PAGE21光伏發電站接入電力系統設計規范目錄TOC\o"1-3"\u1總則 12術語 23基本規定 34接入系統條件 44.1電力系統現況 44.2光伏發電站概述 44.3電力系統發展規劃 45一次部分設計 55.1電力電量平衡 55.2光伏發電站建設的必要性及其在系統中的地位和作用 55.3電壓等級與接入電網方案 55.4潮流計算 55.5安全穩定分析 65.6短路電流計算 65.7無功補償 65.8電能質量 75.9方案技術經濟分析 75.10電氣參數要求 76二次部分設計 96.1系統繼電保護 96.2安全穩定控制裝置 96.3電力系統自動化 106.4電能量計量裝置及電能量遠方終端 106.5通信系統 11標準用詞說明 12引用標準名錄 13條文說明 14Contents1Generalprovisions 12Termsandsymbols 23Basicrequirement 34Integrationrequirements 44.1Presentsituationofpowersystem 44.2SummarizeofPVpowerstation 44.3Powersystemdevelopmentplanning 45Designofprimarysystem 55.1Balanceofelectricalpowerquantity 55.2NecessityofPVpowerstationconstructionandit’sstatusandfunctioninpowersystem 55.3Voltagelevelandintegrationschemes 55.4Loadflowcalculation 55.5Stabilityanalysis 65.6Short-circuitcurrentcalculation 65.7Reactivepowercompensation 65.8Powerquality 75.9Technicalandeconomicanalysisofintegrationschemes 75.10Electricalparametersrequirements 76Designofsecondarysystem 96.1Porotection 96.2Powersystemsecurityandstabilityequipment 96.3Powersystemautomation 106.4Electricalpowermeteringdeviceandremoteterminal 106.5Communicationsystem 11Descriptiveprovision 12Explanationofwordinginthiscode 13Normativestandard 141總則1.0.1為規范光伏發電站接入電力系統設計，促進光伏發電站順利并網，保障光伏發電站接入后電力系統的安全穩定運行，制訂本規范。1.0.2本規范適用于通過110kV（66kV）及以上電壓等級接入電力系統的新建、改建和擴建光伏發電工程。1.0.3光伏發電站通過匯集升壓站方式接入系統，當匯集站高壓側為110kV（66kV）及以上電壓等級時，也適用于本規范。1.0.4光伏發電站接入系統設計應從全局出發，統籌兼顧，按照安裝規模、工程特點、發展規劃和電力系統條件合理確定設計方案。1.0.5光伏發電站接入系統設計應采用符合國家現行有關標準的效率高、能耗低、可靠性高、性能先進的電氣產品。1.0.6光伏發電站接入系統設計，除應符合本規范外，尚應符合國家現行有關標準的規定。

2術語2.0.1并網點pointofinterconnection（POI）光伏發電站升壓站高壓側母線或節點。2.0.2低電壓穿越lowvoltageridethrough（LVRT）當電力系統事故或擾動引起光伏發電站并網點的電壓跌落時，在一定的電壓跌落范圍和時間間隔內，光伏發電站能夠保證不脫網連續運行。

3基本規定3.0.1光伏發電站接入系統設計，在進行電力電量平衡、潮流計算和電氣參數選擇時，應充分考慮組件類型、跟蹤方式和輻照度對光伏發電站出力特性的影響。3.0.2在進行接入系統設計時，可根據需要同時開展光伏發電站接入系統電壓穩定、無功補償和電能質量專題研究。

4接入系統條件4.1電力系統現況4.1.1電源現況應包括裝機規模及電源結構、發電量、設備年利用小時數、調峰調頻特性等。4.1.2負荷現況應包括最大發電負荷、全社會用電量、負荷特性等。4.1.3電網現況應包括電網接線方式、與周邊電網的送受電情況、光伏發電站周邊的變電站規模、相關電壓等級出線間隔預留及擴建條件、線路型號及長度、線路走廊條件等。4.2光伏發電站概述4.2.1光伏發電站概述應包括項目所在地理位置、太陽能資源概況、規劃規模、本期建設規模、前期工作進展情況、裝機方案、設計年發電量、出力特性、建設及投產時間等內容。4.2.2對于擴建光伏發電站，還應說明現有光伏發電站概況、擴建條件等。4.3電力系統發展規劃4.3.1根據經濟發展形勢和用電負荷增長情況，對相關電網的負荷水平及負荷特性進行預測。4.3.2概述相關電網的電源發展規劃，包括電力資源的分布與特點、新增電源建設進度、機組退役計劃及電源結構等。4.3.3概述相關電網的電網發展規劃，包括設計水平年和展望年的變電站布局及規模、電網接線方式、電力流向等。

5一次部分設計5.1電力電量平衡5.1.1在電力平衡計算時，應根據負荷特性和光伏發電站出力特性，列出各水平年最大負荷且光伏發電站零出力及最大出力方式下電網的電力平衡表。各水平年的電力平衡宜按季或月進行分析。5.1.2應列出相關電網各水平年的電量平衡表。5.1.3當光伏發電站規模較大時，應分析系統的調峰、調頻能力，確定電網能夠消納光伏發電站的電力。5.2光伏發電站建設的必要性及其在系統中的地位和作用5.2.1光伏發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構、促進資源優化配置和節能減排等方面進行論述。5.2.2根據電力電量平衡的結果，分析光伏發電站的電力電量消納范圍和送電方向，并說明光伏發電站在系統中的地位和作用。5.2.3對光伏發電站的規劃規模、本期建設規模、裝機方案、建設及投產時間，應從電力系統角度提出分析意見及合理化建議。5.3電壓等級與接入電網方案5.3.1簡要說明光伏發電站本期工程投產前相關電壓等級電網的接線方式和接入條件。5.3.2根據光伏發電站規模、在電力系統中的地位和作用、接入條件等因素，確定送出電壓等級；考慮遠近期結合，提出接入系統方案，并初步選擇送出線路導線截面。5.3.3對提出的接入系統方案進行必要的電氣計算和技術經濟比較，提出推薦方案，包括出線電壓等級、出線方向、出線回路數、導線截面等。5.4潮流計算5.4.1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。當光伏發電站最大出力主要出現在腰荷時段時，還應計算腰荷運行方式。5.4.2當光伏發電站容量較大時，還應分析典型方式下光伏出力變化引起的線路功率和節點電壓波動，避免出現線路功率或節點電壓越限。5.4.3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。5.4.4通過潮流計算，檢驗光伏發電站接入電網方案，選擇導線截面和電氣設備的主要規范，選擇調壓裝置、無功補償設備及其配置。5.5安全穩定分析5.5.1通過穩定性分析，驗算光伏發電站接入是否滿足電力系統穩定運行的要求，分析是否需要采取提高穩定性的措施。5.5.2穩定性分析一般包括靜態和暫態穩定計算，必要時進行動態穩定計算。5.5.3穩定計算采用的正常運行方式應為電網正常但光伏發電站出力最大的運行方式，靜態穩定計算采用的事故后運行方式應是以正常運行方式為基礎只考慮潮流較大的一回線路退出后的運行方式。5.5.4暫態穩定計算采用的故障型式，應滿足DL755的要求，并考慮光伏發電站出力突變下的系統穩定性。5.5.5穩定計算中光伏發電站的模型應能充分反映其暫態響應特性。5.5.6光伏發電站接入不能滿足穩定要求時，應提出提高穩定的措施。5.6短路電流計算5.6.1進行必要的短路電流計算為新增電氣設備的選型提供依據。5.6.2短路電流計算應包括光伏發電站并網點及附近節點本期及遠景規劃年最大運行方式的三相和單相短路電流。5.6.3當光伏發電站使電網的短路電流達到或接近控制水平時，應通過技術經濟比較，選擇合理的限流措施。5.7無功補償5.7.1光伏發電站的功率因數和電壓調節能力應滿足GB19964的要求，不能滿足要求時，應通過技術經濟比較，選擇合理的無功補償措施，包括無功補償裝置的容量、類型和安裝位置。5.7.2光伏發電站無功補償容量的計算，應充分考慮逆變器功率因數、匯集線路、變壓器和送出線路的無功損耗等因素。5.7.3光伏發電站宜安裝無功功率或電壓控制系統以充分利用光伏逆變器的無功調節能力；需安裝輔助無功補償裝置時宜采用自動無功補償裝置，必要時應安裝動態無功補償裝置。5.8電能質量5.8.1光伏發電站向電網發送電能的質量，在諧波、電壓偏差、三相電壓不平衡和電壓波動等方面應滿足GB19964的要求。5.8.2光伏發電站應在并網點裝設電能質量在線監測裝置，以實時監測光伏發電站電能質量指標是否滿足要求。5.9方案技術經濟分析5.9.1簡要列出各接入系統方案投資估算表，主要包括送出線路部分投資、對側系統變電站投資。對于各接入系統方案涉及到的光伏發電站升壓站部分投資，如各方案升壓站投資差異較大，也可將不同部分列入投資估算表中一并進行投資分析比較。5.9.2列出各接入系統方案技術經濟綜合比較表，主要包括各接入系統方案消納方向、方案近遠期適應性、方案潮流分布等電氣計算結果、方案對系統運行的影響（如電壓波動、運行管理、諧波等電能質量等）、投資估算等。5.9.3對各接入系統方案進行綜合技術經濟分析比較，提出推薦方案。5.10電氣參數要求5.10.1根據光伏發電站規劃容量、分期建設情況、供電范圍、近區負荷情況、出線電壓等級和出線回路數等條件，通過技術經濟分析比較，對并網點升壓電氣主接線提出要求。5.10.2對以下主要電氣設備參數提出要求：（1）主變壓器的參數規范，包括額定電壓、容量、臺數、阻抗、調壓方式（有載或無勵磁）、調壓范圍、分接頭以及主變壓器中性點接地方式（當經電抗接地時，要包括其參數）。（2）確定是否需要安裝無功補償裝置，初步提出無功補償裝置容量、類型、電壓等級、臺數。（3）提出對逆變器電能質量、防孤島保護和低電壓穿越能力等要求。（4）對新增斷路器技術參數提出要求。

6二次部分設計6.1系統繼電保護6.1.1繼電保護配置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求，應符合現行國家標準GB/T14285的有關規定。6.1.2簡述與光伏發電站相關的電網繼電保護現狀及存在的問題。6.1.3分析一次系統對繼電保護配置的特殊要求。6.1.4根據光伏發電站接入系統方案，論述系統繼電保護配置原則。6.1.4提出相關繼電保護的配置方案。6.1.5提出繼電保護對通信通道的技術要求，包括通道數量、類型、傳輸延時、接口方式等。6.1.6提出繼電保護對電流互感器、電壓互感器（或帶電顯示器）、對時系統和直流電源等的技術要求。6.2安全穩定控制裝置6.2.1簡述與光伏發電站相關電網現有安全穩定控制裝置配置現狀及存在的問題。6.2.2以一次系統的潮流、穩定計算為基礎，進行必要的補充校核計算，對系統進行穩定分析，提出光伏發電站安全穩定控制裝置配置原則。6.2.3根據分析結論，提出相關安全穩定控制裝置的配置方案。6.2.4提出頻率電壓異常緊急控制裝置配置方案。6.2.5結合繼電保護配置、頻率電壓異常緊急控制裝置配置和低電壓穿越技術要求，提出防孤島保護配置方案。6.2.6根據相關電網實時動態監測系統總體建設要求，分析光伏發電站配置相角測量裝置的必要性，提出配置方案。6.2.7確定是否需結合相關送出工程進一步開展安全穩定控制系統專題研究。6.2.8提出安全穩定控制裝置對通信通道的技術要求，包括通道數量、類型、傳輸延時、接口方式等。6.2.9提出對電流互感器、電壓互感器和直流電源等的技術要求。6.3電力系統自動化6.3.1簡述與光伏發電站相關的調度自動化系統、調度數據網等的現狀及存在的問題。6.3.2根據調度管理、光伏發電站的容量和接入公用電網電壓等級提出光伏發電站與調度關系。6.3.3根據調度關系，確定接入的遠端調度自動化系統并明確接入調度自動化系統的遠動系統配置方案。6.3.4根據調度自動化系統的要求，明確向調度端傳送的遠動信息內容。6.3.5根據相關調度端有功功率、無功功率控制的總體要求，分析光伏發電站在公用電網中的地位和作用，明確遠動系統參與有功功率控制與無功功率控制的上下行信息及控制方案。6.3.6根據站內功率預測要求，確定功率預測系統與遠動系統接入方案以及交換的信息內容。6.3.7根據調度關系組織遠動系統至相應調度端的遠動通道，明確通信規約、通信速率或帶寬。6.3.8提出相關調度端自動化系統的接口技術要求。6.3.9根據電力系統二次安全防護總體要求，分析本工程各應用系統與網絡信息交換、信息傳輸和安全隔離要求，提出二次系統安全防護方案、設備配置和軟件配置需求。6.4電能量計量裝置及電能量遠方終端6.4.1簡述相關電能量計費系統現狀及存在的問題。6.4.2簡述相關電能量計費系統的計量關口點和考核關口點的設置原則。6.4.3根據關口點的設置原則確定光伏發電站的計費關口點和考核關口點。6.4.4提出關口點電能量計量裝置的精度等級以及對電流互感器、電壓互感器的技術要求。6.4.5提出電能量計量裝置的通信接口技術要求。6.4.6根據電能量計費系統現狀，確定確定電廠向相關調度端傳送電能量計量信息的內容、通道及通信規約。6.4.7提出相關調度端電能量計費主站系統的接口技術要求。6.5通信系統6.5.1簡述與光伏發電站相關的通信傳輸網絡、調度程控交換網、綜合數據網、公用通信網等的現狀及存在的問題，相關的已立項或在建通信項目情況等。6.5.2簡述光伏發電站接入電力系統的通信系統建設方案。提出與相關主站系統的管理關系和通信要求。6.5.3根據各相關的電網通信規劃，分析光伏發電站在通信各網絡中的地位和作用，分析各業務應用系統（包括保護信息管理、安全穩定控制、調度自動化、電能量計費等）對通道數量和技術的要求。6.5.4根據需求分析，提出設計光伏發電站通信系統建設方案，包括光纜建設方案、光通信電路建設方案、組網方案、載波通道建設方案等，設計至少應提出兩個可選方案，并進行相應的技術經濟比較，提出推薦方案。6.5.5提出推薦通信方案的通道組織。6.5.6根據相關電網綜合數據通信網絡總體方案要求，分析光伏發電站在網絡中的作用和地位及各應用系統接入要求，提出綜合數據通信網絡設備配置要求、網絡接入方案和通道配置要求。6.5.7根據相關電網調度程控交換網總體方案要求，分析光伏發電站在網絡中的作用和地位，提出調度程控交換網設備配置要求、網絡接入方案、中繼方式和通道配置要求。6.5.8提出通信系統對機房、電源、機房動力環境監視系統等相關環境的要求和設計方案。6.5.9當推薦的通信方案需建設中繼站或比較復雜，必要時應提出專項研究報告，說明項目建設的必要性、可行性，提出項目建設方案和投資。

標準用詞說明一、對本規范中要求嚴格程度不同的用詞說明如下，以便在執行時區別對待。1.表示很嚴格，非這樣做不可的：正面詞采用“必須”；反面詞采用“嚴禁”。2.表示嚴格，在正常情況下均應這樣做的：正面詞采用“應”；反面詞采用“不應”或“不得”。3.表示允許稍有選擇，在條件許可時首先這樣做的：正面詞采用“宜”或“可”；反面詞采用“不宜”。表示有選擇，在一定條件下可以這樣做的，采用“可”。二、在條文中明確按照指定的標準、規范或其它有關規定執行的，寫法為“應按……執行”或“應符號……要求或規定”。

引用標準名錄GB50293《城市電力規劃規范》GB/T50062-2008《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規范》GB/T12325-2008《電能質量供電電壓偏差》GB/T12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》GB/T14285-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規程》GB/T14549-1993《電能質量公用電網諧波》GB/T15543-2008《電能質量三相電壓不平衡》GB156《標準電壓》GB/T

17883《0.2S和0.5S級靜止式交流有功電度表》DL/T448《電能計量裝置技術管理規程》DL/T5429-2009電力系統設計技術規程DL/T614《多功能電能表》DL/T645《多功能電能表通信協議》

中華人民共和國國家標準光伏發電站接入電力系統設計規范GB****—20**條文說明（征求意見稿）

1總則1.0.1本條為制定本規范的目的。大規模光伏發電站是我國光伏發展的重要方向之一。為了促進大型光伏發電站的順利并網，保障光伏發電站接入后電力系統的安全穩定運行，需要對光伏發電站接入電力系統進行規范化設計。1.0.2～1.0.3規定了本規范的適用范圍。我國資源的地域特征明顯，與需求呈逆向分布，如我國的西北地區太陽能資源非常豐富，非常適合發展大規模光伏發電站，但當地的負荷比較小，需要通過高壓、遠距離向外輸送，一般通過110kV（66kV）及以上電壓等級接入，或者采用多個光伏電站匯集后再集中送出方式。所以本規范適用于直接或間接（匯集站方式）通過110kV（66kV）及以上電壓等級接入電力系統的新建、改建和擴建光伏發電工程。1.0.4本條規定了光伏發電站接入系統的設計原則。各光伏發電站有著不同的安裝規模和工程特點，其接入系統方案和當地的電力系統運行條件密切相關，因此要用發展的眼光綜合考慮光伏發電站自身和所接入電力系統的現狀及規劃，合理的進行設計。1.0.5為了使光伏發電站接入系統后運行安全、可靠、經濟，本條規定了設計所采用的電氣產品應符合國家現行有關標準的效率高、能耗低、可靠性高、性能先進等技術要求。1.0.6本條明確了本規范與相關標準之間的關系。本規范為光伏發電站接入系統設計的統一專業技術標準。除個別內容在本規范中強調而外，凡在國家現行的標準中已有規定的內容，本規范不再重復。

2術語本規范為新編國家標準，為執行條文規定時正確理解特定的名詞術語的含義，列入了一些術語，以便查閱。

3基本規定3.0.1本條強調了光伏發電站的出力特性在設計中的重要性，光伏發電站的出力特性與所選擇的組件類型、跟蹤方式以及當地的輻照度都密切相關，其對電力電量平衡、潮流計算和電氣參數選擇影響很大，因此在光伏發電站接入系統設計中的應充分考慮光伏發電站的出力特性。3.0.2光伏發電站規模較大或接入電網結構較為薄弱時，會對電網帶來較大的不利影響，可根據光伏發電站的設計規模、所接入系統的運行條件等，根據需要同時開展光伏發電站接入系統電壓穩定、無功補償和電能質量專題研究，以確保光伏發電站接入系統后電網和光伏發電站的安全可靠穩定運行。

4接入系統條件4.1電力系統現況4.1.1～4.1.2光伏發電站的出力具有一定的可預測性，但是也存在一定的隨機性和波動性，會對電網的調峰帶來影響。因此，為跟蹤光伏發電站出力變化并滿足負荷用電需求，尤其對于較大容量規模并網的光伏發電站，需要結合電源調峰特性和負荷特性，對電力系統調峰調頻運行情況進行分析。故4.1.1條提出電源的調峰調頻特性要求，4.1.2條提出負荷特性要求。4.2光伏發電站概述4.2.1對于光伏發電站的出力特性，可參考該地區具有相同跟蹤方式的光伏發電站的出力統計數據，或對該地區光照強度監測統計數據進行分析后得到。

5一次部分設計5.1電力電量平衡5.1.1電網最大負荷且光伏發電站零出力方式下電力平衡計算的目的是分析電力系統中其他電源能否滿足負荷需求，以及滿足負荷需求所需要的發電設備容量。光伏發電站最大出力方式下電力平衡計算的目的是確定其電力的合理消納范圍。光伏發電站最大出力一般出現在用電負荷的腰荷時段，在電力平衡計算時可適當降低電網內其他水、火電機組的出力，并考慮電網間正常的送受電，如果電力平衡結果存在明顯的電力盈余，則表示應進一步擴大該光伏發電站的電力消納范圍。由于不同季節的負荷特性、光伏發電站出力特性和電源開機方式有所不同，各水平年的電力平衡宜按季或月進行分析。5.1.3光伏發電站的出力具有一定的波動性，運行中需要電力系統內其他水、火電機組為其調峰、調頻。因此，分析系統調峰、調頻能力可確定電網接納光伏電發電的能力，為研究光伏發電站的消納范圍提供依據。5.2光伏發電站建設的必要性及其在系統中的地位和作用5.2.3對光伏發電站的規劃規模、本期建設規模、投產時間等提出建議是為了使電力系統中光伏發電的規模與其他電源和電網的總體發展相協調，保證光伏發電站的容量在電力系統的可接納范圍之內。建議的內容可針對光伏發電站及電力系統的各個方面，例如：對光伏發電站的規劃規模和建設時序進行調整、對光伏發電站的裝置和運行提出技術要求、對電力系統發展規劃給出優化意見等。5.3電壓等級與接入電網方案5.3.2提出的接入系統方案是經初步判斷后基本可行的方案，一般有兩個及以上，供進一步比選。送出線路的導線截面一般根據光伏發電站的最大送出電力，按線路的可持續送電能力及經濟性綜合考慮進行選擇。5.4潮流計算5.4.1由于光伏發電最大出力大都在中午時刻，而在此時間段內負荷處于腰荷狀態的幾率非常大，所以應根據接入電網的負荷特性，必要時應計算午間光伏大出力下電網腰荷運行方式。5.4.2光伏發電站出力受輻照度的影響非常大，每天都會出現從零出力到最大出力再到零出力的變化過程，會對并網點甚至相鄰電網節點電壓帶來較大影響。因此，應分析光伏發電站出力變化引起的線路功率和節點電壓波動，避免出現線路功率或節點電壓越限。在光伏發電站接入電網末端時，在光伏發電站出力從零至滿發變化時，并網點會出現電壓先升高后降低的過程，所以不能簡單的僅僅分析光伏發電站零出力和滿出力兩種狀態對電壓的影響。分析光伏發電站出力變化對電網潮流的影響，應采用典型方式下，計算光伏發電站出力從零至滿發平滑變化情況下（或者按照10%遞增），對電網相關節點電壓和線路功率的影響。5.4.3光伏發電站有過渡性接入方案時，應計算過渡年有代表性的運行方式。5.4.4通過潮流計算，可以分析出光伏發電站接入對電網線路功率、節點電壓和無功平衡的影響，針對這些影響，應提出導線截面和電氣設備的主要規范，提出調壓裝置、無功補償設備及其配置方案。如果出現潮流嚴重不合理的情況，應修改光伏發電站接入電網方案。5.5安全穩定分析5.5.1鑒于光伏發電站具有與常規電源不同的運行特性，尤其是當光伏穿透功率比較大時，需要分析光伏發電站接入系統后，在電網故障和光伏發電站自身波動或故障時電力系統的穩定性，并根據計算結果分析發生故障情況下電網的電壓、功角、頻率的運行情況，分析是否需要采取提高穩定性的措施。5.5.2根據DL755，電力系統安全穩定計算分析的任務是確定電力系統的靜態穩定、暫態穩定和動態穩定水平，分析和研究提高安全穩定的措施。穩定性分析一般包括靜態和暫態穩定計算。靜態穩定是指電力系統受到小干擾后，不發生非周期性失步，自動恢復到起始運行狀態的能力；暫態穩定是指電力系統受到大擾動后，各同步電機保持同步運行并過渡到新的或恢復到原來穩態運行方式的能力。光伏發電站接入后會對系統產生一定的影響，需要分析電網受到小干擾和大干擾后，系統的靜態和暫態穩定性。光伏發電站出力隨著天氣的變化具有明顯的波動性和間歇性，電網為了保持電壓和頻率穩定，需要實時的進行調節。對于短路容量比較小的電網，且光伏穿透功率比較大時，有必要進行動態穩定計算，以驗證電力系統在光伏發電站出力變化過程中，通過自動調節和控制裝置的作用下，是否能夠保持長過程的運行穩定性。5.5.3光伏發電站出力最大時，在相同的故障條件下對電力系統的影響也最大，為了分析光伏發電站接入系統后對電網的最大影響，得出光伏發電站接入后保證系統穩定運行應采取的具體措施，穩定計算采用的正常運行方式應為電網正常但光伏發電站出力最大的運行方式。對于靜態穩定計算所采用的事故后運行方式，應考慮最不利于系統穩定運行的運行方式，在該方式下所進行的穩定計算最能反映系統的安全穩定性，因此只考慮潮流較大的一回線路退出后的運行方式即可。5.5.4暫態穩定計算采用的故障型式，應滿足DL755的要求，考慮在最不利地點發生金屬性短路故障。根據實測數據，對于兆瓦級以上的光伏發電站，其出力在短時間之內可以突變60%～70%，如此大的出力突變會對電網的電壓和頻率都產生一定的影響，因此需考慮光伏發電站出力突變下的系統電壓、頻率穩定性。5.5.5穩定計算中光伏發電站的模型應能充分反映其暫態響應特性,以保證滿足計算所要求的準確性和精度。5.5.6經過計算分析，若光伏發電站接入不能滿足穩定要求時，為了保證電力系統的安全穩定運行，應提出提高穩定的措施，如加強安穩措施、加強網架結構、修改光伏發電站接入系統方案等。5.6短路電流計算5.6.1光伏發電站接入系統后，在電網母線或線路發生短路故障時，會提供一定的短路電流，會改變電網相關母線節點和線路的短路水平，為了保證電氣設備的安全，有必要進行短路電流計算，以對現有電氣設備的短路電流水平進行校核，也為新增電氣設備的選型提供依據。5.6.2光伏發電站所提供的短路電流，越靠近光伏發電站側短路電流越大，為了計算光伏發電站提供的最大短路電流，并統籌考慮光伏發電站和電網的發展規劃，避免電氣設備的更換，減少投資，短路電流計算應包括光伏發電站并網點及附近節點本期及遠景規劃年最大運行方式的三相和單相短路電流。5.6.3目前限制短路電流的措施主要有采用高阻抗變壓器、在變壓器回路中裝設電抗器、變壓器分列運行、在出線裝設電抗器、提高系統運行電壓等級等，當光伏發電站使電網的短路電流達到或接近控制水平時，應通過技術經濟比較，選擇合理的限流措施，以使電網的短路電流限制在允許范圍內。5.7無功補償5.7.1光伏發電站要充分利用光伏逆變器的無功容量及其調節能力，光伏逆變器應滿足功率因數在超前0.95～滯后0.95的范圍內動態可調。當光伏逆變器的無功容量不能滿足系統電壓調節需要時，應通過技術經濟比較，選擇合理的無功補償措施，包括無功補償裝置的容量、類型和安裝位置。5.7.2在光伏發電站出力比較大時，站內匯集線路、變壓器和送出線路都有一定的無功損耗，并且逆變器的功率因數在一定范圍之內可調，在某一運行方式下可提供一定的無功容量；光伏發電站出力比較小時，站內匯集線路和送出線路會有一定的充電功率。因此光伏發電站無功補償容量的計算應充分考慮這些因素。對于通過110（66）kV及以上電壓等級并網的光伏發電站，其配置的容性無功容量能夠補償光伏發電站滿發時站內匯集線路、主變壓器的感性無功及光伏發電站送出線路的一半感性無功之和，其配置的感性無功容量能夠補償光伏發電站自身的容性充電無功功率及光伏發電站送出線路的一半充電無功功率之和。對于通過220kV（或330kV）光伏發電匯集系統升壓至500kV（或750kV）電壓等級接入公共電網的光伏發電站群中的光伏發電站，其配置的容性無功容量能夠補償光伏發電站滿發時匯集線路、主變壓器的感性無功及光伏發電站送出線路的全部感性無功之和，其配置的感性無功容量能夠補償光伏發電站自身的容性充電無功功率及光伏發電站送出線路的全部充電無功功率之和。5.7.3光伏發電站宜安裝無功功率或電壓控制系統，根據電力系統調度機構指令，自動調節光伏逆變器發出（或吸收）的無功功率，將光伏發電站并網點電壓控制在標稱電壓的97％～107％范圍內，其調節速度和控制精度應能滿足電力系統電壓調節的要求。若光伏逆變器無功容量無法滿足電壓調節要求，或者為了降低光伏發電站出力的快速波動對電網電壓的影響，需安裝輔助無功補償裝置時宜采用自動無功補償裝置，必要時應安裝動態無功補償裝置，將電網電壓水平控制在國標允許范圍之內。5.8電能質量5.8.1由于光伏發電站出力具有波動性和間歇性，另外光伏發電站通過逆變器將太陽能電池方陣輸出的直流轉換為交流，含有大量的電力電子設備，所以其接入系統會對電網的電能質量產生一定的影響，包括諧波、電壓偏差、三相電壓不平衡和電壓波動等，為了能夠向負荷提供可靠的電力，由光伏發電站引起的各項電能質量指標應該符合相關標準的規定。光伏發電站所接入公共連接點的諧波注入電流應滿足GB/T14549的要求，諧波電流限值見表1和表2所示。其中光伏發電站向電力系統注入的諧波電流允許值應按照光伏發電站安裝容量與公共連接點上具有諧波源的發/供電設備總容量之比進行分配。當公共連接點處的最小短路容量不同于基準短路容量時，表2中的諧波電流允許值應進行相應換算。標稱電壓在110kV以上的可以參照110kV所對應的允許值。表1公用電網諧波電壓限值（相電壓）電網標稱電壓(kV)電壓總畸變率(%)各次諧波電壓含有率(%)奇次偶次663.02.41.21102.01.60.8表2注入公共連接點的諧波電流允許值標準電壓（kV）基準短路容量（MVA）諧波次數及諧波電流允許值，A23456789101112136630016138.1135.19.34.14.33.35.92.75110750129.669.646.833.22.44.323.7141516171819202122232425663002.32.623.81.83.41.61.91.52.81.42.61107501.71.91.52.81.32.51.21.41.12.111.9光伏發電站并網點的電壓偏差應滿足GB/T12325的要求，即其電壓正、負偏差絕對值之和不超過標稱電壓的10%。光伏發電站所接入公共連接點的電壓不平衡度及光伏發電站引起的電壓不平衡度應滿足GB/T15543的要求，即光伏發電站所接入的公共連接點在電網正常運行時，負序電壓不平衡度不超過2%，短時不得超過4%；光伏發電站引起該點負序電壓不平衡度允許值一般為1.3%，短時不超過2.6%，根據連接點的負荷狀況以及鄰近發電機、繼電保護和自動裝置安全運行要求，該允許值可作適當變動。光伏發電站所接入公共連接點的電壓波動應滿足GB/T12326的要求。對于光伏發電站出力變化引起的電壓變動，其頻度可以按照1<r≤10（每小時變動的次數在10次以內）考慮，因此光伏發電站接入引起的公共連接點電壓變動最大不得超過2.5%。5.8.2光伏發電站接入系統所引起的電能質量問題與光伏發電站自身的運行特性以及電網的運行方式等都有密切關系，尤其是諧波問題與逆變器參數、電網運行方式密切相關，因此光伏發電站應在并網點裝設電能質量在線監測裝置，以實時監測光伏發電站電能質量指標是否滿足要求。若不滿足要求，光伏發電站需安裝電能質量治理設備，以確保光伏發電站合格的電能質量。5.9方案技術經濟分析5.9.1列出各接入系統方案投資估算表時，應包括系統一次部分即送出工程部分投資、系統二次部分投資；對于光伏發電站升壓站部分投資，如各方案升壓站投資差異較大，也可將不同部分列入投資估算表中一并進行投資分析比較。5.9.2進行各接入系統方案技術經濟綜合比較時，應對各個方案的技術經濟要點進行比較，主要包括各接入系統方案消納方向、方案近遠期適應性、方案潮流分布等電氣計算結果、方案對系統運行的影響（如短路電流、電能質量等）、投資估算等，此外，對涉及到方案比選的其他相關技術要點，視方案技術經濟綜合比較需要，也可列入比較表進行綜合比較。5.9.3在綜合比較表的基礎上，需對整個接入系統方案進行技術經濟方面的分析、比較，提出推薦方案。

6二次部分設計6.1系統繼電保護6.1.1在光伏發電站內裝設的繼電保護裝置，在發生短路故障或異常運行時，為了能快速準確的切除被保護設備和線路，限制事故影響，提高系統穩定性，減輕故障設備和線路的損壞程度，應符合現行國家標準GB/T14285的有關規定，滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求。6.1.2光伏發電站接入系統后，在電網發生短路故障下會提供一定的短路電流，對電網現有的繼電保護有一定的影響，尤其是距光伏發電站比較近的繼電保護裝置，有必要對電網中現有的繼電保護裝置整定值進行修正。因此需要分析與光伏發電站相關的電網繼電保護現狀及存在的問題，以對光伏發電站接入后需要采取的措施提供基礎。6.1.3～6.1.4根據光伏發電站內部組成、接線方式以及接入系統方案，分析一次系統對繼電保護配置的特殊要求，論述系統繼電保護配置原則。提出相關線路過電流保護、線路過電壓保護、母線保護、斷路器失靈保護及故障錄波器的配置方案。6.1.5繼電保護應具有通信通道，便于系統聯網監視、信息共享及遠方調度中心控制、查看及監視，因此需要對通信通道提出技術要求，包括通道數量、類型、傳輸延時、接口方式等。6.1.6為了保證繼電保護準確、可靠的動作，需要對保護所用電氣設備提出技術要求，包括電流互感器、電壓互感器（或帶電顯示器）、對時系統和直流電源等。6.2安全穩定控制裝置6.2.1光伏發電站安全自動控制裝置的配置需要根據現有電力系統的安全自動裝置配置現狀和存在的問題情況確定。6.2.2～6.2.3系統的潮流、穩定計算是光伏發電站安全穩定控制裝置配置原則的基礎，并輔以必要的補充校核計算才能正確的提出安穩裝置配置原則和配置方案。6.2.4針對頻率電壓異常緊急狀態，光伏發電站應該有應對的安穩控制方案。6.2.5光伏發電站的防孤島保護配置方案需要和繼電保護配置、頻率電壓異常緊急控制裝置配置和低電壓穿越相結合，時間上要互相匹配。6.2.6光伏發電站不一定都需要配置相角測量裝置，根據電網實時動態監測系統需求，決定是否需配相角測量裝置，如果需要，則需給出配置方案。6.2.7不是每個光伏發電站都需要進行安全穩定控制系統專題研究，根據光伏發電站的相關送出工程及電站具體情況進行研究。6.2.8不同廠家設備的通訊接口要求有差異，同時要根據安全自動裝置的種類現場安放位置，提出關于通道數量、類型、傳輸延時、接口方式等技術要求。6.2.9結合光伏逆變器等設備性能指標，需要給出對電流互感器、電壓互感器和直流電源等的技術要求。6.3電力系統自動化6.3.1由于各地調度自動化系統因管理模式不同有區別，可能存在多級調度。調度數據網也分數字通道和模擬通道，光伏發電站接入調度自動化等系統，需要了解系統存在的問題。6.3.2在不同區域不同容量和接入不同電壓等級的光伏發電站接入的調度都不一樣，根據調度管理，結合當地情況，確定光伏發電站與調度關系。6.3.3光伏發電站接入遠端調度自動化系統的配置方案形式多種多樣，需要分析比較后