2021 整县屋顶分布式光伏接入配电网技术指导意见.docx

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1、整县屋顶分布式光伏接入配电网技术指导意见（试行）2021 年 能，母线间有联络时，联络开关也应与反孤岛装置间具备操作闭锁 功能。2. 3.8电能质量在线监测a) OkV接入时，需在并网点配置电能质量在线监测装置；必 要时，需在公共连接点处对电能质量进行检测。电能质量参数包括 电压、频率、谐波、功率因数等。b) 0V接入时，计量电能表应具备电能质量在线监测功能， 可监测三相不平衡电流。对于非自然人光伏工程，宜安装电能质量 在线监测装置。防雷接地装置a)在分布式光伏接入系统设计中应充分考虑雷击及内部过电 压的危害，按照相关技术规范的要求，装设避雷器和接地装置。b)系统一次局部：10kV系统采用交流

2、无间隙金属氧化物避雷 器进行过电压保护。380/220V各回出线和零线可采用低压阀型避雷 器，进线或母线处配置的浪涌保护器应根据设备位置确定耐冲击电 压额定值。c)系统二次局部：为了防止雷击感应影响二次设备平安及可 靠性，全部金属物包括设备、机架、金属管道、电缆的金属外皮等 均应单独与接地干网可靠联接。d )接地应符合交流电气装置的接地设计规范(GB/T 50065)要求，电气装置过电压保护应满足交流电气装置的过电压 保护和绝缘配合(GB/T 50064)要求。2.3. 10 平安防护a)通过380V电压等级并网的分布式光伏，连接电源和电网的 专用低压开关柜应有醒目标识。标识的形状、颜色、尺寸

3、和高度应 按照平安标志及其使用导那么(GB 2894)的规定执行。b)通过10kV电压等级并网的分布式光伏，应根据平安标志 及其使用导那么(GB 2894)的要求在电气设备和线路附近标识“当 心触电”等提示性文字和符号。3系统继电保护及平安自动装置3. 1 一般性要求分布式光伏的继电保护及平安自动装置配置应满足可靠性、选 择性、灵敏性和速动性的要求，其技术条件应符合现行国家标准 继电保护和平安自动装置技术规程（GB/T 14285）、kVllOkV 电网继电保护装置运行整定规程（DL/T 584）和低压配电设计规 尬（GB 50054）的要求。3.2线路保护线路保护应以保证电网的可靠性为原那么

4、，兼顾分布式光伏的运 行方式，采取有效的保护方案。3. 2. 1 10kV电压等级接入a）采用专用送出线路接入系统采用专线直接接入变电站母线的线路，宜配置分相电流差动保 护。其它采用专用送出线路接入开关站、环网室（箱）、配电室或箱 变10kV母线时，一般情况下在系统侧配置（方向）过流保护，也可 配置距离保护，保护无法整定或配合困难时，可配置分相电流差动 保护。b）采用T接线路接入系统以三端T接形式直接接入变电站母线的线路，宜配置三端式分 相电流差动保护。其它类型采用T接线路接入系统的，除在系统侧 配置同3.2.2 a）要求的保护外，为保证其它用户的供电可靠性， 可在分布式光伏站侧配置无延时过流

5、保护反映内部故障。3. 2.2 380V电压等级接入分布式光伏以380V电压等级接入电网时，并网点、接入点和公 共连接点的断路器应具备短路瞬时、长延时保护、分励脱扣、失压 跳闸及低压闭锁合闸等功能，同时应配置剩余电流保护装置。3. 2. 3相关保护校验及完善要求a）分布式光伏接入电网后，应考虑保护逐级配合影响，对用 户电网及公共电网相关现有保护进行校验，必要时按双侧电源要求 完善保护配置，实现故障区间快速隔离。b）分布式光伏接入电网后，应校验用户电网及公共电网相关 的开断设备和电流互感器是否满足要求。3.3 母线保护3.1分布式光伏系统设有母线时，可不设专用母线保护，发生故 障时可由母线有源连

6、接元件的后备保护切除故障。有特殊要求时， 如后备保护时限不能满足要求，也可相应配置保护装置，快速切除 母线故障。3. 3.2需对变电站或开关站侧的母线保护配置情况进行校核，假设不 能满足要求时，那么变电站或开关站侧需配置保护装置，快速切除母 线故障。3.4 孤岛检测及平安自动装置3. 4. 1孤岛检测a）分布式光伏必须具备快速检测孤岛且检测到孤岛后立即断 开与电网连接的能力，其防孤岛方案应与继电保护配置、频率电压 异常紧急控制装置配置和高、低电压穿越等相配合，时限上互相匹 配。b）分布式光伏切除时间应与线路保护、重合闸、备自投等配合，防止非同期合闸。10c）有计划性孤岛要求的分布式光伏系统，应

7、配置频率、电压 控制装置，孤岛内出现电压、频率异常时，可实现自主控制。平安自动装置a）分布式光伏接入系统的平安自动装置应实现频率电压异常 紧急控制功能，按照整定值跳开并网点断路器。b）分布式光伏10kV接入系统时，需在并网点设置平安自动装 置；假设10kV线路保护具备失压跳闸及低压闭锁合闸功能，可按电压 /频率实现解列，也可不配置具备该功能的自动装置。c）380V电压等级接入时，不独立配置平安自动装置。3.5其它5. 1接入分布式光优的10kV及以上电压等级线路宜配置线路电压 互感器，重合闸采用检无压重合方式；变电站出线开关未安装PT的 线路，重合闸动作时间应能与光伏电站防孤岛动作时间配合，也

8、可 停用重合闸。3. 5.2 10kV接入电网的分布式光伏电站内宜具备直流电源，供新配 置的保护装置、测控装置、电能质量在线监测装置等设备使用。4. 5.3 380V配变台区采用TT接地方式的，分布式光伏接入应校核 光伏出口侧剩余电流保护的定值是否与光伏装机容量相匹配。114自动化系统4.1 调度管理1 .1.1 10kV接入的分布式光伏工程，其涉网设备应按照并网调 度协议约定，纳入地市供电公司调控部门调度管理。4 . 1.2 10kV接入的分布式光伏工程，应按照电网调度部门的相 关要求提供光伏电站基础数据和满足质量、精度要求的实时运行数 据，其电能量计量、并网设备状态等信息应能够按要求采集、

9、上传 至相关调度部门。5 .1.3 380V接入的分布式光伏工程，应按照相关要求上传信息 包括电压、电流、有功功率、无功功率、发电电量和上下网电量等 运行状态信息。预留上传及控制并网点开关状态与调节发电功率的 能力，满足可观、可测、可调、可控的需求。6 . 1.4配电自动化主站/云主站系统应接入中低压分布式光伏运 行信息，实现中低压配电网完整监控。5. 2远动系统4. 2. 1以10kV电压等级接入的分布式光伏本体远动系统功能宜 由本体监控系统集成，本体监控系统具备信息远传和功率控制功 能；本体不具备条件时，应独立配置远方终端实现采集控制功能。4. 2.2以380V电压等级接入的分布式光伏，应

10、满足调度管理要 求，可通过综合能源站监控系统直采、智能融合终端/集中器直采、 用采系统/配电主站转发以及综合能源服务商转发方式实现信息采 集、远传及必要的控制。12以10/0. 4kV多点、多电压等级接入时，380V局部信息由 10kV电压等级接入的分布式光伏本体远动系统功能统一采集并远 传。4. 2.4远动系统数据应实时采集，信息采集传输应满足电力系 统调度自动化设计规程（DL/T 5003）的要求。4.3功率控制要求分布式光伏接入系统的功率控制应满足：4 . 3.1遵循“直调直采、直控直采、直采直送”的原那么。5 .3.2分布式光伏应具备与调度控制系统的接口，接收并正确执 行功率控制指令；

11、对于明显异常的遥调指令（包括突然中断、指令 超过全厂给定上、下限值以及两次指令差超过自定义限值），应拒绝 执行该指令并维持原状态。6 .3.3分布式光伏能够接收并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，其调节速度和控制精度应能满足江苏 电网有功功率调节的要求。7 . 3.4分布式光伏应能根据调度部门指令，自动调节其发出（或 吸收）的无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，其调节速 度和控制精度应能满足江苏电网电压调节的要求。1.1 4信息传输通信方式和信息传输应符合相关标准的要求，调度技术支持系统 专网通信宜采用DL/T 634. 5104通信协议。4.5 平安防护13分布

12、式光伏接入时，应满足“平安分区、网络专用、横向隔离、 纵向认证”的电力监控系统平安防护总体原那么，需配置相应的平安 防护设备。4.6 其它要求4. 6. 1分布式光伏10kV接入时，自动化系统及设备应能够实现 接受对时功能，应配置独立时钟，以北斗对时为主，GPS对时为 辅；分布式光伏380V接入时，相关设备应能够支持网络对时、规约 对时等。4. 6. 2 10kV接入电网的分布式光伏电站内宜配置UPS交流电 源，供关口电能表、电能量终端服务器、交换机等设备使用。145系统通信5.1 总体要求分布式光伏通信应适应电网调度运行管理规程及营销信息采集规 范的要求。5.2 通信通道要求5. 2.1根据

13、分布式光伏的规模、电压等级、接入方式、调度关系， 提出通道要求。5. 2.2通信通道应具备故障监测、通道配置、性能检测、平安管 理、资源统计等维护管理功能。5. 2.3分布式光伏接入系统可按单通道考虑。5. 2.4分布式光伏接入系统通信通道平安防护应符合电力监控系 统平安防护规定（国家发改委2014年第14号令）、电力监控系统 平安防护总体方案（国能平安2015） 36号）、信息平安技术一 网络平安等级保护基本要求（GB/T 22239）等相关规定。5.3通信方式5. 3. 1总体要求a）以10kV电压等级接入的分布式光伏信息上传应满足电力监 控系统平安防护要求，优先采用光纤专网方式。b）以3

14、80V电压等级接入的分布式光伏，有调度调控要求的信 息上传，应满足电力监控系统平安防护要求，宜采用无线专网方 式。当无调控要求、无线专网或电力调度数据网络建设条件不具备 的分布式光伏系统，也可采用无线公网通信方式（光纤到户的可采 用光纤通信方式），但应采取信息平安防护措施。155. 3. 2光纤通信根据分布式光伏接入方案，光缆可采用ADSS光缆、管道光缆， 光缆芯数宜采用24芯,纤芯均应采用ITU-TG. 652光纤。结合本地 电网整体通信网络规划，采用EPON技术、工业以太网技术、 SDH/MSTP技术等多种光纤通信方式。5. 3.3电力线载波分布式光伏业务终端的本地接入可采用电力线载波技术

15、，并宜 以宽带电力线载波(HPLC)技术为主。5. 3. 4无线方式a)优先使用无线专网。b)无线公网的通信方式应满足配电自动化建设与改造标准 化设计技术规定(Q/GDW 1625)、电力用户用电信息采集系统管理 规范 第二局部 通信信道建设管理规范(Q/GDW 380.2)和内网 移动接入区平安防护规范(试行)(苏电互联12019571号)等 相关规定，采取可靠的平安隔离和认证措施，支持用户优先级管 理。5.4通信设备供电分布式光伏接入系统通信设备电源性能应满足通信电源技 术、验收及运行维护规程(Q/GDW 11442)的相关要求。5.4.1 通信设备供电应与其它设备统一考虑。5. 5通信设

16、备布置通信设备宜与其它二次设备合并布置，并考虑通信设备防雷接地 及电磁隔离要求。166计量6.1 电能表的用途分类电能表按照用途分为三类：关口计量电能表，装于关口计量点, 用于用户与电网间的上、下网电量分别计量；并网电能表，装于分 布式光伏并网点，用于发电量统计；用户用电电能表，装于用户内 部用电计量点，用于用户用电量统计，区分用电负荷来源。6.2 计量点设备配置原那么. 2.1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 应符合电能计量装置技术管理规程(DL/T 448),以及相关标 准、规程要求。电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合交流电测量设备特殊要求第22局部(GB/T

17、17215.322)和 多功能电能表(DL/T 614)的要求。电能表应具备双向有功和四 象限无功计量功能、事件记录、电压监测等功能，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 表通信协议符合多功能电能表通信规约(DL/T 645)或电能信 息采集与管理系统 第4-5部(DL/T698. 45)O.2.2分布式光伏系统关口计量电能表、并网电能表均按单套配 置。6. 2.3电能量信息采集a) OkV电压等级接入时，电能量关口点宜设置专用电能量信 息采集终端或用电信息采集终端，可支持接入多个电能信息采集系 统。b) 0V电压等级接入时，可采用无线采集方式。17C）同

18、一用户多点、多电压等级接入时，各表计计量信息应统 一采集后，传输至相关主管部门。6.2.4 10kV电压等级接入时，计量用互感器的二次计量绕组应专 用，不得接入与电能计量无关的设备。6. 2.5电能计量装置应配置专用的整体式电能计量柜（箱），电流、 电压互感器宜在一个柜内，在电流、电压互感器分柜的情况下，电 能表应安装在电流互感器柜内。6. 2.6计量电流互感器和电压互感器精度要求a） OkV：关口计量电能表准确度等级应为有功准确度等级不 低于0. 5S级，无功准确度等级不低于2.0级，电流互感器、电压互 感器的准确度等级应分别不低于0. 5S、0.5级。b） 0V： 8kW及以下宜采用三相电

19、能表，单相电能表准确度 等级不低于2.0级，三相电能表准确度等级不低于1.0级； 8kW30kW应采用三相电能表，准确度等级不低于1.0级；30kW以上 应经互感器接入采用三相电能表，其电能表准确度等级不低于0. 5S 级，互感器准确度等级不低于0.5S。6. 2.7以380V电压等级接入的分布式光伏系统的电能计量装置，应 具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，具 备上传接口。18附录1相关定义本指导意见中并网点、公共连接点等相关定义如下：专线接入，是指分布式光优接入点处设置分布式光伏专用的开 关设备（间隔），如分布式光伏直接接入变电站、开关站、配电室母 线，或环网柜等方式。

20、T接，是指分布式光伏接入点处未设置专用的开关设备（间 隔），如分布式光伏直接接入架空线路方式。并网点，对于有升压站的分布式光优，并网点为分布式光伏升 压站高压侧母线或节点；对于无升压站的分布式光伏，并网点为分 布式光伏的输出汇总点。如下列图所示，Al、Bl、C1点分别为分布式 光伏A、B、C的并网点。接入点，是指分布式光伏接入电网的连接处，该电网既可能是 公共电网，也可能是用户电网。如下列图所示，A2、B2、C2点分别为 分布式光伏A、B、C的接入点。公共连接点，是指用户系统（发电或用电）接入公用电网的连 接处。如下列图所示，C2、D点均为公共连接点。C2点既是分布式光 伏接入点，又是公共连接

21、点，A2、B2点不是公共连接点。19公用电网公共连接点分布式电源B公共连接点分布式电源C附图1相关节点定义示意图20附录2典型接入方案附录2.1分布式光伏典型接入方案光伏发电单点接入系统典型接入共8个方案，方案概述详见下 表。表2-1分布式光伏单点接入系统典型方案分类表方案编号振电接入模式接入点送出 回路数中压方案110kV全额上网（接 入公共电网）专线接入公共电网变电站 10kV母线1回中压方案2接入公共电网10kV开关站、 环网室（箱）、配电室1回中压方案3T接公共电网10kV线路1回中压方案4自发自用/余 电上网（接入 用户电网）接入用户10kV母线1回低压方案1380/220V全额上网

22、（接 入公共电网）公共电网配电箱/架空线路1回低压方案2公共电网配电室、箱变低压出 线开关1回低压方案3自发自用/余 电上网（接入 用户电网）用户配电箱/架空线路1回低压方案4用户配电室、箱变低压母线1回注：在满足经济技术要求和有关管理规定时，可将以上方案组合使用。21附录2.2单点接入典型接入方案（中压方案1）本方案主要适用于全额上网（接入公共电网）的光伏电站，公共连接点为公共电网变电站10kV母线。公共连接点公共电网变电站 10kV母线并网点一（产权分界点厂光伏电站图例断路器附图2-1 一次系统接线示意图（中压方案1）22附录2.3单点接入典型接入方案（中压方案2）本方案主要适用于全额上网

23、（接入公共电网）的光伏电站，公 共连接点为公共电网10kV开关站、环网室（箱）、配电室。公共电网10kV开关站、环网室公共连接点（箱）、配电室并网点（产权分界点）图例光伏电站光伏电站I断路器 断路器/负荷开关附图2-2 一次系统接线示意图（中压方案2）23附录2.4单点接入典型接入方案（中压方案3）公共电网10kV线路T接点本方案主要适用于全额上网（接入公共电网）的光优电站、公 共连接点为公共电网10kV线路T接点。公共电网变电站 10kV母线公共连接点并网点（产权分界点）断路器光伏电站附图2-3 一次系统接线示意图（中压方案3）24附录2.5单点接入典型接入方案（中压方案4）本方案主要适用于

24、自发自用/余电上网（接入用户电网）的光伏电站。L甫图一碎尸1一二次系统援线示意图TC电压方案4）图例 断路器1 断路器/负荷开关公共电网10kV母线公共电网10kV线路公共连接点用户10k V母线r并网点用户内部负荷图例光伏电站断路器断路器/负荷开关附图2-4-2 一次系统接线示意图B （中压方案4）251概述12系统一次2接入原那么及电压等级21.1 接入点选择3主要设备选择原那么33系统继电保护及平安自动装置81 一般性要求83.1 线路保护8母线保护93.2 孤岛检测及平安自动装置95其他104自动化系统111调度管理114.2远动系统113功率控制要求123.3 信息传输12平安防护1

25、33.4 对时方式135 系统通信144. 1总体要求14附录2.6单点接入典型接入方案（低压方案1）本方案主要适用于全额上网（接入公共电网）的光伏电站，公 共连接点为公共电网配电箱或架空线路，可采用三相或单相接入。公共连接点 公共电网配电箱/架空线路并网点（产权分界点）.图例I断路器I I断路器/负荷开关I II II并网逆变器 III附图2-5 一次系统接线示意图（低压方案1）26附录2.7单点接入典型接入方案（低压方案2）本方案主要适用于全额上网（接入公共电网）的光伏电站，公 共连接点为公共电网配电室、箱变低压出线开关，可采用三相或单 相接入。公共电网配电室、箱变低压出公共连接点 线开关

26、并网点（产权分界点）图例并网逆变器I断路器- 断路器/负荷开关附图2-6 一次系统接线示意图（低压方案2）27附录2.8单点接入典型接入方案（低压方案3）本方案主要适用于自发自用/余电上网（接入用户电网）的光伏电站，可采用三相或单相接入。公共连接点380/220V配电箱、380/220V架空缉并网点并网点光伏电站380/220V用户配电箱、380/220V架空线用户内部负荷图例 断路器 断路器/负荷开关附图一5-7二二次系统接线示意图加施压方案3）公共连接点10kV公共电网口口ITIT用户380母线380/220V用户配电箱光伏电站图例断路器断路器/负荷开关附图2-7-2 一次系统接线示意图B

27、 （低压方案3）28附录2.9单点接入典型接入方案（低压方案4）本方案主要适用于自发自用/余电上网（接入用户电网）的光伏 电站，公共连接点为用户配电室、箱变低压母线，可采用三相或单 相接入。公共连接点用户配电室、箱变低压母线用户380v母线用户380v母线并网点图例光伏电站光伏电站断路潜Z 断路器/负荷开关附图2-8 一次系统接线示意图（低压方案4）29整县屋顶分布式光伏接入配电网技术指导意见（试行）条文说明302.1.1 考虑到各分布式光伏工程容配比配置的差异性，本意见 统一以光伏逆变器容量作为光伏工程的容量。2.1.3 380V电压等级可接入分布式光伏最大容量与电网设备载 流能力、短路电流

28、开断能力，谐波电流电压、电压波动、电压偏差 和三相供电不平衡度等电能质量控制要求相关。通过典型10/0. 4kV供电台区建模计算发现，制约380V单个接 入点容量的敏感因素主要是短路容量。380V母线处的短路容量主要与 10/0. 4kV变压器阻抗相关，阻抗越大，短路容量越小，单个点光 伏出力变化引起的380V并网点电压波动和电压偏差、公共连接点 的谐波电流电压等问题越严重，所允许接入的分布式光伏容量越小。参照典型容量序列，对3152500kVA变压器进行敏感性计算， 变压器阻抗按4%6. 5%考虑。根据计算分析，16002500kVA变压器 下级可接入最大容量可达其容量的80%, 1250k

29、VA及以下变压器可 接入最大容量可达其容量的100%。同时，分布式光伏接入还需满足并网设备平安运行要求，接入 公共配电网的并网线路不宜拼接，可接入容量不宜超过400kWo对 于用户内部并网电缆，从长期运行散热及动热稳定等因素考虑，在 满足校核情况下不宜超过三拼，以通常使用的GCK并网柜及240mm2 截面电缆的载流能力考虑，单个并网柜可接入容量不宜超过450kW。在满足以上技术条件的情况下，光伏电站并网等级和接入点的 个数可根据消纳情况和建设条件自行选择。假设分布式光伏拟低压接 入用户内部且接入容量超出用户报装容量，用户应先增容并保证用 户变容量满足上述技术要求。312.1.4 本意见中10k

30、V泛指中压配电网，包含20kVo除电网设备载流能力外，制约lOkv线路接入容量的主要因素是 公共连接点或并网点的最小短路容量，接入点与上级电源点的距离 越大，接入点短路容量下降越大，lOkv并网点电压波动和电压偏差 等问题越严重，所允许接入的分布式光伏容量越小。2.1.5 对于110 (35) kV变电站而言，影响主变下级接入的分 布式光伏总容量的敏感性因素主要是lOkv母线短路容量、10kV侧 光伏接入总量及出力波动范围。考虑到变电站供电范围通常以平方公里计，区内所有光伏的出 力不大可能在0100%范围同步变化。从江苏目前实际运行情况来 看，选取低压侧大规模接入分布式电源的某llOkV变电站

31、为例，该 站低压侧共接入光伏67MW,光伏出力最大短时波动为29. 5M肌占 该站低压供电范围分布式电源总容量的44%o计算说明，变电站接入光伏总容量达主变容量100%后，按考虑 实际运行情况后的出力波动范围(0-50%)计算，10kV母线电压波 动约为2. 95%,在国标允许范围内。2.2.1 并网点与接入点均应安装开关设备；在可视范围内并处 于同一空间时，可视为距离较短，在分布式光伏与用户母线之间可 只装设一个开关设备。2.2.3 分布式光伏接入用户内部时应考虑营销管理的要求。江 苏省分布式光伏工程的投资运营模式主要包括合同能源管理、场地 租赁、业主自主投资等；可选择全额上网、自发自用余电

32、上网及全 部自用等发电量消纳方式。32当光伏业主与供电用户不是同一主体时，应采用合同能源管理 方式接入运营，一般采用“自发自用/余电上网（含全部自用）”作 为发电量消纳方式。对于分布式光伏接入电网的各种典型接入方案，通过变 压器（YnD）并网有以下好处：1）提高负荷供电可靠性，防止保护误动。假设无隔离变，光伏 电源短路故障，根据整定值范围，上级变压器一次、二次侧开关将 动作，变压器下级供电负荷失电；增加隔离变后，电气距离拉大， 在上述整定值范围以外，此时光伏电源短路故障不会导致上级变压 器一次、二次侧开关将动作，而仅将光伏隔离变断路器翻开，不影 响上级10/0. 4kV变压器下级负荷供电。2）

33、提高负荷供电系统用电平安性。光伏发电系统里的电池板 及汇集电缆很多，正常情况下对地电容电流比在同一级380V电压 等级受电的负荷供电系统大，阴雨等气候条件下，对地电流进一步 增加，影响负荷供电系统用电平安。对光伏发电系统采用增加一级 变压器（YnD）隔离的措施，光伏发电系统对地电流被隔离，基本 不影响原负荷用电系统的漏电保护设备和控制策略。3）降低光伏系统对用电电能质量方面的影响。对光伏发电系 统采用增加一级YnD变压器隔离的措施，光伏发电系统谐波电流幅 值、谐波电压畸变率将降低，三次及三次倍数谐波电流被阻隔。增 加隔离变对与光伏发电系统同一上级变压器系统内的其他用电负荷 起到降低电能质量影响

34、的作用。2.3.4 为便于检修批量拉合分布式光伏并网开关，可在并网点 安装具有“三遥”功能的智能并网开关，并对低压配电台区智能化33 改造，保障运维检修人员平安。也可通过规范低压检修作业流程， 并做好验电挂接地工作来到达平安作业的要求。2.3.6 根据光伏并网逆变器技术规范(NB/T 32004)、光 伏系统并网技术要求(GB/T 19939)、光伏发电并网逆变器技术 要求(GB/T 37408)、及华东区域电力平安生产委员会关于开展 华东区域分布式光伏涉网频率专项核查整改工作的通知(华东监 能平安(2019) 70号)的等要求，从电压异常时响应时间、频率异 常时响应要求、短路保护要求等方面增

35、加了并网逆变器的具体要 求。其中，B类分布式光伏涉网频率应按照华东区域电力平安生 产委员会关于开展华东区域分布式光伏涉网频率专项核查整改工作 的通知(华东监能平安(2019) 70号)中要求执行。由于光伏发 电设备生产厂家众多，局部关键设备如逆变器等产品质量高低会直 接影响电网平安和电能质量。2.3.7 低压分布式光伏的防孤岛保护功能失效易引起网侧带 电，影响电力检修人员现场平安作业。因此针对分布式光伏并网台 区，增加在台区侧或者分支箱处装设反孤岛保护装置的要求，确保 检修人员平安。假设现场暂未装设，那么应在检修作业时，拉开低压侧 出线开关及光伏并网开关，并对有可能来电的方向挂设接地线。2.3

36、.8 受设备质量、叠加效应以及接入运行方式等影响，分布 式光伏接入配电台区可能导致台区配变出口处电压波动/闪变、谐 波超标，馈线末端电压偏差超标等问题，需做好电能质量监测工作。 考虑到工程规模和可执行性，对于380V接入的非自然人光伏工程, 宜安装电能质量在线监测设备，以满足对谐波、电压偏差、电压波 动、电压不平衡、直流分量等发电数据的监测要求。电能质量在线 监测终端数据应接入江苏省电能质量在线监测系统。对于目34前无法开展电能质量监测的台区，可定期开展光伏接入台区电能质 量现场测试，并尽量防止因接入方式不当导致的电能质量问题。3.1接入高压配电网的分布式光伏可参照系统继电保护及安 全自动装置

37、的相关要求执行。目前llOkV线路绝大多数按单侧电源馈线原那么配置保 护，负荷侧大规模分布式光伏接入后，UOkV线路单相接地故障 后，现有nokv线路保护仅跳开电源侧断路器，负荷侧断路器未跳 开带故障点运行，导致以下问题：1）线路故障点熄弧时间延长。2）负荷侧系统由中性点有效接地系统变为中性点非有效接地 系统，UOkV主变间隙保护可能动作导致负荷损失。电网运行案例说明，UOkV线路发生单相永久性接地后，UOkV 侧接地方式的改变会导致UOkV侧开口三角电压超过主变间隙保护 整定值，使UOkV主变退出运行，造成负荷损失。因此规定分布式 光伏接入电网后，应考虑保护逐级配合影响，对用户电网及公共电网

38、 相关现有保护进行校验，必要时按双侧电源要求完善保护配置， 实现故障区间快速隔离。UOkV双端（包括三端）线路可采用线路差动保护跳开故障线 路，对于多端（四端及以上）线路可在光纤接入侧配置远跳装置， 通过系统侧保护远跳负荷侧开关实现故障快速隔离。假设线路保护改 造暂时无法实现，可调整nokv变压器间隙电流保护第一时限动作 于跳开低压侧小电源联络线，第二时限跳开变压器三侧开关，从而 保证单相接地时间隙电流保护不会扩大故障范围且不影响变压器本 身的平安运行。355. 2通信通道要求145. 3通信方式145.4通信设备供电155通信设备布置156 计量161电能表的用途分类166.2计量点设备配置

39、原那么16附录1相关定义18附录2典型接入方案20条文说明29当lOkV采用专线时，分布式光伏系统母线发生故障， 可由系统站侧配置线路过流保护后备保护进行跳闸，也可由光伏站 侧配置线路纵联差动保护后备保护进行跳闸。当lOkV采用T接线路接入系统，一般情况下在分布式光伏站 侧配置无延时过流保护切除光伏站内部故障。当光伏站侧保护失灵 由对侧系统站配置线路后备保护进行跳闸。3.4.1 A类光伏逆变器，适用于通过35kV及以上电压等级并 网，以及通过lOkV电压等级与公共电网连接的新建、改建及扩建 光伏发电站，应具备低电压穿越能力和高电压穿越能力，可不具备 防孤岛保护的能力。B类光伏逆变器，适用于通过

40、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、改建及 扩建光伏发电系统，应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能 力，无低电压穿越能力和高电压穿越能力要求。目前lOkV线路重合闸通常采用无检定三相一次重合 闸，线路故障后分布式光伏未正常解列脱网处于非计划性孤岛运行 时，线路保护无检定的重合闸存在非同期合闸的风险，会给配网设 施以及用户电气设备产生一定影响。接入分布式光伏的lOkV及以 上电压等级线路宜配置线路电压互感器，重合闸采用检无压重合方 式；对于变电站出线开关未安装PT的线路，接入分布式光伏后应 通过停用重合闸等运行策略做好事故防范。分布式光伏经交流变

41、压器接入中压配网，变压器高压侧 角接，零序阻抗为无穷大，未增加系统单相接地故障电容电流，不 影响零序电流的分布，因此对中压配网接地方式和中压配网零序保 护无影响。36对于低压配网，分布式光伏大规模接入后，户用非隔离型光伏 逆变器固有的剩余电流大，容易引起剩余电流保护器动作，可能出 现低压出线开关剩余电流保护功能退出运行的情况，引起一定平安 隐患。因此规定380V接入的分布式，应校核光伏出口侧漏保的定 值是否与光伏装机容量相匹配，对不满足三级漏保的台区进行改造。 假设台区设备改造量大或现场不具备接地系统的改造条件，可以通过 暂时提高台区低压侧总保的剩余电流动作整定值和延时或在台区低 压侧结合实际

42、优化剩余电流中级保护配置，保证台区的供电可靠性。4.2分布式光伏运行信息接入调度技术支持系统采用“集中+ 分层”的架构。分布式光伏接入调度技术支持系统分为五种不同典型接入方 案：综合能源站监控系统直采、群调群控终端直采、智能融合终 端/集中器直采、用采系统/配电主站转发以及综合能源服务商转发。10kV及以上分布式光伏采用群调群控终端直采方式，380/220V 分布式光伏可通过智能融合终端/集中器直采、用采系统/配电主站 转发或综合能源服务商转发方式实现信息接入。其中由电网公司建 设的综合能源站（变电站）光伏采用变电站监控系统直采方式。37充供依提单九XLd， q /VIKM密通谒fcl电示生站

43、储密遍源七二r 二不漏站f病藐.热丽u九依重录元rjgcTj合篇ME %育平台姆靠采单元工；r省调/地调I区.一M 合修/ 中*（力*也汇M式信看v配电云王诩其ts息流* 用*票!*&*一 *夏方或慎3 一.合修雪的“尚图1分布式光伏接入调度自动化系统方式示意图二斗二AC35/10kV 母线加上通卫M/通道n为到达分布式光伏“可观、可测、可调、可控”的目 标，需建设网侧高速数据传输通道。公司在建设全覆盖的“光纤+ 无线专网”的配电通信网络，可满足对分布式光伏信息的实时/准 实时传输。10kV接入的分布式光伏远动信息上传，依据国调中心 关于进一步加强有源配电网调度管理的通知（调技2021） 39

44、 号）相关要求，优先采用光纤专网通信方式；对于电力无线专网覆 盖区域，380V接入的分布式光伏宜采用无线专网方式。6.1依据国网营销部关于印发低压分布式光伏采集典型设计 方案的通知（营销计量202138号），明确电能表分类及计量点配 置原那么，在具备发电、上下网计量的基础上，在用户内部用电点设38置计量点并安装电能表，如内部受电点电价不同，分别安装用电计 量装置，用于区分用户负荷。380/220V配电箱、380/220V架空线1B. C. N公共连接点 .roirill LV雅终端计量箝QS QF PM关 端开器终表 离路集能 隔断采电PJ- PCS APM光伏组件 TA电流互感器APM图2用

45、户用电电能表设置示意图39整县屋顶分布式光伏接入配电网技术指导意见（以下简称“指 导意见”）是在分布式光伏的政策、标准以及国家电网公司分布 式电源接入系统典型设计基础上，结合江苏实际情况编制完成， 用于指导公司经营范围内整县屋顶分布式光伏接入技术工作，其它 分布式光伏接入参照执行。指导意见主要包括系统一次、系统继电保护及平安自动装置、 自动化系统、系统通信、计量。其中：系统一次包括接入原那么及电压等级、接入点选择、主要设备选 择原那么；系统继电保护及平安自动装置包括线路保护、母线保护、防孤 岛保护、频率电压异常紧急控制装置等；自动化系统包括调度管理、远动系统、功率控制、信息传输、 平安防护、对

46、时方式等；系统通信包括通道要求、通信方式、通信设备供电、通信设备 布置等；计量包括电能表的用途分类、计量点设备配置原那么等。2系统一次接入原那么及电压等级1. 1.1分布式光伏接入配电网电压等级的选取，应按照平安性、灵 活性、经济性的原那么，根据各类分布式电源总容量、导线载流量、 上级变压器及线路可接纳能力、负荷分布等地区配电网情况综合比 选确定，可优先采用较低电压等级。2. 1.2分布式光伏以220V接入配电网，单个并网点容量不宜超过 8kWo1.3分布式光伏以380V接入配电网，单个并网点容量不宜超过 400kWo 1250kVA及以下变压器可接入总容量不应超过其容量100%, 1250kVA以上变压器可接入总容量不应超过其容量80%o3. 1.4 10kV线路总接入容量不应超过允许载流容量，宜在每个分段 均匀分布。4. 1.5变电站10kV母线接入的分布式光伏总容量（含380V接入容 量）不应超过母线所在主变