标准规范下载简介：
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*GDW1617-2015光伏发电站接入电网技术规定.pdfIT>1.05×IN（UT<0.2） IT=0 (UT>0.9)
表2光伏发电站高电压穿越运行时间要求
当并网点电压在标称电压的90%～110%之间时T／CAMIE 06-2021标准下载，光伏发电站应能正常运行；当并网点电压低于标 称电压的90%或者超过标称电压的110%时，光伏发电站应能按照本标准规定的低电压和高电压穿越的 要求运行。
当光伏发电站并网点的谐波值满足GB/T14549、三相电压不平衡度满足GB/T15543、间谐波值
B/T24337的规定时，光伏发电站应能正常运行
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
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伏发电站在不同电力系统频率范围内的运行要求
对于特高压直流配套光伏发电站以及与其接入到同一汇集站的光伏发电站，其频率适应性要求应结 合光伏发电站实际接入情况分析确定
9.4.1在电网正常运行情况下，光伏发电站无功补偿装置应适应电网各种运行方式变化和运行控制要 求。无功动态调整的响应速度应与光伏发电站电压适应性要求相匹配，确保在调节过程中光伏发电站不 因高电压而脱网。
表4 不同电压水平下动态无功补偿装置运行时间要求
电站接入后，引起公共连接点的电压偏差应满
10.2电压波动和闪变
光伏发电站接入后，引起公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T12326的要求，其中风电场 引起的长时间闪变值的限值应按照风电场装机容量与公共连接点上的发/供电设备总容量之比进行分配。
3.1光伏发电站所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中光伏发电
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向电力系统注入的谐波电流允许值应按照光伏发电站装机容量与公共连接点上具有谐波源的发 备总容量之比进行分配。其中海上风电场向电网注入的谐波电流允许值应按照海上风电场装机容 共连接点的发/供电设备总容量之比进行分配。 2光伏发电站接入后，引起公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的要求。
光伏发电站接入电网后的电压偏差、闪变及谐波应结合光伏发电站实际接入情况，通过光 接入电网电能质量专题研究来评估。 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/T19861 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。
光伏发电站应按照*/GDW1993、*/GDW1994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 的规划设计及调度运行。
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力系统调度机构 一次系统
12.1.1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光伏发电站与电力系统调度机构之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力系统调度机构做 出规定，包括提供遥测信息、遥信信号、遥控命令、遥调命令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中华人民共和国国家发展和改革委员会令2014年第14号 等文件的有关要求。
12.2继电保护及安全自动装置
12.2.1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。 12.2.2对光伏发电站送出线路，220kV及以上电压等级应按照GB/T14285配置线路保护，110kV及 以下电压等级宜配置纵联电流差动保护。 12.2.3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。 12.2.4装机容量40MW及以上的光伏发电站应配备故障录波设备，低于40MW的光伏发电站视接入 电网情况而定是否配置故障录波设备，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，并配备至电力系统调度机构的数据传输
12.3光伏发电站调度自动化
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12.3.1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 网络接入设备等，并满足电力二次系统设备技术管理规范要求。 12.3.2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 息接入规定的要求接入信息量。光伏发电站向电力系统调度机构提供的信号至少应当包括以下方面： 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及升压站的保护动作信息； 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系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。 12.3.3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/T448的要求。 12.3.4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，直送电力系统调度机 构。 12.3.5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（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。 12.3.6对于装机容量超过40MW的光伏发电站应配置相量测量单元（PMU)，低于40MW的光伏发 电站视接入电网情况而定是否配置相量测量单元（PMU）。
12.4光伏发电站通信
12.4.1光伏发电站至调度端应具备两路通信通道，宜采用光缆通道，通信光缆设计应符合国家能源局 国能安全（2014）161号文件的要求。 12.4.2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、通信监测等]应具有与系统接入端设备一致的接口与协议。
13.1.1光伏发电站应向电力系统调度机构提供光伏发电站接入电力系统检测报告；当光伏发电站扩容 后，应重新提交检测报告。 13.1.2光伏发电站在申请接入电力系统检测前应向电力系统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光伏发电站接入电力系统检测应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 所接入*区的电力系统调度机构备案。 13.1.4光伏发电站应在全部光伏部件并网调试运行后6个月内向电力系统调度机构提供有关光伏发 电站运行特性的检测报告。
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13.2检测与验证内容
检测与验证应包括但不仅限于以下内容： 心 ? 光伏发电站电能质量检测； b） 光伏发电站有功和无功功率控制能力检测； C） 光伏发电站高电压、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。
光伏发电站动态无功电流响应特性示意图见图A.1。
伏发电站动态无功电流响应特性示意图见图A.1
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附录A （资料性附录） 光伏发电站动态无功电流响应特性示意图
附录A （资料性附录） 光伏发电站动态无功电流响应特性示意图
注1：坐标零点为电网产生扰动的起始时刻；tr为动态无功电流响应时间；4为动态无功电流调节时间；o为超调量 注2：I为被控量阶跃起始值；L2为被控量的稳态值；I为被控量的最大过冲值；Aq为阶跃量。 图A.1光伏发电站动态无功电流响应特性
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光伏发电站接入电网技术规定
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编制背景 编制主要原则 15 与其他标准文件的关系 主要工作过程.. 16 标准结构和内容· 16 条文说明
市育京 制主要原则 其他标准文件的关系 要工作过程.· 准结构和内容· 文说明
松夏工业园C区美图三路道路排水工程施工方案O/GDW 1617—2015
本标准依据《关于下达2014年度国家电网公司技术标准制修订计划的通知》（国家电网科（2014) 64号文）的要求编写。 我国规划2015年光伏安装容量达到14GW，2020年达到40GW，光伏发电进入快速发展阶段。青 海已出现百万千瓦级光伏发电站群，宁夏、甘肃、内蒙等*都有大规模光伏发展规划。为了在大规模光 伏发电接入后确保电力系统运行的可靠性、安全性与稳定性，需要对光伏发电站接入电力系统的技术要 求做出相应的规定，以不断提高光伏发电的并网运行特性。目前德国和澳大利亚的一些电力协会或电网 公司都制订了光伏发电并网的技术导则、标准等，有必要结合我国电力系统实际情况，制定适合我国国 情的光伏发电站接入电力系统技术规定。 根据我国光伏发电发展的实际情况，国家电网公司于2011年05月制订发布了企业标准*/GDW617 2011《光伏电站接入电网技术规定》。当时制定标准时，主要考虑了我国光伏发电发展处于起步阶段， 光伏发电在电力系统中所占的比例较小的实际情况，适当*降低了对光伏发电站的技术要求。但随着各* 区光伏发电装机规模的建设进度的不断加快，光伏发电在电网中的比重不断提高，各种与光伏发电相关的 稳定、运行问题不断出现，函需对原有技术标准内容进行修改和完善。根据国家电网公司技术标准制修 订计划，中国电力科学研究院开展了*/GDW617《光伏电站接入电网技术规定》修订编制工作。 本标准编制主要目的是通过提出对通过35kV及以上电压等级线路与电网连接的新建或扩建光伏发 电站的技术要求，明确电网公司、光伏发电开发商承担的责任和义务，以适应我国今后大规模光伏发电 建设和运行的实际需要，确保光伏发电接入后电网的安全稳定运行。同时，对国产化光伏发电设备的技 术发展方向提供一定的支撑和引导，使国产化光伏发电设备性能逐渐达到国际先进水平。确保电网及光 伏发电站的安全、可靠运行。
本标准根据以下原则编制： 1）遵守现有相关法律、条例、标准和导则等相关要求。 2）考虑电网安全、可靠运行的实际需求。 3）兼顾光伏发电并网相关设备的制造能力和技术水平。 4）用语规范，条文清晰，便于操作。 同时，本标准在编制过程中考虑了以下两个重要因素： 1）公平对待所有发电厂的大多数标准或系统运行规范中的共同的要求，因此，光伏发电单元像其 他发电机组一样应具备一些必要的技术。这也意味着，光伏发电单元应满足基本的并网技术规 定的要求，不论其*点和单元类型。出于同样的原因，同样重要的是，确保光伏发电单元不用 满足其他发电机由于技术和能力的缺陷所需要满足的要求。 2）提出技术要求条款的目的是使光伏发电站提供维持系统稳定运行的能力。重要的是要认识到， 在许多方面，规定中的技术要求是为了确保光伏发电站具备一定的技术能力。 可以看出，一方面，电网安全运行和统一调度需要保证，所有发电、供电、用电单位以及其他有关 位和个人都应遵守电网调度条例；另一方面，电网企业应当全额收购其电网覆盖范围内可再生能源并 发电项目的上网电量，并为可再生能源发电提供上网服务。
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2014年1月至4月，确立编研工作总体目标，构建组织机构，确定参编单位及其人员，开展课题前 期研究工作。 2014年4月至6月，在工作组光伏发电站接入电网技术规定的前期研究的基础上，编制了标准的草 案稿，确定了标准框架和初步内容。 2014年7月至9月，对标准框架中的内容进行详细的研究，并结合实际电网进行大量的仿真计算和 分析。 2014年9月至12月，通过标准内容的分析研究，结合我国其他的相关标准中的要求，编制完成了 标准的初稿。 2015年1月16日，编制组在北京召开了内部讨论会，对标准的核心问题进行讨论并确定了下一步 的时间节点。 2015年2月12日，编制组在南京召开了标准编写推进会DG／TJ08-2303-2019 轨道交通声屏障结构技术标准，就上次会议的遗留问题及研讨会筹备事 宜进行了讨论，确定了眼讨论的讨论大纲。 2015年3月12日，编制组在西安召开了标准修订技术研讨会，邀请了光伏装机容量较大的网省公 司的专家，就高电压穿越、低电压穿越、无功配置、PMU配置、防孤岛装置等关键问题进行了讨论， 并形成初步结论。 2015年3月20日，国网发展部在北京组织召开标准初稿审查会。 2015年4月16日，标准征求意见稿完成，开始征求意见。 2015年5月，汇总处理征求意见，修改标准，形成送审稿。 2015年5月29日，国网发展部在北京组织召开标准送审稿审查会，审查结论为同意修改后报批， 2015年06月：按照送审稿审查会意见修改：形成报批稿
本标准代替*/GDW617一2011，结合电网光伏发电发展与电网运行的实际情况，本标准修订的重 点是高电压穿越和动态无功支撑能力，包括： 一增加了动态无功支撑部分动态无功电流注入超调量及稳定时间的要求； 一修改了动态无功支撑部分动态无功电流注入持续时间的要求； 一增加了无功补偿装置适应性的要求； 一增加了光伏发电站电压运行范围中高电压的要求。 本标准按照《国家电网公司技术标准管理办法》（国家电网企管（2014）455号文）的要求编写。 本标准主题章分为10章，由有功功率、功率预测、无功配置、电压控制、故障穿越、运行适应性、 电能质量、仿真模型和参数、二次系统、并网检测组成。本标准在结构上基本采用了国家标准的结构， 对标准内容进行了重新组织。 原标准起草单位：国网电力科学研究院、中国电力科学研究院；原标准主要起草人包括：吕宏水 齐旭、朱凌志、张军军、刘纯、陈梅、冯炜、王伟胜、何国庆、居蓉蓉、施涛、石文辉。
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