1、20 1 12 Q/GDW 1999 2013 ICS 29.240 备案号：CEC 668-2012 Q/GDW 国家电网公司企业标准 Q / GDW 1999 2013 光伏发电站并网验收规范 Photovoltaic power station connected to the grid for acceptance specification 2014-05-01 发布 2014-05-01 实施 国家电网公司 发 布 2012 Q/GDW 1999 2013 目 次 前言 II 1 范围 1 2 规范性引用文件 1 3 术语和定义 1 4 总则 3 5 光伏发电站并网验收前应具备的条
2、件 3 6 光伏发电站并网前验收 4 7 光伏发电站并网后验收 7 附录 A（规范性附录） 电能质量具体指标要求 9 附录 B（规范性附录） 功率控制与电压调节具体指标要求 12 附录 C（规范性附录） 电网异常响应特性指标要求 15 附录 D（规范性附录） 通用技术条件具体指标要求 17 附录 E（资料性附录） 光伏发电站并网验收意见 19 编制说明 21 I Q/GDW 1999 20132012 II 前 言 本标准由国家电力调度控制中心提出并解释。 本标准由国家电网公司科技部归口。 本标准起草单位：青海省电力公司、中国电力科学研究院、宁夏电力公司。 本标准主要起草人：李春来、薛俊茹、张
3、军军、张海宁、黄永宁、杨小库、董凌、贾昆、王海亭、 杨嘉、马勇飞、孔祥鹏、丛贵斌、苟晓侃。 本标准首次发布。 2012 Q/GDW 1999 2013 光伏发电站并网验收规范 1 范围 本标准规定了光伏发电站并网验收应遵循的一般原则和技术要求。 本标准适用于通过 10kV 及以上电压等级与公共电网连接的且容量在 6MW 以上的新建、改建和扩 建光伏发电站。 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 50150-2006 电气装置安装工程电气设备交接试
4、验标准 GB 50797-2012 光伏发电站设计规范 GB/T 12325 电能质量 供电电压偏差 GB/T 12326 电能质量 电压波动与闪变 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 电力系统频率偏差 GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求 GB/T 19939 光伏系统并网技术要求 GB/T 19964-2011 光伏发电站接入电力系统技术规定 GB/T 20046 光伏（PV）系统电网接口特性 GB/T 24337 电能质量 公用电网间谐波 DL/T 448-2000 电能计量装置技术管理规
5、程 DL/T 645-2007 多功能电能表通信协议 DL/T 698.31 电能信息采集与管理系统电能采集终端通用要求 DL/T 698.32 电能信息采集与管理系统厂站终端特殊要求 DL/T 755-2001 电力系统安全稳定导则 DL/T 995-2006 继电保护和电网安全自动装置检验规程 DL/T 1040-2007 电网运行准则 DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程 SD 325-1989 电力系统电压和无功技术导则 Q/GDW 347-2009 电能计量装置通用设计 国家电监市场 42 号 发电厂并网运行管理规定 3 术语和定义 下列术语和定义适用于本文件。 3.1 光
6、伏发电站 photovoltaic（PV）power station 1 Q/GDW 1999 20132012 利用光伏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 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。 3.3 光伏发电站并网点 point of interconnection（POI）of PV power station 对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电站，指光伏发 电站的输出汇总点。
7、3.4 光伏发电站送出线路 transmission line of PV power station 从光伏发电站并网点至公共连接点的输电线路。 3.5 有功功率变化 active power change 一定时间间隔内，光伏发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） 。 3.6 低电压穿越 low voltage ride through 当电力系统事故或扰动引起光伏发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，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。 3.7 孤岛现象 islanding 电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中的某一
8、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。 3.8 非计划性孤岛现象 unintentional islanding 非计划、不受控地发生孤岛现象。 3.9 计划性孤岛现象 intentional islanding 按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。 3.10 2 2012 Q/GDW 1999 2013 防孤岛 anti-islanding 禁止非计划性孤岛现象的发生。 3.11 峰瓦 watts peak 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。 标准测试条件为：252，用标准太阳电池测量的光源辐照度为 1000W/m 2 并具有
9、AM1.5 标准的 太阳光谱辐照度分布。 3.12 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。 3.13 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。 4 总则 4.1 通过 10kV及以上电压等级与公共电网连接的容量在 6MW以上的新建、 改建和扩建光伏发电站应 依照本规范开展并网验收工作，验收合格的方可正式并网运行。 4.2 光伏发电站并网验收内容依据 GB/T 19964-2012、DL/T 1040-2007、国家电监市场
10、200642 号制 定，验收规范的内容由光伏发电站并网验收前应具备的条件、光伏发电站并网前验收（涉网资料验收、 技术条件验收）和光伏发电站并网后验收（并网测试验收、商业运营条件验收）三部分组成。 5 光伏发电站并网验收前应具备的条件 5.1 基本条件 5.1.1 新建光伏发电站应具有政府批复的项目核准、上网电价批复等文件，取得了主管电监局颁发的 发电业务许可证 ，符合国家及行业规定的各项要求。 5.1.2 光伏发电站已按要求向调度部门报送光伏发电站施工图纸，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和质量认证报告，包括：光伏逆变器质量认证报告、光 伏逆变器并网性
11、能测试（实验室）报告等。 5.1.3 光伏发电站已与电力公司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。 5.1.4 光伏发电站运行值长及接受调度命令的值班人员，经过调度部门培训并取得上岗证书。 5.1.5 光伏发电站已编制完成满足安全生产需要的运行规程、事故处理规程和反事故与预案等技术资 料，相关人员已学习并考试通过。 5.2 电气一次系统 3 Q/GDW 1999 20132012 5.2.1 光伏发电站一次系统并网验收涉及内容包括升压变压器、箱式变压器、高低压配电系统、母线 及架构、高压开关设备、GIS 电气组合开关、光伏发电站安全防护设施、光伏发
12、电站自用电设备、无功 补偿装置、过电压保护装置、防雷和接地装置、防误操作技术措施、安全设施、设备编号及标志等。 5.2.2 光伏发电站并网验收前，已按照 GB 50150-2006 的要求，委托有资质的单位完成了涉网电气设 备并网前交接性试验，提供了试验报告或试验合格的结论意见。 5.2.3 光伏发电站已按调度部门下达的光伏发电站本体及并网设备命名编号，规范进行了现场设备的 标识和命名。 5.2.4 光伏发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。 5.2.5 电气一次设备满足安装点短路电流水平要求；接地装置、接地引下线截面积满足热稳定校验要 求，主
13、变压器中性点和高压并联电抗器中性点装有符合要求的铜排接地。35kV及以上变压器中性点接 地方式、并网光伏发电站高压侧或升压站电气设备遮断容量满足电网安全要求。 5.2.6 光伏发电站应按所辖电网接入系统批复的要求配置动态无功补偿装置（SVC 或者 SVG） 。光伏 发电站动态无功补偿设备应符合国家标准相关规定。 5.3 电气二次系统 5.3.1 光伏发电站电气二次系统并网验收涉及内容包括继电保护及安全稳定自动装置、 微机监控系统、 仪表及计量装置、远动装置、防误闭锁装置、通信系统设备等。 5.3.2 光 伏发电站已由具备资质的单位完成了工程安装、调试及试验，涉网设备符合接入系统审查意 见的有关
14、要求，涉网电气设备没有危及电网安全运行的隐患；110kV 及以上线路完成线路参数测试和线 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、自动化设备能正常发送和接收调度生 产所需信息，满足电网调度管理要求。 5.3.3 母线、断路器、高压并联电抗器、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；光伏发电站涉网继电保护装置的定值应报相应调度部门备案。 5.3.4 正式并网前关口计量装置、电量采集装置已按照要求配置、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；具有上网关口计量装置及电能量采集装置验收合格报告。 5.3.5 光
15、伏发电站防误闭锁装置已按要求与工程同时设计、同时建设、同时验收、同时投运。 5.3.6 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。 5.3.7 光伏发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采集信息。 6 光伏发电站并网前验收 6.1 涉网资料验收 6.1.1 工程建设资料 设备制
16、造厂、光伏发电站涉网设备的设计资料及技术档案、出厂及交接试验报告、现场运行规程及 检修规程是否齐全、正确规范。 6.1.2 设备 资料 6.1.2.1 应提供光伏发电站电气主接线图等设计资料和图纸、光伏发电站涉网设备参数（逆变器、变 压器、断路器、电流互感器、电压互感器、动态无功补偿装置、太阳辐射现场观测站等）、光伏发电站 保护配置及定值、稳控装置的配置及控制策略、电能质量在线监测装置的功能范围、有功功率控制系 4 2012 Q/GDW 1999 2013 统（AGC）、无功功率控制系统（AV C）、光功率预测系统等。 6.1.2.2 按照 GB 50150-2006 的要求，提供有资质单位完
17、成的涉网电气设备并网前交接性试验报告等 资料。 6.1.2.3 查验各保护设备技术资料、继电保护设计图纸、互联电网间相互提供的等值阻抗、电气设备 及线路实测参数完整准确、联网点处保护定值以及整定配合要求、保护定值单及整定值、保护装置调 试报告、通道联调报告及保护整组传动试验是否完备且满足现场要求。 6.1.2.4 通信自动化设备的台账、说明书、设计资料、系统结构图、出厂验收报告、通信自动化信息 表（纸制、电子）、现场试验及验收报告是否完备且满足现场要求。 6.1.2.5 光伏逆变器的产品说明书、资料清单、质量认证报告、并网性能测试（实验室）报告、出厂 验收报告、现场验收报告、电气接线图、系统结
18、构图是否完备且满足现场要求。 6.1.2.6 光伏发电站光功率预测装置的技术说明书、使用说明书、系统设计资料、出厂验收报告、现 场验收报告是否完备且满足现场要求。 6.1.2.7 安全稳定控制装置的设备台账、技术说明书、设计资料、出厂验收报告、现场验收报告是否 完备且满足现场要求。 6.1.2.8 电能质量在线监测装置的技术说明书、使用说明书、出厂认证报告是否完备且满足现场要 求。 6.1.2.9 有功功率和无功功率控制系统的技术说明书、使用说明书、系统设计资料、出厂验收报告、 现场验收报告是否完备且满足现场要求。 6.1.3 安全管理资料 6.1.3.1 调度管辖范围明确，有关设备命名标志符
19、合要求。 6.1.3.2 应具备满足生产需要的典型操作票、运行规程和管理标准，并经调度认可。 6.1.3.3 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。 6.2 技术条件验收 6.2.1 基本 要求 待验收的光伏发电站应符合如下基本要求： a） 光伏发电站应满足 GB/T 19964-2012相关要求； b） 光伏发电站动态无功补偿装置应满足 GB/T 19964-2012的相关要求，光伏发电站需具备要求的 低电压穿越能力； c） 光伏发电站应在并网点装设满足 IEC 61000-4-30标准要求的 A类电能质量在线监测装置。 电能 质量数据传输格式应满足接入电网企业的要求，并
20、按照要求传送至各网省公司； d） 光伏发电站逆变器相关参数应符合相关要求； e） 光伏发电站并网点功率因数应满足+0.98-0.98 连续可调的要求； f） 10MW及以上的光伏发电站应装设光功率预测系统，并将相关数据上传省调和地调。 6.2.2 电能 质量 光伏发电站的电能质量应满足 GB/T 14549-1993、GB/T 24337-2009、GB/T 12325-2008、GB/T 12326-2008、GB/T 15543-2008、GB/T 15945-2008 的要求。具体指标应满足附录 A的要求。 6.2.3 功率控制与电压调节 光伏发电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力及
21、有功功率控制与无功功率控制功能，并符合 DL/T 1040-2007、DL 755-2001、SD 325-1989、GB/T 19964-2012 的相关要求。具体指标应满足附录 B 的要求。 6.2.4 电网异常响应特性 6.2.4.1 光伏发电站应具备电压异常响应特性及低电压穿越能力，并符合 GB/T 19964-2012 的相关要 5 Q/GDW 1999 20132012 求。具体指标应满足附录 C 的要求。 6.2.4.2 电压异常时的响应特性 电压异常时的响应特性如下： a） 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给定的曲线电压轮廓线及 以上的区域内，光伏发
22、电站应保证不脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出； b） 对电力系统故障期间没有切出的光伏发电站，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故障前的值。 c） 光伏发电站并网点电压跌至 0 时，光伏发电站应不脱网连续运行 0.15s； d） 低电压期间，光伏发电站应提供动态无功支撑； e） 应具备电网单相永久故障下重合闸动作失败带来的二次穿越考验能力。 6.2.4.3 频率异常时的响应特性 具体指标应满足附录 C的要求。 6.2.5 通用技术条件 6.2.5.1 接 地 光伏发电站接地技术要求， 参照 SJ/T 11127-1997和
23、DL/T 621-1997。 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。光伏汇集变电站（开关站）的接地， 参照 DL/T 621-1997的有关技术要求。 6.2.5.2 防 雷 防雷保护（包括直击雷防护和雷电侵入波防护）应符合 DL/T 620-1997的要求，并满足被保护设备、 设施和架构、建筑物安全运行的要求。 6.2.5.3 电磁兼容 光伏发电站电磁兼容应符合如下要求： a） 辐射电磁场干扰试验符合 GB/T 14598.9 规定； b） 快速瞬变干扰试验符合 GB/T 14598.10 规定； c） 工频磁场抗扰动试验符合 GB/T 1
24、7626.8 规定； d） 脉冲磁场抗扰动试验符合 GB/T 17626.9 规定； e） 浪涌（冲击）抗扰动试验符合 GB/T 17626.5 规定。 6.2.5.4 耐压要求 光伏发电站的设备应满足 GB 311.1-1997和 GB 50150-2006 要求。 6.2.5.5 抗干扰要求 当光伏发电站并网点的电压波动和闪变值满足 GB/T 12326-2008、谐波值满足 GB/T 14549-1993、三 相电压不平衡度满足 GB/T 15543-2008、间谐波含有率满足 GB/T 24337-2009 的要求时，光伏发电站应 能正常运行。 6.2.5.6 安全标识 光伏发电站安全
25、标识应满足 GB 2894-2008和 GB/T 16179-1996 的要求。具体指标应满足附录 C 的 要求。 6.2.6 光伏发电功率预测 装机容量 10MWp 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 0h72h 短期光伏 发电功率预测以及 15min4h 超短期光伏发电功率预测功能。 a） 光伏发电站每 15min自动向电网调度机构滚动上报未来 15min4h的光伏发电站发电功率预测 曲线，预测值的时间分辨率为 15min； b） 光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日 024 时光伏发电站发电功率预测曲 线，预测值的时间分辨率为 15min。 6 2012
26、Q/GDW 1999 2013 6.2.7 仿真模型和参数 6.2.7.1 仿真模型 光伏发电站开发商应提供可用于电力系统仿真计算的光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升 压变压器等） 、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，用于光伏发电站接入电力系统 的规划设计及调度运行。 6.2.7.2 参数变化 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。 6.2.8 二次 系统 6.2.8.1 基本要求 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；光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和
27、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，信号的实时性要求 应满足调度自动化有关技术规程及技术规定。 6.2.8.2 安全保护 光伏发电站应具备一定的过电流能力，在 120倍额定电流以下，光伏发电站连续可靠工作时间应 不小于 1min。 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发电站不允许并网，且在电网电压和频 率恢复正常后，光伏发电站应按电力调度机构指令执行，不可自行并网。 光伏发电站应配置相应的安全保护装置。光伏发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。光伏发电站应在光伏发电站
28、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： a） 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； b） 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； c） 光伏发电站 10kV35kV馈线发生单相接地故障时，应具备可靠、快速切除站内汇集系统单相 故障的保护措施。一般情况下，专线接入公用电网的光伏发电站应配置光纤电流差动保护； d） 通过 110（66）kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配备故障录波设备，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
29、后 60s的情况，并配备至电网调度机构的数据传 输通道。 6.2.8.3 光伏发电站调度自动化 光伏发电站调度自动化应满足如下要求： a） 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 网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求； b） 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的要求接入信息量，具体接入的信息 应执行由其所属调控机构的相关规定； c） 光伏发电站调度自动化信息传输应采用主/备信道的通信方式，直送电网调度机构； d） 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
30、后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于 1 小时； e） 对于接入 220kV 及以上电压等级（或按调度要求指定）的光伏发电站应配置相角测量系统 （PMU） ，为光伏发电站的安全监控与电力调度机构提供统一时标下的光伏发电站动态过程中 的电压、相角、功率等关键参数的变化曲线。 6.2.8.4 电能计量 7 Q/GDW 1999 20132012 光伏发电站电能计量的要求如下： a） 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。计量装置设备配置和技术要求符合 D
31、L/T 448-2000的要求； b） 电能表应采用电子式多功能电能表， 技术性能符合 GB/T 17883-1999和 DL/T 614-2007的要求。 电能表通信协议符合 DL/T 645-2007的要求，采集信息应接入电力系统电能信息采集系统； c） 关口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。电能表有功配置 0.2S 级、无功配置 2.0 级；电流互感器和电压互感器配置准确度 0.2S 级 专用绕组。 6.2.8.5 光伏发电站通信 光伏发电站通信的要求如下： a） 通过 10kV（35kV）及以上电压等级接入电网的光伏发电站，至调度端应具
32、备一路光缆通道； b） 通过 110kV（66kV）及以上电压等级接入电网的光伏发电站，至调度端应具备两路通信通道， 其中一路为光缆通道； c） 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）应具有与系统接入端设备一致的接口与协议。 7 光伏发电站并网后验收 7.1 并网测试验收 7.1.1 测试 要求 光伏发电站并网测试应具备如下条件： a） 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并 网特性测试和无功补偿特性试验的检测报告。并网测试不合格的光伏发电站应按照调度部门的
33、要求按时完成整改，并重新测试；当累计新增装机容量超过 6MW或光伏发电站更换逆变器或 变压器等主要设备时，需要重新提交检测报告； b） 光伏发电站接入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 接入地区的电网调度机构备案。 7.1.2 测试 内容 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。测试应包括但不仅 限于以下内容： a） 电能质量测试； b） 功率特性测试（有功功率输出特性测试、有功功率控制特性测试、无功功率调节特性测试） ； c） 低电压穿越能力测试； d） 频率异常（扰动）响应特性测试； e） 通用性能测试（防雷和接地测试、耐
34、压测试、安全标识测试） ； f） 防孤岛保护测试（各网省公司调度部门的要求） ； g） 电压异常（扰动）响应特性测试； h） 调度部门要求的其它并网调试项目。 7.2 商业运营条件验收 商业运营条件验收要求准备下列批复文件： 8 2012 Q/GDW 1999 2013 a） 项目核准文件； b） 项目环评批复文件； c） 项目接入系统审查文件； d） 电价批复文件； e） 工商营业执照、税务登记证、组织机构代码证； f） 发电业务许可证或正在办理的证明文件； g） 并网工程验收合格报告； h） 项目工程质检合格报告； i） 并网调度协议； j） 购售电合同。 9 Q/GDW 1999 201
35、32012 附 录 A （规范性附录） 电能质量具体指标要求 A.1 谐波 A.1.1 光伏发电站所接入的公共连接点的各次谐波电压（相电压）含有率及单个光伏发电站引起的各 次谐波电压含有率应满足GB/T 14549-1993的要求，如表A.1所示： 表 A.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 10 4 3.2 1.6 35 66 3 2.1 1.2 110 2 1.6 0.8 公共连接点定义为电力系统中一个以上用户的连接处。 A.1.2 光伏发电站所接入的公共连接点的谐波注入电流参照 GB/T 14549-1993的要求，如表A.
36、2所示： 表 A.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 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
37、17 18 19 20 21 22 23 24 25 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 GB/T 14549-1993 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
38、谐波电流指标参照执行。 A.1.3 光伏发电站所接入的公共连接点各次间谐波电压含有率参照GB/T 24337-2009的要求，如表A.3 10 2012 Q/GDW 1999 2013 所示： 表 A.3 间谐波电压含有率限制（%） 频率 HZ 电压等级 100 100800 1000V及以下 0.2 0.5 1000V及以上 0.16 0.4 频率 800Hz以上的间谐波电压限制还处于研究中，频率低于 100Hz 的上限值参照 GB/T 24337的附 录 D。 A.2 电压偏差 光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压偏差参照 GB/T 12325-2008 的要求，即： 35kV及以上公
39、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%。 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） 。 A.3 电压波动和闪变 A.3.1 光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压波动参照GB/T 12326-2008的要求，如表A4所示。 表 A.4 电压波动限值 d,% r/（次/h） LV、MV HV r1 4 3 1r10 3* 2.5* 10r100 2 1.5 100r1000
40、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； 注 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； 注 3：本标准中系统标称电压 U N 等级按以下划分：低压（LV）U N 1 kV；中压（MV）1kVU N 35kV；高压（HV） 35kVU N 220kV。 A.3.2 光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压闪变参照GB/T 12326-2008的要求，如表A5所示。 表 A.5 电压闪变限值 Plt 110kV 110kV 1 0.8 11 Q/GDW 1999 20132012 A.4 电压不平衡度 光伏
41、发电站引起的电压不平衡度应满足 GB/T 15543-2008 的要求，光伏发电站接入电网后，由光伏 发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%。 A.5 直流分量 光伏发电站并网运行时，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。 A.6 监测与治理 A.6.1 光伏发电站并网点应装设满足IEC 61000-4-30-2003和GB/T 19862-2005的A类电能质量在线监 测装置。光伏发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。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
42、。 A.6.2 光伏发电站电能质量在线监测装置监测数据包含：电压偏差、三相不平衡度、谐波电压、闪 变值、谐波电流、间谐波等指标。 A.6.3 光伏发电站电能质量数据按照要求传送至各网省公司，保证电网企业对电能质量的监控，光 伏发电站电能质量数据应具备一年及以上的储存能力。传输格式应满足接入电网企业的要求。 12 2012 Q/GDW 1999 2013 附 录 B （规范性附录） 功率控制与电压调节具体指标要求 B.1 有功功率控制 B.1.1 基本要求 B.1.1.1 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。 B.1.1.2 光伏发电站
43、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。 B.1.2 正常运行情况下有功功率变化 B.1.2.1 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应 满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电网调度机构 确定。 B.1.2.2 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。 B.1.3 有功功率恢复 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
44、，以至少 30额定功率每秒的功率变化率恢复至故障前的值。 B.1.4 紧急控制 B.1.4.1 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，电网调度机构应按规定暂时将光伏发电站切除。 B.1.4.2 事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按调度指令并网运行。 B.2 无功容量 B.2.1 无功电源 B.2.1.1 光
45、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。 B.2.1.2 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的范围 内动态可调，并应满足在图B.1所示矩形框内动态可调。 13 Q/GDW 1999 20132012 图 B.1 逆变器无功出力范围 B.2.1.3 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。 B.2.2 无功容量配置 B.2.2.1 无功容量配置原则 B.2.2.1.1 光伏发电站的无功容量应按
46、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。 B.2.2.1.2 通过10kV35kV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。 B.2.2.1.3 对于通过110（66）kV及以上电压等级并网的光伏发电站，其配置的容性无功容量能够补 偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发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发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的一 半充电无功功率之和。 B.2.2.1.4 对于通过220kV（或330kV）光
47、伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入电 网的光伏发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发电站满发时汇集线路、主变压器的感性无功及光伏发电站送出线 路的全部感性无功之和； b） 感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏发电站送出线路的全部充 电无功功率之和。 B.2.2.1.5 光伏发电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏发电站实际接入情况，通过光伏 发电站接入电力系统无功电压专题研究来确定。 B.2.2.2 动态无功支撑能力计算原则 对于通过 220kV（或 330kV）光伏发电汇集系统升压至 500k
48、V（或 750kV）电压等级接入电网的光 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，光伏发电站注入电网的动态无 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，光伏发电站注入电力系统的无功电流 I T 应实时跟踪并网点电压变化，并应满足式 B.1规定： 0.2 0.9 T U 14 2012 Q/GDW 1999 2013 1.05 TN I I 0.2 T U 0 T I 0.9 T U （B.1） 式中： T U I 光伏发电站并网点电压标幺值； N 光伏发电
49、站额定电流。 B.2.3 电压控制 对光伏发电站电压控制的要求如下： a） 通过 10kV35kV电压等级接入电网的光伏发电站在其无功输出范围内，应具备根据光伏发电 站并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调 差率等参数应由电网调度机构设定； b） 接入电网光伏发电站应按照调度机构相应要求配置无功电压控制系统，在光伏发电站或其接入 汇集站配置不小于规定容量的补偿装置，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电网调度机 构指令，光伏发电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调 节速度和控制精度应满足电力系统电压调节的要求。 c） 当公共电网电压处于正常范围内时，通过 110（66）kV电压等级接入电网的光伏发电站应能够 控制光伏发电站并网点电压在标称电压的 97107范围内； d） 当公共电网电压处于正常范围内时， 通过 220kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应能够 控制光伏发电站并网点电压在标称电压的 100110范围内。 B.2.3.1 主变压器选择 通过 35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应采用有载调压变压器。 15 Q/GDW 1999 20132012 附 录 C （规范性附录） 电网异常响应特性指标要求 C
