1.1光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。 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自 内动态可调，并应满足在图1所示矩形框内动态可调

图1逆变器无功出力范围

6.1.3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。

2.1光伏发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，并满足检售 要求。 2.2通过10kV~35kV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范目 续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。

6.2.2通过10kV~35kV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 连续可调医疗器械标准，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平

GB/T199642012

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

通过35飞V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 压器

图2为光伏发电站应满足的低电 a）光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应能不脱网连续运行0.15s b）光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。

GB/T19964—2012

8.2故障类型及考核电压

图2光伏发电站的低电压穿越能力要求

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图2中电压轮廊线及以上的 区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出。针对不同故障类型的考核电 压如表1所示。

表1光伏发电站低电压穿越考核电压

对电力系统故障期间没有 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

8.4动态无功支撑能力

GB/T19964—2012

式中： Ur——光伏发电站并网点电压标么值；

光伏发电站在表2所示并网点电压范围内应能按规定运行

光伏发电站在不同井网点电压范困内的运行

10.2电压波动和闪变

GB/T199642012

10.3.1光伏发电站所接人公共连接点的谐波注人电流应满 GB/T14549的要求，其中光伏发电站 并网点向电力系统注人的谐波电流允许值应按照光伏发电站安装容量与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。 10.3.2光伏发电站接入后，所接入公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的要求

光伏发电站应配置电 设备应满足GB/T19862 求。当光伏发电站电能质量指标不满足

光伏发电站应建立光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集： 光伏发电站控制系统模型及参数，用于光伏发电站接人电力系统的规划设计及调度运行。

光伏发电站应跟踪其各个元件 新情况反馈给电网调度机构。

12.1.1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。 2.1.2光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和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，提供信号的方式和实 时性要求等。 12.1.3光伏发电站二次系统安全防护应满足国家电力监管部门的有关规定。

2.1.1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

光伏发电站向电网调度机构提供的信号至少应包括以下方面： a）每个光伏发电单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态等； b）光伏发电站并网点电压、电流、频率； c）光伏发电站主升压变压器高压侧出线的有功功率、无功功率、发电量； d）光伏发电站高压断路器和隔离开关的位置； e 光伏发电站主升压变压器分接头挡位； 光伏发电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。

GB/T 199642012

12.3继电保护及安全自动装置

12.3.1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。 12.3.2对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵 联电流差动保护。 12.3.3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。 12.3.4光伏发电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施。 12.3.5通过110(66)kV及以上电压等级接人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到故障后60s的情况，并配备至电网调度机构的数据传输 通道。

12.4光伏发电站调度自动化

12.4.1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 网络接人设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。 12.4.2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自动化能量管理系统（EMS)远动 信息接人规定的要求接人信息量。 12.4.3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装修设计教程，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。计量装置配置应符合DL/T448的要求。 12.4.4光伏发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主/备信道的通信方式，直送电网调度机构。 12.4.5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后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。 配置相角测量系统（PMU）

12.5光伏发电站通信

通道，其中一路为光缆通道。 12.5.2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人端设备一致的接口与协议

13.1.1光伏发电站应向电网调度机构提供光伏发电站接入电力系统检测报告；当累计新增装机容量 超过10MW，需要重新提交检测报告。 13.1.2光伏发电站在申请接入电力系统检测前需向电网调度机构提供光伏部件及光伏发电站的模 型、参数、特性和控制系统特性等资料。 13.1.3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 接人地区的电网调度机构备案。 13.1.4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 运行特性的检测报告。

GB/T19964—2012

检测应按照国家或有关行业对光伏发电站并 的相关标准或规定进行，应包括但不仅限 以下内容： a）光伏发电站电能质量检测 b）光伏发电站有功/无功功率控制能力检测； c）光伏发电站低电压穿越能力验证； d）光伏发电站电压、频率适应能力验证。

铆钉标准打印日期：2013年6月28日F053