光伏、太阳能发电并网调度协议(范本)

《光伏电站并网调度协议》

使用说明

一、《光伏电站并网调度协议（示范文本）》（以下简称《示范文本》）是对光伏电站并入电网时双方调度和运行行为的约定，适用于接入35kV及以上电压等级电网向公用电网供电的光伏电站与电网之间签订并网调度协议。其它形式的可再生能源,如生物质能、地热能、潮汐能、海洋能等,可以参照使用。

二、《示范文本》主要针对光伏电站并入电网调度运行的安全和技术问题，设定了双方应承担的基本义务、必须满足的技术条件和行为规范。本文本中所涉及的技术条件，如国家、行业颁布新的相关行业标准和技术规范，双方应遵从其规定。

三、《示范文本》中有关空格的内容由双方约定或据实填写。《示范文本》所列数字、百分比、期间均为参考值。协议双方可根据具体情况和电力系统安全运行的需要，在公平、合理和协商一致的基础上对参考值进行适当调整[1]，对有关章节或条款进行补充、细化或完善，增加或减少定义、附件等。法律、法规或者国家有关部门有规定的，按照规定执行。

四、签订并网调度协议的主要目的是保障电力系统安全、优质、经济运行，维护电网经营企业和发电企业的合法权益，保证电力交易合同的实施。协议双方应注意所签并网调度协议与购售电合同相关约定的一致性。

五、实行“竞价上网”时，协议双方应按照电力监管机构有关规则、规范等对本协议进行必要调整和修改。待“竞价上网”和电力市场化改革到一定时期，国家电力监管委员会和国家工商行政管理总局将制定新的《示范文本》。

[1]

在正式协议文本中，所列数字、百分比、期间等均应为确定值，以免由此产生争议。

目 录

第1章 定义与解释 第2章 双方陈述 第3章 双方义务 第4章 并网条件 第5章 并网申请及受理 第6章 调试期的并网调度 第7章 调度运行 第8章 发电计划 第9章 设备检修 第10章 继电保护及安全自动装置 第11章 调度自动化 第12章 调度通信 第13章 事故处理与调查 第14章 不可抗力 第15章 违约责任 第16章 协议的生效和期限 第17章 协议的变更、转让和终止 第18章 争议的解决 第19章 适用法律 第20章 其他 特别条款

附件一：并网点图示

附件二：光伏电站技术参数

附件三：光伏电站设备调度管辖范围划分 附件四：光伏电站接入系统技术规定

(协议编号：__________________)

并网调度协议

本并网调度协议(以下简称本协议)由下列双方签署：

甲方：______，系一家电网经营企业，在_______工商行政管理局登记注册，已取得_______电力监管委员会/局[2]颁发的输电业务许可证[3](许可证编号：_______)，税务登记号：_______，住所：__________，法定代表人：______________。

乙方：______，系一家具有法人资格的发电企业，在______工商行政管理局登记注册，已取得______电力监管委员会/局颁发的本协议所指光伏电站(机组)发电业务许可证[4](许可证编号：______)，税务登记号：______，住所: ______，法定代表人：______。

鉴于：

(1)甲方经营管理适于光伏电站运行的电网，并同意乙方光伏电站根据本协议的约定并入电网运行。

(2)乙方在______拥有/兴建 并/并将经营管理总装机容量为______兆瓦(MW)的______光伏电站(以下简称光伏电站)，并同意根据本协议的约定将该光伏电站并入甲方电网运行。

为保证电力系统安全、优质、经济运行，规范调度和并网运行行为，维护协议双方的合法权益，根据《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国合同法》、《电网调度管理条例》、《中华人民共和国可再生能源法》、《中华人民共和国节约能源法》、《节能发电调度办法（试行）》以及国家其他有关法律、法规，本着平等、自愿、诚实信用的原则，双方经协商一致，签订本协议。

[2][3]

《示范文本》中符号“/”表示其左右波浪线上的内容供双方当事人根据实际情况选择（计算公式除外）。 关于取得输电业务许可证的陈述适用于已经实行了输电业务许可证制度的地区。下同。 [4]

关于取得发电业务许可证的陈述适用于已经实行了发电业务许可证制度的地区。下同。

第1章 定义与解释

1.1 本协议中所用术语，除上下文另有要求外，定义如下：

1.1.1 电网调度机构：指______电力调度通信中心\\局\\所，是依法对电力系统运行进行组织、指挥、指导和协调的机构，隶属甲方。

1.1.2 光伏电站：指位于______由乙方拥有/兴建 并/并将经营管理的一座总装机容量为______兆瓦(MW)，共______组光伏电池阵列（阵列编号、容量及技术参数详见附件二)[5]的发电设施以及延伸至产权分界点的全部辅助设施。 1.1.3 并网点：指光伏电站与电网的连接点(见附件一)。

1.1.4 首次并网日：指光伏电站(机组)与电网进行连接的第一天。

1.1.5 并网申请书：指由乙方向甲方提交的要求将其光伏电站(机组)并入电网的书面申请文件。

1.1.6 并网方式：指光伏电站(机组)与电网之间一次系统的连接方式。

1.1.7 功率变化率：在单位时间内光伏电站输出功率最大值与最小值之间的变化量。

1.1.8 光伏电站运行集中监控系统：指光伏电站用以监视、控制光伏电池阵列和其他站内设备运行状态；接受并执行调度机构下发的有功、无功功率调整、光伏电池阵列投切指令；上传光伏电池阵列及公用系统运行状态、参数等信息；上报实时太阳能监测系统、光伏发电功率预测系统数据；申报检修计划、发电功率申报曲线等的集中式计算机监视、控制、信息系统。

1.1.9 光伏电站并网技术支持系统：指光伏电站运行中用以保证光伏电池阵列及光伏电站符合并网运行要求、并网点电能质量符合国家及行业要求的设施，能够实现光伏电站有功控制功能、无功及电压控制功能、电能质量控制功能、紧急情况下的能量泄放功能等。

1.1.10 解列：本协议专指与电网相互连接在一起运行的发电设备与电网的电气联系中断。 1.1.11 特殊运行方式：指因某种需要而使光伏电站或电网接线方式不同于正常方式的运行安排。

1.1.12 光伏电站（电池阵列）可用容量：指光伏电站（电池阵列）任何时候受设备条件限制修正后的出力。

1.1.13 计划停运：指光伏电站机组及主要设备处于计划检修期内的状态，包括光伏电池板阵列检修、公用系统计划检修等。

1.1.14 非计划停运：指电厂机组处于不可用而又不是计划停运的状态。根据需要停运的紧急程度，非计划停运分为以下5类：第1类为立即停运；第2类为可短暂延迟但必须在6小时以内退出的停运；第3类为可延至6小时以后，但必须在72小时之内退出的停运；第4类为可延至72小时以后，但必须在下次计划停运以前退出的停运；第5类为超过计划停运期限的延长停运。

1.1.15 强迫停运：第1.1.14款中第1、2、3类非计划停运统称为强迫停运。 1.1.16 降低出力等效停运小时：指机组降低出力小时数折合成按铭牌最大容量计算的停运小时数。

1.1.17 等效非计划停运小时：指非计划停运小时与非计划降低出力等效停运小时之和。 1.1.18 年计划停运允许小时数：指双方根据设备制造商的建议和并网电厂发电机组的运行状况，按同网同类型机组分类而确定的任何一年计划停运的允许小时数。机组的年计划停运允 [5]

如果机组核定容量与其铭牌容量不符，则以经国家有关部门认定的核定容量为准。下同。

第7章 调度运行

7.1 光伏电站运行值班人员在运行中应严格服从电网调度机构值班调度员的调度指令。 7.1.1 光伏电站必须迅速、准确执行电网调度机构下达的调度指令，不得以任何借口拒绝或者拖延执行。若执行调度指令可能危及人身和设备安全时，光伏电站值班人员应立即向电网调度机构值班调度员报告并说明理由，由电网调度机构值班调度员决定是否继续执行[12]。 7.1.2 属电网调度机构直接调度管辖范围内的设备，光伏电站必须严格遵守调度有关操作制度，按照调度指令执行操作；如实告知现场情况，回答电网调度机构值班调度员的询问。 7.1.3 属电网调度机构许可范围内的设备，光伏电站运行值班人员操作前应报电网调度机构值班调度员，得到同意后方可按照电力系统调度规程及光伏电站现场运行规程进行操作。 7.1.4 光伏电站及光伏电池阵列在紧急状态或故障情况下退出运行（或通过安全自动装置切除）后，不得自行并网，须在电网调度机构的安排下有序并网恢复运行。

7.2 电网调度机构应依照有关要求合理安排光伏电站的日发电调度计划曲线。运行中，值班调度员可根据实际运行情况对日发电调度计划曲线作适当调整，值班调度员对日发电调度计划曲线的调整应提前____分钟（min）通知光伏电站值班人员。

7.3 光伏电站开关站及集中式运行设备出现异常情况时，光伏电站按照电力系统调度规程的规定可提前____小时(h)向电网调度机构提出检修申请。电网调度机构应根据电力系统调度规程的规定和电网实际情况，履行相关规定的程序后，提前____小时(h)批复检修申请，并修改相应计划。如设备需紧急停运者，电网调度机构应视情况及时答复。光伏电站应按照电网调度机构的最终批复执行。

7.4 光伏电站有义务按照调度指令参与电力系统的调峰、调压等辅助服务。

7.5 因出现特殊运行方式，可能影响光伏电站正常运行时，电网调度机构应将有关方案提前__日通知光伏电站。

7.6 乙方因设备更新改造等原因出现特殊运行方式，可能影响电网正常运行时，应将更改方案提前__日通知电网调度机构。

7.7 电网调度机构应商并网光伏电站定期组织网厂联席会议，邀请乙方参加，分析电网运行情况、预测系统形势、说明有关电网安全技术措施的落实情况，协商处理有关电力系统运行的重大问题。乙方应参加网厂联席会议，通报光伏电站的运行情况及有关光伏电站安全技术措施的落实情况。

7.8 双方应以书面形式互换相关值班人员名单，并及时告知变动情况。

[12]

电力系统调度规程另有规定的，从其规定。

第8章 发电计划

8.1 乙方应根据已签订的购售电合同及光伏电站运行实际情况，按下列要求提交光伏电站的年度、月度、节日或特殊运行方式发电计划建议：

(1) 乙方在机组首次并网日___日前及在此后每年的____月__日前，向甲方提交下一年度发电计划建议。

(2) 乙方在每月的____日前向甲方提交下一月度发电计划建议，包括预测发电量、下一月多年平均日照情况等。

(3) 乙方在国家法定节日（包括元旦、春节、五一、国庆等）或特殊运行方式出现____日前向甲方提交节日或特殊运行方式期间的发电计划建议。

8.2 根据光伏电站预测的气象情况，结合乙方申报的发电计划建议，甲方在每年___月__日前将编制的下一年度分月发电参考计划通知乙方。

8.3 根据第8.2条制定的年度分月发电计划和乙方申报的月度发电计划建议，甲方在每月—____日前将编制的下一月度发电计划通知乙方。

8.4 光伏电站应根据发电功率预测系统及气象预报，进行上网电力的预测与申报工作，于每日＿＿时前向电网调度机构提交次日发电功率申报曲线，电网调度机构综合考虑电网运行情况，编制光伏电站次日计划曲线，并在每日 时前下达给光伏电站。

8.5 光伏电站应根据超短期发电功率预测，通过光伏电站运行集中监控系统，每15分钟自动向调度机构滚动上报未来2小时至4小时的光伏发电功率申报曲线。 当天气情况与日前预测偏差较大，导致日发电发电功率申报曲线偏差超过______MW(或___%)时，光伏电站应提前4小时将修改发电功率申报曲线建议汇报电网调度机构。

电网调度机构可按电网运行实际情况调整光伏电站计划曲线。 8.6 光伏电站应严格执行电网调度机构下达的日发电调度计划曲线（包括实时滚动修正的申报曲线）和调度指令，及时调节有功出力，安排光伏电站生产运行。 8.7 光伏电站的光伏发电功率预测系统、实时太阳能监测系统及发电发电功率申报曲线应达到如下主要运行指标：

(1)光伏发电功率预测系统可用率≥__%。 (2)实时太阳能能监测系统可用率≥__%。 (3)日前发电发电功率申报曲线准确率≥__%。 (4)超短期发电发电功率申报曲线准确率≥__%。 (5) 双方约定的其他运行指标: 。

第9章 设备检修

9.1 并网运行光伏电站设备检修应按照计划进行。

9.1.1 乙方在按本协议约定向甲方提交年度、月度、节日、特殊运行方式发电计划建议的同时，将年度、月度、节日、特殊运行方式的设备检修计划建议报电网调度机构。

9.1.2 经双方协商后，电网调度机构将光伏电站设备检修计划纳入电力系统年度、月度、节

特殊运行方式检修计划。

(1) 在每年 月 日前将经核准的光伏电站下一年度设备检修计划通知光伏电站。

(2) 在每月 日前将经核准的光伏电站下月设备检修计划通知光伏电站。

(3) 在国家法定节日 日前或特殊运行方式出现 日前将节日或特殊运行方式设备检修计划通知光伏电站。

9.2 如果光伏电站（电池阵列）需要临时消除缺陷，应提前___小时报电网调度机构备案；若一次性消缺容量超过____MW（或全厂容量的____%）时，应在____小时前向电网调度机构提出申请，电网调度机构应根据电网情况尽量予以安排。

9.3 检修备案、申请与批复。

9.3.1 纳入调度范围的光伏电站升压站设备和公用设备（含一、二次设备）实际检修工作开始前需向电网调度机构提交检修申请，获得批准后方可开工。

9.3.2 光伏电站机组检修前，应报调度机构备案；检修容量超过____MW（或全厂容量的____%）时，实际检修工作开始前需向电网调度机构提交检修申请，获得批准后方可开工。 9.3.3 检修备案应于实际检修工作开始 日前提交给电网调度机构。 9.3.4 检修申请应于实际检修工作开始 日前提交给电网调度机构。

9.3.5 检修申请（备案）应包括检修设备的名称及数量、检修容量、检修时间、检修内容、对最大可用容量的影响、隔离措施、对系统的要求等内容。

9.3.6 电网调度机构应于实际检修工作开始 日前将检修申请的批复通知光伏电站，并说明光伏电站应采取的安全措施及其他相关要求，同时做好事故应急预案。

9.3.7 光伏电站应在提交检修备案的同时，制定应采取的安全措施，并做好事故应急预案。

9.4 乙方应严格执行已批复的检修计划，按时完成各项检修工作。

9.4.1 光伏电站由于自身原因，不能按已批复计划检修的，可在已批复的计划开工日前 日向电网调度机构提出修改检修计划的申请。电网调度机构应根据电网运行情况，合理调整检修计划。能够安排的，应将调整后光伏电站检修计划提前 日通知光伏电站；确实无法安排的，光伏电站应设法按原批复计划执行，否则，电网调度机构在本年度内原则上不再另行安排计划检修。

9.4.2 光伏电站检修工作需延期的，须在已批复的检修工期过半前向电网调度机构申请办理延期手续。

9.4.3 由于电力系统运行需要，光伏电站不能按计划进行机组检修的，电网调度机构应提前与光伏电站协商，调整检修计划并通知光伏电站。如果光伏电磁阵列必须超期运行，双方应针对光伏电池阵列超期运行期间可能出现的紧急情况商定应急措施，以及转入检修状态的程序，并按相关规定处理。

9.5 电网一次设备检修如影响光伏电站送出能力，应尽可能与光伏电站设备检修相配合。

9.6 电网调度机构应合理安排调度管辖范围内电网、光伏电站继电保护及安全自动装置、电力调度自动化及电力调度通信系统等二次设备的检修。二次设备的检修原则上不应影响一次设备的正常运行，否则，应尽可能与一次设备的检修相配合。

9.7 设备检修完成后,光伏电站应及时向电网调度机构报告,并按规定程序恢复设备运行。

第10章 继电保护及安全自动装置

10.1 甲方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：

(1)负责调度管辖范围内继电保护及安全自动装置的整定计算和运行，对装置动作情况进行分析和评价。

(2)对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合电网调度机构整定要求，并保存完整的调试报告和记录。

(3)电网继电保护及安全自动装置动作后，须立即按规程进行分析和处理，并将有关资料报电网调度机构。与光伏电站有关的，应与其配合进行事故分析和处理。

(4)电网继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及光伏电站的，应将有关情况书面通知光伏电站。

(5)指导和协助光伏电站进行有关继电保护及安全自动装置的整定和运行，提供必要的技术支持。

(6)严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施和电网调度机构提出的反事故措施。

(7)于每月___日前完成上月继电保护及安全自动装置的运行分析报告，提供_份给乙方

10.2 乙方应严格遵守有关继电保护及安全自动装置的设计、运行和管理规程、规范，负责所属继电保护及安全自动装置的运行管理，并符合以下要求：

(1)负责光伏电站所属继电保护及安全自动装置的整定计算(光伏电站内属调度管辖的继电保护及安全自动装置整定值由电网调度机构下达，其他继电保护及安全自动装置整定值由光伏电站自行计算整定后送电网调度机构备案)和运行维护，对装置动作情况进行分析和评价。

(2)对所属继电保护及安全自动装置进行调试并定期进行校验、维护，使其满足原定的装置技术要求，符合整定要求，并保存完整的调试报告和记录。

(3)与电网运行有关的继电保护及安全自动装置必须与电网继电保护及安全自动装置相配合，相关设备的选型应征得电网调度机构的认可。

(4)若甲方继电保护及安全自动装置运行状态改变，光伏电站应按电网调度机构要求及时变更所辖的继电保护及安全自动装置的整定值及运行状态。

(5)光伏电站继电保护及安全自动装置动作后，须立即报告电网调度机构值班员，按规程进行分析和处理，并按要求将有关资料送电网调度机构。与电网有关的，应与其配合进行事故分析和处理。

(6)光伏电站继电保护及安全自动装置误动或出现缺陷后，须立即报告电网调度机构值班员，按规程进行处理，并分析原因，及时采取防范措施。涉及电网的，应将有关情况书面送电网调度机构。

(7)严格执行国家及有关部门颁布的继电保护及安全自动装置反事故措施。 (8)于每月__日前完成上月光伏电站继电保护(包括线路保护、变压器保护、发电机保护、母线保护等)及安全自动装置的运行分析报告，提供__份给电网调度机构。

10.3 双方应书面明确并网界面继电保护设备的整定计算、运行维护、校验和技术管理工作范围和职责划分。

10.4 双方为提高电力系统的稳定性能，应及时进行设备的更新、改造。

10.4.1 继电保护及安全自动装置设备更新改造应相互配合,确保双方设备协调一致[13]。 10.4.2 改造设备须经过调试验收，确认合格后[14]按规定程序投入运行。

10.5 乙方的继电保护及安全自动装置应达到如下主要运行指标(不计因甲方原因而引起的误动和拒动)：

(1)继电保护主保护运行率≥___%。

(2) _______kV保护及以上保护动作正确率≥___%。 (3)故障录波完好率[15]≥___%。 (4)安全自动装置投运率≥___%。 (5)安全自动装置动作正确率≥___%。 (6) 双方约定的其他运行指标: 。

10.6 双方应分别指定人员负责继电保护及安全自动装置的运行维护工作，确保继电保护及安全自动装置的正常运行。

第11章 调度自动化

11.1 甲方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端调度自动化系统的运行维护，并符合以下要求：

(1)监督调度自动化系统的可靠运行，负责电力调度自动化系统运行情况的监测，协调运行中出现的重大问题。

(2)按设计要求为光伏电站自动化信号的接入提供条件。

(3)将系统有关信号及时准确地传送至光伏电站调度自动化系统。 (4)及时分析调度自动化系统故障原因，采取防范措施。

(5)指导、协助乙方调度自动化系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。

(6)计算机监控系统、安装在光伏电站的考核系统及报价系统均应符合《电力二次系统安全防护总体方案》(电监会有5号令)中关于安全防护技术措施和管理方面的要求。

11.2 乙方应严格遵守有关调度自动化系统的设计、运行和管理规程、规范，负责光伏电站端调度自动化设备的运行维护，并符合以下要求：

(1)光伏电站运行集中监控系统、计算机监控系统、电量采集与传输装置的远动数据和电能计量数据应按照符合国家标准或行业标准的传输规约传送至电网调度机构的调度自动化系统和电能计量系统。电能计量系统应通过经双方认可的具有相应资质的检测机构的测试，保证数据的准确传输。光伏电站运行设备实时信息的数量和精度应满足国家有关规定和电网调度机构的运行要求。

(2)及时分析所属调度自动化系统故障原因，采取防范措施。

(3)协助甲方调度自动化系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。

(4)光伏电站计算机监控系统、光伏电站接入调度自动化系统及设备应符合《电力二次 [13][14]

若双方在协调中出现分歧，应按照局部利益服从整体利益的原则处理。 涉及对方的，须经双方确认。 [15]

录波完好率＝录波完好次数/应评价的次数。下同。

系统安全防护总体方案》(国家电监会5号令)。

(5)光伏电站并网技术支持系统应能保证光伏电池阵列及光伏电站的运行符合并网技术要求；光伏电站运行集中监控系统能够准确接受并执行电网调度机构下发的有功、无功调整及光伏电池阵列投切等指令信号。

(6)光伏电站运行集中监控系统能够向甲方自动化系统提供：光伏电池阵列有功、无功功率、电量、频率；主变压器有功、无功功率、电量；母线电压；光伏电池阵列状态；开关、母线、线路的相关信号。实时太阳能监测系统及光伏发电功率预测系统应接入光伏电站运行集中监控系统，向甲方提供超短期(未来1-4小时)预测信息、实时日照数据(包括日照强度、日照方向)。光伏电站运行集中监控系统、并网技术支持系统应通过专网方式接入甲方调度自动化系统。

（7）光伏电站端自动化设施技术要保证与调度端一致。

11.3 双方应遵守电力系统调度规程及调度自动化系统有关规程运行维护自动化设备，不得随意退出或停用。

11.4 光伏电站计算机监控系统、电量采集与传输装置应达到如下主要运行指标：

(1)计算机监控系统远动工作站可用率(月)≥___%。 (2)遥测量准确度误差≤___%。

(3)遥信量动作正确反应率：≥___%。

(4)光伏电站运行集中监控系统可用率≥____%. (5)光伏电站并网技术支持系统可用率≥____% (6) 双方约定的其他运行指标：_________。

11.5 双方应分别指定人员负责所属调度自动化系统的运行维护工作，确保调度自动化系统的正常运行。

第12章 调度通信

12.1 甲方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责调度端通信系统的运行维护，并符合以下要求：

(1)监督调度通信系统的可靠运行，负责调度通信系统运行情况的监测和调度指挥，协调运行中出现的重大问题。

(2)负责调度端通信设备及______、______、______通信线路的运行维护，并保证其可靠运行。

(3) 及时分析调度通信系统故障原因，采取防范措施。

(4)指导、协助乙方调度通信系统的运行维护工作，配合乙方进行事故调查。

12.2 乙方应严格遵守有关调度通信系统的设计、运行和管理规程、规范，负责光伏电站端调度通信系统的运行维护，并符合以下要求：

(1)负责光伏电站端调度通信系统的运行维护，并保证其可靠运行。

(2) 光伏电站端通信系统发生故障时应及时向甲方汇报，并分析故障原因，采取防范措施。

(3)协助甲方调度通信系统的运行维护工作，配合甲方进行事故调查。

12.3 乙方与甲方电力通信网互联的通信设备选型和配置应协调一致，并征得甲方的认可。

12.4 乙方使用与甲方电力通信网相关的载波频率、无线电频率，须向甲方申请，经甲方同意并书面确认后方可使用。

12.5 双方应有备用通信系统，确保电网或光伏电站出现紧急情况时的通信联络。

12.6 乙方的调度通信系统应达到如下主要运行指标： (1) 通信电路运行率[16]≥ %。 (2) 设备运行率[17] ≥ %。 其中：

(1) 微波设备运行率≥ %。 (2) 光通信设备运行率≥ %。 (3) 调度交换设备运行率≥ %。 (4) 双方约定的其他运行指标： 。

12.7 双方应分别指定人员负责所属调度通信系统的运行维护工作，确保调度通信系统的正常运行。

第13章 事故处理与调查

13.1 电网调度机构和光伏电站应按照各自管辖范围，依据电力系统调度程规和光伏电站现场运行规程的有关规定，正确、迅速地进行事故处理，并及时相互通报事故处理情况。

13.2 电网调度机构调度管辖范围内的设备事故处理，应严格执行电网调度机构值班调度员的指令(现场规程明确规定可不待调度指令自行处理的除外)。

13.3 电网调度机构应按照《电力系统安全稳定导则》(DL755-2001)、电力系统调度规程及其他有关规定，结合电网结构、运行特点及光伏电站的具体情况，制定事故处理原则与具体的反事故措施，并对光伏电站应采取的必要措施提出明确要求。

13.3.1 在威胁电网安全的任何紧急情况下，电网调度机构值班调度员可以采取必要手段确保和恢复电网安全运行，包括调整光伏电站发电出力、发布开停机指令、对光伏电站实施解列等。

13.3.2 如果必须将光伏电站或其任何光伏电池阵列解列，电网调度机构应在该紧急情况结束后或已经得到补救后，将光伏电站或机组恢复并网运行。

13.3.3 电网调度机构应在事后向乙方说明光伏电站或光伏电池阵列解列的原因。

[16]

通信电路运行率＝{1－∑[中断路数(路) ×电路故障时间(min)]/[实际路数(路)×全月日历时间(min)]}×100％ [17]

设备运行率＝{1－∑[中断路数(路)×本端设备故障时间(min)]/[配置路数(路)×全月日历时间(min)]}×100％

13.4 发生事故一方或双方应按照《电业生产事故调查规程》进行事故调查。事故调查的结论应包括：事故原因、事故责任方及其承担的责任、防止类似事故发生的反事故措施。事故责任方应按照调查结论承担责任，并及时落实反事故措施。

13.4.1 对于发生的电网事故，由甲方调查分析的，涉及乙方时，应邀请乙方参加。乙方对甲方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。

13.4.2 对于发生的光伏电站事故，由乙方调查分析的，涉及甲方时，应邀请甲方参加。甲方对乙方的工作应予支持，配合实地调查，提供故障录波图、事故时运行状态和有关数据等事故分析资料。

13.4.3 对于涉及双方的网厂事故，如果起因在短时间内无法确定并达成一致时，按国家有关规定组成专门调查组进行事故调查。

13.4.4 任何一方的事故或双方事故的调查报告都应公布。报告内容应包括：事故原因、事故处理过程、事故责任方及其应承担的责任、整改方案及事故预防措施等。

13.4.5 事故责任方应及时纠正错误，落实整改方案和事故预防措施。整改方案和事故预防措施涉及对方时，应经对方认可。

第14章 不可抗力

14.1 若不可抗力的发生完全或部分地妨碍一方履行本协议项下的任何义务，则该方可免除或延迟履行其义务，但前提是：

(1)免除或延迟履行的范围和时间不超过消除不可抗力影响的合理需要。

(2)受不可抗力影响的一方应继续履行本协议项下未受不可抗力影响的其他义务。 (3)一旦不可抗力结束，该方应尽快恢复履行本协议。

14.2 若任何一方因不可抗力而不能履行本协议，则该方应立即告知另一方，并在__日内以书面方式正式通知另一方。该通知中应说明不可抗力的发生日期和预计持续的时间、事件性质、对该方履行本协议的影响及该方为减少不可抗力影响所采取的措施。

应对方要求，受不可抗力影响的一方应在不可抗力发生之日(如遇通讯中断，则自通讯恢复之日)起__日内向另一方提供一份不可抗力发生地相应公证机构出具的证明文件。

14.3 受不可抗力影响的双方应采取合理措施，减少因不可抗力给一方或双方带来的损失。双方应及时协商制定并实施补救计划及合理的替代措施，以减少或消除不可抗力的影响。

如果受不可抗力影响的一方未能尽其努力采取合理措施减少不可抗力的影响，则该方应承担由此而扩大的损失。

14.4 如果不可抗力阻碍一方履行义务持续超过__日，双方应协商决定继续履行本协议的条件或终止本协议。如果自不可抗力发生__日,双方不能就继续履行协议的条件或终止本协议达成一致意见,任何一方有权通知另一方解除协议。本协议另有约定的除外。

第15章 违约责任

15.1 任何一方违反本协议约定条款视为违约，另一方有权要求违约方承担违约责任。

15.2 甲方有下列违约行为之一的，应按第15.3条所列方式向乙方承担违约责任： (1)未履行第3章约定的义务，给乙方造成直接经济损失。

(2)违反第4.9条的约定，导致光伏电站不能按期发电、不能正常发电或给乙方造成直接经济损失。

(3)违反第5.3条、第5.4条的约定，导致光伏电站不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。 (4)违反第6.2条的约定，导致光伏电站不能按期发电或给乙方造成直接经济损失。 (5)违反电力系统调度规程，给乙方造成直接经济损失。

(6)电网调度机构要求光伏电站(机组)超出其运行能力或本协议约定进行调峰、调频、调压，给乙方造成直接经济损失。

(7)电网一、二次设备因甲方原因整定或控制错误，给乙方造成直接经济损失。 (8)因可归咎于甲方的责任，发生第9.4.3款所述情形,给乙方造成直接经济损失。 (9)因甲方处理不当，在执行第13.3.1款的约定时，给乙方造成直接经济损失。

(10)因甲方原因造成继电保护及安全自动装置、调度自动化系统、调度通信系统故障，给乙方造成直接经济损失。

(11)其他因甲方处理不当，给乙方造成直接经济损失。

(12) 双方约定甲方应当承担的其他违约责任：____________________________。

15.3 甲方每违约一次，应按下列方式承担违约责任： (1) 一次性向乙方支付违约金______万元[18]。

(2) 给乙方造成直接经济损失且按本条第(1)项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足乙方设备修复及恢复正常运行的直接费用。

(3) 给乙方造成电量损失的，按照双方签订的购售电合同的有关约定处理。

15.4 乙方有下列违约行为之一的，应按第15.5条所列方式向甲方承担违约责任： (1)未履行第3章约定的义务，给甲方造成直接经济损失。

(2)未按照第4章的有关约定完成并网准备工作，给甲方带来直接经济损失。 (3)违反第5.2条、第5.4条的约定，给甲方造成直接经济损失。 (4)违反第6.1条、第7.1.1款的约定。

(5)因乙方原因造成与电网运行有关的光伏电站一、二次设备异常或故障，给甲方造成直接经济损失。

(6)未按照第7.3条的约定参与电力系统调峰、调频、调压。 (7)因乙方原因导致检修期限变动，给甲方造成直接经济损失。

(8)不如实向电网调度机构反映光伏电站设备(如发电机及电气设备等)和有关设施的真实情况。

(9)光伏电站继电保护及安全自动装置未达到第10.4条约定指标，或由于乙方原因引起其继电保护及安全自动装置故障或不正确动作，导致事故及事故扩大，给甲方造成直接经济损失。 (10)光伏电站电力调度自动化系统未达到第11.4条约定指标，或由于乙方原因引起光伏电站 [18]

经双方同意，可选用电量补偿等多种形式。下同。

电力调度自动化系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。 (11)光伏电站调度通信系统未达到第12.7条约定指标，或由于乙方原因引起光伏电站电力调度通信系统故障，导致事故或事故扩大，给甲方造成直接经济损失。

(12) 双方约定甲方应当承担的其他违约责任：____________________________。

15.5 乙方每违约一次，应按下列方式承担违约责任： (1) 一次性向甲方支付违约金______万元。

(2) 给甲方造成直接经济损失且按本条第（1）项约定支付的一次性违约金不足以补偿的，应补足甲方设备修复及恢复正常运行的直接费用。

(3) 给甲方造成电量损失的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。

15.6 乙方有下列严重违约行为之一的，甲方可采取强制措施，直至对违约光伏电站(机组)实施解列。乙方无权就此类解列后造成的损失向甲方提出索赔。 (1)光伏电站未经电网调度机构同意擅自开机并网或停机解列。 (2)在紧急情况下，光伏电站违反第6.1条、第7.1.1款的约定。 (3)在紧急情况下，光伏电站不如实向电网调度机构反映光伏电站设备(如机组及电气设备等)和有关设施的真实情况。

(4)双方约定的其他严重违约行为：_____________________________。

15.7 除本协议另有约定外，一旦发生违约行为，守约方应立即通知违约方停止违约行为，并尽快向违约方发出一份要求其纠正违约行为和请求其按照本协议的约定承担违约责任的书面通知。

15.8 违约方应立即采取措施纠正其违约行为，并按照本协议的约定确认违约行为，承担违约责任。

(1)一次性违约金应在违约行为确认后__日内支付。

(2)直接经济损失超过一次性违约金部分应在损失认定后__日内支付。 (3)造成电量违约的，按照双方签定的购售电合同的有关约定处理。

15.9 在本协议规定的履行期限届满之前，任何一方明确表示或以自己的行为表明不履行协议义务的，另一方可要求对方承担违约责任。

第16章 协议的生效和期限

16.1 光伏电站并网所需的各项政府批文均已签署且生效；若属于特许权招标的项目，该项目特许权协议已生效。并网条件均已满足本协议相关条款，已签订购售电合同。 16.2 本协议经双方法定代表人或委托代理人签字并加盖公章。 16.3 在满足16.1、16.2的条件下本协议生效。

16.4 本协议期限，自_____年_____月_____日至_____年_____月_____日止。

16.5 在本协议期满前1个月，双方应就续签本协议的有关事宜进行商谈。

第17章 协议的变更、转让和终止

17.1 本协议的任何变更、修改和补充必须以书面形式进行。生效条件同第16.1及16.2条。 17.2 双方明确表示，未经对方书面同意，均无权向第三方转让本协议项下所有或部分的权利或义务。

17.3 在本协议的有效期限内，有下列情形之一的，双方同意对本协议进行相应调整和修改：

(1)国家有关法律、法规、规章以及政策变动。

(2)本协议内容与国家电力监管机构颁布实施的有关强制性规则、办法、规定等相抵触。 (3)双方约定的其他情形：_________________________________。 17.4 协议解除

如任何一方发生下列事件之一的，则另一方有权在发出解除通知__日后终止本协议:

(1)一方破产、清算，一方或光伏电站被吊销营业执照或电力业务许可证。

(2)一方与另一方合并或将其所有或大部分资产转移给另一实体，而该存续的企业不能承担其在本协议项下的所有义务。

(3) 双方约定的其他解除协议的事项: _________________________________。

第18章 争议的解决

18.1 凡因执行本协议所发生的与本协议有关的一切争议，双方应协商解决，也可提请电力监管机构调解。协商或调解不成的，选择以下第______条处理[19]：

(1)双方同意提请________仲裁委员会，请求按照其仲裁规则进行仲裁。仲裁裁决是终局的，对双方均具有法律约束力。

(2)任何一方依法提请人民法院通过诉讼程序解决。

第19章 适用法律

19.1 本协议的订立、效力、解释、履行和争议的解决均适用中华人民共和国法律。

第20章 其他

20.1 保密

双方保证对从另一方取得且无法自公开渠道获得的资料和文件予以保密。未经该资料和文件的原提供方同意，另一方不得向任何第三方泄露该资料和文件的全部或部分内容。但国家另有规定的除外。

[19]

仅可择一。

20.2 协议附件[20] 附件一：并网点图示

附件二：光伏电站技术参数

附件三：光伏电站设备调度管辖范围划分 附件四：光伏电站接入系统技术规定

本协议(包括特别条款)的附件是本协议不可缺少的组成部分，与本协议具有同等法律效力。当协议正文与附件之间产生解释分歧时，首先应依据争议事项的性质，以与争议点最相关的和对该争议点处理更深入的内容为准。如果采用上述原则后分歧和矛盾仍然存在，则由双方本着诚实信用的原则按协议目的协商确定。 20.3 协议全部

本协议(包括特别条款)及其附件构成双方就本协议标的达成的全部协议，并且取代所有双方在此之前就本协议所进行的任何讨论、谈判、合同和协议。 20.4 通知与送达

任何与本协议有关的通知、文件均须以书面方式进行。通过挂号信、快递或当面送交的，经收件方签字确认即被认为送达；若以传真方式发出，则被确认已接收即视为送达。所有通知、文件均在送达或接收后方能生效。所有通知应发往本协议提供的下列地址。当一方书面通知另一方变更地址时，应发往变更后的地址。 甲方：

收件人：_____________________________________________________ 电话：______________传真：_____________邮编：________________ 电子邮件：___________________________________________________ 通讯地址:________电力调度通信中心_______省_____市____街_____号 乙方：

收件人：_____________________________________________________ 电话：______________传真：_____________邮编：________________ 电子邮件：___________________________________________________ 通讯地址:_____________________________________________________ 20.5不放弃权利

任何一方未通过书面方式声明放弃其在本协议项下的任何权利，则不应被视为其弃权。任何一方未行使其在本协议项下的任何权利，均不应被视为对任何上述权利的放弃或对今后任何上述权利的放弃。 20.5 继续有效

本协议中有关仲裁和保密的条款在本协议终止后仍然有效。 20.6 协议文本

本协议共____页，一式___份，双方各执___份，分别送当地电力监管委员会/局[21]备案。

甲方（盖章）： 乙方（盖章）： 法定代表人： 法定代表人：

委托代理人： 委托代理人：

[20][21]

实际签订协议时，附件应完整、准确、清楚，不得省略。

处指国家电力监管机构设在光伏电站（机组）所在地区的相应分支机构。

签字日期： 年 月 日 签字地点: _ 签字日期： 年 月 日 签字地点：_

附件一：并网点图示

1标明并网点设备及装置、产权所有方、运行维护方、调度方(略) 2图中属甲方的区域及设备(略) 3图中属乙方的区域及设备(略)

附件二：光伏电站技术参数

1光伏电站光伏电池阵列的铭牌参数 阵列编号 型号及数量 额定容量(MVA) 经纬度及面积 额定电压 备注 2光伏电站并入甲方电网的并网线路

线路名称：____kV_______线、____kV_______线、____kV_______线。

3乙方根据设备的设计参数，以及并网调试结果，准确提供光伏电站的其他技术参数[22]。 3.1在光伏电站启动过程中以及在日照增加过程中，功率变化率应当满足：光伏电站最大功率变化率小于10MW每分钟和33MW每十分钟。 3.2 全厂可控功率因数变化范围在-0.95—0.95之间。

3.3 其他：________________________________________________________________

4 设备制造商加以限制的或不予推荐的运行方式：

__________________________________________________________________________

5光伏电站投入商业运行后，如乙方发现机组运行参数发生变化，不能达到上述第3条已提供的技术指标而需要修改，应向电网调度机构说明，并提交经具备资质的机构确认的测试报告。

附件三：光伏电站设备调度管辖范围划分(略) 附件四：光伏电站接入电网技术规定

1一般原则

综合考虑不同电压等级电网的输配电容量、电能质量等技术要求，根据光伏电站接入电网的电压等级，可分为小型、中型或大型光伏电站。

小型光伏电站 － 接入电压等级为0.4kV低压电网的光伏电站。 中型光伏电站 － 接入电压等级为10~35kV电网的光伏电站。 大型光伏电站 － 接入电压等级为66kV及以上电网的光伏电站。 小型光伏电站的装机容量一般不超过200千峰瓦。

根据是否允许通过公共连接点向公用电网送电，可分为可逆和不可逆的接入方式。 2电能质量

[22]

如果光伏电站有不同类型的光伏电池阵列，则在协议的实际使用过程中，应根据本条所列的内容，将不同机组的技术参数分别写明。

2一般性要求

光伏电站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国家相关标准。

光伏电站应该在并网点装设满足IEC 61000-4-30《电磁兼容 第4-30部分 试验和测量技术-电能质量》标准要求的A类电能质量在线监测装置。对于大型或中型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到电网企业，保证电网企业对电能质量的监控。对于小型光伏电站，电能质量数据应具备一年及以上的存储能力，必要时供电网企业调用。

2.1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GB/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》的规定，如表1所示：

表1 公用电网谐波电压限值 电网标称电压 （kV） 0.38 6 10 35 66 110 电压总畸变率 （％） 5.0 4 各次谐波电压含有率（％） 奇次 4.0 3.2 偶次 2.0 1.6 3 2 2.1 1.6 1.2 0.8

光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》的规定，应不超过表2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。

表2 注入公共连接点的谐波电流允许值 标称电压(kV) 0.38 6 10 35 66 110 0.38 6

基准短路容量(MVA) 10 100 100 250 300 750 10 100 2 78 43 26 15 16 12 14 11 6.1 3 62 34 20 12 13 9.6 15 12 6.8 4 39 21 13 7.7 8.1 6 16 9.7 5.3 谐波次数及谐波电流允许值（A） 5 62 34 20 12 13 9.6 17 18 10 6 26 14 8.5 5.1 5.1 4 18 8.6 4.7 7 44 21 15 8.8 9.3 6.8 19 16 9 8 19 11 6.4 3.8 4.1 3 20 7.8 4.3 9 21 11 6.8 4.1 4.3 3.2 21 8.9 4.9 10 16 8.5 5.1 3.1 3.3 2.4 22 7.1 3.9 11 28 16 9.3 5.6 5.9 4.3 23 14 7.4 12 13 7.1 4.3 2.6 2.7 2 24 6.5 3.6 13 24 13 7.9 4.7 5 3.7 25 12 6.8 10 35 66 110 100 250 300 750 3.7 2.2 2.3 1.7 4.1 2.5 2.6 1.9 3.2 1.9 2 1.5 6 3.6 3.8 2.8 2.8 1.7 1.8 1.3 5.4 3.2 3.4 2.5 2.6 1.5 1.6 1.2 2.9 1.8 1.9 1.4 2.3 1.4 1.5 1.1 4.5 2.7 2.8 2.1 2.1 1.3 1.4 1 4.1 2.5 2.6 1.9 2.2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GB/T 12325-2008《电能质量 供电电压偏差》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电压偏差为标称电压的±7%。

注：如公共连接点电压上下偏差同号（均为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据。

2.3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GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》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，见表3：

表3 电压变动限值

r,h-1 r≤1 1

表4 各级电压下的闪变限值

系统电压等级 Pst Plt LV 1.0 0.8 MV 0.9（1.0） 0.7（0.8） HV 0.8 0.6 注：1 本标准中Pst和Plt每次测量周期分别取为10min和2h； 2 MV括号中的值仅适用于PCC连接的所有用户为同电压级的场合。

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GB/T 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》的规定分别按三级作不同的处理。

2.4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GB/T 15543-2008《电能质量 三相电压不平衡》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％。

2.5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至1%。

3功率控制和电压调节

3.1有功功率控制

大型和中型光伏电站应具有有功功率调节能力，并能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对光伏电站有功功率的控制，光伏电站需要安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号，根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统稳定性。

大型和中型光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力，但可以接受因太阳光辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降速度超过最大变化率的情况。

3.2电压/无功调节

大型和中型光伏电站参与电网电压调节的方式包括调节光伏电站的无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整光伏电站升压变压器的变比等。在进行接入系统方案设计时，应重点研究其无功补偿类型、容量以及控制策略等。

大型和中型光伏电站的功率因数应能够在0.98（超前）～0.98（滞后）范围内连续可调，有特殊要求时，可以与电网企业协商确定。在其无功输出范围内，大型和中型光伏电站应具备根据并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式、参考电压、电压调差率等参数应可由电网调度机构远程设定。

小型光伏电站输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）。对于具体的工程项目，必要时应根据实际电网进行论证计算，确定光伏电站合理的功率因数控制范围。

3.3启动

大型和中型光伏电站启动时需要考虑光伏电站的当前状态、来自电网调度机构的指令和本地测量的信号。

光伏电站启动时应确保输出的有功功率变化不超过所设定的最大功率变化率。

3.4停机

除发生电气故障或接受到来自于电网调度机构的指令以外，光伏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。

4电网异常时的响应特性

4.1电压异常时的响应特性

为了使当地交流负载正常工作，小型光伏电站输出电压应与电网相匹配。正常运行时，小型光伏电站在并网点处的电压允许偏差应符合GB/T 12325－2008《电能质量 供电电压允许偏差》的规定。

对于小型光伏电站，当并网点处电压超出表5规定的电压范围时，应停止向电网线路送电。此要求适用于多相系统中的任何一相。

表5 小型光伏电站在电网电压异常时的响应要求 并网点电压 U< 0.5 UN 50％?UN ? U <85%?UN 85％?UN ? U ?110%?UN 110%? UN < U <135%?UN 135%?UN ? U 注：1 UN为光伏电站并网点的电网额定电压。 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。主控与监测电路应切实保持与电网的连接，从而继续监视电网的状态，使得“恢复并网”功能有效。主控与监测的定义参见GB/T 18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》。 最大分闸时间* 0.1秒 2.0秒 连续运行 2.0秒 0.05秒

大型和中型光伏电站应具备一定的耐受电压异常的能力，避免在电网电压异常时脱离，引起电网电源的损失。当并网点电压在图1中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站必须保证不间断并网运行；并网点电压在图中电压轮廓线以下时，允许光伏电站停止向电网线路送电。

图1中，UL0为正常运行的最低电压限值，一般取0.9倍额定电压。UL1为需要耐受的电压下限，T1为电压跌落到UL1时需要保持并网的时间，T2为电压跌落到UL0时需要保持并网的时间。UL1 、T1、 T2数值的确定需考虑保护和重合闸动作时间等实际情况。推荐UL1设定为0.2倍额定电压，T1设定为1秒、T2设定为3秒。

图1 大型和中型光伏电站的低电压耐受能力要求

4.2频率异常时的响应特性

光伏电站并网时应与电网同步运行。

对于小型光伏电站，当并网点频率超过49.5~50.2 Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。如果在指定的时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，则无需停止送电。

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，应能够在表6所示电网频率偏离下运行：

表6 大型和中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求

频率范围 低于48Hz 48Hz-49.5Hz 49.5Hz-50.2Hz 运行要求 根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定 每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟 连续运行 每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2分钟的能50.2Hz-50.5Hz 力，但同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。 高于50.5Hz 在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。 5安全与保护

光伏电站或电网异常、故障时，为保证设备和人身安全，应具有相应继电保护功能，保

证电网和光伏设备的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。

光伏电站的保护应符合可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求。 光伏电站必须在逆变器输出汇总点设置易于操作、可闭锁、且具有明显断开点的并网总断路器，以确保电力设施检修维护人员的人身安全。

5.1过流与短路保护

光伏电站需具备一定的过电流能力，在120％倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟；在120%~150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10秒。

当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。

5.2防孤岛

光伏电站必须具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。

光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两种，应设置至少各一种主动和被动防孤岛保护。主动防孤岛保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等；被动防孤岛保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。

注：光伏电站与电网断开不包括用于监测电网状态的主控和监测电路。

5.3逆功率保护

当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，光伏电站应在0.5~2秒内停止向电网线路送电。

5.4恢复并网

系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时一般为20秒到5分钟，取决于当地条件。

6通用技术条件

6.1防雷和接地

光伏电站和并网点设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127《光伏（PV）发电系统过电压保护-导则》中的规定，不得与市电配电网共用接地装置。

光伏电站并网点设备应按照IEC 60364-7-712《建筑物电气装置 第7-712部分：特殊装置或场所的要求 太阳光伏（PV）发电系统》的要求接地/接保护线。

6.2电磁兼容

光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。

6.3耐压要求

光伏电站的设备必须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。

6.4抗干扰要求

当并网点的闪变值满足GB 12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》、谐波值满足GB/T 14549-1993《电能质量 公用电网谐波》、三相电压不平衡度满足GB/T 15543-2008《电能质

量 三相电压不平衡》的规定时，光伏电站应能正常运行。

6.5安全标识

对于小型光伏电站，连接光伏电站和电网的专用低压开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照GB 2894 《安全标志（neq ISO 3864:1984）》和GB 16179《安全标志使用导则》执行。

7电能计量

光伏电站接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。计量点原则上设置在产权分界的光伏电站并网点。

每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T448《电能计量装置技术管理规程》，以及相关标准、规程要求。

电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T 17883《0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表》和DL/T 614《多功能电能表》的要求。电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，电能表通信协议符合DL/T 645《多功能电能表通信协议》。采集信息应接入电网调度机构的电能信息采集系统。

大型和中型光伏电站的同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。

电能计量装置由光伏电站产权归属方负责在并网前，按要求安装完毕，并结合电能信息采集终端与主站系统进行信道、协议和系统调试；由经双方认可，具有相应资质的电能计量检测机构对电能计量装置完成相关检测，出具完整检测报告，施加封条、封印或其他封固措施；电能计量装置投运前，应由电网企业和光伏电站产权归属方共同完成竣工验收。

8通信与信号

8.1基本要求

大型和中型光伏电站必须具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。并网双方的通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足继电保护、安全自动装置、调度自动化及调度电话等业务对电力通信的要求。

光伏电站与电网调度机构之间通信方式和信息传输由双方协商一致后作出规定、包括互相提供的模拟和开断信号种类提供信号的方式和实时性要求等。一般可采用基于IEC-60870-5-101和 IEC-60870-5-104通信协议

8.2正常运行信号

在正常运行情况下，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应当包括： 光伏电站并网状态、辐照度；

光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数； 并网点的电压和频率、注入电力系统的电流； 变压器分接头档位、主断路器开关状态等。

8.3故障信息

为了分析光伏电站事故和安全自动装置在事故过程中的动作情况，使电网调度机构能全

面、准确、实时地了解系统事故过程中继电保护装置的动作行为，在大型光伏电站中应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10秒到故障后60秒的情况。故障录波装置应该包括必要数量的通道。

光伏电站故障动态过程记录系统大扰动如短路故障、系统振荡、频率崩溃、电压崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动装置的动作行为。

光伏电站并网点交流电压、电流信号需要接入光伏电站的故障录波装置。保护动作信号、电能质量监测装置触发输出信号可接入故障录波装置的外部触发节点。

9系统测试

9.1测试要求

光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，必须由具备相应资质的单位或部门进行，并在测试前将测试方案报所接入电网企业备案。

光伏电站应当在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，以表明并网光伏电站满足接入电网的相关规定。

当并网光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，需要重新提交测试报告。

9.2测试内容

测试应按照国家或有关行业对光伏电站并网运行制定的相关标准或规定进行，必须包括但不仅限于以下内容：

1) 电能质量，包括电压不平衡度、谐波、直流分量、电压波动和闪变等； 2) 通用技术条件测试，包括接地、电磁兼容、耐压、抗电网扰动等； 3) 有功输出特性（有功输出与辐照度、温度的关系特性）； 4) 有功和无功控制特性；

5) 电压与频率异常时的响应特性 6) 安全与保护功能；

7) 光伏电站启停时对电网的影响。

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