西北区域光伏电站并网技术规范征求
西北区域光伏电站并网
技术规范
（征求意见稿）
国家电力监管委员会西北监管局
2011年9月
目录
1范围 (1)
2规范性引用文件 (1)
3术语和定义 (2)
4光伏电站接入一般原则 (4)
5验收组织与验收项目 (5)
6光伏电站并网验收一般要求 (5)
7光伏电站并网技术要求 (6)
7.1 电能质量 (6)
7.2 功率控制与电压调节 (9)
7.3 电网异常响应特性 (10)
7.4 安全保护 (11)
7.5 通用技术条件 (12)
7.6 电能计量 (14)
7.7 光伏发电功率预测预报 (14)
7.8 通信与信号 (14)
7.9 光伏电站并网测试 (15)
8附则 (15)
前言
当前光伏发电已经成为西北区域清洁能源开发利用的重要形式，预计2011年底，青海电网内并网光伏电站容量将达到96万千瓦。随着光伏电站在电网中所占电源容量的比例的不断提高，将对电网的电能质量、功率控制与电压调节、安全保护、调度管理等方面带来深刻的影响。为规范光伏电站的并网管理工作，完善光伏电站接入电网的技术条件与验收标准，实现光伏电站的安全接入，西北电监局、青海省电力公司联合开展了《西北区域光伏电站并网技术规范》的编制工作。
本规范在编制过程中，严格依据国家相关法律、法规、规程和技术标准，结合西北区域光伏电站的发展特点和国内外新能源接入电网的现状和存在的问题，并充分征求了发电企业和设计咨询机构等单位的意见、建议。
本规范主要对光伏电站接入电网的电能质量、功率和电压、电网异常时的响应特性、安全与保护、通用技术条件、电能计量、通信与信号及系统测试等技术条件，以及并网一般性要求、并网验收项目等内容做出了规定。
本规范仅对光伏电站涉网部分做出了规定。
本规范未尽事宜按照并网验收规程和相关规定执行。
本规范在执行过程中的有关问题，应及时向西北电监局反馈，以便结合国家颁发的有关标准和办法及时修订、完善本规范。
1范围
本规范规定了光伏电站并网应遵循的技术条件与管理要求。
本规范适用于西北区域内的所有新建、改扩建并网光伏电站。
2规范性引用文件
下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注明日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定；但鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。
国家电监市场42号《发电厂并网运行管理规定》
GB/T 19939 光伏系统并网技术要求
GB/T 20046 光伏（PV）系统电网接口特性
GB/T 12325 电能质量供电电压允许偏差
GB/T 12326 电能质量电压波动和闪变
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 15945 电能质量电力系统频率允许偏差
GB/T 24337 电能质量公用电网间谐波
GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求
GB 2894 安全标志及其使用导则
GB 16179 安全标志使用导则
GB/T 17883-1999 0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表
GB50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB50017 钢结构设计规范
DL 755—2001 电力系统安全稳定导则
DL/T1010.1～1010.5-2006 高压静止无功补偿装置
DL/T 1040—2007 电网运行准则
DL/T448-2000 电能计量装置技术管理规程
DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程
DL/T614-2007 多功能电能表
DL/T645-2007 多功能电能表通信协议
Q/GDW 376.1-2009 《电力用户用电信息采集系统通信协议：主站与采集终端通信协议》
Q/GDW 376.2-2009 《电力用户用电信息采集系统通信协议：集中器本地通信模块接口协议》
SD 325—1989 电力系统电压和无功技术导则
SJ/T 11127 光伏（PV）发电系统过电保护导则
Q/GDW 617—2011 光伏电站接入电网技术规定
Q/GDW 618—2011 光伏电站接入电网测试规程
Q/GDW347-2009 电能计量装置通用设计
中电联标准函〔2011〕74号《光伏发电场设计规范》（此为征求意见稿尚未发布，建议不引用）
3术语和定义
本规范采用下列术语和定义。
3.1
光伏电站 photovoltaic(PV) power station
指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，一般包含变压器、逆变器、相关的平衡系统部件（BOS ）和太阳电池方阵等。
3.2
并网光伏电站（grid-connected PV power station）
指接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。
3.3
公共连接点 point of common coupling（PCC）
电力系统中一个以上用户的连接处。
3.4
光伏电站并网点 point of interconnection（POI）of PV power station
对于有升压站的光伏电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏电站，指光伏电站的输出汇总点。
3.5
光伏电站送出线路 transmission line of PV power station
从光伏电站并网点至公共连接点的输电线路。
3.6
有功功率变化 active power change
一定时间间隔内，光伏电站有功功率最大值与最小值之差（一般指1min 及10min 有功功率变化）。
3.7
低电压穿越 low voltage ride through
当电力系统事故或扰动引起光伏电站并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏电站能够保证不脱网连续运行。
3.8
孤岛现象 islanding
电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛现象和计划性孤岛现象。
3.9
非计划性孤岛现象（unintentional islanding）
指非计划、不受控地发生孤岛现象。
3.10
计划性孤岛现象（intentional islanding）
指按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。
3.11
防孤岛 anti-islanding
禁止非计划性孤岛现象的发生。
3.12
峰瓦 watts peak
指太阳电池组件方阵，在标准测试条件下的额定最大输出功率。
注：标准测试条件为：25±2℃，用标准太阳电池测量的光源辐照度为1000W/m2并具有AM1.5标准的太阳光谱辐照度分布。
3.13
基波（分量）fundamental(component)
对周期性交流量进行傅立叶级数分解，得到的频率与工频相同的分量。
3.14
谐波（分量）harmonic(component)
对周期性交流量进行傅立叶级数分解，得到频率为基波频率大于1整数倍的分量。
3.15
谐波次数（h）harmonic(component)
谐波频率与基波频率的整数比。
3.16
谐波含量（电压或电流）harmonic content(for voltage or current)
周期性交流量中含有的第h次谐波分量的方均根值与基波分量的方均根值之比（用百分数表示）。3.17
总谐波畸变率 total harmonic distortion(THD)
周期性交流量中的谐波含量的方均根值与其基波分量的方均根值之比（用百分数表示）。
3.18
间谐波分量 inter harmonic component
对周期性交流量进行傅立叶级数分解，得到频率不等于基波频率整数倍的分量。
3.19
谐波含有率 inter harmonic ratio;IHR
周期性交流量中含有的第ih次间谐波分量的方均根值与基波分量的方均根值之比（用百分数表示）。
3.20
间谐波次数 inter harmonic order
间谐波频率与基波频率的比值。
3.21
A级性能电压监测仪
电压监测仪的电压测量误差不超过±0.2% 。
3.22
电压偏差 voltage deviation
事迹运行电压偏差在限值范围内累计运行时间与对应的总运行统计时间的百分比。
3.23
电压波动 voltage fluctuation
电压方均根值（有效值）一系列的变动或连续的改变
3.24
电压变动（d） relative voltage change
电压方均根值曲线上相邻两个极值电压之差，以系统标称电压的百分数表示。
3.25
电压变动频度（r） rate of occurrence of voltage changes
单位时间内电压变动的次数（电压由大到小或由小到大各算一次变动）。不同方向的若干次变动，如间隔时间小于30ms，则算一次变动。
3.26
电压闪变flicker
因电压不稳定引起灯光照度不稳定的视感指数。
3.27
短时间闪变值 short term severity
Pst 衡量短时间（若干分钟）内闪变强弱的一个统计量值，短时间闪变的基本记录周期为10min。
3.28
长时间闪变值 long term severity
Plt 由短时间闪变值Pst推算出，反映长时间（若干小时）内闪变强弱的一个统计量值，长时间闪变的基本记录周期为2h。
3.29
电压不平衡 voltage unbalance
三相电压在幅值上不同或相位差不是120°，或兼而有之。
3.30
不平衡度 unbalance factor
指三相电力系统中三相不平衡的程度，用电压、电流负序基波分量或零序基波分量与正序基波分量的方均根值百分比表示。
4光伏电站接入一般原则
4.1光伏电站分类
根据光伏电站接入电网的电压等级，可分为小型、中型或大型光伏电站。
1 小型光伏电站-通过380V电压等级接入电网的光伏电站。
2 中型光伏电站-通过10kV～35kV电压等级接入电网的光伏电站。
3 大型光伏电站-通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站。
4.2接入方式
光伏电站接入公用电网的连接方式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的三种方式。
4.3接入容量
4.3.1小型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的25％。
4.3.2T接于公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在所接入的公用电网线路最大输送容量的30％内。
5验收组织与验收项目
5.1光伏电站并网验收由拟接入电网企业管理，相关职责依照光伏电站并网工程启动验收委员会通知
和电监会对新建发电机组进入商业运营管理办法执行。技术要求按照本规范执行。
5.2 光伏电站并网验收项目内容依据《电网运行准则》（DL/T 1040-2007）、《发电厂并网运行管理规定》（国家电监市场〔2006〕42号）、《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW 617—2011）、《光伏电站接入电网测试规程》（Q/GDW 618—2011）等制定，分涉网资料验收、技术条件验收、商业运营条件验收三部分。具体内容见附录《光伏电站并网验收项目》。
6光伏电站并网验收一般要求
6.1 新建光伏电站应具有政府批复的项目核准、上网电价等文件，符合国家及行业相关核准手续要求，满足国家及行业规定的各项要求，工商营业执照、税务登记证等证照齐全。已取得西北电监局颁发的《发电业务许可证》或出具的“正在办理发电业务许可证”的证明文件。
6.2 光伏电站应按照相关要求和内容，及时、准确向调度部门报送光伏电站施工图纸、设备参数，保护、通信、自动化等技术资料；涉网电气设备具有正规出厂试验报告、质量认证报告，包括光伏逆变器质量认证报告、光伏逆变器并网性能测试报告（其中包含电能质量测试、功率特性测试、低电压穿越能力测试、频率异常响应特性测试、通用性能测试报告）。
6.3 光伏电站应按调度部门下达的光伏电站本体及并网设备命名编号，规范进行现场设备的标识和命名。
6.4 光伏电站电气主接线及场、站用电系统应按国家和电力行业标准设计、建设，满足电网的安全要求。35kV及以上变压器中性点接地方式已经调度机构确认，并严格按有关规定执行。并网光伏电站高压侧或升压站电气设备开断容量满足电网安全要求。
6.5 光伏电站应满足本规范要求，具备低电压穿越能力，装设电能质量在线监测装置，逆变器参数符合相关要求，并网点功率因数满足+0.98～-0.98连续可调的要求。光伏电站应装设光功率预测系统。
6.6 光伏电站应按电网企业接入系统批复的要求，配置必要无功补偿装置（SVC）。光伏电站动态无功补偿设备应符合国家和行业标准规定；正常运行时无功补偿装置应能按规定正常投退，并实现可控且能按调度要求自动投退和快速调整。
6.7 光伏电站电气一次设备应满足安装点短路电流水平要求，接地装置、接地引下线截面积应满足热稳定校验要求，主变压器中性点和高压并联电抗器中性点应装有符合要求的两根接地引线。
6.8 光伏电站内母线、断路器、高压并联电抗器、无功补偿装置、主变压器和35kV及以上的线路保护装置及安全自动装置的配置选型，必须满足电网相关要求并经调度部门审定；光伏电站涉网继电保护装置的定值应当经调度机构确认，才能投入运行。
6.9 光伏电站通信系统设备配置应满足调度自动化业务、调度通信业务和线路保护业务的要求；所用通信设备应符合国家相关标准、电力行业标准和其他有关规定，通信设备选型和配置应与电网通信网协调一致，满足所接入系统的组网要求；通信站应配置专用不停电电源系统，至少应有两路交流电源输入；通信高频开关电源整流模块应按N+1原则配置，能可靠地自动投入、自动切换；当交流电源中断时，通信专用蓄电池组独立供电的时间应不小于1小时。
6.10 光伏电站调度管辖设备应按调度自动化有关技术规程及设计规定接入遥测、遥信、遥控、遥调信息；正式并网前关口电能计量装置、电量采集装置应按照DL/448-2000规程要求配置、安装、检定、调试完毕，并能够向电网电能量采集系统正常传送数据。
6.11 光伏电站应由具备资质的单位完成工程安装、调试及试验，涉网设备符合接入系统审查意见的有关要求，涉网电气设备没有危及电网安全运行的隐患；110千伏及以上线路应完成线路参数测试，进行线路保护定值计算；继电保护及安全自动装置、电力调度通信设施、自动化设备应能正常发送和接收调
度生产所需信息，必须满足电网调度管理要求。
6.12 光伏电站并网前，应按照《电气装置安装工程电气设备交接试验》（GB60160-2006）标准的要求，委托有资质的单位完成涉网电气设备并网前交接性试验，提供试验报告或试验合格结论意见。其中，110千伏及以上电压等级的变压器绕组变形试验、变压器局部放电试验、线路参数测试三项特殊交接性试验应委托具有一级资质的试验单位完成。其它特殊性交接试验主要包括：变压器交流耐压试验、断路器交流耐压试验、支柱绝缘子探伤试验、电流互感器耐压试验、电压互感器耐压试验、GIS设备耐压试验、GIS设备局放检测试验、避雷器试验、交流法测试接地电阻等。
6.13 光伏电站防误闭锁装置应按要求与工程同时设计、同时建设、同时验收、同时投运、功能完善、配备齐全。
6.14 光伏电站运行值长及有权接受调度命令的值班人员，应全部经过调度管理规程的培训并经考核合格，取得调度部门颁发的证书。
6.15 光伏电站应编制完成运行规程、事故处理规程和系统图册等安全生产需要的规程和标准，相关人员应学习并熟悉。
6.16 并网前光伏电站涉网设备应通过电网企业组织的检查、验收，具有验收合格意见。
6.17 并网前光伏电站应与电网企业签订完成《并网调度协议》、《购售电合同》、《供用电合同》，并按照约定完成了相关工作。
6.18 并网前光伏电站应向交易中心提交并网运行申请，向调度部门提供并网调试方案和新设备投运申请，并经审核确认。
6.19 光伏电站应在并网运行后6个月内向调度部门提供光伏电站并网性能测试报告，以表明光伏电站满足接入电网的相关规定。对于不按照要求开展并网性能测试或测试结果不合格却不按时整改的光伏电站，所辖电网调度机构对其解网，并报西北电监局和政府主管部门备案。
7光伏电站并网技术要求
7.1 电能质量
7.1.1总体要求
7.1.1.1 光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家GB/T 14549 电能质量-公用电网谐波、GB/T 24337 电能质量-公用电网间谐波、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 15543 电能质量-三相电压不平衡标准的要求。
7.1.1.2 光伏电站并网点应装设满足IEC 61000-4-30-2003 标准要求的A类电能质量在线监测装置。光伏电站电能质量数据应能够远程传送到电网电能质量在线监测中心，保证电网企业对电能质量的监控。
7.1.2谐波和波形畸变
7.1.2.1光伏电站所接入的公共连接点的各次间谐波电压（相电压）含有率及单个光伏电站引起的各次间谐波电压含有率应满足GB/T 24337 的要求，如表7-1所示。
表7-1 公用电网谐波电压限值
各次谐波电压含有率（％）
电网标称电压（kV）电压总畸变（％）
奇次偶次
0.38 5.0 4.0 2.0
6
4 3.2 1.6
10
35
3 2.1 1.2
66
110 2 1.6 0.8
7.1.2.2光伏电站所接入的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549 的要求，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按照光伏电站装机容量与其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，如表7-2所示。
表7-2 注入公共连接点的谐波电流最大允许值
谐波次数及谐波电流允许值（A）标称电压(kV) 基准短路容量(MV A)
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
0.38 10 78 62 39 62 26 44 19 21 16 28 13 24
6 100 43 34 21 34 14 21 11 11 8.5 16 7.1 13
10 100 26 20 13 20 8.5 15 6.4 6.8 5.1 9.3 4.3 7.9
35 250 15 12 7.7 12 5.1 8.8 3.8 4.1 3.1 5.6 2.6 4.7
66 300 16 13 8.1 13 5.1 9.3 4.1 4.3 3.3 5.9 2.7 5
110 750 12 9.6 6 9.6 4 6.8 3 3.2 2.4 4.3 2 3.7
14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
0.38 10 11 12 9.7 18 8.6 16 7.8 8.9 7.1 14 6.5 12
6 100 6.1 6.8 5.3 10 4.
7 9 4.3 4.9 3.9 7.4 3.6 6.8
10 100 3.7 4.1 3.2 6 2.8 5.4 2.6 2.9 2.3 4.5 2.1 4.1
35 250 2.2 2.5 1.9 3.6 1.7 3.2 1.5 1.8 1.4 2.7 1.3 2.5
66 300 2.3 2.6 2 3.8 1.8 3.4 1.6 1.9 1.5 2.8 1.4 2.6
110 750 1.7 1.9 1.5 2.8 1.3 2.5 1.2 1.4 1.1 2.1 1 1.9 注：GB/T 14549中规定了110kV及以下电压等级电网的谐波电流要求，220kV及以上电压等级的谐波电流指标参照执行。
7.1.3 电压偏差
光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即：35kV及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%。20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的±7%。
注：如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。采用A级性能电压监测仪，选择时间长度为两个小时计算供电电压偏差，基本测量时间窗口为10个周波（200ms）。
7.1.4 电压波动和闪变
光伏电站接入电网后，公共连接点处的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定，其中光伏电站引起的闪变值按照光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配，如表7-3所示
表7-3 电压变动限值
电压变动限值%
r/（次/小时）
LV、MV HV
r≤1 4 3
1 10 100 注：1很少的变动频度r（每日少于1次），电压变动限值d还可以放宽； 2对于随机性不规则的电压波动，依95％概率大值衡量，表中标有“*”的值为其限值； 3本标准中系统标称电压UN等级按以下划分： 低压（LV）UN≤1 kV 中压（MV）1kV 高压（HV）35kV 光伏电站接入电网后，公共连接点短时间闪变Pst和长时间闪变Plt应满足表7-4所列的限值。 表7-4 各级电压下的闪变限值 系统电压等级LV MV HV Pst 1.0 0.9（1.0）0.8 Plt 0.8 0.7（0.8）0.6 注：1 本标准中Pst和Plt每次测量周期分别取为10min和2h； 2 MV括号中的值仅适用于公共连接的所有用户为同电压等级的场合。 7.1.5 电压不平衡度 光伏电站引起的电压不平衡度应满足GB/T 15543的要求，光伏电站接入电网后，由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。 7.1.6 直流分量 光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流电流额定值的0.5％。 7.1.7 电能质量在线监测 7.1.7.1光伏电站应在并网点装设满足IEC61000-4-30《电磁兼容第4－30部分试验和测量技术－电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。 7.1.7.2光伏电站电能质量在线监测终端监测数据,包含电压偏差、电流偏差、频率偏差、三相不平衡度、谐波电压、闪变值、谐波电流等指标。 7.1.7.3光伏电站电能质量数据应能够远程传送到电网电能质量监测中心，保证电网企业对电能质量的监控，光伏电站电能质量数据应具备一年及以上的储存能力，传输格式要求为满足IEC61850定义格式或PQDIF格式。 7.2 功率控制与电压调节 7.2.1 有功功率控制 7.2.1.1 大中型光伏电站并网运行后，应按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。 a）光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力。 b）光伏电站能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。 7.2.1.2 光伏电站有功功率变化包括 10min 有功功率变化和 1min 有功功率变化。光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求。光伏电站有功功率变化最大限值参照表 6-1，该要求也适用于光伏电站的正常启动和停机。 表6-1 光伏电站有功功率变化最大限值 电站类型10min有功功率变化最大限值（MW）1min有功功率变化最大限值（MW） 小型装机容量0.2 中型装机容量装机容量/5 大型装机容量/3 装机容量/10 注：太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制。 注：太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制。 7.2.1.3 在电力系统事故或紧急情况下，光伏电站应根据调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站；此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限值。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。 7.2.2无功控制和电压调节 7.2.2.1 光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏电站应充分利用逆变器和无功补偿装置的无功调节能力进行无功功率和电压调节。 7.2.2.2 光伏电站无功功率和电压调节要求 a）大中型光伏电站应配置无功电压控制系统，具备自动跟踪无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）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能满足电力系统电压调节的要求。 b）对于专线接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏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电站送出线路的一半充电无功功率。 c）对于 T 接于公用电网和接入用户内部电网的大中型光伏电站应根据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。 d）对于通过汇集系统升压至500kV（或 750kV）电压等级接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、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，其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的全部充电无功功率。 7.2.2.3 小型光伏电站可不具备无功功率和电压调节能力，其输出有功功率大于其额定功率的 50％时，功率因数应不小于 0.98（超前或滞后），输出有功功率在 20％～50％之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。 7.2.2.4 大中型光伏电站按照主变容量或装机容量的15%～25%装设动态无功补偿装置,其中海西地区大中型光伏电站原则上按照光伏电站装机容量的25%装设动态无功补偿装置，其它光伏电站具体按照接入系统方案评审意见执行。 7.3 电网异常响应特性 7.3.1电压异常时的响应特性 7.3.1.1 对于小型光伏电站，应按照表7.3-1要求的时间停止向电网线路送电*。此要求适用于三相系统中的任何一相。 注：由于其整体化的属性，在维修或维护时才要求逆变器与电网完全断开，逆变器维护时可以通过一个电网交流断路开关来实现与电网完全断开。在其他所有的时间里，无论逆变器是否在向电网输送光伏能源，控制电路保持与电网的连接，以监测电网状态。“停止向电网线路送电”的说法在本规定中普遍使用。 表7.3-1光伏电站在电网电压异常时的响应要求 并网点电压最大分闸时间* U＜50％U N* 0.1s 50％?U N≤U＜85％?U N 2.0s 85％?U N≤U≤110％?U N连续运行 110％?U N＜U＜135％?U N 2.0s 135％?U N≤U 0.05s 注：1 U N为光伏电站并网点的电网标称电压。 2 最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。 7.3.1.2大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的低电压穿越要求由电力调度部门确定。 a）电力系统发生不同类型故障时，若光伏电站并网点考核电压*全部在图7.3-2中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站应保证不间断并网运行；否则光伏电站停止向电网线路送电。光伏电站并网点电压跌至20％标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运行1s；光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到标称电压的90％时，光伏电站能够保证不间断并网运行。 注：对于三相短路故障和两相短路故障，考核电压为光伏电站并网点线电压；对于单相接地短路故障，考核电压为光伏电站并网点相电压。 b) 对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，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10％额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前的值。 C) 低电压穿越过程中光伏电站宜提供动态无功支撑。 00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.1-1 01 234 时间(s) 电网故障引起电压跌落 光伏电站必须保持并网运行 光伏电站可以从电网切出 并网点电压(p u ) 1.0 图7.3-2 大中型光伏电站的低电压穿越能力要求 7.3.1.3 对于大中型光伏电站，当光伏电站并网点电压大于标称电压的110％时，光伏电站的运行状态由光伏电站的性能确定。 7.3.2 频率异常时的响应特性 7.3.2.1 对于小型光伏电站，当光伏电站并网点频率超过49.5Hz ～50.2 Hz 范围时，应在0.2s 内停止向电网线路送电。 7.3.2.2 大中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表7.3-2所示电网频率偏离下运行。 表7-2 大中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求 频 率 范 围 运 行 要 求 低于48Hz 根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定 48Hz ～49.5Hz 每次低于49.5Hz 时要求至少能运行10min 。 49.5Hz ～50.2Hz 连续运行。 50.2Hz ～50.5Hz 每次频率高于50.2Hz 时，光伏电站应具备能够连续运行2min 的能力，同时具备0.2s 内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。 高于50.5Hz 在0.2s 内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。 7.4 安全保护 光伏电站应配置相应的安全保护装置。光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，与电网的保护相匹配。光伏电站应在光伏电站并网点内侧设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器。 7.4.1 过流保护 光伏电站应具备一定的过电流能力，在120％倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min 。 7.4.2 防孤岛 7.4.2.1 对于小型光伏电站，应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力。 7.4.2.2 对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定。 7.4.3 逆功率保护 当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，光伏电站应在0.5s～2s内停止向电网线路送电。 7.4.4恢复并网 电网发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在电网电压和频率恢复正常后，小型光伏电站应经过一个可调的延时时间后才能重新并网，延时时间一般为20s到5min，具体延时时间按照光伏电站容量大小和接入方式、并结合分批并网原则由电力调度部门确定；大中型光伏电站应按电力调度部门指令执行，不可自行并网。 7.4.5继电保护及安全自动装置 7.4.5.1 光伏电站相关继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜配置光纤电流差动保护。 7.4.5.2 接入220kV及以上电压等级的大型光伏电站应装设同步相量测量单元（PMU），为光伏电站的安全监控与电力调度部门提供统一时标下的光伏电站暂态过程中的电压、相角、功率等关键参数的变化曲线。 7.4.5.3 大型光伏电站应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。 7.5 通用技术条件 7.5.1 防雷和接地 光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的支架和基础。 a) 光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。 b) 直流电路可以在光伏方阵输出电路的任意一点上接地。但是，接地点应尽可能置于靠近光伏组件和任何其它元件如开关、熔断器、保护二极管之前，这样能更好地保护系统免遭雷电引起的电压冲击。当从光伏方阵中拆去任何一个组件时，系统接地和设备接地都不应被切断。 c)直流电路的地线和设备的地线应共用同一接地电极。如果直流系统有中性地线，应将这地线焊到输电设施干线的地线上。直流系统和交流系统所有的地线应是共同的。 d)防雷接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地共用一组接地装置时，接地装置的接地电阻值按接入设备中要求的最小值确定。 e)各种接地装置应利用直接埋入地中或水中的自然接地极，并设置将自然接地极和人工接地极分开的测量井。发电厂、变电所除利用自然接地极外，还应敷设人工接地极。 f)当利用自然接地极和引外接地装置时，应采用不少于两根导体在不同地点与接地网相连接。 g) 在腐蚀严重地区，敷设在电缆沟中的接地线和敷设在屋内或地面上的接地线，宜采用热镀锌，对埋入地下的接地极宜采取适合当地条件的防腐蚀措施。接地线与接地极或接地极之间的焊接点，应涂防腐材料。 h)在接地线引进建筑物的入口处，应设标志。明敷的接地线表面应涂15～100mm 宽度相等的绿色和黄色相间的条纹。 7.5.2 防雷要求 防雷保护（包括直击雷防护和雷电侵入波防护）应满足被保护设备、设施和架构、建筑物安全运行的要求。 a)采用避雷针或避雷线实现直击雷保护并采取措施防止反击。 b)采取措施防止或减少光伏电站近区线路的雷击闪络并在站内适当配置避雷器以减少雷电侵入波 过电压的危害。 7.5.3 接地要求 光伏方阵场地内应设置接地网，接地网除采用人工接地极外，还应充分利用光伏组件的支架和基础。 a) 光伏方阵接地应连续、可靠，接地电阻应小于4Ω。 b) 直流电路可以在光伏方阵输出电路的任意一点上接地。但是，接地点应尽可能置于靠近光伏组件和任何其它元件如开关、熔断器、保护二极管之前，这样能更好地保护系统免遭雷电引起的电压冲击。当从光伏方阵中拆去任何一个组件时，系统接地和设备接地都不应被切断。 c)直流电路的地线和设备的地线应共用同一接地电极。如果直流系统有中性地线，应将这地线焊到输电设施干线的地线上。直流系统和交流系统所有的地线应是共同的。 d)防雷接地与交流工作接地、直流工作接地、安全保护接地共用一组接地装置时，接地装置的接地电阻值按接入设备中要求的最小值确定。 7.5.4电磁兼容 光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。 7.5.5 耐压要求 光伏电站的设备应满足GB 311.1-1997《高压输变电设备的绝缘配合》、GB50150-2006 《电气装置安装工程电气设备交接试验》标准的工频耐压要求,如下表9-1所示，电力变压器中性点绝缘水平要求如表9-2所示。 表9-1 光伏电站各类设备的短时（1 min）工频耐受电压（有效值）kV 系统标称电压（有效值） 设备 最高 电压 （有 效值） 变 压 器 并 联 电 抗 器 电 容 器 母线支 柱绝缘 子 (干试) 互感器断路器支柱绝缘子、 隔离开关 穿墙套管 真 空 SF6 纯瓷固体 有机 绝缘 纯瓷和 纯瓷充 油绝缘 固体有机 绝缘、油浸 电容干式、 SF6式 1 2 3 4 4 8 4 5 4 / / / / 3 3.5 14 14 19 25 20 25 20 25 22 25 20 6 6.9 20 20 23 32 24 30 24 32 26 30 24 10 11.5 28 28 32 42 34 42 34 42 38 42 33 15 17.5 36 36 41 57 44 55 44 57 50 55 44 20 23.0 44 44 49 68 52 65 52 68 59 65 52 35 40.5 68 68 71 100 76 95 76 100 90 95 76 66 72.5 112 112 120 185 128 160 128 165 148 185 148 110 126.0 160 160 150 265 160 200 160 255 240 230 184 330 363.0 408 408 383 / 408 510 408 / / 630 504 表9-2 电力变压器中性点绝缘水平 kV 系统标称电压（有效值）设备最高电压 （有效值） 中性点接地方式雷电冲击全波 和截波耐受电压 (峰值) 短时工频耐受电压(有 效值)(内、外绝缘，干 试与湿试) 110 126 不固定接地250 95 330 363 固定接地185 85 不固定接地550 230 7.5.6 抗干扰要求 当光伏电站并网点的电压波动和闪变值满足 GB/T 12326-2008《电能质量-电压波动和闪变》、谐 波值满足 GB/T 14549《电能质量-公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足 GB/T 15543《电能质量-三相电压不平衡》、间谐波含有率满足 GB/T 24337 《电能质量-公用电网间谐波》的要求时，光伏电站应能正常运行。 7.5.7 安全标识 光伏电站安全标识的形状、颜色、尺寸和高度参照《安全标志》GB 2894-2008和《安全标志使用导则》GB 16197执行。要求如下： a)安全标识应设置在光线充足、醒目、稍高于视线的地方。 b)对于隐蔽工程(如地下电缆)在地面上要有标识桩或依靠永久性建筑挂标识牌，注明工程位置。 c)对于容易被人忽视的电气部位，如封闭的架线槽、设备上的电气盒，要用红漆画上电气箭头。 d)常设警示牌（如户外架构上的“禁止攀登，高压危险”，户内外间隔门上的“止步，高压危险”等）应齐全，字迹清晰。 e) 高压开关设备应有双重编号的编号牌，色标正确；主控室的控制开关、按钮、二次回路压板名称应齐全、清晰、正确;户内柜前后都应装有编号牌，并应字迹清晰，颜色正确，安装牢固。 7.6 电能计量 7.6.1 光伏电站接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T 448的要求。 7.6.2 电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T 17883和DL/T 614的要求。电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。电能表通信协议符合DL/T 645，采集信息应接入电力系统电能信息采集系统。 7.6.3大中型光伏电站的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。 7.6.4电能表有功配置0.2S级、电能表无功配置2级、电流互感器准确度0.2S级专用绕组、电压互感器准确度0.2级专用绕组。 7.7 光伏发电功率预测预报 7.7.1 光伏电站应当安装电站端功率预测系统，收集气象资料，研究并积累天气对光伏电站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。 7.7.2 短期预测的时间尺度为未来0-24小时，时间分辨率为15分钟，超短期预测时间尺度为未来15分钟-4小时，每15分钟滚动预测，并向调度部门上传功率预测结果。 7.7.3 省调自动化系统根据光伏发电功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线自动调整。 7.8 通信与信号 7.8.1基本要求 大中型光伏电站与电力调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力调度部门作出规定，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。 7.8.2正常运行信号 在正常运行情况下，光伏电站向电力调度部门或其他运行管理部门提供的信号至少应包括： a）光伏电站并网状态、辐照度、环境温度； b）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数； c）光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流； d）主变压器分接头档位、主断路器开关状态等。 7.9 光伏电站并网测试 7.9.1测试要求 7.9.1.1光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，应由具备相应资质的单位或部门进行测试，并在测试前将测试方案报所接入电网企业备案。 7.9.1.2光伏电站应在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，以表明光伏电站满足接入电网的相关规定。 7.9.1.3当光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，应重新提交测试报告。 7.9.2测试内容 测试应按照相关标准或规定进行，包括但不仅限于以下内容： a）电能质量测试； b）有功输出特性（有功输出与辐照度的关系特性）测试； c）有功和无功控制特性测试； d）电压与频率异常时的响应特性测试； e）安全与保护功能测试； f）通用技术条件测试。 8附则 8.1 本规范解释权归西北电监局。 8.2 本规范自公布之日起执行。 附录：光伏电站并网验收项目 1．涉网资料验收 序号验收项目验收依据验收方法1.1 涉网安全管理 1.1.1 调度管辖范围明确，相关设备命名标志符合要求。电网企业调度管辖范围及设备命名管理 文件 查阅资料、现场实际核实 1.1.2 运行值长及有权接受调度命令的值班人员，应全部经过调度管理规 程的培训，并经考核合格。 电网企业调度运行持证上岗管理办法查阅合格证书 1.1.3 具备相应的满足生产需要的运行规程和管理标准。查阅电站规章制度及规程 1.1.4 统一并(联)网界面继电保护设备调度术语，交换并(联)网双方保护设 备的命名与编号，书面明确相关保护设备的使用和投退原则；并(联) 网双方交换整定计算所需的资料、系统参数和整定限额。 《继电保护及安全自动装置运行管理规 程》、《并网调度协议范本》 现场查看设备及相关书 面材料。 1.1.5 明确并(联)网界面继电保护设备的整定计算、运行维护、检验和技术管理工作范围和职责的划分，并确定工作联系人和联系方式，相互交换各自制定的接口设备的继电保护运行管理规程。 1.1.6 有关变压器的中性点接地方式明确，并按规定执行。 1.1.7 电厂并网前应根据电网技术监督管理规定，建立相关专业技术监督机制。 1.2 涉网工程资料验收 1.2.1 光伏电站设计资料应齐全、正确规范国家电监市场〔2006〕42号《发电厂并网 运行管理规定》 DL/T 1040-2007《电网运行准则》 Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术 规定》现场查阅 1.2.2 制造厂提供的产品说明书、试验记录、合格证件及安装图纸等技术 文件 现场查阅 现场查阅 1.2.3 交接及出厂试验报告和有关图纸资料应规范、完整；有无变压器等 设备突发性短路试验报告及抗短路能力计算报告 查阅有关资料 1.2.4 现场运行规程和检修规程应正确合理。查阅运行规程和检修规程、现场考问 1.3 涉网设备及资料验收 16 序号验收项目验收依据验收方法 1.3.1 光伏电站电气主接线图DL/T 1040-2007《电网运行准则》、国家 电监市场〔2006〕42号《发电厂并网运行 管理规定》，应符合《钢结构设计规范》 GB50017的规定。 《光伏发电场设计规范》 《光伏电站接入电网技术规定》现场查阅 1.3.2 光伏组件：峰值功率、温度系数、组件尺寸和重量、功率辐照度特 性；逆变器：铭牌容量、功率因数、最大有功及无功功率、最小有 功及无功功率和负荷增减速率。 现场查阅 1.3.3 太阳辐射现场观测设备出厂合格证，技术使用说明书。现场查阅 1.3.4 汇流箱设计型式、绝缘水平、电压、温升、防护等级、输入输出回 路数、输入输出额定电流等参数资料。 现场查阅 1.3.5 采用聚光系统的光伏电站提供用于光伏发电站的聚光光伏系统参 数，设计资料和图纸。 现场查阅 1.3.6 光伏发电站的光伏方阵的布置设计图，全站平面布置图。《光伏发电场设计规范（试行）》现场查阅 1.3.7 逆变器产品说明书、质量认证报告、出厂合格证及出厂并网性能测 试报告，并具备低电压穿越测试试验合格证明。 现场查阅资料 1.3.8 1.管线和管沟布置，地下管线和管沟敷设设计资料。 2.电缆与其他管道同沟敷设设计资料。 3.管沟、地下管线与建筑物、道路及其他管线的水平距离以及管线 交叉时的垂直距离设计资料。 DL/T 1040-2007《电网运行准则》、《光伏 电站设计规范》 现场查阅 1.3.9光伏电站安全防护设施设计资料，室外的安全防护设施设计资料， 入侵报警系统工程设计资料。 《光伏电站设计规范》、《光伏电站接入电 网技术规定》 现场查阅资料 1.3.10 变压器参数：类型（有载和无载）及型号、额定电压、额定容量（包 括第三绕组）、过负荷能力、过激磁曲线、抽头调节范围、绕组接法、 中性点接地形式以及接地电抗值。110kV及以上主变压器中性点过 电压保护应完善。 DL/T 1040-2007《电网运行准则》、国家电 监市场〔2006〕42号《发电厂并网运行管 理规定》 现场查阅 1.3.11 断路器、隔离开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、阻波器和 调相机等铭牌参数。 现场查阅 1.3.12 无功补偿装置（电容器SVC、SVG、STA TCOM)说明书，出厂合格 证，无功补偿装置设计资料。无功补偿装置出厂检测报告。 《光伏电站设计规范（试行》、《光伏电站 接入电网技术规定 现场查阅 17 序号验收项目验收依据验收方法 1.3.13 电能质量在线监测装置技术说明书，使用说明书，电能质量在线监 测装置出厂认证，监测报告。 《光伏电站设计规范（试行》、《光伏电站 接入电网技术规定》 现场查阅资料 1.4 涉网继电保护资料验收 1.4.1 工程所涉及的保护及故障录波器装置配置图及站内TA、TV的配 置图；继电保护配置应满足要求，与有关的规定应相符；现场继电 保护配置与图纸应相符。 DL/T 1040-2007《电网运行准则》、国家电 监市场〔2006〕42号《发电厂并网运行管 理规定》 查阅设计图纸和现场查阅 装置配置 1.4.2 各保护设备技术资料：技术说明书、整定说明及整定方法、调试大 纲和装置型式试验报告；现场装置打印定值清单（含版本号、校验 码） 现场查阅资料 1.4.3 完整的继电保护设计图纸现场查阅 1.4.4 互联电网间相互提供的等值阻抗（原则上要求提供联网点处相邻一 级设备的实测参数，其余部分采用等值参数） 现场查阅 1.4.5 联网点处保护定值以及整定配合要求(双方将根据整定计算范围的 划分，提供给对方用作备案) 现场查阅 1.4.6 电气设备及线路实测参数完整正确现场查阅 1.4.7 合格的定值单及整定值；变压器、母线等元件保护定值单；上网线 路继电保护定值单；实际整定值必须与整定通知单内容相符。 现场查阅 1.5 电缆资料验收 1.5.1 电缆出厂合格证书，现场试验报告。《电力工程电缆设计规范》GB50217的规 定现场查阅 1.5.2 电缆选择应符合《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定，电线、 电缆截面选择应满足设计要求。 现场查阅设计资料 1.5.3 光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电线、电缆应有固定措施和防 晒措施。 现场查阅 1.6 光伏发电功率预测装置资料《光伏电站设计规范（试行》1.6.1 光伏发电功率预测装置技术说明书 1.6.2 光伏发电功率预测装置设计资料 1.6.3 光伏发电功率预测装置设备资料清单 1.6.4 光伏发电功率预测装置出厂验收报告 18 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。 太阳能光伏发电系统验收考核办法 第一章总则 为确保太阳能光伏发电系统在现场安装调试完成后，综合检验太阳能光伏发电系统的安全性、功率特性、电能质量、可利用率和噪声水平，并形成稳定生产能力，制定本验收标准。 第二章验收标准 第一条编制依据 （一）太阳能光伏发电系统验收规范CGC/GF003.1-2009 （二）建筑工程施工质量验收统一标准GB50300 （三）建筑结果荷载规范GB50009-2001 （四）电气设备交接试验标准GB50150 （五）电气装置安装工程接地装置施工及验收规范GB50169 （六）电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范GB50171 （七）电气装置安装工程低压电器施工及验收规范GB50254 （八）电器安装工程高压电器施工及验收规范GBJ147 （九）建筑电气工程施工质量验收规范GB50303 （十）光伏组件（PV）安全鉴定第一部分：结构要求GB/T20047.1-2006 （十一）光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则GB/T20513-2006 （十二）（所有部分）交流1000V和直流1500V以下低压配电系统电气安全-防护措施的试验测量或监控设备GB/T18216 （十三）光伏系统并网技术要求GB/T19939 （十四）光伏（PV）系统电网接口特性GB/20046 （十五）地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型IEC:61215 2005 （十六）并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求ICE:62446:2009 （十七）保护装置剩余电流动作的一般要求ICE/TR60755:2008 （十八）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CNCA/CTS0004-2009 （十九）太阳能光伏发电运行规程 （二十）电力建设施工及验收技术规程DL/T5007 （二十一）太阳能光伏发电系统技术说明书、使用手册和安装手册 （二十二）太阳能光伏发电系统订货合同中的有关技术性能指标要求 （二十三）太阳能光伏发电系统基础设计图纸与有关标准 第二条验收组织机构 太阳能光伏发电工程调试完成后，建设单位组建验收领导小 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 100kW光伏并网发电系统典型案例解 100kW光伏并网发电系统典型案例解析 1、项目地点分析 本项目采用光伏并网发电系统设计方案，应用类别为村级光伏电站项目。项目安装地为江西，江西位于位于中国的东南部,长江中下游南岸。地处北纬24°29′-30°04′，东经113°34′-118°28′之间。项目所在地坐标为北纬25°8′，东经114°9′。根据查询到的经纬度在NASA上查询当地的峰值日照时间如下： (以下数据来源于美国太空总署 根据项目所在地理位置坐标，项目所在地坐标为项目所在地坐标为北纬25°8′，东经114°9′，光伏组件安装最佳倾角为20°如下图所示： 2.3组件阵列间距及项目安装面积 采用260Wp的组件，组件尺寸为1650*990*35mm，共用400块太阳能电池板， 总功率104kWp。根据下表公式可以计算出组件的前后排阵列间距为2.4m，单 块组件及其间距所占用面积为2.39㎡。 104kWp光伏组件组成的光伏并网发电系统占地面积为2.39*400=956㎡,考虑到安装间隙、周围围墙等可能的占地面积，大约需要1000㎡。 3、光伏支架 本项目为水平地面安装，采用自重式支架安装方式。自重式解决方案适用于平屋顶及地面系统。利用水泥块压住支架底部的铝制托盘，起到固定系统的作用。 分布式光伏项目验收规范标准 1、范围 为更好地指导和规范屋顶分布式光伏发电的项目验收，特制定本规范。本规范适用于安装于建（构）筑物屋顶的分布式光伏发电项目，在工程竣工验收和电网公司并网接入验收均完成后，对项目进行整体的验收。本规范适用于提供家庭生活起居用的居住建筑屋顶之上建设的户用分布式光伏应用项目，以及除户用光伏应用以外，包括工业建筑、办公建筑、商业建筑、旅游建筑、科教文卫建筑、交通运输类建筑等屋顶之上建设的非户用分布式光伏应用项目。 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 GB50794《光伏发电站施工规范》 GB50797《光伏电站设计规范》 GB50026《工程测量规范》 GB50303《建筑电气工程施工质量验收规范》 GB50202《建筑地基基础工程施工及质量验收规范》 GB50203《砌体工程施工及质量验收规范》 GB50205《钢结构工程施工及质量验收规范》 GB50207《屋面工程质量验收规范》 GB50217《电力工程电缆设计规范》 GB50601《建筑物防雷工程施工与质量验收规范》 GB50057《建筑物防雷与设计规范》 GB/T9535《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T18911《地面用薄膜光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》 GB/T50796《光伏发电工程验收规范》 GB/T50319《建设工程监理规范》 DB33/T2004《既有建筑屋顶分布式光伏利用评估导则》 DL/T5434《电力建设工程监理规范》 CECS31:2006《钢制电缆桥架工程设计规范》 3、术语和定义 下列术语和定义适用于本规范。 3.1屋顶分布式光伏发电项目 接入电网电压等级35千伏及以下，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦，在建（构）筑物的屋顶上建设，且在本台区内配电系统平衡调节为特征的光伏发电项目。 3.2光伏连接器 用在光伏发电系统直流侧，提供连接和分离功能的连接装置。 4、验收组织及流程 4.1项目验收由业主方组织安排，项目总承包单位配合，验收小组负责执行。 4.1.1项目单位的组成应符合下列要求： 1)对于非户用项目，项目投资方、设计方、施工方、监理方、运维方和屋顶业主单位应派代表共同参加。 2)对于户用项目，项目投资方、实施方、运维方和屋顶业主应派代表共同参加。 4.1.2验收小组的组成应符合下列要求： 光伏并网发电系统设 计 光伏并网发电系统设计 摘要：最大功率点跟踪是光伏并网发电系统中经常遇见的问题。系统设计采用电流型控制芯片UC3845实现最大功率点跟踪（MPPT），由单片机STC12C5408AD产生SPWM信号，实现频率相位跟踪功能、输入欠压保护功能、输出过流保护功能。结果表明，该设计不但电路设计简单，软硬件结合，控制方法灵活，而且能够有效的完成最大功率跟踪的目的。 关键词：STC12C5408AD DC-AC转换电路 MPPT 太阳能作为绿色能源,具有无污染、无噪音、取之不尽、用之不竭等优点,越来越受到人们的关注。光伏电池的输出是一个随光照、温度等因素变化的复杂量，且输出电压和输出电流存在非线性关系。光伏系统的主要缺点是初期投资大、太阳能电池的光电转换效率低。为充分利用太阳能必须控制电池阵列始终工作在最大功率点上，最大功率点跟踪(MPPT, Maximum Power Point Tracker)是太阳能并网发电中的一项重要的关键技术。 1 设计任务 为研究方便设计一光伏并网发电模拟装置，其结构框图如图1所示。用直流稳压电源U S和电阻R S模拟光伏电池，U S=60V，R S=30Ω~36Ω；u REF为模拟电网电压的正弦参考信号，其峰峰值为2V，频率f REF为45Hz~55Hz；T为工频隔离变压器，变比为n2:n1=2:1、n3:n1=1:10，将u F作为输出电流的反馈信号；负载电阻R L=30Ω~36Ω。要求系统具有最大功率点跟踪（MPPT）功能，频率、相位跟踪功能，输入欠压保护和输出过流保护功能。另外要求系统效率高、失真度低。 R L U 图1 并网发电模拟装置框图 2 系统总体方案 光伏并网系统主要由前级的DC-DC 变换器和后级的DC-AC 逆变器组成。在系统中,DC-DC 变换器采用BOOST 结构,主要完成系统的MPPT 控制;DC-AC 部分采用全桥逆变器,维持中间电压稳定并且将电能转换成110 V/50 Hz 交流电。设计采用单片机SPWM 调制，驱动功率场效应管，经滤波产生正弦波，驱动隔离变压器，向负载输出功率。系统设计保证并网逆变器输出的正弦电流与电网电压同频同相。系统总体硬件框图如图2所示： 图2 系统总体硬件框图 3 MPPT 原理及电路设计 3.1 MPPT 原理 5kWp光伏太阳能并网发电系统 设 计 方 案 设计人：申小波（Mellon） 单位：个人 电话： 日期： 2013年10月27日 目录 一、光伏太阳能并网发电系统简介 (2) 二、项目地点及气候辐照状况 (2) 三、相关规范和标准 (5) 四、系统结构与组成 (5) 五、设计过程 (6) 1、方案简介 (6) 2、设计依据 (6) 3、组件设计选型 (7) 4、直流防雷汇流箱设计选型 (9) 5、交直流断路器 (11) 6、并网逆变器设计选型 (13) 7、电缆设计选型 (14) 8、方阵支架 (15) 9、配电室设计 (15) 10、接地及防雷 (15) 11、数据采集检测系统 (16) 六、仿真软件模拟设计 (17) 七、接入电网方案 (22) 八、设备配置清单及详细参数 (22) 九、系统建设及施工 (22) 十、系统安装及调试 (23) 十一、运行及维护注意事项 (26) 十二、设计图纸 (28) 十三、工程预算投资分析报告 (32) 5kWp光伏太阳能并网发电系统配置方案 一、光伏太阳能并网发电系统简介 并网系统（Utility Grid Connected）最大的特点：太阳电池组件产生的直流电经过并网逆变器转换成符合市电电网要求的交流电之后直接接入公共电网，并网系统中光伏方阵所产生电力除了供给交流负载外，多余的电力反馈给电网。在阴雨天或夜晚，太阳电池组件没有产生电能或者产生的电能不能满足负载需求时就由电网供电。 因为直接将电能输入电网，免除配置蓄电池，省掉了蓄电池储能和释放的过程，可以充分利用光伏方阵所发的电力，从而减小了能量的损耗，并降低了系统的成本。但是系统中需要专用的并网逆变器，以保证输出的电力满足电网电力对电压、频率等电性能指标的要求。因为逆变器效率的问题，还是会有部分的能量损失。这种系统通常能够并行使用市电和太阳能太阳电池组件阵列作为本地交流负载的电源，降低了整个系统的负载缺电率，而且并网系统可以对公用电网起到调峰作用。但并网光伏供电系统作为一种分散式发电系统，对传统的集中供电系统的电网会产生一些不良的影响，如谐波污染，孤岛效应等。 二、项目地点及气候辐照状况 图片来自Google地球 1、项目地点为：江苏省泰州市XX区XX镇； 2、纬度：32°22’，经度：120°12’； 3、平均海拔高度：7m； 家用分布式光伏系统设计 摘要：太阳能是最普遍的自然资源，也是取之不尽的可再生能源。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。 目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在建筑物屋顶的光伏发电项目，方便接入就近接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。从发电入网角度出发，根据家庭用电情况可以给出系统施工要求、设计方法以及光伏组件、逆变器的选择等。 关键词：太阳能分布式光伏发电系统 1.前言 太阳能是一种重要的，可再生的清洁能源，是取之不尽用之不竭、无污染、人类能够自由利用的能源。太阳每秒钟到达地面的能量高达50万千瓦，假如把地球表面0.1%的太阳能转换为电能，转变率5%，每年发电量可达5.6×1012kW·h，相当于目前世界上能耗的40倍。从长远来看，太阳能的利用前景最好，潜力最大。近30年来，太阳能利用技术在研究开发、商业化生产和市场开拓方面都获得了长足发展，成为快速、稳定发展的新兴产业之一。 本文简单地阐述了家用分布式光伏发电系统设计方法和施工要求，仅供参考。 2.太阳能光伏发电应用现状 太阳能转换为电能的技术称为太阳能光伏发电技术（简称PV技术）。太阳能光伏发电不仅可以部分代替化石燃料发电，而且可以减少CO2和有害气体的排放，防止地球环境恶化，因此发展太阳能光伏产业已经成为全球各国解决能源与经济发展、环境保护之间矛盾的最佳途径之一。目前发达国家如美国、德国、日本的光伏发电应用领域从航天、国防、转向了民用，如德国的“百万屋顶计划”使许多家庭不仅利用太阳能光伏发电解决了自家供电，而且这些家庭还办成了一所所私人的“小型电站”，能够源源不断地为公用电网提供电能。 近几年，我国光伏行业发展也非常迅速。国家对光伏发电较为重视，国家和地方政府相继出台了一些列的补贴政策以促进光伏产业的发展，国家发改委实施“送电到乡”、“光明工 目录 1．编制目的及原则 (1) 2．主要编制依据 (1) 2．1通用依据 (1) 2．2其它依据 (2) 3．适用范围 (2) 4．验收组织及工作流程 (3) 4．1验收组织 (3) 4．2工作流程 (3) 5．验收内容 (4) 5．1一般性要求 (4) 5．2通信与信号 (7) 5．3并网电站的电能质量 (9) 5．4并网电厂的运行特性 (12) 5．5并网电厂在电网异常时的响应特性 (14) 5．6其它规定 (16) ６．系统测试规定 (17) ６．1电能质量 (17) ６．2有功输出特性 (18) ６．3有功和无功控制特性 (18) ６．4调度运行部门要求的其它并网调试项目 (18) 附图：验收工作流程图 (19) 1．编制目的及原则 按照国家发改委和国家电监会有关文件精神要求，为保证电网的安全稳定运行、电厂的可靠送出和用户的可靠供电；充分体现国家电网公司“四个服务”的宗旨，努力“服务于电厂、服务于用户”，实现电源与电网的协调发展。 2．主要编制依据 2．1通用依据 GB/T 2297-1989太阳光伏能源系统术语 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 14549-1993电能质量公用电网谐波 GB/T 15543-2008电能质量三相电压不平衡 GB/T 18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则 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 GB 2894安全标志（neq ISO 3864: 1984) GB 16179安全标志使用导则 DL/T448-2000 电能计量装臵技术管理规程 GB/T 17883-1999 0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表 DL/T614-2007多功能电能表 DL/T645-2007多功能电能表通信协议 光伏并网发电系统设计 摘要：最大功率点跟踪是光伏并网发电系统中经常遇见的问题。系统设计采用电流型控制芯片UC3845实现最大功率点跟踪（MPPT），由单片机STC12C5408AD产生SPWM信号，实现频率相位跟踪功能、输入欠压保护功能、输出过流保护功能。结果表明，该设计不但电路设计简单，软硬件结合，控制方法灵活，而且能够有效的完成最大功率跟踪的目的。 关键词：STC12C5408AD DC-AC转换电路 MPPT 太阳能作为绿色能源,具有无污染、无噪音、取之不尽、用之不竭等优点,越来越受到人们的关注。光伏电池的输出是一个随光照、温度等因素变化的复杂量，且输出电压和输出电流存在非线性关系。光伏系统的主要缺点是初期投资大、太阳能电池的光电转换效率低。为充分利用太阳能必须控制电池阵列始终工作在最大功率点上，最大功率点跟踪(MPPT, Maximum Power Point Tracker)是太阳能并网发电中的一项重要的关键技术。 1 设计任务 为研究方便设计一光伏并网发电模拟装置，其结构框图如图1所示。用直流稳压电源U S和电阻R S模拟光伏电池，U S=60V，R S=30Ω~36Ω；u REF为模拟电网电压的正弦参考信号，其峰峰值为2V，频率f REF为45Hz~55Hz；T为工频隔离变压器，变比为n2:n1=2:1、n3:n1=1:10，将u F作为输出电流的反馈信号；负载电阻R L=30Ω~36Ω。要求系统具有最大功率点跟踪（MPPT）功能，频率、相位跟踪功能，输入欠压保护和输出过流保护功能。另外要求系统效率高、失真度低。 U R L 图1 并网发电模拟装置框图 2 系统总体方案 光伏并网系统主要由前级的DC-DC变换器和后级的DC-AC逆变器组成。在系统中,DC-DC 变换器采用BOOST结构,主要完成系统的MPPT控制;DC-AC部分采用全桥逆变器,维持中间电压稳定并且将电能转换成110 V/50 Hz交流电。设计采用单片机SPWM调制，驱动功率场效应管，经滤波产生正弦波，驱动隔离变压器，向负载输出功率。系统设计保证并网逆变器输出的正弦电流与电网电压同频同相。系统总体硬件框图如图2所示： 图2 系统总体硬件框图 3 MPPT原理及电路设计 MPPT原理 由于光伏阵列的最大功率点是一个时变量，可以采用搜索算法进行最大功率点跟踪。其搜索算法可分为自寻优和非自寻优两种类别。所谓自寻优算法即不直接检测外界环境因素的变化,而是通过直接测量得到的电信号,判断最大功率点的位置。典型的追踪方法有扰动观测法和增量导纳法等。增量导纳法算法的精确度最高,但是,由于增量导纳法算法复杂,对实现该算法的硬件质量要求较高、运算时间变长，会增加不必要的功率损耗,所以实际工程应用中,通常采用扰动观测法算法]1[。 扰动观测法原理:每隔一定的时间增加或者减少电压,并通过观测其后功率变化的方向, 光伏电站并网流程 一、具备的条件 1、工程已完工，设备已完成调试，消防已验收，资料齐全，具备并网验收条件。 2、按照“光伏电站并网前所需资料目录”完成资料准备。 3、按照“光伏电站并网设备调试试验资料目录”完成资料准备。 二、流程 1、向物价局提交上网电价申请，物价局批复上网电价文件；（省物价局） 2、向供电公司提交光伏电站上网关口申请； 3、供电公司批复上网关口； 4、将电能计量装置送电科院进行校验，安装； 5、提交光伏电站接入间隔和送出线路调度命名申请及资料； 6、供电公司下达光伏电站接入间隔和送出线路调度命名；调管设备范围划分。 7、向省质量监督中心站提交并网验收申请及自查报告等资料； 8、省质量监督中心站组织对工程项目进行并网前检查验收； 9、对省质量监督中心站验收不合格项进行消缺，将消缺整改情况报省质量监督中心 站审查复验，省质监站出具验收报告； 10、向供电公司提交并网验收申请及资料； 11、供电公司进行图纸（包括变电所间隔、送出线路、光伏电站站内）及主要设备技 术参数等资料审查； 12、供电公司组织各部门进行并网前验收；对验收不合格项进行消缺，将消缺整改情 况报供电公司审查，进行复验，出具验收报告； 13、向供电公司提交办理《并网调度协议》的资料； 14、办理并网调度协议； 15、向供电公司提交办理《购售电合同》的资料； 16、办理购售电合同； 17、向供电公司提交办理《供用电合同》的资料； 18、办理供用电合同； 19、向供电公司提交光伏电站设备的保护定值，审核、备案； 20、向供电公司提交光伏电站投运计划； 21、向供电公司提交光伏电站并网启动方案； 22、成立启委会，召开并网启动会议。 合肥中南光电1.5MWp光伏电站 并网调试方案 批准 审核 编制 1．编制依据： 为了使并网整套启动试验工作如期安全顺利进行，特编制此措施。本措施依据合肥重点光电1.5MWp电站提供的电气设计图纸和《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》、《火并网逆变器厂家说明书》、《电业安全规程》及有关规程编制。 2．并网整套启动试验的范围： 本次并网整套启动试验的范围是逆变器到系统隔离变系统。 本次并网整套启动试验将带电的一次设备为逆变器交直流系统及其对应的隔离变低压侧等。 本次并网整套启动试验将带电的二次保护设备为逆变器相关的光电系统以及系统相应的机电联锁、信号、控制回路等。 本次将带电的二次装置为逆变器并网用同期装置、隔离变保护装置、电度表屏、二次监控设备。 3．并网整套启动试验前必须具备的条件： 3．1 与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的安装工作应全部结束。3．2 与并网整套启动试验有关的一、二次电气设备的静态调试、试验工作应全部结束，均应符合有关验收标准的要求。 3．3 与并网整套启动试验有关设备的继电保护,已按整定值要求调试整定完毕,并可投入运行。 3．4 与并网整套启动试验有关的各系统控制、保护、音响信号等二次回路均已逐项传动试验完毕，正确可靠，符合要求。 3．5 与并网整套启动试验有关的带电房间应锁门，带电区域应有遮栏，并设警告标志牌。 3．6 与并网整套启动试验有关的带电体周围应无杂物，道路畅通平整，电缆沟 及管道沟盖板均应盖好。 3．7 与并网整套启动试验有关的设备编号清楚、着色正确。 3．8 PT回路一、二次熔丝，直流控制回路熔丝需备齐并备有备品。 3．9 所有一次设备的接地线要明显，并应和接地网可靠联接，接地网的接地电阻应合格。 3．6 所有电气一次、二次设备全部通过验收，并有验评表。 3．11 消防设施完善，逆变器室、变压器、10KV开关室等处应有足够的电气灭火器。 3．12 通讯设备应畅通，照明应充足,事故照明试验正常、通风良好。 3．13 所有参加启动人员要持证才能进入现场，无关人员一律不准进入。 四、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 并网光伏发电系统 并网太阳能光伏发电系统是由光伏电池方阵并网逆变器组成，不经过蓄电池储能，通过并网逆变器直接将电能输入公共电网。并网太阳能光伏发电系统相比离网太阳能光伏发电系统省掉了蓄电池储能和释放的过程，减少了其中的能量消耗，节约了占地空间，还降低了配置成本。值得申明的是，并网太阳能光伏发电系统很大一部分用于政府电网和发达国家节能的案件中。并网太阳能发电是太阳能光伏发电的发展方向，是21世纪极具潜力的能源利用技术。 并网光伏发电系统有集中式大型并网光伏电站一般都是国家级电站，主要特点是将所发电能直接输送到电网，由电网统一调配向用户供电。但这种电站投资大、建设周期长、占地面积大，因而没有太大发展。而分散式小型并网光伏系统，特别是光伏建筑一体化发电系统，由于投资小、建设快、占地面积小、政策支持力度大等优点，是并网光伏发电的主流。 概述 太阳能发电是传统发电的有益补充，鉴于其对环保与经济发展的重要性，各发达国家无不全力推动太阳能发电工作，如今中小规模的太阳能发电已形成了产业。太阳能发电有光伏发电和太阳能热发电 2 种方式，其中光伏发电具有维护简单、功率可大可小等突出优点，作为中、小型并网电源得到较广泛应用。并网光伏发电系统比离网型光伏发电系统投资减少25 %。将光伏发电系统以微网的形式接入到大电 网并网运行，与大电网互为支撑，是提高光伏发电规模的重要技术出路，并网光伏发电系统的运行也是今后技术发展的主要方向，通过并网能够扩张太阳能使用的范围和灵活性。 特点及必要条件 在微网中运行，通过中低压配电网接入互联特/超高压大电网，是并网光伏发电系统的重要特点。并网光伏发电系统的基本必要条件是，逆变器输出之正弦波电流的频率和相位与电网电压的频率和相位相同。 并网光伏发电系统分类 1、有逆流并网光伏发电系统 有逆流并网光伏发电系统：当太阳能光伏系统发出的电能充裕时，可将剩余电能馈入公共电网，向电网供电（卖电）；当太阳能光伏系统提供的电力不足时，由电能向负载供电（买电）。由于向电网供电时与电网供电的方向相反，所以称为有逆流光伏发电系统。 2、无逆流并网光伏发电系统 无逆流并网光伏发电系统：太阳能光伏发电系统即使发电充裕也不向公共电网供电，但当太阳能光伏系统供电不足时，则由公共电网向负载供电。 3、切换型并网光伏发电系统 所谓切换型并网光伏发电系统，实际上是具有自动运行双向切换的功能。一是当光伏发电系统因多云、阴雨天及自身故障等导致发电量不足时，切换器能自动切换到电网供电一侧，由电网向负载供电；二是 家用分布式光伏系统设计 邓李军 （通威太阳能光伏电力事业部技术研发部，成都） 摘要：太阳能是最普遍的自然资源，也是取之不尽的可再生能源。分布式光伏发电特指采用光伏组件，将太阳能直接转换为电能的分布式发电系统。它是一种新型的、具有广阔发展前景的发电和能源综合利用方式，它倡导就近发电，就近并网，就近转换，就近使用的原则，不仅能够有效提高同等规模光伏电站的发电量，同时还有效解决了电力在升压及长途运输中的损耗问题。 目前应用最为广泛的分布式光伏发电系统，是建在建筑物屋顶的光伏发电项目，方便接入就近接入公共电网，与公共电网一起为附近的用户供电。从发电入网角度出发，根据家庭用电情况可以给出系统施工要求、设计方法以及光伏组件、逆变器的选择等。 关键词：太阳能分布式光伏发电系统 1.前言 太阳能是一种重要的，可再生的清洁能源，是取之不尽用之不竭、无污染、人类能够自由利用的能源。太阳每秒钟到达地面的能量高达50万千瓦，假如把地球表面0.1%的太阳能转换为电能，转变率5%，每年发电量可达5.6×1012kW·h，相当于目前世界上能耗的40倍。从长远来看，太阳能的利用前景最好，潜力最大。近30年来，太阳能利用技术在研究开发、商业化生产和市场开拓方面都获得了长足发展，成为快速、稳定发展的新兴产业之一。 本文简单地阐述了家用分布式光伏发电系统设计方法和施工要求，仅供参考。 2.太阳能光伏发电应用现状 太阳能转换为电能的技术称为太阳能光伏发电技术（简称PV技术）。太阳能光伏发电不仅可以部分代替化石燃料发电，而且可以减少CO2和有害气体的排放，防止地球环境恶化，因此发展太阳能光伏产业已经成为全球各国解决能源与经济发展、环境保护之间矛盾的最佳途径之一。目前发达国家如美国、德国、日本的光伏发电应用领域从航天、国防、转向了民用，如德国的“百万屋顶计划”使许多家庭不仅利用太阳能光伏发电解决了自家供电，而且 光伏电站并网试运行方案(总 11页) -CAL-FENGHAI.-(YICAI)-Company One1 -CAL-本页仅作为文档封面，使用请直接删除 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 (4) 1.1. 质量目标 (4) 1.2. 工期目标 (4) 二、启动试行前准备 (4) 四、启动试运行应具备的条件 (5) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (5) 六、启动试运行内容及步骤 (6) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (6) 6.1.1 一次设备检查 (6) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (6) 6.2 启动试运行步骤 (6) 6.2.1 35KV母线充电 (6) 6.2.2 #1接地变充电 (7) 6.2.3 无功补偿装置充电 (7) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (7) 6.2.5箱变充电 (7) 6.2.6 逆变器并网调试 (8) 七、质量管理体系与保证措施 (8) 7.1 质量方针、目标 (8) 7.2质量保证措施 (8) 7.3工序质量检验和质量控制 (9) 7.4 施工现场安全生产交底 (11) 7.5安全生产管理岗位及职责 (12) 7.6 安全生产管理措施 (13) 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 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； 并网光伏发电系统工程验收基本要求 一、项目基本信息和文件:项目的基本信息提供,检查项目必须的文件资料及合同要求的技术文件。 二、电站设备的合同符合性:对光伏系统设备种类、技术规格、数量以及主要性能进行合同符合性检查。 三、光伏系统的检查:检查光伏系统各个分系统的功能和质量。 四、光伏系统的测试:对光伏系统中各分系统进行必要的测试。 五、验证报告:验证报告的一般性要求,初始和周期验证要求。 一、项目基本信息和文件:项目的基本信息提供,检查项目必须的文件资料及 合同要求的技术文件。 1、项目的基本信息 2、项目基础文件的检查: 基础文件包括: a 立项审批文件; b 占用荒地的 , 需提交项目的用地许可;与建筑结合的,需提交建筑安装许可; c 并网发电项目需提交电网企业同意接入电网的文件,如享受上网电价,还需提交与电网企业签订的售购电协议; d 工程承包合同或具有法律依据的项目中标协议; e 光伏组件和逆变器的制造商、型号和数量; f 系统安装和运行日期; g 项目所有设备的采购合同; h 项目总体设计方案; i 关键部件(太阳电池组件和并网逆变器的技术手册和使用维护手册; j 关键部件(太阳电池组件和并网逆变器的测试报告和认证证书; k 建设单位编制的工程竣工报告; l 建设单位提供的此工程的系统维护手册。 二、电站设备的合同符合性:对光伏系统设备种类、技术规格、数量以及主要性能进行合同符合性检查。 依据合同或投标书, 逐项检查所有电站设备的规格和数量, 并做详细记录, 记录表格见附件 3。 重点检查下列主要设备: a 光伏组件、组串和光伏方阵的型号、规格和数量; b 光伏组串汇流箱的型号、规格和数量; c 直流配电系统的型号、规格和数量; d 逆变器的型号、规格和数量; e 交流配电系统的型号、规格和数量; f 升压变压器和电网接入系统的型号和规格; g 支架系统的类型(跟踪 /固定、型号和材质; h 电站监控系统的型号和功能。 光伏发电并网系统Simulink仿真实验 报告电气工程学院 王安20 一．光伏发电系统基本原理与框架图 基本原理为：光伏阵列接受太阳能产生直流电流电压，同时电流电压受光照和温度的影响，而后经DC\DC（BOOST升压电路）转化将电压升高，再经DC\AC逆变产生交流电压供给负载使用。在这中间需要用MPPT使光伏电池始终工作在最大功率点处。 二．光伏电池的工作原理 光伏发电的能量转换器件是太阳能电池，又叫光伏电池。光伏电池发电的原理是光生伏打效应。光伏电池应用P-N结的光伏效应（Photovoltaic Effect）将来自太阳的光能转变为电能。当太阳光照射到太阳能电池上时，电池吸收光能，产生光电子－空穴对。在电池内电场的作用下，光生电子和空穴被分离，电池两端出现异号电荷的积累，即产生“光生电压”，这就是“光生伏打效应”。若在内建电场的两侧引出电极并接上负载，则负载就有“光生电流”流过，从而获得功率输出。这样，太阳的光能就变成了可以使用的电能。 三．光伏发电系统并网Simulink仿真 利用MTALAB中的simulink软件包，可以对10KW,380V光伏发电系统进行仿真，建立仿真模型如下： 输入参数如下： Simulink提供的子系统封装功能可以大大增强simulink系统模型框图的可读性封装子模块如下： 光伏电池封装模块： 最大功率点跟踪模块： PWM模块如下： 并网端PWM内部PI模块： 运行结果如下图所示： 光伏电池输出电压如下： 光伏电池输出电流如下： 光伏电池输出功率波形如下： 并网(220V)成功后输出电流波形： 结果分析:通过对光伏发电的matlab-simulink仿真，得到了与理论曲线基本相同的电压、电流、功率曲线，但仍有不足之处，比如产生了许多谐波。通过这次的仿真实验，让我更加深刻认识了光伏发电的工作原理和过程，对光伏发电过程中可能出现的问题也有了一定的了解。虽然自己现在没办法解决，但随着自己学习的深入，以后会有办法解决的。另外，此次试验是和几个同学一起完成过程中也遇到了很多问题，最后集思广益解决了很多的问题，这让我也明白了合作的重要性。 光伏并网发电项目竣工 验收方案 YKK standardization office【 YKK5AB- YKK08- YKK2C- YKK18】 XX有限公司XX兆瓦 并网光伏发电项目 竣 工 验 收 方 案 建设单位： XXX有限公司 编制日期：二〇一X年X月 一、工程概况 （1）项目名称：XX有限公司XX兆瓦并网光伏发电项目 （2）建设单位：XX有限公司 （3）设计单位：XX （4）监理单位：XX （5）施工单位：XX有限公司 （6）选址：XXX兆瓦并网光伏发电项目位于XX省X市XX，项目所在地距离XX市区约XX公里。本项目为农光互补地面电站项目，利用太阳能光伏发电无污染零排放的特点，与传统农业种植有机结合，在种植农作物的土地上架设安装光伏太阳能发电装置，它既具有发电能力，又能为农作物提供适宜的生长环境，最大化利用土地价值，以此创造更好的经济效益和社会效益XX光伏电站占地总面积约5000亩，划分为8个区域，本期拟建容量XXMW，年发电量XX瓦时，发电利用小时XX小时。该电站XX年将在现有土地上续建XXMW光伏电站，最终规模XXMW。 地理位置处于东经XX、北纬XX之间，是XX的交接地带。根据NASA网站查询，建设地最佳倾斜角为XX，水平面上22年的日平均太阳辐射量约为㎡/d，即年太阳辐射量为㎡。 （7）本期工程计划于XX年8月25日开工建设，计划XXX年12月30日建成投产具备并网条件。 （8）总的设计工艺和方案 XX光伏电站全部采用XXWp多晶硅电池组件，电站共设XX个1MWp光伏发电单元。每个光伏发电单元经汇流后接入X台500kW的并网逆变器，经箱变升压至35kV。每X台箱式变压器在高压侧并联为一回35KV线路后进入110kV升压站， Grid-Connection Photovoltaic Micro-Grid System 一、分布式发电、微型电网与智能电网 分布式发电、 1、分布式发电（Distributed Generation, DG) 分布式发电（光伏电站并网验收标准
光伏电站验收标准
光伏电站建设并网涉网流程完整细则
100kW光伏并网发电系统典型案例解
分布式光伏项目验收规范标准
光伏并网发电系统设计复习过程
5kWp光伏太阳能并网发电系统
家用分布式光伏系统设计(并网型)
光伏电站并网验收管理规定
光伏并网发电系统设计
光伏电站并网流程
光伏电站并网调试方案
并网光伏发电系统
家用分布式光伏系统设计(并网型)
光伏电站并网试运行方案
光伏发电项目并网接入系统方案
并网光伏发电系统工程验收基本要求(精)
光伏发电并网系统Simulink仿真实验
光伏并网发电项目竣工验收方案审批稿
11.并网光伏发电微网系统-刘士荣
并网光伏发电微网系统
刘士荣 教授
liushirong@https://www.wendangku.net/doc/6614534398.html,
杭州电子科技大学 光伏发电微网系统技术中心
2010年8月28日 2010年 28日
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提纲 一、分布式发电（DG）、微型电网与智能电网 分布式发电（DG）、微型电网与智能电网 ）、 二、国外微电网发展现状 国外微电 三、杭州电子科技大学PV微电网项目介绍 杭州电子科技大学PV微 PV 四、主要研究工作
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以清洁能源为主的分布式电源（ 以清洁能源为主的分布式电源（ Distributed Energy Resources, DERs） DERs）
微型燃气轮机发电：以天然气、甲烷、汽油（柴油） 微型燃气轮机发电：以天然气、甲烷、汽油（柴油）为燃料
的超小型燃气轮机，发电效率可达30%以上 实行热电联产， 以上， 的超小型燃气轮机，发电效率可达30%以上，实行热电联产，效 率可进一步提高。特点：体积小、发电效率高、排污少、 率可进一步提高。特点：体积小、发电效率高、排污少、运行维 护简单。 护简单。
燃料电池发电：熔融碳酸盐型MCFC、磷酸盐型PAFC、 燃料电池发电：熔融碳酸盐型MCFC、磷酸盐型PAFC、固体
氧化物型SOFC、质子交换膜PEMFC。将燃料（天然气、 氧化物型SOFC、质子交换膜PEMFC。将燃料（天然气、煤制 石油）中的氢气借助电解质与空气中的氧气发生化学反应， 气、石油）中的氢气借助电解质与空气中的氧气发生化学反应， 在生成水的同时进行发电。 在生成水的同时进行发电。 除电能之外，副产品： 除电能之外，副产品：热、水、少量CO2 少量CO2
分布式电源（ Distributed Energy Resources, DERs） 分布式电源（ DERs） 太阳能发电技术（光伏、光热） 太阳能发电技术（光伏、光热） 风力发电技术 生物质能发电技术 海洋能发电技术 地热能发电技术 储能装置： 储能装置：
蓄电池储能、超导储能、 蓄电池储能、超导储能、飞轮储能