主页！『华信注册』！主页为贯彻落实将南方电网公司建设成经营型、服务型、一体化、现代化的企业，指导和规范接入公司所属各分省公司、地（市、州）级供电企业的光伏发电并网规划设计、建设和运行，特制定本标准。

　　本标准以国家及行业的有关法律、法规、标准、导则为基础，结合公司各级供电企业的光伏发电并网现状、运行管理及发展需求而提出，公司及所属各分省公司、地（市、州）级供电企业，以及在公司范围内规划建设光伏发电的企业应遵照本标准。

　　本标准起草单位：南方电网公司计划发展部，系统运行部，设备部，南网科研院，广东、广西、云南、贵州、海南电网公司。

　　本标准起草人：吴争荣、申展、卢斯煜、马溪原、王彤、雷金勇、许爱东、周保荣、郭晓斌、陈旭、彭波、刘利平、张雪莹、刘宝林、李小伟、郑伟、余幼璋、陈明帆、程军照。

　　本标准提出了光伏发电并网应遵循的一般原则和技术要求，适用于南方电网范围内含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计，以及通过10kV（20kV）及以下电压等级接入电网的分布式光伏发电系统和通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站规划设计，并指导施工建设与运行工作。

　　下列文件对于本标准的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅所注日期的版本适用于本标准。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。

　　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。一般接入35kV及以上电压等级。

　　接入10（20）kV 及以下电压等级、位于用户附近、所发电能就地消纳为主的利用光伏电池的光生伏特效应，将太阳能转换为电能的发电系统。

　　根据电网结构和实际研究需要划分的地域范围，可按照行政区域或供电区域划分。

　　4.3含光伏发电的区域电源与电网适应性规划设计需满足电力系统电力电量平衡、调峰调频、

　　4.4光伏发电并网一次部分设计应包括负荷预测、电力电量平衡、接入电网方案、潮流计算、安全稳定性分析、短路电流计算、无功补偿、方案技术经济性分析和电气参数要求等内容。

　　4.5光伏发电并网二次部分设计应包括继电保护与安全自动装置、监测与计量、功率预测、功率控制、无功电压控制、运行适用性、调度自动化、通信等内容。

　　4.6光伏发电并网二次系统宜统一配置，应满足国家发展和改革委员会2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》的要求。

　　区域内各光伏发电站的发电出力特性应从年度出力特性、月度出力特性、日出力特性三个角度进行分析，具体要求如下：

　　（1）年度出力特性分析：根据区域内已有光伏发电站历史统计出力或该区域历史气象资料开展统计和趋势分析，确定区域内各光伏发电站逐年太阳辐照量的预期变化以及相应的年平均发电出力变化，主要指标包括年平均出力、年最大出力、多年出力概率分布等。

　　（2）月度出力特性分析：用于确定区域内光伏发电站月内的发电出力分布及波动特性，采用月平均出力、月最大出力、月出力概率分布等指标进行衡量，用于指导电力系统月度电量平衡、年度发电计划等的计算和安排。

　　（3）日出力特性分析：用于确定区域内光伏发电站日内发电出力特性，采用光伏日平均出力、日最大出力、保证容量、出力波动率等指标进行衡量，用于指导电力系统短期开机计划、电力平衡和备用容量等的计算和安排。

　　区域内光伏发电集群效应分析应从长期出力波动的相关性和短期出力波动的互补性两方面进行，以相关性系数、最大出力比、出力波动比、峰值同时率、峰谷差比作为评价指标。

　　（1）区域电网光伏发电消纳能力分析应按照基于现有电源和网架结构最大化消纳光伏

　　发电的原则，结合区域内所有新能源电厂、常规电源、网架结构、跨区域联网规划和电力需求预测，通过构造确定性和概率性场景，对区域内光伏建设容量进行评估，对光伏与常规电源的协调方案进行论证（确定性和概率性场景构造方法见附录C）。

　　（2）区域性光伏发电电源设计以优先建设太阳能资源优越、建设条件便利、便于接入负荷集中区域的光伏发电为原则，鼓励发展分布式光伏发电系统。

　　（1）电力电量平衡用于明确区域系统需要的装机容量、调峰容量、电源的送电方向，为拟定不同光伏发电容量并网后区域系统的电源方案、调峰方案、电网方案及计算燃料需要量、污染物排放量等提供依据。

　　（2）水电比重较大的区域系统一般应选择平水年、枯水年两种水文年进行平衡计算。必要时还应校核丰水年和特枯水年的电力电量平衡。一般地，电力平衡按枯水年编制，电量平衡按平水年编制。

　　（3）区域系统的总备用容量可按其最大发电负荷的15%~20%考虑，低值适用于大区域系统，高值适用于小区域系统，并满足下列要求：

　　（5）光伏发电出力建议按高保证率（即负荷高峰时段保证容量，见附录A.6）参与系统电力平衡，按多年平均出力参与系统电量平衡；缺乏光伏发电历史出力数据的区域，可参考类似地理位置光伏发电数据或根据该区域地理位置、光照条件进行估算。

　　（1）结合区域电网负荷特性和光伏发电日出力特性，从确定性和概率性角度，对光伏并网后区域系统的调峰问题进行针对性研究。在区域内已有电源结构基础上，若出现调峰问题，采用如下原则进行论证：

　　（2）结合光伏出力波动特性，研究在不同光伏发电并网容量、不同季节及气象条件下

　　（1）以规划年电网、电源规划及负荷预测数据为计算基础，根据光伏发电出力的确定性和概率性场景库，对区域光伏不同分布进行潮流及稳定校核计算，并进行改变区域光伏发电接入容量的敏感性分析，确定网架约束情况下的光伏发电消纳能力。

　　（2）潮流校验应包括区域规划水平年具有代表性的最大负荷、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式；水电比重大的系统，需对各种水文年的运行方式进行分析，选择有代表性的季节进行潮流校核。

　　（3）稳定校核应分别进行静态和暂态稳定计算，采用是正常运行的潮流最大运行方式。

　　（1）电网适应性改造应与区域光伏电源规划相适应，与相邻电压等级电网相协调。

　　（3）电网适应性改造所涉及的线路电压等级应综合考虑确定性和概率性的光伏发电消纳评估结果，根据电网现状、今后10~15年的输电容量、输电距离等因素进行论证，在解决现有区域光伏消纳问题的情况下，满足远景发展的需要。在经济性指标相差不大情况下，优先推荐电压等级较高的方案，必要时考虑初期降压运行。

　　（5）电网改造需进行安全稳定校核，对于220kV及以上网架，将计划检修方式作为正常方式参与安全校核，即计划检修方式下发生N-1故障，应能满足高峰负荷条件下安全运行的要求以及DL755中规定的有关各项安全稳定标准。

　　（7）电网适应性改造后，各电压等级电网电能质量应能满足电压波动范围要求。

　　（2）根据电压等级确定变电站改造方案，包括主变规模、主变型式、出线规模、配电装置型式、无功补偿装置、电气主接线）变电设备的容量、台数、相数、绕组数及阻抗等选择应以满足光伏发电消纳为前

　　提，根据电力负荷发展，潮流变化，结合系统短路电流、系统稳定、调相调压、设备制造及运输等具体条件进行。

　　（5）根据电压等级确定线路改造方案，包括线路型式、导线型式、导线电网二次系统改造

　　（1）光伏发电接入应考虑对电网二次系统的产生影响，包括调度自动化系统、继电保护系统以及电能质量，在一次系统改造后，需校验二次系统的适应性，并进行针对性改造。

　　（2）分布式光伏发电系统接入中低压配网，应分析短路容量比、渗透率，以及对馈线过电流保护选择性、灵敏性的影响。

　　（3）光伏发电接入电网后，应分析其对重合闸装置、备自投装置、主变中性点过电压及变压器保护的影响，对变电站侧内配置小电源解列装置的必要性进行分析论证。

　　应对电网适应性改造方案工程预算成本与工程成本回收期内因消纳光伏发电带来的经济环境综合效益进行论证。电网适应性改造工程预算成本准则和计算方法参照《电网技术改造工程预算编制与计算标准》执行。

　　6.1.1地区电网发展现状分析应充分考虑区域内所有电源出力及区域送受电情况，结合地区消纳现状和区域主要送出线路的负载情况，进行新增光伏发电站消纳范围和送出能力分析。

　　6.1.2在电力平衡计算时，应基于区域电源、负荷及电网网架增长率分析，根据负荷特性和光伏发电站出力特性，列出各个水平年最大负荷、最小负荷且光伏发电站零出力、50%出力及最大出力方式下电网的电力平衡表。各水平年的电力平衡宜按季度或按月进行分析。

　　6.1.3在电量平衡计算时，应列出相关电网各水平年的电量平衡表。对于接入10（20）kV及以下电压等级的分布式光伏发电系统，可不进行电量平衡计算。

　　6.1.4电力电量平衡计算，应分析系统的调峰、调频能力，并应确定电网能够接纳光伏发电站的电力。对已出现送出及消纳瓶颈的地区，可允许特殊时段的弃光，并对弃光量进行估算。

　　6.2.1光伏发电站接入电网方案设计应以审定的中长期电力规划为基础，从实际出发，遵循分层、分区、分散接入的原则。

　　6.2.2光伏发电站接入电网方案应根据最终和分期规模、送电距离、接入条件、电网运行要求和承受能力等因素确定，并应在对提出的接入系统方案进行必要的电气计算和技术经济比较后提出推荐方案。推荐方案应包括接入电压等级、接入站点、出线方向、出线光伏发电接入电压等级选择应根据不同方案的技术经济比较确定，一般情况下可参考表1要求。

　　6.2.4有不同接入电压等级可供选择的时候，宜根据送电方向选取适合接入的电压等级，原则上应在本电压等级内消纳。经过技术经济比较，并考虑发展规划等原因，采用低一级的电压等级接入优于高一级的电压等级接入时，推荐采用低一级的电压等级接入。

　　6.2.5单点容量等于或小于400kW的分布式光伏发电系统宜接入380V，单点容量400kW-6MW的分布式光伏发电系统宜接入10（6）kV。当采用220V单相接入时，应根据当地配网三相不平衡测算结果确定接入容量，一般情况下单点最大接入容量不宜超过8kW。

　　6.2.6一般情况下，分布式接入的光伏发电或通过单一线路接入的集中式光伏发电总容量较小，则不需开展N-1校核；若通过单一线路接入的集中式光伏发电总容量大于本区域

　　最大单机容量，则送出线潮流计算应包括设计水平年有代表性的正常最大与最小负荷运行方式、检修运行方式以及事故运行方式，还应计算光伏发电站最大出力时段的运行方式。

　　6.3.2潮流计算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，并应避免出现节点电压越限。

　　6.3.4通过潮流计算，检验光伏发电站接入电网方案、选择导线截面和电器设备的主要参数以及选择调压装置、无功补偿设备及其配置。

　　6.4.1对于通过35kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站，应通过稳定性分析，验算光伏发电站接入是否满足电力系统稳定运行的要求，分析是否需要采取提高稳定性的措施。

　　6.4.2稳定性分析应进行暂态稳定计算，必要时应进行静态和动态稳定计算。

　　6.4.3稳定计算采用的正常运行方式，应为电网正常且光伏发电站出力最大的运行方式。

　　6.4.4暂态稳定计算采用的故障类型，应符合DL 755的规定，暂态稳定计算还应计算光伏发电站出力突变下的系统稳定性。

　　6.4.6光伏发电站接入存在稳定性问题时，应开展安全自动装置专题研究，并提出解决稳定性问题的方案。

　　6.5.1短路电流计算应包括光伏发电站并网点、附近节点本期及远景规划年最大允许方式的三相和单相短路电流。应合理控制光伏发电站并网点、附近节点短路电流，不宜超过节点断路器遮断容量。

　　6.6.1光伏发电站的无功功率和电压调节能力应满足Q/CSG 1211002 的有关规定。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、控制方式和安装位置。

　　6.6.2光伏发电站无功补偿容量的计算，应充分分析逆变器无功调节能力，以及汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗和充电功率等因素。

　　6.6.3光伏发电站应配置无功功率控制系统或电压自动控制系统，并充分利用光伏逆变器的无功调节能力。当逆变器的无功容量不能满足系统无功或电压调节需要时，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。

　　非专线并网的光伏发电系统联络线系统侧应装设线路电压互感器，专线联络线系统侧宜装设线路电压互感器，以满足重合闸需要。

　　7.1.1220kV光伏发电站送出线路应配置两套完整的、各自独立的主后一体化全线速动电流差动保护。

　　7.1.2110kV光伏发电站送出线路应配置一套含重合闸功能的主后一体的光纤电流差动保护。

　　7.1.310kV（35kV）光伏发电系统送出线路及专线并网线路应配置光纤电流差动保护；其他10kV及以下光伏发电系统送出线路，可采用三段式电流保护。

　　7.1.4分布式光伏发电系统应配置防孤岛保护装置，动作时间应不大于2 s。防孤岛保护还应与电网侧线路保护重合闸、安全自动装置动作时间相配合。

　　7.1.5分布式光伏10（20）kV接入线路电网侧和分布式电源侧都应配置故障解列装置。故障解列应包含低/过频保护、低/过压保护等功能，故障解列装置联跳分布式光伏发电系统联络线断路器，条件具备时，宜联跳分布式光伏发电系统并网点断路器。

　　7.1.6必要时，可采用主变保护动作联跳分布式光伏发电系统联络线断路器，条件具备时，宜联跳分布式发电系统并网点断路器。

　　7.1.7110kV及以上电压等级接入的光伏发电站，应配置安全稳定控制装置。

　　（1）通过110kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应配备保护及故障信息系统子站，并配备至电网调度机构的数据传输通道，送出线路、主变、母线、汇集线路、无功补偿设备、站用接地变的保护及故障录波器应接入保护及故障信息系统子站。

　　（2）110kV及以上光伏发电站送出线路、主变、汇集线路、无功补偿设备、站用接地变应接入所在变电站的故障录波装置；35kV及以下光伏发电系统送出线路宜接入送出线路所在变电站的故障录波装置。

　　（1）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，确保光伏发电站电能质量合格。

　　（2）光伏发电站应具备电能质量监测数据存储功能，对于10 MW及以上容量的光伏发电站，应具备实时监测数据远程传输功能。

　　（3）通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电的公共连接点应装设满足GB/T 19862要求的电能质量在线监测装置。电能质量监测历史数据应至少保存一年，必要时可供电网企业调用。

　　（1）光伏发电电能计量点（关口）应设在光伏发电与电网的产权分界处，产权分界处按国家有关规定确定。

　　（2）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业主与电网企业协商确定。

　　（4）通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电，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。

　　7.3.1装机容量10 MW及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统应具备0 h～72 h短期光伏发电功率预测以及15 min～4 h超短期光伏发电功率预测功能。

　　7.3.2光伏发电站每15 min自动向电网调度机构滚动上报未来15 min～4 h的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15 min。光伏发电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0～24时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15 min。光伏发电站发电功率预测曲线应自动上传到电网调度机构。

　　7.3.3单个光伏发电站日前的短期光伏发电功率预测月平均准确率应不低于85%，月平均合格率应大于80%；超短期光伏发电功率预测月平均综合准确率应不低于90%，月平均合格率应大于85%。

　　7.4.1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GB/T 31464的规定。

　　7.4.2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。

　　7.4.3光伏发电站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。

　　7.4.4通过10（20）kV电压等级并网的分布式光伏发电系统应具有有功功率调节能力，必要时能根据电网调度机构指令调节电源的有功功率输出。

　　（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应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应按电网运行要求进行整定。

　　（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值的情况。

　　（1）在电力系统事故或紧急情况下，光伏发电站应根据电网调度机构的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可快速降低光伏发电站有功功率或切除光伏发电站；此时光伏发电站有功功率变化可超出电网调度机构规定的有功功率变化最大限值。

　　（2）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。

　　（3）当电力系统频率高于50.2 Hz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。

　　（4）若光伏发电站的运行危及电力系统安全稳定，电网调度机构按规定暂时将光伏发电站切除。

　　（5）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。

　　7.5.1光伏发电站的无功容量应按照分层分区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。

　　7.5.2通过10 kV ~35 kV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

　　7.5.3 通过110 kV 及以上电压等级并网的光伏发电站，其配置的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；其配置的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。

　　7.5.4 通过220 kV 光伏发电汇集系统升压至500 kV 电压等级接入电网的光伏发电站群中的光伏发电站，其配置的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；其配置的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。

　　7.5.5 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入情况，通过光伏发电站接入电力系统无功电压专题研究来确定。

　　分布式光伏发电系统功率因数应在0.95（超前）～0.95（滞后）范围内连续可调。 7.5.7 分布式光伏发电系统在其无功输出范围内，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，其调节方式和参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构给定。

　　7.5.8 对于通过220kV 光伏发电汇集系统升压至500kV 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：

　　（2）自动态无功电流响应起直到电压恢复至0.9pu 期间，光伏发电站注入电力系统的动态无功电流T I 应实时跟踪并网点电压变化，并应满足：

　　7.6.1在并网点电压在90%～110%标称电压之间时，光伏发电应能正常运行。

　　7.6.2在并网点电压在110%～120%和120%～130%标称电压之间时，光伏发电站应至少持续运行时间分别为10s和0.5s。

　　7.6.3在并网点电压低于90%标称电压时，光伏发电站应具有低电压穿越能力，满足Q/CSG 1211002中第8章要求。

　　7.6.4当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，光伏发电应能正常运行。

　　7.6.5当并网点频率在49.5Hz～50.2Hz范围之内时，光伏发电应能正常运行，当并网点频率在该范围之外时，光伏发电站和分布式光伏发电系统应分别满足Q/CSG1211002中9.3节和Q/CSG1211001中6.3节要求。

　　7.7.1光伏发电站应配备计算机监控系统、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。

　　7.7.2通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电，应配置远动通信设备，应实现遥测、遥信、遥控和遥调等功能，应实现远动信息的直采直送，应能与多个相关调度通信中心进行数据通信。光伏发电系统远动通信设备的功能要求、信号输入/输出要求和可靠性要求应符合GB/T 19964、NB/T 32016的规定。

　　7.7.3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）远动信息接入规定的要求接入信息量。

　　7.7.4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（UPS）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。

　　7.7.5通过10kV及以上电压等级接入的光伏发电，需结合自身监控需要配置计算机监控系统，同时应具备向电网调度传输信息能力，具体应符合NB/T 32015、NB/T 33012、NB/T33010和Q/CSG1211001的要求。

　　7.7.6对于接入220kV及以上电压等级的光伏发电站应配置相角测量系统（PMU）。

　　7.8.1110kV及以上新能源厂站线路保护、稳控装置、调度自动化、调度电话等关键生产业务通道应具备两条独立的通信传输通道，单一故障下不会导致同一条线路的所有继电保护通信通道、厂站间稳控装置通信通道或调度机构至电厂的调度电话、自动化业务通信通道中断。35kV光伏电站应至少具备一条光传输通信通道。

　　7.8.235kV及以上厂站应配置调度数据网设备，提供远动、PMU、计量、电力市场、保护信息管理系统、功率预测系统等业务的数据网络通道。

　　7.8.3线路保护业务应根据保护类型优先采用复用2Mb/s光通信通道作为主通道，电流差动保护复用通道不得配置SNCP保护；采用专用光纤通道时，通道的衰减裕度应按不小于6dB考虑；在不具备光纤通道的情况下，可采用复用载波通道。

　　7.8.535kV及以上厂站的调度自动化业务优先采用2M通道或MSTP数据专线通道和调度数据网网络两路完全独立的通道。在不具备双光纤通道时，其中一路可租用公网2M专线kV及以上厂站调度电话应具备独立双通道通信方式，可采用2M中继、64K模拟小号、VOIP电线）kV电压等级并网的分布式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。具体如下：

　　（2）对于实现“三遥”功能的节点可选择采用光纤通信或无线专网通信。具备光缆建设条件时，优先采用光纤通信；不具备光缆建设条件时，优先采用无线专网通信，可采用中低压载波通信；不具备无线专网条件的“一遥”或“二遥”区域，可采用公网无线）电力无线专网技术的应用宜选择TD-LTE宽带技术体制，采用无线电管理委员会批准的频率，带宽不少于1Mbps 。所采用的无线宽带系统设备应具备工信部核发的无线电发射设备型号核准证。

　　（4）公网无线终端采用APN/VPN 私有虚拟专网模式接入，无线公网终端采用静态IP 的方式。

　　（5）具备遥控功能的配电自动化区域优先采用专网通信方式，依赖通信技术手段实现故障自动隔离的馈线自动化区域宜采用光纤专网通信方式。

　　按光伏发电站历史出力数据，计算各月平均出力，形成月平均出力曲线。衡量光伏发电站发电量在各月的分布情况，可用于电量平衡计算，分析光伏发电对水电和火电发电量的影响。

　　同一个月出力数据按从小到大排序，由于历史数据具有随机性，建议去除前5%的最大出力，取保证率95%时对应的出力作为月最大出力，形成月最大出力曲线个月中会出现的最大出力，用于电力平衡计算。

　　按照出力占装机的比例每5%划分一个区间，统计出力落在每个区间的概率，形成月出力概率曲线日平均出力曲线

　　将全年光伏发电历史出力数据按照丰枯期统计，计算每个时刻点对应的平均出力，形成丰期和枯期两条日平均出力曲线。衡量光伏发电站一天内发电量的小时级分布，用于分析光伏发电出力与负荷匹配关系。

　　同一时段出力数据按从小到大顺序排列，分别进行丰枯期统计，建议取光伏发电站各时段保证率95%时所对应的出力，形成丰期和枯期两条日最大出力曲线。反映光伏发电站日内各时段的最大出力，用于校核光伏发电外送对电网的影响。

　　将负荷高峰时段光伏发电出力按从大到小顺序排列，建议去除前5%最小出力，取保证率95%时所对应的出力，作为保证容量。反映光伏发电站在负荷高峰时段所能提供的具有保障性的出力，用于校验光伏发电对系统电力平衡的影响。

　　将负荷高峰时段光伏发电出力按从小到大顺序排列，建议去除前5%最大出力，取保证率95%时所对应的出力，作为保证容量。反映光伏发电站在该时段需要系统提供的保证容量

　　（建议取该时段光伏发电站保证率95%时所对应的出力），用于校验光伏发电对系统调峰平衡的影响。

　　单位时间段内，光伏发电出力变化量占光伏电站额定容量的比值，用于校验光伏发电对系统调频的影响。