光伏并网发电技术及标准

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.NO21. IEC 61721:1995, Susceptibility of a photovoltaic (PV) module to accidental impact damage (resistance to i mpact test).NO22.IEC 61724:1998, Photovoltaic system performance monitoring-Guidelines for measurement, data exc hange and analysis.NO23.IEC 61725:1997, Analytiacl expression for daily solar profiles.NO24. IEC 61727:1995, Photovoltaic systems-Characteristics of the utility interface.NO25.IEC 61730 Photovoltaic system safety qualification-part1:Requirement for construction.NO26.IEC 61829:1995, Crystalline silicon PV array-On-site measurement of I-V characteristics.NO27. IEC 61830:1997, Solar photovoltaic energy system-terms and symbols.NO28.IEC 61853 Performance testing and energy rating of terrestrial photovoltaic modules.NO329.IEC 62078 Certification and accreditation program for p h o t o v o l t a i c(P V)c o m p o n e n t s a n d s y s t e m s-G u i d e l i n e s f o r a t o t a l q u a l i t y s ystem.NO30. IEC 62093, BOS components-Environmental reliability testing- Design qualification and type a pproval.NO31.IEC 62108 Concentrator photovoltaic (PV) receivers and modules- Design qualification and type appr oval.NO32. IEC 62109 Electrical safety of static inverters and charge controllers for use in photovoltaic (P V) power systems.NO33.IEC 62116 Testing procedure-Islanding prevention measures for power conditions use in grid connec ted photovoltaic (PV) power generation systems.NO34.IEC 62124 Photovoltaic stand-alone systems- Design qualification and type approval.NO35.IEC 62145 Crystalline silicon PV modules-Blank detail specification.NO36. IEC 62234 Safety guidelines for grid connected photovoltaic (PV) systems mounted on buildin g.NO37. IEC 62253 Direct coupled photovoltaic (PV) pumping systems- Design qualification and type approval.NO38.IEC 62257 Specifications for the use of renewable energies in rural decentralised electrification. NO39.IEC/PAS 62111 Specifications for the use of renewable energies in rural decentralised electrification. NO40. PNW 82-263 Maximum Power Point Tracking.IEEE Codes and StandardsABBREVIATIONS:ANW=Approved New Work PNW=Proposed New WorkCDM=Committee draft to be discussed in at meeting.PWI=Potential New Work Item.目前急需贯彻的标准1.IEC61727-1995 Photovoltaic system-characteristics of the utility interface.2.IEEE929-2000 Recommended practice for Utility Interface of PV system.3.IEC61215-1993单晶硅电池标准crystalline silicon terrestrial photovoltaic (PV) modules. Design Qualification and type approval.4.IEC60304 Electrical Installations of building.5.IEC61000 EMC standards.6.GB/T××××并网光伏发电系统技术要求7.UL1741-1999 Standard for Static Inverters and Charge Controllers for Use in PV Power Systems.国内外著名的并网逆变器制造商：国外：§ SMA Regelsysteme Gmbh（德国）§ Fronius （德国）§ Sunpower （德国）§ Xantrex （美国TRACE）§ Balland Power System§Mitisubishi三菱（日本）§ Sharp （日本）国内：§合肥阳光电源有限公司§北京市计科能源新技术开发公司§合肥工业大学能源研究所§北京索英电气技术有限公司§中国科学院电工研究所§北京日佳公司。

光伏并网发电系统技术方案光伏并网发电系统是一种将太阳能转化为电能，并将其并入电网供电的技术方案。

它由光伏组件、逆变器、控制器以及电网接入设备组成。

系统工作原理是将太阳能辐射转化为直流电，经过逆变器转换为交流电后，通过电网并入供电系统，实现光伏发电与电网能源的互补利用。

光伏组件是光伏并网发电系统的核心部件，具有将太阳能辐射转化为电能的能力。

在选择光伏组件时，应考虑其转换效率、耐候性和可靠性等因素。

常见的光伏组件有单晶硅、多晶硅和薄膜太阳能电池板。

逆变器是将直流电转换为交流电的设备，其输出功率应与电网的频率和电压要求相匹配。

逆变器的性能直接影响系统的发电效率和电网接入质量。

因此，在选购逆变器时，要考虑其转换效率、稳定性和保护功能等因素。

控制器是光伏并网发电系统的重要组成部分，可以实现对系统的监测、保护和控制。

通过监测系统的电压、电流、温度等参数，可以及时发现故障并采取相应的措施，以保证系统的安全稳定运行。

电网接入设备包括电网接入开关、保护装置等，用于将光伏发电系统与电网进行连接，并确保光伏发电系统的安全接入和运行。

最大功率点跟踪技术是通过调整光伏组件的工作状态，使得输出功率达到最大值。

目前常采用的最大功率点跟踪技术有P&O（先进差动导引法）算法、落叶倾向估计法和模糊控制法等，并通过控制器实现对光伏组件的最大功率点跟踪。

反向电流保护技术是指在光伏发电系统停电或电网故障时，通过控制器或逆变器等设备，防止由于电网供电停止而导致光伏组件反向输送电流，保护光伏组件和逆变器不受损坏。

电网接入保护技术是指在电网故障或异常情况下，通过电网接入设备实现对光伏发电系统的隔离和保护，保证光伏组件和逆变器的安全运行。

此外，光伏并网发电系统还可以结合储能技术，将多余的电能储存起来，以平衡供需和提供备用能源。

总之，光伏并网发电系统技术方案在实现太阳能利用与电网互补利用方面具有广阔的应用前景。

随着技术的不断进步和相关政策的支持，光伏并网发电系统将在未来得到更广泛的应用和推广。

光伏接入电网技术规定
光伏接入电网技术规定是为了保证光伏发电系统能够安全、稳定地并网运行，促进可再生能源的开发利用和电能的高效利用而制定的。

以下是光伏接入电网技术规定的主要内容。

1. 光伏发电系统应符合国家相关技术标准，并按照规定的设计、施工和验收程序进行，确保系统的安全可靠性。

2. 光伏发电系统应将直流电能转换为交流电能，并通过逆变器进行并网。

3. 光伏发电系统应具备并网保护功能，包括过电压保护、过电流保护、短路保护等，以保证系统在发生故障时能够自动断开与电网的连接。

4. 光伏发电系统的输出电能应经过功率调节器进行控制，确保发电功率与电网的实际需求相匹配，避免对电网的影响。

5. 光伏发电系统应具备电网电压监测功能，能够实时监测电网的电压波动情况，以便及时进行调整和保护措施。

6. 光伏发电系统应具备电网频率监测功能，能够实时监测电网的频率变化情况，以便及时进行调整和保护措施。

7. 光伏发电系统应具备电网故障检测功能，能够及时发现电网故障，并能自动断开与电网的连接，以保护系统的安全运行。

8. 光伏发电系统应具备对电网质量的响应能力，能够适应电网的负荷变化，保证光伏发电系统的运行稳定性。

9. 光伏发电系统应具备对电网电力传输能力的控制功能，能够调整发电功率，以适应电网的容量限制。

10. 光伏发电系统应有完善的监控和管理系统，能够实时监测系统的运行情况，并对系统进行远程控制和调整。

光伏接入电网技术规定的制定和执行，对于促进可再生能源的开发利用，实现可持续发展，提高能源效率具有重要意义。

同时，遵守光伏接入电网技术规定也能够保证光伏发电系统与电网的安全运行，防止事故的发生，保护环境和人民的生命财产安全。

光伏发电并网技术标准光伏发电并网技术标准是指光伏发电系统与电网之间的连接和交互技术规范，它对于光伏发电系统的安全稳定运行和电网的可靠性具有重要意义。

光伏发电并网技术标准的制定和执行，不仅能够规范光伏发电系统的建设和运行，还能够提高光伏发电系统的发电效率和电网的供电质量，促进清洁能源的大规模利用，推动能源革命和可持续发展。

首先，光伏发电并网技术标准需要明确光伏发电系统与电网之间的接口要求。

这包括电压、频率、功率因数、短路电流等参数的匹配要求，以及对于逆变器、保护装置、通信设备等关键设备的技术要求。

只有明确规定这些接口要求，才能确保光伏发电系统与电网之间的安全可靠连接，避免因为接口不匹配而导致的电网故障和事故。

其次，光伏发电并网技术标准需要规定光伏发电系统的响应和控制策略。

这包括光伏发电系统对于电网频率、电压、无功功率等的响应速度和精度要求，以及光伏发电系统的有功和无功功率控制策略。

只有通过合理的响应和控制策略，才能够确保光伏发电系统与电网之间的平稳交互，避免因为光伏发电系统的不稳定性而对电网造成影响。

此外，光伏发电并网技术标准还需要明确光伏发电系统的安全保护和故障处理要求。

这包括光伏发电系统对于电网故障的快速切除和重连能力，以及对于短路、过流、过压等故障的保护措施和处理策略。

只有通过严格的安全保护和故障处理要求，才能够确保光伏发电系统在面对电网故障时能够及时有效地保护自身和电网的安全。

综上所述，光伏发电并网技术标准是光伏发电系统与电网之间交互的基础和保障，它的制定和执行对于推动清洁能源的发展和电网的现代化具有重要意义。

只有通过严格的技术标准，才能够确保光伏发电系统与电网之间的安全稳定连接，实现清洁能源的高效利用和可持续发展。

希望相关部门和企业能够加强对光伏发电并网技术标准的研究和制定，推动光伏发电技术的进步和应用，为建设清洁低碳的能源体系作出更大的贡献。

光伏发电并网的三个基本条件
光伏发电并网是指利用太阳能光伏发电，通过电网连接，将发电电量投入电网中，以
替换市电而达到节能减排的效果，是绿色新能源的主要应用方式。

光伏发电并网的实施，最关键的是满足三个基本条件：一是设备质量达到国家标准；
二是合法注册；三是具备一定的安全技术要求。

一、设备质量达到国家标准
光伏发电设备主要由光伏电池，变流器，控制器等组成，设备质量必须达到国家标准，才能保证并网的安全运行。

国家标准的主要内容有：一是安全性和可靠性，二是稳定性和
可操作性，三是能效。

首先准备好设备，并且对设备要进行定期的检查，确保其质量达到
标准。

二、合法注册
光伏发电必须进行合法的注册手续，以获得有效的登记证书，才能正常投入到电网中。

在申报过程中，将提供各种证明文件，经审核后，可以正常投入到电网中，并签订合同，
由供电局负责实施监督管理，确保正常运行。

三、具备一定的安全技术要求
光伏发电安装完成后，必须具备一定的安全技术要求，方可达到正常运行的要求。

具
体的安全技术要求包括：一是光伏发电设备的安装要符合有关的技术标准，安全稳定；二
是光伏发电设备配置必须面向太阳，和物理环境有关的参数要合理；三是光伏发电设备的
保护装置必须完善，确保在秩序中运行；四是进行定期维护，确保设备的安全性和可靠性。

光伏电站并网要求及并网方式光伏电站并网要求并网光伏发电系统与电网的连接是一个重要环节，大中型并网光伏电站设计应符合以下几种标准要求：《光伏发电接入配电网设计规范》GB/T50865《光伏电站接入电力系统设计规范》GB/T50866《光伏发电系统接入配电网技术规定》GB/T29319《光伏电站接入电力系统技术规定》GB19964《光伏发电系统并网技术要求》GB/T19939并参照《光伏电站电能质量检测技术规程》NB/T32006 等进行检测。

光伏电站的并网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以下并网要求。

1.谐波和波形畸变光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足《电能质量公用电网谐波》GB/T14549的规定。

2.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《电能质量供电电压偏差》GB/T12325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的电压偏差为标称电压的+7%。

3.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(电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326的规定。

光伏电站单独引起公共连接点处的电压变动限值与变动频度、电压等级有关。

光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值，应根据光伏电站安装容量占供电容量的比例，以及系统电压，按照《电能质量电压波动和闪变》GBT 12326的规定，分别按三级做不同处理。

4.电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%。

其中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%。

5.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额定值的0.5%，对于不经过变压器直接接入电网的光伏电站，因逆变器效率等特殊因素可放宽到1%。

光伏电站的电网接入标准与规范随着能源需求的不断增长和环境保护意识的提高，光伏发电逐渐成为一种受到重视的清洁能源。

光伏电站的电网接入是指将光伏发电系统连接到电网中，实现电能的输送和利用。

为了保证光伏电站的安全和稳定运行，国家和行业制定了一系列的电网接入标准与规范。

本文将介绍光伏电站的电网接入标准与规范，以及对光伏电站建设与运行的指导意义。

一、电网接入标准光伏电站的电网接入标准是指电网管理部门制定的，针对光伏电站接入电网的技术和运行要求的规范性文件。

电网接入标准包括了光伏电站的设计、施工、调试和运行等各个方面，确保电站与电网的良好匹配和协调运行。

1. 额定功率标准光伏电站的额定功率是指光伏发电系统的设计容量，通常以千瓦(KW)或兆瓦(MW)为单位。

电网接入标准对光伏电站的额定功率有规定，以保证电站的运行安全和电网的平衡稳定。

根据不同电网的类型和容量，光伏电站的额定功率标准也有所差异。

2. 并网电压标准并网电压是指将光伏电站的发电系统接入电网后，与电网之间的电压参数要求。

电网接入标准规定了光伏电站并网电压的范围、偏差及其调整要求，以确保光伏电站与电网能够稳定地互联运行。

3. 接入方式标准电网接入标准对光伏电站的接入方式进行了规范，包括了并网点的选择、接入电网的拓扑结构等。

光伏电站可以通过单点接入、集中式接入或分布式接入等不同的方式与电网连接，具体的接入方式要根据电网的要求和光伏电站的特性来确定。

二、电网接入规范光伏电站的电网接入规范是指对光伏电站电网接入过程中具体操作和技术要求的规范性文件。

电网接入规范包括了光伏电站的施工、调试、运行和维护等方面，以确保光伏电站能够正常地接入和运行于电网之中。

1. 施工规范在光伏电站的电网接入施工过程中，需要按照相关的规范进行操作。

施工规范包括了光伏电站电站工程建设的各个环节要求，例如光伏组件的安装、逆变器的布置、电缆的敷设等。

遵循施工规范能够确保光伏电站的施工质量和安全性。

光伏并网发电系统技术方案光伏并网发电系统是一种将太阳能转化为电能并与电网连接的系统。

它由太阳能光伏电池板、逆变器、电网连接设备和监控系统等组成。

光伏并网发电系统的技术方案包括光伏电池板选型、逆变器选型、电网连接设备选择和监控系统设计等。

在光伏电池板选型方面，应考虑光伏电池板的转换效率、耐候性、安装便捷性等因素。

目前市场上主要有多晶硅、单晶硅和薄膜太阳能电池板。

多晶硅太阳能电池板具有较高的转换效率、较好的耐候性和较长的使用寿命，适用于大规模的光伏发电项目。

单晶硅太阳能电池板具有更高的转换效率和较好的耐候性，适用于小规模的光伏发电项目。

薄膜太阳能电池板具有较低的转换效率和较好的适应性，适用于特殊形状和材料的光伏发电项目。

在逆变器选型方面，应考虑逆变器的功率范围、效率、稳定性等因素。

逆变器是将直流电转换为交流电的设备，它的功率范围应根据实际需求选择。

逆变器的效率越高，系统的发电效率就越高。

逆变器的稳定性越好，系统的可靠性就越高。

目前市场上主要有串联逆变器和并联逆变器两种类型。

串联逆变器适用于小规模的光伏发电项目，它可以根据实际需求选择合适的功率。

并联逆变器适用于大规模的光伏发电项目，它可以实现多个光伏电池板的并联输出。

在电网连接设备选择方面，应根据电网的要求选择合适的设备。

电网连接设备主要包括电网连接盒、电网断路器、电网保护装置等。

电网连接盒用于连接光伏电池板和逆变器，它应具有良好的接触性能和耐高温性能。

电网断路器用于保护光伏并网发电系统免受电网的过流和短路等故障影响。

电网保护装置用于保护电网免受光伏并网发电系统的电压、频率等异常影响。

在监控系统设计方面，应考虑系统的监测和控制需求。

监控系统可以实时监测系统的发电量、发电效率、运行状态等信息。

监控系统可以远程控制系统的开关机状态、发电功率等参数。

监控系统可以实现远程故障诊断和维修。

监控系统可以实现数据的采集、传输和存储，并提供相应的数据报告和分析。

监控系统可以实现与相关系统的对接和集成，提供全面的能源管理服务。

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。