GBT29319-2024光伏发电系统接入配电网技术规定.docx

《GBT29319-2024光伏发电系统接入配电网技术规定.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《GBT29319-2024光伏发电系统接入配电网技术规定.docx（14页珍藏版）》请在三一办公上搜索。

1、ICS27.160CCSF12中华人民共和家标准GB/T293192024代替GB/T293192012光伏发电系统接入配电网技术规定Technicalrequirementsforconnectingphotovoltaicpowersystemtodistributionnetwork2024-03T5实施2024-03T5发布国家市场监督管理总局国家标准化管理委员会前言III1范围12规范性引用文件13 术语和定义14 有功功率24.1 有功功率控制24.2 一次调频25 无功电压36故障穿越36.1 低电压穿越36.2 高电压穿越56.3 连续低电压穿越67运行适应性67.1 电压适应

2、性67.2 频率适应性77.3 电能质量适应性88电能质量88.1 电压偏差88.2 电压波动和闪变88.3 谐波与间谐波88.4 电压不平衡度88.5 直流分量88.6 监测与治理89启停810 继电保护810.1 总体要求810.2 线路保护910.3 低/高电压保护910.4 频率保护910.5 防孤岛保护910.6 剩余电流保护911 功率预测912 电能计量913 通信与信息1014 仿真模型和参数1015并网检测与评价10附录A（资料性）并网点和公共连接点示例11片文献12本文件按照GBT1.12020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则的规定起草。本文件代替GB/T

3、293192012光伏发电系统接入配电网技术规定，与GB/T293192012相比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：一更改了文件的适用范围（见第1章，2012年版的第1章）； 更改了光伏发电系统的定义（见3.1,2012年版的3.1）; 增加了光伏发电系统的有功功率控制要求（见4.D; 增加了光伏发电系统的一次调频要求（见4.2）;一更改了光伏发电系统的无功控制和电压调节要求（见第5章，2012年版的第4章）； 增加了光伏发电系统的故障穿越要求（见第6章）；一更改了光伏发电系统的电压适应性和频率适应性要求（见7.1和7.2,2012年版的9.1和9.3）;增加了光伏发电系统的电能质

4、量监测与治理要求（见8.6）;一一增加了光伏发电系统的剩余电流保护要求（见10.6）;一增加了光伏发电系统的功率预测要求（见第11章）；一更改了光伏发电系统与电网调度机构之间的信息传输要求（见13.2,2012年版的I1.2）;一增加了光伏发电系统的仿真模型和参数要求（见第14章）；一增加了光伏发电系统的一次调频、低电压穿越和高电压穿越等检测与评价内容（见第15章）。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。木文件由中国电力企业联合会提出并归口。本文件起草单位：中国电力科学研究院有限公司、国家电网有限公司。本文件主要起草人：吴福保、何国庆、刘纯、齐旭、孙文文、赵

5、海翔、陈梅、冯双磊、朱凌志、汪春、李光辉、张军军、周海、汪J瞰、陈志磊、王勃、于若英、吴骥、文搓茵、高丽萍、甄妮、高彩云、马俊华、雷雨、段桂琦。本文件于2012年首次发布，本次为第一次修订。光伏发电系统接入配电网技术规定1范围本文件规定了光伏发电系统接入配电网有功功率、无功电压、故障穿越、运行适应性、电能质量、启停、继电保护、功率预测、电能计量、通信与信息、仿真模型和参数技术要求，以及并网检测与评价内容。本文件适用于通过10kV及以下电压等级、三相并网的新建或改（扩）建光伏发电系统的接入、调试和运行。配置储能的光伏发电系统参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文

6、件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T13955剩余电流动作保护装置安装和运行GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T15945电能质量电力系统频率偏差GB/T17215.321电测量设备（交流）特殊要求第21部分：静止式有功电能表（A级、B级、C级、D级和E级）GB/T19862电能质量监测设备通用要求GB/T243

7、37电能质量公用电网间谐波GB/T32826光伏发电系统建模导则GB/T32892光伏发电系统模型及参数测试规程GB/T33982分布式电源并网继电保护技术规范GB/T40595并网电源一次调频技术规定及试验导则D1.T448电能计量装置技术管理规程D1./T614多功能电能表D1./T634.5101远动设备及系统第5T01部分：传输规约基本远动任务配套标准D1./T634.5104远动设备及系统第5704部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问D1./T645多功能电能表通信协议D1./T698.45电能信息采集与管理系统第4-5部分：通信协议一一面向对象的数

8、据交换协议3术语和定义GB/T12325、GB/T40595界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3. 1光伏发电系统photovoltaic(PV)powergenerationsystem利用太阳能电池的光生伏特效应，将太阳辐照能转换成电能的发电系统。3.2公共连接点pointofcommoncoupling光伏发电系统接入公用电网的连接处。3.3并网点pointofconnection对于有升压站的光伏发电系统，是升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的光伏发电系统，是光伏发电系统的输出汇总点。注：并网点和公共连接点的示例图见附录A。3.4响应时间responsetime控制过程中，自接收

9、到控制指令或检测到触发控制操作的状态量变化起，直到被观测变量实际输出变化量第一次达到控制目标值与初值之差的90%所需的时间。来源：GBrr402892021,3.134有功功率4.1 有功功率控制4.1.1 通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应能接收并自动执行有功功率控制指令，控制误差绝对值应不大于额定有功功率的1%,响应时间应不大于5s。4.1 .2通过380V电压等级并网的光伏发电系统应能接收并自动执行有功功率控制指令。4.2 一次调频4.2.1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应具备一次调频能力。4.2.2当电力系统频率偏差超出一次调频死区范围时，光伏发电系统按公式计

10、算有功功率变化量：P.T.-P式中：P,光伏发电系统有功功率变化量，单位为兆瓦(MW);kr一有功调频系数；f.电力系统频率，单位为赫兹(HZ);3电力系统额定频率，单位为赫兹(HZ);P、光伏发电系统额定有功功率，单位为兆瓦(MW)O4. 2.3一次调频的有功调频系数、死区范围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，有功调频系数的取值范围宜为1050,死区范围宜为(0.02HZ0.06Hz)。5. 2.4当电力系统频率大于50HZ时，光伏发电系统减少有功功率的限幅宜不小于10%额定有功功率。6. 2.5当电力系统频率小于50HZ时，配置储能的光伏发电系统应增加有功功率，增

11、加有功功率的限幅宜不小于6%额定有功功率。7. 2.6一次调频响应滞后时间应不大于Is,响应时间应不大于5s,调节时间应不大于15s,1次调频达到稳定时的有功功率调节偏差应不超过额定有功功率的1%。5无功电压8. 1光伏逆变器的无功出力范围应在图1所示矩形框内动态可调。?(p.U.)r(p.u.)-0.48标引符号说明：P光伏逆变器有功功率标幺值;Q-光伏逆变器无功功率标幺值。图1光伏逆变器无功出力范围8.2 光伏发电系统应具有多种无功功率控制模式，包括无功电压控制、定功率因数控制和定无功功率控制等。8.3 光伏发电系统应具备参与并网点电压调节的能力，宜通过调整自身无功功率、有功功率等方式参与

12、电压调节。5. 4光伏发电系统并网点功率因数应在0.95（超前）10.95（滞后）范围内连续可调。6故障穿越5.1 低电压穿越6. 1.1当电力系统发生故障导致光伏发电系统并网点电压跌落时，光伏发电系统应具备图2规定的低电压穿越能力，具体要求如下：a）光伏发电系统并网点电压跌至0时，光伏发电系统应能不脱网连续运行150ms;b）光伏发电系统并网点电压跌至标称电压的20%时，光伏发电系统应能不脱网连续运行625ms;c）光伏发电系统并网点电压跌至标称电压的20%以上至85%时，光伏发电系统应能在图2所示的阴影区域内不脱网连续运行。图2光伏发电系统低电压穿越要求6.1.2 不同类型电力系统故障时，

13、光伏发电系统的低电压穿越考核电压见表1。1光伏发电系统低电压穿越考核电压故障类型考核电压三相短路故障并网点线电压两相短路故障并网点线电压单相接地短路故障并网点相电压6.1.3 通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统在低电压穿越期间应具备动态无功支撑能力，具体要求如下。a)对称故障时的动态无功支撑能力。1)当光伏发电系统并网点电压低于标称电压的85%时，光伏发电系统向电网注入的无功电流应为电压跌落前正常运行时无功电流输出值1.与动态无功电流增量之和。动态无功电流增量1，应按照公式计算。I,=K1(0.85-U)Ix(0U,0.85)(2)式中：I:光伏发电系统注入的动态无功电流增量，单位为

14、安（八）;K,光伏发电系统动态无功电流比例系数；U,光伏发电系统并网点电压标幺值；I光伏发电系统额定电流，单位为安（八）。2)光伏发电系统的动态无功电流比例系数K,可根据电力系统实际情况确定，取值范围宜为1.53。3)光伏发电系统动态无功电流上升时间应不大于30ms。4)并网点电压跌落期间，光伏发电系统无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电系统额定电流的1.1倍。5)自并网点电压恢复至标称电压的85%时刻起，光伏发电系统应在30ms内退出动态无功电流增量输出。b)不对称故障时的动态无功支撑能力。1)当光伏发电系统并网点电压正序分量在标称电压的60%85%时，光伏发电系统向电网注入的正序无功电流

15、应为电压跌落前正常运行时正序无功电流输出值I。与正序动态无功电流增量之和，从电网吸收的负序无功电流应为电压跌落前正常运行时负序无功电流输出值I。与负序动态无功电流增量1-之差。动态正序、负序无功电流增量应按照公式计算。ll-KX(0.M5-U)X八(0.6WUWo.85)(3)l1三KjUtm式中：P光伏发电系统注入的正序动态无功电流增量，单位为安（八）;I光伏发电系统吸收的负序动态无功电流增量，单位为安（八）;K光伏发电系统动态正序无功电流比例系数；Kz光伏发电系统动态负序无功电流比例系数；UH-光伏发电系统并网点电压正序分量标幺值；U,光伏发电系统并网点电压负序分量标幺值；Ix光伏发电系统

16、额定电流，单位为安（八）。2)动态正序、负序无功电流比例系数K立、K2可根据电力系统实际情况确定，宜不小于1.0。3)光伏发电系统动态无功电流上升时间应不大于30ms。4)并网点电压跌落期间，光伏发电系统无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电系统额定电流的1.1倍。5)当并网点电压正序分量小于标称电压的60%时，光伏发电系统宜根据光伏逆变器、动态无功补偿装置的实际控制能力以及光伏发电系统接入的电网条件，在不助增并网点电压不平衡度的前提下，向电网注入正序动态无功电流，并从电网吸收负序动态无功电流。6.1.4通过380V电压等级并网的光伏发电系统在低电压穿越期间不应降低有功电流。6.1.5低电压穿

17、越期间没有脱网的光伏发电系统，故障清除后其有功功率应快速恢复，有功功率恢复的变化速率宜不小于30%装机容量s6.2高电压穿越6.2.1当电力系统发生故障导致光伏发电系统并网点电压升高时，光伏发电系统应具备图3规定的高电压穿越能力，具体要求如下：a)光伏发电系统并网点电压升高至标称电压的125%以上至130%时，光伏发电系统应能不脱网连续运行500ms;b)光伏发电系统并网点电压升高至标称电压的120%以上至125%时，光伏发电系统应能不脱网连续运行1s;c)光伏发电系统并网点电压升高至标称电压的110%以上至120%时，光伏发电系统应能不脱网连续运行10s:图3光伏发电系统高电压穿越要求6.

18、2.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统在高电压穿越期间应具备动态无功支撑能力，具体要求如下。a)当并网点电压在标称电压的110%130%时，光伏发电系统向电网注入的无功电流应为电压升高前正常运行时无功电流输出值I。与动态无功电流增量1，之差。动态无功电流增量1,应按照公式计算。I=K3(U(-l.l)Ix(1.1U,1.3)(4)式中：I1光伏发电系统注入的动态无功电流增量，单位为安（八）;K3光伏发电系统动态无功电流比例系数；U,光伏发电系统并网点电压标幺值；1、光伏发电系统额定电流，单位为安（八）。b)光伏发电系统动态无功电流比例系数K。可根据电力系统实际情况确定，宜不小于1.

19、5。c)光伏发电系统动态无功电流上升时间应不大于30ms。d)并网点电压升高期间，光伏发电系统无功电流的最大输出能力应不低于光伏发电系统额定电流的1.1倍。e)自并网点电压恢复至标称电压的110%时刻起，光伏发电系统应在30ms内退出动态无功电流增量输出。6.3连续低电压穿越6. 3.1光伏发电系统应至少能承受连续两次低电压穿越，其中，相邻两次低电压穿越之间的时间间隔可根据其送出线路及接入电力系统的故障重合闸动作时间确定，取值范围宜为02s2s7. 3.2每次低电压穿越的响应特性和支撑能力应满足6.1的要求。7运行适应性7.1 电压适应性8. 1.1当并网点电压在标称电压的85%110%时，光

20、伏发电系统应能正常连续运行。7.1.2当并网点电压低于标称电压的85%或超过标称电压的110%时，光伏发电系统应满足6.1和6.2的要求。7.2频率适应性7.2.1光伏发电系统的频率适应性应满足表2的要求。2不同电力系统频率范围内的光伏发电系统运行要求电力系统频率(f)范围运行要求f46.5Hz根据光伏发电系统和无功补偿装置允许运行的最低频率而定46.5Hzf47Hz频率每次低于47.0HZ高于46.5Hz,光伏发电系统至少能运行5s47.0Hzf47.5Hz频率每次低于47.5HZ高于47HZ时,光伏发电系统至少能运行20S47.5Hzf48.0Ilz频率每次低于48HZ高于47.5Hz,光

21、伏发电系统至少能运行60S48.0Hzf48.5Hz频率每次低于48.5Hz,光伏发电系统至少能运行5min48.5Hzf50.5Hz连续运行50.5Hzf51.0Hz频率每次高于50.5HZ低于51HZ时，光伏发电系统至少能运行3min;通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统能执行电力系统调度机构卜.达的降低功率指令，不允许停运状态的光伏发电系统并网51.0Hz51.5Hz根据光伏发电系统内光伏逆变器和无功补偿装置允许运行的最高频率而定7.2.2光伏发电系统应在以下频率变化率范围内不脱网连续运行：a)在0.5s的滑窗时间内，频率变化率的绝对值不大于2Hz/s;b)在IS的滑窗时间内，频

22、率变化率的绝对值不大于1.5HzZs;c)在2s的滑窗时间内，频率变化率的绝对值不大于1.25HZ/s。滑窗时间与频率变化率的关系见图4。Bi涧：/s也力系统频宓图4滑动时间窗与频率变化率示意图7.3电能质适应性当光伏发电系统并网点的电压波动和闪变值满足GB/T12326、谐波值满足GB/T14549、间谐波值满足GB/T24337、三相电压不平衡度满足GB/T15543的要求时，光伏发电系统应能正常运行。8电能质8.1 电压偏差光伏发电系统接入后，引起公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。8.2 电压波动和闪变光伏发电系统接入后，引起公共连接点的电压波动和闪变应满足GB/T12

23、326的要求。8.3 谐波与间谐波8.3.1光伏发电系统向所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中光伏发电系统并网点向电力系统注入的谐波电流允许值，应按光伏发电系统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。8.3.2光伏发电系统接入后，引起公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的要求。8. 4电压不平衡度光伏发电系统接入后，引起公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。8.5 直流分量光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量应不超过其交流额定功率的0.5%o8.6 监测与治理1 .6.1通过10(6)kV电压等级并网光伏发电

24、系统的公共连接点应装设满足GB/T19862要求的A级电能质量在线监测装置，电能质量监测数据应至少保存一年。2 .6.2通过380V电压等级并网光伏发电系统的公共连接点宜装设满足GB/T19862要求的电能质量在线监测装置或具备电能质量在线监测功能的设备，电能质量监测数据应至少保存一年。8 .6.3当光伏发电系统的电能质量指标不满足要求时，应安装电能质量治理设备。9启停9 .1光伏发电系统启停时所引起的电能质量变化应满足第8章的要求。9. 2光伏发电系统启动时并网点电压和频率应满足GB/T12325和GB/T15945的要求，否则不应启动。9.3通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应在

25、接收到电网调度机构的并网指令后恢并网。10继电保护10.1总体要求10. 1.1光伏发电系统保护配置应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，并满足GB/T14285和GB/T33982的相关要求。10.1.2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应在并网点安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。10.1.3通过380V电压等级并网的光伏发电系统，应在并网点安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的开关。10.2 线路保护通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，并网线路两侧可采用电流保护，必要时加装方向元件。当动作电流整定值和时限配合

26、不能满足可靠性和选择性要求时，宜采用距离保护或纵连电流差动保护。10.3 iffiS光伏发电系统的低/高电压保护应满足6.1和6.2的要求。10.4 解制光伏发电系统的频率保护应满足7.2的要求。10.5 MftS10.5.1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应配置独立的防孤岛保护装置。10.5.2通过380V电压等级并网的光伏发电系统可通过配置独立的防孤岛保护装置或利用逆变器实现防孤岛保护。10.5.3光伏发电系统防孤岛保护动作时间应不大于2s,且防孤岛保护应与电网侧线路和安全自动装置保护相配合。10. 5.4光伏发电系统防孤岛保护应与其故障穿越要求相配合，且故障穿越优先级高于防孤

27、岛保护。10.6剩余电流保护通过380V电压等级并网光伏发电系统的剩余电流保护设置、动作电流和分断时间应满足GB/T13955的相关要求。11功率预测11.1 通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应上报中期(0h240h)、短期(0h72h)和超短期(15min4h)功率预测数据。11.2 光伏发电短期功率预测日前，月平均准确率应不小于85%,月平均合格率应不小于85%;超短期功率预测第4h月平均准确率应不小于90%,月平均合格率应不小于90%。12电能计1.1 1光伏发电系统接入电网前，应明确计量点，全额上网光伏发电系统应在产权分界点处设置发电计量点，自发自用/余电上网光伏发电系统应

28、分别在产权分界点、光伏发电并网点设置计量点。每个计量点均应配置一块电能表，配置应满足DUT448的要求。1.2 2电能表应采用静止式多功能电能表，技术性能应满足GB/T17215.321和D1./T614的要求。电能表应至少具备双向有功计量、四象限无功计量、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地或远程通信功能。电能表通信协议应满足D1./T645或D1./T698.45的要求，数据采集频度宜不小于15min。1.3 3光伏发电系统并网前，电能计量装置应完成相关检测、安装和调试。13通信与信息13. 1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应与电网调度机构进行数据双向交互，可采用无线专网

29、、无线虚拟专网和光纤专网通信方式，通信规约应符合D1./T634.5104和口以1634.5101的规定。13.1 通过380V电压等级并网的光伏发电系统，宜采用RS485、电力线载波和无线公网等通信方式。13.2 光伏发电系统采用无线通信方式时，应采取信息通信安全防护措施。13.3 通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应实时提供以下信息：a)模拟量：并网点电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数；b)状态量：逆变器运行状态、并网点开关等设备状态、故障等信息；c)电能量：发电量、上网电量、下网电量：d)功率调节数据：有功/无功调节投退状态、调节上/下限、无功电压控制模式、异常及告警等信

30、号；e)功率预测数据：D电能质量监测数据。13.4 通过380V电压等级并网的光伏发电系统，应至少上传并网点电流、电压、有功功率、无功功率、发电量和并网状态等信息，数据上传时间间隔宜不低于15rnin014仿真模型和参数14. 1通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应提供光伏发电单元、无功补偿装置、集电升压系统及控制系统的暂态模型及参数。14. 2通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统的暂态模型应满足GB/T32826的要求，并按GB/T32892规定的方法进行模型验证。14.1 通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应提供短路电流计算模型。14.2 通过380V电压等级并

31、网的光伏发电系统应提供主要涉网设备的型号及参数、说明书。15并网检测与评价15. 1光伏发电系统接入电网前，应复核光伏逆变器等主要设备的型式试验报告。15.1 通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统应在并网运行后6个月内提供并网检测报告。15.2 当光伏发电系统内光伏逆变器等主要设备改变时，应重新提供设备检测报告。15.3 光伏发电系统的并网检测与评价至少应包括以下内容：a)有功功率控制和一次调频检测；b)无功电压调节能力检测；O故障穿越能力检测/评价；d) 甩能质量检测；e) 运行适应性检测/评价：O安全与保护功能检测。附录A（资料性）并网点和公共连接点示例A.1光伏发电系统的并网点（如图A.1所示）指光伏发电系统与电网的连接点，而该电网可能是公共电网，也可能是用户电网。A.2图A.1中虚线框为用户电网，该用户电网通过公共连接点C与公共电网相连。在用户电网内部，有两个光伏发电系统，分别通过A点和B点与用户电网相连，A点和B点均为并网点，但不是公共连接点。在D点，有光伏发电系统直接与公共电网相连，D点是并网点，也是公共连接点。图A.1并网点和公共连接点示意图弁考文献1GB/T402892021光伏发电站功率控制系统技术要求