西北区域光伏电站并网技术规范征求.doc

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％。
4.3.2 T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
电网标称电压（kV）
电压总畸变（％）
各次谐波电压含有率（％）
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
标称电压(kV)
基准短路容量(MVA)
谐波次数及谐波电流允许值（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
r/（次/小时）
电压变动限值 %
LV、MV
HV
r≤1
4
3
1<r≤10
3*
2.5*
10<r≤100
2
1.5
100<r≤1000
1.25
1
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<UN≤35kV
高压（HV）35kV<UN≤220kV
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％UN*
0.1s
50％´UN≤U＜85％´UN
2.0s
85％´UN≤U≤110％´UN
连续运行
110％´UN＜U＜135％´UN
2.0s
135％´UN≤U
0.05s
注：1 UN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。

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