GBT50866-2013 标准规范下载简介

GBT50866-2013 光伏发电站接入电力系统设计规范.pdf简介：

"GBT50866-2013 光伏发电站接入电力系统设计规范" 是中华人民共和国国家标准，由国家发展和改革委员会发布，该标准主要针对光伏发电站与电力系统的连接设计提出了详细的规定。这个规范的目的是为了保证光伏发电站的高效、安全、稳定和经济运行，包括光伏发电站的电气设计、控制系统、继电保护、通信系统、调度自动化、接地系统等方面的要求。

它涵盖了光伏发电站从接入电力网的初期设计、施工、调试到运行维护的全过程，对光伏发电站的接入电力系统的电气参数、连接方式、安全措施等都有明确的规定，以确保光伏发电站的电力质量满足电力系统的要求，同时减少对电力系统的冲击，提高电力系统的稳定性和可靠性。

总的来说，这个规范是光伏发电站建设和运行的重要技术依据，对于规范和推动我国光伏发电站的健康发展具有重要作用。

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3.0.1光伏发电站接人系统设计，在进行电力电量平衡、潮流计 算和电气参数选择时，应充分分析组件类型、跟踪方式和辐照度对 光伏发电站出力特性的影响。 3.0.2在进行接入系统设计时，可根据需要同时开展光伏发电站 接入系统稳定性、无功电压和电能质量等专题研究。 3.0.3光伏发电站采用T接方式，在进行潮流计算、电能质量分 析和继电保护设计时，应充分分析T接方式接入与专线接人的不 同特点对电力系统的影响。 3.0.4光伏发电站接入系统设计应采用效率高、能耗低、可靠性 高、性能先进的电气产品，

4.3光伏发电站概速

阳能资源概况、规划规模、本期建设规模、前期工作进展情况、装机 方案、设计年发电量、出力特性、建设及投产时间等内容。 4.3.2对于扩建光伏发电站，除应遵守本规范第4.3.1条的要求 外，还应说明现有光伏发电站概况、扩建条件等

5.6.3稳定计算采用的正常运行方式，应为电网正常但光伏发电 站出力最大的运行方式。 5.6.4暂态稳定计算采用的故障型式，应符合现行行业标准《电 力系统安全稳定导则》DL755的有关规定，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。 5.6.5稳定计算中光伏发电站的应能充分反映其暂态响应 特性。 5.6.6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，并应提出解决稳定性问题的方案。

DB51∕T 2602-2019 高速公路沥青路面设计与施工技术指南5.7.1短路电流计算应包括光伏发电站并网点、附近节点本期及

5.8.1光伏发电站的无功功率和电压调节能力应满足现行国家 标准《光伏发电站接人电力系统技术规定》GB/T19964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 尝装置的容量、类型、控制方式和安装位置。 5.8.2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。 5.8.3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，并应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。

5.9.1光伏发电站向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、三 相电压不平衡、电压波动和闪变等方面应满足现行国家标准《电能 质量公用电网谐波》GB/T14549、《电能质量公用电网间谐 波》GB/T24337、《电能质量供电电压偏差》GB/T12325、《电能 质量三相电压不平衡》GB/T15543、《电能质量电压波动和闪 变》GB/T12326的有关规定， 5.9.2光伏发电站应在并网点装设电能质量实时在线监测装置 所装设的电能质量监测装置应满足现行国家标准《电能质量监 测设备通用要求》GB/T19862的有关规定

5.9.2光伏发电站应在并网点装设电能质量实时在线监测装置，

5.10方索技术经济分析

5.10.1方案技术经济分析应列出接入系统各方案投资估算表。 投资估算表中应主要包括送出线路投资、对侧系统变电站投资、调 度端接人投资等。当接人系统各方案升压站投资差异较大时，可 将差异部分一并列入，并应进行投资比较分析。 5.10.2方案技术经济分析应列出各接人系统方案技术经济综合 比较表，主要包括消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布等 对系统运行的影响，以及投资估算等。 5.10.3方案技术经济分析应对接入系统各方案进行综合技术经 济分析比较，并应提出推荐方案。

5.11.1光伏发电站升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应 根据光伏发电站规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情 况、接人电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较后 确定。 5.11.2用于光伏发电站的电气设备参数应符合下列要求：

5.11.1光伏发电站升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应 根据光伏发电站规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情 况、接人电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较后 确定。 5.11.2用于光伏发电站的电气设备参数应符合下列要求：

1主变压器的参数应包括台数、额定电压、容量、阻抗、调压 方式（有载或无励磁）、调压范围、连接组别、分接头以及中性点接地 方式，并应符合现行国家标准《电力变压器选用导则》GB/T17468、 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、《电力变压器能 效限定值及能效等级》GB24790的有关规定。 2无功补偿装置性能以及逆变器的电能质量、无功调节能 力、低电压穿越能力等，应满足现行国家标准《光伏发电站接入电 力系统技术规定》GB/T19964的有关规定

6.1.1二次部分设计应包括系统维继电保护、自动控制装置、电 力系统自动化、电能量计量装置及电能量远方终端、通信系统 设计。 6.1.2二次部分技术指标应满足现行国家标准《光伏发电站接人 电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定，

6.2.1光伏发电站应按现行国家标准《继电保护和安全自动装置 技术规程》GB/T14285的有关要求配置专用的维继电保护装置。 6.2.2光伏发电站专用送出线路应按双侧电源线路配置保护， 6.2.3当光伏发电站送出线路为T接方式时，光伏发电站升压 站侧应配置线路保护装置。 6.2.4光伏发电站送出线路相邻线路现有保护应进行校验，当不 满足要求时，应重新配置保护

6.3.1光伏发电站送出线路置配置重合闸，故障切除后电网侧应 实现检无压重合，光伏发电站侧应实现检同期重合。 6.3.2光伏发电站应配置独立的防撼岛保护，防掘岛保护应与线 路保护、重合闸、低电压穿越能力相配合。 6.3.3有计划性孤岛要求的光伏发电站，应配置频率、电压控制 装置，当孤岛内出现频率或电压异常时，可调节光伏发电站有功、 无功出力，

6.4.1光伏发电站的调度关系，应根据光伏发电站所处地区、安 装容量和接入电压等级等条件确定。 6.4.2光伏发电站应能参与自动电压控制（AVC)，总容量在 10MW及以上光伏发电站应能参与自动发电控制（AGC)。 6.4.3光伏发电站的远动设备和调度数据网设备配置方案，应根 据调度自动化系统的要求、光伏发电站接人电压等级及接人方式 确定。 6.4.4远动信息采集范围，应根据调度自动化系统的要求、光伏 发电站接入电压等级及接线方式确定。远动信息宜包括并网状 态、资源及环境数据（辐照度、环境温度等）、光伏发电站运行信息 （有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网 点的频率电压信息、升压站潮流信息、继电保护及自动装置动作信 息、功率预测曲线。 5.4.5远动系统与调度端通信，应根据调度目动化系统的要求和 通信传输网络条件，明确通信规约、通信速率或带宽，并应符合现 行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003的 有关规定。 6.4.6通过220kV及以上电压等级接人的光伏发电站应配置向 步相量测量装置。 6.4.7根据电力系统二次安全防护的总体要求，应进行二次系统 安全防护设备配置。

6.5.1光伏发电站应配置电能量计量系统，并应根据数据网痴通 道条件，确定电能量计量信息传输方案，电能量计量系统应包括计 量关口表和电能量远方终端设备。 6.5.2光伏发电站电能量计量装置应符合现行行业标准《电能量

6.5.1光伏发电站应配置电能量计量系统，并应根据数据网痴通

DB51／T 2590-2019标准下载计量系烧设计技术规程》DL/T5202的有关规定。

6.5.3电能计量装置选型与配置应符合下列要求

1电能计量装直应其备双同有功和四象限无功计重功能。 2光伏发电站的上网电量关口点应配置相同的调块表计，并 应按主/副方式运行。 3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》 DL/T614和《多功能电能表通信协议》DL/T645的有关规定。 6.5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列要求： 1关口计量点的电能表准确度等级应为有功0.2S级、无功 2.0级。 2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等 级应为0.2S级。 3应符合现行行业标准（电能计量装置技术管理规程） DL/T448一2000第5.3节准确度等级的要求， 6.5.5光伏发电站应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合 现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202一2004 第7.2节电能量远方终端的有关规定

1电能计量装直应其备双同有功和四象限无功计重功能。 2光伏发电站的上网电量关口点应配置相同的调块表计，并 应按主/副方式运行。 3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》 DL/T614和《多功能电能表通信协议》DL/T645的有关规定。 6.5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列要求： 1关口计量点的电能表准确度等级应为有功0.2S级、无功 2.0级。 2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等 级应为0.2S级。 3应符合现行行业标准（电能计量装置技术管理规程》 DL/T448一2000第5.3节准确度等级的要求， 6.5.5光伏发电站应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合 现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202一2004 第7.2节电能量远方终端的有关规定，

6.6.1系统通信应满足光伏发电站调度自动化系统、继电保护、 自动控制装置信号和调度及生产交换语音系统对传输通道的 要求。 6.6.2光伏发电站接人的通信系统建设方案，应根据光伏发电站 的调度组织关系、所处位置、安装容量、接入电压等级以及相关通 信网络现状等确定。 6.6.3通信系统通信容量，应根据光伏发电站至调度端信息量统 计结果确定。 6.6.4光伏发电站至调度端应至少具备1路可靠的调度通信 通道。

6.6.5通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电 站至调度端保险索赔技术交流（PPT，52P），应具备两路通信通道，其中一路应为光缆通道。 6.6.6光伏发电站应根据所在地区调度和生产交换网的组网方 式，提出组网方案，并应根据光伏发电站安装容量，提出调度和生 产程控交换机的容量。 6.6.7光伏发电站通信、二次电源系统宜采用一体化设计、一体 化配置、一体化监控，