光伏发电系统接入配电网设计技术规范

'光伏发电系统接入配电网设计方案1总则1.0.1为规范光伏发电接入配电网设计，促进光伏发电顺利并网，保障光伏发电接入后配电网的安全稳定运行，制订本规范。1.0.2本规范适用于通过35kV及以下电压等级接入配电网的新建、改建和扩建光伏发电系统。1.0.4光伏发电接入配电网设计应从全局出发，统筹兼顾，按照安装规模、工程特点、发展规划和配电网条件，通过技术经济比较确定设计方案。1.0.5光伏发电接入配电网设计应采用符合国家现行有关标准的效率高、能耗低、可靠性高和性能先进的电气产品。1.0.6光伏发电接入配电网设计，除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。12 2术语2.0.1并网点pointofinterconnection（POI）对于有升压站的光伏发电系统，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电系统，指光伏发电系统的输出汇总点。2.0.2低电压穿越lowvoltageridethrough（LVRT）当电力系统事故或扰动引起光伏发电系统并网点的电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电系统能够保证不脱网连续运行。2.0.3孤岛现象islanding包含部分负荷和光伏发电系统的局部电网与主网断开后继续运行的现象。2.0.4非计划性孤岛现象unintentionalislanding非计划、不受控地发生孤岛现象。2.0.5计划性孤岛现象intentionalislanding按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象。2.0.6防孤岛anti-islanding禁止非计划性孤岛现象的发生。12 3基本规定3.0.1光伏发电接入配电网设计，应根据光伏发电系统规模、接入电网条件和对配电网的影响，合理制定接入配电网方案，对规模小、接入电压等级低的光伏发电系统，应适当简化接入配电网设计。3.0.2光伏发电接入配电网设计，应充分考虑专线和T接接入的不同，在采用T接接入方案时应进行详细的潮流、电能质量和继电保护计算。3.0.3光伏发电接入配电网设计，在进行电力电量平衡、潮流计算和电气参数选择时，应充分考虑组件类型、跟踪方式和辐照度对光伏发电出力特性的影响。3.0.4通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电系统，在进行接入配电网设计时，可根据需要进行光伏发电系统接入配电网无功补偿和电能质量专题研究。12 4接入系统条件4.1电力系统现况4.1.1电源现况概述应包括装机规模及电源结构、发电量、设备年利用小时数等。4.1.2负荷现况概述应包括最大供电负荷、供电量、负荷特性等。4.1.3电网现况概述应包括电网接线方式、光伏发电系统周边的变电站规模、相关电压等级出线间隔预留及扩建条件、线路型号及长度、线路走廊条件等。4.2光伏发电系统概述4.2.1光伏发电系统概述应包括项目所在地理位置、太阳能资源概况、规划规模、本期建设规模、前期工作进展情况、装机方案、设计年发电量、出力特性、建设及投产时间等内容。4.2.2对于扩建光伏发电系统，还应说明现有光伏发电系统概况、扩建条件等。4.3电力系统发展规划4.3.1根据经济发展形势和用电负荷增长情况，对相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的负荷水平及负荷特性进行预测。4.3.2概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的电源发展规划，包括新增电源建设进度、机组退役计划及电源结构等。4.3.3概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的电网发展规划，包括设计水平年和展望年的变电站布局及规模、电网接线方式等。12 5一次部分设计5.1电力电量平衡5.1.1在电力平衡计算时，应根据负荷特性和光伏发电系统出力特性，列出各水平年最大负荷且光伏发电系统零出力及最大出力方式下配电网电力平衡表。各水平年的电力平衡宜按季或月进行分析。5.1.2当光伏发电系统规模较大时，应列出所在配电网各水平年的电量平衡表。5.2光伏发电系统建设的必要性及其在配电网中的地位和作用5.2.1光伏发电系统建设的必要性应从满足电力需求、改善电源布局和能源消费结构、促进节能减排等方面进行论述。5.2.2根据电力电量平衡的结果，分析光伏发电系统的电力电量消纳范围，并说明光伏发电系统在配电网中的地位和作用。5.3电压等级与接入电网方案5.3.1简要说明光伏发电系统本期工程投产前相关电压等级电网的接线方式和接入条件。5.3.2根据光伏发电系统规模、在配电网中的地位和作用、接入条件等因素，确定送出电压等级；考虑远近期结合，提出接入电网方案，并初步选择送出线路导线截面。5.3.3对提出的接入电网方案进行必要的电气计算和技术经济比较，提出推荐方案，包括出线电压等级、出线方向、出线回路数、导线截面等。5.4潮流计算5.4.1潮流计算应包括设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式。当光伏发电系统最大出力主要出现在腰荷时段时，还应计算腰荷运行方式。5.4.2当光伏发电系统容量较大时，还应分析典型方式下光伏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。5.4.3潮流计算应对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。5.4.4通过潮流计算，检验光伏发电系统接入电网方案，选择导线截面和电气设备的主要规范，选择调压装置、无功补偿设备及其配置。12 5.5短路电流计算5.5.1进行必要的短路电流计算为新增电气设备的选型提供依据。5.5.2短路电流计算应包括光伏发电系统并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相短路电流。5.5.3当光伏发电系统使配电网的短路电流达到或接近控制水平时，应通过技术经济比较，选择合理的限流措施。5.6无功补偿5.6.1光伏发电系统的功率因数和电压调节能力应满足相关标准的要求，不能满足要求时，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。5.6.2光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗等因素。5.6.3光伏发电系统宜安装无功功率或电压控制系统以充分利用光伏逆变器的无功调节能力；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。5.6.4通过10kV（6kV）～35kV电压等级并网，具有统一升压变压器的的光伏发电系统，可在升压变压器低压侧配置无功补偿装置。没有统一升压变压器时，可以分散安装但应能按要求自动调节，也可以通过增加无功补偿装置专用升压变压器实现集中安装。5.6.5通过380V电压等级并网的光伏发电系统，无功补偿装置可集中安装或分散安装，但分散安装时应能按要求自动调节。5.7电能质量5.7.1光伏发电系统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、三相电压不平衡、直流分量和电压波动等方面应满足相关标准的要求。5.7.2光伏发电系统应在并网点装设电能质量在线监测装置，以实时监测光伏发电系统电能质量指标是否满足要求。5.8方案技术经济分析5.8.112 简要列出各接入系统方案投资估算表，主要包括送出线路部分投资、对侧系统变电站投资。对于各接入系统方案涉及到的光伏发电系统升压站部分投资，如各方案升压站投资差异较大，也可将不同部分列入投资估算表中一并进行投资分析比较。5.8.2列出各接入系统方案技术经济综合比较表，主要包括各接入系统方案消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布等电气计算结果、方案对系统运行的影响（如短路电流、电能质量等）、投资估算等。5.8.3对各接入系统方案进行综合技术经济分析比较，提出推荐方案。5.9电气参数要求5.9.1根据光伏发电系统规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情况、出线电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较，对并网点升压电气主接线提出要求。5.9.2对以下主要电气设备参数提出要求：（1）主变压器的参数规范，包括额定电压、容量、台数、阻抗、调压方式（有载或无励磁）、调压范围、分接头以及主变压器中性点接地方式（当经电抗接地时，要包括其参数）。（2）确定是否需要安装无功补偿装置，初步提出无功补偿装置容量、类型、电压等级、台数。（3）提出对逆变器电能质量、防孤岛保护和低电压穿越能力等要求。（4）对新增断路器技术参数提出要求。12 6二次部分设计6.1系统继电保护6.1.1通过10kV~35kV电压等级接入的光伏发电系统，继电保护配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，应符合现行国家标准GB/T14285的有关规定。通过380V电压等级接入的光伏发电系统宜采用熔断器或框架式断路器。6.1.2简述与光伏发电系统相关的配电网继电保护现状及存在的问题。6.1.3分析一次系统对继电保护配置的特殊要求。6.1.4根据光伏发电系统接入系统方案，论述系统继电保护配置原则。6.1.4提出相关继电保护的配置方案。6.1.5提出继电保护对通信通道的技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。6.1.6提出继电保护对电流互感器、电压互感器（或带电显示器）、对时系统和直流电源等的技术要求。6.1.710kV~35kV光伏发电系统专用送出线路应按双侧电源线路配置保护。6.1.810kV~35kV光伏发电系统送出线路为“T”接线时，光伏发电系统升压站侧应配置线路保护。6.1.9光伏发电系统接入配电网后，应对相关线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应重新配置保护。6.1.10当光伏发电系统设有母线时，按以下规定配置母线保护：a）35kV母线应配置专用的母线保护。b）10kV及以下母线故障可由母线有源连接元件的后备保护切除故障。6.2自动控制装置6.2.1简述与光伏发电系统相关的配电网现有安全自动装置配置现状及存在的问题。6.2.2分析光伏发电系统并网设计方案，提出安全自动装置配置原则。6.2.3根据分析结论，提出相关安全自动装置的配置方案。6.2.4结合继电保护配置和低电压穿越技术要求，提出防孤岛保护配置方案。6.2.5提出防孤岛保护与备自投装置、自动重合闸装置配合的要求。12 6.2.6提出频率电压异常紧急控制装置配置方案。6.2.7根据光伏发电系统并网方式，提出逆功率保护配置方案。6.2.8提出安全自动装置对通信通道的技术要求，包括通道数量、类型、传输延时、接口方式等。6.2.9提出电流互感器、电压互感器和直流电源等的技术要求。6.3调度自动化6.3.1简述与光伏发电系统相关的配电网调度自动化系统、调度数据网等的现状及存在的问题。6.3.2根据配电网调度管理、光伏发电系统的容量和接入配电网电压等级提出光伏发电系统与调度关系。6.3.3根据调度关系，确定是否接入远端调度自动化系统并明确接入调度自动化系统的远动系统配置方案。6.3.4根据调度自动化系统的要求，提出信息采集内容、通信规约及通道配置要求。6.3.5根据相关调度端有功功率、无功功率控制的总体要求，分析光伏发电系统在配电网中的地位和作用，确定远动系统是否参与有功功率控制与无功功率控制，并明确参与控制的上下行信息及控制方案。6.3.6根据调度关系组织远动系统至相应调度端的远动通道，明确通信规约、通信速率或带宽。6.3.7提出相关调度端自动化系统的接口技术要求。6.3.8根据电力系统二次安全防护总体要求，分析本工程各应用系统与网络信息交换、信息传输和安全隔离要求，提出二次系统安全防护方案、设备配置和软件配置需求。6.4电能量计量装置及电能量远方终端6.4.1简述相关电能量计费系统现状及存在的问题。6.4.2简述相关电能量计费系统的计量关口点和考核关口点的设置原则。6.4.3根据关口点的设置原则确定光伏发电系统的计费关口点和考核关口点。6.4.4提出关口点电能量计量装置的精度等级以及对电流互感器、电压互感器的技术要求。12 6.4.5提出电能量计量装置的通讯接口技术要求。6.4.6根据电能量计费系统现状，确定向相关调度端传送电能量计量信息的内容、通道及通信规约。6.4.7提出相关调度端电能量计费主站系统的接口技术要求。6.5通信系统6.5.1简述与光伏发电系统相关的通信传输网络、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，相关的已立项或在建通信项目情况等。6.5.2简述光伏发电系统接入配电网的通信系统建设方案。提出与相关主站系统的管理关系和通信要求。6.5.3根据各相关的电网通信规划，分析光伏发电系统在通信各网络中的地位和作用，分析各业务应用系统（包括保护信息管理、安全自动控制、调度自动化、电能量计费等）对通道数量和技术的要求。6.5.4根据需求分析，提出设计光伏发电系统通信系统建设方案，包括光缆建设方案、光通信电路建设方案、组网方案、载波通道建设方案、租用公用通信网络方案等，设计至少应提出两个可选方案，并进行相应的技术经济比较，提出推荐方案。6.5.5提出推荐通信方案的通道组织。6.5.6根据相关电网综合数据通信网络总体方案要求，分析光伏发电系统在网络中的作用和地位及各应用系统接入要求，提出综合数据通信网络设备配置要求、网络接入方案和通道配置要求。6.5.7根据相关电网调度程控交换网总体方案要求，分析光伏发电系统在网络中的作用和地位，提出调度程控交换网设备配置要求、网络接入方案、中继方式和通道配置要求。6.5.8提出通信系统对机房、电源等相关环境的要求和设计方案。6.5.9当推荐的通信方案需建设中继站或比较复杂，必要时应提出专项研究报告，说明项目建设的必要性、可行性，提出项目建设方案和投资。12 标准用词说明一、对本规范中要求严格程度不同的用词说明如下，以便在执行时区别对待。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，在条件许可时首先这样做的：正面词采用“宜”或“可”；反面词采用“不宜”。表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。二、在条文中明确按照指定的标准、规范或其它有关规定执行的，写法为“应按……执行”或“应符号……要求或规定”。12 引用标准名录GB50052-1995《供配电系统设计规范》GB/T50062-2008《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB50293《城市电力规划规范》GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》GB156《标准电压》GB/T 17883《0.2S和0.5S级静止式交流有功电度表》DL/T448《电能计量装置技术管理规程》DL/T5429-2009电力系统设计技术规程DL/T614《多功能电能表》DL/T645《多功能电能表通信协议》12 GB/T50xxx-201*中华人民共和国国家标准光伏发电接入配电网设计规范GB****—20**条文说明（征求意见稿）27 GB/T50xxx-201*1总则1.0.1本条为制定本规范的目的。分布式光伏发电是我国光伏发展的重要方式之一，为了促进分布式光伏发电顺利接入配电网，保障光伏发电接入后配电网的安全可靠运行，需要对光伏发电接入配电网进行规范化设计。1.0.2规定了本规范的适用范围。本规范适用于通过35kV及以下电压等级接入配电网的新建、改建和扩建光伏发电系统。1.0.3本条规定了光伏发电接入配电网设计的基本原则。各光伏发电系统有着不同的安装规模和工程特点，其接入方案和当地的配电网运行条件密切相关，要综合考虑光伏发电自身和所接入配电网的现状及规划，通过技术经济比较确定设计方案，确保光伏发电系统和配电网的安全稳定运行与健康发展。1.0.4为了使光伏发电接入配电网后运行安全、可靠、经济，本条规定了设计所采用的电气产品应符合国家现行有关标准的效率高、能耗低、可靠性高、性能先进等技术要求。1.0.5本条明确了本规范与相关标准之间的关系。本规范为光伏发电接入配电网设计的统一专业技术标准。除个别内容在本规范中强调而外，凡在国家现行的标准中已有规定的内容，本规范不再重复。27 GB/T50xxx-201*2术语本规范为新编国家标准，为执行条文规定时正确理解特定的名词术语的含义，列入了一些术语，以便查阅。27 GB/T50xxx-201*3基本规定3.0.1～3.0.2规定了光伏发电接入配电网设计的一般原则和特殊情况，特别指出对与规模小、接入电压等级低的光伏发电系统，应适当简化接入配电网设计，因为该类光伏发电系统所发出的电能基本上自发自用，对配电网的影响比较小。采用T接接入方案时，其送出功率在配电网被“T”接线路两端的潮流分布与配电网中的负荷分布是密切相关的，被“T”接线路两端的潮流大小和方向随着实时的负荷大小分布变化而变化，因此对配电网的潮流分布、节点电压和无功平衡产生一定的影响，应考虑多种运行情况，进行详细的潮流、电能质量和继电保护计算。3.0.3本条强调了光伏发电出力特性在设计中的重要性，光伏发电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，因此在光伏发电接入配电网设计中的应充分考虑光伏发电出力特性。3.0.4本条明确了通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电系统，除进行光伏发电接入配电网设计中必要的计算外，还可根据光伏发电系统的设计规模、所接入配电网的运行条件等，根据需要同时开展光伏发电系统接入配电网无功补偿和电能质量专题研究，以确保光伏发电系统接入配电网后电网的安全稳定运行。27 GB/T50xxx-201*4接入系统条件4.2光伏发电系统概述4.2.1对于光伏发电系统的出力特性，可参考该地区具有相同跟踪方式的光伏发电系统的出力统计数据，或对该地区光照强度监测统计数据进行分析后得到。27 GB/T50xxx-201*5一次部分设计5.1电力电量平衡5.1.1电网最大负荷且光伏发电系统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。光伏发电系统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。光伏发电系统最大出力一般出现在用电负荷的腰荷时段，如果此时光伏发电系统所在配电网存在明显的电力盈余，需要将盈余电力升压并送往上一级电压电网，则表示需要进一步扩大该光伏发电系统的电力消纳范围，并应研究采用更高一级电压接入电网的可行性。由于不同季节的负荷特性、光伏发电系统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。5.3电压等级与接入电网方案5.3.2提出的接入电网方案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系统的最大送出电力，按线路的可持续送电能力及经济性综合考虑进行选择。5.4潮流计算5.4.1由于光伏发电最大出力大都在中午时刻，而在此时间段内负荷处于腰荷状态的几率非常大，所以应根据接入配电网的负荷特性，必要时应计算午间光伏大出力下电网腰荷运行方式。5.4.2光伏发电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，会对并网点甚至相邻电网节点电压带来较大影响。因此，应分析光伏发电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。光伏发电系统接入配电网后，在不同的光伏装机规模及配电网结构下，随着光伏出力的逐渐增加，并网点电压有可能会出现三种变化趋势：1）逐渐降低；2）先升高后降低；3）逐渐升高。会出现那种变化规律，需要通过仿真分析来揭示。分析光伏发电27 GB/T50xxx-201*出力变化对配电网潮流的影响，应采用典型方式下，计算光伏发电出力从零至满发平滑变化情况下（或者按照10%递增），对电网相关节点电压和线路功率的影响。5.4.3光伏发电系统有过渡性接入方案时，应计算过渡年有代表性的运行方式。5.4.4通过潮流计算，可以分析出光伏发电系统接入对配电网线路功率、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，应修改光伏发电系统接入配电网方案。5.5短路电流计算5.5.1光伏发电接入配电网后，在配电网节点或线路发生短路故障时，会提供一定的短路电流，会改变配电网相关母线节点和线路的短路水平，因此有必要进行短路电流计算，以对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。5.5.2光伏发电系统所提供的短路电流，越靠近光伏发电系统侧短路电流越大，为了计算光伏发电系统提供的最大短路电流以及对配电网短路电流的最大影响，并统筹考虑光伏发电和配电网的发展规划，避免电气设备的更换，减少投资，短路电流计算应包括光伏发电系统并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相短路电流。5.5.3当光伏发电系统使配电网的短路电流达到或接近控制水平时，需通过技术经济比较选择合理的限流措施将配电网的短路电流限制在允许范围内，如光伏发电系统采用高阻抗变压器、在变压器回路中装设电抗器、变压器分列运行等。5.6无功补偿5.6.1光伏发电系统要充分利用并网逆变器的无功容量及其调节能力，当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，使得通过10kV～35kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。5.6.227 GB/T50xxx-201*光伏发电系统由太阳能电池方阵、逆变器、汇集线路、变压器和送出线路组成，在不同运行方式下其无功特性也不同。在光伏发电系统出力比较大时，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；在光伏发电系统出力比较小时，汇集线路和送出线路会有一定的充电功率。因此计算光伏发电系统无功补偿容量时应充分考虑这些因素。5.6.3光伏发电系统宜安装无功功率或电压控制系统，应根据光伏发电系统并网点电压水平充分利用光伏逆变器的无功调节能力，参与电网电压调节，将光伏发电系统并网点电压控制在相关标准规定的允许范围内，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应可由电力系统调度机构设定。若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，以实时跟踪光伏发电出力的波动，将电网电压水平控制在国标允许范围之内。5.6.4～5.6.5给出了通过不同电压等级并网的光伏发电系统无功补偿装置的配置原则，以供设计参考。通过10kV（6kV）～35kV电压等级并网的光伏发电系统，若具有统一升压变压器，为了易于控制，可在升压变压器低压侧配置无功补偿装置；若没有统一升压变压器，可以分散安装，但涉及到各补偿装置之间的相互配合问题，应能按要求自动调节。5.7电能质量5.7.1由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换为交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地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、直流分量和电压波动等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。光伏发电系统所接入公共连接点的谐波注入应满足GB/T14549的要求，谐波电压和谐波电流限值分别见表1和表2所示。光伏发电系统向当地电网注入的谐波电流允许值应按照光伏发电系统安装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。27 GB/T50xxx-201*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2中的谐波电流允许值应进行相应换算。表1公用电网谐波电压限值（相电压）电网标称电压(kV)电压总畸变率(%)各次谐波电压含有率(%)奇次偶次0.385.04.02.064.03.21.610353.02.41.2表2注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压（kV）基准短路容量（MVA）谐波次数及谐波电流允许值，A23456789101112130.3810786239622644192116281324610043342134142111118.5167.11310100262013208.5156.46.85.19.34.37.93525015127.7125.18.83.84.13.15.62.64.7　　1415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.51261006.16.85.3104.794.34.93.97.43.66.8101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.1352502.22.51.93.61.73.21.51.81.42.71.32.5光伏发电系统并网点的电压偏差应满足GB/T12325的要求，35kV电压正、负偏差绝对值之和不超过标称电压的10%；20kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220kV单相供电电压偏差为标称电压的+7%，-10%。光伏发电系统所接入公共连接点的电压不平衡度及光伏发电引起的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求，即光伏发电系统所接入的公共连接点在电网正常运行时，负序电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%；光伏发电引起该点负序电压不平衡度允许值一般为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。光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。光伏发电系统所接入公共连接点的电压波动应满足GB/T12326的要求。对于光伏发电出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1