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1.1概述

1.1.1项目名称

无极县民政局光伏发电扶贫项目二标段二次。

1.1.2建设规模

本工程位于河北省石家庄市无极县境内，根据实地调研情况及对各村镇的贫困村光伏扶贫条件摸查情况，为高头乡卫生院、高头乡学校；张段固镇政府后院停车场；郝庄乡黄台村委会、郝庄乡西郝庄村委会；北苏镇彭家庄村委会、明秩寺村委会、驿头村委会；郭庄镇杨坊村委会、后北焦村委会、马村村委会；东侯坊乡政府办公楼、甄村村委会、东侯坊乡卫生院（新）建设全额上网的分布式村级光伏扶贫电站，装机容量共606.96千瓦。

1.1.3地理位置

无极县隶属于河北省石家庄市，位于河北省中部，地处华北平原，西倚太行，东向渤海，北望京畿，南临滹沱。

西南距石家庄52公里，北距北京260公里，东北距天津260公里。

地理坐标位于东经114°47′-115°28′，北纬38°03′-38°18′之间。

地势

无极县境内地势平坦，西高东低，呈缓坡倾斜，绵亘数十里。

气候

无极县属暖温带半干旱地区。

春季干燥多风；夏季炎热多雨；秋季昼暖夜凉，秋高气爽；冬季寒冷寡照，雨雪稀少。

水文

无极县境内主要有两条季节性河流—滹沱河和木刀沟，分属于牙河系和大清河系。

另外，还有磁河、弥勒河、涌泉沟3条古河道。

图1.1无极县地理位置

1.1.4编制原则和依据

本阶段为初步设计阶段，设计的主要内容包括工程任务与规模、太阳能资源、工程勘察、光伏系统设计及发电量预测、电气设计、总平面布置及土建设计等。

本报告依据的主要规程、规范为：

GB50797《光伏发电站设计规范》

GB/T18479《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》

GB/T18210《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测试》

GB/T20513《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》

GB/T6495.《光伏器件第三部分:

地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照数据》

Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》

Q/GDW618-2011《光伏电站接入电网测试规程》

DL5028《电力工程制图标准》

GB50229《火力发电厂与变电所设计防火规范》

GB50009《建筑结构荷载规范》

GB50010《混凝土结构设计规范》

GB50017《钢结构设计规范》

GB50003《砌体结构设计规范》

GB50011《建筑抗震设计规范》

GB50191《构筑物抗震设计规范》

GB50007《建筑地基基础设计规范》

JGJ79《建筑地基地基处理技术规范》

DL5022《火力发电厂土建结构设计技术规定》

DL/T5024《火力发电厂地基处理技术规定》

DL5027《电力设备典型消防规程》

GB50016《建筑设计防火规范》

GBJ140《建筑灭火器配置设计规范》

GB50116《火灾自动报警系统设计规范》

GB50116《火灾自动报警系统施工及验收规范》

GB50084《自动喷水灭火系统设计规范》

GBJ14《室外排水设计规范》

GBJ13《室外给水设计规范》

GB50015《建筑给排水设计规范》

DL/T5032《火力发电厂总图运输设计技术规程》

GB50108《地下工程防水技术规范》

JGJ107《钢筋机械连接通用技术规程》

GB/T11263-1998《热轧H型钢和部分T型钢》

DL5053《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》

GB14285《继电保护和安全自动装置技术规程》

DL/T5153《火力发电厂厂用电设计技术规定》

GB50060《3~110KV高压配电装置设计规范》

DL/T620-1997《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》

DL/T5137《电测量及电能计量装置设计技术规程》

GB50217《电力工程电缆设计规范》

DL/T5041《火力发电厂厂内通信设计技术规定》

GB50057《建筑物防雷设计规范》

DL5044《电力工程直流系统设计技术规定》

GB50054-《低压配电设计规范》

GB50058《爆炸火灾危险环境电力装置设计规范》

GB1971《电机线端标志与旋转方向》

GB50217《电力工程电缆设计规范》

GB50116《火灾自动报警系统设计规范》

GB50221《钢结构工程质量检验评定标准》

HGJ229《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》

HGJ209《钢结构、管道涂装技术规程》

GB50150—91《电气装置安装工程电器设备交接试验规程》

《火力发电厂施工组织大纲设计规定》

《火力发电工程施工组织设计导则》

《电业安全工作规程》（发电厂和变电所电气部分）

《电业建设事故调查规程》

国电办（2000）3号《关于颁发国家电力公司<安全生产工作规定>的通知》

电建（1995）543号《电力建设文明施工规定及考核办法》

电建（1995）36号《电力建设工程质量监督规程》

建设协调建质（1995）140号《电力建设消除施工质量通病守则》

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工规程》

电建[1996]第159号火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程（1996年版）

GB15《标准电压》

GB2099《单相、三相插头插座技术条件》

GB12476.1《爆炸性粉尘环境用防爆电气设备粉尘防爆电气设备》

GB7595《运行中变压器油质标准》

GBJ46《施工现场临时用电安全技术规范》

GB50194《建设工程施工现场供用电安全规范》

GBJ303《建筑电气安装工程质量检验评定标准》

DL5007《电力建设施工及验收技术规范》（火力发电厂焊接篇）

SDJ69《电力建设施工及验收技术规范》（建筑施工篇）

SDJ280《电力建设施工及验收技术规范》（水工工程篇）

DL5031《电力建设施工及验收技术规范》（管道篇）

DL/T5048《电力建设施工及验收技术规范》（管道焊接接头超声波检验篇）

DL/T5069《电力建设施工及验收技术规范》（钢制承压管道对接焊接接头射线检验篇）

GB50168《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》

GB50169《电气装置安装工程接地线路施工及验收规范》

GB50170《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》

GB50171《电气安装工程盘柜二次接线施工及验收规范》

GB50172《电气装置安装工程蓄电池施工及验收规范》

GB50182《电气装置安装工程电梯装置施工及验收规范》

GB50231《机械设备安装工程施工及验收通用规范》

GB50236《现场设备工业管道焊接工程施工及验收规范》

GB50254～GB50259《电气装置安装工程施工及验收规范》

GB50270《连续输送设备安装工程施工及验收规范》

GB50275《压缩机风机泵安装工程施工及验收规范》

GBJ147《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》

GBJl48《电气装置安装工程变压器、互感器、电抗器施工及验收规范》

GBJl49《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》

GBJ235《工业管道工程施工及验收规范》

TJ231《机械设备安装工程施工及验收规范》

GBZ1-2002《工业企业设计卫生标准》

GBZ2-2002《作业环境空气中有害物职业接触标准》

GB/T50796《光伏发电工程验收规范》

GB50794《光伏发电站施工规范》

注：

以上标准若有新版，则按新版执行。

1.2太阳能资源

河北省地处东经113°27＇—119°50＇、北纬36°03＇—42°40＇之间，南北最大长度约700km，东西最大宽度约660km，境内有沿海、平原、丘陵、山地等多种地形，境内大部分地区为太阳能辐射资源Ⅱ类区（很丰富区），年太阳总辐射在4828-5891MJ/m2，太阳能资源理论总储量2.886GWh/年，在全国列第9位。

太阳总辐射量分布呈现西北多东南少的趋势，北部年值高于南部，中部东西横向年值由边缘向中间递减。

其中，低值出现在秦皇岛、乐亭、黄骅等沿海地区以及冀中的保定、衡水、邢台等部分地区，在5200MJ/m2以下，高值出现在张家口西北部张北、尚义地区，在5600MJ/m2以上。

河北省各地的太阳直接辐射量为2299～3274MJ/m2，分布趋势与总辐射分布趋势基本一致。

本项目利用气象专业软件Meteonorm通过插值计算的方法得出项目所在地辐射数据。

根据推算结果，项目场址处工程代表年总辐射量为4966.92MJ/m2，根据《太阳能资源评估方法》（QX/T89-2008）中太阳能资源丰富程度的分级评估方法，该区域的太阳能资源丰富程度属Ⅲ类区，即“资源丰富”（3780～5040MJ/m2·a），具有一定的太阳能光伏发电项目的开发前景。

1.3工程勘查

1.3.1勘察重点：

（1）地理位置

（2）屋顶结构形式

（3）房屋周围情况

（4）电气接入

（5）房屋已使用时间屋顶可利用面积

（6）障碍物情况（尺寸、位置）

（7）女儿墙高度

（8）有无裂缝

（9）屋顶周边情况（有无遮挡）

1.3.2平屋顶估算原则

（1）房屋南北可用尺寸（无遮挡和挑檐）不低于5.5m,可安装两排，即南侧一排单排支架，北侧一排单排支架。

（2）房屋南北可用尺寸（无遮挡和挑檐）不低于7m,可安装两排，即南侧一排单排支架，北侧一排双排支架。

（3）房屋南北可用尺寸（无遮挡和挑檐）不低于11m,可安装两排，即南侧一排双排支架，北侧一排双排支架。

（4）斜屋顶可根据屋顶尺寸、组件尺寸进行估算，但要减去遮挡区域及检修通道。

1.3.3勘察事项

1.3.3.1木梁平屋顶

（1）木梁平屋顶，踏勘时首要观察木梁的腐蚀程度，需详细询问房屋的已使用时间，结合屋顶开裂及防水情况，对房屋的承重及耐久性能做出简单的判断。

（2）由于组件支架自身及配重块重量较大，长期作用在木梁屋面上，不可避免的会造成屋面开裂、漏水，因此应提前与客户沟通，及时做好防水。

（3）踏勘草图中除注明房屋尺寸及朝向外，还应注明木梁及木檩条的位置关系，以便于进行配重块的设计及组件排布。

（4）木梁腐蚀严重或使用时间过长时应就承重问题与客户详细沟通。

1.3.3.2木梁瓦屋顶

（1）木梁瓦屋顶，踏勘时除要观察木梁的腐蚀程度，还应观察室内屋顶的装修情况，有无检修口或上人孔；若有吊顶，吊顶能否承担安装工人在施工时的操作重量。

（2）目前公司针对木梁瓦屋顶的安装方案需设置抱箍，会对屋面局部造成破坏，应提前与客户进行沟通。

（3）踏勘草图中应详细注明屋顶障碍物的位置、大小、高度等信息。

（4）木梁腐蚀严重或使用时间过长时应就承重问题与客户详细沟通。

1.3.3.3彩钢屋面

（1）平改坡彩钢屋顶的做法多为在原平屋顶上设置钢结构支架后铺设彩钢板，因此踏勘时除了屋面尺寸外，钢结构支架所用材料的具体规格及布置也应详细询问，必要时需实际测量并注明在踏勘草图中。

（2）平改坡彩钢屋顶一般坡度较小，影响发电量，应提前与客户沟通。

（3）踏勘草图中应详细注明屋顶障碍物的位置、大小、高度等信息。

（4）承载力不足需加固时应与客户详细沟通。

1.4总体方案设计

本项目为屋顶分布式光伏发电，不需要占用土地，安装地点由采购方指定。

二标段为高头乡卫生院、高头乡学校；张段固镇政府后院停车场；郝庄乡黄台村委会、郝庄乡西郝庄村委会；北苏镇彭家庄村委会、明秩寺村委会、驿头村委会；郭庄镇杨坊村委会、后北焦村委会、马村村委会；东侯坊乡政府办公楼、甄村村委会、东侯坊乡卫生院，涉及到296户。

根据项目用地及接入条件，本投标方案以低压并网设计，共14个建设地点，采取14个并网点，总装机容量为606.96kW。

初步设计13个并网点装机容量约为43.2kW，1个并网点装机容量为45.36kW，拟建设于采购方指定的屋面上，最终以甲方指定安装地点的设计装机容量为准。

本项目全部采用270Wp多晶硅光伏组件，同时选用40kW逆变器。

13套系统由160块组件、1台40kW逆变器和一台配电箱组成；每路光伏组串由20个光伏组件串联而成；1套系统由168块组件、一台50kW逆变器和一台配电箱组成；每路光伏组串由21个光伏组件串联而成。

电站以0.4kV电压等级接入当地电网，最终接入点及接入方案以电网批复为准。

本项目采用固定式光伏阵列运行方式，阵列采用2x10和2x11竖排版布置方式。

光伏组件采用倾角37°、方位角0°（正南向）的固定安装方式。

1.4.1光伏组件选型

太阳能光伏电池从其选用的材料可分为两类：

体材料、薄膜材料。

体材料电池具有代表性的有硅电池（包括单晶硅Mono—si、多晶硅Multi—si、带状硅Ribbon/Sheet—Si）、化合物电池（砷化镓）；薄膜电池具有代表性的有：

硅基薄膜电池（非晶硅电池、微晶硅电池）、铜铟硒电池CIS、碲化镉电池CdTe、染料敏化电池等。

（1）晶体硅光伏电池

单晶硅电池是最早出现、工艺最成熟的太阳能光伏电池，也是光伏组件大规模生产中效率最高的。

大规模生产的单晶硅电池效率可达到16～24%。

由于受硅单晶棒形状的限制，单晶硅电池须做成圆形，对光伏组件布置也有一定影响。

多晶硅太阳能电池的生产工艺与单晶硅基本相同，使用了多晶硅铸锭工艺取代单晶硅硅棒生长工艺，成本低廉，工业规模生产的转换效率为14%～19%左右，略低于单晶硅电池的水平。

和单晶硅电池相比，多晶硅电池虽然效率有所降低，但是节约能源，节省硅原料，达到工艺成本和效率的平衡。

图3.1单晶硅太阳能电池

图3.2多晶硅太阳能电池

（2）非晶硅电池和薄膜光伏电池

非晶硅电池是在不同衬底上附着非晶态硅晶粒制成的，工艺简单，硅原料消耗少，衬底廉价，并且可以方便的制成薄膜，具有弱光性好，受高温影响小的特性，但非晶硅光伏组件转化效率低于晶体硅太阳能。

非晶硅薄膜太阳电池是在廉价的玻璃、不锈钢或塑料衬底上附上非常薄的感光材料制成，比用料较多的晶体硅技术造价更低，其价格优势可抵消低效率的问题。

目前已商业化的薄膜光伏电池材料还有：

铜铟硒（CIS、CIGS）、碲化镉（CdTe），它们的厚度只有几微米。

图3.3非晶硅电池太阳能电池

（3）双玻组件（光伏玻璃）

光伏玻璃是一种通过层压入太阳电池，能够利用太阳辐射发电，并具有相关电流引出装置以及电缆的特种玻璃。

光伏玻璃是由玻璃－PVB胶膜－太阳电池－PVB胶膜－玻璃共5层组成，类似于建筑上常用的夹胶玻璃。

可以通过控制双面玻璃之间的电池间隙和边缘空隙，来制成5％～80％透光率的光电玻璃。

理论上用于建筑上的光电池板尺寸越大越好，因为可以减少边框以及固定构件的使用，降低成本，并且可以真正替代大面积的玻璃，但受工艺方面的限制，目前尺寸大多在1.8×2.4m以下。

电池板上表面玻璃要求要有较高的透过率，一般采用超白低铁钢化玻璃，厚度一般在4～6mm之间；底板玻璃由于起主要的支承、承压作用，厚度要求可以在4～19mm之间，具体厚度应该根据光电玻璃建材安装的部位以及抗风压要求等决定，底层玻璃应该使用钢化玻璃，以避免热应力的破坏。

图3.4双玻多晶硅太阳能电池

由于市场增速放缓，晶硅电池生产成本与售价的大幅下滑，造成薄膜电池因为光电转换效率不及晶硅电池、成本优势不明显等原因丧失了对晶硅电池的竞争优势。

1.4.1.1光伏组件的比选

1）晶硅与非晶硅的对比

在前面介绍的三种类型太阳电池中，虽然非晶硅太阳电池具有最低的转换效率，但它同时也兼具提供最低每瓦组件成本的优势。

依据目前多晶硅与非晶硅组件效率来看，多晶硅组件效率大约是非晶硅组件效率的2～3倍，非晶硅组件效率较低，使其基础、支架安装及土地成本增加。

此外由于非晶硅具有致命的光致衰退问题，即所谓的S-W效应，也就是光电转换效率会随着光照时间的延续而衰减，使电池性能不稳定，这也直接影响了它的实际应用，同时2012年第四季度以来，晶硅组件价格不断下滑，，使得非晶硅的价格优势大为缩减，更加缺乏竞争力。

2）单晶硅与多晶硅对比

转换效率是指在标准的测试环境下，电池将辐射在一定面积上的太阳能转换为电能的能力。

高效就意味着更少的占地面积，更高的发电能力，因此，在考虑土地使用成本时，应尽量选用效率高的电池。

由前述可知，单晶硅太阳电池比多晶硅太阳电池具有稍高（约2%）的转换效率。

由比较结果可以看出，单晶硅光伏组件的性价比最高，多晶硅次之，薄膜光伏组件虽然价格较便宜，但由于效率低，占地面积大，其他设备投资大大增加，性价比最差。

综合考虑财务效益、土地节约、实际应用经验以及产品供应情况的因素，本项目最终选择多晶硅组件。

综合考虑以上各种因素，本工程采用拟选用多晶硅光伏组件。

根据上述分析，本工程选用多晶硅光伏组件ZT270P-29b。

本工程采用的多晶硅光伏组件基本参数如下：

表2多晶硅光伏组件单块参数

尺寸（mm）

1640*990*35

峰值功率（Wp）

270

开路电压（V）

38.8

峰值电压（V）

31.7

短路电流（A）

9.09

峰值电流（A）

8.52

短路电流温度系数（%/℃）

+0.06

开路电压温度系数（%/℃）

-0.37

最大功率温度系数（%/℃）

-0.45

重量（kg）

18.5

预留线缆长度（mm）

1000

工作温度（℃）

-40~+85

最大系统电压（VDC）

1000

1.4.2逆变器选型

1.4.2.1逆变器的分类

本工程并网光伏发电系统中的逆变控制技术是有源逆变，其运行条件需依赖强大的电网支撑。

为了获得更优的控制性能，并网逆变器应采用输出电流源的方式并网。

逆变器控制技术是将光伏阵列输出不稳定的直流电转换为满足不同应用需求的交流电，它是整个光伏发电系统的核心与基础。

光伏并网发电系统及其逆变技术：

并网光伏发电系统按照系统功能可以分为两类：

不含蓄电池环节的“不可调度式光伏发电系统”和含有蓄电池组的“可调度式并网光伏发电系统”。

逆变器的主电路结构按照输出的绝缘形式分为：

工频变压器绝缘方式，高频变压器绝缘方式，无变压器方式。

无变压器方式逆变器降低了成本，提高了效率。

无变压器方式逆变器增加了升压部分，可以保证逆变器部分输入电压比较稳定，同时提高了电压，减少了电流，降低了逆变部分的损耗，逆变器效率不低于97%。

升压电路还可以对输入的功率因数进行校正。

采用SPWM控制和周波数变换，输出波形畸变小于4%，能满足电网对谐波要求，符合电力入网标准，大量使用在太阳能并网发电系统中。

1.4.2.2逆变器的技术指标

1.4.2.2.1、可靠性和可恢复性：

逆变器应具有一定额抗干扰能力、环境适应能力、顺势过载能力及各种保护功能，如：

故障情况下，逆变器必须自动从主网解列；

1.4.2.2.2、逆变器输出功率：

大功率逆变器在满载时，效率必须在90%或95%以上。

中小功率的逆变器在满载时，效率必须在85%或90%以上。

在50W/m2的日照强度下，即可向电网供电，即使在逆变器额定功率10%的情况下，也要保证90%（大功率逆变器）以上的转换效率；

1.4.2.2.3、逆变器输出波形：

为使光伏阵列所产生的直流电源逆变后向公共电网并网供电，就必须对逆变器的输出电压波形、幅值及相位等于公共电网一致，实现无扰动平滑电网供电。

输出电流良好，波形畸变以及频率破洞低于门槛值。

1.4.2.2.4、逆变器输入直流电压的范围：

要求直流输入电压由较宽的适应范围，由于太阳能光伏电池的端电压随负载和日照强度的变化范围比较大。

就要求逆变器在较大的直流输入电压范围内正常工作，并保证交流输出电压稳定。

输出电流同步跟随系统电压。

1.4.2.3选型依据

作为光伏发电系统中将直流电转换为交流电的关键设备之一，其选型对于发电系统的转换效率和可靠性具有重要作用。

本电站规模大，设备分布广，维护难度大，对光伏电站的精细化监控管理、发电效率、电网友好性、设备和监控系统可靠性及可维护性指标要求较高，结合国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011的及其它相关规范的要求，在本工程中逆变器的选型主要考虑以下技术指标：

（1）转换效率高

逆变器转换效率越高，则光伏发电系统的转换效率越高，系统总发电量损失越小，系统经济性也越高。

因此在单台额定容量相同时，应选择效率高的逆变器。

本工程要求大容量逆变器在额定负载时效率不低于95％，在逆变器额定负载10%的情况下，也要保证90％（大功率逆变器）以上的转换效率。

逆变器转换效率包括最大效率和欧洲效率，欧洲效率是对不同功率点效率的加权，这一效率更能反映逆变器的综合效率特性。

而光伏发电系统的输出功率是随日照强度不断变化的，因此选型过程中应选择欧洲效率高的逆变器。

根据中华人民共和国工业和信息化部颁布的《光伏制造行业规范条件（2015年本）》中第二节“生产规模和工艺技术”的要求，“含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不低于96%，不含变压器型的光伏逆变器中国加权效率不得低于98%（微型逆变器相关指标分别不低于94%和95%）”。

（2）直流输入电压范围宽

太阳电池组件的端电压随日照强度和环境温度变化，逆变器的直流输入电压范围宽，可以将日出前和日落后太阳辐照度较小的时间段的发电量加以利用，从而延长发电时间，增加发电量。

如在落日余晖下，辐照度小电池组件温度较高时电池组件工作电压较低，如果直流输入电压范围下限低，便可以增加这段时间的发电量。

（3）最大功率点跟踪

太阳电池组件的输出功率随时变化，因此逆变器的输入终端电阻应能自适应于光伏发电系统的实际运行特性，随时准确跟踪最大功率点，保证光伏发电系统的高效运行。

逆变器的MPPT跟踪指标表征着其追踪光伏组串最大功率点的能力，对于大型地面电站来说，影响组件发电量的环境原因主要有早晚阴影对下排组件遮挡、灰尘覆盖不均匀、组件衰减不一致、线缆长度导致的直流压降等。

MPPT功率密度：

表征着每路MPPT管理的组件功率大小，该值越小表示精细程度越高（计算方法：

逆变器额定功率/MPPT跟踪路数）；

MPPT跟踪路数：

表征着每台逆变器能够追踪到最大功率点的个数；

MPPT跟踪效率：

MPPT效率主要包括静态效率和动态效率为NB/T32004-2013《光伏发电并网逆变器技术规范》中要求的必测项目，按照目前光伏逆变技术的平均水平，通常要求逆变器的MPPT静态效率不得低于99%，MPPT动态效率不低于98%。

（4）输出电流谐波含量低，功率因数高

光伏电站接入电网后，并网点的谐波电压及总谐波电流分量应满足GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》的规定，光伏电站谐波主要来源是逆变器，因此逆变器必须采取滤波措施使输出电流能满足并网要求。

要求谐波含量低于3%，逆变器功率因数接近于1。

（5）具有低电压耐受能力

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011中要求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。

这就要求所选并网逆变器具有低电压耐受能力，具体要求如下：

a）光伏电站必须具有在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并网运行1s；

b）光伏电站并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，光伏电站必须保持并网运行；

c）光伏电站并网点电压不低于额定电压的90%时，光伏电站必须不间断并网运行。

根据GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》中对低电压穿越故障的要求，逆变器必须具备低（零）电压穿越能力，要求逆变器能够在电网电压跌至0时，保持0.15s并网运行，当电压跌至曲线1以下，允许逆变器从电网中切出。

（6）系统频率异常响应

国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011中要求大型和中型光伏电站应