1主变压器的参数应包括台数、额定电压、容量、阻抗、调压 方式（有载或无励磁）、调压范围、连接组别、分接头以及中性点接地 方式，并应符合现行国家标准《电力变压器选用导则》GB/T17468、 《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、《电力变压器能 效限定值及能效等级》GB24790的有关规定。 2无功补偿装置性能以及逆变器的电能质量、无功调节能 力、低电压穿越能力等，应满足现行国家标准《光伏发电站接入电 力系统技术规定》GB/T19964的有关规定

6.1.1二次部分设计应包括系统维继电保护、自动控制装置、电 力系统自动化、电能量计量装置及电能量远方终端、通信系统 设计。 6.1.2二次部分技术指标应满足现行国家标准《光伏发电站接人 电力系统技术规定》GB/T19964的有关规定，

6.2.1光伏发电站应按现行国家标准《继电保护和安全自动装置 技术规程》GB/T14285的有关要求配置专用的维继电保护装置。 6.2.2光伏发电站专用送出线路应按双侧电源线路配置保护， 6.2.3当光伏发电站送出线路为T接方式时，光伏发电站升压 站侧应配置线路保护装置。 6.2.4光伏发电站送出线路相邻线路现有保护应进行校验，当不 满足要求时，应重新配置保护

6.3.1光伏发电站送出线路置配置重合闸，故障切除后电网侧应 实现检无压重合，光伏发电站侧应实现检同期重合。 6.3.2光伏发电站应配置独立的防撼岛保护，防掘岛保护应与线 路保护、重合闸、低电压穿越能力相配合。 6.3.3有计划性孤岛要求的光伏发电站，应配置频率、电压控制 装置，当孤岛内出现频率或电压异常时，可调节光伏发电站有功、 无功出力，

6.4.1光伏发电站的调度关系，应根据光伏发电站所处地区、安 装容量和接入电压等级等条件确定。 6.4.2光伏发电站应能参与自动电压控制（AVC)体检标准，总容量在 10MW及以上光伏发电站应能参与自动发电控制（AGC)。 6.4.3光伏发电站的远动设备和调度数据网设备配置方案，应根 据调度自动化系统的要求、光伏发电站接人电压等级及接人方式 确定。 6.4.4远动信息采集范围，应根据调度自动化系统的要求、光伏 发电站接入电压等级及接线方式确定。远动信息宜包括并网状 态、资源及环境数据（辐照度、环境温度等）、光伏发电站运行信息 （有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网 点的频率电压信息、升压站潮流信息、继电保护及自动装置动作信 息、功率预测曲线。 5.4.5远动系统与调度端通信，应根据调度目动化系统的要求和 通信传输网络条件，明确通信规约、通信速率或带宽，并应符合现 行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003的 有关规定。 6.4.6通过220kV及以上电压等级接人的光伏发电站应配置向 步相量测量装置。 6.4.7根据电力系统二次安全防护的总体要求，应进行二次系统 安全防护设备配置。

6.5.1光伏发电站应配置电能量计量系统，并应根据数据网痴通 道条件，确定电能量计量信息传输方案，电能量计量系统应包括计 量关口表和电能量远方终端设备。 6.5.2光伏发电站电能量计量装置应符合现行行业标准《电能量

6.5.1光伏发电站应配置电能量计量系统，并应根据数据网痴通

计量系烧设计技术规程》DL/T5202的有关规定。

6.5.3电能计量装置选型与配置应符合下列要求

1电能计量装直应其备双同有功和四象限无功计重功能。 2光伏发电站的上网电量关口点应配置相同的调块表计，并 应按主/副方式运行。 3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》 DL/T614和《多功能电能表通信协议》DL/T645的有关规定。 6.5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列要求： 1关口计量点的电能表准确度等级应为有功0.2S级、无功 2.0级。 2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等 级应为0.2S级。 3应符合现行行业标准（电能计量装置技术管理规程》 DL/T448一2000第5.3节准确度等级的要求， 6.5.5光伏发电站应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合 现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202一2004 第7.2节电能量远方终端的有关规定

1电能计量装直应其备双同有功和四象限无功计重功能。 2光伏发电站的上网电量关口点应配置相同的调块表计，并 应按主/副方式运行。 3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》 DL/T614和《多功能电能表通信协议》DL/T645的有关规定。 6.5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列要求： 1关口计量点的电能表准确度等级应为有功0.2S级、无功 2.0级。 2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等 级应为0.2S级。 3应符合现行行业标准（电能计量装置技术管理规程》 DL/T448一2000第5.3节准确度等级的要求， 6.5.5光伏发电站应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合 现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T5202一2004 第7.2节电能量远方终端的有关规定，

6.6.1系统通信应满足光伏发电站调度自动化系统、继电保护、 自动控制装置信号和调度及生产交换语音系统对传输通道的 要求。 6.6.2光伏发电站接人的通信系统建设方案，应根据光伏发电站 的调度组织关系、所处位置、安装容量、接入电压等级以及相关通 信网络现状等确定。 6.6.3通信系统通信容量，应根据光伏发电站至调度端信息量统 计结果确定。 6.6.4光伏发电站至调度端应至少具备1路可靠的调度通信 通道。

6.6.5通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电 站至调度端，应具备两路通信通道，其中一路应为光缆通道。 6.6.6光伏发电站应根据所在地区调度和生产交换网的组网方 式，提出组网方案，并应根据光伏发电站安装容量，提出调度和生 产程控交换机的容量。 6.6.7光伏发电站通信、二次电源系统宜采用一体化设计、一体 化配置、一体化监控，

1为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不 同的用词说明如下： 1)表示很严格，非这样做不可的： 正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”， 2)表示严格，在正常情况下均应这样做的： 正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”； 3)表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的： 正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”， 4)表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。 2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合* 的规定”或“应按...执行”

《光伏发电站接人电力系统设计规范》GB/T50866一2013，经 住房和城乡建设部2013年1月28日以第1626号公文批准发布。 本规范制订过程中，编制组收集了国内外光伏发电站接入电 力系统以及相关行业文献资料，在编制过程中充分调查研究并广 泛征求意见，总结了我国光伏发电站接人电力系统技术方面的科 研成果和先进经验，同时参考了国外先进技术法规、技术标准。 为便于广大设计、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本 规范时能够准确理解和执行条文规定，《光伏发电站接人电力系统 设计规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条 文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。 但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者 作为理解和把握规范规定的参考

1.0.1本条为制定本规范的目的。大规模光伏发电站是我国光 伏发展的重要方向之一。为了保障光伏发电站接入后电力系统的 安全稳定运行，需要对光伏发电站接人电力系统进行规范化设计。 1.0.2本条规定了本规范的适用范围。我国资源的地域特征明 显，与需求呈逆向分布，如我国西北地区太阳能资源非常丰高，非 常适合发展大规模光伏发电站，但当地负荷比较小，需要通过高 压、远距离向外输送，一般通过35kV（20kV）及以上电压等级接 人，或者采用多个光伏发电站汇集后再集中送出方式。所以本规 范适用于通过35kV（20kV)及以上电压等级并网.以及通过10kV (6kV)电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建光伏发电站。 1.0.3本条规定了光伏发电站接入系统的设计原则。客光伏发 电站有看不同的建设规模和工程特点，其接人系统方案和当地的 电力系统运行条件密切相关。因此，要用发展的眼光综合考虑光 伏发电站自身和所接入电力系统的现状及规划，合理地进行设计。 1.0.4本条明确了本规范与相关标准之间的关系。本规范为光 伏发电站接人系统设计的统一专业技术标准。除个别内容在本规 范中强调外，凡在国家现行的标难中已有规定的，本规范不再 重复

3.0.1本条强调了光伏发电站的出力特性在设计中的重要性。 光伏发电站的出力特性与所选择的组件类型、跟踪方式以及当地 的辐照度都密切相关，其对电力电量平衡、潮流计算和电气参数选 择影响很大。因此，在光伏发电站接入系统设计中应充分考虑光 伏发电站的出力特性。 3.0.2光伏发电站规模较大或接人电网结构较为薄弱时，会对电 网带来较大的不利影响。可根据光伏发电站的设计规模、所接入 系统的运行条件等，根据需要同时开展光伏发电站接人系统电压 稳定、无功补偿和电能质量等专题研究，以确保光伏发电站接入系 统后电网和光伏发电站的安全、可靠、稳定运行。 3.0.3采用T接方式时，其送出功率在T接点两端的潮流分布 与电网中的负荷分布是密切相关的，T接点两端的潮流大小和方 向随着实时的负荷大小分布变化面变化，因此会对电网的潮流分 布、节点电压和无功平衡等产生一定的影响，因此在进行潮流计 算、电能质量分析和继电保护设计时，应充分考虑T接方式接入 与专线接人的不同特点。

4.1.1本条对光伏发电站接入系统条件应分桥的范围进行了 规定。 4.1.3、4.1.4光伏发电站的出力具有一定的可预测性，但是也存 在一定的波动性。因此，为跟踪光伏发电站出力变化并满足负荷 用电需求，尤其对于较大规模的光伏发电站，需要对电力系统调峰 调频运行情况进行分析。故第4.1.3条提出电源的调峰调频特性 要求，第4.1.4条提出负荷特性要求

4.2电力系统发展规划

4.2.1~4.2.3对光伏发电站接入系统设计中的电力系统发展规

4.3.1对于光伏发电站的出力特性，可参考该地区具有相同安装 方式的光伏发电站的出力统计数据，或对该地区光照强度监测统 计数据进行分析后得到，

5.1.1、5.1.2对光伏发电站接入系统设计中的一次部分设计的 内容和范围进行了说明，并指出了一次部分技术指标应满足现行 国家标准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有 关规定。

5.2.1最大负荷且光伏发电站零出力方式下电力平衡计算的目 的是分析电力系统中其他电源能否满足负荷需求，以及满足负荷 需求所需要的发电设备容量。光伏发电站最大出力方式下电力平 衡计算的目的是确定其电力的合理消纳范围。光伏发电站最大出 力一般出现在用电负荷的腰荷时段，在电力平衡计算时可适当降 低电网内其他水电、火电机组的出力，并考虑电网间正常的送受 电。如果电力平衡结果存在明显的电力盈余，则表示应进一步扩 大该光伏发电站的电力消纳范围。由于不同季节的负荷特性、光 伏发电站出力特性和电源开机方式有所不同，各水平年的电力平 衡宜按季或月进行分析。 5.2.3光伏发电站的出力具有一定的波动性，运行中需要电力系 统内其他水电、火电机组为其调峰、调频。因此，分析系统调蜂、调 频能力可确定电网接纳光伏电力的能力，为研究光伏发电站的消 纳范围提供依据，

5.3建设的必要性及其在系统中的地位和作用

5.3建设的必要性及其在系统中的地位和作用

5.3.3对光伏发电站的规划容量、本期建设规模、投产时间等

出建议是为了使电力系统中光伏发电的规模与其他电源和电网的 总体发展相协调，保证光伏发电站的容量在电力系统的可接纳范 围之内。建议的内容可针对光伏发电站及电力系统的各个方面， 例如；对光伏发电站的规划规模和建设时序进行调整、对光伏发电 站的装置和运行提出技术要求、对电力系统发展规划给出优化意 见等。

5.4电压等级与接入电网方

.4电压等级与接入电网方案

5.4.2提出的接入系统方案应是经初步判断后基本可行的方案， 一般有两个及以上，供进一步比选。送出线路的导线截面一般根 据光伏发电站的最大送出电力，按线路的可持续送电能力及经济 性绕合考虑，进行选择

5.5.1由于光伏发电最大出力时间段内负荷处于腰荷状态的儿 率非常大，所以应根据接入电网的负荷特性，必要时计算光伏最大 出力下电网腰荷运行方式。 5.5.2光伏发电站出力受辐照度的影响非常大，每天都会出现从 零出力到最大出力再到零出力的变化过程，会对并网点基至相邻 电网节点电压带来较大影响。因此，应分析光伏发电站出力变化 引起的线路功率和节点电压波动，避免出现线路功率或节点电压 越限。 在光伏发电站接人电网末端，光伏发电站出力从零至满发变 化时，并网点会出现电压先升高后降低的过程，所以不能简单地仅 仅分析光伏发电站零出力和满出力两种状态对电压的影响。 分析光伏发电站出力变化对电网潮流的影响，应采用典型方 式下计算光伏发电站出力从零至满发平滑变化情况（或者按照 10%递增），对电网相关节点电压和线路功率的影响。 5.5.3光伏发电站有过渡性接人方案时，应计算过渡年有代表性

的运行方式。 5.5.4通过潮流计算，可以分析出光伏发电站接入对电网线路功 率、节点电压和无功平衡的影响。针对这些影响，应提出导线截面 和电气设备的主要规范，提出调压装置、无功补偿设备及其配置方 案。如果出现潮流严重不合理的情况，应修改光伏发电站接人电 网方案，

5.6.1鉴于光伏发电站具有与常规电源不同的运行特性，尤其是 当光伏穿透功率比较大时，需要分析光伏发电站接人系统后，在电 网故障和光伏发电站自身波动或故障时电力系统的稳定性，并根 据计算结果分析发生故障情况下电网的电压、功角、频率等情况， 分析是否需要采取提高稳定性的措施。 5.6.2根据现行行业标准《电力系统安全稳定导则》DL755，电 力系统安全稳定计算分析的任务是确定电力系统的静态稳定、暂 态稳定和动态稳定水平，分析和研究提高安全性、稳定性的措施。 稳定性分析一般包括静态和暂态稳定计算。静态稳定是指电 力系统受到小干扰后，不发生非周期性失步，自动恢复到起始运行 状态的能力；暂态稳定是指电力系统受到大扰动后，各同步电机保 持同步运行并过渡到新的稳态或恢复到原来稳态运行方式的能 力。光伏发电站接人后会对系统产生一定的影响，需要分析电网 受到小干犹和大十犹后，系统的静态和暂态稳定性。 光伏发电站出力随着天气的变化具有明曼的波动性和间款 性，电网为了保持电压和频率稳定，需要实时地进行调节。对于结 薄弱的电网，在光伏穿透功率比教大时，有必要进行静态和动态 额定计算，以验证电力系统在光伏发电站出力变化过程中，通过自 动调节和控制装置的作用，是否能够保持长过程的运行稳定。 5.6.3光伏发电站出力最大时，在相同的故障条件下对电力系统 的影明也最大。为广分析光伏发电站接人系统后对电网的最大影

，得出光伏发电站接人后保证系统稳定运行应采取的具体措施， 稳定计算采用的正常运行方式应为电网正常但光伏发电站出力最 大的运行方式。 对于静态稳定计算所采用的事故后运行方式，应考虑最不利 于系统稳定运行的运行方式，在该方式下所进行的稳定计算最能 反映系统的安全稳定性。因此，只考虑潮流较大的一回线路退出 后的运行方式即可。 5.6.4暂态稳定计算采用的故障型式，应满足现行行业标准《电 力系统安全稳定导则》DL755的要求，考虑在最不利地点发生金 属性短路故障的情况。 根据实测数据，对于数十兆瓦级的光伏发电站，其出力也有可 能会在短时间内突变60%～70%。大的出力突变会对电网的电 压和毅率产生一定的影响，因此需考虑光伏发电站出力突变下的 系统电压、频率稳定性。 5.6.5稳定计算中光伏发电站的模型应能充分反映其暂态响应 特性，以保证满足计算所要求的准确性和精度。 5.6.6经过计算分析，若光伏发电站接入不能满足稳定性要求时， 为了保证电力系统的安全稳定运行，应提出提高稳定性的措施，如 加强安稳措施、加强网架结构、修改光伏发电站接入系统方案等，

现有电气设备的短路电流水平进行校核，也为新增电气设备的选 型提供依据

5.8.1光伏发电站要充分利用光伏逆变器的无功容量及其调节 能力。光伏逆变器应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范 围内动态可调。当光伏逆变器的无功容量不能满足系统电压调节 需要时，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿措施，包括无 功补偿装置的容量、类型和安装位置等。 5.8.2在光伏发电站出力比较大时，站内汇集线路、变压器和送 出线路都有一定的无功损耗，并且逆变器的功率因数在一定范围之 内可调，在某一运行方式下可提供一定的无功容量；在光伏发电站 出力比较小时，站内汇集线路和送出线路会有一定的充电功率。因 此，光伏发电站无功补偿容量的计算应充分考虑这些因索，并应符 合现行国家标准《光伏发电站接人电力系统技术规定》GB/T19964 的相关规定： 对于通过110kV(66kV)及以上电压等级并网的光伏发电站 其配置的容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线 路、主变压器的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自身的容性充 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。 对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至 500kV(或750kV)电压等级接入公共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能够补偿光伏发电站满发时汇 集线路、主变压器的感性无功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自身的容性充 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。 5.8.3光伏发电站应安装无功功率/电压控制系统，根据电力系 统调度机构指令，自动调节光伏逆变器发出（或吸收）的无功功率，

使光伏发电站并网点电压满足现行国家标准《电能质量供电电 压偏差》GB/T12325的要求。其调节速度和控制精度应能满足 电力系统电压调节的要求。 若光伏逆变器无功容量无法满足电压调节要求，或者为了降 低光伏发电站出力的快速波动对电网电压的影响，需安装辅助无 功补偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时应安装动态无功 补偿装置，将电网电压水平控制在现行国家标准《电能质量供电 电压偏差》GB/T12325允许范围之内

5.9.1由于光伏发电站出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电 站通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换为交流需要大量 的电力电子设备，所以其接入系统会对电网的电能质量产生一定 的影响，包括谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变 等。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电站引起的各项 电能质量指标应该符合相关标准的规定。 光伏发电站所接入公共连接点的谐波应满足现行国家标准 电能质量公用电网谐波》GB/T14549和《电能质量公用电 网间谐波》GB/T24337的要求，公用电网谐波电压限值和注入公 共连接点的波电流允许值见表1和表2。其中，光伏发电站向 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被源的发/供电设备总容量之比进行分配。

圆钢标准表1公用电网谐波电压限值（相电压

表2注入公共连接点的谐波电流允许值(每小时变动的次数在10次以内)考虑，因此光伏发电站接人引起标准电压基准短路容肽谱波次数及谱波电流允许值(A)的公共连接点电压变动最大不得超过2.5%。(kV)(MVA)24101112135.9.2光伏发电站接入系统所引起的电能质量向题与光伏发电10100262013208. 5155.85.19. 34.37, 9站自身的运行特性以及电网的运行方式等都有密切关系，尤其是3525015127. 7125. 18. 83. 85.62. 64. 7谐波问题与逆变器参数、电网运行方式密切相关。因此，光伏发6630016138.1135. 19. 34. 14. 33.35.92.75电站应在并网点装设电能质量在线监测装置，以实时监测光伏110750129.669. 646. 83. 22.44.323. 7发电站电能质量指标是否满足要求。若不满足要求，光伏发电标准电压基准短路容谱波次数及谐波电流允许值（A)站需安装电能质量治理设备，以确保光伏发电站的电能质量(kV)(MVA)14151617191 202122232425合格。10 1003.74.13. 22. 85. 41. 52. 14. 15.10方案技术经济分析352502.22.51.93. 61.73. 21. 51.81. 42. 71.32. 5663002.3|2. 63.81.83. 41. 611.911.52.81. 42. 65.10.1列出各接人系统方案投资估算表时，应包括系统一次部1107501.71. 91.52. 81.32. 51.21.41.12.111.9分即送出工程部分投资、系统二次部分投资。对于光伏发电站升当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，表压站部分投资，如各方案升压站投资差异较大，也可将不同部分列2中的谐波电流允许值应进行相应换算。标称电压在110kV以入投资估算表中一并进行投资分析比较。上的可以参照110kV所对应的允许值。5.10.2进行各接人系统方案技术经济综合比较时，应对各个方光伏发电站并网点的电压偏差应满足现行国家标准《电能质案的技术经济要点进行比较，主要包括各接人系统方案消纳方向、量供电电压偏差》GB/T12325的要求。方案近远期适应性、方案潮流分布等电气计算结果、方案对系统运光伏发电站所接人公共连接点的电压不平衡度及光伏发电站行的影响（如短路电流、电能质量等）、投资估算等。此外，对涉及引起的电压不平衡度应满足现行国家标准《电能质量三相电压方案比选的其他相关技术要点，视方案技术经济综合比较需要，也不平衡》GB/T15543一2008的要求，即光伏发电站所接人的公共可列人比较表进行综合比较。连接点在电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不5.10.3在综合比较表的基础上，需对整个接入系统方案进行技得超过4%；光伏发电站引起该点负序电压不平衡度允许值一般术经济方面的分析、比较，提出推荐方案。为1.3%，短时不超过2.6%，根据连接点的负荷状况以及邻近发5.11电气参数要求电机、继电保护和自动装置安全运行要求，该允许值可作适当变动。5.11.1、5.11.2光伏发电站的电气参数要求主要针对光伏发电光伏发电站所接人公共连接点的电压波动和闪变应满足现行站升压站或输出汇总点的电气主接线方式、主变压器、无功补偿装国家标准《电能质量电压波动和闪变》GB/T12326的要求。对置和逆变器。其中，主变压器设备参数应符合《电力变压器选用导于光伏发电站出力变化引起的电压变动，其频度可以接照1

《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790等现行国家标准 的有关规定，无功补偿装置和逆变器性能要求应满足现行国家标 准《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964的有关 规定。

6.3.2光伏发电站需要配置独立的防孤岛保护装置，保证电网故 障及检修时的安全。 6.3.3为保证计划性孤岛的安全稳定运行，在可能出现计划性孤 岛运行的孤岛内应配置频率、电压控制装置，当孤岛内出现频率或 电压异常时，调节电源有功、无功出力或切除部分负荷。

6.4.1不同地区、不同容量的光伏发电站接入的电压等级和接入 的调度不一样，应因地制宜地确定光伏发电站的调度关系。 6.4.2总容量在10MW及以上光伏发电站应能参与AGC调节， 光伏发电站参与有功功率、无功功率控制应满足相关调度端的总 体要求。 6.4.3~6.4.5传给调度的信息受调度网的通道和通信规约限 制，各地调度自动化系统的功能要求也有差异，光伏发电站远动系 统至相应调度端需要采用合适的远动通道、通用的通信规约、最优 的通信速率或带宽，以满足调度的需求。 6.4.6为了便于故障分析，220kV及以上光伏发电站应配置同 步相量测量装置。 6.4.7光伏发电站的信息交换、信息传输和安全隔离必须满足电 力系统二次安全防护总体要求

5.5电能量计量装置及电能远方终端

6.5.1电能量计量系统是光伏发电站中重要的系统，用于系统费 用结算。 6.5.2、6.5.3规定了电能量计量装置的选型与配置要求。 6.5.4电能量计量装置的精度等级需满足电能量计量系统的要 求，因此对电能表、电流互感器、电压互感器提出了相应的技术 要求。 6.5.5电能量采集远方终端的功能和性能必须满足电能量计量

6.6.1针对光伏发电站的接入，系统通信应满足相应的技术要 求。 6.6.2由于各区域通信传输网络、调度程控交换网、综合数据网、 公用通信网等的现状及存在的间题不同，光伏发电站在接入通信 系统前，需先了解所在区域的通信系统现状和存在的问题，再确定 光伏发电站接入电网的通信系统建设方案。 6.6.3通信系统通信容量的确定，应根据光伏发电站至调度端信 息量的统计结果。 6.6.4光伏发电站接入电力系统的通信方式有很多，为了调度安 全，必须有1路可靠通道。 6.6.5通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电 站的容量比较大，而且对电网的影响相对也比较大，因此对其通信 通道进行了特殊说明，应具备两路通信通道，其中一路为光缆通 道，以保证调度安全。 6.6.6光伏发电站的组网方案与所在地区调度和生产交换网的 组网方式密切相关，应根据所在地区的实际情况确定，调度和生产 程控交换机的容量应根据光伏发电站安装容量确定。 6.6.7光伏发电站通信系统非常重要，为保证通信系统的可靠工 作，光伏发电站通信、二次电源系统宜采用一体化设计、一体化配 置和一体化监控

6.6.1针对光伏发电站的接入，系统通信应满足相应的技术要 求。 6.6.2由于各区域通信传输网络、调度程控交换网、综合数据网、 公用通信网等的现状及存在的问题不同，光伏发电站在接入通信 系统前螺纹标准，需先了解所在区域的通信系统现状和存在的问题，再确定 光伏发电站接入电网的通信系统建设方案。 6.6.3通信系统通信容量的确定，应根据光伏发电站至调度端信 息量的统计结果。 6.6.4光伏发电站接入电力系统的通信方式有很多，为了调度安 全，必须有1路可靠通道。 6.6.5通过110kV(66kV)及以上电压等级接入电网的光伏发电 站的容量比较大，而且对电网的影响相对也比较大，因此对其通信 通道进行了特殊说明，应具备两路通信通道，其中一路为光缆通 道，以保证调度安全。 6.6.6光伏发电站的组网方案与所在地区调度和生产交换网的 组网方式密切相关，应根据所在地区的实际情况确定，调度和生产 程控交换机的容量应根据光伏发电站安装容量确定。 6.6.7光伏发电站通信系统非常重要，为保证通信系统的可靠工 作，光伏发电站通信、二次电源系统宜采用一体化设计、一体化配 置和一体化监控，