光伏发电并网技术标准-南网

Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准

光伏发电并网技术标准

Technical standard for photovoltaic power system connected to power grid

中国南方电网有限责任公司发布

目录

前言 (1)

1范围 (2)

2规范性引用文件 (2)

3术语与定义 (3)

4总体要求 (3)

5含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计 (4)

5.1区域光伏发电出力特性分析 (4)

5.2区域电网光伏发电消纳能力分析 (4)

5.3区域电网适应性改造分析 (6)

6并网一次部分 (7)

6.1电力电量平衡 (7)

6.2接入电网方案 (8)

6.3潮流计算 (9)

6.4稳定分析 (9)

6.5短路电流计算 (9)

6.6无功补偿 (9)

6.7并网线路一次设备配置 (10)

7并网二次部分 (10)

7.1继电保护与安全自动装置 (10)

7.2监测与计量 (10)

7.3功率预测 (11)

7.4功率控制 (12)

7.5无功控制 (12)

7.6运行适用性 (13)

7.7调度自动化 (14)

7.8通信 (14)

附录A (16)

附录B (18)

附录C (20)

前言

为贯彻落实将南方电网公司建设成经营型、服务型、一体化、现代化的企业，指导和规范接入公司所属各分省公司、地（市、州）级供电企业的光伏发电并网规划设计、建设和运行，特制定本标准。

本标准以国家及行业的有关法律、法规、标准、导则为基础，结合公司各级供电企业的光伏发电并网现状、运行管理及发展需求而提出，公司及所属各分省公司、地（市、州）级供电企业，以及在公司范围内规划建设光伏发电的企业应遵照本标准。

本标准由南方电网公司计划发展部归口。

本标准起草单位：南方电网公司计划发展部，系统运行部，设备部，南网科研院，广东、广西、云南、贵州、海南电网公司。

本标准起草人：吴争荣、申展、卢斯煜、马溪原、王彤、雷金勇、许爱东、周保荣、郭晓斌、陈旭、彭波、刘利平、张雪莹、刘宝林、李小伟、郑伟、余幼璋、陈明帆、程军照。

光伏发电并网技术标准

1范围

本标准提出了光伏发电并网应遵循的一般原则和技术要求，适用于南方电网范围内含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计，以及通过10kV（20kV）及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电系统和通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站规划设计，并指导施工建设与运行工作。

2规范性引用文件

下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本标准。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

GB 50797 光伏发电站设计规范

GB/T 14285 继电保护和安全自动化装置技术规程

GB/T 14549 电能质量公用电网谐波

GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求

GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定

GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定

GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范

GB/T 31464 电网运行准则

GB/T 50865 光伏发电接入配电网设计规范

GB/T 50866 光伏发电站接入电力系统设计规范

NB/T 32011 光伏发电站功率预测系统技术要求

NB/T 32015 分布式电源接入配电网技术规定

NB/T 32016 并网光伏发电监控系统技术规范

NB/T 32025 光伏发电调度技术规范

NB/T 33010 分布式电源接入电网运行控制规范

NB/T 33012 分布式电源接入电网监控系统功能规范

DL 755 电力系统安全稳定导则

DL/T 448 电能计量装置技术管理规程

DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则

DL/T 836 供电系统用户可靠性评价规程

DL/T 5131 农村电网建设与改造技术导则

Q/CSG 11517 电厂接入系统设计内容深度规定

Q/CSG 1211001 分布式光伏发电系统接入电网技术规范

Q/CSG 1211002 光伏发电站接入电网技术规范

Q/CSG 1203004.3 20kV及以下电网装备技术导则

国家发展和改革委员会[2014]第14号令电力监控系统安全防护规定

国家能源局[2015]36号电力监控系统安全防护总体方案

国家能源局[2010]256号电网技术改造工程预算编制与计算标准

3术语与定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

光伏发电站photovoltaic(PV) power station

利用光伏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。一般接入35kV及以上电压等级。

3.2

分布式光伏发电系统distributed photovoltaic power system

接入10（20）kV 及以下电压等级、位于用户附近、所发电能就地消纳为主的利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳能转换为电能的发电系统。

3.3

区域area

根据电网结构和实际研究需要划分的地域范围，可按照行政区域或供电区域划分。

4总体要求

4.1光伏发电应按照“就近接入、就地消纳”的原则接入电力系统。

4.2光伏发电建设规模要与电力系统、资源状况等有关条件相协调。

4.3含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计需满足电力系统电力电量平衡、调峰调频、

潮流及稳定的要求，并在不满足要求的情况下进行适应性改造。

4.4光伏发电并网一次部分设计应包括负荷预测、电力电量平衡、接入电网方案、潮流计算、安全稳定性分析、短路电流计算、无功补偿、方案技术经济性分析和电气参数要求等内容。

4.5光伏发电并网二次部分设计应包括继电保护与安全自动装置、监测与计量、功率预测、功率控制、无功电压控制、运行适用性、调度自动化、通信等内容。

4.6光伏发电并网二次系统宜统一配置，应满足国家发展和改革委员会2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》的要求。

5含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计

5.1区域光伏发电出力特性分析

5.1.1区域光伏发电站发电出力特性分析

区域内各光伏发电站的发电出力特性应从年度出力特性、月度出力特性、日出力特性三个角度进行分析，具体要求如下：

（1）年度出力特性分析：根据区域内已有光伏发电站历史统计出力或该区域历史气象资料开展统计和趋势分析，确定区域内各光伏发电站逐年太阳辐照量的预期变化以及相应的年平均发电出力变化，主要指标包括年平均出力、年最大出力、多年出力概率分布等。

（2）月度出力特性分析：用于确定区域内光伏发电站月内的发电出力分布及波动特性，采用月平均出力、月最大出力、月出力概率分布等指标进行衡量，用于指导电力系统月度电量平衡、年度发电计划等的计算和安排。

（3）日出力特性分析：用于确定区域内光伏发电站日内发电出力特性，采用光伏日平均出力、日最大出力、保证容量、出力波动率等指标进行衡量，用于指导电力系统短期开机计划、电力平衡和备用容量等的计算和安排。

指标计算方法见附录A。

5.1.2区域光伏发电集群效应分析

区域内光伏发电集群效应分析应从长期出力波动的相关性和短期出力波动的互补性两方面进行，以相关性系数、最大出力比、出力波动比、峰值同时率、峰谷差比作为评价指标。

指标评价方法见附录B。

5.2区域电网光伏发电消纳能力分析

5.2.1一般规定

（1）区域电网光伏发电消纳能力分析应按照基于现有电源和网架结构最大化消纳光伏

发电的原则，结合区域内所有新能源电厂、常规电源、网架结构、跨区域联网规划和电力需求预测，通过构造确定性和概率性场景，对区域内光伏建设容量进行评估，对光伏与常规电源的协调方案进行论证（确定性和概率性场景构造方法见附录C）。

（2）区域性光伏发电电源设计以优先建设太阳能资源优越、建设条件便利、便于接入负荷集中区域的光伏发电为原则，鼓励发展分布式光伏发电系统。

5.2.2电力电量平衡

（1）电力电量平衡用于明确区域系统需要的装机容量、调峰容量、电源的送电方向，为拟定不同光伏发电容量并网后区域系统的电源方案、调峰方案、电网方案及计算燃料需要量、污染物排放量等提供依据。

（2）水电比重较大的区域系统一般应选择平水年、枯水年两种水文年进行平衡计算。必要时还应校核丰水年和特枯水年的电力电量平衡。一般地，电力平衡按枯水年编制，电量平衡按平水年编制。

（3）区域系统的总备用容量可按其最大发电负荷的15%~20%考虑，低值适用于大区域系统，高值适用于小区域系统，并满足下列要求：

a)负荷备用为2%~5%；

b)事故备用为8%~10%，但不小于该区域内最大单机容量；

c)检修备用应按有关检修规程，结合系统电源结构和负荷特性统筹安排。

（4）在规划设计阶段，原则上不考虑光伏发电作为系统备用。

（5）光伏发电出力建议按高保证率（即负荷高峰时段保证容量，见附录A.6）参与系统电力平衡，按多年平均出力参与系统电量平衡；缺乏光伏发电历史出力数据的区域，可参考类似地理位置光伏发电数据或根据该区域地理位置、光照条件进行估算。

5.2.3系统调峰调频

（1）结合区域电网负荷特性和光伏发电日出力特性，从确定性和概率性角度，对光伏并网后区域系统的调峰问题进行针对性研究。在区域内已有电源结构基础上，若出现调峰问题，采用如下原则进行论证：

a)弃光与弃水经济性论证；

b)新建抽水蓄能电站的可行性与经济性论证；

c)新建调峰火电站的可行性与经济性论证；

d)其他调峰手段论证，如安装储能设备、负荷侧响应等。

（2）结合光伏出力波动特性，研究在不同光伏发电并网容量、不同季节及气象条件下

区域电网的调频问题，使系统调频能力满足设计年不同季节系统调频的需求。

5.2.4潮流及稳定

（1）以规划年电网、电源规划及负荷预测数据为计算基础，根据光伏发电出力的确定性和概率性场景库，对区域光伏不同分布进行潮流及稳定校核计算，并进行改变区域光伏发电接入容量的敏感性分析，确定网架约束情况下的光伏发电消纳能力。

（2）潮流校验应包括区域规划水平年具有代表性的最大负荷、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式；水电比重大的系统，需对各种水文年的运行方式进行分析，选择有代表性的季节进行潮流校核。

（3）稳定校核应分别进行静态和暂态稳定计算，采用是正常运行的潮流最大运行方式。

（4）需对光伏发电不同方式接入电网的保护适应性进行校核。

5.3区域电网适应性改造分析

5.3.1电网适应性改造需满足以下一般性要求：

（1）电网适应性改造应与区域光伏电源规划相适应，与相邻电压等级电网相协调。

（2）电网改造方案应节省投资和年运行费用。

（3）电网适应性改造所涉及的线路电压等级应综合考虑确定性和概率性的光伏发电消纳评估结果，根据电网现状、今后10~15年的输电容量、输电距离等因素进行论证，在解决现有区域光伏消纳问题的情况下，满足远景发展的需要。在经济性指标相差不大情况下，优先推荐电压等级较高的方案，必要时考虑初期降压运行。

（4）电网改造方案需满足DL/T 836的规定。

（5）电网改造需进行安全稳定校核，对于220kV及以上网架，将计划检修方式作为正常方式参与安全校核，即计划检修方式下发生N-1故障，应能满足高峰负荷条件下安全运行的要求以及DL755中规定的有关各项安全稳定标准。

（6）各电压等级改造线路应满足短路电流限制。

（7）电网适应性改造后，各电压等级电网电能质量应能满足电压波动范围要求。

（8）改造后电网谐波应满足GB/T14549的规定。

5.3.2电网一次系统改造

（1）分析改造线路所在区域相应电压等级电网结构特点。

（2）根据电压等级确定变电站改造方案，包括主变规模、主变型式、出线规模、配电装置型式、无功补偿装置、电气主接线方式等。

（3）变电设备的容量、台数、相数、绕组数及阻抗等选择应以满足光伏发电消纳为前

提，根据电力负荷发展，潮流变化，结合系统短路电流、系统稳定、调相调压、设备制造及运输等具体条件进行。

（4）变电站无功补偿应按分层分区和就地平衡原则配置。

（5）根据电压等级确定线路改造方案，包括线路型式、导线型式、导线截面等。

5.3.3电网二次系统改造

（1）光伏发电接入应考虑对电网二次系统的产生影响，包括调度自动化系统、继电保护系统以及电能质量，在一次系统改造后，需校验二次系统的适应性，并进行针对性改造。

（2）分布式光伏发电系统接入中低压配网，应分析短路容量比、渗透率，以及对馈线过电流保护选择性、灵敏性的影响。

（3）光伏发电接入电网后，应分析其对重合闸装置、备自投装置、主变中性点过电压及变压器保护的影响，对变电站侧内配置小电源解列装置的必要性进行分析论证。

5.3.4适应性改造方案经济性论证

应对电网适应性改造方案工程预算成本与工程成本回收期内因消纳光伏发电带来的经济环境综合效益进行论证。电网适应性改造工程预算成本准则和计算方法参照《电网技术改造工程预算编制与计算标准》执行。

6并网一次部分

6.1电力电量平衡

6.1.1地区电网发展现状分析应充分考虑区域内所有电源出力及区域送受电情况，结合地区消纳现状和区域主要送出线路的负载情况，进行新增光伏发电站消纳范围和送出能力分析。

6.1.2在电力平衡计算时，应基于区域电源、负荷及电网网架增长率分析，根据负荷特性和光伏发电站出力特性，列出各个水平年最大负荷、最小负荷且光伏发电站零出力、50%出力及最大出力方式下电网的电力平衡表。各水平年的电力平衡宜按季度或按月进行分析。

6.1.3在电量平衡计算时，应列出相关电网各水平年的电量平衡表。对于接入10（20）kV及以下电压等级的分布式光伏发电系统，可不进行电量平衡计算。

6.1.4电力电量平衡计算，应分析系统的调峰、调频能力，并应确定电网能够接纳光伏发电站的电力。对已出现送出及消纳瓶颈的地区，可允许特殊时段的弃光，并对弃光量进行估算。

6.2接入电网方案

6.2.1光伏发电站接入电网方案设计应以审定的中长期电力规划为基础，从实际出发，遵循分层、分区、分散接入的原则。

6.2.2光伏发电站接入电网方案应根据最终和分期规模、送电距离、接入条件、电网运行要求和承受能力等因素确定，并应在对提出的接入系统方案进行必要的电气计算和技术经济比较后提出推荐方案。推荐方案应包括接入电压等级、接入站点、出线方向、出线回路数、导线截面积等。

6.2.3光伏发电接入电压等级选择应根据不同方案的技术经济比较确定，一般情况下可参考表1要求。

表 1 光伏发电（含分布式电源）并网的电压等级

6.2.4有不同接入电压等级可供选择的时候，宜根据送电方向选取适合接入的电压等级，原则上应在本电压等级内消纳。经过技术经济比较，并考虑发展规划等原因，采用低一级的电压等级接入优于高一级的电压等级接入时，推荐采用低一级的电压等级接入。

6.2.5单点容量等于或小于400kW的分布式光伏发电系统宜接入380V，单点容量400kW-6MW的分布式光伏发电系统宜接入10（6）kV。当采用220V单相接入时，应根据当地配网三相不平衡测算结果确定接入容量，一般情况下单点最大接入容量不宜超过8kW。

6.2.6一般情况下，分布式接入的光伏发电或通过单一线路接入的集中式光伏发电总容量较小，则不需开展N-1校核；若通过单一线路接入的集中式光伏发电总容量大于本区域

最大单机容量，则送出线路应考虑N-1校核。

6.3潮流计算

6.3.1潮流计算应包括设计水平年有代表性的正常最大与最小负荷运行方式、检修运行方式以及事故运行方式，还应计算光伏发电站最大出力时段的运行方式。

6.3.2潮流计算应分析典型方式下光伏出力变化引起的线路功率和节点电压波动，并应避免出现节点电压越限。

6.3.3潮流计算应对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。

6.3.4通过潮流计算，检验光伏发电站接入电网方案、选择导线截面和电器设备的主要参数以及选择调压装置、无功补偿设备及其配置。

6.4稳定分析

6.4.1对于通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站，应通过稳定性分析，验算光伏发电站接入是否满足电力系统稳定运行的要求，分析是否需要采取提高稳定性的措施。

6.4.2稳定性分析应进行暂态稳定计算，必要时应进行静态和动态稳定计算。

6.4.3稳定计算采用的正常运行方式，应为电网正常且光伏发电站出力最大的运行方式。

6.4.4暂态稳定计算采用的故障类型，应符合DL 755的规定，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。

6.4.5稳定计算中光伏发电站的模型应能充分反映其机电暂态特性。

6.4.6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，并提出解决稳定性问题的方案。

6.5短路电流计算

6.5.1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允许方式的三相和单相短路电流。应合理控制光伏发电站并网点、附近节点短路电流，不宜超过节点断路器遮断容量。

6.5.2电气设备选型应满足短路电流计算的要求。

6.6无功补偿

6.6.1光伏发电站的无功功率和电压调节能力应满足Q/CSG 1211002 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。

6.6.2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。

6.6.3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。

6.7并网线路一次设备配置

非专线并网的光伏发电系统联络线系统侧应装设线路电压互感器，专线联络线系统侧宜装设线路电压互感器，以满足重合闸需要。

7并网二次部分

7.1继电保护与安全自动装置

7.1.1220kV光伏发电站送出线路应配置两套完整的、各自独立的主后一体化全线速动电流差动保护。

7.1.2110kV光伏发电站送出线路应配置一套含重合闸功能的主后一体的光纤电流差动保护。

7.1.310kV（35kV）光伏发电系统送出线路及专线并网线路应配置光纤电流差动保护；其他10kV及以下光伏发电系统送出线路，可采用三段式电流保护。

7.1.4分布式光伏发电系统应配置防孤岛保护装置，动作时间应不大于2 s。防孤岛保护还应与电网侧线路保护重合闸、安全自动装置动作时间相配合。

7.1.5分布式光伏10（20）kV接入线路电网侧和分布式电源侧都应配置故障解列装置。故障解列应包含低/过频保护、低/过压保护等功能，故障解列装置联跳分布式光伏发电系统联络线断路器，条件具备时，宜联跳分布式光伏发电系统并网点断路器。

7.1.6必要时，可采用主变保护动作联跳分布式光伏发电系统联络线断路器，条件具备时，宜联跳分布式发电系统并网点断路器。

7.1.7110kV及以上电压等级接入的光伏发电站，应配置安全稳定控制装置。

7.2监测与计量

7.2.1故障录波

（1）通过110kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配备保护及故障信息系统子站，并配备至电网调度机构的数据传输通道，送出线路、主变、母线、汇集线路、无功补偿设备、站用接地变的保护及故障录波器应接入保护及故障信息系统子站。

（2）110kV及以上光伏发电站送出线路、主变、汇集线路、无功补偿设备、站用接地变应接入所在变电站的故障录波装置；35kV及以下光伏发电系统送出线路宜接入送出线路所在变电站的故障录波装置。

7.2.2电能质量监测

（1）光伏发电站应配置电能质量实时监测设备，所装设的电能质量监测设备应满足GB/T 19862的要求。当光伏发电站电能质量指标不满足要求时，光伏发电站应安装电能质量治理设备，确保光伏发电站电能质量合格。

（2）光伏发电站应具备电能质量监测数据存储功能，对于10 MW及以上容量的光伏发电站，应具备实时监测数据远程传输功能。

（3）通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电的公共连接点应装设满足GB/T 19862要求的电能质量在线监测装置。电能质量监测历史数据应至少保存一年，必要时可供电网企业调用。

7.2.3计量装置

（1）光伏发电电能计量点（关口）应设在光伏发电与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。

（2）产权分界点处不适宜安装电能计量装置的，关口计量点由光伏发电业主与电网企业协商确定。

（3）计量装置配置和技术要求应符合DL/T 448的要求。

（4）通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电，同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套，主、副表应有明确标志。

7.3功率预测

7.3.1装机容量10 MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统应具备0 h～72 h短期光伏发电功率预测以及15 min～4 h超短期光伏发电功率预测功能。

7.3.2光伏发电站每15 min自动向电网调度机构滚动上报未来15 min～4 h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15 min。光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0～24时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15 min。光伏发电站发电功率预测曲线应自动上传到电网调度机构。

7.3.3单个光伏发电站日前的短期光伏发电功率预测月平均准确率应不低于85%，月平均合格率应大于80%；超短期光伏发电功率预测月平均综合准确率应不低于90%，月平均合格率应大于85%。

7.4功率控制

7.4.1光伏发电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力，并符合GB/T 31464的规定。

7.4.2光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。

7.4.3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。

7.4.4通过10（20）kV电压等级并网的分布式光伏发电系统应具有有功功率调节能力，必要时能根据电网调度机构指令调节电源的有功功率输出。

7.4.5正常运行情况下有功功率变化。

（1）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应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应按电网运行要求进行整定。

（2）光伏发电站有功功率变化速率应不超过10%装机容量/min, 允许出现因太阳能辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。

7.4.6紧急控制

（1）在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应根据电网调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可快速降低光伏发电站有功功率或切除光伏发电站；此时光伏发电站有功功率变化可超出电网调度机构规定的有功功率变化最大限值。

（2）电力系统事故或特殊运行方式下按照电网调度机构的要求降低光伏发电站有功功率。

（3）当电力系统频率高于50.2 Hz时，按照电网调度机构指令降低光伏发电站有功功率，严重情况下切除整个光伏发电站。

（4）若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电网调度机构按规定暂时将光伏发电站切除。

（5）事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按调度指令并网运行。

7.5无功控制

7.5.1光伏发电站的无功容量应按照分层分区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。

7.5.2通过10 kV ~35 kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.98～滞后

0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。

7.5.3 通过110 kV 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。

7.5.4 通过220 kV 光伏发电汇集系统升压至500 kV 电压等级接入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。

7.5.5 光伏发电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏发电站实际接入情况，通过光伏发电站接入电力系统无功电压专题研究来确定。

7.5.6

分布式光伏发电系统功率因数应在0.95（超前）～0.95（滞后）范围内连续可调。 7.5.7 分布式光伏发电系统在其无功输出范围内，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，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构给定。

7.5.8 对于通过220kV 光伏发电汇集系统升压至500kV 电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站，当电力系统发生短路故障引起电压跌落时，光伏发电站注入电网的动态无功电流应满足以下要求：

（1）自并网点电压跌落时刻起，动态无功电流的相应时间不大于30ms 。

（2）自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9pu 期间，光伏发电站注入电力系统的动态无功电流T I 应实时跟踪并网点电压变化，并应满足：

N T T I U I )9.0(5.1-?≥ )9.02.0(≤≤T U

N T I I ?≥5.1 )2.0(≤T U

0=T I )9.0(＞T U

式中：

T U ——光伏发电站并网点电压标幺值；

N I ——光伏发电站额定装机容量/（3×并网点额定电压）

7.6 运行适用性

7.6.1在并网点电压在90%～110%标称电压之间时，光伏发电应能正常运行。

7.6.2在并网点电压在110%～120%和120%～130%标称电压之间时，光伏发电站应至少持续运行时间分别为10s和0.5s。

7.6.3在并网点电压低于90%标称电压时，光伏发电站应具有低电压穿越能力，满足Q/CSG 1211002中第8章要求。

7.6.4当并网点的谐波值满足GB/T 14549、三相电压不平衡度满足GB/T 15543、间谐波值满足GB/T 24337的规定时，光伏发电应能正常运行。

7.6.5当并网点频率在49.5Hz～50.2Hz范围之内时，光伏发电应能正常运行，当并网点频率在该范围之外时，光伏发电站和分布式光伏发电系统应分别满足Q/CSG1211002中9.3节和Q/CSG1211001中6.3节要求。

7.7调度自动化

7.7.1光伏发电站应配备计算机监控系统、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。

7.7.2通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电，应配置远动通信设备，应实现遥测、遥信、遥控和遥调等功能，应实现远动信息的直采直送，应能与多个相关调度通信中心进行数据通信。光伏发电系统远动通信设备的功能要求、信号输入/输出要求和可靠性要求应符合GB/T 19964、NB/T 32016的规定。

7.7.3光伏发电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远动信息接入规定的要求接入信息量。

7.7.4光伏发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（UPS）或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。

7.7.5通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电，需结合自身监控需要配置计算机监控系统，同时应具备向电网调度传输信息能力，具体应符合NB/T 32015、NB/T 33012、NB/T33010和Q/CSG1211001的要求。

7.7.6对于接入220kV及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统（PMU）。

7.8通信

7.8.1110kV及以上新能源厂站线路保护、稳控装置、调度自动化、调度电话等关键生产业务通道应具备两条独立的通信传输通道，单一故障下不会导致同一条线路的所有继电保护通信通道、厂站间稳控装置通信通道或调度机构至电厂的调度电话、自动化业务通信通道中断。35kV光伏电站应至少具备一条光传输通信通道。

7.8.235kV及以上厂站应配置调度数据网设备，提供远动、PMU、计量、电力市场、保护信息管理系统、功率预测系统等业务的数据网络通道。

7.8.3线路保护业务应根据保护类型优先采用复用2Mb/s光通信通道作为主通道，电流差动保护复用通道不得配置SNCP保护；采用专用光纤通道时，通道的衰减裕度应按不小于6dB考虑；在不具备光纤通道的情况下，可采用复用载波通道。

7.8.4稳控装置信号传输应采用光纤传输通道。

7.8.535kV及以上厂站的调度自动化业务优先采用2M通道或MSTP数据专线通道和调度数据网网络两路完全独立的通道。在不具备双光纤通道时，其中一路可租用公网2M专线通道。

7.8.635kV及以上厂站调度电话应具备独立双通道通信方式，可采用2M中继、64K模拟小号、VOIP电话方式。

7.8.7通过10（20）kV电压等级并网的分布式光伏发电系统应具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。具体如下：

（1）分布式光伏发电系统作为接入层站点接入所辖地区配用电通信网络。

（2）对于实现“三遥”功能的节点可选择采用光纤通信或无线专网通信。具备光缆建设条件时，优先采用光纤通信；不具备光缆建设条件时，优先采用无线专网通信，可采用中低压载波通信；不具备无线专网条件的“一遥”或“二遥”区域，可采用公网无线通信。

（3）电力无线专网技术的应用宜选择TD-LTE宽带技术体制，采用无线电管理委员会批准的频率，带宽不少于1Mbps 。所采用的无线宽带系统设备应具备工信部核发的无线电发射设备型号核准证。

（4）公网无线终端采用APN/VPN 私有虚拟专网模式接入，无线公网终端采用静态IP 的方式。

（5）具备遥控功能的配电自动化区域优先采用专网通信方式，依赖通信技术手段实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式。

附录A

（资料性附录）

光伏发电特性指标分析方法

A.1月平均出力曲线

按光伏发电站历史出力数据，计算各月平均出力，形成月平均出力曲线。衡量光伏发电站发电量在各月的分布情况，可用于电量平衡计算，分析光伏发电对水电和火电发电量的影响。

A.2月最大出力曲线

同一个月出力数据按从小到大排序，由于历史数据具有随机性，建议去除前5%的最大出力，取保证率95%时对应的出力作为月最大出力，形成月最大出力曲线。分析光伏发电站12个月中会出现的最大出力，用于电力平衡计算。

A.3月出力概率分布曲线

按照出力占装机的比例每5%划分一个区间，统计出力落在每个区间的概率，形成月出力概率曲线。

A.4日平均出力曲线

将全年光伏发电历史出力数据按照丰枯期统计，计算每个时刻点对应的平均出力，形成丰期和枯期两条日平均出力曲线。衡量光伏发电站一天内发电量的小时级分布，用于分析光伏发电出力与负荷匹配关系。

A.5日最大出力曲线

同一时段出力数据按从小到大顺序排列，分别进行丰枯期统计，建议取光伏发电站各时段保证率95%时所对应的出力，形成丰期和枯期两条日最大出力曲线。反映光伏发电站日内各时段的最大出力，用于校核光伏发电外送对电网的影响。

A.6负荷高峰时段保证容量

将负荷高峰时段光伏发电出力按从大到小顺序排列，建议去除前5%最小出力，取保证率95%时所对应的出力，作为保证容量。反映光伏发电站在负荷高峰时段所能提供的具有保障性的出力，用于校验光伏发电对系统电力平衡的影响。

A.7负荷低谷时段保证容量

将负荷高峰时段光伏发电出力按从小到大顺序排列，建议去除前5%最大出力，取保证率95%时所对应的出力，作为保证容量。反映光伏发电站在该时段需要系统提供的保证容量

（建议取该时段光伏发电站保证率95%时所对应的出力），用于校验光伏发电对系统调峰平衡的影响。

A.8出力波动率

单位时间段内，光伏发电出力变化量占光伏电站额定容量的比值，用于校验光伏发电对系统调频的影响。

1t t k k PT

k P P C P -?-= (A.1) 式中，t k P 和1t k P -分别表示光伏发电站k 在时刻t 和时刻t -1的发电出力；k P 表示光伏发电站k 的额定容量。

附录B

（资料性附录）

集群效应指标分析方法

B.1相关系数

用来反映区域内不同光伏发电站出力相关性，可对日特性、季特性及年特性进行相关性分析。r 值为正表示正相关，r 值为负表示负相关，r 绝对值反映两组变量间相关关系的密切程度，绝对值越大说明相关关系越密切，绝对值等于1为完全相关，0则为零相关。公式表示如下：

()()

X X Y Y r --= (B.1)

式中，X 、Y 分别表示两组不同的光伏发电站出力，X 、Y 为其平均出力。

B.2最大出力比PS V

一段时间内，区域内光伏发电集群总有功出力最大值与各光伏发电站额定容量之和比值。描述光伏发电集群在并网过程中削峰填谷、平抑波动的能力。一般情况，光伏发电站位置距离越远，气候条件差异越大，光伏发电集群平抑波动效果越明显，PS V 的值越小。

max PS k

P V P ∑=∑ (B.2) 式中，max P ∑表示区域内光伏发电集群总有功出力最大值；k P 表示各光伏发电站额定容量。

B.3出力波动比PS C ?

一段时间内，区域内光伏发电集群总功率波动与各光伏发电站总额定容量的比值。

max PS k P C P ??=∑

(B.3) 式中，max P ?表示该时间段内区域光伏发电集群总功率波动；k P 表示各光伏发电站额定容量。

B.4峰谷差比P C ?

一段时间内，区域内光伏发电集群出力的峰谷差与各光伏发电站额定容量之和的比值。

200kW并网光伏项目技术方案

200k W并网光伏项目 技术方案

新惠置业商业屋顶200KWp光伏发电项目 工程技术方案 河南光坤能源科技工程有限公司 2016年5月

目录 1概述 (3) 1.1工程概述 (3) 1.2设备使用环境条件 (3) 1.3 交通运输条件 (4) 2设计依据 (4) 3整体方案设计 (6) 3.1并网逆变器选型 (7) 3.2组件选型 (12) 3.3光伏阵列设计 (12) 3.4交流汇流箱设计 (14) 3.5并网接入柜设计 (15) 3.6电缆选型设计 (16) 4 防雷及接地 (17) 5设备清单 (18) 6发电量计算 (18) 6.1 理论发电量 (18) 6.2 逐年衰减实际发电量 (21) 6.3 年发电量估算 (22) 7 项目管理机构 (24) 8 施工组织设计 (24) 8.1 技术准备 (24)

8.2 现场准备 (24) 8.3 项目管理、沟通与协调 (25) 8.4.工程施工流程 (25) 8.5.实施进度计划 (25) 1概述 1.1工程概述 本项目位于开封市新区九大街，东京大道以北，九大街以西，开封汴西湖以西，区位条件十分优越。周围有高大建筑，遮挡阳光。道路四通八达，交通便捷，新惠置业屋顶项目，六层建筑，每层建筑面积为3464.33平方米。 屋顶为常规水泥屋顶，屋顶集中单建筑屋顶可以完成200kWp容量的光伏组件固定倾角式安装，该项目属低电压并网分布式光伏电站。 该光伏发电系统采用“分散逆变，集中并网”的技术方案，该太阳能光伏电站建成后，与厂区内部电网联网运行，可解决该厂区部分电力需求, 实现了将一部分清洁能源并入用户电网,为该地区的节能减排作出贡献。 1.2设备使用环境条件 开封市地理气候概况 开封市处于黄河中下游平原东部，太行山脉东南方，地处河南省中东部，东经113°52′15"-115°15′42"，北纬34°11′45"-35°01′20"，东与商丘市相连，距离

CGCGF001：2009 400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法

CGC 北京鉴衡认证中心认证技术规范 CGC/GF001：2009 （CNCA/CTS 0004-2009） 400V以下低压并网光伏发电专用逆变器 技术要求和试验方法 Technical Specification and Test Method of Grid-connected PV inverter below 400V 2009-8-3发布 2009-8-3实施 北京鉴衡认证中心发布

目 次 目 次..............................................................................I 前 言............................................................................III 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法. (1) 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (2) 4 产品分类 (3) 4.1 产品型式 (3) 4.2 输出功率型谱 (3) 5 技术要求 (4) 5.1 使用条件 (4) 5.2 机体和结构质量 (4) 5.3 性能指标 (4) 5.4 电磁兼容性 (6) 5.5 保护功能 (6) 5.6 通讯 (7) 5.7 自动开/关机 (7) 5.8 软启动 (7) 5.9 绝缘耐压性 (7) 5.10 外壳防护等级 (8) 6 试验方法 (8) 6.1 试验环境条件 (8) 6.2 机体和结构质量检查 (8) 6.3 性能指标试验 (8) 6.4 电磁兼容试验 (9) 6.5 保护功能试验 (9) 6.6 通讯接口试验 (12) 6.7 自动开/关机试验 (12) 6.8 软启动试验 (12) 6.9 绝缘耐压试验 (12) 6.10 环境试验 (12) 7 检验规则 (12) 7.1 检验分类 (12) 7.2 出厂检验 (13) 7.3 型式检验 (13) 8 标志、包装、运输、贮存 (14) 8.1 标志 (14) 8.2 包装 (14) 8.3 运输 (14)

1MW光伏并网技术方案(新)

1MWp光伏并网发电系统技术方案 大盛微电科技股份有限公司 2017.7

目录 一、总体设计方案 (2) 二、系统组成 (2) 三、相关规范和标准 (3) 四、设计过程 (3) 4.1并网逆变器 (3) 4.1.1组串式逆变器性能特点简介 (4) 4.1.2电路结构 (5) 4.1.3技术指标 (6) 4.2太阳能电池组件 (7) 4.3系统接入电网设计 (9) 4.4系统监控装置 (13) 4.5环境监测仪 (16) 4.6系统防雷接地装置 (16) 五、系统主要设备配置清单 (17) 六、系统原理框图 (18) 七、案例 (18)

一、总体设计方案 针对1MWp的太阳能光伏并网发电系统项目，我公司建议采用华为组串式逆变器，分块发电、集中并网方案，将系统分成20个50KW的并网发电单元，每个50KW的并网发电单元都接入0.4KV低压配电柜，然后通过中压变压器升压至10KV并网。 系统的电池组件选用265Wp多晶硅太阳能电池组件，其工作电压为30.5V，开路电压约为37.8V。经过计算，每个光伏阵列按照24块电池组件串联进行设计，50KW的并网单元需配置8个光伏阵列，192块电池组件,其功率为50.88KWp。则整个1MWp并网发电系统需配置3840块265Wp电池组件，实际功率约为1.017MWp。 将每个50KW逆变器，共20台接入并网装置。 整个并网发电系统按照20个50KW的并网发电单元进行设计，每个发电单元配置1台SUN2000-50KTL逆变器，整个1MWp系统需配置20台SUN2000-50KTL逆变器。每台逆变器的交流输出(3*277V/500V+PE)分别接入0.4KV三相交流低压配电柜本系统需配置1套10KV升压站，包含10kV主变(0.4/10KV, 630KVA)、10kV 开关柜、0.4KV开关柜以及直流电源、二次控制柜等装置，柜与柜之间通过铜排或电缆连接。其中，0.4KV开关柜应配置10路三相交流低压输出接口(AC380/220V,50Hz)，通过电缆分别接至20台SUN2000-50KTL逆变器的交流输出端，从而实现整个并网系统并入10KV 中压交流电网。 综上所述，本系统主要由太阳能电池组件、光伏并网逆变器和10KV升压站、二次控制柜、交直流电缆等所组成。另外，系统应配置1套监控装置，用来监测系统的运行状态和工作参数。 二、系统组成 太阳能光伏并网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其支架； （2）光伏并网逆变器； （3）交流配电柜（10kV主变(0.4/10KV, 1250KVA)、10kV 开关柜、0.4KV开关柜以及直流电源、二次控制柜等装置）； （4）系统的通讯监控装置；

光伏并网发电相关的标准(TC82)

光伏并网发电相关的标准（TC82） N O1.I E C60891-1987,p r o c e d u r e s f o r t e m p e r a t u r e a n d i r r a d i a n c e correct ions to measured I-V characteristics of crystalline silicon photovoltaic (PV) devices. Amendment NO1. NO2. IEC 60904-1：1987, PV Part1：Measurements of PV current-voltage characteristics. NO3. IEC 60904-2：1989, Photovoltaic devices-Part2：Requirements for reference solar cells. NO4. IEC 60904-3-1989, Photovoltaic devices-Part3-Measurement principles for terrestrial photovoltaic (PV) s olar devices with reference spectral irradiance data. NO5. IEC 60904-5-1993, Photovoltaic devices-Part5Determination of the equivalent cell temperature (ECT) of photovoltaic (PV) devices by the open-circuit voltage method. NO6. IEC 60904-6：1994, Photovoltaic devices-Part6：Requirements for reference solar modules. NO7. IEC 60904-7-1995, Photovoltaic devices-Part7 Computation of s p e c t r a l m i s m a t c h e r r o r i n t r o d u c e d i n t h e t e s t i n g o f a p h o t o v o l t a i c device. NO8. IEC 60904-8-1995, Photovoltaic devices-Part8 Guidance for the measurement of spectral response of a photovoltaic device. Second edition (1998). NO9. IEC 60904-9：1995, Photovoltaic devices-Part9：Solar simulator performance requirements. NO10. IEC 60904-8：1998, Photovoltaic devices-Part10：Methods of linearity measurement. NO11. IEC 61173：1992, Overvoltage protection for photovoltaic (PV) power generating systems-Guide. N O12.I E C61194： 1993, Characteristics parameters of stand-alone photovoltaic (PV) systems. NO13. IEC 612151993, Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules. Design Qualification and type approval. NO14. IEC 61277：1995, Guide:General description of photovoltaic (PV) power generating systems. NO15. IEC 61345：1998, UV test for photovoltaic (PV) modules. NO16. IEC 61427, Secondary cells and batteries for photovoltaic (PV) energy systems-General requirements and methods of test. NO17. IEC 61646：1996, Thin film silicon terrestrial PV modules-Design Qualification and type approval. NO18. IEC 61683：1999, PV system-power conditioners-procedures for measuring efficiency. NO19. IEC 61701：1995, Salt mist corrosion testing of photovoltaic (PV) modules. NO20. IEC 61702：1995, Rating of direct coupled photovoltaic (PV) pumping systems.

国家电网光伏电站并网技术标准解读

国家电网光伏电站并网技术标准解读 标准Standard编辑/孑L令欣 国家电网光伏电站并网技术 标准解读……………………………………………………………………………………………………………………………………… > ◎文/张军军秦筱迪 光伏系统接入电网作为光伏发 电的重要环节,直接关系到光伏发 电对公用电网的影响.未来光伏 并网多应用于110kV以下的输电线 路,电网运行环境极为复杂,并 网技术难点亦将倍增,光伏发电功 率的波动性,随机性,高渗透率给 中国电网的安全稳定运行带来了新 的挑战.为此,中国国家电网公司 于2011年颁布了Q/GDw617—2011 光伏电站接入电网技术规定和 Q/GDW618-2011((光伏电站接入 电网测试规程两项企业标准,对 不同电压等级,不同容量和不同并 网方式的光伏电站,在技术指标, 并网前应接受测试的项目和方法进 行规范.本刊就两项标准的相关要 求进行解读,以便企业参照执行.

一 , 一 般原则 这两项标准适用于接入380V 及以上电压等级的并网型光伏发电站,不适用于离网型光伏发电站. 我国太阳能资源分布和电能消 费的格局决定了在中国进行光伏发电时应采用集中开发,高压输送和分布接入,就地消纳两种形式. 这两种形式的光伏电站并网特性不同,其并网要求也有区别.标 准中按不同的接入电压等级对光伏发电站进行了分类:通过380V 电压等级接入电网的光伏电站为小型光伏发电站,通过10kV～35kV 电压等级接入电网的光伏电站为中型光伏发电站,通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站为大型光伏发电站.按不同的并网连接方式,又将光伏发电站区分为: 专线接入公用电网,T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网.为避免小型光伏发电站在用电低谷时向公用电网倒送电,小型光伏发电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%,这样还能允许小型光伏

光伏电站并网验收标准

光伏电站并网验收标准 编制： 审核： 批准： ****有限公司 ****年3月

目录 第一章总则 (3) 第二章编制依据 (4) 第三章资料验收大纲 (5) 一、一次设备试验报告 (5) 二、全站二次设备试验报告................................................................. 错误！未定义书签。 三、商业运行前试验报告..................................................................... 错误！未定义书签。 四、投运后受业主委托需具备试验报告............................................. 错误！未定义书签。第三章土建验收大纲. (7) 一、土建工程 (7) 1、设备基础： (7) 2、建筑物： (7) 第四章设备验收规范 (8) 一、一次设备验收规范 (8) 1、逆变器前端设备部分 (8) 2、变电部分 (9) 二、二次备验收大纲 (16) 1、基本要求 (16) 2、重点检查项目........................................................................... 错误！未定义书签。

第一章总则 根据国家及电力行业等相关国家及电力行业标准化规范文件，结合已并网投运光伏电站并网验收过程中出现的问题，经过深入的总结经验，吸取以往电站并网验收中出现的问题及教训。特制订此光伏电站并网验收、移交大纲，后续待并网光伏电站并网验收前深入开展“大检查、大排除、大化解”的自检自查活动。为确保待并网验收电站有序、快速、安全的并网验收及并网投运后电站的零缺陷移交提供基础保障工作。

光伏并网发电防逆流方案

. 光伏并网发电防逆流 自动控制技术方案和实施方案 保定特创电力科技有限公司

1工程概况 光伏电源并网供电系统，与其公众电网配电系统（380V低压侧供电）一起并网供电。鉴于对于负荷变化控制有特殊要求，一方面需要供电部门保证用户的供电质量和可靠性，同时使光伏电源能正常工作，充分发挥光伏能源经济效益和试验与示范作用。另一方面，光伏电源的运行不应影响配电系统的安全，不允许光伏电源通过低压配电380V 网络向电力系统倒送电，同时最科学合理使用光伏电源供电，减少用户用电成本。因此，需要对光伏电源进行安全控制。 本装置的任务是对配电变压器的低压侧380V侧进行实时监测；对光伏电源进行必要的控制。采用专门为其设计的微机装置和控制电路，这样可以保证保护动作快速性和控制的准确性。 2 工程配置原则 1、可靠性：提供成熟技术和可靠方案，保证电网运行安全。 2、先进性：工程施工不影响正常供电。 3、拓展性：工程方案易于拓展，有利于将来的升级改造。 4、智能性：先进的逻辑分析和控制手段，合理有效地提供清洁能源。 3 方案概述 光伏电源工程供电系统的运行方式： 光伏电源并网供电由光伏逆变器经过主变低压380V侧后，并网于供电局主进线线路。图纸见附图。 根据以上运行方式，这时的逆功率监控装置控制要求如下： 电流测量点为变压器的低压侧(或系统主进线)380V电力局总入口电流：IA,IB,IC。（由CT来） 电压测量点为变压器的低压侧380V并网电压：UAB、UBC。（电压直接采集来）

1、两个CT互感器的倍率为 A/5A；根据现场配置，精度0.5级 2、电压回路接线,为直接采集式.直接接在并网380V侧即可. 3、每个并网点需要控制的逆变器为3-6台，15KW. 20KW. 4、控制逆变器的方式为通过交流接触器分,合闸逆变器的交流侧方式。 3.1解决方案 基于以上分析，我们提出以下解决方案： 在每个并网点的低压侧电力局公网入口处安装一台TC-3065逆功率监控装置。实时监测380V低压线路的电流电压和功率方向、幅值，同时TC-3065逆功率监控装置控制多路接触器,控制逆变器的交流输出，TC-3065逆功率监控装置的外围设备（如电流互感器、空开、通讯线缆），用户需根据图纸设计自行安装在现场的低压交流配电柜或者低压侧计量柜内，户内柜体嵌入式安装方式。 3.2 系统自动控制过程与功能设置 光伏电源工程供电系统的正常运行方式：一台10kV/400V的配电变压器正常供电，同时清洁电源并网供电，此时的控制要求如下： （1）若测量点出现电压过高、或者电压过低、电流过高（通过设置参数整定），则TC-3065逆功率监控装置在液晶显示上发报警信息，可通过通讯把报 警信息上传。 （2）检测交流电网（AC380V，50Hz）供电回路三相电压、电流（测量点），判断功率流向和功率大小。如果电网供电回路出现逆功率现象，防逆流装 置立即逐级断开清洁电源并网系统中4个模组，直到逆功率现象消失。 防逆流装置控制清洁电源并网系统中4个模组断开逐级累加时间为不大 于600S（可设置）。 （3）逆功率恢复的控制：当防逆流装置检测到逆功率，切断清洁电源供电回路后，若测量点逆功率消失，并且检测到负荷功率（测量点的正向功率）大 于某一门槛值（可设定，单位W二次功率值）时，经过不大于600S延 时（可设置）后，防逆流装置把清洁电源并网系统中接入点合上（控制点）。

光伏发电站设计技术要求

光伏发电站设计技术要求 A、厂房电气设计要求 一、设计依据: 1. <<民用建筑电气设计规范>> JGJ16-2008 2. <<建筑设计防火规范>> GB50016-2006 3. <<建筑物防雷设计规范>> GB50057-2010 4. <<低压配电设计规范>> GB50054-1995 5. <<供配电系统设计规范>> GB50052-2009 6. <<建筑照明设计标准>> GB50034-2004 7. <<火灾自动报警系统设计规范>> GB50116-1998 8. <<10kv及以下变电所设计规范>> GB50053-1994 9. <<建筑物电子信息系统防雷技术规范>> GB500343-2004 10. 建设单位的有关意见和各专业所提供的工艺要求 11. 其它有关国家及地方的现行规程规范标准 . 二工程概况: 本工程太阳能超白钢化玻璃厂厂房,总建筑面积为平方米其中地上平方米,本工程结构型式为钢结架结构，建筑高度为米。变配电所设在；消防中心设在。 。 三设计范围: 1.强电部分: a). 10KV变配电系统. b) 220V/380V配电系统. c) 电气照明系统. d) 防触电安全保护系统. e)建筑物防雷接地系统 2. 弱电部分: a) 通信系统(宽带,电话). b) 有线电视系统(CATV). c). 火灾自动报警系统. d). 视频安防监控系统(CCTV) 四. 10KV/0.4KV变配电系统: 1. 本工程用电负荷分级如下: 一级负荷为: 火灾报警及联动控制设备,消防泵,喷淋泵，,保安监控系统,应急照明，弱电用电、生活泵。 三级负荷为: 一般照明及普通动力用电。 2. 供电电源及电压等级 本工程采用1路10kV电源供电； 3. 变电所低压配电系统 3.1变压器低压侧采用单母线集中方式运行,设置母联开关。

光伏电站并网调试方案

光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），

无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测

光伏电站技术方案(整理后)

光伏电站技术方案 1.系统概况 1.1项目背景及意义 系统由室外太阳电池组件阵列系统、室外太阳能电池组件汇流系统、室内控制储能系统、逆变配电装置与布线系统、室内光伏发电综合测试系统组成。用于研究不同材料电池组件的光伏阵列，采取跟踪模式和固定模式时发电的情况，以及5种相同功率不同方式的太阳能电发电的对比。本系统建成后可以作为学校光伏科研方向的重点实验室，为学校学科建设、科技创新、人才培养发挥重要作用。 1.2光伏发电系统的要求 系统是一个教学实习兼科研项目，根据要求设计一个5kWp的小型光伏电站系统，包含3kWp的并网光伏系统，2kWp的离网光伏系统，共计平均每天发电约9.5kWh,可供一个1kW的负载工作9小时左右。 2.项目概况 2.1光伏系统方案的确定 根据现场资源和环境条件，系统设计采用独立型离网光伏系统和离散型并网光伏系统方案。 太阳能光伏并网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其专用固定支架； （2）光伏阵列汇流箱； （3）光伏并网逆变器； （4）系统的通讯监控装置；

（5）系统的防雷及接地装置； （6）土建、配电房等基础设施； （7）系统的连接电缆及防护材料； 太阳能光伏离网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其双轴跟踪逐日支架； （2）光伏阵列汇流箱； （3）光伏控制器； （4）光伏离网逆变器； （5）系统的通讯监控装置； （6）系统的防雷及接地装置； （7）土建、配电房等基础设施； （8）系统的连接电缆及防护材料； 3.设计方案 3.1方案介绍 将系统分成并网和离网两个部份。并网和离网系统中用到的太阳能电池组件有3种，一是175Wp单晶硅太阳能电池板，其工作电压为35.9V,开路电压为43.6V，经过计算，6块此类电池板串联，构成1个1KW的光伏阵列。二是175Wp多晶硅太阳能电池板，其工作电压为33.7V,开路电压为42.5V, 经过计算，6块此类电池板串

光伏发电工程规程规范

光伏发电工程的规程规范 - 1 - / 14 目次 综合性技术管理规程、规定············· 建筑工程····················· 安装工程································相关的技术管理规程、规定 光伏发电工程··································相关的设计标准 工程建设管理性文件和规定·············法

规······················综合性施工管理文件·························· 3.2.1 工程项目管理性文件·3.2.2 质量监督管理性文件··········· 3.2.3 监理、监造管理性文件···················电力可靠性评价管理性文件3.2.4 ················资质性管理文件··········· 3.3.1 企业资质管理性文件·人员执业资格管理性文件··········3.3.2 ················环保管理性文件················安全管理性文件 消防设计、施工、验收文件··········· 档案管理性文件················ 编替代标准称标准号文号标准名号综合性技术管理规程、规定—光伏发电站设计规范 安装工程相关的技术管理规程、规定 2.1.1 光伏发电工程光伏发电工程施工组织设—计规范——光伏发电站施工规范光伏电站太阳跟踪系统技—术要求—光伏发电站防雷技术规程 光伏发电工程验收规范— —光伏系统并网技术要求光伏发电站接入电力系统—— 技术规程光伏发电站接入电网检测—规程光伏发电系统接入配

光伏电站并网试运行方案说明

光伏发电项目 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司

目录 一、工程目标 (3) 1.1. 质量目标 (3) 1.2. 工期目标 (3) 二、启动试行前准备 (3) 四、启动试运行应具备的条件 (4) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (4) 六、启动试运行内容及步骤 (4) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (4) 6.1.1 一次设备检查 (4) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (5) 6.2 启动试运行步骤 (5) 6.2.1 35KV母线充电 (5) 6.2.2 #1接地变充电 (5) 6.2.3 无功补偿装置充电 (6) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (6) 6.2.5箱变充电 (6) 6.2.6 逆变器并网调试 (6) 七、质量管理体系与保证措施 (6) 7.1 质量方针、目标 (6) 7.2质量保证措施 (7) 7.3工序质量检验和质量控制 (8) 7.4 施工现场安全生产交底 (9) 7.5安全生产管理岗位及职责 (10) 7.6 安全生产管理措施 (11)

一、工程目标 1.1.质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。 1.2.工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。 三、启动试运行范围 35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。

光伏电站建设并网涉网流程完整细则

光伏电站涉网操作细则（天津市） 第一条项目发改备案：光伏企业在项目备案时应如实提供项目简介，包括项目名称（统一规范为：项目单位简称+建设地点+备案规模+“光伏发电项目”）、投资主体、建设规模及总投资、建设地点、所依托建筑物及落实情况（土地落实情况）、占地面积及性质、发电模式（全部自用、自发自用余电上网、全额上网）、关键技术、计划开（竣）工时间等，并在备案申请表中明确上述主要内容。 第二条接入系统方案：建设单位携相关资料向国家电网天津市电力公司经济技术研究院（以下简称“经研院”）申请受理制定拟建光伏项目接网方案，所需资料基本包括：经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件（或法定代表人身份证原件及复印件）；企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件；项目地理位置图（标明方向、邻近道路、河流等）及场地租用相关协议；项目可行性研究报告；政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。受理后，经研院经现场勘察后制定接入系统方案。 第三条接入系统批复：项目业主凭经研院出具的接入系统方案到国网天津市电力公司（以下简称“市局”）发策部专责审查，获得批复，即接入系统批复。 第四条电价批复：项目业主向物价局价格收费科提交电价批复申请文件，并按要求提供相关资料（基本包括项目申请报告、发改委备案文件、接入系统批复、项目计划开/竣工时间等）。 第五条初步设计审查：项目业主凭可行性研究报告、接入系统方案、接入系统批复、初步设计图纸到市局营销部专责申请组织初设评审会议。设计院绘制的施工设计蓝图必须与《初步设计审查意见》的精神相一致，项目业主依照施工设计图纸组织开展光伏电站的招标、采购、施工等工作事项。 第六条接入变电站间隔改造、送出线路工程建设：项目业主携营业执照、发改委备案文件、接入系统批复、初步设计审查意见、施工图纸及一次系统图（设计蓝图）到运检部专责处填写《光伏发电项目并网申请表》。受理后由区供电分公司基建处安排变电站间隔和线路施工等相关事宜。项目业主协助电网企业开展送出工程可研设计，共同推动送出工程与光伏发电项目同步建设、同步投运。 第七条项目质监申报：建设单位在工程开工前，必须按要求进行项目注册

(完整版)光伏发电站设计规范GB50797-2012

光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）1总则 1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。 1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。 1.0.4光伏发电站设计除符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语和符号 2.1术语 2.1.1光伏组件 PV module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件（solar cell module） 2.1.2光伏组件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。 2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit 光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。 2.1.4光伏方阵 PV array

将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 2.1.5 光伏发电系统 photovoltaic（PV）power generation system 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。 2.1.6 光伏发电站 photovoltaic（PV）power station 以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。 2.1.7辐射式连接 radial connection 各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 2.1.8 “T”接式连接 tapped connection 若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与光伏发电站母线连接。 2.1.9跟踪系统 tracking system 通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照量，以增加发电量的系统。 2.1.10单轴跟踪系统 single-axis tracking system 绕一维轴旋转，使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.11双轴跟踪系统 double-axis tracking system 绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.12集电线路 collector line 在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交

光伏发电项目并网接入系统方案

光伏发电项目并网接入系统方案 工作单号： 项目业主：（以下简称甲方） 供电企业：（以下简称乙方）根据国家和地方政府有关规定，结合中山市供用电的具体情况，经甲、乙方共同协商，达成光伏发电项目接入系统方案如下： 一、项目地址： 二、发电量使用情况：平均日发电量为6433kWh,**工业园每月平均用电量约40万度，白天（6:00-18:00）日均用电量约为6600度，基本满足自发自用。 三、发电设备容量： 合计2260 kWp。 四、设计依据和原则 1、相关国家法律、法规 《中华人民共和国可再生能源法》 国家发展改革委《可再生能源发电有关管理规定》 国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》

财建[2012]21号《关于做好2012年金太阳示范工作的通知》 《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》（试行） 国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》 国家发改委《分布式发电管理暂行办法》 财政部《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》 国家能源局《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》 国家发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》 国家能源局《光伏电站项目管理暂行办法》 财政部《关于调整可再生能源电价附加征收标准的通知》 财政部《关于光伏发电增值税政策的通知》 国家能源局《分布式光伏发电项目暂行办法》 财政部《关于对分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金有关问题的通知》 国家能源局《光伏发电运营监管暂行办法》 2、最新政策解读： 国家能源局于2014年7月提出《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，并就这两份文件向各省市能源发改委相关部门以及部分企业征求意见。该文件针对分布式光伏电站提出了进一步完善意见，根据国内市场的特点扩大分布式光伏电站应用，在促进屋顶落实、项目融资、电网接入、备案管理和电力交易上提出进一步落实和保证性政策。 该文件的突出特点是分布式光伏电站的补贴可专为标高电价托底，同时提高补贴到位及时性，增加电站收益。第一，进而预留国家财政补贴的方式确保资金到位；

500kW光伏发电并网逆变器技术规范

500kW光伏发电并网逆变器技术规范 1 概述 本技术规范规定了500kW光伏发电并网逆变器(以下简称光伏逆变器)的环境条件、基本参数、技术要求、检验规则、验收规范等。 本技术规范适用于500kW光伏发电并网逆变器(以下简称光伏逆变器)的制造、出厂检验及验收。 2 引用标准 GB/T 191-1990 包装储运图示标准 GB/T 3859.1-93 半导体变流器基本要求的规定 GB/T 3859.2-93 半导体变流器应用导则 GB/T 3859.3-93 半导体变流器变压器和电抗器 GB/T 12325-2008 电能质量供电电压偏差 GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变 GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波 GB/T 15543-2008 电能质量三相电压允许不平衡度 GB/T 15945-2008 电能质量电力系统频率偏差 GB/T 18481-2001 电能质量暂时过电压和瞬态过电压 GB/T 13422-1992 半导体电力变流器电气试验方法 GB/T 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统概述和导则 GB/T 19064-2003 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法 GB-Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求 GB/T 20046-2006 光伏(PV)系统电网接口特性 CNCA/CTS 0004-2009 《400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》

3使用环境条件 光伏逆变器的使用环境条件如表1所示。 表1 使用环境条件 4 基本参数 光伏逆变器的基本参数如表2所示。 表2 基本参数 5 技术要求 a)输出电压变化范围：不应超过额定值的±10%; b)输出频率范围：光伏逆变器应与电网同步运行，输出频率偏差不应超过±0.5Hz; c)输出电压波形畸变率及各次谐波满足国标GB/T14549-1993《电能质量-公用电网谐波》的要求;

分布式光伏发电工程技术规范DB11∕T 1773-2020

目次 前言............................................................................. II 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语与定义 (3) 4 总则 (4) 5 设计 (5) 6 施工 (12) 7 调试与检测 (20) 8 验收 (23) 9 运行与维护 (24)

分布式光伏发电工程技术规范 1 范围 本文件规定了分布式光伏发电项目的术语和定义、设计要求、施工要求、设备及系统调试要求、验收要求及运行与维护要求。 本文件适用于以10kV及以下电压等级接入，装机容量不大于6MW，安装于新建或既有建筑、各类构筑物以及农村和农业设施上的光伏系统。 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/T 3787 手持式电动工具的管理、使用、检查和维修安全技术规程 GB/T 6451 油浸式电力变压器技术参数和要求 GB/T 9535 地面用晶硅光伏组件设计鉴定与定型 GB/T 10228 干式电力变压器技术参数和要求 GB/T 12325 电能质量供电电压偏差 GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 GB/T 14549 电能质量公用电网谐波 GB/T 15543 电能质量三相电压不平衡 GB/T 16895.32 建筑物电气装置第7-712部分：特殊装置或场所的要求太阳能光伏(PV)电源供电系统 GB 18802.1 低压电涌保护器(SPD) 第1部分低压配电系统的保护器性能要求和试验方法 GB/T 18911 地面用薄膜光伏组件设计鉴定与定型 GB/T 19064 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法 GB 20052 电力变压器能效限定值及能效等级 GB/T 21086 建筑幕墙 GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范 GB/T 32512 光伏发电站防雷技术要求 GB/T 33342 户用分布式光伏发电并网接口技术规范 GB/T 33599 光伏发电站并网运行控制规范 GB/T 35694 光伏发电站安全规程 GB/T 36963 光伏建筑一体化系统防雷技术规范 GB/T 37408 光伏发电并网逆变器技术要求 GB 50009 建筑结构荷载规范 GB 50017 钢结构设计规范 GB 50052 供配电系统设计规范