9.2 并网要求
9.2.1 有功功率控制应符合下列要求：
1 大、中型光伏发电站应配置有功功率控制系统，具有接收并自动执行电力调度部门发送的有功功率及其变化速率的控制指令、调节光伏发电站有功功率输出、控制光伏发电站停机的能力。
2 大、中型光伏发电站应具有限制输出功率变化率的能力，输出功率变化率和最大功率的限值不应超过电力调度部门的限值，但因太阳光辐照度快速减少引起的光伏发电站输出功率下降率不受此限制。
3 除发生电气故障或接收到来自于电力调度部门的指令以外，光伏发电站同时切除的功率应在电网允许的最大功率变化率范围内。
9.2.2 电压与无功调节应符合下列要求：
1 应结合无功补偿类型和容量进行接入系统方案设计。
2 大、中型光伏发电站参与电网的电压和无功调节可采用调节光伏发电站逆变器输出的无功功率、无功补偿设备的投入量和变压器的变化等方式。
3 大、中型光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备在其允许的容量范围内根据电力调度部门指令自动调节无功输出，参与电网电压调节的能力。其调节方式、参考电压等应由电力调度部门远程设定。
4 接入10kV～35kV电压等级公用电网的光伏发电站，功率因素应能在超前0.98和滞后0.98范围内连续可调。
5 接入110kV（66kV）及以上电压等级公用电网的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的全部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站内全部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。
6 对于汇集升压至330kV及以上电压等级接入公用电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的容性无功容量应能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器及光伏发电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功容量能够补偿光伏发电站站内全部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。
7 T接于公用电网和接入用户内部电网的大、中型光伏发电站应根据其特点，结合电网实际情况选择无功装置类型及容量。
8 小型光伏发电站输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数不应小于0.98（超前或滞后）；输出有功功率在20％～50％时，功率因数不应小于0.95（超前或滞后）。
9.2.3 电能质量应符合下列要求：
1 直接接入公用电网的光伏发电站应在并网点装设电能质量在线监测装置；接入用户侧电网的光伏发电站的电能质量监测装置应设置在关口计量点。大、中型光伏发电站电能质量数据应能够远程传送到电力调度部分，小型光伏发电站应能储存一年以上的电能质量数据，必要时可供电网企业调用。
2 光伏发电站接入电网后引起电网公共连接点的谐波电压畸变率以及向电网公共连接点注入的谐波电流应符合现行国家标准《电能质量 公用电网谐波》GB/T14549的规定。
3 光伏发电站接入电网后，公共连接点的电压应符合现行国家标准《电能质量 供电电压偏差》GB/T 12325的规定。
4 光伏发电站引起公共连接点处的电压波动和闪变应符合现行国家标准《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326的规定。
5 光伏发电站并网运行时，公共连接点三相电压不平衡度应符合现行国家标准《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 15543的规定。
6 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额定值的0.5％。
9.2.4 电网异常时应具备下列响应能力；
1 电网频率异常时的响应，应符合下列要求：
1）光伏发电站并网时应与电网保持同步运行。
2）大、中型光伏发电站应具备一定的耐受电网频率异常的能力。大、中型光伏发电站在电网频率异常时的运行时间要求应符合表9.2.4-1的规定。当电网频率超出49.5Hz～50.2Hz范围时，小型光伏发电站应在0.2s以内停止向电网线路送电。
3）在指定的分闸时间内系统频率可恢复到正常的电网持续运行状态时，光伏发电站不应停止送电。
表9.2.4-1 大、中型光伏发电站在电网频率异常时的运行时间要求
2 电网电压异常时的响应应符合下列要求：
1）光伏发电站并网时输出电压应与电网电压相匹配。
2）大、中型光伏发电站应具备一定的低电压穿越能力（图9.2.4），当并网点电压在图9.2.4中电压曲线及以上区域时，光伏发电站应保持并网运行。当并网点运行电压高于110％电网额定电压时，光伏发电站的运行状态由光伏发电站的性能确定。接入用户内部电网的大、中型光伏发电站的低电压穿越要求由电力调度部门确定。图中UL2为正常运行的最低电压限值，宜取0.9倍额定电压。UL1宜取0.2倍额定电压。T1为电压跌落到0时需要保持并网的时间，T2为电压跌落到UL1时需要保持并网的时间。T1、T2、T3的数值需根据保护和重合闸动作时间等实际情况来确定。
3）小型光伏发电站并网点电压在不同的运行范围时，光伏发电站在电网电压异常的响应要求应符合表9.2.4-2的规定。
图9.2.4 大、中型光伏发电站低电压穿越能力要求
表9.2.4-2 光伏发电站在电网电压异常的响应要求
注：1 UN为光伏发电站并网点的电网标称电压。
2 最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。
9.2.5 光伏发电站的逆变器应具备过载能力，在1.2倍额定电流以下，光伏发电站连续可靠工作时间不应小于1min。
9.2.6 光伏发电站应在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。
9.2.1 光伏发电站有功功率控制是很重要的能力，进行功率控制可以产生非常显著的好处，特别是在光伏装机容量比例比较高的电网中，对光伏发电站进行功率控制可以在系统能力降低的情况下，帮助系统恢复正常运行，随着光伏电站容量的增加，控制有功功率的能力也应提高。大型和中型光伏电站应具备一定的电源特性，在一定程度上参与电网的频率调节。出现事故时，如果光伏发电站的并网运行危及电网的安全稳定，则需要电力调度部门暂时将光伏发电站解列。针对目前的技术条件，允许太阳光辐照度快速降低引起功率下降速率超过最大变化率的情况。
9.2.2 无功功率通常与输电系统电压控制有关，因此，光伏发电站能够提供无功功率的能力非常重要。按电力系统无功分层分区平衡的原则，光伏发电站所消耗的无功负荷需要其自身提供的无功出力来平衡，并且当系统需要时，大型和中型光伏发电站需要向电网中注入所需要的无功，以维持并网点的电压水平，对电网电压稳定性做出贡献。当光伏发电站所发无功能力不足时，则需要装设动态无功补偿装置来动态地连续调节无功。由于电网对光伏发电站的无功需求与光伏发电站的容量大小及所接入电网的情况有关，因此很难对光伏发电站的无功容量提出具体要求的范围，本条给出的是基本要求，实际需要补偿的容量一般需要结合电网需求进行相关论证。小型光伏发电站要求其无功能够自平衡，尽量少地依靠电网进行平衡无功。
9.2.3 光伏发电站电能质量问题一般包括以下几个主要方面：谐波、直流分量、电压波动和闪变以及三相不平衡等。
首先，光伏发电站会对电网产生谐波污染。光伏发电站通过光伏电池组件将太阳能转化为直流电能，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中会产生高次谐波。特别是逆变器输出轻载时，谐波会明显变大。在10％额定出力以下时，电流总谐波畸变率甚至会达到20％以上。因此，在太阳能光伏发电站实际并网时需对其谐波电压（电流）进行测量，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需采取加装滤波装置等相应措施，避免对公用电网的电能质量造成污染，滤波装置可与无功补偿装置配合安装。
其次，光伏发电站易造成电网的电压闪变。光伏发电站的启动和停运与气候条件等因素有关，其不确定性易造成电网明显的电压闪变；同时，若光伏发电站输出突然变化，系统和反馈环节的电压控制设备相互影响也容易直接或间接引起电压闪变。
最后，对系统电压的影响。光伏发电站电压波动可能是出力变化引起，也可能是电站电气系统引起的。若大量光伏发电站接入在配网的终端或馈线末端，由于存在反向的潮流，光伏发电站电流通过馈线阻抗产生的压降将使沿馈线的各负荷节点处电压被抬高，可能会导致一些负荷节点的电压越限。另外，光伏发电站输出电流的变化也会引起电压波动，当光伏发电站容量较大时，这将加剧电压的波动，可能引起电压/无功调节装置的频繁动作，加大配电网电压的调整难度。
《光伏（PV）系统 电网接口的特性》IEC 61727中规定光伏发电站总谐波畸变率少于逆变器输出的5％，各次谐波畸变率限制值见表2。此范围内偶次谐波限值应小于更低奇次谐波的25％。
表2 IEC 61727推荐的逆变器畸变率限制值
IEC 61727中规定光伏发电站运行造成的电压闪变，不应超出《谐波电流、电压波动和闪烁测试系统》IEC 61000-3-3（小于16A的系统）或《电磁兼容性（EMC）。第3部分：极限 第5节：额定电流大于16A的设备低压供电系统电压波动和闪动的限制》IEC 61000-3-5（16A及以上的系统）相关章节规定的限值。
在电能质量方面，我国已正式发布了《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549、《电能质量 供电电压偏差》GB/T 12325、《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326、《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 15543等规定，本规范规定光伏电站的电能质量按上述标准执行。其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按照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，引起的长时间闪变值按照装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。
9.2.4 光伏发电站检测到电网异常时，一方面应在一定的时间内与电网断开，以有效防止孤岛情况，另一方面，也要保证能运行必要的时间，以避免因短时扰动造成的过多跳闸。
随着光伏发电站接入电网比例的增加，在故障时将电站切除不再是一个合适的策略，因此要求大中型光伏发电站能够耐受系统故障状态，在故障清除后能够正常地发出功率，帮助电网恢复频率与电压，减少对电力系统的影响。
由于低电压穿越对地区和整个电网的安全稳定都很必要，因此，已经成为电力调度部门主要关心的问题之一。低电压穿越曲线包括瞬时电压跌落，最低电压水平持续时间以及电压恢复曲线。T1、T2、T3的数值需根据当地电网的保护和重合闸动作时间等实际情况来确定。一般情况下T1为0.15s，T2为0.625s，T3为2.0s。
9.2.5 本条是考虑在电网重负荷的情况下末端节点电压水平偏低，有可能导致光伏发电站输出电流超过额定值，此时光伏发电站不应立即解列，而应能够对电网提供短时的支撑。根据调研结果，当逆变器输出电流超过1.2额定电流时，逆变器自动关闭输出，一般允许持续时间为20s～10min。
9.2.6 设置并网总断路器的目的在于逆变器维护时，可以实现电站与电网的安全断开，保证设备与人身安全。
