1、 ICS中 华 人 民 共 和 国 国 家 标 准GB/T XXXX201X 光伏发电站并网运行控制规范Specification of operation and control for photovoltaic power station（征求意见稿）20 - - 发布 20 - - 实施中 华 人 民 共 和 国 国 家 质 量 监 督 检 验 检 疫 总 局 发 布GB/T XXXX201X I目 次 前 言 .II1 范围 12 规范性引用文件 13 术语和定义 14 一般原则 25 并网分析 .36 发电计划 47 有功功率及频率控制 .48 无功功率及电压控制 .59 继电保护及
2、安全自动装置运行 .510 电力通信运行 .611 调度自动化系统运行 .712 紧急情况下的运行控制 .7附 录 A 9参 考 文 献 9GB/TXXXX201XII前 言 本标准根据 GB/T 1.12009 给出的规则起草。本标准根据国家标准化管理委员会下达的国标委综合201087 号2010 年国家标准制修订计划编制。本标准由中国电力企业联合会提出并归口。本标准主要起草单位：中国电力科学研究院。本标准主要起草人：、。GB/T XXXX201X 1光伏发电站并网运行控制规范1 范围本规范规定了光伏发电站的并网运行控制要求。本标准适用于通过 35kV 及以上电压等级并网，以及通过 10kV
3、 电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。2 规范性引用文件下列文件中对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本标准。凡不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程GB/T 19939 光伏系统并网技术要求GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定DL 755 电力系统安全稳定导则DL/T 1040 电网运行准则DL/T 516 电力调度自动化系统运行管理规程DL/T 544 电力调度通信管理规程DL/T 559 220500kV 电网继电保护装置运行整定规程 DL/T
4、 584 3110kV 电网继电保护装置运行整定规程DL/T 623 电力系统继电保护及安全自动装置运行评价规程3 术语和定义本标准采用下列术语和定义。3.1 光伏发电站 Photovoltaic（PV ）power station 利用太阳电池的光生伏特效应，将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器和光伏方阵，以及相关辅助设施等。3.2 并网点 Point of interconnectionGB/TXXXX201X2对于有升压站的光伏发电站，指升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。3.3有功功率变化 Active power cha
5、nge一定时间间隔内，光伏发电站有功功率最大值与最小值之差。3.4光伏发电功率预测 PV power forecasting根据气象条件、统计规律等技术和手段，对光伏发电站有功功率进行预报。3.5短期光伏发电功率预测 Short-term PV power forecasting预测光伏发电站次日零时起未来 72h 的有功功率，时间分辨率不大于 15min。3.6超短期光伏发电功率预测 Ultra-short-term PV power forecasting预测光伏发电站未来 15min4h 的有功功率，时间分辨率不大于 15min。3.7光伏发电站并网检测 Grid integration
6、 test for PV power station确定光伏发电站并网性能的一系列测试，测试内容包括电能质量、有功/无功控制能力、低电压穿越能力、电压/频率适应能力、有功输出特性等五个方面。4 一般原则4.1 并网条件4.1.1 光伏发电站应遵循国家、电力及有关行业的相关法律、法规、标准、规程、规范和工作程序，满足接入电网的技术特性和运行特性要求。a) 光伏发电站应在并网前 3 个月向电网调度机构提交并网申请书和电监会颁发的发电业务许可证，同时提交光伏发电站相关详细资料（参见附录 A） ，资料应经调度机构审核确认符合有关要求。b) 光伏发电站并网前应与电网调度机构签订光伏发电站并网调度协议，并
7、网流程符合电网调度机构的相关规定。GB/T XXXX201X 3c) 光伏发电站运行人员应通过相关专业培训，并取得电网调度机构颁发的上岗资格证书。光伏发电站应保证相关的管理制度和运行规定齐全，满足所接入电网的安全管理规定。d) 光伏发电站并网分析模型及参数应符合以下要求：光伏发电站应提供可用于电力系统仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等） 、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，模型和参数应经过有资质机构的验证。光伏发电站应跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。e) 光伏发电站所采用的光伏组件、逆变器和无功补偿设备应通过有资
8、质的检测机构的并网检测，并向电网调度机构提供相应的检测报告。f) 装机容量 10MW 及以上的光伏发电站应具备短期及超短期光伏发电功率预测功能，预测曲线上报及准确度应满足 GB/T 19964 的相关要求。g) 光伏发电站应具备有功功率控制功能，能够接收并自动执行电网调度机构远方发送的有功功率控制信号，有功功率调节能力应满足 GB/T 19964 的相关要求。h) 光伏发电站应具备无功功率调节及电压控制能力，调节速率和控制精度应满足 GB/T 19964的相关要求。i) 光伏发电站配置的有功功率控制系统和无功功率控制系统应经过国家授权的有资质的检测机构的性能测试。4.1.2 全部光伏部件并网调
9、试运行后 6 个月内，光伏发电站应向电网调度机构提交光伏发电站并网检测报告，并网检测应由具有资质的检测机构完成。4.2 调度运行4.2.1 光伏发电站运行值班人员应执行电网调度机构值班调度员的调度指令。4.2.2 电网调度机构调度管辖范围内的设备，光伏发电站应按照调度指令执行操作，并如实告知现场情况，答复电网调度机构值班调度员的询问。4.2.3 电网调度机构调度许可范围内的设备，光伏发电站运行值班人员操作前应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及光伏发电站现场运行规程进行操作。4.2.4 光伏发电站在紧急状态或故障情况下退出运行时，应立即向电网调度机构汇报，经电网调度机
10、构同意后按调度指令并网。光伏发电站应做好事故记录并及时上报电网调度机构。4.2.5 光伏发电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压满足电网调度机构下达的电压控制曲线。当光伏发电站的无功补偿设备因故退出运行时，光伏发电站应立即向电网调度机构汇报，并按指令控制光伏发电站运行状态。光伏发电站出力为零时，无功补偿设备应具备电网调用的能力。5 并网分析GB/TXXXX201X45.1 模型参数5.1.1 光伏发电站并网分析应根据相关标准采用满足电力系统分析要求的数学模型，模型的参数应通过现场测试、辨识和验证，并由光伏发电站向电网调度机构及其他有关部门提供实测参数。5.1.2 对没有实测参数的
11、单元发电模块，暂时可以采用同类典型模型和参数，单元发电模块的模型和参数实测确定以后需重新校核。5.2 仿真计算5.2.1 仿真计算中对单个光伏发电站可根据计算目的采用详细或等值模型，光伏发电站等值模型须能反映光伏发电站的动态特性。5.2.2 用于光伏发电站并网分析的计算软件应得到电网调度机构的认可。6 发电计划光伏发电站发电计划应满足以下要求：a) 光伏发电站应在规定时间向电网调度机构申报次日发电计划，每 15min 自动向电网调度机构滚动申报超短期发电计划。b) 光伏发电站应按照电网调度机构的要求定期进行年度和月度电量预测，并申报年度、月度发电量计划。c) 光伏发电站应执行电网调度机构下达的
12、计划曲线（包括滚动修正的计划曲线）和调度指令。d) 光伏发电站应定期统计分析发电计划执行情况，并根据电网调度机构要求上报。7 有功功率及频率控制7.1 基本要求7.1.1 光伏发电站应具备参与电力系统调频和调峰的能力，并符合 DL/T 1040 的相关规定。7.1.2 光伏发电站应具备有功功率控制功能，能够接收并自动执行电网调度机构远方发送的有功功率控制信号，有功功率调节能力应满足 GB/T 19964 的相关要求。7.2 有功功率变化在光伏发电站并网、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中，光伏发电站有功功率变化速率应满足电力系统安全稳定运行的要求，光伏发电站有功功率变化速率应满足 GB/T 1
13、9964 的相关要求。7.3 有功控制模式光伏发电站应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，具备绝对功率限制、偏差量控制、功率抑制控制、功率变化率限制、系统保护、频率调节控制等多种控制模式，通过调节逆变器输出、切除馈线等方式实现有功输出功率控制。GB/T XXXX201X 57.4 光伏发电站有功功率紧急控制要求在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应按照电网调度机构要求调节有功功率，有功功率调节和恢复并网运行应满足 GB/T 19964 的相关要求。7.5 运行频率要求在不同系统频率范围内，光伏发电站运行应满足 GB/T 19964 相关要求。7.6 有功恢复
14、要求对电力系统故障期间没有切出的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少 30%额定功率每秒的功率变化率恢复至故障前的值。8 无功功率及电压控制8.1 基本要求a) 通过 10kV35kV 电压等级接入电网的光伏发电站，应具备根据并网点电压水平调节无功输出、参与电网电压调节的能力，并满足 GB/T 19964 的相关要求；b) 通过 110（66）kV 及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节和电压控制能力，并满足 GB/T 19964 的相关要求。8.2 无功容量要求光伏发电站的无功容量配置应满足 GB/T 19964 的有关
15、要求，必要时通过光伏发电站接入电力系统无功电压专题确定。8.3 无功电压控制系统光伏发电站无功电压控制系统应满足以下要求：a) 光伏发电站配置的无功电压控制系统应具有多种控制模式，包括恒电压控制、恒功率因数控制和恒无功功率控制等，能够按照电网调度机构指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏发电站并网点电压在正常运行范围内，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。b) 无功电压控制系统应具备计算、自动调节、监视、保护、通信、启动/停止顺序控制、文件记录等功能。c) 无功电压控制系统应通过通信接口与站控和上级控制（或电网调度机构）保持相互传送信息和运行命令。d) 无功电压控制
16、系统应监控各部件的运行状态，统一协调控制并网逆变器、无功补偿装置以及升压变压器分接头。GB/TXXXX201X6e) 无功电压控制系统稳态响应时间应不超过 10s，无功功率控制偏差的绝对值不超过给定值5%，电压调节精度在 0.005 倍标称电压内。8.4 运行电压要求在不同并网点电压范围内，光伏发电站允许应满足 GB/T 19964 中的相关要求。9 继电保护及安全自动装置运行9.1 基本要求9.1.1 光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足 GB/T 14285 等相关标准的要求。9.1.2 光伏发电站应贯彻执行有关继电保护及安全自动装置的标准、规程和调度运行管理规定
17、，并根据继电保护及安全自动装置的特性及调度机构的要求制定相应的现场运行规程和标准化作业书，报送电网调度机构备案；电网调度机构负责审查调度管辖范围内的继电保护及安全自动装置的技术方案。9.1.3 调度机构和继电保护装置所在单位应按 DL/T 623，对继电保护装置的动作行为进行评价分析；光伏发电站应配合调度机构做好有关保护信息的收集和报送工作。9.1.4 光伏发电站送出线路保护、防孤岛保护、故障录波装置以及相关保护措施应满足 GB/T 19964 等相关标准的要求。9.2 定值整定9.2.1 光伏发电站接入系统的继电保护及安全自动装置的动作定值整定，应与电力系统中的重合闸策略相协调，与现有保护装
18、置相适应。9.2.2 光伏发电站与电网有关的继电保护及安全自动装置投入运行后，遇有电网结构变化等情况需重新核算动作整定值时，应按 DL/ 559、DL/T 584 等相关规程确定的原则进行整定。9.3 反事故措施9.3.1 光伏发电站应及时针对其相关继电保护与安全自动装置不正确动作情况，制订对应的反事故措施，并提交电网调度机构审核。9.3.2 由于反事故措施不力，导致事故，并对他方造成损害时，事故责任方应承担相应的责任。9.3.3 事故责任方由事故涉及各方组成的联合调查组确认。10 电力通信运行10.1 基本要求GB/T XXXX201X 710.1.1 光伏发电站应满足 DL/T 544 和
19、 DL/T 1040 相关要求，负责光伏发电站内通信系统的运行维护及更新改造，接受电网调度机构的专业管理及技术监督，服从电网调度机构通信网络的整体布署及调整。10.1.2 光伏发电站内通信设备应符合电网通信技术要求，保证电力通信网安全稳定运行。10.2 电力通信频率管理10.2.1 光伏发电站电力专用通信网无线电设备的频率管理应按照国家无线电管理委员会的有关规定执行。10.2.2 光伏发电站电力线载波频率的分配应根据各级电网规划统筹管理，合理使用。光伏发电站与电网之间的电力线载波频率的分配须经电网相关通信管理部门审批后方可使用。10.3 运行与检修10.3.1 电力专用通信网实行统一调度、分级
20、管理的原则。并入电力通信光传输网、调度数据网的光伏发电站通信设备，应纳入电力通信网管系统统一管理。10.3.2 光伏发电站开展与电网通信系统有关的设备检修，应提前向电网调度机构办理检修申请，获得批准后方可进行。如设备检修影响到继电保护和安全自动装置的正常运行，还需按规定向电网调度机构提出继电保护和安全自动装置停用申请，在继电保护和安全自动装置退出后，方可开始通信设备检修相关工作。10.3.3 光伏发电站通信系统应配置相应的仪器、仪表、工具和备品、配件。仪器、仪表必须按有关规定定期进行质量传递，以保证必要的计量精度。11 调度自动化系统运行11.1 基本要求11.1.1 光伏发电站二次系统安全防
21、护应符合国家电力监管委员会颁布的电力二次系统安全防护规定。11.1.2 光伏发电站调度自动化的运行维护与管理应满足 DL/T 516 的相关要求。11.2 运行维护与检修11.2.1 调度自动化设备的运行维护责任按属地化管理。电网调度机构负责调度自动化系统主站端设备的运行维护，光伏发电站负责调度自动化系统厂站端设备的运行维护。 11.2.2 光伏发电站升压站计算机监控系统远程终端单元(RTU）、同步相量测量单元(PMU ）、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络设备等的运行管理应执行电网调度自动化系统运行管理规程，其设备供电电源运行管理应按电网调度自动化系统电源技术管理办法执行
22、。11.2.3 在调度自动化设备（含自动化通道）上的维护或检修工作，应向电网调度机构提出申请,并在申请中明确对调度自动化数据的影响程度及范围，由相应调度机构自动化部门批准。 GB/TXXXX201X811.2.4 光伏发电站自动化设备永久退出运行，应事先由设备维护单位向上级调度自动化运行管理机构提出书面申请，经批准后方可进行。同时服务多个主站的设备，应经有关调度自动化管理机构协商后决定。11.2.5 由于一次系统的变更（如厂站设备的增、减，主接线变更，互感器变比改变等），需修改相应的画面和数据库内容时，应以经过批准的书面通知为准。12 紧急情况下的运行控制12.1 安稳控制12.1.1 为保证
23、电力系统安全稳定运行，光伏发电站应根据电网实际情况适当配置符合 GB/T 14285的稳定控制装置。12.1.2 在系统紧急事故情况下，调度机构可要求光伏发电站退出运行。在光伏发电站退出期间，光伏发电站应保证与调度机构具备必要的通信联系方式。事故处理完毕，电网恢复正常运行状态后，光伏发电站根据调度机构的指令恢复并网。12.1.3 因出现特殊运行方式，可能影响光伏发电站正常运行时，调度机构应将有关情况及时通知光伏发电站。12.2 事故记录与报告12.2.1 通过 110（66）kV 及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配备故障录波设备，该设备应具有足够的记录通道并能够记录故障前 10s 到故障后
24、 60s 的情况，并配备至电网调度机构的数据传输通道。12.2.2 光伏发电站发生事故后，在按照有关规定处置事故的同时，应立即按照调度管辖范围向相应调度机构的值班调度员报告事故简况，并应在 8h 内向所辖电网调度机构提供继电保护及安全自动装置动作情况，故障录波图等相关事故分析信息资料。GB/T XXXX201X 9附 录 A（资料性附录）光伏发电站并网前应提供的资料a) 光伏发电站的项目开发核准文件、可研报告、接入系统设计报告、接入电力系统分析报告，光伏发电站运行规程，一年以上辐照度、温度数据，光伏发电站电气一次接线图、光伏电池阵列地理分布及接线图。 b）光伏方阵数量及容量、拟投产日期、设计利
25、用小时数、设计发电量、经纬度等。c) 与光伏方阵有关的技术参数及信息：包括光伏方阵型号、面积、额定功率因数、功率调节速率。d) 潮流、稳定计算和继电保护整定计算所需的相关技术参数：包括光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等） 、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，主变压器、集中无功补偿装置、谐波治理装置等主要设备技术规范、技术参数及实测参数（包括主变压器零序阻抗参数） 。e) 与电网运行有关的继电保护及安全自动装置图纸（包括电池阵列、变压器整套保护图纸） 、说明书，电力调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的安装调试报告。f) 与电网调度机构相关的光伏发电站调度自动化设备技术说明书、技术参数以及设备验收报告，光伏发电站计算机系统安全防护有关方案和技术资料。g) 与电网调度机构通信网互联或有关的通信工程图纸、设备技术规范以及设备验收报告。h) 光伏发电站升、降负荷的速率，光伏发电站运行集中监控系统、并网技术支持系统有关参数和资料。i) 光伏发电站调度命名申请及涉网设备调度命名申请。j) 电网调度机构需要的其它资料。参 考 文 献1 国 办 发 2007 53 号 节 能 发 电 调 度 办 法 （ 试 行 ） 2 DL/T 587 微机继电保护装置运行管理规程3 Q/GDW 156 城市电力网规划设计导则4 Q/GDW 617 光伏电站接入电网技术规定
