(xiàn)行有關(guān)標準的規(guī)定。

2術(shù)語

2o0o1并網(wǎng)點pointofinterconnection(POI)

對于有升壓站的光伏發(fā)電站,指升壓站高壓側(cè)母線或者節(jié)點。

對于無升壓站的光伏發(fā)電站，指光伏發(fā)電站的輸出匯總點.

2o0o2低電壓穿越lowvoltageridethrough(LVRT)

當電力系統(tǒng)事故或者擾動引起光伏發(fā)電站并網(wǎng)點的電壓跌落時，在

一定的電壓跌落范圍和時間間隔內(nèi)，光伏發(fā)電站能夠保證不脫網(wǎng)連續(xù)

運行的能力。

2.0.3孤島islanding

包含負荷和電源的部份電網(wǎng)，從主網(wǎng)脫離后繼續(xù)孤立運行的狀

態(tài)。孤島可分為非計劃性孤島和計劃性孤島。

2.0.4非計劃性孤島unintentionalislanding

非計劃、不受控地發(fā)生孤島。

2o0o5計劃性孤島intentionalislanding

按預先配置的控制策略,有計劃地發(fā)生孤島.

2o0.6防孤島anti—islanding

防止非計劃性孤島現(xiàn)象的發(fā)生。

2.0.7T接方式Tintegration

從現(xiàn)有電網(wǎng)中的某一條路線中間分接出一條路線接人其他用戶

的接人方式.

3基本規(guī)定

3o0.1光伏發(fā)電站接入系統(tǒng)設計，在進行電力電量平衡、潮流

計算和電氣參數(shù)選擇時，應充分分析組件類型、跟蹤方式和輻照度光

伏發(fā)電站出力特性的影響.

3.0.2在進行接入系統(tǒng)設計時，可根據(jù)需要同時開展光伏發(fā)電站

接入系統(tǒng)穩(wěn)定性、無功電壓和電能質(zhì)量等專題研究。

3.0。3光伏發(fā)電站采用T接方式，在進行潮流計算、電能質(zhì)量分

析和繼電保護設計時，應充分分析T接方式接人與專線接人的不同特

點對電力系統(tǒng)的影響。

3o0.4光伏發(fā)電站接人系統(tǒng)設計應采用效率高、能耗低、可靠

性高、性能先進的電氣產(chǎn)品。

4接人系統(tǒng)條件

4。1電力系統(tǒng)現(xiàn)況

4.1。1接人系統(tǒng)條件分析，應包括電力系統(tǒng)現(xiàn)況和發(fā)展規(guī)劃分析，

并應對光伏發(fā)電站進行概況分析。

4Olo2接人系統(tǒng)設計應進行電力系統(tǒng)現(xiàn)況分析,分析內(nèi)容應包

括電源、負荷、電網(wǎng)現(xiàn)況。

4.1。3電源現(xiàn)況應包括裝機規(guī)模及電源結(jié)構(gòu)、發(fā)電量、年利用

小時數(shù)、調(diào)峰調(diào)頻特性等。

4o3.2對于擴建光伏發(fā)電站，除應遵守本規(guī)范第4o3.1條的要

求外，還應說明現(xiàn)有光伏發(fā)電站概況、擴建條件等.

5一次部份設計

5.1普通規(guī)定

5olo1一次部份設計應包括電力電量平衡、建設的必要性及光

伏發(fā)站在系統(tǒng)中的地位和作用、電壓等級與接入電網(wǎng)方案、潮流計算

安全穩(wěn)定分析、短路電流計算、無功補償、電能質(zhì)量、方案技術(shù)經(jīng)濟

分析和電氣參數(shù)要求等內(nèi)容。

5。1。2一次部份技術(shù)指標應滿足現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站接

入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964的有關(guān)規(guī)定。

5o2電力電量平衡

5o2.1在電力平衡計算時，應根據(jù)負荷特性和光伏發(fā)電站出力

特性，列出各水平年最大負荷且光伏發(fā)電站零出力及最大出力方式下

電網(wǎng)的電力平衡表.各水平年的電力平衡宜按季或者月進行分析。

5.2o2在電量平衡計算時，應列出相關(guān)電網(wǎng)各水平年的電量平衡

表.

5o2。3電力電量平衡計算，應分析系統(tǒng)的調(diào)峰、調(diào)頻能九并

應確定電網(wǎng)能夠接納光伏發(fā)電站的電力.

5o3建設的必要性及其在系統(tǒng)中的地位和作用

5.3.1光伏發(fā)電站建設的必要性應從滿足電力需求、改善電源布

局和能源消費結(jié)構(gòu)、促進資源優(yōu)化配置和節(jié)能減排等方面進行論述。

5.3O2根據(jù)電力電量平衡的結(jié)果，應分析光伏發(fā)電站的電力電

量消納范圍和送電方向，并應說明光伏發(fā)電站在系統(tǒng)中的地位和作

用.

5.3o3對光伏發(fā)電站的規(guī)劃容量、本期建設規(guī)模、裝機方案、

建設及投產(chǎn)時間，應從電力系統(tǒng)角度提出分析意見及合理化建議。

5.4電壓等級與接入電網(wǎng)方案

5.4.1在進行接人電網(wǎng)方案設計時，應簡要說明光伏發(fā)電站本期

工程投產(chǎn)前相關(guān)電壓等級電網(wǎng)的接線方式和接人條件.

5O4.2光伏發(fā)電站電壓等級應根據(jù)建設規(guī)模、在電力系統(tǒng)中的

地位和作用、接入條件等因素確定，并應在對提出的接人系統(tǒng)方案進

行必要的電氣計算和技術(shù)經(jīng)濟比較后，提出推薦方案.推薦方案應包

括接人電壓等級、出線方向、出線回路數(shù)、導線截面等。

5o5潮流計算

5o5.1潮流計算應包括設計水平年有代表性的正常最大、最小

負荷運行方式，檢修運行方式以及事故運行方式，還應計算光伏發(fā)電

站最大出力主要浮現(xiàn)時段的運行方式.

5o5.2潮流計算應分析典型方式下光伏出力變化引起的路線功

率和節(jié)點電壓波動,并應避免浮現(xiàn)路線功率或者節(jié)點電壓越限。

5o5.3潮流計算應對過渡年和遠景年有代表性的運行方式進行

計算.

5o5.4通過潮流計算，應檢驗光伏發(fā)電站接人電網(wǎng)方案,選擇導

線截面和電氣設備的主要參數(shù)，選擇調(diào)壓裝置、無功補償設備及其配

置。

5o6定計算分析

5.6o1對于通過35kV及以上電壓等級接人電網(wǎng)的光伏發(fā)電站，

應通過穩(wěn)定性分析，驗算光伏發(fā)電站接入是否滿足電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行

的要求，分析是否需要采取提高穩(wěn)定性的措施.

5o6.2穩(wěn)定性分析應進行暫態(tài)穩(wěn)定計算，必要時應進行靜態(tài)和

動態(tài)穩(wěn)定計算。

5o6o3穩(wěn)定計算采用的正常運行方式，應為電網(wǎng)正常但光伏發(fā)

電站出力最大的運行方式。

5。6.4暫態(tài)穩(wěn)定計算采用的故障型式，應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電

力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》DL755的有關(guān)規(guī)定，暫態(tài)穩(wěn)定計算還應計算

光伏發(fā)電站出力突變下的系統(tǒng)穩(wěn)定性.

5o605穩(wěn)定計算中光伏發(fā)電站的模型應能充分反映其暫態(tài)響應

特性.

5o606光伏發(fā)電站接人存在穩(wěn)定性問題時，應開展安全自動裝

置專題研究，并應提出解決穩(wěn)定性問題的方案。

5。7短路電流計算

5o7.1短路電流計算應包括光伏發(fā)電站并網(wǎng)點、附近節(jié)點本期

及遠景規(guī)劃年最大運行方式的三相和單相短路電流。

5.7o2電氣設備選型應滿足短路電流計算的要求。

5.8無功補償

bo8.1光伏發(fā)電站的無功功率和電壓調(diào)節(jié)能力應滿足現(xiàn)行國家

標準《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964的有關(guān)規(guī)定。

應通過技術(shù)經(jīng)濟比較，選擇合理的無功補償措施，包括無功補償裝置

的容量、類型、控制方式和安裝位置。

508。2光伏發(fā)電站無功補償容量的計算，應充分分析逆變器無

功調(diào)節(jié)能力，以及匯集路線、變壓器和送出路線的無功損耗和充電功

率等因素。

5o803光伏發(fā)電站應配置無功功率控制系統(tǒng)或者電壓自動控制系

統(tǒng)，并應充分利用光伏逆變器的無功調(diào)節(jié)能力.當逆變器的無功容量

不能滿足系統(tǒng)無功或者電壓調(diào)節(jié)需要時，應在光伏發(fā)電站集中加裝適

當容量的無功補償裝置，必要時加裝動態(tài)無功補償裝置.

5.9電能質(zhì)量

5o9o1光伏發(fā)電站向電網(wǎng)送出電能的質(zhì)量，在諧波、電壓偏差、

三相電壓不平衡、電壓波動和閃變等方面應滿足現(xiàn)行國家標準《電能

質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》GB/T14549,《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)間諧波》GB/T

24337,《電能質(zhì)量供電電壓偏差》GB/T12325,《電能

質(zhì)量三相電壓不平衡》GB/T15543,《電能質(zhì)量電壓波動和閃變》

GB/T12326的有關(guān)規(guī)定。

5.9。2光伏發(fā)電站應在并網(wǎng)點裝設電能質(zhì)量實時在線監(jiān)測裝置，

所裝設的電能質(zhì)量監(jiān)測裝置應滿足現(xiàn)行國家標準《電能質(zhì)量監(jiān)測設備

通用要求》GB/T19862的有關(guān)規(guī)定.

5o10方案技術(shù)經(jīng)濟分析

5.10。1方案技術(shù)經(jīng)濟分析應列出接人系統(tǒng)各方案投資估算表.

投資估算表中應主要包括送出路線投資、對側(cè)系統(tǒng)變電站投資、調(diào)度

端接人投資等。當接入系統(tǒng)各方案升壓站投資差異較大時;可

將差異部份一并列人，并應進行投資比較分析.

5.10o2方案技術(shù)經(jīng)濟分析應列出各接人系統(tǒng)方案技術(shù)經(jīng)濟綜合

比較表，主要包括消納方向、方案近遠期適應性、方案潮流分布等對

系統(tǒng)運行的影響，以及投資估算等.

5.10。3方案技術(shù)經(jīng)濟分析應對接人系統(tǒng)各方案進行綜合技術(shù)經(jīng)

濟分析比較，并應提出推薦方案。

5o11電氣參數(shù)要求

5O11.1光伏發(fā)電站升壓站或者輸出匯總點的電氣主接線方式，

應根據(jù)光伏發(fā)電站規(guī)劃容量、分期建設情況、供電范圍、近區(qū)負荷情

況、接人電壓等級和出線回路數(shù)等條件，通過技術(shù)經(jīng)濟分析比較后

確定.

5.11o2用于光伏發(fā)電站的電氣設備參數(shù)應符合下列要求：

1主變壓器的參數(shù)應包括臺數(shù)、額定電壓、容量、阻抗、調(diào)壓方

式（有載或者無勵磁）、調(diào)壓范圍、連接組別、分接頭以及中性點接

地方式，并應符合現(xiàn)行國家標準《電力變壓器選用導則》GB/T

17468,《油浸式電力變壓器技術(shù)參數(shù)和要求》GB/T6451,《電力變

壓器能效限定值及能效等級》GB24790的有關(guān)規(guī)定。

2無功補償裝置性能以及逆變器的電能質(zhì)量、無功調(diào)節(jié)能力、低

電壓穿越能力等，應滿足現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站接人電力系統(tǒng)技

術(shù)規(guī)定》GB/T19964的有關(guān)規(guī)定。

6二次部份設計

6.1普通要求

6o1.1二次部份設計應包括系統(tǒng)繼電保護、自動控制裝置、電

力系統(tǒng)自動化、電能量計量裝置及電能量遠方終端、通信系統(tǒng)設計。

6olo2二次部份技術(shù)指標應滿足現(xiàn)行國家標準《光伏發(fā)電站接

人電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》GB/T19964的有關(guān)規(guī)定。

6o2系統(tǒng)繼電保護

6o2.1光伏發(fā)電站應按現(xiàn)行國家標準《繼電保護和安全自動裝

置技術(shù)規(guī)程》GB/T14285的有關(guān)要求配置專用的繼電保護裝置。

6o2o2光伏發(fā)電站專用送出路線應按雙側(cè)電源路線配置保護。

6。2。3當光伏發(fā)電站送出路線為1接方式時，光伏發(fā)電站升壓

站側(cè)應配置路線保護裝置。

6O2o4光伏發(fā)電站送出路線相鄰路線現(xiàn)有保護應進行校驗，當

不滿足要求時，應重新配置保護。

6o3自動控制裝置

6O3.1光伏發(fā)電站送出路線宜配置重合閘，故障切除后電網(wǎng)側(cè)

應實現(xiàn)檢無壓重合，光伏發(fā)電站側(cè)應實現(xiàn)檢同期重合。

6o3o2光伏發(fā)電站應配置獨立的防孤島保護，防孤島保護應與

路線保護、重合閘、低電壓穿越能力相配合.

6O3o3有計劃性孤島要求的光伏發(fā)電站,應配置頻率、電壓控

制裝置,當孤島內(nèi)浮現(xiàn)頻率或者電壓異常時，可調(diào)節(jié)光伏發(fā)電站有功、

無功出力.

6o4電力系統(tǒng)自動化

6.4。1光伏發(fā)電站的調(diào)度關(guān)系，應根據(jù)光伏發(fā)電站所處地區(qū)、

安裝容量和接入電壓等級等條件確定。

6o402光伏發(fā)電站應能參預自動電壓控制（AVC）,總?cè)萘吭?/p>

10MW及以上光伏發(fā)電站應能參預自動發(fā)電控制（AGO）o

6o4o3光伏發(fā)電站的遠動設備和調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)設備配置方案，應

根據(jù)調(diào)度自動化系統(tǒng)的要求、光伏發(fā)電站接入電壓等級及接人方式確

zciEz?o

6.4.4遠動信息采集范圍，應根據(jù)調(diào)度自動化系統(tǒng)的要求、光伏

發(fā)電站接人電壓等級及接線方式確定。遠動信息宜包括并網(wǎng)狀態(tài)、資

源及環(huán)境數(shù)據(jù)（輻照度、環(huán)境溫度等）、光伏發(fā)電站運行信息（有功、

無功、電流等）、逆變器狀態(tài)信息、無功補償裝置信息、并網(wǎng)點的頻

率電壓信息、升壓站潮流信息、繼電保護及自動裝置動作信息、功率

預測曲線.

6.4.5遠動系統(tǒng)與調(diào)度端通信,應根據(jù)調(diào)度自動化系統(tǒng)的要求和

通信傳輸網(wǎng)絡條件，明確通信規(guī)約、通信速率或者帶寬，并應符合現(xiàn)

行行業(yè)標準《電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設計技術(shù)規(guī)程》DL/T5003的有

關(guān)規(guī)定.

6o4o6通過220kV及以上電壓等級接人的光伏發(fā)電站應配置同

步相量測量裝置。

6.4。7根據(jù)電力系統(tǒng)二次安全防護的總體要求，應進行二次系

統(tǒng)安全防護設備配置。

6o5電能量計量裝置及電能f遠方終端

6o5O1光伏發(fā)電站應配置電能量計量系統(tǒng)，并應根據(jù)數(shù)據(jù)網(wǎng)和

通道條件，確定電能量計量信息傳輸方案，電能量計量系統(tǒng)應包括計

量關(guān)口表和電能量遠方終端設備。

6o5o2光伏發(fā)電站電能量計量裝置應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《電能

量計量系統(tǒng)設計技術(shù)規(guī)程》DL/T5202的有關(guān)規(guī)定。

6.5。3電能計量裝置選型與配置應符合下列要求：

1電能計量裝置應具備雙向有功和匹象限無功計量功能。

2光伏發(fā)電站的上網(wǎng)電量關(guān)口點應配置相同的兩塊表計,并應按

主/副方式運行。

3關(guān)口表的技術(shù)性能應符合現(xiàn)行行業(yè)標準《多功能電能表》DL/T

614和《多功能電能表通信協(xié)議》DL/T645的有關(guān)規(guī)定。

6.5o4電能表與互感器準確度等級應符合下列要求：

1關(guān)口計量點的電能表準確度等級應為有功Oo2S級、無功2.0

級。

2電壓互感器準確度等級應為0。2