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南方电网公司分布式光伏发电项目并网服务知识手册（2016试行版）展开全文分布式光伏发电并网服务常见问题指南一、国家相关政策1. 什么是分布式光伏发电？答：指位于用户所在地附近，所生产的电能主要以用户自用和就地利用为主，多余电力送入当地配电网的光伏发电项目。
分布式发电基本不做电压等级和容量限制，但一般来说，以35 千伏及以上电压等级接入电网，所发电力主要向上一级电网输送的，可参照公司常规电源进行电网接入管理和并网服务。
2. 是否所有分布式光伏发电项目都享受国家财政补贴？答：不是。
1) 光伏电站执行价格主管部门确定的光伏发电上网电价，不属于分布式光伏发电补贴范围。
2) 享受金太阳示范工程补贴资金、太阳能光电建筑应用财政补贴资金的项目不属于分布式光伏发电补贴范围。
3) 未纳入国家发电财政资金补贴目录的分布式光伏发电项目不属于分布式光伏发电补贴范围。
3. 分布式光伏发电项目申请国家财政发电补贴的首要条件？答：一是按照国家能源局制定的项目管理暂行办法完成备案；二是项目建成投产，完成并网验收、签订相关合同等工作。
4. 如何申请国家财政分布式光伏项目发电补贴？答：主要分三个步骤。
1) 分布式光伏发电项目业主完成并网验收并取得地市级或县区能源主管部门备案审核意见后，向项目所在地供电企业提出纳入分布式光伏发电补助项目申请；2) 地市供电企业汇总供电区域内项目情况，报市级财政、价格、能源主管部门审核后上报省级电网公司。
省级电网公司汇总审核后报网公司，网公司审核汇总后报财政部、国家发展改革委、国家能源局；3) 国家财政部、发展改革委和能源局对报送项目组织审核，将符合条件的项目列入补助目录予以公告。
4) 海南省可结合当地行政管理设置参照执行。
5. 国家分布式发电项目财政补贴是如何发放的？答：主要有以下内容。
1) 中央财政根据电网公司年度预算，按季向电网公司拨付可再生能源发电补贴资金；2) 省级电网公司收到总部拨付的可再生能源补贴资金后，将分布式光伏发电项目业主补贴资金划转至该项目所属的地市供电企业，市供电企业将分布式光伏发电项目补贴资金划转至该项目所属的县区供电企业；3) 地市及区县供电企业负责审核确认相关信息，与分布式2 光伏发电项目业主办理转付补贴资金手续。
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发电站根据上一级变压器的容量进行灵活配置.为避免在发电高峰时输电线路过载,T接于公用电网的中型光伏发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~,03o%以内.综合考虑光伏发电系统各个组成部件的工作温湿度条件和测试系统各设备的工作温湿度条件,测试环境温度要求10℃～50℃,环境湿度要求不超过90%.二,电能质量光伏发电站接入电网环节中,电能质量参数主要包括谐波,问谐波,高频分量,电压波动和闪变,电压不平衡度,直流分量.其中谐波,间谐波,电压偏差,电压波动《认证技术》2012?01和闪变,电压不平衡度分别参照对公用电网的相应国标.光伏发电站接入电网,主要是通过连接并网型光伏逆变器实现的.并网型光伏逆变器的输入直流能量由稳定的电流源提供,属于电流源型逆变器.实际测试中,谐波电压,间谐波电压,电压偏差,电压波动和闪变及电压不平衡度,这些涉及电压参数的量,一般与并网点的公用电网实际值相仿,差异不大.光伏发电站接入电网运行时,并网点向公用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%.但对于某些小型的光伏发电站,如社区型或户用型发电站,实际测试时精度要求过于苛刻,一般按照馈送的直流分量不应超过5mA来处理.通过1级以上的变压器升压至10kV以上电网的大中型光伏发电站,其逆变器产生的直流分量已被变压器有效隔离,不需要检测直流分量.三,功率控制和电压调节针对小型光伏发电站(380V),标准提出了有功功率变化率和功率因数的要求;针对大中型光伏发电站(10kV以上),除了有功功率变化率的要求外,还指明大中型光伏电站应配置有功功率,无功功率和电压调节的控制系编辑/孑L令欣Standard标准统,并能够接收并自动执行调度部门发送的控制指令.以上要求中,无功功率控制与电压调节的目的是确保其并网点的电能质量,在符合公用电网要求的范围内具有稳定性,并根据控制策略的差异而略有不同.大多数光伏发电站通过逆变器的调节来实现,以无功补偿,变比调整作为辅助手段.对于光伏发电站无功容量要求的范围,很难给出一个统一的界定值.因为该值取决于光伏发电站的容量大小及所接入电网的特性和并网点位置(电网结构及输送线路长度).但是一般而言,需要光伏发电站具有在系统故障情况下能够调节电压恢复至正常水平的足够无功容量,以满足电压控制要求,其容量的大小,输送线路长度与光伏所接入的电网结构有密切关系.因此,对于专线接入公用电网,T接于公用电网或接入用户内部电网以及通过升压变接入公用电网的大中型光伏发电站,分别对其容性和感性无功容量给出相应要求,以确保其在需要提供无功补偿时有能力实现.通过380V电压等级并网的小型光伏发电站容量一般都比较小,功率控制对并网的支持非常有限,考虑到成本和技术因素,在功率控制上不做出要求,只对其功率因数提出相应要求.安全稳定运行的原则,向光伏发电站下达欠压响应或低电压穿越的指令.光伏发电站电压/频率异常时的分段响应要求在标准中进行了规定.低电压穿越要求电压跌落曲线如附图所示.电力系统发生不同类型故障时,若光伏电站并网点电压全部在图中电压轮廓线及以上的区域内,应保证不间断并网运行;否则停止向电网输送电能.埘1i:1(s1附图低电压穿越电压跌落曲线对于三相和两相短路故障,考核电压为光伏并网点线电压;对于单相接地短路故障,考核电压为光伏并网点相电压.光伏发电站并网点电压跌至20%标称电压时,光伏发电站能够保证不脱网连续运行1s;光伏发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,光伏发电站能够保证不脱网连续运行.实际测试中,设备跌落时间可调节且最长不应少于3s,从额定电压跌落~JJ2o%额定电压所经历的时间不应大于0.02s,应满足单相电压跌落,两相电压跌落,三相电压跌落的不同要求.四,电网异常时的响应五,防孤岛运行电网异常时的响应主要包括过欠压响应,低电压穿越和过欠频响应.在电力系统实际运行状态下,电网调度部门依据公用电网持续孤岛效应一方面危及电网线路维护人员和用户的生命安全,干扰电网的正常合闸;另一方面,孤岛状态电网中的电压和频率不受控制,将对配电设备和用户设备造成损坏,因此,必须设置专门的防孤岛保护,以防止孤岛运行的出现,保证检修人员的人身安全和设备的运行安全.大中型光伏发电站由于其自身接入电网方式一般难以形成孤岛,其防孤岛保护依靠发电站内多个并联逆变器的控制也还存在技术问题,个别逆变器厂商在同时实现低电压穿越和防孤岛保护功能时仍然存在技术困难.大中型光伏发电站,无需专门设置防孤岛保护.但公用电网继电保护装置必须保证公用电网出现故障时,切除光伏发电站;对小型光伏发电站,要求其具备快速监测孤岛效应的能力,并能立即断开与电网连接.其中,接入用户内部电网的中型光伏发电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定.六,标准的未来发展趋势中国的光伏发电检测技术尚处于起步阶段,虽然国家已经颁布实施了许多光伏行业的测试标准,但是大多数属于对光伏组件或离网型光伏系统的测试,光伏并网检测标准仍不够完善,新标准的颁布出台迫在眉睫.目前,2011年度部分新制定的并网技术标准处于报批审批流程,还有一部分已经在编制过程中,新标准的出台,有利于国家光伏检测体系的不断完善,加快与国际标准的接轨,同时促进新一轮标准的制定修订.预计在未来的3～5年内,中国光伏发电并网技术标准将趋于完善.四《认证技术》2012?O1（注：可编辑下载，若有不当之处，请指正，谢谢!）。
分布式光伏发电系统并网接入技术要求一、一般规定1.1 对接入电网的要求应充分考虑因分布式光伏发电系统接入而引起的公共电网的潮流变化，并应根据其影响程度对公共电网进行必要的改造。
1.2 建设条件太阳能分布式发电项目及建设场地应具有合法性；用户侧的电能质量和功率因数应符合电网要求。
1.3 对电气设备的要求分布式光伏发电系统采用的电气设备必须符合国家或行业的制造(生产)标准，其性能应符合接入电网的技术要求。
1.4 系统定位分布式光伏发电系统在电力系统中应定位于非连续供电的次要电源。
1.5 系统功能分布式光伏发电系统的功能是生产满足电网电能质量要求的电能。
1.6 设计原则太阳能分布式发电站宜按无人值守设计。
1.7 对接入电压的规定分布式光伏发电系统的接入电压应不高于包括消纳大部分或全部该系统电能的电力用户在内的公共连接点的电压。
二、并网原则2.1 并网方式分布式光伏发电系统应采用可逆并网方式。
2.2 并网点位置的选择2.2.1 当光伏组件安装容量不大于配电变压器容量时，宜接入配电变压器二次侧配电柜（箱）。
2.2.2 当光伏组件安装容量大于配电变压器容量时，应接入配电变压器一次侧配电柜（箱）。
2.2.3 光伏组件安装容量不应大于市电供电线缆的允许输送容量。
三对光伏并网逆变器的输出电气参数的要求3.1 电压光伏并网逆变器的输出电压应为逆变后经变压器或不经变压器的输出电压，等于并网点母线电压,其电压偏差应符合GB/T12325的规定。
3.2 频率光伏并网逆变器输出频率应与接入电网的频率始终保持一致。
3.3 功率因数光伏并网逆变器的功率因数宜为1；当并网点呈感性，且功率因数低于电网要求时，可向并网点输送容性无功功率；反之，可向电网输送感性无功功率。
且无论输送的无功功率是感性还是容性，均应使并网点的功率因数不低于0.9(感性)。
四、电能质量4.1 谐波分布式光伏发电系统输入到公共连接点的谐波电流（方均根值）的值及其计算方法均应符合GB/T14549的规定。
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。
国家能源局公告2013年第3号――批准《光伏发电并网逆变器技术规范》等84项行业标准
文章属性
•【制定机关】国家能源局
•【公布日期】2013.03.07
•【文号】国家能源局公告2013年第3号
•【施行日期】2013.03.07
•【效力等级】部门规范性文件
•【时效性】现行有效
•【主题分类】标准化
正文
国家能源局公告
（2013年第3号）
按照《能源领域行业标准化管理办法（试行）》（国能局科技[2009]52号）的规定，经审查，国家能源局批准《光伏发电并网逆变器技术规范》等84项行业标准（见附件），其中能源标准（NB）4项、电力标准（DL）80项，现予以发布。
国家能源局
2013年3月7日附件。
南方电网综合能源有限公司屋顶光伏发电节能服务介绍一、光伏发电节能服务简介（一）商业模式利用“开源”的节能方式，在空闲的建筑屋顶上安装光伏发电系统。
项目由南方电网综合能源有限公司负责光伏项目的报批、投资、建设和运营（不用业主出资，业主根据意愿也可参与）。
所发电力以同时段市电电价的95%~90%供应业主，项目运营期25年。
（二）建筑业主直接收益1.节约电费在广东地区，20万㎡的建筑屋顶可安装光伏系统约20MW，年可发电2000万kWh，以建筑业主白天用电成本1元/kWh计，年可节约电费100~200万左右。
2.减少错峰用电损失光伏发电的发电时间与用户的用电高峰相符（用户白天用电高峰期刚好也是光伏发电的高峰期），可在一定程度上减少用户对市电的需求，起到削峰的作用，同时应用新能源可以在错峰用电上得到照顾（尽量少错峰，甚至不错峰，以企业年产值10亿元计，企业少错峰用电1天相当于增加产值273.9万元）。
3.完成节能降耗指标当前，节能减排是政府对企业的重要硬性考核指标之一，光伏发电为绿色清洁电力，不需要任何燃料，发电过程中也不会产生废气、废液排放。
与传统燃煤电厂相比，项目建成后，节能减排效果十分显著，以10MW项目为例，年节约标煤397吨。
4.建筑节能电站吸收太阳辐射，降低了建筑能耗，可有效降低空调负荷（根据实际项目经验，光伏组件安装在彩钢板屋面可降低16%的空调能耗）。
5.降低运营成本厂房上加铺光伏组件后可有效保护屋面不受日晒雨淋，延缓老化，延长了厂房屋面的使用寿命，降低了厂房的使用和维修成本；光伏发电时段正是公司用电的峰值时段，光伏发电投产后，可明显降低变电器压器负荷率，延缓新增变压器的投产时间，这样就延缓工厂变压器的增容，减少变压器的增容费；（三）建筑业主的间接收益1.广告宣传企业可藉此打造绿色工厂，增加企业宣传亮点。
此外，借助项目的签约、开工、竣工验收等关键节点，邀请省、市、区相关领导出席，将会为公司赢得良好的企业形象和影响力。
光伏发电站并网安全条件及评价规光伏发电是一种利用太阳能将光能转化为电能的技术，可以实现清洁、可再生能源的利用。
光伏发电站作为分布式能源发电系统的重要组成部分，具有一定规模的发电能力。
由于并网发电需要与电网进行连接，因此光伏发电站并网的安全条件和评价规则非常重要。
本文将围绕光伏发电站并网的安全条件和评价规则展开深入探讨。
一、光伏发电站并网的安全条件1. 电网条件光伏发电站并网需要接入电网进行发电，因此首先要满足电网条件。
对于稳定运行的电网来说，起码应具备以下条件：（1）正常电压水平：电网的电压水平应该在允许范围内，符合电力系统的运行要求。
（2）正常频率：电网的频率应该稳定，并符合国家标准。
（3）电网可靠性：电网的可靠性要求高，能够正常运行，并能够满足光伏发电站的接入需求。
2. 光伏发电站的条件光伏发电站自身也需要具备一定的条件才能安全并网：（1）发电容量和发电能力：光伏发电站需要具备足够的发电容量和发电能力，以满足电网的需求。
（2）连接设备的安全性：光伏发电站需要安装相应的设备进行连接，这些连接设备需要具备一定的安全性，能够正常运行并保证发电安全。
（3）保护装置的可靠性：光伏发电站应该安装可靠的保护装置，能够及时识别故障，并采取相应的措施，保证发电安全。
二、光伏发电站并网的评价规则1. 电网稳定性评价电网稳定性是光伏发电站并网安全的基础，对电网的稳定性进行评价是非常重要的。
评价主要包括以下几个方面：（1）电压水平评价：评价电网的电压水平是否在允许范围内，是否能够满足光伏发电站的接入要求。
（2）频率稳定性评价：评价电网的频率是否稳定，是否符合国家标准。
（3）电网可靠性评价：评价电网的可靠性，能否正常运行，并能够满足光伏发电站的接入需求。
2. 光伏发电站评价光伏发电站本身也需要进行评价，以确保其能够安全并网。
评价主要包括以下几个方面：（1）发电容量和发电能力评价：评价光伏发电站的发电容量和发电能力，是否能够满足电网的需求。
光伏电站接入电网技术规定（夏）随着环保意识的加强和清洁能源的不断发展，光伏电站作为一种新兴的清洁能源装置，受到越来越多人的青睐。
然而，光伏电站接入电网的技术规范与标准也在不断地制定与完善中。
本文旨在介绍光伏电站接入电网技术规定（夏），以期能够给行业从业者提供参考。
一、接入电网的治理（一）光伏电站生成的电能在什么条件下才能向电网直接并网？为确保电网正常运行安全，对于光伏发电机组的功率调节和并网稳定性要求十分严格，提高可靠性、稳定性至关重要。
因此，电站应遵从《光伏电站接入电网改造规程》的相关规定进行改造。
（二）电流投入电网前的测试光伏发电的测试对象特殊，需要将发电设备按其输出特性限定等级与电压等级分组，按照特定规则进行电流并集测试。
通过一系列测试，可估算光伏电站的发电量，以便根据电网负载和天气预报进行尽可能精确的功率调节。
二、电网并网运行（一）接口管理光伏电站接入电网的接口管理是一个非常关键的环节，尤其是在发电量较大的情况下，一旦出现问题，会对整个电网产生不可预知的影响。
所以，对于接口进行定期检测和维护便十分必要，确保整个电网稳定运行。
（二）保护方案及完备性电网配合出现异常的情况下，会对光伏电站造成不同的电压冲击，进而引起电站无法正常地获得电能。
基于此，需要对光伏电站进行保护，保护设备包括短路和过流保护器等。
在保护方案中加入转子锁住、动态响应、提高转速和直接切断电站电路等方式，可在遭受电网异常时提高电站的完备性，保证光伏电站能够无损地顺利连接电网。
（三）分布式系统分布式系统主要是为了保证光伏电站与电网的安全稳定，其主要任务就是为电站提供稳定的电压和频率等，并适应电网对电站输出的变化。
分布式系统可以通过检测电网电压，实时监测光伏电站发电功率及电量等，并针对电网情况提供合适的电力贡献，确保电网的稳定运行。
三、光伏电站接入电网技术规定是一个十分综合性和复杂性的问题，需要对电力系统的相关知识有深厚的认识。
在不断改进规定和技术方面，行业从业人员需要不断搜集有关最新的技术资料并且在生产实践中积极探索，不断完善光伏电站的接入电网技术标准，促进其可持续发展。
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。
光伏发电并网技术标准1范围本标准提出了光伏发电并网应遵循的一般原则和技术要求，适用于南方电网范围内含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计，以及通过10kV（20kV）及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电系统和通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站规划设计，并指导施工建设与运行工作。
2规范性引用文件下列文件对于本标准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标准。
凡是不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。
GB 50797 光伏发电站设计规范GB/T 14285 继电保护和安全自动化装置技术规程GB/T 14549 电能质量公用电网谐波GB/T 19862 电能质量监测设备通用要求GB/T 19964 光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T 29321 光伏发电站无功补偿技术规范GB/T 31464 电网运行准则GB/T 50865 光伏发电接入配电网设计规范GB/T 50866 光伏发电站接入电力系统设计规范NB/T 32011 光伏发电站功率预测系统技术要求NB/T 32015 分布式电源接入配电网技术规定NB/T 32016 并网光伏发电监控系统技术规范NB/T 32025 光伏发电调度技术规范NB/T 33010 分布式电源接入电网运行控制规范NB/T 33012 分布式电源接入电网监控系统功能规范DL 755 电力系统安全稳定导则DL/T 448 电能计量装置技术管理规程DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则DL/T 836 供电系统用户可靠性评价规程DL/T 5131 农村电网建设与改造技术导则Q/CSG 11517 电厂接入系统设计内容深度规定Q/CSG 1211001 分布式光伏发电系统接入电网技术规范Q/CSG 1211002 光伏发电站接入电网技术规范Q/CSG 1203004.3 20kV及以下电网装备技术导则国家发展和改革委员会[2014]第14号令电力监控系统安全防护规定国家能源局[2015]36号电力监控系统安全防护总体方案国家能源局[2010]256号电网技术改造工程预算编制与计算标准3术语与定义下列术语和定义适用于本文件。
3.1光伏发电站photovoltaic(PV) power station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、逆变器和光伏方阵，以及相关辅助设施等。
一般接入35kV及以上电压等级。
3.2分布式光伏发电系统distributed photovoltaic power system接入10（20）kV 及以下电压等级、位于用户附近、所发电能就地消纳为主的利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳能转换为电能的发电系统。
3.3区域area根据电网结构和实际研究需要划分的地域范围，可按照行政区域或供电区域划分。
4总体要求4.1光伏发电应按照“就近接入、就地消纳”的原则接入电力系统。
4.2光伏发电建设规模要与电力系统、资源状况等有关条件相协调。
4.3含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计需满足电力系统电力电量平衡、调峰调频、潮流及稳定的要求，并在不满足要求的情况下进行适应性改造。
4.4光伏发电并网一次部分设计应包括负荷预测、电力电量平衡、接入电网方案、潮流计算、安全稳定性分析、短路电流计算、无功补偿、方案技术经济性分析和电气参数要求等内容。
4.5光伏发电并网二次部分设计应包括继电保护与安全自动装置、监测与计量、功率预测、功率控制、无功电压控制、运行适用性、调度自动化、通信等内容。
4.6光伏发电并网二次系统宜统一配置，应满足国家发展和改革委员会2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》的要求。
5含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计5.1区域光伏发电出力特性分析5.1.1区域光伏发电站发电出力特性分析区域内各光伏发电站的发电出力特性应从年度出力特性、月度出力特性、日出力特性三个角度进行分析，具体要求如下：（1）年度出力特性分析：根据区域内已有光伏发电站历史统计出力或该区域历史气象资料开展统计和趋势分析，确定区域内各光伏发电站逐年太阳辐照量的预期变化以及相应的年平均发电出力变化，主要指标包括年平均出力、年最大出力、多年出力概率分布等。
（2）月度出力特性分析：用于确定区域内光伏发电站月内的发电出力分布及波动特性，采用月平均出力、月最大出力、月出力概率分布等指标进行衡量，用于指导电力系统月度电量平衡、年度发电计划等的计算和安排。
（3）日出力特性分析：用于确定区域内光伏发电站日内发电出力特性，采用光伏日平均出力、日最大出力、保证容量、出力波动率等指标进行衡量，用于指导电力系统短期开机计划、电力平衡和备用容量等的计算和安排。
指标计算方法见附录A。
5.1.2区域光伏发电集群效应分析区域内光伏发电集群效应分析应从长期出力波动的相关性和短期出力波动的互补性两方面进行，以相关性系数、最大出力比、出力波动比、峰值同时率、峰谷差比作为评价指标。
指标评价方法见附录B。
5.2区域电网光伏发电消纳能力分析5.2.1一般规定（1）区域电网光伏发电消纳能力分析应按照基于现有电源和网架结构最大化消纳光伏发电的原则，结合区域内所有新能源电厂、常规电源、网架结构、跨区域联网规划和电力需求预测，通过构造确定性和概率性场景，对区域内光伏建设容量进行评估，对光伏与常规电源的协调方案进行论证（确定性和概率性场景构造方法见附录C）。
（2）区域性光伏发电电源设计以优先建设太阳能资源优越、建设条件便利、便于接入负荷集中区域的光伏发电为原则，鼓励发展分布式光伏发电系统。
5.2.2电力电量平衡（1）电力电量平衡用于明确区域系统需要的装机容量、调峰容量、电源的送电方向，为拟定不同光伏发电容量并网后区域系统的电源方案、调峰方案、电网方案及计算燃料需要量、污染物排放量等提供依据。
（2）水电比重较大的区域系统一般应选择平水年、枯水年两种水文年进行平衡计算。
必要时还应校核丰水年和特枯水年的电力电量平衡。
一般地，电力平衡按枯水年编制，电量平衡按平水年编制。
（3）区域系统的总备用容量可按其最大发电负荷的15%~20%考虑，低值适用于大区域系统，高值适用于小区域系统，并满足下列要求：a)负荷备用为2%~5%；b)事故备用为8%~10%，但不小于该区域内最大单机容量；c)检修备用应按有关检修规程，结合系统电源结构和负荷特性统筹安排。
（4）在规划设计阶段，原则上不考虑光伏发电作为系统备用。
（5）光伏发电出力建议按高保证率（即负荷高峰时段保证容量，见附录A.6）参与系统电力平衡，按多年平均出力参与系统电量平衡；缺乏光伏发电历史出力数据的区域，可参考类似地理位置光伏发电数据或根据该区域地理位置、光照条件进行估算。
5.2.3系统调峰调频（1）结合区域电网负荷特性和光伏发电日出力特性，从确定性和概率性角度，对光伏并网后区域系统的调峰问题进行针对性研究。
在区域内已有电源结构基础上，若出现调峰问题，采用如下原则进行论证：a)弃光与弃水经济性论证；b)新建抽水蓄能电站的可行性与经济性论证；c)新建调峰火电站的可行性与经济性论证；d)其他调峰手段论证，如安装储能设备、负荷侧响应等。
（2）结合光伏出力波动特性，研究在不同光伏发电并网容量、不同季节及气象条件下区域电网的调频问题，使系统调频能力满足设计年不同季节系统调频的需求。
5.2.4潮流及稳定（1）以规划年电网、电源规划及负荷预测数据为计算基础，根据光伏发电出力的确定性和概率性场景库，对区域光伏不同分布进行潮流及稳定校核计算，并进行改变区域光伏发电接入容量的敏感性分析，确定网架约束情况下的光伏发电消纳能力。
（2）潮流校验应包括区域规划水平年具有代表性的最大负荷、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式；水电比重大的系统，需对各种水文年的运行方式进行分析，选择有代表性的季节进行潮流校核。
（3）稳定校核应分别进行静态和暂态稳定计算，采用是正常运行的潮流最大运行方式。
（4）需对光伏发电不同方式接入电网的保护适应性进行校核。
5.3区域电网适应性改造分析5.3.1电网适应性改造需满足以下一般性要求：（1）电网适应性改造应与区域光伏电源规划相适应，与相邻电压等级电网相协调。
（2）电网改造方案应节省投资和年运行费用。
（3）电网适应性改造所涉及的线路电压等级应综合考虑确定性和概率性的光伏发电消纳评估结果，根据电网现状、今后10~15年的输电容量、输电距离等因素进行论证，在解决现有区域光伏消纳问题的情况下，满足远景发展的需要。
在经济性指标相差不大情况下，优先推荐电压等级较高的方案，必要时考虑初期降压运行。
