光伏发电与风力发电的并网技术标准_王继东
光伏发电与风力发电的并网技术标准
王继东1，张小静1，杜旭浩1，李国栋2
（1.天津大学智能电网教育部重点实验室，天津300072；
2.天津电力科学研究院，天津300022）
摘要：主要比较了国内外常用的光伏发电与风力发电的并网技术标准，分别从并网方式，电压偏差、电压波动和闪变、频率、谐波、直流注入等电能质量指标，保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。指出了国内现有标准存在的不足，在并网技术标准的制定过程中，应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。
关键词：新能源发电；智能电网；光伏发电；风电；并网技术；标准中图分类号：TM 732；TM 61
文献标识码：A
文章编号：1006－6047（2011）11－0001－07
收稿日期：2011-05-10；修回日期：2011-09-25
基金项目：国家重点基础研究发展计划（973计划）资助项目（2009CB219700）；国家自然科学基金资助项目（51007062）
Project supported by the National Basic Research Program of China （973Program ）（2009CB219700）and the National Natural Science Foundation of China （51007062
）
电力自动化设备
Electric Power Automation Equipment
Vol．31No .11Nov.2011
第31卷第11期2011年11月
欧美发达国家近年提出SmartGrid 、IntelliGrid 等概念和研究计划［1］。风力发电、光伏以及燃料电池发电等分布式可再生能源由于其本身的不稳定性，给传统配电网的电压、电能质量、继电保护等方面带来了诸多不利影响［2-3］。新能源发电并网标准是推进新能源与智能电网发展的技术基础和先决条件。本文对现有的光伏发电与风力发电并网技术标准分别进行了比较，指出了在光伏发电与风力发电并网标准中应该重点考虑的问题。
1光伏发电与风力发电并网标准概述
许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏发电系统并网技术标准，如美国的IEEE 、NEC 、UL 标准等，我国光伏标准委员会及国家电网公司也制定了光伏发电系统并网标准。国际电工委员会（IEC ）制定的IEC 标准是被广泛接受和采用的国际标准。
国际电工委员会在1994年率先制定了风轮发电机系统IEC61400系列标准，并被日本和欧洲众多国家和地区接纳和采用，该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。此外，IEEE 也提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范［4］。中国国家标准是参考IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家的风力发电并网标准而制定的。
此外，IEEE1547—2003标准第一次尝试统一所有类型分布式发电DG （Distributed Generation ）性能、运行、测试、安全、维护等方面的标准和要求，得到了国际上最广泛的认可［5］，目前已经发展成为一系列的标准IEEE1547.1—IEEE1547.6（作为分布式
发电的光伏发电和风力发电可参考此标准）。许多国家都有自己的DG 并网技术标准：加拿大2个主要的DG 互联标准为C22.2NO.257和C22.3NO.9；新西兰在2005年完成了基于逆变器的微电源标准AS4777.1、AS4777.2、AS4777.3［6］。
2
光伏发电并网技术标准
2.1
并网方式
我国GB ／T19939—2005标准［7］根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流2种并网方式，但并未对光伏发电系统的并网容量和接入电压等级进行详细规定。
日本《电气事业法》（1998年）对家用光伏发电系统与公用电力系统的并网原则上进行如下区分：单独家用用户的电力容量不足50kW 的发电设备与低压配电线（电压600V 以下）并网，不足2000kW 的发电设备与高压配电线（电压大于600V 小于7000V ）并网。表1列出了日本《电气事业法》所规定的根据光伏发电系统输出容量及受电电力容量的并网区分及电气设备的分类［8］。
每家用户的电力容量／kW
并网系统的区分电气设备
的种类
光伏发电系统的输出容量受电电力的容量
（合同电力）
20以下
［0，50］
和低压配电线并网一般电气设备
（小功率发电设备）
（50，2000］
和高压配电线并网专用电气
设备
20以上
50以下
（0，50］和低压配电线并网专用电气设备（50，2000］和高压配电线并网专用电气设备50以上
（0，50］
和高压配电线并网专用电气设备（50，2000］
和高压配电线并网
专用电气设备
表1光伏发电系统并网方式
Tab.1Grid -connection mode of PV
power generation system
第31卷电力自动化设备
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］中，根据光伏电站接入电网的电压等级（0.4kV、10~35 kV、66kV）将光伏电站划分为小型、中型和大型，但没有明确光伏电站的容量。IEEE929—2000［10］中对小型、中型和大型光伏发电系统的容量分别规定为≤10kW、10～500kW和≥500kW。建议我国在制定标准时可以参考国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》、IEEE929和日本的相关规定，综合考虑光伏发电系统输出容量和受电电力容量，选择合适的并网电压等级和电气设备。
2.2电能质量
任何形式的光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量都应受控，在电压偏差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用要求并至少符合电能质量国家标准。
2.2.1电压偏差
通常情况下，光伏发电系统并网不允许参与公共连接点（PCC）电压的调节，不应造成电力系统电压超过相关标准所规定的范围，不应造成所连接区域电力系统设备额定值的过电压，也不能干扰电力系统中接地保护的协调动作。表2是国内标准GB／Z19939—2005［7］、GB／T19964—2005［11］、国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］和国外标准IEEE929［10］、IEEE1547［12］对光伏发电系统正常运行电压范围和公共连接点处电压偏差限值的规定。
由表2可见，我国标准均规定光伏发电系统并网处电压偏差应满足相应的电能质量国家标准，但是对正常运行电压范围的划分有所差别。建议根据光伏发电系统的并网容量、合同电力、并网电压等级等因素综合考虑制定合适的正常运行电压范围，既要避免范围限定过于严格，不利于降低光伏发电系统的并网运行利用率，也要避免范围过于宽泛，影响到并网电力系统的安全、稳定性。
2.2.2电压波动和闪变
IEEE1547［12］标准指出：分布式电源不能使地区电力系统电压超过ANSIC84.1—1995标准所规定的范围；与电网并列运行的分布式电源在PCC处引起电压波动不应超过±5%；分布式电源不应该造成区域电力系统中其他用户的电压闪变。IEEE929—2000［10］规定电压闪变限值不应超过IEEE519—1992［13］中的规定。IEC61727—2004［14］规定：光伏发电系统运行不应该使电压闪变超出IEC61000-3-3（＜16A系统）、IEC61000-3-5（≥16A系统）中的相关规定。
GB／Z19964—2005［11］及国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］均规定，光伏电站接入电网后，PCC点的电压波动和闪变应满足GB／T12326—2000的规定，光伏电站引起的电压闪变值应根据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。
一般而言，光伏发电系统与电网相联引起的电压波动和闪变很小，基本不会引起电网的电压波动和闪变值越限。
2.2.3频率
几乎所有的标准都要求光伏发电系统并网时应与电网同步运行。各标准对光伏发电系统的正常运行频率范围或偏差限值做出了相关规定，如表3所示［7，9-12，14］。
我国国家标准并未对光伏发电系统的正常运行频率范围做出规定，仅规定频率偏差限值为±0.5Hz。而GB／T15945—2008中规定，用户冲击负荷引起的系统频率变动一般不得超过±0.2Hz，当系统容量较小（系统装机容量不大于3000MW）时可以放宽到±0.5Hz。
IEEE929［10］中指出，对于小型独立的电力系统，不宜将频率偏差规定得太小，通常要在上述规定的频率范围外有一定的频率偏差。如将系统频率偏差规定得过小，势必影响电气设备对频率的适应性。对于大型的光伏发电系统，电网也许需要其能够主动参与调节电网频率。因此，本文建议可以将光伏发电系统看作一类特殊的负荷，采纳GB／T15945—2008中的方法，对容量较小的光伏发电系统制定较为宽泛的正常运行频率范围和偏差限值。
2.2.4谐波与波形畸变
大部分国内外标准规定，光伏发电系统的输出应该有较低的电流畸变水平以确保不会给并网的其他设备带来危害。国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表4所示［7，10-14］。
标准
并网处电压偏
差（占额定电压
的百分数）
正常运行电压
范围（占额定电
压的百分数）
IEEE929—2000
-88％～110％IEEE1547—2003
GB／T19939—2005-
GB／Z19964—200590％～110％国家电网公司
《光伏电站接入电网技术规定》
85％～110％35kV及以上＜10％，
20kV及以下三相±7％
35kV及以上＜10％，
20kV及以下三相±7％
35kV及以上＜10％，
20kV及以下三相±7％
表2光伏发电系统运行电压范围Tab.2Operating voltage range of PV power generation system
标准
正常运行频
率范围
频率偏差
限值IEEE929—2000
IEEE1547—2003
59.3～60.5-IEC61727—2004-±1 GB／Z19964—2005
GB／T19939—2005
-±0.5
国家电网公司《光
伏电站接入电网
技术规定》
49.5～50.2-
表3光伏发电系统正常运行频率范围Tab.3Normal operating frequency range of PV power generation system
Hz
王继东，等：光伏发电与风力发电的并网技术标准
第11期
国家标准、IEC61727—2004及IEEE 标准均规定偶次谐波电流畸变值不应超过奇次谐波的25%，对谐波次数小于35次的电流畸变限值的规定也相同。但国家标准和IEC61727没有规定谐波次数大于35的谐波电流畸变限值，本文建议该限值可参考IEEE1547标准进行补充完善。2.2.5直流分量
当光伏发电系统的并网逆变器输出端直接与电网连接（不带隔离变压器），逆变器存在参数不均衡、触发脉冲不对称等情况时，可能向电网注入直流电流。直流注入将会对变压器等电网设备产生不良影响。因此，国内外标准对光伏发电系统并网注入的直流分量均有限制，如表5所示［7，9-12，14］。
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》中对光伏电站并网运行时馈入电网的直流分量的限值要比国家标准严格。除了对光伏发电系统的直流注入进行限定之外，有些国家的标准还规定，一旦光伏发电系统的直流注入超过规定值就需在规定时间内切除电源［6］，这在我国标准中尚未体现。2.3保护与控制2.3.1电压异常
各标准对于光伏发电系统异常电压的响应时间
要求如表6所示，光伏发电系统应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除［7，9-10，12，14］。
由表6可知，各标准对各范围异常电压的响应时间要求基本相同，对异常电压的划分范围有所差别。异常电压范围的划分与2.2.1节中的正常运行电压范围有关。
2.3.2低电压穿越
有些标准还要求大型和中型光伏电站应具备一
定的低电压穿越能力，国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］中对大中型光伏电站的低电压穿越要求为：当并网点电压跌落至20%标称电压时，光伏电站能保证不间断并网运行1s ；且如果光伏电站并网点电压发生跌落后3s 内能恢复到标称电压的90%时，光伏电站应能保证不间断并网运行。建议在制定或修改国家标准时重点考虑这方面的问题，当电网故障时，充分利用光伏发电系统的低电压穿越能力为电网提供电压支撑。
2.3.3频率异常
当电网频率偏离规定的条件时，光伏发电系统应
该停止向电网供电。如果频率在规定的跳闸时间
内恢复到正常电网连续运行的情况，则不必停止供电。频率保护装置允许时间延迟的目的是为了避免由于短期扰动引起的误动作［7，9-10，12，14］。光伏发电系统对异常频率的响应时间如表7所示。
国家电网公司要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，这有利于光伏发电系统在一定条件下参与调节电网频率。我国在制定国家标准时，也应当考虑电网的实际情况，规定光
标准
THD ／％
IEC61727—2004GB ／Z19964—2005GB ／T19939—2005＜4.0＜2.0＜1.5＜0.6－5．0
＜1.0＜0.5-IEEE1547—2003IEEE929—2000IEEE519—1992
＜4.0＜2.0＜1.5＜0.6＜0.3奇次谐波25%以内 5.0
奇次谐波电流畸变限值／％
（1，11）
［11，17）［17，23）［23，35）［35，＋∞）偶次谐波电流畸变限值／％
［2，10）
［10，34）［34，＋∞）
表4光伏发电系统谐波电流畸变限值
Tab.4Harmonic current distortion limits of PV power generation system
标准
异常电压范围及响应时间
IEC61727—2004GB ／T19939—2005国家电网公司《光伏电站接入电网技术
规定》
［0，50%）为0.1s ［50%，85%）为2.0s （110%，135%）
为2.0s ［135%，+∞）为0.05s
IEEE1547—2003IEEE929—2000［0，50%）为0.16s ［0，50%）为6个电网周期
［50%，88%）为2.00s ［50%，88%）为120个网周期
（110%，120%）为1.00s （110%，137%）为120个电网周期
［120%，+∞）为0.16s ［137%，+∞）为2个电网周期
表6光伏发电系统对异常电压的响应时间
Tab.6Response time of PV power generation system to abnormal voltage
标准
IEEE1547—2003
IEEE929—2000
IEC61727—2004
GB ／T19939—2005GB ／Z19964—2005国家电网公司《光伏电站接入
电网技术规定》
直流分量不应超过额定输出电流的0.5%
不应超过逆变器额定输出电流的1%
不应超过交流额定值的0.5%
表5光伏发电系统输出直流分量限值
Tab.5Output DC component limits of PV
power generation system
伏发电系统的耐受系统频率异常的能力。2.3.4防孤岛保护
防孤岛保护是分布式电源特有的保护。几乎所有的标准均要求当光伏发电系统并入的电网失压，处于非计划孤岛运行时，需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。超出运行状态导致光伏发电系统停止向电网送电，在电网的电压和频率恢复到正常范围后，需延迟一段时间再并入电网运行。表8是国内外标准对发生非计划性孤岛时保护动作的时间以及电网恢复正常后并网延时的限值规定［7，9-10，12，14］。
IEEE929［10］和UL1741标准还规定，所有的并网逆变器必须具有防孤岛效应的功能，同时这2个标
准给出了并网逆变器在电网断电后检测到孤岛现象并将逆变器与电网断开的时间限制。我国还没有制定具有防孤岛功能的并网逆变器的相关标准，建议尽快加以制定完善。
3
风力发电并网技术标准
3.1
并网方式
目前，国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。考虑到不同的风力发电机组工作原理不同，因此其并网方式也有区别。国内风电场常用机型主要包括异步风力发电机、双馈异步风力发电机、直驱式交流永磁同步发电机、高压同步发电机等。同步风力发电机的主要并网方式是准同步和自同步并网；异步风力发电机组的并网方式则
主要有直接并网、降压并网、准同期并网和晶闸管软并网等［15］。
各种并网方式都有其自身的优缺点，根据实际所采用的风电机组类型和具体并网要求选择最恰当的并网方式，可以减小风电机组并网时对电网的冲击，保证电网的安全稳定运行。
我国在制定风力发电并网国家标准GB ／Z 19963—2005［16］时，只考虑到当时的风电规模和机组的制造水平，是一个很低的标准。近年来风电事业发展迅速，整体呈现大规模、远距离、高电压、集中接入的特点，对电网的渗透率越来越高，为使风电成为一种能预测、能控制、抗干扰的电网友好型优质电源，有必要对原有标准进行升级完善。
3.2电能质量
大部分国家和地区的风力发电并网标准均要求
风电场正常运行时满足本国家和地区的电能质量标准。
3.2.1电压偏差
表9给出了国内标准（GB ／Z19963—2005［16］、国家电网公司《风电场接入电网技术规定》［17］）和
IEEE1001—1988［18］对风电场正常运行电压范围和风
电场并网点处电压偏差限值的规定。
3.2.2
电压波动和闪变
由于风机的出力会受到风速随机性的影响，有可能在风力发电系统与电网接口处造成电压波动。
GB ／Z19963—2005［16］与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》［17］均规定，风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值和引起的电压变动和闪变应满足GB12326—2008的要求，其中风电场引起的长
时间闪变值Plt 按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。风力发电机组的闪变测试与多台风力发电机组的闪变叠加计算，应根据IEC61400-21有关规定进行。
IEEE1453—2004标准［19］中规定的220kV 以下闪变限值与我国国家标准GB12326—2000相同，该标准同时规定了电压超过230kV 系统的闪变限值，而在GB12326—2000中没有规定。GB12326—2008中虽然规定了系统正常运行时较小方式下220kV 以上的长时间闪变值Plt ，却未对短时间闪变值Pst 做出具体说明，建议做出补充修订。
标准
并网处电压偏差（占额定电压的百分数）
正常运行电压（占额定电压的
百数）
国家电网公司《风电场接入电网技术规定》＜10％，一般为额定电压的-3％～+7％
90％～110％GB ／Z19963—2005110kV 及以下系统：＜10％。220kV 及以上系统：-3％～+7％
90％～110％IEEE1001—1988
-
90％～110％
表9对风电场运行电压范围的规定
Tab.9Provisions of wind farm operating voltage range
标准
防孤岛保护动作时间／s
恢复并网IEEE1547—2003
IEEE929—20002至少5min 以后
IEC61727—2004GB ／T19939—20052
20s ～5min 以后国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》
-
小型光伏电站20s ~5min ，大中型光伏电站执行电力电度
部门指令
表8光伏发电系统防孤岛保护动作时间和恢复并网时间
Tab.8Operation time for anti -islanding protection and reconnection delay of PV power generation system
标准
最大分闸时间
IEEE929—20000.1s IEC61727—2004GB ／T19939—20050.2s
国家电网公司《光伏电站接入电网技术
规定》
小型光伏电站：0.2s 。大中型光伏电站：具有一定的耐系统频率异常的能力IEEE1547
小于等于30kW 系统，频率大于60.5Hz 或小于59.3Hz 时为0.16s 。大于30kW 系统，频率大于60.5Hz 或小于57.0Hz 时为0.16s ；频率小于59.8Hz 大于57.0Hz （可调设定点）时为0.16s 到300s 可调
表7光伏发电系统对异常频率的响应时间
Tab.7Response time of PV power generation system
to abnormal
frequency
第31卷
电力自动化设备
U 1／％
（占额定电压的百分比）t 1／ms U 2／％
（占额定
电压的百分比）
t 2／s
20625902156259030150853标准
国家电网公司《风电场
接入电网技术规定》
015090 1.5德国高短路电流德国低短路电流
15
600左右
90
3
美国标准
加拿大表11各标准中对风电场低电压穿越能力关键点的规定
Tab.11Requirements of various standards for
key points of wind farm LVRT
标准
正常进行频率范围／Hz
IEEE1001—198859．0～60．1GB ／Z19963—200549．5～50．2国家电网公司《风电场接入电网技术规定》
49．5～50．2
表10对风电场正常连续运行频率的规定
Tab.10Provisions of wind farm normal
operating frequency range
3.2.3
频率
我国和欧洲国家电网额定频率为50Hz ，美国和加拿大电网额定频率为60Hz ，因此，各个国家对于本国电网的正常频率范围和频率偏差限值的规定有所不同。表10给出了国内外标准对风电场正常连续运行时的频率范围［16-18］。
大部分标准均规定，当电网频率偏移正常运行范围时，在某些频率范围内可以允许风机短时间运行。我国国家标准和国网标准均要求频率与正常运行范围有较小偏差时，风电场可以并网运行一段时间；偏差过大时，风电场机组应逐步退出运行或根据电网调度部门的指令限功率运行。德国E.On 和VET 公司规定频率高于50.2Hz 时风机减少出力。西班牙规定低于47.5Hz 时风机停止运行。3.2.4谐波
GB ／Z19963与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》中均指出［16-17］，当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组或无功补偿设备时，需要对风电场注入系统的谐波电流做出限制。风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB ／T14549—1993的要求，其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机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。风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算，应根据IEC61400-21有关规定进行。3.3低电压穿越
低电压穿越LVRT （Low Voltage Ride Through ）是当电网故障或扰动引起的风电场并网点电压跌落时，在一定电压跌落范围内，风电机组能够不间断并网运行。
目前我国风电事业迅猛发展，伴随着风电装机容量的不断增加，其占电网总装机容量的比例不断增大，尤其是在电网的末端装机比重更大。当电网出现电压突降时，不具备低电压穿越能力的风力发电机组切机将对电网的稳定运行造成巨大影响。风力发电机组是否具备低电压穿越能力不但会对电网的安全稳定运行产生巨大影响，还会对风机本身寿命及运行维护成本产生影响。国家标准尚未对此做出任何规定，而国家电网公司《风电场接入电网技术规定》以及美国、加拿大、欧洲众多国家的标准均已经针对LVRT 制定了相关要求，可以作为重要的参考依据。
3.3.1
基本要求［17，20］
各国对于LVRT 的基本要求各不相同，但可以用几个关键点大致描述风电场LVRT 的要求：并网点电压跌落至某一个最低限值U 1时，风电机组能维持并网运行一段时间t 1，且如果并网点电压值在电压跌落之后的t 2时间内恢复到一定电压水平U 2，风电机组应保持并网运行。表11给出了各国标准中对风电场LVRT 能力要求曲线中U 1、t 1、t 2、U 2等关键点的限值。
国家电网公司《风电场接入电网技术规定》与美国标准对LVRT 的规定大致相同。加拿大规定，各省各地可以根据实际情况进行相应修改。2001年之前，德国电网上的风电机组在电网故障时都会切除；到2001年时有实现故障后有功支持的简单要求；2003年之后提出更高要求，要求无功电流贡献以控制电压。此外，双重电压降落特性是丹麦并网要求的一部分，它要求两相短路100ms 后间隔300ms 再发生一次新的100ms 短路时不发生切机；单相短路100ms 后间隔1s 再发生一次新的100ms 电压降落时也不发生切机。
3.3.2有功恢复［17，20］
国网标准要求对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后应快速恢复，以至少每秒10%额定功率的变化率恢复至故障前的值。
德国标准规定有功输出在故障切除后立即恢复并且每秒至少增加20%的额定功率；网络故障时，机组必须能够提供电压支持；如果电压降落幅度大于机端电压均方根值的10%，机组必须切换到支持电压；机组必须在通过提供机端无功功率进行的故障识别后20ms 内提供电压支持，无功功率的提供必须保证电压每降落1%的同时增加2%的无功电流。
丹麦规定：风电场应在电压重新到达0.9p.u.以上后，不迟于10s 发出额定功率。电压降落期间，并网点的有功功率应满足以下条件：在电压恢复到0.9p.u.后，应在不迟于10s 内满足与电网的无功功率交换要求。电压降落期间，风电场必须尽量发出风电场标称电流1.0倍的无功电流。
王继东，等：光伏发电与风力发电的并网技术标准
第11期
第31卷电力自动化设备
新国标的制定中，LVRT是让相关利益方颇有微词的关键所在。LVRT被认为是风电机组设计制造技术上的一大挑战，而且会增加风力发电成本，如果制定的不够合理，可能会影响到风电开发商的积极性，不利于风电产业的发展；另一方面，对于保证电网的稳定性，在电网故障时提供无功功率，支持电网恢复，LVRT能力必不可少。因此，如何制定恰当的LVRT标准，妥善协调各方利益极为关键。
对于接入点短路容量大的强系统，故障时电压跌落低，没有强LVRT能力的风机也能实现穿越，因此没必要对并网的风机要求很高的LVRT能力，从而降低成本；而对接入点短路容量小的弱系统，故障时电压也许会跌得很低，需要并网风机有很好的LVRT能力，而对太弱的系统要求过高也不现实。因此，在风电场规划设计阶段，有必要慎重选择并网点，并对风机提出实际可行的LVRT要求［21］。
4结语
加快制定各种形式新能源并网标准以及完善现有标准是推动智能电网发展的原动力之一。目前，除了光伏发电和风力发电，我国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范，而已制定的标准还不够成熟，尚需进一步发展和完善。
本文针对目前新能源发电应用最为广泛的光伏发电和风力发电，将国内外相关的主要并网技术标准分别进行了综合比较分析，指出了国内标准存在的不足并提出了一些初步建议，为国内标准的进一步完善提供参考依据。
参考文献：
［1］张强，张伯明，李鹏.智能电网调度控制架构和概念发展述评［J］.电力自动化设备，2010，30（12）：1-6，35.
ZHANG Qiang，ZHANG Boming，LI Peng.Review of structure and concept evolution of dispatch and control system for smart grid［J］.Electric Power Automation Equipment，2010，30（12）：1-6，35.
［2］于慎航，孙莹，牛晓娜，等.基于分布式可再生能源发电的能源互联网系统［J］.电力自动化设备，2010，30（5）：104-108.
YU Shenhang，SUN Ying，NIU Xiaona，et al.Energy Internet system based on distributed renewable energy generation［J］.
Electric Power Automation Equipment，2010，30（5）：104-108.［3］别朝红，李更丰，王锡凡.含微网的新型配电系统可靠性评估综述［J］.电力自动化设备，2011，31（1）：1-6.
BIE Zhaohong，LI Gengfeng，WANG Xifan.Review on reliability of new distribution system with micro-grid［J］.Electric Power Automation Equipment，2011，31（1）：1-6.
［4］ANSI／IEEE.Std1021-1988IEEE recommended practice for utility interconnection of small wind energy conversion system ［S］.New York，USA：Institute of Electrical and Electronics Engineers，1987.
［5］薛迎成，邰能灵，杨兴武，等.美国和欧洲的分布式发电互联技术准则比较［J］.华东电力，2009，37（3）：406-411.
XUE Yingcheng，TAI Nengling，YANG Xingwu，et https://www.360docs.net/doc/e010897862.html,parison
of distributed generation interconnection technical criteria between America and Europe［J］.East China Electric Power，2009，37（3）：406-411.
［6］薛迎成，邰能灵.国际上分布式电源的互联标准介绍［J］.南方电网技术，2008，2（6）：13-17.
XUE Yingcheng，TAI Nengling.Introduction to the existing DG interconnection standards worldwide［J］.Southern Power System Technology，2008，2（6）：13-17.
［7］中国国家标准化管理委员会.GB／T19939—2005光伏系统并网技术要求［S］.北京：中国标准出版社，2006.
［8］日本太阳光发电协会编.太阳能光伏发电系统的设计与施工［M］.
刘树民，宏伟，译.北京：科学出版社，2006：182.
［9］国家电网公司.Q／GDW617—2011光伏电站接入电网技术规定［S］.［S．l.］：国家电网公司办公厅，2011.
［10］IEEE Standards Coordinating Committee21on Fuel Cells，Pho-tovoltaics，Dispersed Generation，and Energy Storage.IEEE Std929-2000IEEE recommended practice for utility interface of photovoltaic systems［S］.New York，USA：Institute of Electrical and Electronics Engineers，2000.
［11］中国国家标准化管理委员会.GB／Z19964—2005光伏发电站接入电力系统技术规定［S］.北京：中国标准出版社，2006.［12］IEEE Standards Coordinating Committee21on Fuel Cells，Pho-tovoltaics，Dispersed Generation，and Energy Storage.IEEE Std1547-2003IEEE standard for interconnecting distributed resources with electric power systems［S］.New York，USA：Institute of Electrical and Electronics Engineers，2003.
［13］Transmission and Distribution Committee of the IEEE Power Engineering Society and Static Power Converter Committee of the IEEE Industry Applications Society.IEEE Std519-1992 IEEE recommended practices and requirements for harmonic control in electrical power system［S］.New York，USA：Institute of Electrical and Electronics Engineers，1993.
［14］IEC Technical Committee82：Solar Photovoltaic Energy Systems.
IEC61727-2004PhotoVoltaic（PV）systems-characteristics of the utility interface［S］.Geneva，Switzerland：IEC Central Office，2004.
［15］李建春.风力发电机组并网方式分析［J］.中国科技信息，2010（1）：25-27.
LI Jianchun.Mode of grid-connected wind turbine［J］.China Science and Technology Information，2010（1）：25-27.
［16］中国国家标准化管理委员会.GB／Z19963—2005风电场接入电力系统技术规定［S］.北京：中国标准出版社，2006.
［17］国家电网公司.Q／GDW392—2009风电场接入电网技术规定［S］.北京：中国电力出版社，2010.
［18］IEEE Standards Coordinating Committee23，Dispersed Storage and Generation.IEEE Std1001-1988IEEE guide for interfacing dispersed storage and generation facilities with electric u-tility system［S］.New York，USA：Institute of Electrical and Elec-tronics Engineers，1989.
［19］Transmission and Distribution Committee of the IEEE Power Engineering Society.IEEE Std1453-2004IEEE recommended practice for measurement and limits of voltage fluctuations and associated light flicker on AC power systems［S］.New York，USA：Institute of Electrical and Electronics Engineers，2005.［20］迟永宁.各国风电并网导则对低电压穿越的要求［EB／OL］.
［2010－12－19］.http：∥https://www.360docs.net/doc/e010897862.html,／files／Ge_Guo_ Feng_Dian_Bing_Wang_Dao_Ze_Dui_Di_Dan_Ya_Chuan_Yue_De_ De_Yao_Qiu_.ppt.
Standards of grid -connection technology for photovoltaic and
wind power generations
WANG Jidong 1，ZHANG Xiaojing 1，DU Xuhao 1，LI Guodong 2
（1.Key Laboratory of Smart Grid of Ministry of Education ，Tianjin University ，
Tianjin 300072，China ；2.Tianjin Electric Power Science &Research Institute ，
Tianjin 300022，China ）
Abstract ：The standards of grid -connection technology commonly used at home and abroad for photovoltaic and wind power generations are compared.The grid -connection mode ，the power quality indicators including voltage deviation ，voltage fluctuation and flicker ，frequency ，harmonics and DC injection ，the protection and control and the low -voltage ride -through of wind farm are analyzed in detail.The inadequacies of existing domestic standards are pointed out and it is suggested that the output capacity of grid -connected system ，the voltage level of grid and other factors should be considered during the development of grid -connection technology standards.Key words ：new energy power generation ；smart grid ；photovoltaic power generation ；wind power ；interconnection technology ；standards
王继东，等：光伏发电与风力发电的并网技术标准
第11期
1111111111111111111111111111111111111111111111
国电南京自动化股份有限公司与美卓公司
签署成立合资公司协议
2011年8月1日，国电南京自动化股份有限公司与美卓自动化有限公司在北京签署了
《合资经营合同》，共同出资组建“合资公司”———“南京国电南自美卓控制系统有限公司”。“合资公司”股东方出资总额为人民币6716万元，国电南自拟出资人民币4500万元，占“合资公司”67％股份，合资后将整合双方电厂自动化的业务，通过研究、开发、设计、制造、组装、工艺设计、销售、测试及出口DCS 系统、电厂电气产品、信息系统及数字化电厂解决方案，并提供相关技术支持、相关软件产品与售后服务，实现强强联合、优势互补，共同打造“数字化电厂”。
（国电南京自动化股份有限公司
宋丽红
刘婕）
［21］ABBEY C ，JOOS G.Effect of Low Voltage Ride Through
（LVRT ）characteristic on voltage stability ［C ］∥2005IEEE Power
Engineering Society General Meeting.San Francisco ，CA ，USA:［s.n.］，2005：1901-1907.
（实习编辑：黄
琳）
作者简介：
王继东（1977-），男，山东邹城人，副教授，博士，主要研究方
向为电力系统电能质量及微网（E -mail ：jidongwang@https://www.360docs.net/doc/e010897862.html, ）；
张小静（1987-），女，山东临沂人，硕士研究生，主要研究方向为分布式发电系统的电能质量（E -mail ：zxjlc1015@https://www.360docs.net/doc/e010897862.html, ）；
杜旭浩（1986-），男，河北保定人，硕士研究生，主要研究方向为分布式发电系统的电能质量（E -mail ：duxuhao97@https://www.360docs.net/doc/e010897862.html, ）；
李国栋（1978-），男，天津人，工程师，主要从事电能质量控制、分析与管理工作（E -mail ：TiLgd@https://www.360docs.net/doc/e010897862.html, ）。
CGCGF001：2009 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
CGC 北京鉴衡认证中心认证技术规范 CGC/GF001：2009 （CNCA/CTS 0004-2009） 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 Technical Specification and Test Method of Grid-connected PV inverter below 400V 2009-8-3发布 2009-8-3实施 北京鉴衡认证中心发布
目 次 目 次..............................................................................I 前 言............................................................................III 并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法. (1) 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (2) 4 产品分类 (3) 4.1 产品型式 (3) 4.2 输出功率型谱 (3) 5 技术要求 (4) 5.1 使用条件 (4) 5.2 机体和结构质量 (4) 5.3 性能指标 (4) 5.4 电磁兼容性 (6) 5.5 保护功能 (6) 5.6 通讯 (7) 5.7 自动开/关机 (7) 5.8 软启动 (7) 5.9 绝缘耐压性 (7) 5.10 外壳防护等级 (8) 6 试验方法 (8) 6.1 试验环境条件 (8) 6.2 机体和结构质量检查 (8) 6.3 性能指标试验 (8) 6.4 电磁兼容试验 (9) 6.5 保护功能试验 (9) 6.6 通讯接口试验 (12) 6.7 自动开/关机试验 (12) 6.8 软启动试验 (12) 6.9 绝缘耐压试验 (12) 6.10 环境试验 (12) 7 检验规则 (12) 7.1 检验分类 (12) 7.2 出厂检验 (13) 7.3 型式检验 (13) 8 标志、包装、运输、贮存 (14) 8.1 标志 (14) 8.2 包装 (14) 8.3 运输 (14)
光伏并网发电相关的标准(TC82)
光伏并网发电相关的标准（TC82） N O1.I E C60891-1987,p r o c e d u r e s f o r t e m p e r a t u r e a n d i r r a d i a n c e correct ions to measured I-V characteristics of crystalline silicon photovoltaic (PV) devices. Amendment NO1. NO2. IEC 60904-1：1987, PV Part1：Measurements of PV current-voltage characteristics. NO3. IEC 60904-2：1989, Photovoltaic devices-Part2：Requirements for reference solar cells. NO4. IEC 60904-3-1989, Photovoltaic devices-Part3-Measurement principles for terrestrial photovoltaic (PV) s olar devices with reference spectral irradiance data. NO5. IEC 60904-5-1993, Photovoltaic devices-Part5Determination of the equivalent cell temperature (ECT) of photovoltaic (PV) devices by the open-circuit voltage method. NO6. IEC 60904-6：1994, Photovoltaic devices-Part6：Requirements for reference solar modules. NO7. IEC 60904-7-1995, Photovoltaic devices-Part7 Computation of s p e c t r a l m i s m a t c h e r r o r i n t r o d u c e d i n t h e t e s t i n g o f a p h o t o v o l t a i c device. NO8. IEC 60904-8-1995, Photovoltaic devices-Part8 Guidance for the measurement of spectral response of a photovoltaic device. Second edition (1998). NO9. IEC 60904-9：1995, Photovoltaic devices-Part9：Solar simulator performance requirements. NO10. IEC 60904-8：1998, Photovoltaic devices-Part10：Methods of linearity measurement. NO11. IEC 61173：1992, Overvoltage protection for photovoltaic (PV) power generating systems-Guide. N O12.I E C61194： 1993, Characteristics parameters of stand-alone photovoltaic (PV) systems. NO13. IEC 612151993, Crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules. Design Qualification and type approval. NO14. IEC 61277：1995, Guide:General description of photovoltaic (PV) power generating systems. NO15. IEC 61345：1998, UV test for photovoltaic (PV) modules. NO16. IEC 61427, Secondary cells and batteries for photovoltaic (PV) energy systems-General requirements and methods of test. NO17. IEC 61646：1996, Thin film silicon terrestrial PV modules-Design Qualification and type approval. NO18. IEC 61683：1999, PV system-power conditioners-procedures for measuring efficiency. NO19. IEC 61701：1995, Salt mist corrosion testing of photovoltaic (PV) modules. NO20. IEC 61702：1995, Rating of direct coupled photovoltaic (PV) pumping systems.
光伏电站并网验收标准
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。
光伏并网发电防逆流方案
. 光伏并网发电防逆流 自动控制技术方案和实施方案 保定特创电力科技有限公司
1工程概况 光伏电源并网供电系统，与其公众电网配电系统（380V低压侧供电）一起并网供电。鉴于对于负荷变化控制有特殊要求，一方面需要供电部门保证用户的供电质量和可靠性，同时使光伏电源能正常工作，充分发挥光伏能源经济效益和试验与示范作用。另一方面，光伏电源的运行不应影响配电系统的安全，不允许光伏电源通过低压配电380V 网络向电力系统倒送电，同时最科学合理使用光伏电源供电，减少用户用电成本。因此，需要对光伏电源进行安全控制。 本装置的任务是对配电变压器的低压侧380V侧进行实时监测；对光伏电源进行必要的控制。采用专门为其设计的微机装置和控制电路，这样可以保证保护动作快速性和控制的准确性。 2 工程配置原则 1、可靠性：提供成熟技术和可靠方案，保证电网运行安全。 2、先进性：工程施工不影响正常供电。 3、拓展性：工程方案易于拓展，有利于将来的升级改造。 4、智能性：先进的逻辑分析和控制手段，合理有效地提供清洁能源。 3 方案概述 光伏电源工程供电系统的运行方式： 光伏电源并网供电由光伏逆变器经过主变低压380V侧后，并网于供电局主进线线路。图纸见附图。 根据以上运行方式，这时的逆功率监控装置控制要求如下： 电流测量点为变压器的低压侧(或系统主进线)380V电力局总入口电流：IA,IB,IC。（由CT来） 电压测量点为变压器的低压侧380V并网电压：UAB、UBC。（电压直接采集来）
1、两个CT互感器的倍率为 A/5A；根据现场配置，精度0.5级 2、电压回路接线,为直接采集式.直接接在并网380V侧即可. 3、每个并网点需要控制的逆变器为3-6台，15KW. 20KW. 4、控制逆变器的方式为通过交流接触器分,合闸逆变器的交流侧方式。 3.1解决方案 基于以上分析，我们提出以下解决方案： 在每个并网点的低压侧电力局公网入口处安装一台TC-3065逆功率监控装置。实时监测380V低压线路的电流电压和功率方向、幅值，同时TC-3065逆功率监控装置控制多路接触器,控制逆变器的交流输出，TC-3065逆功率监控装置的外围设备（如电流互感器、空开、通讯线缆），用户需根据图纸设计自行安装在现场的低压交流配电柜或者低压侧计量柜内，户内柜体嵌入式安装方式。 3.2 系统自动控制过程与功能设置 光伏电源工程供电系统的正常运行方式：一台10kV/400V的配电变压器正常供电，同时清洁电源并网供电，此时的控制要求如下： （1）若测量点出现电压过高、或者电压过低、电流过高（通过设置参数整定），则TC-3065逆功率监控装置在液晶显示上发报警信息，可通过通讯把报 警信息上传。 （2）检测交流电网（AC380V，50Hz）供电回路三相电压、电流（测量点），判断功率流向和功率大小。如果电网供电回路出现逆功率现象，防逆流装 置立即逐级断开清洁电源并网系统中4个模组，直到逆功率现象消失。 防逆流装置控制清洁电源并网系统中4个模组断开逐级累加时间为不大 于600S（可设置）。 （3）逆功率恢复的控制：当防逆流装置检测到逆功率，切断清洁电源供电回路后，若测量点逆功率消失，并且检测到负荷功率（测量点的正向功率）大 于某一门槛值（可设定，单位W二次功率值）时，经过不大于600S延 时（可设置）后，防逆流装置把清洁电源并网系统中接入点合上（控制点）。
国家电网光伏电站并网技术标准解读
国家电网光伏电站并网技术标准解读 标准Standard编辑/孑L令欣 国家电网光伏电站并网技术 标准解读……………………………………………………………………………………………………………………………………… > ◎文/张军军秦筱迪 光伏系统接入电网作为光伏发 电的重要环节,直接关系到光伏发 电对公用电网的影响.未来光伏 并网多应用于110kV以下的输电线 路,电网运行环境极为复杂,并 网技术难点亦将倍增,光伏发电功 率的波动性,随机性,高渗透率给 中国电网的安全稳定运行带来了新 的挑战.为此,中国国家电网公司 于2011年颁布了Q/GDw617—2011 光伏电站接入电网技术规定和 Q/GDW618-2011((光伏电站接入 电网测试规程两项企业标准,对 不同电压等级,不同容量和不同并 网方式的光伏电站,在技术指标, 并网前应接受测试的项目和方法进 行规范.本刊就两项标准的相关要 求进行解读,以便企业参照执行.
一 , 一 般原则 这两项标准适用于接入380V 及以上电压等级的并网型光伏发电站,不适用于离网型光伏发电站. 我国太阳能资源分布和电能消 费的格局决定了在中国进行光伏发电时应采用集中开发,高压输送和分布接入,就地消纳两种形式. 这两种形式的光伏电站并网特性不同,其并网要求也有区别.标 准中按不同的接入电压等级对光伏发电站进行了分类:通过380V 电压等级接入电网的光伏电站为小型光伏发电站,通过10kV～35kV 电压等级接入电网的光伏电站为中型光伏发电站,通过66kV及以上电压等级接入电网的光伏电站为大型光伏发电站.按不同的并网连接方式,又将光伏发电站区分为: 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.为避免小型光伏发电站在用电低谷时向公用电网倒送电,小型光伏发电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%,这样还能允许小型光伏
光伏电站技术方案(整理后)
光伏电站技术方案 1.系统概况 1.1项目背景及意义 系统由室外太阳电池组件阵列系统、室外太阳能电池组件汇流系统、室内控制储能系统、逆变配电装置与布线系统、室内光伏发电综合测试系统组成。用于研究不同材料电池组件的光伏阵列，采取跟踪模式和固定模式时发电的情况，以及5种相同功率不同方式的太阳能电发电的对比。本系统建成后可以作为学校光伏科研方向的重点实验室，为学校学科建设、科技创新、人才培养发挥重要作用。 1.2光伏发电系统的要求 系统是一个教学实习兼科研项目，根据要求设计一个5kWp的小型光伏电站系统，包含3kWp的并网光伏系统，2kWp的离网光伏系统，共计平均每天发电约9.5kWh,可供一个1kW的负载工作9小时左右。 2.项目概况 2.1光伏系统方案的确定 根据现场资源和环境条件，系统设计采用独立型离网光伏系统和离散型并网光伏系统方案。 太阳能光伏并网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其专用固定支架； （2）光伏阵列汇流箱； （3）光伏并网逆变器； （4）系统的通讯监控装置；
（5）系统的防雷及接地装置； （6）土建、配电房等基础设施； （7）系统的连接电缆及防护材料； 太阳能光伏离网发电系统主要组成如下： （1）太阳能电池组件及其双轴跟踪逐日支架； （2）光伏阵列汇流箱； （3）光伏控制器； （4）光伏离网逆变器； （5）系统的通讯监控装置； （6）系统的防雷及接地装置； （7）土建、配电房等基础设施； （8）系统的连接电缆及防护材料； 3.设计方案 3.1方案介绍 将系统分成并网和离网两个部份。并网和离网系统中用到的太阳能电池组件有3种，一是175Wp单晶硅太阳能电池板，其工作电压为35.9V,开路电压为43.6V，经过计算，6块此类电池板串联，构成1个1KW的光伏阵列。二是175Wp多晶硅太阳能电池板，其工作电压为33.7V,开路电压为42.5V, 经过计算，6块此类电池板串
光伏发电技术习题及答案期末考试
第一章光伏发电系统习题 一、填空题 1. 太阳能利用的基本方式可以分为、、、。 2. 光伏并网发电主要用于和。 3. 光伏与建筑相结合光伏发电系统主要分为、。 4. 住宅用离网光伏发电系统主要用太阳能作为供电能量。白天太阳能离网发电系统对蓄电池进行；晚间，太阳能离网发电系统对蓄电池所存储的电能进行。 5. 独立光伏发电系统按照供电类型可分为、和，其主要区别是系统中是否有。 6. 太阳能户用电源系统一般由太阳能电池板、和构成。 7. 为能向AC220V的电器提供电能，需要将太阳能发电系统所发出的直流电能转换成交流电能，因此需要使用。 8.太阳能光伏电站按照运行方式可分为和。未与公共电网相联接独立供电的太阳能光伏电站称为。 二、选择题 1．与常规发电技术相比，光伏发电系统有很多优点。下面那一项不是光伏发电系统的优点( )。 A. 清洁环保，不产生公害 B. 取之不尽、用之不竭 C. 不存在机械磨损、无噪声 D. 维护成本高、管理繁琐 2．与并网光伏发电系统相比（）是独立光伏发电系统不可缺少的一部分。 A. 太阳能电池板 B.控制器 C. 蓄电池组 D.逆变器
3. 关于光伏建筑一体化的应用叙述不对的是（）。 A. 造价低、成本小、稳定性好 B.采用并网光伏系统，不需要配备蓄电池 C.绿色能源，不会污染环境。 D.起到建筑节能作用 4．（）是整个独立光伏发电系统的核心部件。 A、充放电控制器 B、蓄电池组 C、太阳能电池方阵 D、储能元件 5．独立光伏发电系统较并网光伏发电系统建设成本、维护成本（）A、无法预算B、偏低C、一致D、偏高 6．目前国外普遍采用的并网光伏发电系统是（） A、有逆流型并网系统 B、无逆流型并网系统 C、切换型并网系统 D、直、交流型并网系统 三、简答题 1.简述太阳能发电原理。 2.什么是光伏效应？ 3.简述光伏系统的组成。 4. BAPV和BIPV有什么区别？ 5．目前光伏发电产品主要用于哪些方面。 6．简述太阳能光伏发电系统的种类。 7．简述光伏发电与其他常规发电相比具有的主要特点。 8．根据自己的理解来简述太阳能光伏发电技术在生活中的应用。
(完整版)光伏发电站设计规范GB50797-2012
光伏发电站设计规范（GB 50797-2012）1总则 1.0.1为了进一步贯彻落实国家有关法律、法规和政策，充分利用太阳能资源，优化国家能源结构，建立安全的能源供应体系，推广光伏发电技术的应用，规范光伏发电站设计行为，促进光伏发电站建设健康、有序发展，制定本规范。 1.0.2本规范适用于新建、扩建或改建的并网光伏发电站和l00kWp及以上的独立光伏发电站。 1.0.3并网光伏发电站建设应进行接入电网技术方案的可行性研究。 1.0.4光伏发电站设计除符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。 2术语和符号 2.1术语 2.1.1光伏组件 PV module 具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件（solar cell module） 2.1.2光伏组件串 photovoltaic modules string 在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定直流电输出的电路单元。 2.1.3光伏发电单元 photovoltaic（PV）power unit 光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源。又称单元发电模块。 2.1.4光伏方阵 PV array
将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列。 2.1.5 光伏发电系统 photovoltaic（PV）power generation system 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。 2.1.6 光伏发电站 photovoltaic（PV）power station 以光伏发电系统为主，包含各类建（构）筑物及检修、维护、生活等辅助设施在内的发电站。 2.1.7辐射式连接 radial connection 各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 2.1.8 “T”接式连接 tapped connection 若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器与光伏发电站母线连接。 2.1.9跟踪系统 tracking system 通过支架系统的旋转对太阳入射方向进行实时跟踪，从而使光伏方阵受光面接收尽量多的太阳辐照量，以增加发电量的系统。 2.1.10单轴跟踪系统 single-axis tracking system 绕一维轴旋转，使得光伏组件受光面在一维方向尽可能垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.11双轴跟踪系统 double-axis tracking system 绕二维轴旋转，使得光伏组件受光面始终垂直于太阳光的入射角的跟踪系统。 2.1.12集电线路 collector line 在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和交
风力发电及风电并网技术现状与展望
风力发电及风电并网技术现状与展望 发表时间：2017-11-24T11:26:50.037Z 来源：《防护工程》2017年第17期作者：刘文华[导读] 如二滩送出安全稳定控制、华中—西北直流背靠背联网安全稳定控制、三峡发输电系统安全稳定控制。 陕西黄河能源有限责任公司陕西 710061 摘要：近年来,越来越多的风电场开始接入更高电压等级电网。风电的大规模接入对电网的运行带来诸多方面的影响,如电网安全稳定、风电送出、调频调峰、电能质量、备用安排、运行单位众多协调困难等问题,不仅影响到电网的安全运行,也影响到电网接纳风电的能力。通过对风电进行有效的控制,可以在现有的网架结构、电源结构、负荷特性、风电预测水平、风机制造技术水平等条件下,提高电网接纳风电的 能力,保证电网的安全稳定运行。 关键词：风电并网；控制技术；现状 1电网风电控制现状 1.1电网安全稳定控制现状安全稳定控制是提高电网输送能力,保证电网安全稳定运行的重要手段,目前在电网中已有大量的应用。如二滩送出安全稳定控制、华中—西北直流背靠背联网安全稳定控制、三峡发输电系统安全稳定控制、江苏苏北安全稳定控制等。但国内电网用于提高风电送出能力的电网安全稳定控制系统还处于探索阶段,如甘肃嘉酒电网区域稳定控制系统、承德地区风电电网安全稳定控制系统等。其实现方法都是在电网故障情况下,通过采取紧急控制措施来提高正常情况下的风电送出能力。风电场往往远离负荷中心,而这些地区的网架结构一般比较薄弱,电网送出能力有限。如甘肃酒泉千万千瓦级风电基地目前已实现风电并网5600MW左右,到2015年风电装机容量将大于12000MW,但刚投产的750kV送出通道,以及原有的330kV送出通道,由于电网安全稳定问题,送出能力不能满足需求。因此,考虑风电特性的电网安全稳定控制系统还有待进一步研究和探索。 1.2风电有功控制现状 风电发展初期,从电网角度,一般将其作为负的负荷考虑,通过采取一些手段,提高电网接纳风电能力,不考虑控制风电。随着风电的快速发展,通过其他手段,如改善负荷特性、优化开机方式、部署安全稳定控制提高风电送出能力等,提高电网接纳能力已经不能满足风电全部并网的需求,需要控制风电。 电网公司在控制风电有功时,初期采取调度员人工控制的模式,经过一段时间的运行,发现人工控制存在如下问题:a)若调度端调节不及时,将威胁电网安全。b)场站端调节速率慢,电网需要留较大的裕度保证安全。c)在电网最大允许及风电出力一定的情况下,由于风电出力的随机性、间歇性,人工控制难以根据各风电场来风情况实时优化控制,易造成分配不公,且难以保证风电出力的最大化。d)风电运行单位众多,调度员压力较大。e)各风电场看不到其他风电场的计划及出力,不利于网源和谐。因此,风电有功控制需考虑电网的约束条件,实时计算电网最大可接纳风电能力,根据接纳能力的变化以及各风电场当前出力和风电场提出的加出力申请、风电功率预测,利用各风电场风资源的时空差异优化计算各风电场的计划,并下发至各风电场,各风电场有功功率控制装置根据该计划值进行控制。 1.3风电无功控制现状 目前国内实际投产应用的无功电压控制技术和装置,主要是通过对常规电厂、变电站的调节来实现无功电压控制的,并未将风电场纳入进来进行调节控制。风电的随机性和间歇性易造成电网电压波动大,无功补偿设备投切频繁,传统电压调节控制方式已不再适用。目前国内电网对风电场接入的技术管理规范均是针对单个风电场并网点的技术指标进行考核的。一般要求首先充分利用风电机组的无功容量及其调节能力,仅靠风电机组的无功容量不能满足系统电压调节需要的,需在风电场集中加装无功补偿装置。实际运行的风电场都是根据自身并网点的考核指标进行无功电压控制来满足电网要求2风电场的控制现状 2.1风电场有功功率控制 由于风机协议的开放性差,目前风电场的有功功率控制功能模块一般部署在风机厂商提供的风电场集控系统上,对于由多种类型风机组成的风电场,其集控系统一般有多个。由于风电场的集控系统厂商众多,技术水平不一,而且风电场集控主站与风机自身的控制单元经常会出现通信异常,另外风电场的集控系统与常规电厂不同,其可靠性一般较低。即使在集控系统出现问题时,风电机组依然能够并网发电,因此单独依靠集控系统来调节风电场的有功功率,其可靠性不高,手段单一,难以满足电网控制需求。特别是紧急控制情况下,需要引入后备控制措施,所以风电场的有功控制一般采取如图1所示的模式。 图1 2.2风电场的无功电压控制 目前,风电场主要由双馈和直驱风电机组组成。从机组能力来看,双馈和直驱风电机组本身具备一定连续可调的无功功率范围。但由于国内风电机组一般采用恒功率因数控制模式,不具备机端电压调节功能,并且机组功率因数只能在停机状态下进行设定,不可在线调节,这对于保持系统的电压稳定性是非常不利的。
光伏发电并网及其相关技术发展现状和展望
光伏发电并网及其相关技术发展现状和展望 发表时间：2018-07-02T11:31:49.047Z 来源：《电力设备》2018年第7期作者：史锐秘鹏刘晓星[导读] 摘要：能源问题始终都是国际上密切关注的问题。新时代的今天，科学界以及产业界在研发与应用新能源技术中投入了很大的财力、物力以及人力资源。（国网山东省电力公司阳信县供电公司山东滨州 251800）摘要：能源问题始终都是国际上密切关注的问题。新时代的今天，科学界以及产业界在研发与应用新能源技术中投入了很大的财力、物力以及人力资源。太阳能作为一种高效的、清洁的能源，一直都是人们心中理想的能源类型。在各大理论研究体系日益完善下，光伏技术得以越发完健全。在太阳能转化成为电能中，光伏发电网并网技术发挥的力量不可磨灭。而对于光伏发电并网技术而言，其多样化的结 构对光伏企业运营工作有着新的要求。光伏发电并网作为电能输送中关键一部分，可以说其扮演着重要的角色，其是否可以安全运作影响着整个供电系统稳定运作。关键词：光伏发电；并网；相关技术；发展现状；展望引言近年来，随着社会的迅速发展，国家对电力的需求量也在逐年增加，对以化石为能源的发电类企业的环境监管离地日益增高，这使得太阳能、风能等清洁、绿色能源受到了广泛的认可与关注。当前，太阳能光伏发电技术已日趋成熟，能够实现经济与高效运行目标，有利于推动国家经济的迅速发展，并且还能够满足社会能源消耗需求，这使得光伏发电并网及其相关技术的发展成为人们高度关注的对象。 1 光伏并网发电系统的设计光伏并网发电系统是光伏发电系统中的一个重要组成部分，其运行的原理是通过逆变器来发挥作用，向着全社会供应电能。对光伏电池进行陈列，对太阳能实现收集，其设置的位置可以在建筑顶部还可以是荒漠、隔壁等环境中，从而保证太阳能充足的条件下实现光伏电池阵列。DC/DC，为功率跟踪器，此设备能够保证光伏并网发现系统中的功率保持在一定的状态中，通过蓄电池作用的发挥，保证光伏发电项目能够实现调度，最终将电能储存起来，当然同时这对于DC/AC的工作负担也相应的增加。DC/AC是指电网系统与光伏发电系统相互进行连接中所采用的逆变器，通过系统的应用实现了稳定性连接，通过大量的光伏发电项目接入其中，保证了电网实现智能化的过程，也对全社会推广太阳能资源进行提升，对传统电能面临的压力是很大程度上进行了缓解。 2 并网光伏发电系统的优势 ①能够利用清洁干净的、可再生的自然能源太阳能发电，不会耗用不可再生的且资源有限的含碳化石能源。在实际使用过程中，也不会产生温室气体与污染物，能够较好的保护生态环境，满足经济社会持续、和谐发展需求。②所发电能馈入电网，以电能为储能装置，节省了蓄电池，相比于独立的太阳能光伏系统，可节省大约35～45%的建设投资，大大降低了发电成本。同时，由于其省去了蓄电池，还可提升系统的平均无故障时间与蓄电池的二次污染。③分布式安装，就近就地分散供电，灵活的进入、退出电网，可有效增强电力系统抵御灾害的能力，改善电力系统自身的负荷平衡状况，降低线路损耗。④可发挥调峰效用。就目前情况来看，联网太阳能是世界上个发达国家在光伏应用领域中竞争发展的关键，是世界太阳能光伏发电的主要发展趋势，市场较大，发展前景十分可观。 3 光伏并网发电系统中的关键技术 3.1 并网逆变器控制技术并网逆变器可确保光伏并网发电系统的灵活性，进而使得工程的多样化需求得以满足，为太阳能始终处于最佳的转换状态提供保障。同时，逆变器还可控制光伏并网发电系统的工作模式，为电流提供直接或间接控制的方法。近年来，随着科学的迅速发展，间接与直接控制不断融合发展，较好的发挥了间接、直接电流的控制效果，弥补了双方的缺陷，融合之后的并网逆变器控制能够实时跟踪电流变化情况，以保证电流的稳定性。并网逆变器控制重点技术主要包括：①数字控制技术，该技术是并网逆变器控制技术的重要基础，是一种热电技术。②PID控制技术，其主要是采用全量、增量的方法支持逆变器的运行，此类技术相对成熟。③重复+PI混合控制技术，此类技术具有复合的特征，能够以复合的方式控制逆变器的运行，从而确保逆变器的稳定性。 3.2 最大功率点跟踪技术最大功率点跟踪技术是将光伏并网发电系统所处的环境进行确定，根据气候中的温度、湿度以及光照等因素实现对并网的调节，并根据发电系统的自身曲线特征绘制相应的过程图，根据曲线图片中显示的变化，对并网发电项目中的功率点实现跟踪的目的。最大功率点跟踪技术是否能够高效率运行与光伏并网发电项目的运行效果有很大关系，在应用中主要采用下面两种方法：（1）扰动观察法，此种方法通过扰动状态前后光伏发电系统产生的变化进行显示，将最大功率点的位置确定处理，通过扰动中电压的控制，形成电压差，最终实现对发电的扰动，确定出跟踪功率的整体状态。（2）电导增量法，这种方法通过变化量以及瞬间电导数据之间的变化情况，将光伏列阵中的一些曲线变化情况确定出来，将峰值找出，确定是否此时段处于最大值，查看电导增量检查中需要确定一个特定的阈值 E，当最大功率处于 ±E 的范围内时，即可找出并网发电的最大功率点。 3.3 并网发电功率预测并网发电功率预测，此项技术能够通过预测作用，在光伏并网发电系统运行中对可能遇到的各种干扰情况进行预测并采取相应的措施降低影响，光伏并网发电系统的整体水平通过此技术的应用能够有效得到维护。在预测并网发电功率的过程中通过间接以及直接两种方式形成，将其中可能存在的影响因素找出来，提升系统之间的转化效率，对并网发电的功率全面实现预测功能，另外将功能预测中的各项数据严格处理，实现系统的功率预测功能全面开展。 4 光伏发电并网系统发展前景近年来，随着科学技术的迅速发展，我国在光伏发电并网系统方面已经研发出了一些新型技术，在光伏发电并网系统的控制与切换方面依旧需要继续、深入研究分析。为了提升光伏发电并网系统的工作效率，必须全面掌握光伏发电并网系统的控制，并且还需妥善解决并网光伏发电系统的切换问题，以确保光伏发电并网系统能够大规模的运用于普通用户。光伏发电并网系统是太阳能发电的应用系统，具有太阳能发电系统的所有优势，但其还具备价格贵、投资高、发电量受气候变化影响等方面的缺陷，是现阶段并网光伏发电系统运行存在的主要问题，但随着日后科技的不断进步，并网光伏发电系统必将成为全民的发电系统。结束语
光伏发电并网技术标准-南网
Q/CSG 中国南方电网有限责任公司企业标准 光伏发电并网技术标准 Technical standard for photovoltaic power system connected to power grid 中国南方电网有限责任公司发布
目录 前言 (1) 1范围 (2) 2规范性引用文件 (2) 3术语与定义 (3) 4总体要求 (3) 5含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计 (4) 5.1区域光伏发电出力特性分析 (4) 5.2区域电网光伏发电消纳能力分析 (4) 5.3区域电网适应性改造分析 (6) 6并网一次部分 (7) 6.1电力电量平衡 (7) 6.2接入电网方案 (8) 6.3潮流计算 (9) 6.4稳定分析 (9) 6.5短路电流计算 (9) 6.6无功补偿 (9) 6.7并网线路一次设备配置 (10) 7并网二次部分 (10) 7.1继电保护与安全自动装置 (10) 7.2监测与计量 (10) 7.3功率预测 (11) 7.4功率控制 (12) 7.5无功控制 (12) 7.6运行适用性 (13) 7.7调度自动化 (14) 7.8通信 (14) 附录A (16) 附录B (18) 附录C (20)
前言 为贯彻落实将南方电网公司建设成经营型、服务型、一体化、现代化的企业，指导和规范接入公司所属各分省公司、地（市、州）级供电企业的光伏发电并网规划设计、建设和运行，特制定本标准。 本标准以国家及行业的有关法律、法规、标准、导则为基础，结合公司各级供电企业的光伏发电并网现状、运行管理及发展需求而提出，公司及所属各分省公司、地（市、州）级供电企业，以及在公司范围内规划建设光伏发电的企业应遵照本标准。 本标准由南方电网公司计划发展部归口。 本标准起草单位：南方电网公司计划发展部，系统运行部，设备部，南网科研院，广东、广西、云南、贵州、海南电网公司。 本标准起草人：吴争荣、申展、卢斯煜、马溪原、王彤、雷金勇、许爱东、周保荣、郭晓斌、陈旭、彭波、刘利平、张雪莹、刘宝林、李小伟、郑伟、余幼璋、陈明帆、程军照。
光伏电站建设并网涉网流程完整细则
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
光伏发电并网系统工程设计技术探讨
光伏发电并网系统工程设计技术探讨 摘要：太阳能光伏系统主要利用太阳能电池组件与其他辅助设备将太阳能转变 为电能，分为独立系统、并网系统与混合系统三种。它最大特点是光伏阵列产生 的直流电经过并网逆变器转换成符合电网要求的交流电，直接接入电网网络，并 网系统中PV 方阵所产生电力除了供给交流负载外，多余电力还能及时反馈给电网。而且我国幅员辽阔，日照时间和面积有很大优势，为太阳能光伏发电系统的 应用提供了良好的条件。 关键词：光伏发电并网系统；工程设计；技术； 随着社会的飞速进步，传统能源的紧缺及其对环境带来的负面影响给新能源 的蓬勃发展带来了新的契机。可以肯定，在未来的几十年中以太阳能为首的新能 源势必将逐步取代传统能源。目前，光伏发电技术主要应用于独立光伏系统与并 网光伏发电系统。 一、太阳能光伏发电并网系统的核心关键技术 并网发电系统一般由太阳组件，并网逆变器等组成。通常还包括数据采集系统、数据交换、参数显示和监控设备等。并网发电方式是将太阳能电池阵列所发 出的直流电通过逆变器转变成交流电能输送到公用电网中，无需蓄电池进行储能，相比较而言，并网发电较便宜，而且完全无污染。并网发电系统采用的并网逆变 器拥有自动相位和电压跟踪装置，能够非常好的配合电网的微小相位和电压波动，不会对电网造成影响。太阳能光伏发电并网系统所运用的核心技术有最大功率点 追踪（MPPT）技术、注入电网的谐波电流控制及控制与保护。①对太阳能光伏 发电系统运用的最大功率点追踪技术来说，英文全称为Maximum Power Point Tracking，主要对光伏系统的电气模块工作状态进行调节，使光伏板能够输出更多电能，并将太阳能电池组件产生的直流电有效地储存在蓄电池中，光伏电池的输 出功率和最大功率点追踪控制器的工作电压有直接的关系，只有在最合适的电压 之下，其输出功率才有唯一的最大值。而当前应用的最大功率点追踪技术主要有 在线扰动法、下山法、微分法及模糊规则法四种，能够动态地对太阳能辐射能量 进行追踪。②为了保证电能的质量，要抑制注入电网的谐波电流，保证在最低水平，主要的方法有提高载波频率、合理整定参数、滤波器设计以及群控技术等。 对于控制与保护来说，主要难点在于速度要求、与电网配合方面，常见的保护措 施有抗孤岛保护可整定短路、过欠压/频保护及通讯接口对接。 二、光伏发电并网系统工程设计技术 1.子系统的构成。太阳能光伏发电系统的各个子系统都是相对独立的，均是 由光伏子系统、直流监测配电系统以及并网逆变器系统等构成，将各个子系统的 进行有机结合后，再进行380V 三相交流电接至升压变，最后进入供电网络。 2.主设备选型。在大多数情况下，单台逆变器的容量越大，单位造价就会相 对较低，但是当单台逆变器容量过大时，一旦出现故障就会对整个电网系统产生 重大的影响，因此需要依据光伏组件安装场地的真实状况，选取适合额定电量的 并网型逆变器。在当前国内生产的并网逆变器单台容量最大可以达到500kVA，但是100kVA 及以上的产品的运行不足。为确保光伏发电场能够稳定、经济的运行，并网型逆变器能通过分散成组相对独立并网的方式，这就能够促进整个光伏发电 系统的顺畅运营。并网型逆变器需要过、欠电压，过、欠频率，进行短路保护， 防孤岛效应，逆向功率保护等保护方式。每个逆变器都需要连接到多个串光伏电 池组件，而这些电池组件可以利用直流监测配电箱连接到逆变器。直流监测配电
风电并网技术标准(word版)
风电并网技术标准(word版)
ICS 备案号: DL 中华人民共和国电力行业标准 P DL/Txxxx-200x 风电并网技术标准 Regulations for Wind Power Connecting to the System (征求意见稿) 200x-xx-xx发布200x-xx-xx实施中华人民共和国国家发展和改革委员会发布
DL/T —20 中华人民共和国电力行业标准 P DL/Txxxx-2QQx 风电并网技术标准 Regulations for Wind Power Connecting to the System 主编单位:中国电力工程顾问集团公司 批准部门:中华人民共和国国家能源局 批准文号:
前言 根据国家能源局文件国能电力「2009]167号《国家能源局关于委托开展风电并网技术标准编制工作的函》，编制风电并网技术标准。《风电场接入电力系统技术规定》GB/Z 19963- 2005于2005年发布实施，对接入我国电力系统的风电场提出了技术要求。该规定主要考虑了我国风电尚处于发展初期，风电机组制造产业处于起步阶段，风电在电力系统中所占的比例较小，接入比较分散的实际情况，对风电场的技术要求较低。根据我国风电发展的实际情况，各地区风电装机规模和建设进度不断加快，风电在电网中的比重不断提高，原有规定已不能适应需要。为解决大规模风电的并网问题，在风电大规模发展的情况下实现风电与电网的协调发展，特编制本标准。 本标准土要针对大规模风电场接入电网提出技术要求，由风电场技术规定、风电机组技术规定组成。 本标准由国家能源局提出并归口。 本标准主编单位:中国电力工程顾问集团公司 参编单位:中国电力科学研究院 本标准主要起草人：徐小东宋漩坤张琳郭佳李炜李冰寒韩晓琪饶建业佘晓平
500kW光伏发电并网逆变器技术规范
500kW光伏发电并网逆变器技术规范 1 概述 本技术规范规定了500kW光伏发电并网逆变器(以下简称光伏逆变器)的环境条件、基本参数、技术要求、检验规则、验收规范等。 本技术规范适用于500kW光伏发电并网逆变器(以下简称光伏逆变器)的制造、出厂检验及验收。 2 引用标准 GB/T 191-1990 包装储运图示标准 GB/T 3859.1-93 半导体变流器基本要求的规定 GB/T 3859.2-93 半导体变流器应用导则 GB/T 3859.3-93 半导体变流器变压器和电抗器 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/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波 GB/T 15543-2008 电能质量三相电压允许不平衡度 GB/T 15945-2008 电能质量电力系统频率偏差 GB/T 18481-2001 电能质量暂时过电压和瞬态过电压 GB/T 13422-1992 半导体电力变流器电气试验方法 GB/T 18479-2001 地面用光伏(PV)发电系统概述和导则 GB/T 19064-2003 家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法 GB-Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定 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 CNCA/CTS 0004-2009 《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》
3使用环境条件 光伏逆变器的使用环境条件如表1所示。 表1 使用环境条件 4 基本参数 光伏逆变器的基本参数如表2所示。 表2 基本参数 5 技术要求 a)输出电压变化范围：不应超过额定值的±10%; b)输出频率范围：光伏逆变器应与电网同步运行，输出频率偏差不应超过±0.5Hz; c)输出电压波形畸变率及各次谐波满足国标GB/T14549-1993《电能质量-公用电网谐波》的要求;