分布式光伏发电接入配电网设计规程

分布式光伏发电接入配电网设计规程范围本文件规定了分布式光伏发电系统通过35kV及以下电压等级接入配电网的设计总体要求、接入配电网设计规定、计算与校核、施工图设计与技术文件、并网调试与验收、运行维护与资料移交等要求。本文件适用于新建、改建和扩建分布式光伏发电项目的接入配电网电气设计及相关接口设计，也适用于电网企业配电网侧配套改造与接入条件论证的工程设计工作；对包含储能、充换电、微网或综合能源系统的项目，可在满足相关专门标准基础上参照本文件进行协同设计。规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T1.1—2020标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则GB/T12325—2008电能质量供电电压偏差GB/T14285—2023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/T19964光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定NB/T32015分布式电源接入配电网技术规定NB/T33010分布式电源接入电网运行控制规范术语和定义下列术语和定义适用于本文件。

分布式光伏发电系统distributedphotovoltaicpowersystem以光伏组件为一次能源，通过逆变、升压（如适用）并在用户侧或配电网侧就近接入配电网的发电系统，可包括光伏方阵、并网逆变器、汇流与配电、升压与并网装置、监控与通信等。

接入配电网interconnectiontodistributionnetwork分布式光伏发电系统通过并网点与配电网实现电气连接，并满足并网技术条件与运行控制要求的过程与状态。

并网点pointofcommoncoupling分布式光伏发电系统与配电网电气连接并进行责任边界划分的连接点，通常为公共连接点或计量点所在位置。

接入系统interconnectionsystem为实现分布式光伏发电系统接入配电网所需的新建、改建或扩建的电气设施与二次系统集合，包括线路、开关设备、变压器、保护与自动化、计量与通信等。

可观可测可控observabilitymeasurabilitycontrollability电网侧对分布式光伏发电系统运行状态可获取、关键电气量可测量、必要控制指令可下发并有效执行的能力集合。

反送电reversepowerflow分布式光伏发电系统在某些运行工况下向上级电网或相邻馈线输出电能，导致配电网潮流方向与传统单向供电方向相反的现象。

电能质量powerquality供电电压与电流满足规定的偏差、谐波、不平衡度及闪变等指标要求的综合特性。

接入容量interconnectioncapacity在满足电网安全稳定、设备能力与电能质量约束条件下，允许接入某并网点或某馈线（台区）的分布式光伏装机容量或并网容量。总体要求设计原则分布式光伏发电接入配电网设计应坚持安全可靠、经济合理、技术先进、运维友好与协同控制原则，确保不降低配电网供电可靠性，不引入不可接受的电能质量问题，不形成保护配合失效与孤岛运行风险，并满足并网管理与运行控制要求。设计应以并网点为边界，统筹发电侧（用户侧）与电网侧的责任划分，明确接口设备配置、通信与计量边界、保护定值协同与运行控制策略，形成可验证的设计依据与交付条件。对接入规模较大、馈线接入密度高或运行方式复杂的区域，设计应充分考虑分布式电源叠加效应，优先采用“源网荷储协同、分层分区控制、分级消纳与必要限发”的技术路线，实现友好接入与可控运行。设计输入与边界条件设计单位应在设计前获取并核实必要的设计输入，包括项目基本信息、并网申请与接入条件、配电网结构与运行方式、负荷特性与预测、设备能力与短路水平、电能质量现状、继电保护与自动化配置现状、通信条件与调度管理要求等。设计输入应形成文件化信息并经确认，关键参数应标注来源与有效期；当配电网运行方式或上级规划发生变化时，应开展影响分析并对接入系统设计进行必要调整。设计输入建议清单见表1，表1用于工程策划与资料校核，不作为限制性条款。设计输入与边界条件建议清单类别主要内容关键要求并网条件并网电压等级、并网点位置、允许接入容量、接入方式建议以电网企业出具的接入条件或相关批复为准配电网现状馈线结构、主变容量与负载率、台区容量、运行方式、N-1约束（如适用）明确典型/最不利运行方式与检修方式电气参数短路电流/短路容量、阻抗参数、接地方式、电压合格率现状参数需覆盖并网点及相关上级节点负荷与电源负荷曲线、分布式电源既有规模、计划接入清单（如有）说明数据采集周期、代表性与预测假设电能质量谐波、不平衡、电压波动与闪变等监测结果（如有）需明确监测点位、时段与统计口径二次与通信保护配置、自动化终端、通信通道、调度/配网主站接口明确可用链路、时延要求与网络安全约束现场条件场地与通道、施工条件、环境影响（盐雾、雷暴、冰雪等）与设备选型、防护等级与防雷接地相关接入方案总体技术路线接入方案应优先满足电网安全稳定与供电可靠性要求，在满足承载力与电能质量约束条件下，综合比较线路路径、设备增容改造、损耗与投资、施工影响与运维便利性确定最优方案。接入方案应明确并网点选择、接入系统一次主接线、主要设备参数、保护与自动化配置、计量与通信方案、控制与限发策略以及工程实施边界。接入方案宜开展必要的电气校核计算，包括潮流与电压校核、短路电流校核、保护配合校核、电能质量影响评估以及必要的暂态或动态影响分析。电能质量与无功电压控制总体要求分布式光伏发电系统接入后应满足供电电压偏差、谐波、三相不平衡等电能质量要求，必要时应配置滤波、无功补偿或控制策略以满足相关标准约束。分布式光伏逆变器的无功电压控制、功率因数调节、功率限制与电压支撑等功能，应与配电网电压调节手段协调配置，避免控制对抗与振荡。二次系统与运行控制总体要求继电保护与安全自动装置配置应满足选择性、灵敏性、速动性与可靠性要求，并与配电网既有保护体系协调配合，避免因分布式电源接入导致保护拒动、误动或级差失配。应结合运行管理要求配置必要的监测、控制与通信能力，满足分布式电源接入电网运行控制相关规范要求，具备事件记录、远方监视与必要的远方控制/限发接口条件。接入配电网设计规定并网点选择与接入方式并网点选择应综合考虑电网结构、负荷分布、设备裕度、供电可靠性、施工与运维条件以及电能质量影响，优先选择具备容量裕度、短路水平适宜、通信条件可满足、改造工作量较小且便于形成责任边界的节点。接入方式应与电压等级相匹配，并根据项目规模与区域接入密度选择“台区低压接入、10（20）kV馈线接入、专线接入、开闭所/环网柜接入、配变侧接入”等形式。对接入后可能产生显著反送电或电压越限风险的，应优先采用可分区控制或具备必要调节能力的接入方式，并明确运行方式约束条件。对采用用户侧接入的项目，应明确用户内部配电系统与公共电网的边界，校核用户内部配电设备能力、接线方式、短路容量与接地方式，避免用户侧薄弱环节成为并网安全短板。接入容量与配电网承载力校核设计应在并网点及相关上级节点开展接入容量校核，校核内容至少包括：主变与馈线热稳定容量、导线与电缆载流量、开关设备与母线电流能力、配变容量与台区低压线路能力、短路电流与开断能力、运行方式转换下的裕度等。设计应结合典型运行方式与最不利运行方式开展潮流与电压校核。对存在电压抬升、末端越限或反送电可能的，应提出工程措施或控制策略，并明确触发条件与可执行性。当电网企业要求开展分布式电源接入承载力评估或区域统筹校核时，设计应按其评价模型与边界条件提供必要参数与结果支撑，并在设计文件中明确采用的评估假设、约束条件与结论适用范围。一次系统与主要设备参数接入系统一次主接线应简洁清晰、运行灵活、检修方便，并满足配电网安全运行与倒闸操作要求。接入系统应配置满足短路水平与分断能力要求的开关设备，必要时配置隔离开关、接地刀闸与明显断开点，满足检修安全要求。升压变压器（如设置）容量选择应满足光伏阵列与逆变器出力特性、允许过载能力与温升要求，并考虑无功调节运行方式；并网电压等级与分接范围应与并网点电压水平匹配，避免因变比不合理导致长期无功占用或电压越限。电缆与导线选型应综合考虑载流量、压降、短路热稳定、敷设条件、环境修正系数与经济性；对高温、盐雾、强紫外、冰雪等特殊环境，应提高绝缘与防护等级并采取相应防护措施。电能质量控制与无功电压设计设计应对并网点电压偏差、谐波与三相不平衡影响进行评估，并按相关电能质量标准提出控制措施。对可能引起谐波放大或谐振的，应开展谐波源与系统阻抗分析，必要时配置滤波装置或调整逆变器参数，并明确滤波装置投切策略与保护配置。逆变器应具备满足并网要求的功率因数调节与无功输出能力，并与配电网电压调节系统协调。设计应明确无功控制策略与优先级，规定通信失效或异常工况下的降级策略。当接入点位于电压敏感区或末端长线路区域时，设计宜采用“源侧无功支撑+网侧电压调节+必要的工程改造”组合策略，并给出电压越限控制的触发门限、处置流程与责任边界。继电保护、自动化与防孤岛设计保护配置应覆盖并网点、接入线路、升压变、母线与关键设备，并与配电网馈线保护及重合闸策略协调。设计应考虑分布式电源对故障电流贡献的不确定性、故障方向变化与接地故障特性变化，合理选择保护原理与整定方案，并设置必要的反向功率、低电压/过电压、频率异常等保护功能。防孤岛保护应满足并网安全要求。设计应结合并网方式与运行管理要求，明确防孤岛措施组合，并规定试验与验收要求。对需要纳入配网自动化或调度管理的项目，设计应明确站内自动化终端配置、遥测遥信遥控点表、事件顺序记录与故障录波要求，并满足运行控制规范对可控与可监视的要求。保护与自动化设计的关键校核关系建议见表2，表2用于设计审查与一致性核对，不作为定值取值的直接依据。保护与自动化设计关键校核关系建议表校核对象主要校核内容设计输出要求并网点开关及保护分断能力、保护动作选择性、与馈线保护级差配合保护配置说明、整定原则、配合校核结论反送电与方向性故障方向变化、反向功率与方向元件适配方向性设置策略、典型工况说明重合闸与解列重合闸策略对分布式电源影响、解列后恢复条件重合闸配合说明、防孤岛联动逻辑通信与遥控通信链路可靠性、遥控闭锁条件、失联降级策略点表、链路方案、失联处置与闭锁逻辑数据与事件记录关键事件可追溯性、时间同步事件记录清单、时间同步方案与验收条款计量、通信与网络安全接口设计计量配置应满足电量结算与运行管理需要，明确计量点位置、计量装置精度等级、互感器参数与二次回路设计，并满足电网企业计量接入与检定管理要求。通信方案应满足可观可测可控要求，明确通信介质、协议与接口、主站对接方式、数据刷新周期与时延要求、通信冗余以及网络边界防护措施。涉及远方控制、功率限制、参数下发与数据上送的，应设置访问控制、身份认证、日志审计与必要的加密措施，满足数据安全与网络安全管理要求，并明确运维权限边界与变更控制流程。接地与防雷设计接地系统设计应满足人身与设备安全要求，并与接入配电网侧接地方式协调一致。对逆变器、汇流箱、配电柜、金属支架与电缆屏蔽层等，应按系统接地方案进行可靠连接，避免形成危险接触电压与跨步电压。防雷设计应结合工程所在地雷暴日、地形地貌与结构高度等因素，采取外部防雷与内部防雷相结合的措施。应合理配置浪涌保护器（SPD）分级防护，明确安装位置、参数选型与失效告警（如适用）要求，并与接地系统形成协调配合。计算与校核一般规定接入配电网设计应开展必要的计算分析与校核，计算边界应覆盖并网点、相关上级节点以及受影响馈线/台区的关键设备与关键运行方式，确保接入后满足电网安全、设备能力、电能质量与运行控制要求。计算与校核应基于经确认的设计输入参数开展，关键参数应标注来源、取值依据与有效期；当并网条件、配电网结构或运行方式发生变化时，应开展影响复核并更新计算结论。计算工况应至少包括典型运行方式与最不利运行方式。最不利运行方式宜考虑高出力低负荷、馈线末端接入、检修转供、主变高负荷或低电压运行等情形；对高渗透率区域，还应考虑多电源叠加出力的极端工况。潮流与电压校核设计应对接入前后配电网潮流分布变化进行分析，明确反送电范围、方向变化节点以及可能产生的设备过载风险。设计应开展电压校核，确保并网点及相关节点电压在允许范围内，且不引起电压越限持续化或电压波动加剧。电压校核应考虑以下因素：a)逆变器无功控制策略与调节能力；b)配电网有载调压、无功补偿投切等现有调节手段；c)线路压降、接入点阻抗、变压器分接与台区负荷分布；d)高出力低负荷时的电压抬升与末端越限风险。当电压校核不满足要求时，应提出可实施的技术措施与控制策略，并在设计中明确措施的适用工况、触发条件与责任边界。措施可包括但不限于：无功电压控制参数优化、限发策略、线路或变压器增容改造、分接点调整、无功补偿或滤波装置配置等。短路电流与设备开断能力校核设计应开展短路电流校核，校核范围宜覆盖并网点、接入线路、相关开关站/环网柜、上级变电站母线及受影响馈线关键节点。校核应至少验证以下内容：a)开关设备额定短路开断能力与关合能力满足最大短路电流要求；b)母线、导体、互感器等设备的动热稳定满足短路耐受要求；c)故障电流贡献特性变化不会导致保护配合失效（与6.4联动校核）。对逆变器型分布式光伏，故障电流特性与持续时间受控制策略影响明显。设计应采用电网企业或设备厂家提供的等效模型与参数，并明确采用的故障电流倍数、持续时间与控制模式假设。继电保护配合与安全自动装置校核设计应开展继电保护配合校核，确保在不同运行方式与故障类型下保护装置满足选择性、灵敏性、速动性与可靠性要求。保护配合校核应重点关注以下问题：a)反送电导致故障电流方向变化，方向元件或反向功率元件的适配性；b)分布式电源接入导致馈线故障电流分布变化，过流保护灵敏度与级差关系；c)接地方式与接地故障电流特性变化对零序保护、接地选线与消弧线圈的影响；d)重合闸策略与解列逻辑对防孤岛与恢复供电的影响；e)并网点解列装置、并网开关与上级开关的联动与闭锁逻辑。当保护配合存在风险时，应通过调整保护配置、优化整定原则、增设方向元件或改变并网点位置等措施消除风险，并在设计文件中给出配合校核结论与必要的整定原则说明。电能质量影响评估设计应评估接入后对电能质量的影响，至少包括谐波、电压波动与闪变（如适用）、三相不平衡等。谐波评估应考虑逆变器谐波注入特性、配电网阻抗、并联电容或滤波装置引起的谐振风险、区域内多电源叠加效应等。必要时应提出滤波或抑制措施，并明确投切策略、保护配置与维护要求。对低压台区接入、单相逆变器接入或负荷不平衡明显的场景，应重点评估三相不平衡风险，并通过相别优化接入、均衡分配容量、设置相不平衡监测与必要控制策略等方式降低风险。通信与可控性校核对纳入可观可测可控管理的项目，设计应校核通信链路能力、数据刷新周期、时延与可靠性满足运行控制要求，并明确通信失效时的降级策略与安全边界。当系统采用远方限发、功率控制或无功指令下发时，应校核控制闭环的可达性与安全性，明确指令下发、执行反馈与异常闭锁机制，避免误控或失控。施工图设计与技术文件一般规定施工图设计文件应完整表达接入系统的一次与二次设计内容，满足施工、安装、调试、验收与运维移交需要，并与并网条件、接入方案及校核结论保持一致。施工图设计应明确责任边界，清晰界定发电侧与电网侧设备范围、产权分界、运维分界以及计量与通信边界，避免后续验收争议。一次系统设计文件在一次系统方面，施工图文件应至少包含以下内容。为便于执行，文件编制前应以说明文字明确各项成果的用途、深度与对应的校核依据，然后再列出交付清单：a)接入系统一次主接线图、并网点接线与明显断开点示意；b)主要电气设备选型与参数表（不另设表格时，可在设备清册或图纸说明中表达），包含开关设备、变压器、电缆导线、母线、SPD、无功补偿/滤波装置等；c)线路路径与敷设方式、通道与土建接口条件；d)接地网布置、防雷措施与等电位连接说明；e)施工安装技术要求、试验项目与验收要点引用（可作为图纸说明条款）。二次系统设计文件在二次系统方面，施工图文件应至少包含以下内容，并在说明中明确保护与自动化配置原则、通信边界与点表口径：a)继电保护原理图、二次接线图与端子排图；b)保护定值整定原则与配合说明（可不给出最终定值，但应给出整定范围、逻辑与校核依据）；c)防孤岛措施设计说明、解列逻辑与闭锁条件；d)自动化终端（DTU/FTU/TTU或站控系统）配置、遥测遥信遥控点表与事件记录要求；e)计量回路二次接线、互感器选型与计量点配置说明；f)通信网络拓扑、接口协议、地址规划、时间同步（如适用）与网络安全边界防护措施；g)二次电源系统设计（直流系统、UPS或站用电源方案）与可靠性说明（如适用）。设计交底与变更控制设计单位应开展设计交底，重点说明并网点选择依据、关键校核结论、关键设备选型理由、保护与控制策略、施工风险点与质量控制点。工程实施期间出现并网条件变更、设备型号变更、通信方案调整、接入方式调整等情形时，应执行设计变更管理，复核对潮流、电压、短路、保护配合与电能质量的影响，并形成变更闭环文件。并网调试与验收一般规定并网调试与验收应以设计文件、设备技术条件与并网管理要求为依据，确保一次设备、二次保护、通信计量与控制功能满足投运条件，且不引入新的系统性风险。并网调试应坚持“先单体、后系统；先本地、后远方；先保护安全、后优化控制”的顺序。对涉及电网安全的关键功能应优先验证。单体试验与系统联调单体试验应包括开关设备机械与电气特性试验、变压器试验、电缆耐压与绝缘试验、接地电阻测试、SPD与防雷系统检查、二次回路绝缘与导通检查等，并形成可追溯记录。二次系统联调应至少包括：保护装置定值核对与动作试验、跳合闸回路与闭锁回路验证、遥测遥信遥控联调、事件记录与告警联调、时间同步与对时验证。通信联调应验证链路可用性、带宽与时延满足要求、接口协议与点表一致、数据质量稳定、异常情况下的降级策略有效。涉及公网或无线链路的，应验证网络安全边界措施与访问控制策略有效。并网功能试验与运行控制验证并网功能试验应覆盖逆变器并网/解列控制、功率爬坡与限功率、功率因数与无功调节、电压支撑、频率响应、低电压/高电压穿越等能力，并确保与配电网控制策略协调。防孤岛试验应在满足安全条件下实施，验证防孤岛功能与解列装置动作逻辑有效，且动作时间满足要求；试验过程应做好风险控制与现场安全措施。当项目纳入可调可控管理并需接受远方控制时，应验证远方限发/停机指令下发、执行反馈、越权防护与通信失效降级策略，确保不会因误指令导致安全风险。验收资料与投运条件验收资料应完整、真实、可追溯，至少包括：竣工图（含变更记录）、设备出厂与试验报告、单体与联调试验记录、保护整定单与配合说明、计量检定资料、通信与网络安全测试记录、并网功能试验记录、缺陷整改闭环记录等。投运条件应满足一次设备状态良好、二次保护与闭锁逻辑正确、计量准确、通信稳定、控制功能可用、运行规程与应急预案到位、运维人员培训完成等要求。对遗留缺陷应分类处置，明确消缺期限与风险控制措施。运行维护与资料移交运