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1、新能源公司光伏发电站电能质量技术监督实施细则1 范围本标准规定了光伏电站电能质量技术监督相关的技术标准内容。本标准适用于新能源公司（以下简称“公司”）光伏电站的电能质量技术监督工作2 规范性引用文件下列文件对于本文件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文件。凡是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 20840.2互感器 第 2 部分：电流互感器的补充技术要求GB 20840.3互感器 第 3 部分：电磁式电压互感器的补充技术要求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 14549电能
2、质量公用电网谐波GB/T 15543电能质量三相电压不平衡GB/T 15945电能质量电力系统频率偏差GB/T 30137电能质量电压暂降与短时中断GB/T 24337电能质量公用电网间谐波GB/T 29321光伏发电站无功补偿技术规范GB/T 29319光伏发电系统接入配电网技术规定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GB/T 19964光伏发电站接入电力系统技术规定DL/T 1028电能质量测试分析仪检定规程DL/T 1344干扰性用户接入电力系统技术规范DL/T 1040电网运行准则NB/T 32011光伏发电站功率预测系统技术
3、要求3 总则3.1 一般要求3.1.1 发电场、站应贯彻落实国家、行业和集团公司规章制度和有关要求，以安全和质量 为中心，保证电能质量技术监督工作有效开展。3.1.2 从事光伏电站电能质量技术监督的人员，应熟悉和掌握本规程及相关标准和规程中 的规定。3.1.3 光伏电站电能质量技术监督考核指标及计算公式，见附录 A。3.2 监督目的3.2.1 对电能质量参数、电能质量测试用的仪器仪表其功能和性能等进行全过程监督，确 保光伏电站电能质量符合国家相关标准，保证电网安全运行，维护电气安全使用环境，保护 发、供、用各方面的合法权益。3.3 监督范围电能质量技术监督针对电池组件、汇流箱、逆变器、变压器、
4、无功补偿装置、电能测量 记录仪等设备的选型、维护和修理进行质量监督，确保光伏发电站和电网安全、优质、经济 运行。4 技术监控标准4.1 规划设计阶段4.1.1 有功功率及频率偏差4.1.1.1 一般要求4.1.1.1.1光伏电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力，并符合DL/T 1040中6.5、6.6 的相关规定。4.1.1.1.2电力系统正常运行条件下频率偏差限值为0.2Hz。当系统容量较小时，偏差限值 可以放宽到0.5Hz,但应保证近区电力网、发电机组和用户的安全、稳定运行以及正常供电。4.1.1.1.3 光伏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
5、有功功率控制。4.1.1.1.4 光伏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。4.1.1.2 有功功率控制系统4.1.1.2.1 有功功率控制系统应能接收并执行电网调度部门远方发送的有功出力控制指令。4.1.1.2.2 有功功率控制系统应能调节光伏逆变器包括发出启停控制指令或分配有功功率控 制指令。4.1.1.2.3 有功功率控制系统应能实时上送全站有功出力的输出范围、有功出力变化率、有 功功率等信息。4.1.1.2.4 有功功率控制系统应在有功功率控制出现异常时，提供告警信息。4.1.1.3 控制策略4.1.1.3.1 控制对象是光伏电站
6、内各可控逆变器。4.1.1.3.2 控制目标a) 光伏电站有功功率与其设定值偏差最小。b) 降低逆变器的启停机次数。c) 各逆变器出力均衡。4.1.1.3.3 控制约束逆变器有功上下限约束。4.1.1.4 频率偏差4.1.1.4.1 合理规划电源接入点，受端系统应具有多个方向的多条受电通道，电源点应合理 分散接入，每个独立输电通道的输送能力不宜超过受端系统最大负荷的10%15%，并保证 失去任一通道时不影响电网频率稳定和受端系统可靠供电。4.1.1.4.2 为防止频率异常时发生电网崩溃事故，光伏电站在设计选型时应具有必要的频率 异常运行能力，指标应符合DL/T 1040中6.6的要求;光伏电站
7、的频率指标应符合GB/T 19964 中9.3和GB/T 29319中6.3的要求。4.1.1.5 功率预测4.1.1.5.1光伏电站应配置光伏发电功率预测系统，应满足NB/T 32011功能要求，系统具有 0h72h短期光伏发电功率功率预测以及15min4h超短期光伏发电功率预测功能。4.1.1.5.2光伏电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min4h的光伏电站发电 功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。4.1.1.5.3 光伏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时光伏电站发电功 率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。4.1.1.5.4 光伏电站发
8、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， 月合格率应大于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%。4.1.2 无功配置及电压偏差4.1.2.1 一般要求4.1.2.1.1 在光伏电站规划设计时，应考虑无功电源及无功补偿设备、调压设备、无功电压 控制系统等。光伏电站应具有灵活的无功电压调整能力与检修、事故备用容量，满足电网分 (电压)层和分(供电)区平衡要求。4.1.2.1.2 应对容性和感性无功补偿容量、分组及选型，调压设备的容量及选型，无功电压 控制系统的选型及控制策略等进行合理规划与设计，以满足调压要求。4.1.2.1.3通过
9、35kV (20kV)及以上电压等级并网以及通过10kV (6kV)电压等级与公共 电网连接的光伏电站，规划设计应符合GB/T 50866中5.8、5.9关于电压等级和接入电网方 案、无功补偿、电能质量等的要求。4.1.2.1.4通过380V电压等级接入电网以及通过10kV (6kV)电压等级接入用户侧电网的 光伏发电系统，规划设计应符合GB/T 50865中5.8、5.9关于电压等级和接入电网方案、无 功补偿、电能质量等的要求。4.1.2.2 无功容量4.1.221光伏电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置, 并满足检修备用要求。4.1.2.2.2光伏电站安装的并
10、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的范围内动态可调，并应满足在图1所示矩形框内动态可调。0.31 Td1p g)-0- 31 图1逆变器无功容量及调节能力范围要求4.1.2.2.3光伏电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏电站实际接入情况，通过 光伏电站接入电力系统无功电压专题研究来确定。4.1.2.2.4通过10kV35kV电压等级并网的光伏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。4.1.2.2.5对于通过110 （66） kV及以上电压等级并网的光伏电站，无功容量配置应满足下 列要求：a）容性无
11、功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏 电站送出线路的一半感性无功之和；b）感性无功容量能够补偿光伏电站自身的容性充电无功功率及光伏电站送出线路的一 半充电无功功率之和。4.1.2.2.6对于通过220kV （或330kV）光伏发电汇集系统升压至550kV （或750kV）电压 等级接入电网的光伏电站群中的光伏发电站，无功容量配置宜满足下列要求：a）容性无功容量能够补偿光伏电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏电站 送出线路的全部感性无功之和；b）感性无功容量能够补偿光伏电站自身的容性充电无功功率及光伏电站实际接入情 况，通过光伏电站接入电力系统无功电压专题研
12、究来确定。4.1.2.3无功补偿装置4.1.2.3.1在电网正常运行情况下，光伏电站无功补偿装置应适应电网各种运行方式变化和 运行控制要求。4.1.2.3.2光伏电站无功动态调整的响应速度应与站内逆变器故障穿越能力相匹配，确保在 调节过程中逆变器不因电压异常而脱网。4.1.2.4 无功电压控制系统4.1.2.4.1 光伏电站应配置无功电压控制系统。4.1.2.4.2 无功电压控制系统应具有多种控制模式，包括恒电压模式、恒功率因数控制和恒 无功功率控制等，能够按照电力系统调度机构指令，自动调节光伏电站的无功功率，控制光 伏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满足电力系统电压调节
13、的要 求。4.1.3 谐波和间谐波4.1.3.1 一般要求监督和防治非线性设备的谐波污染，确保电网公共连接点的谐波电压和各种非线性用户 (或设备)注入电网的谐波符合GB/T 14549的要求。4.1.3.2 监督内容4.1.3.2.1 在对高压直流输电系统、柔性输电设备等非线性设施接入电网进行规划设计时应 进行谐波预测评估。当预测评估报告确认相关公共连接点的谐波电压或非线性设施注入电网 的诸波电流超过GB/T 14549中第4章的限值要求时，应釆取滤波措施，并装设监测装置。4.1.3.2.2 在设计并联电容器时应考虑接入点的背景谐波及系统谐振频率，避免出现谐波严 重放大、谐振以及并联电容器的谐
14、波过载。4.1.4 电压波动和闪变、三相不平衡4.1.4.1 一般要求监督和防治冲击性设备和不对称设备对电网的电能质量污染，确保公用电网的电压波动 和闪变符合GB/T 12326的要求，三相电压不平衡符合GB/T 15543的要求。4.1.4.2 监督内容4.1.4.2.1 在规划设计阶段对电压波动和闪变的技术监督应包括：a) 在接入方案时，应执行DL/T 1344中第5章有关干扰性用户接入点选择的规定，避 免因电压波动和闪变、三相不平衡对邻近敏感负荷、因负序电流对邻近逆变器造成 明显的不良影响。b) 应参照DL/T 1344中第8章规定对电网电压波动和闪变的影响进行预测评估。当预 测评估结果
15、超标时，应采取控制措施，并装设监测装置。4.1.5 电压暂降与短时中断4.1.5.1 一般要求按照 GB/T 30137的要求监测，评估电网连接点的电压暂降和短时中断指标，提出合理 有效的治理措施，减少发电、输电、配电、用电环节因电压暂降和短时中断所造成的人身伤 害、设备故障及经济损失。4.1.5.2 监督内容4.1.5.2.1 对电压暂降和短时中断较为敏感的设备或用户接入电力系统前，应根据 GB/T 30137中第7章所列统计方法及推荐指标对拟接入点电网的电压暂降和短时中断水平进行评 估，在此基础上合理选择接入点。4.1.5.2.2 在电压暂降干扰源用户建设项目的规划设计阶段，应开展电能质量预测评估工作， 评估对接入点电网电压暂降指标的影响程度，评估其对周边敏感设备用户的影响程度，合理 选择接入点。对接入点电网电压暂降指标影响显著的干扰源用户接入设计时，应考虑相应的 治理措施。4.1.5.2.3 电压暂降和短时中断的敏感用户与干扰源用户不宜在同一公共连接点接入电网。4.1.5.2.4 电压暂降和短时中断敏感用户的设备选型应综合考虑接入点电网的电压暂降和短 时中断指标。4.2 运行维护阶段4.2.1 有功功率及频率偏差
