小电流接地系统，如何快速查找单相接地故障
来源：网络
作者：佚名
简介：对于小电流接地系统，如何快速查找单相接地故障，我给大家介绍一些简单可行的方法。 1、人工查找方法如果变电站内没有安装接地选线装置，线路上也没有安装接地故障指示器或者短路接地二合一故障
对于小电流接地系统，如何快速查找单相接地故障，我给大家介绍一些简单可行的方法。 1、人工查找方法如果变电站内没有安装接地选线装置，线路上也没有安装接地故障指示器或者短路接地二合一故障指示器，也没有很好的接地故障探测仪，那就只好采用人工查找的笨办法了。查找步骤如下： （1）通过人工（或调度，以下同）依次拉闸，可知道变电站哪条出线接地，通过调度知道哪相接地。 （2）接下来有两种方法来查找故障点：一是将线路逐级分段，或者将经常有故障的线路拉开，用2.5kV摇表测接地相对地绝缘，绝缘电阻小的那段为故障段，以此缩小查找范围（当然，在变电站出线侧一定要做好挂接地线等安全保护措施）；二是将线路尽可能分段，然后逐级试合送电，与调度互动配合，有零序电压报警时该段为故障区段。
人工查找方法操作很麻烦，如果线路长、分支多、开关分段又少，那就不好操作了，再加上天色和天气不佳，那就更不好处理了。建议还是采用一些设备投资少的科技手段来配合人工查找，可取得事半功倍的效果，既提供了供电可靠性和社会效益，也创造了经济效益。 2、利用接地选线装置和故障指示器来查找变电站一般都安装了接地选线装置，虽然有时不准，但可以为人工拉闸提供技术参考。然后在线路上安装一些接地故障指示器（或者短路接地二合一故障指示器），以此指示接地故障途径。目前比较可靠的接地故障检测方法是采用信号源法，比较灵敏的的接地故障检测方法是采用首半波法或者直流暂态分析法。建议采用两种接地故障指示器相结合的方法来查找接地故障比较好，以信号源法为主，以首半波法或者直流暂态分析法为辅。3、利用馈线自动化方法来查找 如果用户有钱，则推荐使用馈线自动化方法来查找接地故障。该方法利用智能开关（电动负荷开关、分段器、断路器、重合器 FTU）的逻辑功能来代替传统的人工查找方法，并可以自动实现故障隔离、恢复和转移供电。假设一条双电源手拉手线路分成6段，即有5台智能开关（双侧配三相五柱式信号PT或者电容式PT），中间那台做联络，并以接地故障点在第一台与第二台智能开关之间为例，具体实现步骤如下：
（1）变电站将接地出线拉闸停电，线路上各分段智能开关自动分闸。 （2）变电站合闸送电，电站零序电压不报警，该区段恢复送电成功；第一台智能开关FTU检测到线电压，但没有检测到零序电压，则延时一段时间以后自动合闸，因合到接地故障上而检测到零序电压，则立即分闸并&闭锁&；第二台智能开关也检测到零序电压，开关不动并&闭锁&，取消&得电延时自动合闸&功能。
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国家电网公司文件
国家电网调〔号
关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知
各分部,华北电网有限公司,各省（自治区、直辖市）电力公司,中国电科院,国网电科院,国网经研院：
为落实《国家能源局关于加强风电场并网运行管理的通知》（国能新能〔号），公司在总结分析风电并网运行故障原因和存在问题的基础上，组织制定了《风电并网运行反事故措施要点》，现予印发，请各单位严格执行。
风电机组低电压穿越能力缺失是当前风电大规模脱网故障频发的主要原因。为防止类似故障再次发生，各单位要督促网内风力发电企业对风电机组低电压穿越性能进行改造、调试，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测
管理暂行办法》（国能新能〔号）要求进行的检测验证。对此，特别强调：
新建风电机组必须满足《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求，并通过按国家能源局《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能〔号）要求进行的并网检测，不符合要求的不予并网。
对已并网且承诺具备合格低电压穿越能力的风电机组，风电场应在半年内完成调试和现场检测，并提交检测验证合格报告。同一型号的机组应至少检测一台。逾期未交者，场内同一型号的机组不予并网。
对已并网但不具备合格低电压穿越能力的容量为1MW及以上的风电机组，风电场应在一年内完成改造和现场检测，并提交检测验证合格报告。报告提交前，场内同一型号的机组不予优先调度。逾期未交者，场内同一型号的机组不予并网。
附件：风电并网运行反事故措施要点
二○一一年七月六日
主题词：综合 风电 反事故 措施 通知
国家电网公司办公厅日印发
风电并网运行反事故措施要点
为保障电力系统安全稳定运行，在总结分析风电大规模脱网原因的基础上，根据国家能源局《关于加强风电场并网运行
管理的通知》（国能新能〔号）要求，特制定《风电并网运行反事故措施要点》。已建、新建和改扩建的风电场均应执行《风电并网运行反事故措施要点》。
一、 风电机组
1. 电压适应性：风电场并网点电压在0.9～1.1倍额定电压范围（含边界值）内时，风电机组应能正常运行。风电场并网点电压跌至
倍额定电压时，风电机组应能不脱网运行625ms；并网点电压跌落后2s内恢复到0.9倍额定电压过程中，风电机组应能不脱网连续运行。风电机组应具有必要的高电压穿越能力。
频率适应性：电力系统频率在49.5Hz～50.2Hz范围（含边界值）内时，风电机组应能正常运行。电力系统频率在48Hz～49.5Hz范围（含48Hz）内时，风电机组应能不脱网运行30min。
3. 风电场并网点电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡等背景电能质量指标满足国家标准要求时，风电机组应能正常运行。
新建风电机组必须满足《风电场接入电网技术规定》等相关技术标准要求，并通过国家有关部门授权的有资质的检测机构按《风电机组并网检测管理暂行办法》（国能新能〔号）要求进行的并网检测，不符合要求的不予并网。
二、 风电场
风电场应综合考虑各种发电出力水平和接入系统各种运行工况下的稳态、暂态、动态过程，配置足够的动态无功补偿容量，且动态调节的响应时间不大于30ms。风电场应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切。
风电机组的无功功率和风电场无功补偿装置的投入容量，应在各种运行工况下都能按照分层分区、基本平衡的原则在线动态调整。电力系统发生故障、并网点电压出现跌落时，风电场应动态调整机组无功功率和场内无功补偿容量，配合系统将并网点电压和机端电压快速恢复到正常范围内。风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压穿越能力相匹配，确保在调节过程中风电机组不因高电压而脱网。
风电场汇集线系统单相故障应快速切除。汇集线系统应采用经电阻或消弧线圈接地方式，不应采用不接地或经消弧柜接地方式。经电阻接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能通过相应保护快速切除，同时应兼顾机组运行电压适应性要求。经消弧线圈接地的汇集线系统发生单相接地故障时，应能可靠选线，快速切除。汇集线保护快速段定值应对线路末端故障有灵敏度。汇集线系统中的母线应配置母差保护。
提高风电场升压站和汇集线系统设备在恶劣运行环境下的运行可靠性。汇集线系统的母线PT开关柜内应装设一次消谐装置。风电机组升压变形式的选择应根据环境要求、绝缘抗污染水平、气候条件等方面因素综合考虑。场内架空导线和接地线应按规划设计中的全场最大风速进行风偏校核，不满足安全距离要求的应立即整改。
9. 风电场应开展汇集系统电能质量现场检测，不满足相关技术标准要求的应予以及时治理。
10. 因设备质量、工程施工质量和故障穿越能力缺失等原因造成风电机组脱网的风电场，待完成整改并通过测试验收后方可并网。
三、 二次系统
11. 风电机组主控系统参数和变流器参数设置应与电压、频率等保护协调一致。
风电场内涉网保护定值应与电网保护定值相配合，并报电网调度部门审查备案。风电场应定期检查保护装置的整定值和压板状态，装置整定值应与有效定值单内容一致，压板投退应符合相关运行要求。
风电场应配置风电场监控系统，实现在线动态调节全场运行机组的有功/无功功率和场内无功补偿装置的投入容量，并具备接受电网调度部门远程自动控制的功能。风电场监控系统应按相关技术标准要求，采集、记录、保存升压站设备和全部机组的相关运行信息（详见附表1），并向电网调度部门上传保障电网安全稳定运行所需的运行信息。
风电场二次系统及设备，均应满足《电力二次系统安全防护规定》要求，禁止通过外部公共信息网直接对场内设备进行远程控制和维护。
风电场应在升压站内配置故障录波装置，起动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据（详见附表2），波形记录应满足相关技术标准。
16. 风电场应配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正。
四、 运行管理
风电场应严格执行国家能源局《风电场功率预测预报管理暂行办法》（国能新能〔号），建设相关技术支持系统，开展风电功率预测预报和发电计划申报工作。
风电机组故障脱网后不得自动并网，故障脱网的风电机组须经电网调度部门许可后并网。发生故障后，风电场应及时向调度员报告故障及相关保护动作情况，及时收集、整理、保存相关资料（详见附表3），积极配合调查。
附表1 风电场监控系统至少应接入的运行信息
全场机端出力，即全场机组机端的有功功率总加、无功功率总加。
全场上网出力，即经并网点送出的有功功率总加、无功功率总加。
各条送出线路的三相电流、有功功率、无功功率。
升压站的高、低压各段母线三相电压、频率，开关动作信息。
场内无功补偿装置的运行事件记录、自动调整功能投退状态、无功功率。
各条汇集线升压站侧的有功功率、无功功率。
各台机组的运行事件记录、低电压穿越功能投退状态、开关动作信息、
机端三相电压及电流
场内测风信息。
附表2 风电场升压站故障录波装置至少应接入的电气量
各条送出线路的三相电流。
升压站高、低压各段母线的三相及零序电压、频率。
各条汇集线升压站侧的三相电流。
升压站内的保护及开关动作信息。
升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流。
附表3 涉网故障调查时风电场至少应提供的材料
升压站故障录波装置在故障过程中记录的波形及数据。
脱网机组的运行信息、低电压穿越功能投退状态、保护及开关动作信息、
机端三相的电压及电流
全场机组的厂家、型号、涉网保护定值、低电压穿越功能投退状态统计。
全场上网有功功率、无功功率曲线，全场机端有功功率、无功功率曲线。
升压站无功补偿装置的控制事件记录、自动调整功能投退记录、保护及
开关动作信息。
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>> 国家标准与行业标准
光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T ）
　　本标准根据GB/T 1.1-2009给出的规则起草。
　　本标准代替GB/Z ((发电站接人电力系统的技术规定》。
　　本标准由中国电力企业联合会提出并归口。
　　本标准起草单位：中国电力科学研究院、中国科学院电工研究所、国网电力科学研究院。
　　本标准主要起草人：王伟胜、许洪华、刘纯、石文辉、何国庆、吕宏水、朱伟刚、迟永宁、陈默子、李淡、朱凌志、张军军、冯炜、刘莉敏、王勃。
　　本标准所代替标准的历次版本发布情况为：
　　―GB/Z .
　　本标准规定了发电站接人电力系统的技术要求。
　　本标准适用于通过35kV及以上电压等级并网，以及通过10kV电压等级与公共电网连接的新建、改建和扩建发电站。
　　2规范性引用文件
　　下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。
　　GB/T 12325电能质量供电电压偏差
　　GB/T 12326电能质量电压波动和闪变
　　GB/T 14549电能质量公用电网谐波
　　GB/T 15543电能质量三相电压不平衡
　　GB/T 19862电能质量监测设备通用要求
　　GB/T 24337电能质量公用电网间谐波
　　DL/T 448电能计量装置技术管理规程
　　DL/T 1040电网运行准则
　　3术语和定义
　　下列术语和定义适用于本文件。
　　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。
　　逆变器inverter
　　将直流电变换成交流电的设备。
　　并网点point of interconnection
　　对于有升压站的光伏发电站，指升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的光伏发电站，指光伏发电站的输出汇总点。
　　光伏发电站送出线路transmission line of PV power station
　　从光伏发电站并网点至公共电网的输电线路，以下简称送出线路。
　　光伏发电站有功功率active power of PV power station
　　光伏发电站输人到并网点的有功功率，以下简称有功功率。
　　光伏发电站无功功率reactive power of PV power station
　　光伏发电站输人到并网点的无功功率，以下简称无功功率。
　　光伏发电站有功功率变化active power change of PV power station
　　一定时间间隔内，光伏发电站有功功率最大值与最小值之差，以下简称有功功率变化。
　　低电压穿越low voltage ride through
　　当电力系统事故或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。
　　孤岛islanding
　　包含负荷和的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。
　　注：非计划性孤岛指的是非计划、不受控地发生孤岛。计划性孤岛指的是按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛。
　　防孤岛anti-islanding
　　防止非计划性孤岛现象的发生。
　　4有功功率
　　4.1基本要求
　　4.1.1光伏发电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力，并符合DL/T 104。的相关规定。
　　4.1.2光伏发电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。
　　4.1.3光伏发电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令。
　　4.2正常运行情况下有功功率变化
　　4.2.1在光伏发电站并网、正常停机以及辐照度增长过程中，光伏发电站有功功率变化速率应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接人电力系统的频率调节特性，由电网调度机构确定。
　　4.2.2光伏发电站有功功率变化速率应不超过10％装机容量／min，允许出现因辐照度降低而引起的光伏发电站有功功率变化速率超出限值的情况。
　　4.3紧急控制
　　4.3.1在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应按下列要求运行：
　　a)电力系统事故或特殊运行方式下，按照电网调度机构的要求降低光伏发电站有功功率。
　　b)当电力系统频率高于50.2H2时，按照电网调度机构指令降低光伏发电站有功功率，严重情况下切除整个光伏发电站。
　　c)若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电网调度机构按相关规定暂时将光伏发电站切除。
　　4.3.2事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按调度指令并网运行。
　　5功率预测
　　5.1基本要求
　　装机容量10MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0h-72h短期光伏发电功率预测以及15min-4h超短期光伏发电功率预测功能。
　　5.2预测曲线上报
　　5.2.1光伏发电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min-4h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。
　　5.2.2光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日。时至24时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。
　　5.3预测准确度
　　光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于0.15，月合格率应大于80%；超短期预测第4小时月平均绝对误差应小于0.10，月合格率应大于85%
　　6无功容量
　　6.1无功
　　6.1.1光伏发电站的无功包括光伏并网逆变器及光伏发电站无功补偿装置。
　　6.1.2光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95一滞后0.95的范围内动态可调，并应满足在图1所示矩形框内动态可调。
　　6.1.3光伏发电站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，应在光伏发电站集中加装适当容量的无功补偿装置，必要时加装动态无功补偿装置。
　　6.2无功容量配置
　　6.2.1光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。
　　6.2.2通过10kV-35kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98一滞后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。
　　6.2.3对于通过110(66)kV及以上电压等级并网的光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：
　　a)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；
　　b)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。
　　6.2.4对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接人电网的光伏发电站群中的光伏发电站，无功容量配置宜满足下列要求：
　　a)容性无功容量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；
　　b)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。
　　6.2.5光伏发电站配置的无功装置类型及其容量范围应结合光伏发电站实际接人情况，通过光伏发电站接人电力系统无功电压专题研究来确定。
　　7电压控制
　　7.1基本要求
　　7.1.1通过10kV-35kV电压等级接人电网的光伏发电站在其无功输出范围内，应具备根据光伏发电站并网点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能力，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数应由电网调度机构设定。
　　7.1.2通过110(66)kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电网调度机构指令，光伏发电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应满足电力系统电压调节的要求。
　　7.2控制目标
　　7.2.1当公共电网电压处于正常范围内时，通过110(66)kV电压等级接人电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的97％～107％范围内。
　　7.2.2当公共电网电压处于正常范围内时，通过220kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站应能够控制光伏发电站并网点电压在标称电压的100％一110％范围内。
　　7.3主变压器选择
　　通过35kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站，其升压站的主变压器应采用有载调压变压器。
　　8低电压穿越
　　8.1基本要求
　　图2为光伏发电站应满足的低电压穿越要求：
　　a)光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应能不脱网连续运行0.15s;
　　b)光伏发电站并网点电压跌至曲线1以下时，光伏发电站可以从电网切出。
　　8.2故障类型及考核电压
　　电力系统发生不同类型故障时，若光伏发电站并网点考核电压全部在图2中电压轮廓线及以上的区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；否则，允许光伏发电站切出。针对不同故障类型的考核电压如表1所示。
　　8.3有功功率恢复
　　对电力系统故障期间没有脱网的光伏发电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少30%额定功率／秒的功率变化率恢复至正常发电状态。
　　8.4动态无功支撑能力
　　对于通过220kV（或330kV）光伏发电汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接人电网的光伏发电站群中的光伏发电站，当电力系统发生短路故障引起电压跌落时，光伏发电站注人电网的动态无功电流应满足以下要求：
　　a)自并网点电压跌落的时刻起，动态无功电流的响应时间不大于30 ms,
　　b)自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9pu期间，光伏发电站注人电力系统的动态无功电流石应实时跟踪并网点电压变化，并应满足：
　　IT&1.5&(0.9-UT) IN　　(0.2&UT&0.9)
　　IT&1.05&IN　　(UT＜0.2)
　　1T＝0　　(UT＞O.9)
　　式中：
　　UT―光伏发电站并网点电压标么值；
　　IN―光伏发电站额定装机容量／(/ X并网点额定电压）。
　　9运行适应性
　　9.1电压范围
　　光伏发电站在表2所示并网点电压范围内应能按规定运行。
　　9.2电能质且范围
　　当光伏发电站并网点的谐波值满足GB/T 14549、三相电压不平衡度满足GB/T 15543、间谐波值满足GB/T 24337的规定时，光伏发电站应能正常运行。
　　9.3频率范围
　　光伏发电站应在表3所示电力系统频率范围内按规定运行。
　　10电能质量
　　10.1电压偏差
　　光伏发电站接人后，所接人公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325的要求。
　　10.2电压波动和闪变
　　光伏发电站接人后，所接人公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T 12326的要求。
　　10.3谐波
　　10.3.1光伏发电站所接人公共连接点的谐波注人电流应满足GB/T 14549的要求，其中光伏发电站并网点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波源的发／供电设备总容量之比进行分配。
　　10.3.2光伏发电站接人后，所接人公共连接点的间谐波应满足GB/T 24337的要求。
　　10.4电压不平衡度
　　光伏发电站接人后，所接人公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T 15543的要求。
　　10.5监测与治理
　　光伏发电站应配置电能质量实时监测设备，所装设的电能质量监测设备应满足GB/T 19862的要求。当光伏发电站电能质量指标不满足要求时，光伏发电站应安装电能质量治理设备。
　　11仿真模型和参数
　　11.1仿真模型
　　光伏发电站应建立光伏发电单元（含光伏组件、逆变器、单元升压变压器等）、光伏发电站汇集线路、光伏发电站控制系统模型及参数，用于光伏发电站接人电力系统的规划设计及调度运行。
　　11.2参数变化
　　光伏发电站应跟踪其各个元件模型和参数的变化情况，并随时将最新情况反馈给电网调度机构。
　　12二次系统
　　12.1基本要求
　　12.飞.1光伏发电站的二次设备及系统应符合电力二次系统技术规范、电力二次系统安全防护要求及相关设计规程。
　　12.1.2光伏发电站与电网调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电网调度机构作出规定，包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。
　　12.1.3光伏发电站二次系统安全防护应满足国家电力监管部门的有关规定。
　　12.2正常运行信号
　　光伏发电站向电网调度机构提供的信号至少应包括以下方面：
　　a)每个光伏发电单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态等；
　　b)光伏发电站并网点电压、电流、频率；
　　c)光伏发电站主升压变压器高压侧出线的有功功率、无功功率、发电量；
　　d)光伏发电站高压断路器和隔离开关的位置；
　　e)光伏发电站主升压变压器分接头挡位；
　　f)光伏发电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。
　　12.3继电保护及安全自动装置
　　12.3.1光伏发电站继电保护、安全自动装置以及二次回路应满足电力系统有关标准、规定和反事故措施的要求。
　　12.3.2对光伏发电站送出线路，应在系统侧配置分段式相间、接地故障保护；有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。
　　12.3.3光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。防孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合。
　　12.3.4光伏发电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施。
　　12.3.5通过110(66)kV及以上电压等级接人电网的光伏发电站应配备故障录波设备，该设备应具有足够的记录通道并能够记录故障前10 s到故障后60s的情况，并配备至电网调度机构的数据传输通道。
　　12.4光伏发电站调度自动化
　　12.4.1光伏发电站应配备计算机监控系统、电能量远方终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络接人设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。
　　12.4.2光伏发电站调度自动化系统远动信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS)远动信息接人规定的要求接人信息量。
　　12.4.3光伏发电站电能计量点（关口）应设在光伏发电站与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。产权分界点处不适宜安装电能计量装置的，关口计量点由光伏发电站业主与电网企业协商确定。计量装置配置应符合DL/T 448的要求。
　　12.4.4光伏发电站调度自动化、电能量信息传输应采用主／备信道的通信方式，直送电网调度机构。
　　12.4.5光伏发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置（)或站内直流电源系统供电，在交流供电电源消失后，不间断电源装置带负荷运行时间应大于40min。
　　12.4.6对于接人220kV及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统（PMU)。
　　12.5光伏发电站通信
　　12.5.1对于通过110kV(66kV）及以上电压等级接人电网的光伏发电站，至调度端应具备两路通信通道，其中一路为光缆通道。
　　12.5.2光伏发电站与电力系统直接连接的通信设备［如光纤传输设备、脉码调制终端设备（PCM)、调度程控交换机、数据通信网、通信监测等〕应具有与系统接人端设备一致的接口与协议。
　　13并网检测
　　13.1基本要求
　　13.1.1光伏发电站应向电网调度机构提供光伏发电站接人电力系统检测报告；当累计新增装机容量超过10 MW，需要重新提交检测报告。
　　13.1.2光伏发电站在申请接人电力系统检测前需向电网调度机构提供光伏部件及光伏发电站的模型、参数、特性和控制系统特性等资料。
　　13.1.3光伏发电站接人电力系统检测由具备相应资质的机构进行，并在检测前30日将检测方案报所接人地区的电网调度机构备案。
　　13.1.4光伏发电站应在全部光伏部件并网调试运行后6个月内向电网调度机构提供有关光伏发电站运行特性的检测报告。
　　13.2检测内容
　　检测应按照国家或有关行业对光伏发电站并网运行制定的相关标准或规定进行，应包括但不仅限
于以下内容：
　　a)光伏发电站电能质量检测；
　　b)光伏发电站有功／无功功率控制能力检测；
　　c)光伏发电站低电压穿越能力验证；
　　d)光伏发电站电压、频率适应能力验证。
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