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GB19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定.pdf简介：

GB19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》是中国关于光伏发电站接入电力系统的标准，由国家标准化管理委员会发布，是光伏发电站设计、建设和运行的重要技术依据。以下是该标准的一些主要要点：

1. 适用范围：该标准适用于新建和扩建的光伏发电站接入110kV及以下电压等级的交流电力系统。

2. 技术要求：规定了光伏发电站与电力系统的电气接口、保护配置、控制策略、无功功率调节、谐波抑制等方面的技术要求，确保光伏发电站与电力系统安全、稳定、高效运行。

3. 并网条件：要求光伏发电站具备并网所需的基本功能，如电压和频率控制，电力质量监测等，且应能与电网调度机构进行有效通信，接受并执行调度指令。

4. 运行管理：规定了光伏发电站的运行管理规定，包括运行参数、数据采集、故障处理等，以保障电力系统的稳定运行。

5. 环境保护：强调光伏发电站应尽量减少对环境的影响，如噪声、电磁辐射等，并要求进行环保设计和运行。

该标准对于推动中国光伏发电的健康发展，保障光伏发电站与电力系统的和谐互动，以及提升光伏发电系统的整体性能具有重要作用。

GB19964-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定.pdf部分内容预览：

4.1.1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DL/T1040的相关规定。 4.1.2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。 4.1.3光伏发电站有功功率控制系统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。

4.2.1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速率应 满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接人电力系统的频率调节特性，由电网调度机构 确定。 4.2.2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

.3.1在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应按下列要求运行： a）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。 b）当电力系统频率高于50.2Hz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。 c) 若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电网调度机构按相关规定暂时将光伏发电站 切除。

4.3.2 事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后甘12D2：10KV 变配电装置.pdf，光伏发电站应按调度指令并网运行。

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

2.1光伏发电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min~4h的光伏发电站发电 测曲线，预测值的时间分辨率为15min。 2.2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时至24时光伏发电站发电功率 线，预测值的时间分辨率为15min。

光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于0.15，月合格率 80%；超短期预测第4小时月平均绝对误差应小于0.10，月合格率应大于85%

1.1 光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。 1.2光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95自 内动态可调，并应满足在图1所示矩形框内动态可调。

6.1.3光伏发电站要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力；当逆变器的无功容量不能满足系 统电压调节需要时，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。

用安水。 6.2.2通过10kV~35kV电压等级并网的光伏发电站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。

连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平

通过35kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应 压器

通过35kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应采用有载调压

图2为光伏发电站应满足的低电压穿越要求： 光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应能不脱网连续运行0.15s b）光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。

8.2故障类型及考核电压

图2 光伏发电站的低电压穿越能力要求

电力系统发生不同类型故障时，若光伏发电站并网点考核电压全部在图2中电压轮廊线及以上的 区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出。针对不同故障类型的考核电 压如表1所示。

对电力系统故障期间没有脱网的光伏发电站，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/秒的功率变化率恢复至正常发电状态。

8.4动态无功支撑能力

对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接人电网的 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，光伏发电站注人电网的动态 无功电流应满足以下要求： a）自并网点电压跌落的时刻起，动态无功电流的响应时间不大于30ms。 b）自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9pu期间，光伏发电站注人电力系统的动态无功电 流I应实时跟踪并网点电压变化，并应满足：

式中： UT 光伏发电站并网点电压标么值； IN 光伏发电站额定装机容量/√3×并网点额定电压）

光伏发电站在表2所示并网点电压范围内应能按规定运行。

光伏发电站在不同并网点电压范围内的运行规

10.2电压波动和闪变

10.3.1光伏发电站所接入公共连接点的谐波注人电流应满足GB/T14549的要求，其中光伏发电站 并网点向电力系统注人的谐波电流允许值应按照光伏发电站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。 10.3.2光伏发电站接人后，所接人公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的要求

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/T19862 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。

光伏发电站应建立光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集 光伏发电站控制系统模型及参数，用于光伏发电站接人电力系统的规划设计及调度运行。

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

12.1.1光伏发电站的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及 相关设计规程。 12.1.2光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度机构作出规定 包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实 时性要求等。 12.1.3光伏发电站二次系统安全防护应满足国家电力监管部门的有关规定。

12.1.1光伏发电站的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及 相关设计规程。 12.1.2光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度机构作出规定 包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实 时性要求等。 12.1.3光伏发电站二次系统安全防护应满足国家电力监管部门的有关规定。

12.1.1光伏发电站的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要

光伏发电站向电网调度机构提供的信号至少应包括以下方面： 每个光伏发电单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态等 b 1 光伏发电站并网点电压、电流、频率； C> 福 光伏发电站主升压变压器高压侧出线的有功功率、无功功率、发电量； d) 福 光伏发电站高压断路器和隔离开关的位置； e) 拉 光伏发电站主升压变压器分接头挡位； f 光伏发电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。

12.3继电保护及安全自动装置

12.3.1光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路应满足电力系统有关标准、规定和反事故措 施的要求。 12.3.2对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵 联电流差动保护。 12.3.3光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。防孤岛保护还应与电网侧 线路保护相配合。 12.3.4光伏发电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施。 12.3.5通过110（66）kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站应配备故障录波设备《GBT 2423 电工电子环境试验 第2部分 试验方法 全部压缩包》，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60s的情况，并配备至电网调度机构的数据传输 通道。

12.4光伏发电站调度自动化

12.4.1光伏发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据 网络接人设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。 12.4.2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 信息接人规定的要求接人信息量。 12.4.3光伏发电站电能计量点（关口）应设在光伏发电站与电网的产权分界处，产权分界处按国家有 关规定确定。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站业主与电网企业协 商确定。计量装置配置应符合DL/T448的要求。 12.4.4光伏发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主/备信道的通信方式，直送电网调度机构。 12.4.5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。 12.4.6对于接人220kV及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统（PMU）。

12.5.1对于通过110kV（66kV）及以上电压等级接人电网的光伏发电站，至调度端应具备两路通信 通道，其中一路为光缆通道。 12.5.2光伏发电站与电力系统直接连接的通信设备[如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM）、调 度程控交换机、数据通信网、通信监测等应具有与系统接人端设备一致的接口与协议。

13.1.1光伏发电站应向电网调度机构提供光伏发电站接人电力系统检测报告；当累计新增装机容量 超过10MW，需要重新提交检测报告。 13.1.2光伏发电站在申请接人电力系统检测前需向电网调度机构提供光伏部件及光伏发电站的模 型、参数、特性和控制系统特性等资料。 13.1.3光伏发电站接人电力系统检测由具备相应资质的机构进行，并在检测前30日将检测方案报所 接人地区的电网调度机构备案。 13.1.4光伏发电站应在全部光伏部件并网调试运行后6个月内向电网调度机构提供有关光伏发电站 运行特性的检测报告。

检测应按照国家或有关行业对光伏发电站并网运行制定的相关标准或规定进行，应包括但不仅限 以下内容： a) 1 光伏发电站电能质量检测； b) 2 光伏发电站有功/无功功率控制能力检测： c) 光伏发电站低电压穿越能力验证： d) ）光伏发电站电压、频率适应能力验证

GBT 3323.2-2019标准下载打印日期：2013年6月28日F053