电网光伏技术规定统计

1、并网光伏电站电网类技术规定项目GB/T29319-2012光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T19996-2012光伏发电站接入电力系统技术规定GB200462006光伏系统电网接口特性Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规定GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求适用范围本标准适用于通过380V电压等级接入电网，以及通过10（6）kV电压等级接入用户侧的新建、改建和扩建光伏发电系统。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、改建和扩建光伏发电站本标准适用于与电网互相连接的光伏发电系统，该系统并联于电网运行，并且使用将DC

2、变换为AC的静态（半导体）非孤岛逆变器。本标准适用于与低压电网配电系统的相互连接本标准适用于接入380V及以上电压等级的新建或扩建并网光伏电站，包括有隔离变压器与无隔离变压器连接方式。不适用于离网光伏电站。本标准规定了光伏系统的并网方式、电能质量、安全与保护和安装要求。本标准适用于通过静态变换器（逆变器）以低压方式与电网连接的光伏系统。有功功率基本要求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/T1040的相关规定；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；3.光伏发电站有功功率控制系统应能够接受并自动执行电网调度机构

3、下达的有功功率级有功功率的控制指令。大中型光伏电站并网运行后，有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。a）大中型光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力；b）大中型光伏电站能够接受自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的调度管理方式有电力调度部门确定。有功功率变化1.在光伏发电站并网、正常停机以及太阳能辐照度增长过程中，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，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电网调度机构确定；2.光伏电站有功功率

4、变化速率应不超过10装机容量/min，允许出现因太阳能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制的情况。光伏电站有功功率变化最大限值电站类型10min有功功率变化最大限值MW1min有功功率变化最大限值MW小型装机容量0.2中性装机容量装机容量/5大型装机容量/3装机容量/10太阳辐照度快速减少引起的光伏电站输出功率下降不受上述限制紧急控制1.在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站按照下列要求运行：a)电力系统事故或者特殊情况下，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50.2Hz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

5、；c)若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电网调度机构按照相关规定暂时将光伏发电站切除。2.事故处理完毕后，电力系统恢复正常运行状态后，光伏发电站应按照调度指令并网运行。在电力系统事故或紧急情况下，大中型光伏电站应根据电力调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站；此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限制。事故处理完毕后，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。a）电力系统事故或特殊运行方式下要求降低光伏电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。b）当电力系统频率高

6、于50.2Hz时，按照电力系统调度部门指令降低光伏电站有功功率，严重情况下切除整个光伏电站。C）在电力系统紧急情况下，若光伏电站的运行危及电力系统安全稳定，电力调度部门应暂时切除光伏电站。功率预测基本要求装机容量10MW及以上的光伏电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0h72h短期光伏发电功率预测以及15min4h超短期光伏电站功率预测。预测曲线上报1.光伏发电站每15min自动向电网调度机构滚动上报未来15min4h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的分辨率为15min。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0时至24时光伏发电站发电预测曲线，预测的时间分辨率为15min

7、。预测准确度光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测平均绝对误差应小于0.15，月合格率应大约80；超短期预测第4小时月平均绝对误差哦应小于0.10，月合格率应大于85无功功率功率因数超前0.95滞后0.95连续可调当输出大于逆变器额定输出功率的50%时，光伏系统的滞后功率因数应大于90小型光伏电站可不具备无功功率和电压调节能力，其输出功率大于额定功率的50时，功率因数应不小于0.98（超前或滞后），输出有功功率在2050之间时，功率因数应不小于0.95（超前或滞后）当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50时，平均功率因数应小于0.9（超前或滞后）。无功容量具备根据并网点电压水平调

8、节武功输出，参与电网电压调节的能力调节要求大中型光伏电站无功功率和电压调节要求a）大中型光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏电站并网点 在正常运行范围内，其调节速度或控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。b）对于专线接入供用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时的站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏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偶补偿光伏电站送出线路的一半充电无功功率。C）对于T接于公共电网的和接入用户内部电网的大中型光伏电站应根据项目工程

9、的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型类型及容量范围。d）对于通过汇集系统升压至500kV（或750kV）电压等级接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时的站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏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电站送出线路的全部充电无功功率。电压范围当光伏发电系统并网点电压在90%110%标称电压之间时，光伏发电系统应能正常运行光伏发电站在并网点电压范围内应按规定运行电压范围运行要求0.9pu应符合低电压穿越的要求0.9puUT1.1pu应正常运行1.1puUT1.2pu应至少持续运行10s1.2puU

10、T1.3pu应至少持续运行0.5s对于小型光伏电站，应按照下表要去的时间停止向电网线路送电。在电网电压异常时的相应要求电压（在电网连接端）最大跳闸时间U50UN0.1s50UN U85UN2s85UNU110UN连续运行110UNU135UN2s135UNU0.05s1. UN为光伏电站并网点的电网标称电压。2.最大跳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。正常运行时，光伏系统和电网接口处的电压允许偏差应符合GB/T12325的规定。三相电压的允许偏差为额定电压的±7，单相电压的允许偏差为额定电压的7、10。低电压穿越基本要求a）光伏发电站并网点电压跌至0时，光伏发电站应

11、能不脱网连续运行0.15sb）光伏发电站并网点电压跌至曲线以下时，光伏发电站可以从电网切除。曲线1：U=0.2pu，0.15st0.625s； U=28/55*t-13/110 0.625t； 大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力。a）电力系统发生不同类型故障时，并网点电压跌至20标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运行1s；光伏电站电压在发生跌落后3s内能够恢复到标称电压的90时，光伏电站能够保证不脱网运行。b）对电力系统故障期间没有切除的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自动故障清除时刻开始，以至少10额定功率/秒的功率变化恢复至故障前的值。C）低电压穿越过程中光伏电站宜提

12、供动态无功支撑。对于大中型光伏电站，当光伏电站并网点电压大于标称电压的110，光伏电站的运行状态由光伏电站的性能确定。故障类型与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曲线1以上区域内，光伏发电站应保证不脱网连续运行；否则光伏电站切除。针对不同类型的考核电压如下：故障类型考核电压三相短路故障并网点线电压两相短路故障并网点线电压单相接地短路故障并网点相电压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。动态无功支持能力对于通过220kV（或者330kV）光伏

13、发电站汇集系统升压至500kV（或者750kV）电压等级接入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，光伏发电站注入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30ms；b）自动态无功电流响应起到电压恢复至09pu期间，动态无功电流IT应实时跟踪并网点电压变化，并满足：IT1.5X（0.9-UT）IN 0.2UT0.9IT1.05XIN UT0.2IT=0 UT0.9式中：UT光伏发电站并网点电压标幺值IN光伏发电站额定装机容量/（3X并网点额定电压）电能质量范围基本要求1.光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网送电

14、的质量，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应满足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T12326和GB/T15543的要求。2.光伏电站并网点应装设满足IEC61000-4-30-2003标准要求的A类电能质量在线监测装置。对于用户内部电网的电能质量监测点应放置在关口计量点。对于大中型光伏电站，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，电能质量数据应至少存储一年，必要时供电网企业调用。电压偏差和闪变值满足GB/T12325满足GB/T12325光伏系统运行造成的电压闪变，不应超出IEC 61000-3-

15、3(小于16 A的系统)或IEC 61000-3-5(16 A及以上的系统)相关章节规定的限值。满足GB/T12325谐波值满足GB/T14549满足GB/T14549，其中光伏发电站并网点向电力系统注入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别配总谐波电流应小于额定逆变器输出的5%。各次谐波应限定在表1所列的百分比之内。此范围内偶次谐波限值应小于更低奇次谐波的25%.电流畸变限制畸变限值奇次谐波3次至9次小于4.0%11次至15次小于2.0%17次至21次小于1.5%23次至33次小于0.6偶次谐波2次至8次小于1.010次至32次小于0

16、.5满足GB/T14549，其中光伏发电站并网点向电力系统注入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别配总谐波电流应小于逆变器额定输出的5。各次谐波应限制在表1、表3所列的百分比之内。此范围的偶次谐波应小于低的奇次谐波值限值的25。电流畸变限制畸变限值奇次谐波3次至9次小于4.0%11次至15次小于2.0%17次至21次小于1.5%23次至33次小于0.6偶次谐波2次至8次小于1.010次至32次小于0.5间谐波值满足GB/T24337满足GB/T24337满足GB/T24337三相电压不平衡度满足GB/T15543满足GB/T15543

17、光伏电站所接入的公共连接点的电压不平衡度及光伏电站引起的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求，其中光伏电站引起的电压不平衡度允许值按照GB/T15543的原则进行换算。光伏系统并网运行（仅对三相输出）时，电网接口处的三相电压不平衡度不应超过GB/T15543规定的数值，允许值为2，短时不得超过4。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/T19862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。直流分量光伏发电系统向公共连接点注入的直流分量不应超过其交流额定值的0.5在 任 何 工作状态下，光伏系统向电网交流接口

18、注人的直流电流不应大于逆变器输出电流的1%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电流额定值的0.5。光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1%频率范围运行要求当光伏发电系统并网点频率在49.5Hz50.2Hz范围之内时，光伏发电系统应能正常运行频率范围运行要求48Hz根据光伏发电站逆变器允许运行的最低频率而定48Hzf49.5Hz频率每次低于49.5Hz，光伏发电站应能至少运行10min49.5Hzf50.2Hz连续运行频率50.2Hzf50.5Hz每次高于于50.2Hz，光伏发电站应能至少运行2min，并执行电网调度机构下达的降低出力或高

19、周切机策略；不允许处于停用状态的光伏发电站并网50.5Hz立即终止向电网线路送电，且不允许处于停用状态的光伏发电站并网对于小型光伏电站，当光伏电站并网点频率超过49.5Hz50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。异常响应当电网频率偏离特定的状态时，光伏系统应停止向电网线路送电。如果在指定的分闸时间内频率恢复到正常的电网持续运行状态，无需停止送电。当电网频率超出士±0.5H z范围时，系统应在0.2 s 以内停止向电网线路送电。允许范围和延时的目的是为了避免因短时扰动造成的过多跳闸。对于大中型光伏电站应具备一定的耐受频率一场的能力频率范围运行要求48Hz根据光伏发电站逆变

20、器允许运行的最低频率而定48Hzf49.5Hz频率每次低于49.5Hz，光伏发电站应能至少运行10min49.5Hzf50.2Hz连续运行频率50.2Hzf50.5Hz每次高于于50.2Hz，光伏发电站应能至少运行2min，并执行电网调度机构下达的降低出力或高周切机策略；不允许处于停用状态的光伏发电站并网50.5Hz立即终止向电网线路送电，且不允许处于停用状态的光伏发电站并网安全与保护高低电压保护当光伏发电系统并网点电压超过下表的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路送点，此要求适用于多相系统中的任何一相并网点电压要求U50UN最大分闸时间不超过0.2s50UN U85UN最大分闸时间不超

21、过2s85UNU110UN连续运行110UNU135UN最大分闸时间不超过2s135UNU最大分闸时间不超过0.2s注1：UN为并网点电网额定电压注2： 异常电压的响应电压（在电网连接端）最大跳闸时间U50UN0.1s50UN U85UN2s85UNU110UN连续运行110UNU135UN2s135UNU0.05s最大跳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。PV系统控制电路应切实保持与电网的连接，利用“再联”特性来判断电网电气状态。延时的目的是为了避免因短时扰动造成的过多跳闸。如果在要求的最大跳闸时间内电压恢复到正常的电网持续运行状态，无需停止送电。注：应考虑在逆变器端子与连接

22、点之间的电压降。此要求适用于多相系统中的任何一相。并网点电压要求U50UN最大分闸时间不超过0.1s50U正常 U85U正常最大分闸时间不超过2s85U正常U110U正常连续运行110U正常U135U正常最大分闸时间不超过2s135U正常U最大分闸时间不超过0.05s频率保护当光伏发电系统并网频率超出47.5Hz50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送点当电网接口处频率超出规定的频率范围时，过/欠频保护应在0.2s内动作，将光伏系统与电网断开。防孤岛保护光伏发电系统应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间不大于2s且孤岛保护还应与电网侧线路保护相配合光伏系统必

23、须在电网失压2s以内停止向电网线路送电。当光伏系统并入的电网失压时，必须在规定的时限内将该光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。应设置至少各一种主动和被动仿佛岛效应保护。主动防孤岛效应保护方式主要有频率偏高、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。被动防孤岛效应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。当电网失压时，防孤岛效应保护应在2s内动作，将光伏系统与电网断开。逆功率保护当光伏发电系统设计为不可逆并网方式时，应配备逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5时，光伏发电系统应在2s内自动降低出力或停止向电网线路送电。当光伏发电系统设计为不可逆并网方

24、式时，应配备逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5时，光伏发电系统应在0.5s2s内停止向电网线路送电。系统在不可逆流的并网方式下，当检测到供电变压器次级处的逆流为逆变器额定输出的5时，逆向功率保护应在0.52s内将光伏系统与电网断开。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发电系统不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏发电系统需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，延时时间为20s5min，由当地调度机构设定。由于超限状态导致光伏系统停止送电后，在电网工作电压和频率恢复到特定的范围后一段时间内光伏系统不允许向电网线路送电，送电延时取值范围为20 s至5

25、 min.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发电系统不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，小型光伏发电系统需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，延时时间为20s5min，具体延时时间按照光伏电站容量大小和接入方式、并结合分批并网原则有电力调度部门确定；大中型光伏电站应按电力调度部门指令执行，不可自行并网。短路保护光 伏 系 统应具有符合IEC 60364-7-712要求的短路保护。过流保护光伏电站应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1min。通用技术要求接地光伏发电系统并网点设备应按照GB/T16895.32的要求接地/接保护

26、线。电 网 接 口设备应按照IEC 60364-7-712的要求接地/接保护线。光伏电站并网点设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127中的要去。电磁兼容光伏发电系统应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不收电磁干扰，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光伏发电系统应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保证信号传输不收电磁干扰，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耐压要求光伏发电系统的设备并须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。光伏发电系统的设备并须满足相应电压等级的电气设备耐压标准。安全标识通过380V电压等级并网的光伏发电

27、系统，连接光伏发电系统和电网的专用低压开关柜应有醒目标识，表示应标明“警告”“双电源”等提示性文字和符号，标识的形状、颜色、尺寸和高度应遵照GB2894执行。对于小型光伏发电站，连接光伏发电系统和电网的专用低压开关柜应有醒目标识，表示应标明“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GB2894和GB16179执行。仿真模型和参数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，用于光伏发电站接入电力系统的规划及调度运行。参数变化光伏发电站应跟踪其各个原件模型和参数的变化情况，并随时将最新情

28、况反馈给电网调度机构。电能计量1.光伏发电系统接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点，光伏发电系统计量点应设在光伏发电系统与电网的产权分界点，产权分界点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，关口计量点有光伏发电企业系统业主与电网企业协商确定；2.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应符合DL/T448，以及相关标准、规程要求；3电能表应采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T17215.322和DL/T614，以及相关标准、规程要求；4.通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副表各一套，主、副表

29、应有明确标识；5.电能计量装置由光伏发电系统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，出具完整报告检测，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发电系统产权归属方共同完成工程验收。1.光伏电站接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量点。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的要求。2.电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T17883和DL/T614的要求。电能表至少应具备双向有功和四象限无功计量功

30、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/T645，采集信息应接入电力系统电能信息采集系统。3.大中型光伏电站的统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、副表应有明确标识。二次系统基本要求1.通过10(6)kV电压等级并网的光伏发电系统，应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、调度自动化以及调度电话等业务对电力通信的要求。2.光伏发电系统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做出规定、包括

31、相互提供的信号种类、提供信号的方式和实时性要求等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。2.光伏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做出规定，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。3.光伏发电站二次系统安全防护应满足国建电力监察部门的有关规定。光伏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做出规定，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。正常运行信号通过1

32、0（6）kV电压等级并网的光伏发电系统，在正常运行情况下，光伏发电系统应向电网调度机构提供的信号至少包括：a）光伏发电系统并网状态；b）光伏发电系统有功和无功输出、发电量、功率因数；c）并网点的电压和频率、注入电力系统的电源；d）变压器分接头档位、主断路器开关状态等。光伏发电系统应向电网调度机构提供的信号至少包括以下方面：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参数等；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出线侧的有功功率、无功功率、发电量；d）光伏发电站高压侧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档位；f）光伏发电站气象监测

33、系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。在正常运行情况下，光伏电站向电力调度部门或其他运行管理部门提供的信号至少应包括a）光伏发电系统并网状态、辐照度、环境温度；b）光伏发电系统有功和无功输出、发电量、功率因数；c）并网点的电压和频率、注入电网的电流；d）变压器分接头档位、主断路器开关状态等。继电保护及安全自动装置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。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。3.光伏电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间不应大于2s。防孤岛保护还应与

34、电网侧线路保护相配合。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。5.通过110（66）kV及以上电压等级接入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10s到故障后60s的情况，并配备致电网调度机构的数据传输通道。1.光伏电站相关继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的要求。一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜配置光纤电流差动保护。2.接入220kV及以上电压邓婕的大型光伏电站应装设同步向量测量单元（PMU），为光伏电站的安全监控与电力部门提供统一时标下的光伏电站暂态过程的电压、相角、功率等关键参数的变化曲线。3.大型光伏电站应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的情况，并能参与电力调度部门进行数据传输。光伏发电站调度自动化1.光伏发电站应配备计算机监控系统、电能量远端终端设备、二次系统安全防护设备、调度数据网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。2.光伏发电站调度自动化系统远东信息采集范围按电网调度自动化能量管理系统（EMS）远东信息接入规定的要求接入信息量。3.光伏发