《电网公司分布式光伏发电并网接入典型设计技术原则（2024年版).docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《电网公司分布式光伏发电并网接入典型设计技术原则（2024年版).docx（21页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、电网有限责任公司分布式光伏发电并网接入典型设计技术原则（2024年版）前言错误!未定义书签。第一篇总论1概述1.Ll设计原则1. 1.2设计范围1.2设计依据1.1.1 1设计依据性文件1.1.2 主要设计标准、规程规范1.1.3 术语及定义3第二篇技术原则42. 1系统专业42. 1.1内容及深度要求41. 1.2技术原则42.2 电气一次专业82 .2.1内容及深度要求83 .2.2技术原则92.3 电气二次专业122 .3.1内容及深度要求123 .3.2技术原则122.4 通信专业152. 4.1内容及深度要求153. 4.2技术原则162.5 计量162.5.1内容及深度要求162.
2、 5.2技术原则172.6投资分界18第三篇典型设计方案划分及相关图纸193. 1通用方案193.2典型设计方案19第一篇总论1.1 概述1.1.1 设计原则本典型设计满足分布式光伏与电网互适性要求，遵循“安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效、场景灵活”的设计原则。力求实现分布式光伏接入规范化，为设备招标、分布式光伏接入系统建设和运营提供参考，实现分布式光伏与电网建设的和谐统一。具体内容如下：可靠性：保证设备及系统的安全可靠。经济性：按照各方利益最大化原则，追求分布式光伏与电网建设和谐统一，实现共赢。先进性：设备选型合理，优化各项技术经济指标，主要经济技术指标应达到国内同类工程的先
3、进水平。适应性：综合考虑各地区的实际情况，能适应不同规模、不同形式、不同外部条件。1.1.2 设计范围本典型设计针对IOkV、0.4kV及0.22kV电压等级接入电网的分布式光伏发电接入系统开展设计。设计范围为从光伏发电逆变器出线端（不含逆变器与光伏板等）到并网点设备及线路。内容包括接入公共电网方案和接入用户电网方案，以及系统专业，电气一次、二次专业，计量等相关技术要求。怒江独龙江乡20kV配电网接入分布式光伏参考本典型设计。1.2 设计依据1.2.1 设计依据性文件1. 2.2主要设计标准、规程规范下列文件对于本规范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规范。凡是
4、不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本规范。GB2894-2008安全标志及其使用导则GB/T12326电能质量电压波动和闪变GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T14549电能质量公用电网谐波GB/T15543电能质量三相电压不平衡GB/T19862电能质量监测设备通用要求GB/T19939光伏系统并网技术要求GB/T24337电能质量公用电网间谐波GB/T29319-2012光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T33342-2016户用分布式光伏发电并网接口技术规范GB/T33593-2017分布式电源并网技术要求GB/T33982-2017分布式电源
5、并网继电保护技术规范GB/T37408-2019光伏发电并网逆变器技术要求GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范GB/T50065交流电气装置的接地设计规范DL/T516电力调度自动化运行管理规程DL/T544电力通信运行管理规程电监会14号令电力企业信息披露规定DL/T634.5101远动设备及系统第5-601部分:DL/T634.5101配套标准一致性测试用例DL/T634.5104电力自动化通信网络和系统第80-1部分：应用DL/T634.5101或DL/T634.5104交换基于CDC的数据模型信息导则Q/CSG113007-2020低压用电客户电能计量装置典型设
6、计（2020版）Q/CSG1203004.3-2017XX电网公司20kV及以下电网装备技术导则Q/CSG1209032.1-2021客户侧电能计量装置通用设计要求第1部分IokV用电客户电能计量装置Q/CSG1211001-2014分布式光伏发电系统接入电网技术规范Q/CSG1211006-2016光伏发电并网技术标准XX电网公司低压分布式光伏发电并网接入典型设计技术导则（试行）（2021年12月版）1. 2.3术语及定义下列术语和定义适用于本文件。1. 2.3.1分布式光伏发电distributedphotovoltaicgeneration本原则所指分布式光伏发电项H为依托具有合法性的建
7、筑物及设施建设，单个并网点装机总容量小于6000千瓦，10千伏及以下电压等级接入公共电网，以自发自用为主、多余电量上网的光伏发电设施。2. 2.3.2公共连接点pointofcommoncoupling用户接入公共电网的连接处。3. 2.3.3并网点pointofinterconnection是指分布式光伏与电网的连接点，而该电网可能是公共电网，也可能是用户电网。对于有升压站的分布式光伏系统，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的分布式光伏系统，指光伏系统的输出汇总点。如图所示:虚框为用户电网，该用户电网通过公共连接点C与公共电网相连。在用户电网内部，有两个分布式光伏发电系统，分别通过A点和
8、B点与用户电网相连，A点和B点均为并网点，但不是公共连接点。在D点，有分布式光伏发电系统直接与公共电网相连，D点是并网点，也是公共连接点。第二篇技术原则2.1系统专业2. 1.1内容及深度要求系统设计包括分布式光伏电力消纳范围分析、接入电压等级、并网点选择。结合用户负荷及分布式光伏装机容量，进行电力平衡计算，分析分布式光伏电力消纳范围。综合考虑分布式光伏项目报装容量和远期规划装机容量等因素，合理确定接入电压等级、并网点；具体包括接入系统方案，相应电气计算（包括潮流、短路、电压质量分析、无功平衡、三相不平衡校验等），合理选择送出线路回路数、导线截面，无功容量配置，提出系统对分布式光伏的技术要求。
9、2. 1.2技术原则1. 1.2.1接入方案划分根据分布式光伏发电系统接入电压等级、并网点和上网类型划分接入系统方案。2. 1.2.2接入电压等级3. 1.2.2.1单点接入总容量15千瓦以下分布式光伏项目，宜采用1回O.22kV线路接入公共电网、用户电网低压综合配电箱或线路。一般情况下单点接入总容量不宜超过8千瓦，但可根据当地配网三相不平衡测算结果，增大单点接入容量，最大接入容量不宜超过15千瓦。4. 1.2.2.2单点接入总容量大于等于15千瓦小于200千瓦的分布式光伏项目，宜根据现场配变容量是否满足单回接入需求，采用1回或多回0.4kV线路接入公共电网或用户电网的配电室、箱变、柱上变压器
10、低压母线或线路。5. 1.2.2.3单点接入总容量大于等于200千瓦小于6000千瓦的分布式光伏项目，宜根据导线截面或开关遮断容量是否满足单回接入需求，采用1回或多回线路T接公用电网IokV线路或接入环网开关站、配电室或箱变Iokv间隔。6. 1.2.2.4接入电压等级和位置可参照表2.1.2.2确定。表2.1.2.2分布式光伏发电接入电压等级序号并网点报装容量接入位置等级送出线路回路数序号并网点报装容量接入位置等级送出线路回路数115kW公共/用户电网低压综合配电箱/线路0.22kV1回215kWV200kW公共/用户配电室、箱变或柱上变压器低压母线/线路0.4kVI回若现场配变容量不满足单
11、回接入需求，采用多回0.4kV线路接入不同公共/用户配电室、箱变或柱上变压器低压母线/线路0.4kV多回320OkW6000kWT接公用电网IokV线路或环网开关站、配电室或箱变IokV间隔IOkV1回若导线截面或开关遮断容量不满足单回接入需求，宜采用多回线路T接公用电网IOkV线路或接入环网开关站、配电室或箱变IOkV间隔IOkV多回注1：分布式光伏总报装容量不应超过上一级变压器容量。注2：单个并网点的并网电压值仅为参考推荐值，具体并网电压选择可根据并网点及当地电网情况进行调整。2.1.2.2.5O.22kV接入的分布式光伏应在考虑各相负荷分布的情况下确定合适的接入相别，尽量确保三相平衡。2
12、.1.2.3功率控制和电压调节2.1.2.3.1有功功率控制IOkV及以下电压等级并网的分布式光伏应具有有功功率调节能力，必要时能根据电网系统部指令调节电源的有功功率输出。2.1.2.3.2无功容量和电压调节（1）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。（2）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系统部给定。2.1.2.4启停2.1.2.4.1分布式光伏发电系统启动时需要考虑当前电网频率、电压偏差状态，当电网频率、电压偏差超出标准规定的正常运行范围时
13、.，分布式光伏发电系统不应启动。2.1. 2.4.2分布式光伏因电网发生扰动脱网后，在电网电压和频率恢复到正常运行范围之前不允许重新并网。在电网电压和频率恢复正常后：(1) IOkV电压等级接入的分布式光伏应经过地市局系统部值班调度员同意后恢复并网。(2) 0.4(0.22)kV电压等级接入的分布式光伏需要经过一定延时后才能重新并网，延时值应在20s5min范围内可调，并网延时时间由县(区)局市场部门经地市局系统部同意后在购售电合同中明确，避免同一区域分布式光伏同时并网。2.1.2.5运行适应性2.1.2.5.1电压范围(1)通过IOkV电压等级直接接入公共电网，宜具备一定的低电压穿越能力：当
14、并网点考核电压在图1中电压轮廓线及以上的区域内，分布式光伏应不脱网连续运行；否则，允许分布式光伏切出。图2.1.2.5.1通过IOkV电压等级并网的分布式光伏低电压穿越要求通过IOkV电压等级接入公共电网的分布式光伏，在表2.1.2.5.1-1规定的电压范围内应能按规定运行。表2.1.2.5.ITIOkV电压等级并网的分布式光伏并网点电压要求0.9UN满足图2.1.2.5.1低电压穿越要求0.9UnU1.1Un正常运行1.1UnUL2Un应至少持续运行IOs1.2UnU1.3Un应至少持续运行0.5s(2)通过O.4(O.22)kV电压等级并网，以及通过IOkV电压等级接入用户侧的分布式光伏，
15、当并网点处电压超出表2.1.2.5.1-2规定的电压范围时，应在要求时间内停止向电网线路送电。表2.1.2.5.1-20.4(0.22)kV电压等级并网的分布式光伏并网点电压要求U0.5Un最大分闸时间不超过0.2s0.5UnU0.85Un最大分闸时间不超过2.0s0.85UNULlUn连续运行1.IUnU1.35Un最大分闸时间不超过2.0sL35UnU最大分闸时间不超过0.2s2.1.2.5.2电能质量范围当分布式光伏发电系统并网点电压波动和闪变值满足GB/T12326、谐波满足GB/T14549、间谐波值满足GB/T24337、三相电压不平衡度满足GB/T15543要求时，分布式光伏发电
16、系统应能正常运行。2.1.2.5.3频率范围分布式光伏逆变器应满足表2.1.2.5.3频率运行要求。表2.1.2.5.3系统频率不同范围内分布式光伏频率运行要求频率f要求f46.5Hz根据光伏逆变器允许运行的最低频率而定。46.5Hzf52.5Hz根据光伏逆变器允许运行的最高频率而定。2.1.2.6电能质量2.1.2.6.1一般性要求分布式光伏向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、电压波动和闪变等方面应满足相关国家标准要求。2.1.2.6.2谐波(1)分布式光伏所接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中分布式光伏并网点向电网注入的
17、谐波电流允许值按照分布式光伏发电系统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配。(2)分布式光伏接入后，所接入公共连接点的间谐波应满足GB/T24337的要求。2.1.2.6.3电压偏差分布式光伏接入后，所接入公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。2. 1.2.6.4电压波动和闪变分布式光伏接入后，所接入公共连接点的电压波动和闪变值应满足GB/T12326的要求。2.1. 2.6.5电压不平衡度分布式光伏接入后，所接入公共连接点的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求。2. 1.2.6.6直流分量分布式光伏向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定
18、值的O.5%o2.1. 2.7潮流计算2. 1.2.7.1以IOkV和0.4kV电压等级并网（不包含0.4kV居民用户）的分布式光伏接入系统方案，应考虑潮流计算内容。2.1. 2.7.2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。2.1.2.7.3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。2.1.2.8短路电流计算2. 1.2.8.1以IOkV和0.4kV电压等级并网的分布式光伏接入系统方案，应考虑短路电流计算内容。2.1. 2.8.2短路电流计算应包括分布式光伏并网点、附近
19、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。应合理控制分布式光伏并网点、附近节点短路电流，不宜超过节点断路器遮断容量。2.2. 2.8.3电气设备选型应满足短路电流计算的要求。分布式光伏短路电流可按1.5倍额定电流选择。2.3. 气一次专业2.2.1内容及深度要求2.2.1.1主要设计内容2.2.1.1.1综合考虑分布式光伏接入电压等级、并网点形式等确定采用相应典型设计方案；2.2.1.1.2提出对有关电气接线、电气设备选型的要求。2.2.1.2设计深度具体包括接入系统方案，对升压站主接线、设备参数选型提出要求，提出系统对分布式光伏的技术要求。2.2.2技术原则2.2.2.1主接线2
20、.2.2.1.1IOkV及以下电压等级并网的分布式光伏宜采用线变组或单母线接线；2.2.2.1.20.4（0.22）kV并网时,宜采用单母线接线；2.2.2.1.3分布式光伏系统的接地方式应与配电网侧的接地方式相协调，并应满足人身设备安全和保护配合的要求。2.2.2.2送出线路导线2.2.2.2.1分布式光伏送出线路导线截面选择应遵循以下原则：（1）分布式光伏送出线路导线截面选择需根据送出容量、并网电压等级选取，并考虑分布式光伏发电效率等因素；（2）分布式光伏送出线路导线截面一般按持续极限输送容量选择。导线极限载流量可参考表2.2.2.2.1-1和表2.2.2.2.1-2。表2.2.2.2.1
21、-10.4（0.22）kV接入各截面导线可接入分布式光伏容量参照表类型相线截面（mm2）极限载流量（八）可接入分布式光伏容量（kW）铝芯铜芯0.22kV接入（铝芯/铜芯）0.4kV接入（铝芯/铜芯）聚氯乙烯绝缘导线4324112/16/6415316/20/10567421/28/16769929/38/2510413240/50/3512716148/61/50155201/102/13270201259/132/17095247313/163/206120288366/190/241185385484/253/319240460584/303/384铝芯交联聚乙烯绝缘架空电缆3517266
22、/5021014570271178120387255185515339240611402表2.2.2.2.1-2IOkV接入各截面导线可接入分布式光伏容量参照表导线截面(mn?)环境温度25导线载流量(导线允许温度70)环境温度25C允许的可接入分布式光伏容量(kW)架空线路50234425570250454695332603812037968921504287783185495900224059810875电缆702254091120310563724045081833005159365400590107292.2.2.2.2电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。动力电缆和控
23、制电缆宜分开排列。2.2.2.3开断设备设备开断能力应根据并网点短路电流水平选择，并需留有一定裕度。新建光伏接入工程开断设备应配置断路器;对于存量光伏，公共连接点采用负荷开关时,应改造为断路器并满足相应要求。2.2.2.3.1分布式光伏接入0.4(0.22)kV配电网时，应设置明显开断点。并网点开关设备应采用易操作、具有明显开断指示、可开断故障电流能力的开关。开关应根据短路电流水平选择开断能力，并需留有一定裕度，应具备电源端与负荷端反接能力。开断设备配置可参考表2.2.2.3.1。表2.2.2.3.10.4(0.22)kV分布式光伏并网开断设备配置分布式光伏容量(kW)断路器规格隔离开关(刀开
24、关)P8-63A2P,Ir=KIn-63A8P12-63A2P,Ir=KIn-8012P15-802P,Ir=KIn-100A15P45-804P,Ir=Kln-10045P100-80A200A4P,Ir=KIn-200A-400A100P400、500、630315、500、630、800、125016002.2.2.5电流互感器2.2.2.5.1相电流互感器须按三相选择，变比不应按负荷选择，应按满足系统短路电流确定，建议选择600/5,准确级至少IOPl0。2.2.2.5.2须配置专用零序CT,零序CT须满足接地时准确测量零序电流需要。建议选择20/1,准确级IoPI0。2.2.2.6防
25、雷接地装置应符合现行国家标准GB/T50065、GB/T50064和XX电网10kV及以下业扩受电工程典型设计图集的要求。2.2.2.7安全标识通过IOkV及以下电压等级并网的分布式光伏，连接电源和电网的专用开关柜应有醒目标识。标识应标明“警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度应按照GB2894规定执行。2.3电气二次专业2.3.1内容及深度要求2.3.1.1系统继电保护2.3.1.1.1主要设计内容包括继电保护及防孤岛配置方案等。2.3.1.1.2设计深度系统继电保护根据分布式光伏接入系统方案，提出系统继电保护的配置原则及配置方案。2.3.1.2系统调度自动化2.
26、3.1.2.1主要设计内容主要包括调度管理关系确定、系统远动配置方案、远动信息采集及通道组织等内容。2.3.1.2.2设计深度（1）根据配电网调度管理规定，结合分布式光伏类型和接入配电网电压等级确定调度关系。（2）根据调度关系，确定是否接入远端调度自动化系统并明确接入调度自动化系统的远动系统配置方案。（3）根据调度自动化系统的要求，提出信息采集内容、通信规约及通道配置要求。（4）根据调度关系组织远动系统至相应调度端的远动通道，明确通信规约、通信速率或带宽。（5）提出相关调度端自动化系统的接口技术要求。2.3.2技术原则2. 3.2.1系统继电保护及安全自动装置3. 3.2.1.1一般性要求分布
27、式光伏继电保护及安全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，技术条件应满足GB/T14285、GB/T33593要求。（1）分布式光伏继电保护应以保证公共电网的可靠性为原则，兼顾分布式光伏运行方式，采取合理保护方案。（2）分布式光伏侧应具有在电网故障及恢复过程中的自保护能力。（3）分布式光伏接地方式应与电网侧接地方式相适应，并应满足保护配合要求。（4）分布式光伏切除时间应符合线路保护、重合闸、备自投等配合要求，以避免非同期合闸2.3.2.1.2线路保护线路保护应以保证电网可靠性为原则，兼顾分布式光伏运行方式，采取有效保护方案。（1）分布式光伏以IokV电压等级接入系统时，并网点
28、应配置线路保护、电压保护、频率保护、防孤岛保护等保护。IOkV专用线路或存在整定配合困难或全线有速动要求的IOkV线路应配置光纤电流差动保护。其他IOkV分布式光伏并网线路，系统侧和分布式光伏侧可配置三段式电流保护、零序过流、重合闸，必要时采用方向元件。（2）IOkV线路在系统侧配置1套线路过流保护或距离保护，光伏电站侧须配置线路保护。（3）对具备2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，IOkV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用过流保护作为其后备保护。（4）分布式光伏以0.4（0.22）kV电压等级接入公共电网时，并网点的断路器应具备短路瞬时、长延时保护功能和分励脱扣、欠压脱扣功能，并应配
29、置剩余电流保护装置。2. 3.2.1.3母线保护若光伏电站侧为线变组接线，经升压变后直接输出，不配置母线保护。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接元件的后备保护切除故障。如后备保护时限不能满足稳定要求，可相应配置保护装置，快速切除母线故障3. 3.2.1.4系统侧保护校验及完善（1）分布式光伏接入配电网后，应对分布式光伏送出线路相邻线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应调整保护配置。（2）分布式光伏接入配电网后，应校验相邻线路的开关和电流互感器是否满足最大短路电流情况要求。（3）应对系统侧变电站或开关站侧的母线保护进行校验，若不能满足要求时，则变电站或开关
30、站侧应配置保护装置，快速切除母线故障。2. 3.2.1.5防孤岛保护分布式光伏发电系统应具备快速监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,防孤岛保护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。3. 3.2.2系统调度自动化4. 3.2.2.1一般性要求分布式光伏通信运行、调度自动化和并网运行信息采集及传输应满足DL/T516、DL/T544、电监会14号令等相关制度标准要求。5. 3.2.2.2调度自动化需求根据配电网区域发展差异，按照降低接入系统投资和满足配网智能化发展的要求考虑通信方式。优先利用现有配网自动化系统和营销集抄系统。调度管理关系根据相关电力系统
31、调度管理规定、调度管理范围划分原则确定，远动信息的传输原则根据调度运行管理关系确定。分布式光伏应按当地相关规定执行调度管理。6. 3.2.2.3远动系统（1）远动信息内容：1OkV接入的分布式光伏项目，应能够实时采集并网运行信息，主要包括并网设备状态、并网点电压、电流、有功功率、无功功率和发电量等。上传远动信息内容应由分布式光伏设计方提供并由系统部确认。0.4kV并网项目，暂只采集电能信息，预留并网点断路器位置状态等信息采集能力。（2）远动系统控制要求：分布式光伏有功功率控制系统应能接收并执行电网系统部发送的有功功率及有功功率变化控制指令，确保分布式光伏有功功率及有功功率变化按照电网系统部的要
32、求运行。通信服务器应具备与控制系统的接口，接受网系统部的指令，具体调节方案由电网系统部根据运行方式确定。远动系统应能接受电网系统部指令并传送给无功电压控制系统，后者根据指令自动调节分布式光伏发出（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电力系统电压调节的要求。（3）远动系统方案及信息传输：分布式光伏远动信息上传宜采用专网方式，可单路配置专网远动通道。通信方式和信息传输应符合相关标准的要求，一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。调度自动化设备信息传输规约、工况信息等参数，由电网系统部自动化专业管理部门下达。（4）以IOk
33、V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功能；本体监控系统不具备条件时，应独立配置远方终端，采集相关信息。远动网关装置应配置双电源模块；其他厂站端装置宜配置双电源模块，或采用静态切换装置实现双路供电。（5）以0.4kV电压等级接入的分布式光伏，应配置无线采集终端装置或接入现有集抄系统实现电量信息采集及远传。如无线采集终端装置或集抄系统不具备采集条件，应配置远动终端采集相关信息。7. 3.2.2.4信息传输（1）以IOkV并网的分布式光伏项目采用专网方式或公网方式，单路配置远动通道，专网应按照地区配网通信网接入节点配置要求进行部署。分布式光伏接入
34、各地区地调、备调的各类主站端需接收电厂远动信息、电能量数据等各类调度数据业务，因此上述调度主站需完成软硬件接口配置、系统联合调试等工作，需为上述调度端统一考虑接口费用。（2）以0.4（0.22）kV并网的分布式光伏发电项目，有控制要求的宜优先采用光纤通信方式，无控制要求的分布式光伏发电系统，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），采用无线公网通信方式的应采取信息安全防护措施。（3）通信方式和信息传输应符合相关标准的要求，一般可采取基于DL/T634.5101、DL/T634.5104和MQTT通信协议。2.4通信专业2.4.1内容及深度要求2.4.1.1主要设计内容主要包括明确
35、调度管理关系、介绍通信现状和规划、分析通道需求、提出通信方案和确定通道组织方案等。2.4.1.2设计深度通信建设方案应根据分布式光伏发电系统的调度组织关系、装机容量、接入电压等级以及各业务应用系统对通道数量和质量的要求来确定。2.4.2技术原则2.4.2.1基本要求2.4.2.1.1分布式光伏发电系统应具备与电网系统部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，满足相应的二次专业对通信的要求。2.4.2.1.2通信建设方案应根据分布式光伏发电系统的调度组织关系、装机容量、接入电压等级以及各业务应用系统对通道数量和质量的要求来确定。2.4,2.2
36、通信方式2.4.2.2.1分布式光伏发电作为接入层站点接入所辖地区配用电通信网络。2.4.2.2.2对于实现“三遥”功能的节点可选择采用光纤通信或无线公网通信。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，优先采用无线公网通信，可采用中低压载波通信；“一遥”或“二遥”区域优先采用公网无线通信。2.4.2.2.3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。2.4.2.2.4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。2.4.2.2.5根据光伏电站新建IOkV送出线路
37、的不同型式，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆,强雷区、强风区和覆冰区可推广使用OPGW和IOPPC光缆。光缆芯数12芯或24芯，纤芯均采用ITUTG.652光纤。进入分布式光伏的引入光缆，宜选择非金属阻燃光缆。2.5计量2.5.1内容及深度要求2.5.1.1主要设计内容主要包括电能表计配置、计量装置精度、传输信息及通道要求等。2.5.1.2设计深度（1）提出对关口点电能量计量装置的计量要求及精度等级要求。（2）提出电能量计量装置的通讯接口技术要求。（3）确定传送电能量计量信息的内容、通道及通信规约。2.5.2技术原则2. 5.2.1分布式光伏发电计量点设置原则3. 5.2.1.1分布式光伏发
38、电接入电网前，应明确上网电量和用电量计量点。分布式光伏发电电能计量点应设在分布式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。产权分界处不适宜安装电能计量装置的，由分布式光伏发电项目业主与电网企业协商确定。4. 5.2.1.2接入用户电网的分布式光伏发电接入公共电网前，应分别设置关口电量计量点和发电量计量点，以实现分布式光伏发电上网电量（发电量）和下网电量的分别计量。客户自用负荷应设置用电量计量点。5. 5.2.1.3接入公共电网的分布式光伏应设置关口电量计量点，以实现分布式光伏发电上网电量（发电量）和下网电量的分别计量。6. 5.2.1.4关口电能计量点和发电量计量点应分别配置专
39、用计量电能表，同时接入计量自动化系统，实现电能量数据远程采集。7. 5.2.2计量点设置技术要求分布式光伏发电电能计量表应符合XX电网相关电能表技术规范，应具备双向计量、分时计量、电量冻结等功能，并支持载波、RS485、无线多种通信方式,适应不同使用环境下数据采集需求。8. 5.2.2.1IOkV接入类用户，关口电能计量点选择高供高计计量方式，应在电力设施的产权分界点及分布式光伏并网点（分布式光伏电源汇聚点）分别设置1套电能计量装置。（1）配置0.5S级及以上三相多功能电能表，电能表须具备正、反向有功电量，正、反向无功电量和四象限无功计量功能，具备分时计量、电量冻结等功能,支持电压、电流、功率
40、因数测量及潮流反向报警等功能。（2）选用计量专用或专用绕组的电压、电流互感器，其中电压互感器准确度等级0.2级,电流互感器准确度等级0.2S级。9. 5.2.2.20.4kV接入类用户，关口电量计量点、发电量计量点选择低压计量方式，应在电力设施的产权分界点、分布式光伏并网点（分布式光伏电源汇聚点）分别安装1套三相电能计量装置。配置有功1级及以上三相智能电能表，经低压电流互感器计量的，应配置0.2S级专用低压电流互感器。10. 5.2.2.3O.22kV接入类用户，关口电量计量点、发电量计量点选择低压计量方式，应在电力设施的产权分界点及分布式光伏并网点分别设置1套单相0.22kV电能计量装置，单
41、相智能表应具备正向有功、反向有功、组合有功屏显功能。11. .2.2.4下网电量计量点参照XX电网公司对应电压等级、应用场景的电能计量装置典型设计设置。12. 5.2.2.5计量装置接线、配置技术设计原则参照XX电网公司计量装置典型设计。13. 5.2.3电能量数据采集装置配置要求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。14. 5.2.3.1分布式光伏相关电能计量点需同步设计计量自动化系统接入方案，实现发电量、上网电量、下网电量以及负荷曲线的自动采集和统计。分布式光伏发电投产时，应同步开展电能量远程采集接入工作，计量自动化系统档案通过接
42、口从营销系统获取，实现分布式光伏发电用户电子化结算。15. 5.2.3.2分布式光伏发电，关口电量计量点、发电量计量点通过配置负荷管理终端、低压集抄设备或电能表4G远程通信模块等方式接入计量自动化系统，同步实现电能量数据远程采集。16. 5.2.3.3下网电量计量点电能量数据采集，执行公司现行管理要求。2.6投资分界分布式光伏发电项目接入引起的公共电网改造部分由供电企业投资建设。2.6.1计量装置投资2. 6.1.10.4（0.22）kV并网客户的计量装置（含电能表、低压电流互感器、表箱及附件）由供电企业投资。2.6. 1.2IOkV电压等级并网客户，计量装置的电能表、计量自动化终端、计量用互
43、感器由公司统一投资建设，计量柜及附件由客户投资；客户计量柜附带有特殊尺寸要求的计量用互感器可由客户投资建设。第三篇典型设计方案划分及相关图纸典型设计方案图册分为通用方案图集和典型设计方案图集。通用方案图集直观描述分布式光伏接入配电网的一、二次专业及计量设计技术要求。典型设计图集以完整方案的模式，便于各单位根据并网电压等级、接入模式及并网位置直接选取适用方案。3.1通用方案序号电压等级上网模式名称1O.22kV1回接入公共电网图1分布式光伏发电0.22kV接入公共电网通用方案20.22kV1回接入用户电网图2分布式光伏发电0.22kY接入用户电网通用方案30.4kV1回接入公共电网图3分布式光伏
44、发电0.4kV接入公共电网通用方案40.4kV1回接入用户电网图4分布式光伏发电0.4kV接入用户电网通用方案5IOkV1回接入公共电网图5分布式光伏发电IokV接入公共电网通用方案6IOkV1回接入用户电网图6分布式光伏发电IokV接入用户电网通用方案3. 2典型设计方案序号编号图号名称第一部分0.22kV接入系统1YNDW-DG-O.22kV-010.22kV分布式光伏接入公共线路1-1接入系统示意图-接入公用线路1-2电气接线图-接入公用线路1-30.22kV分布式光伏并网接入箱接线配置图2YNDW-DG-O.22kV-020.22kV分布式光伏接入公用配电箱2-1接入系统示意图-接入公用配电箱2-2电气接线图-接入公用配电箱2-30.22kV分布式光伏并网接入箱接线配置图3YNDW-DG-O.22k
