分布式光伏接入配电系统典型设计(试行) 2022版

安徽省分布式光伏接入配电系统典型设计(试行)太阳能发电作为可再生能源开发利用的重要形式，不但具有取之不尽、用之不竭的特点，而且无污染、分布广，是世界各国争相发展的重点。我国太阳能资源丰富，适合发展光伏发电的地区约占全国总面积的九成以上。分布式光伏发电作为太阳能光伏发电的一种，近年来发展迅速。分布式光伏发电具有投资规模小、经济效益高、安装形式灵活等特点，适合在城市、乡镇、农村各类地区开发建设。发展的重点，分布式发电也将迎来快速增长。今年上半年，发改委提出了整县 (市、区)屋顶分布式光伏开发的新模式，进一步推动分布式光伏在城乡全面铺开。县域配电网基础薄弱，整县(市、区)分布式光伏开发带来的发电随机波动、发用匹配失衡、电能质量越限等问题将严重威胁电网稳定、设备健康与用户用电安全，如不采取有效解决措施必然影响分布式光伏的开发利用，也将阻碍电力能源的低碳化转型进程。开展分布式光伏设计与并网方案研究，探索满足分布式光伏开发与电网安全稳定的并网方式，能够规范分布式光伏的建设与并网环节、降低分布式光伏运行对配电网的影响、提高配电网对分布式发电的消纳能力、促进配电网源网荷储协调发展、提升配电网运维管理水平，支撑新型电力系统建设。典型设计编制依据以下主要原则：安全性：保证发电设备、电网设备、用户设备及电力系统的安全可靠运行。协调性：充分考量配电网承载能力，合理布局，优化并网方式，促进分布式光伏发电与配电网建设和谐统一，实现共赢。先进性：吸收设备与设计的最新技术成果，确定经济合理的设备与技术参数，体现电网数字化、智能化、网络化发展方向，突出并网设施可观、可测、可控，达到工程技术与管理的先进水平。系统性：综合考虑各类地区的实际情况，针对不同应用场景、不同规模、不同约束条件，提出具有系统适应性的典型并网模式及相应的设计方案，突破局部、单点的方式，拓展至县域(市、区)的整体并网方案，形成可复制、可借鉴、可推广的设计成果。本典型设计编制工作由国网安徽省电力有限公司设备管理部统一组织，国网安徽省电力有限公司电力科学研究院为技术牵头单位，组织合肥供电公司、蚌埠供电公司、六安供电公司、芜湖供电公司等单位共同开展编制工作。(1)统一组织、分工负责。发挥公司集约化管理的优势，统一组织优秀技术力量，开展深化研究工作。(2)加强协调、控制进度。牵头单位精心组织，积极协调，各参编单位全力投入，按照统一进度安排开展工作，按时优质完成典设编制。(3)设备部指导、专家把关。编制工作由设备部深度参与指导，与公司配电网建设运维方向高度契合，编制过程由公司专家团队技术把关，先后完成了全省范围意见征求、专家评审和修订完善，确保技术路线和方案正确可行。分布式光伏典型设计方案以分布式光伏并网设计方案为核心，涵盖并网工程一次系统、二次系统、通信、计量等专业及相关设施设计图册，形成可参考的完整技术方案。针对整县(市、区)屋顶分布式光伏开发的不同场景与电网条件，梳理总 第2章典型设计工作过程典型设计编制过程中的主要节点时间及主要事件和成果形式等。自2021年8月启动屋顶光伏接入配电网典型设计方案编制，经过调研、研讨、编制、意见征集、完善修改，完成分布式光伏接入配电系统典型设计技术原则、接入配电系统典型方案及相关图册绘制。(1)广泛调研，分析光伏并网接入主要原则与影响因素在广泛调研各省市屋顶光伏接入系统方案应用情况基础上，围绕新型电力系统构建，结合台区智能融合终端等关键设备技术储备，研究明确整县屋顶光伏的并网接入原则，即接入电压等级、接入形式(交流或直流)应根据装机容量(以单个并网点汇集规模计算)、传输能力、对电网造成的影响等因素进行选择。(2)深入研究，完善屋顶光伏接入配电网工程的技术原则计技术原则。技术原则分为并网点及接入方案、主设备选择、继电保护装置、通信与控制和计量六个部分。(3)总结经验，形成分布式光伏接入典型设计方案形成10千伏接入、台区交流接入、台区直流接入以及柔性互联台区接入等10类全场景典型设计方案，满足工程设计内容深度要求，引导屋顶光伏友好有序接入配电网。其中10千伏交流接入4类场景，含接入公共电网变电站、配电室、线路及用户配电设施等应用条件；380V交流接入4类场景，含接入公共电网配电箱、线路、柱上变及用户侧低压配电设施等应用条件，增加了台区柔性互联应用场景；±375V直流接入2类场景，主要针对柔性互联台区的直流侧集中及分散接入。(4)充分征求意见，修改完善设计成果充分征求公司各部门及省市公司意见，吸收有益经验，对分布式光伏接入配电系统技术原则和典型设计方案进行系统修改完善，形成报批稿。第3章典型设计依据国家能源局关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知(国能新能〔2013〕296号)国家能源局关于印发大力发展分布式发电若干意见的通知(国能新能〔2013〕366号)国家能源局关于印发分布式光伏发电项目管理暂行办法的通知(国能新能〔2013〕433号)国家发展改革委关于印发《分布式发电管理暂行办法》的通知(发改能源〔2013〕1381号)国家电网办[2013]1781号国家电网公司关于印发《分布式电源并网相关意见和规范(修订版)》的通知国家能源局关于《进一步落实分布式光伏发电有关政策》的通知(国能新能〔2014〕406号)国家能源局关于减轻可再生能源领域企业负担有关事项的通知(国能发新能〔2018〕34号〕国家能源局综合司关于征求《分布式发电管理办法(征求意见稿)》意见的函(2018年3月)国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知(征求意见稿)(2021年1月)国家能源局关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知(国能国家住房和城乡建设部、科技部、工业和信息化部、生态环境部、乡村振兴局等15部门《关于加强县城绿色低碳建设的意见》(建村〔2021〕45号)国家能源局综合司《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》(发改办运行〔2021〕445号)3.2主要设计标准、规程规范光伏系统并网技术要求光伏发电系统接入配电网技术规定交流无间隙金属氧化物避雷器电能质量供电电压偏差电能质量电压波动和闪变电能质量公用电网间谐波电能质量三相电压不平衡电能质量监测设备通用要求供配电系统设计规范GB50053-201320kV及以下变电所设计规范GB4208-2017外壳防护等级(IP代码)GB13955-2017剩余电流动作保护装置安装和运行GB/T14285-2016继电保护和安全自动装置技术规程GB2894-2016安全标志及其使用导则GB50169-2016电气装置安装工程接地装置施工及验收规范DL/T448-2016电能计量装置技术管理规程DL/T516-2017电力调度自动化系统运行管理规程DL/T544-2012电力通信运行管理规程DL/T599-2016城市中低压配电网改造技术导则DL645-2007多功能电能表通信协议DL/T825-2021电能计量装置安装接线规则DL/T5202-2004电能量计量系统设计技术规程DL/T634.5101-2002远动设备及系统第5-101部分传输规约基本远动任务配套标准DL/T634.5104-2002远动设备及系统第5-104部分传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问NB/T32004-2018光伏发电并网逆变器技术规范Q/GDW380.2-2009电力用户信息采集系统管理规范第二部分：通信道建设管理规范88I4.1总则本典型设计主要针对整县分布式光伏开发模式下分布式光伏发电系统接入公共配电系统或用户配电系统，也可用于非整县开发模式下的分布式光伏及农村扶贫光伏接入配电系统工程设计。分布式光伏接入中低压配电系统典型设计方案的选择应遵循安全可靠的原则，兼顾先进性和灵活性，因地制宜开展新技术与新装备的应用，使分布式光伏具备可观可测可调可控的能力，保障电网稳定运行。本典型设计技术原则与方案主要适用于分布式光伏以10kV及以下电压等级接入配电网，且单个并网点总装机容量小于6MW的分布式光伏接入配网工程典型方案设计，分布式光伏发电系统设计应参照接入系统相关技术要求。4.2并网点及接入方案分布式光伏可接入公共电网或用户电网，并网点应根据消纳能力及周边电网情况进行灵活选择。(1)柔性互联装置直流母线、线路。(2)T接于柔性互联装置直流馈出线路。(1)公共电网低压综合配电箱/线路。(2)公共电网配电室、箱变或柱上变压器低压母线。(3)用户配电箱/线路、配电室、箱变或柱上变压器低压母线。(1)公共电网变电站、开关站10kV母线。(2)公共电网环网箱(室)、配电室或箱变10kV母线。(3)T接公共电网10kV架空线路。(4)用户开关站、环网箱(室)、配电室或箱变10kV母线。4.2.2接入方案分布式光伏接入电压等级、接入形式(交流或直流)应根据装机容量(以单并网点汇集规模计算)、传输能力、对电网造成的影响等因素进行选择。同时考虑到直流建设成本，±375V直流接入方式宜适用于公司安排部署的试点项目，此外均需结合实际情况考虑直流建设改造方案。综上所述，分布式光伏接入配电系统方式参考如下：(2)分布式光伏接入容量≤400kW、并网线路长度介于500m~1000m之间(3)分布式光伏接入容量介于400kW~500kW之间且并网线路长度交流接入方式；(5)分布式光伏接入容量介于500kW~6MW的，采用10kV交流接入方表1-1分布式光伏接入配电系统方式的选择光伏接入工程开断设备应配置断路器；对于存量光伏，公共连接点为负荷开关的，应改造为断路器并满足相应要求。(1)分布式光伏直流(±375V)接入时，应选用直流专用断路器。开断设备应无极性，具备明显开断点、具备直流灭弧、双向开断故障电流功能。开断设备宜选用不自复方式。接入容量接入方式，//方式或10kV交方式或10kV交式10kV交流接(2)分布式光伏220/380V交流接入时，开断设备应设置明显开断点。并(3)分布式光伏10kV交流接入时，开断设备应易操作、可闭锁、可遥控，宜选用高压开关柜或一二次融合断路器设备，具备接地、故障电流开断功能。故障开断电流一般不小于20kA。开断设备应配置相应的保护装置，保护装置应具备过流保护、零序过流保护、电能质量监测等功能，并能将信息上送。4.3.2并网变换器依据以上分布式光伏接入配电系统方式，形成典型设计方案10个，方案概述详见附录。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。新建光伏并网变换器应支持最大功率点跟踪(MPPT,MaximumPowerPointTracking)功能，光伏直流并网变换器(DC/DC)应支持功率调节，光伏交流并网逆变器(DC/AC)应支持有功功率和无功功率调节。光伏直流并网变换器(DC/DC)应具备防雷、剩余电流保护、直流过欠压保护、过流保护、直流主动灭弧等功能；光伏交流并网逆变器(DC/AC)应严格执行GB/T37408-2019相关要求。10l光伏并网变换器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低电压穿越等相配合，时限上互相匹配。柔性互联装置应用条件：(1)当分布式光伏选择采用直流方式接入台区而配电台区无直流并网点时，宜选用柔性互联装置；(2)当不同配电台区能够通过功率互济匹配促进分布式光伏就近消纳、提升配变设备利用率，且台区空间距离满足互联条件时，宜选用柔性互联装置实现台区柔性互联。台区柔性互联系统：利用柔性互联装置构成的多台区低压直流互联系统称为台区柔性互联系统。台区柔性互联系统应具备台区侧负载均衡、故障下快速转供、无功电压调节功能，宜具有主动三相不平衡治理功能，并能根据台区智能融合终端控制指令进行实时控制。通过台区柔性直流互联可缓解末端负荷上升导致的电压下降、高渗透率分布式电源并网电压质量、相邻台区负载率差异大与不均载等问题，实现配电台区末端系统正常运行时的动态增容和故障下的转供电，提升供电可靠性与分布式电源接纳能力。台区柔性互联系统中柔性互联装置宜采用分散式部署模式，每台柔性互联装置容量应不超过所对应配电变压器容量。当柔性直流系统采用不接地或高阻接地设计时，应配置绝缘监测功能，实时监测直流单极接地故障。分布式光伏并网条件下，利用柔性互联装置构建台区柔性互联系统应利用不同配电台区负荷空间不匹配特性、时间不匹配特性，保证互联后的各互联台区因分布式光伏引起的反送负载率核算均低于25%。基于上述要求，构建台区柔性互联系统的原则如下：(1)因分布式光伏引起的台区反送负载率达到或测算达到25%、不超过50%时，可采用柔性互联装置构建台区柔性互联系统；(2)因分布式光伏引起的台区反送负载率达到或测算达到50%、不超过80%时，宜采用柔性互联装置构建台区柔性互联系统；(3)因分布式光伏引起的台区反送负载率达到或测算达到80%以上，综合考虑应用场景实际需求，优先采用柔性互联装置构建台区柔性互联系统。(1)直流(±375V):无需配置无功设备。(2)交流380V/220V:通过交流380V/220V电压等级并网的分布式光伏(3)交流10kV:分布式光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足GB/T29319(光伏发电系统接入配电网技术规定)的要求，功率因数应实现0.95(超前)～0.95(滞后)范围内连续可调，选择合理的无功补偿措施，必要时安装动态无功补偿装置；可利用逆变器的无功调节能力实现对系统的无功调节。若分布式光伏系统接入用户内部，用户功率因数应满足相关要求。4.3.5反孤岛装置分布式光伏接入容量超过本台区配变额定容量25%时，配变低压侧刀熔总开关应改造为断路器型低压总开关，并在配变低压母线处装设反孤岛装置。光伏采用直流接入时，柔性互联装置的电力电子变换器应与反孤岛装置间具备操作闭锁功能；光伏采用交流接入时，低压总开关应与反孤岛装置间具备操作闭锁功能；若台区间有联络，联络开关也应与反孤岛装置间具备操作闭锁功能。分布式光伏向所接入的配电网送出电能的质量，应满足GB/T14549、GB/T量监测装置实现在线监测。装设应满足GB/T19862要求的A级电能质量监测装置。当分布式光伏发电接入导致电能质量指标不满足要求时，光伏发电侧应安装电能质量治理设备。(1)分布式光伏以直流(±375V)电压等级接入电网时，电能质量参数包括电压偏差、纹波等。(2)分布式光伏以交流220/380V电压等级接入电网时，电能质量参数包括谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等。(3)分布式光伏以交流10kV电压等级接入电网时，对于电能质量要求较高。电能质量参数包括三相电压不平衡、电压暂降/短时中断、快速电压变化、谐波/间谐波THD、闪变，三相电流不平衡度、谐波ThD,频率、功率因数等，需要在并网点安装电能质量监测装置，变电站内同步对该馈线的电能质量进行监测。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《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB50064、《交流电气装置的接地设计规范》GB50065和《建筑物防雷设计规范》GB50057的要求，装设避雷器和接地装置。(1)直流系统：采用适配±375V电压等级的直流线路浪涌保护器。(2)交流系统：10kV系统采用交流无间隙金属氧化物避雷器进行过电压保护。220/380V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。(3)二次系统：应防止雷击感应影响二次设备安全及可靠性，全部金属(4)设水平和垂直接地的复合接地网。接地体一般采用镀锌钢，腐蚀性高的地区宜采用铜包钢或者石墨。接地电阻、跨步电压和接触电压应满足规程要求。(5)架空线混凝土杆塔、环网箱(柜)复合接地网设计应满足有关规范接地电阻值要求，在不满足时应设置专用接地装置。4.3.8台区智能融合终端配电台区应配置新型智能融合终端。当台区接入分布式光伏时，台区智能融合终端应具备以下功能：(1)台区智能融合终端应具备交流采样、状态量采集、事件上报等功能，实现台区运行数据全方位监测，能够对光伏并网智能断路器(或称光伏分界开关)、逆变器进行监测和管控，将监测能力延伸至低压用户。支持与用电信息采集系统和配电自动化主站交互，同时兼容与物联管理平台交互；应支持主站定时召测终端采集和存储的信息。(2)台区智能融合终端之间应支持低压柔性互联的台区间并网运行功率转供、故障转供、电能质量综合治理功能，实现台区间信息快速交互和分析处(3)台区智能融合终端支持的通信协议应包括远程通信协议、本地通信应支持DL/T645-2007及DL/T698.45,支持终端连接的已(4)台区智能融合终端安全防护应采用国家密码管理局审批的密码算法；应采用安全芯片，实现终端数据安全交互和终端安全接入所用密钥的生成、存储和使用；接入主站应基于数字证书实现终端接入网关时的双向身份认证，并建立终端与安全网关加密隧道；应采用设备唯一标识和数字证书相结合的方式，实现终端接入主站时的双向身份认证。(1)分布式电源的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。(2)分布式光伏的继电保护应以保证公共电网的可靠性为原则，兼顾分布式光伏的运行方式，采取合理的保护方案。(3)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。(4)分布式光伏的接地方式应与电网侧的接地方式相适应，并应满足保护配合的要求。(5)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。(1)直流(±375V)电压等级接入各直流并网点断路器应具备过流保护功能且能分断正向与反向电流。当柔性直流系统采用不接地或高阻接地设计时，应配置绝缘监测功能，实时监测直流单极接地故障。分布式光伏以220/380V电压等级接入公共电网时，并网点和公共连接点分布式光伏采用专用送出线路接入变电站、开关站、环网室(箱)、配电室或箱变10kV母线时，宜配置(方向)过流保护，也可配置距离保护；当上述两种保护无法整定或配合困难时，应增配纵联电流差动保护。分布式光伏采用T接线路接入系统时，宜在分布式光伏并网点配置无延时过流保护反映内部故障并配置联切装置。4.4.3系统侧保护校验及完善(1)分布式电源接入配电网后，应对分布式电源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)分布式电源接入配电网后，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的要求。(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，则变电站或开关站侧应配置保护装置，快速切除母线故障。分布式光伏应具备快速检测孤岛且断开与电网连接的能力。防孤岛功能可以由独立装置实现，也可以由逆变器实现。防孤岛保护动作时间应与电网侧备自投、重合闸动作时间配合。分布式光伏逆变器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低电压穿越等相配合，时限上互相匹配，符合GB/T37408《光伏发电并通信通道要求通道应根据分布式光伏的电压等级、接线形式、继电保护和调度自动化方式提出的要求进行配置。(2)自建通信通道应具备故障监测、通道配置、安全管理、资源统计等维护管理功能。(3)分布式光伏接入系统通信通道安全防护应符合国家发改委2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》、国能安全〔2015〕36号国家能源局关于印发《电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范》的通自动化建设与改造标准化设计技术规定》和Q/GDW380.2《电力用户信息采集系统管理规范第二部分：通信道建设管理规范》等相关规定。通信方式分布式光伏接入系统应因地制宜的选择下列通信方式，传输遥测、遥信、遥控、遥调信息以及其他安全自动装置的信息，方式应满足信息采集与控制需(1)光纤通信缆，光缆芯数12-24芯，纤芯均应采用ITU-TG.652光纤。结合当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技术等多分布式光伏接入可采用无线网络通信方式，包括微功率无线本地通信，无线公网/专网远程通信(支持2G/3G/4G,宜支持5G),当有控制要求时，不应采用无线公网通信方式。(3)电力线载波在10kV配电网中采用中压电力线载波技术，低压交流并网可采用低压电4.5.2控制要求能基础上，进一步增强直流母线电压稳定控制功能。分布式光伏接入时，应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的二次安全防护总体原则，需在台区智能融合终端、配电自动化终端等终端采集设备采取相应的安全防护措施。分布式光伏10kV接入时，测控装置应能够实现接受对时功能，可以采用(1)当分布式光伏有控制要求时，应明确参与控制的上下行信息及控制方案。(2)以交流10kV接入的分布式光伏应具备接受控制指令并执行相关控制要求的能力，包括启动、并网、退出、功率调整等。(3)以交流220/380V接入的分布式光伏应根据管理要求具备接受控制的功能，宜通过光伏并网智能断路器(或称光伏分界开关)执行台区智能融合终端下达的控制指令。(4)以直流接入的分布式光伏可参照交流接入台区的分布式光伏控制方式及要求。光伏直流并网变换器应具备功率控制、直流电压控制、过欠压/过流保护、故障告警及恢复并网等功能。(5)台区柔性互联控制要求光伏交流接入台区时，柔性互联系统应具备台区侧负载均衡、故障下快速转供、无功电压治理功能，宜具有主动三相不平衡治理，并根据台区智能融合终端控制指令进行实时控制。光伏直流接入台区时，柔性互联系统应在以上功分布式光伏接入电网计量应采用智能电能表(以下简称“电能表”)。关口计量电能表一般情况下设置在产权分界点(最终按用户与业主计量协议为准),用于用户与电网间的上、下网电量分别计量；并网计量电能表，装于分布式光伏并网点，用于发电量统计，为电价补偿提供数据。用户自用电线路处安装电能表，用于计量用户用电量。接入公共配电系统的分布式光伏，并网电能表和关口计量表可合一设置，关口计量电能表同时也可用做并网电能表。以±375V电压等级直流接入的分布式光伏发电系统的电能计量装置应具备直流电流、直流电压、电量等信息采集和正负极电压不平衡监测功能，具备上传接口，计量装置应符合现行行业标准DL/T448《电能计量装置技术管理规程》和DL/T5137《电测量及电能计量装置设计技术规程》的规定。(1)±375V电压等级接入的分布式光伏发电系统电能表采用单套配置。电能计量装置应具备双向功率计量功能、事件记录功能及电流、电压信息采集功能。电能表应配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能，通信协议符合DL/T645。(2)计量准确度要求以±375V电压等级接入的关口计量点电能表准确度等级应不低于0.5级，电压互感器的准确度等级应不低于0.2级，电流互感器准确度等级应不低于0.54.6.3交流计量配置议符合DL/T645。(1)通过10kV电压等级接入的分布式光伏发电系统，关口计量点应安装(2)计量准确度要求(1)10kV电压等级接入时，关口计量点宜设置专用电能量信息采集终端，采集信息可支持接入多个电能信息采集系统。(3)同一用户多点、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。第5章基于柔性互联的分散式光伏直流并网方式(GF本方案为直流±375V分散式光伏直流并网方式，光伏T接于柔性互联装置直流馈出线路。适用条件满足：1)因光伏造成的台区反送最大负载率达到或测算达到25%以上；2)选择互联的台区在互联后，各互联台区因分布式光伏引起的反送负载率核算均低于25%;3)选择互联台区内光伏装机容量之和不超过互联台区10kV变压器容量之和的50%。本方案通过±375V直流线路实现各台区柔性互联装置的直流母线互联，以实现对台区交流侧接入光伏的优化管控。考虑到建设成本，直流建设方案在国网公司部署安排试点项目中推荐使用，除此之外应酌情使用。柔性互联装置分别部署于各互联台区，其交流端口与台区公共电网配电室、箱变或柱上变压器380V低压母线的馈出线进行连接。柔性互联装置的交流侧进出线采用架空绝缘导线或电缆，直流侧进出线采用电缆。直流接线距离不超过1000m,分散式光伏接入点与所连接的台区柔性互联装置直流母线的直流接线距离不超过1000m。本方案根据技术原则确定的预定条件开展设计，方案技术条件见表5-1。表5-1基于柔性互联装置的分散式光伏直流并网方式(GF750DC(THL)项目Ⅱ型柔采用台区就近配置模式，户外部署防护等级不低于IP54。性互内部集成柔性互联单元，备用电源、控制保护系统、通信，1联装具备一路交流端口，不少于三路直流端口，柔性互联单元1置容量不大于互联台区容量等级，额定互联电压为±375V。IT系统中配置低压直流安全监控装置(如绝缘监测等)。当系统为高阻接地且配置绝缘监测装置时，需考虑与绝缘电阻检测和剩余电流监测等防护措施的配合。根据国标GBT13955-2017《剩余电流动作保护装置和运行》中第4.2.4直流2条款要求IT系统的电气线路或电气设备可以针对外露的漏保2可接触不同电位的导电部分保护性安装剩余电流保护装置。剩余电流保护装置动作电流值、动作时间可整定。配合支路剩余电流保护装置，按要求实现干线回路报警或跳直流输入电压范围300V~730V,输出直流电压允许范围3并网600V~800V(额定750V)。电压调整率、负载调整率、稳34567名称融合电能表设备接地内容采用交流三相四线供电，电源出现断相故障，即断一相或两相电压的条件下，交流电源能维持终端正常工作。与主站通讯方式应支持DL/T634.5101、DL/T634.5104、功率因数采集误差不高于±1%,频率测量误差不高于0.01Hz。应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用软件；应具备配电、营销双安全认证与数据加解密机制。安装位置：电能量关口计量点设在光伏并网接入箱，按要求配置计量表计。技术要求：关口计量点按单表设计，关口计量点电能表准确度等级不应低于0.5级，电压互感器的准确度不应低于0.2级，电流互感器准确度不应低于0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向功率计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集功能，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DL/T645。计量表采集信息应接入电网管理部门电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。并网点采用直流断路器参照技术原则中防雷接地及电压防护的要求。(1)本方案采用多回线路将分布式光伏电源接入与Ⅱ型柔性互联装置直流配电柜母线或母线馈出线路相连的±375V直流线路。(2)接入系统方案需结合电网规划、分布式电源规划，按照就近接入、就近平衡消纳的原则进行设计。(3)接入系统示意图详见附图。5.3.1主要电气设备、导体选择(2)并网变换器光伏并网变换器应具备最大功率点跟踪的功能，直流输入电压范围300V~730V,输出直流电压允许范围600V~800V(额定750V)。电压调整(3)导体选择直流互联导线及间隔进线选择：选用ZC-YJV-1kV电缆。5.3.2接地、绝缘检测(1)浮地设计直流系统接地宜选择为IT不接地系统，即电源侧悬浮，设备侧外壳接地。当电源侧采用高阻接地时，需考虑与绝缘电阻检测和剩余电流监测等防护措施的配合。(2)绝缘监测绝缘监测装置的监测功能不应受直流母线运行方式的影响，符合现行应具有以下功能：1)实时监测和显示直流电源系统直流母线电压、直流正负母线对地电压、直流正负母线对地绝缘电阻和直流支路正负对地绝缘电阻；2)具有监测直流系统故障类型的功能，包括直流接地故障、两组直流环网故障以及交流窜入直流故障；3)具有对各种绝缘击穿工况进行监视的功能；4)具有自检和直流故障报警与选线功能；5)具有与上位机通信功能。等电位联结和保护接地，参考交流系统相关设计规范执行。5.4电气二次部分5.4.1台区融合终端台区融合终端装设地点可根据实际情况确定，应部署于台区变压器低压侧，宜安装在配电房、配电柜或集装箱内。若集中式柔性互联装置部署位置距各台区均较远，应在集中式柔性互联装置付近(如二次柜)安装一台融合终端。技术要求电压、电流采集误差不高于±0.5%,有功功率、无功功率、功率因数采集误差不高于±1%,频率测量误差不高于0.01Hz。应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用软件；应具备配电、营销双安全认证与数据加解密机制。1)电网进线、储能回路及其它重要出线宜装设保护装置。2)保护装置应能够识别各种类型的故障及不正常运行方式，保护原理及功能应简单可靠，对同一类型故障，无需双重化保护；在无通信条件下，保护应有一定的选择性与灵敏性；保护应有足够的可靠性抵御暂态冲击电3)保护配置应充分考虑并网变换器控制灵活多变及非线性工作特点，为提高保护性能，可以与并网变换器控制进行配合。直流环节配置绝缘监测装置和750V直流断路器，宜配置低压直流母线保护。光伏支路、柔性双向变换器支路以及柔性互联装置均具备双向限流功能，光伏支路断路器与光伏变换器配合作为一级保护，光伏分支箱接入断路器作为二级保护，柔性双向变流器下端口断路器以及柔性互联装置作为三级保护。根据国标GBT13955-2017《剩余电流动作保护装置和运行》中第4.2.4条款要求IT系统的电气线路或电气设备可以针对外露的可接触不同电位的导电部分保护性安装剩余电流保护装置。用户负荷处配置两级剩余电流保护，用户负荷总进口配置一级直流剩余电流保护，用户末端支路配置无延时直流剩余电流保护作为二级保护，其额定剩余动作电流不超过当配置储能系统时，储能系统需配置合理的断路器等保护器件，并与宜配置绝缘监测、剩余电流保护等保护措施。当短路故障时，可通过断路器与储能变换器进行配合保护。安装位置电能表装设位置分别位于各光伏并网点的下端以及储能(如有)充放电装置的上端，在柔性互联装置柜体内预留针对于AC/DC双向变流器的电表安装位置。关口计量点电能表为交流电表时：关口计量点电能表为直流电表时：准确度等级不应低于0.5级，电压互感器的准确度不应低于0.2级，电流互感器准确度不应低于0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向功率计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集功能，配有标准通信接口，具备本地通信功能，电能表通信协议符合DL/T6455.4.4远动及通信直流并网断路器或并网变换器采集光伏并网点电压、电流、开关量等信息并上传至柔性互联装置，通过柔性互联装置上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至配电自动化主站。电能表计采集光伏并网点电压、电流、电能量等信息并上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至用电信息采集系统。柔性互联装置可采用串口、以太网、微功率无线及宽带载波等方式与台区智能融合终端进行通信，光伏直流接入可通过台区柔性互联系统安全防护设备实现统一安全接入，无需单独配置安全防护设备。5.5主要设备及材料清册本方案主要设备材料清册见表5-2。-T/Z-1)主要设备材料清册序号1名称Ⅱ型柔性互联型号及规格具备一路交流端口，不少于三路直流端口，柔性互联单元容量不大于互联台区容数量M联台区的234567直流漏保并网变换器台区智能融合终端电能表路器防雷接地型号及规格量等级，额定直流互联电压直流侧450~850V接入电压，交流测额定电网交流380V,三相四线/三相三线互感器的准确度不应低确度不应低于0.5级。设计选择设计选择散接入的用户数表5-3基于柔性互联装置的分散式光伏直流并网方式(GF750DC(THL)图序图5-1图5-4图名方案系统示意图(GF750DC(THL)-T-1)系统继电保护及安全自动装置配置图(GF750DC(THL)方案系统示意图(GF750DC(THL)-Z-1)系统继电保护及安全自动装置配置图(GF750DC(THL)电能计量配置图(GF750DC(THL)-Z-1)一一22光伏直流断路器断路器/负荷开关逆变器图5-1方案系统示意图(GF750DC(THL)-T-1)图5-2电气主接线图(GF750DC(THL)-T-1)3FQQ2……F1线路过流保护20.75KV母线绝缘监测C.750V直流母线并网点电能量信息采集终端电能量信息采集终端电e公共连接点F直流断路器图5-5方案系统示意图(GF750DC(THL)-Z-1)--图5-8电能计量配置图(GF750DC(T第6章基于柔性互联装置的集中式光伏直流并网方式(GF750DC(本方案为直流±375V集中式光伏直流并网方式，接入柔性互联装置直流配电柜母线或母线馈出线路。适用条件满足：1)因光伏造成的台区反送最大负载率达到或测算达到25%以上；2)选择互联的台区在互联后，各互联台区因分布式光伏引起的反送负载率核算均低于25%;3)选择互联台区内光伏装机容量之和不超过互联台区10kV变压器容量之和的50%。本方案通过±375V直流线路实现各台区柔性互联装置的直流母线互联，以实现对台区交流侧接入光伏的优化管控。考虑到建设成本，直流建设方案在国网公司部署安排试点项目中推荐使用，除此之外应酌情使用。柔性互联装置分别部署于各互联台区，其交流端口与台区公共电网配电室、箱变或柱上变压器380V低压母线的馈出线进行连接。柔性互联装置的交流侧进出线采用架空绝缘导线或电缆，直流侧进出线采用电缆。网的分布式光伏，装机总容量不大于500kW,各台区柔性互联装置的直流接线距离不超过1000m,接入点与所连接的台区柔性互联装置直流母线的直流接线距离不超过1000m。本方案根据技术原则确定的预定条件开展设计，方案技术条件见表6-1。内容项目名称柔性互联装置直流内容项目名称柔性互联装置直流漏保1IT系统中配置低压直流安全监控装置(如绝缘监测等)。当系统为高阻接地且配置绝缘监测装置时，需考虑与绝缘电阻检测和剩余电流监测等防护措施的配合。2并网变换器3根据国标GBT13955-2017《剩余电流动作保护装置和运行》中第4.2.4条款要求IT系统的电气线路或电气设备可以针对外露的可接触不同电位的导电部分保护性安装剩余电流保护装置。剩余电流保护装置动作电流值、动作时间可整定。配合支路剩余电流保护装置，按要求实现干线回路报警或跳闸。直流输入电压范围300V~730V,输出直流电压允许范围600V~800V(额定750V)。电压调整率、负载调整率、稳压精度不高于1%。光伏装机容量不宜超过变流器的最大容量。并网变换器应具备过流、过欠压、过温等保护功能，停机、2并网变换器34567项目名称智能融合终端表防雷接地内容采用交流三相四线供电，电源出现断相故障，即断一相或两相电压的条件下，交流电源能维持终端正常工作。698.45、MQTT协议；本地通信应支持DL/T698.44、DL/T应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用技术要求：关口计量点按单表设计，关口计量点电能表准确度等级不应低于0.5级，电压互感器的准确度不应低于0.2级，电流互感器准确度不应低于0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向功率计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集功能，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DL/T645。计量表采集信息应接入电网管理部门电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依并网点采用直流断路器参照技术原则中防雷接地及电压防护的要求。(2)接入系统方案需结合电网规划、分布式电源规划，按照就近接入、就近平衡消纳的原则进行设计。(3)接入系统示意图详见附图。6.3.1主要电气设备、导体选择(2)并网变换器光伏并网变换器应具备最大功率点跟踪的功能，直流输入电压范围300V~730V,输出直流电压允许范围600V~800V(额定750V)。电压调整率、负载调整率、稳压精度不高于1%。光伏装机容量不宜超过变流器的最大容量。并网变换器应支持过流、过欠压、过温保护，停机、封脉冲时应上报故障。(1)本方案采用1回线路将分布式光伏电源接入Ⅱ型柔性互联装置(3)导体选择直流互联导线及间隔进线选择：选用ZC-YJV-1kV电缆。6.3.2接地、绝缘检测(1)浮地设计直流系统接地宜选择为IT不接地系统，即电源侧悬浮，设备侧外壳接地。当电源侧采用高阻接地时，需考虑与绝缘电阻检测和剩余电流监测等防护措施的配合。(2)绝缘监测标准《直流电源系统绝缘监测装置技术条件》DL/T1392-2014的有关规1)实时监测和显示直流电源系统直流母线电压、直流正负母线对地电压、直流正负母线对地绝缘电阻和直流支路正负对地绝缘电阻；2)具有监测直流系统故障类型的功能，包括直流接地故障、两组直流环网故障以及交流窜入直流故障；3)具有对各种绝缘击穿工况进行监视的功能；4)具有自检和直流故障报警与选线功能；5)具有与上位机通信功能。(3)接地等电位联结和保护接地，参考交流系统相关设计规范执行。6.4电气二次部分台区融合终端装设地点可根据实际情况确定，应部署于台区变压器低压侧，宜安装在配电房、配电柜或集装箱内。电压、电流采集误差不高于±0.5%,有功功率、无功功率、功率因数采集误差不高于±1%,频率测量误差不高于0.01Hz。应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用软件；应具备配电、营销双安全认证与数据加解密机制。1)电网进线、储能回路及其它重要出线宜装设保护装置。2)保护装置应能够识别各种类型的故障及不正常运行方式，保护原理及功能应简单可靠，对同一类型故障，无需双重化保护；在无通信条件下，保护应有一定的选择性与灵敏性；保护应有足够的可靠性抵御暂态冲击电3)保护配置应充分考虑并网变换器控制灵活多变及非线性工作特点，为提高保护性能，可以与并网变换器控制进行配合。直流环节应配置绝缘监测装置和750V直流断路器，宜配置低压直流母线保护。光伏支路、柔性双向变换器支路以及柔性互联装置均具备双向限流功能，光伏支路开断设备作为一级保护，柔性双向变流器下端口断路器以及柔性台区互联装置作为二级保护。当配置储能系统时，储能系统需配置合理的断路器等保护器件，并与宜配置绝缘监测、剩余电流保护等保护措施。当短路故障时，可通过断路器与储能变换器进行配合保护。电能表装设位置分别位于集中式光伏并网点的下端以及储能(如有)充放电装置的上端，在柔性互联装置柜体内预留针对于AC的电表安装位置。关口计量点电能表为交流电表时：电能表采用智能电能表，准确度等级不应低于有功0.5S级，准确度等级不应低于0.5级，电压互感器的准确度不应低于0.2级，电流互感器准确度不应低于0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向功率计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集功能，配有标准通信接口，具备本地通信功能，电能表通信协议符合DL/T645。计量表采集信息应接入电网管理部门电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。6.4.4远动及通信直流并网断路器或并网变换器采集光伏并网点电压、电流、开关量等信息并上传至柔性互联装置，通过柔性互联装置上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至配电自动化主站。柔性互联装置可采用串口、以太网、微功率无线及宽带载波等方式与台区智能融合终端进行通信，光伏直流接入可通过台区柔性互联系统安全防护设备实现统一安全接入，无需单独配置安全防护设备。6.5主要设备及材料清册本方案主要设备材料清册见表6-2。表6-2基于柔性互联装置的集中式光伏直流并网方式(GF750DC(THL)-T-2)主要设备材料清册12345名称直流漏保并网变换器台区智能融合终端电能表型号及规格具备一路交流端口，不少于三路直流端口，柔性互联单元容量不大于互联台区容量等级，额定直流互联电压直流侧450~850V接入电压，交流测额定电网交流380V,三相四线/三相三线不应低于0.5级，电压互感器的准确度不应低于单位台个台台只数量M1111互联台区的数量度不应低于0.5级。序号67名称直流断路器防雷接地型号及规格设计选择设计选择单位个数量11表6-3基于柔性互联装置的集中式光伏直流并网方式(GF750DC(THL)图序图6-1图6-2系统继电保护及安全自动装置配置图(GF750DC0.4kV母线750V直流母线并网点光伏光伏电站直流断路器公共电网配电室、箱变或柱上变压器FFFLF…公共电网配电室、箱变或柱上变压器0.4kV母线图例口线路过流保护20.75kV母线绝缘监测3防孤岛保护33F750V直流母线口Q并网点公共连接点1223FF公共电网配电室、箱变或柱上变压器7.1总的部分本方案为1回接入线路设计，从分布式光伏电源引出一回线路接至公共电网线路(含下户线)或配电箱，单回低压线路接入的分布式光伏容量一般不超过100kW。本方案主要适用于380/220V电压等级接入、全部上网的分布式光伏项目，公共连接点为公共电网380/220V线路(含下户线)或配电箱。单相接入时，装机总容量不宜超过8kW。当分布式光伏装机总容量在8-100kW时，采用380V电压等级接入。本方案根据技术原则确定的预定条件开展设计，方案技术条件见表7-1。表7-1低压公共电网接入方案(GF380-T-1)技术条件表称分布式光伏并网接入箱开断设备满足光伏并网智能断路器、电能表等功能模块安装要求。箱体外壳选用防腐蚀性材料，不锈钢或纤维增强型不饱和聚脂树脂材料(SMC)。应符合GB分布式光伏并网接入箱开断设备2开断设备应设置明显开断点，并网点应安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的光伏并网智能断路器。同时具备电源端与负荷端反接能力及剩余电流保护功23456789电能表置并网逆反孤岛合终端电能质检测装置防雷接地380/220V并网的电能表准确度等级不应低于有功0.5S级，无功2.0级单相(三相)智能表，应具备电流、电压、电量等具备本地通信和通过用电信息采集终端远程通信的功能。通过380/220V电压等级并网的分布式光伏应保证发电系统分布式光伏并网逆变器应严格执行现行国家、行业标准中规定的包括元件容量、电能质量和低压、过压、低频、高频、接地等涉网保护及有功、无功控制方面规定。箱体外形尺寸建议采用600mm×320mm×900mm,反孤岛容采用交流三相四线供电，电源出现断相故障，即断一相或两相电压的条件下，交流电源能维持终端正常工作。与主站通讯方式应支持DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T数采集误差不高于±1%,频率测量误差不高于0.01Hz。应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用380/220V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、谐波等。380/220V各回出线和零线可采用低压阀型避雷器，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。防雷和接地符合GB50065《交流电气装置的接地设计规范》、GB50064《交流电气装置的过(1)本方案采用1回线路将分布式光伏电源接入公共电网线路或配电箱。(2)接入系统方案需结合电网规划、分布式电源规划，按照就近分散接入、就地平衡消纳的原则进行设计。采用单元或单母线接线，电气主接线详见图7-1、图7-2。7.3.2主要电气设备、导体选择(1)分布式光伏并网接入箱外形尺寸选用330mm×140mm×550mm,满足专用断路器、电能表等功能模块的安装要求。箱体外壳选用防腐蚀性材料，不锈钢或纤维增强型不饱和聚(2)反孤岛装置设低压反孤岛装置，低压出线开关应与反孤岛装置间具备操作闭锁功能。反孤岛装置箱体外形尺寸采用600mm×320mm×900mm,容量100kW,若单条线路光伏(3)并网点选用光伏并网智能断路器开断设备应设置明显开断点。并网点应安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的断路器。断路器可选用微型、塑壳式或万能断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，应具备电源端与负荷端反接能力，同时具备剩余电流保护、过电压保护、防孤岛保护、电能质量监测等功能并支持RS485、HPLC、HPLC&RF等多种通信方式，实现与台区智能融合终端、台区柔性互联装置信息交互。(4)导体选择送出导线载流量应根据光伏发电容量进行选择。单相光伏接入系统的进线选用不低于10mm2单股铜芯线，额定电流为40A以上时，按实际导线载流量进行配置，但不得选用低于16mm2多股铜芯线。380/220V接入时，光伏并网智能断路器或计量电能表应具备电能质量在线监测功能，可监测电压偏差、频率偏差、三相不平衡、功率因数、谐波等。通过380/220V电压等级并网的分布式光伏应保证发电系统功率因数在0.95以上，并可根据运行情况设定。分布式光伏并网逆变器应严格执行现行国家、行业标准中规定的包括元件容量、电能质量和低压、过压、低频、高频、接地等涉网保护及有功、无功控出制方面规定。7.3.6防雷、接地极过电压保护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。(1)分布式光伏的防雷与接地应符合GB/T50065《交流电气装置的接地设计规范》要求。分布式光伏与电网连接设备设施的过电压保护应符合GB/T(2)柱上变压器须安装金属氧化物避雷器，设计中考虑采用应用较多的普通避雷器和可装卸式避雷器两种型式。金属氧化物避雷器按GB11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》中的规定进行选择，设备绝缘水平按GB/T50064《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》要求执行。(3)设水平和垂直接地的复合接地网。接地体一般采用镀锌钢，腐蚀性高的7.3.7台区智能融合终端(1)采用交流三相四线供电，电源出现断相故障，即断一相或两相电压的条件下，交流电源能维持终端正常工作。(3)电压、电流采集误差不高于±0.5%,有功功率、无功功率、功率因数采集误差不高于±1%,频率测量误差不高于0.01Hz。(4)应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用软件；应具备配电、营销双安全认证与数据加解密机制。7.4.1系统继电保护及安全自动装置并网点、公共连接点的断路器应具备短路瞬时、长延时保护功能和分励脱扣等功能，按实际需求配置失压跳闸及低压闭锁合闸功能，同时应配置剩余电流保护装置。孤岛检测及安全自动装置分布式光伏逆变器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低电压穿越等相配合，时限上互相匹配，符合技术标准要求。本方案380V电压等级接入，不独立配置安全自动装置。10kV侧校验本方案为全部上网模式，应校验10kV侧的相关保护与安全自动装置是否满足光伏电站接入要求。若能满足接入的要求，予以说明即可；若不能满足光伏电站接入方案的要求，则10kV侧的相关保护与安全自动装置需要按照光伏发电接入10kV相应方案进行配置。以380/220V电压等级接入的分布式光伏，应由配电智能融合终端实时采集光伏并网开关和电能表信息，并能自动汇集后上传，主要包括开关量信息、电流、电压和发电量等信息。以380/220V接入的分布式光伏应根据管理要求具备接受控制的功能，应通过并网智能开关完成台区智能融合终端下达的控制指令。以380/220V电压等级接入的分布式光伏，光伏电站并网点应配置关口计量电能表及智能并网断路器，不配置独立的远动系统；公共电网连接点台区测应配置台区智能融合终端装置，采集并网点相关信息及远传，并实现对并网智能开关的控制功能。智能并网断路器将电压、电流、开关量等信息采集并上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至配电自动化主站。电能表计将电压、电流、电能量等信息采集并上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至用电信息采集系统。分布式光伏远动信息至台区智能融合终端宜采用电力载波通信方式，也可采用RS485、微功率无线等方式；智能融合终端至配电自动化主站和用电信息采集系统宜采用无线公网或专网方式。7.4.3安全防护等)配置相应的安全防护设备。7.4.4二次设备的接地、防雷、抗干扰为了防止雷击感应影响二次设备安全及可靠性，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。分布式光伏接入系统通信配置应适应电网调度运行管理规程的要求。分布式光伏项目通信宜采用无线公网或专网。计技术规定》和Q/GDW380.2《电力用户用电信息采集系统管理规范第二部分通信信道建设管理规范》的相关规定，采取可靠的安全隔离和认证措施，电能量关口计量点设在产权分界点(最终按用户与业主计量协议为准)。技术要求序号123456名称光伏并网接入箱反孤岛装置送出导线台区智能融合终端关口计量电能表电能计量箱型号及规格详见设备选型章节反孤岛装置详见设备选型章节详见设备选型章节详见设备选型章节单位数量可按实际选配可按实际选配7.7附件光伏并网接入箱图纸安装方式采用挂壁式，箱内布置采用竖排形式；反孤岛装置采用侧面安装方式。设计图清单见表7-3。表7-3低压公共电网接入方案(GF380-T-1)设计图图7-1图7-2图7-3电气主接线图(接入公共线路)电气主接线图(接入配电箱)分布式光伏并网接入箱电气图及布置图7.6主要设备及材料清册本方案主要设备材料清册见表7-2。表7-2低压公共电网分布式接入方案(GF380-T-1)主要设备材料清册低压出线开关1X1¥¥并网点出线单元出线单元文G断路器逆变器断路器逆变器光伏阵列图7-1GF380-T-1电气主接线图(接入公共线路)低压出线开关配电箱***出线单元出线单元逆变器逆变器光伏阵列G断路器断路器图7-2GF380-T-1电气主接线图(接入配电箱)土T1次接线图出线TA24中中回路名称1隔离开关1按需选型2断路器131按需选型415按需选型6572图7-3GF380-T-1分布式光伏并网接入箱电气图及布置图第8章380V接入公共电网配电室、箱变或柱上变压器低压母线方案典型设计(GF380-T-2)8.1总的部分本方案为1回接入线路设计，公用配电室、箱变或柱上变压器应预留1回低压线路作为光伏接入专线，送出线路采用电缆或架空绝缘导线，需新增1台专线光伏并网接入箱。8.1.1适用范围本方案主要适用于集中接入、集中计量、全部上网的整县或非整县分布式光伏项目，公共连接点为公用配电室、箱变或柱上变压器380V母线，一般装机总容量20kW～400kW。8.1.2方案技术条件本方案根据技术原则确定的预定条件开展设计，方案技术条件见表10-1。表8-1GF380-T-2方案技术条件表项目名称低压综合配分布式光伏项目名称低压综合配分布式光伏并网接入箱序号光伏接入回路，新建工程按照断路器配置；当分布式光伏并网公共连接点配置负荷开关时，宜改造为断路器并满足相应要求。2满足光伏并网智能断路器、电能表等功能模块安装要求。箱体外壳选用防腐蚀性材料，不锈钢或纤维增强型不饱和聚脂树脂材料(SMC)。应符合GB7251.3《低压成套开关设备和控制设备第3部分：对非专业人员可进入场地的低压成套开关设备和控制设备——234578电能表并网逆变器电能质量在线监测装置台区智能融合终端380V并网电能表应采用准确度等级不低于有功0.5S级，无功2.0级的三相智能表，电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向功率计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集功能，应配有标准通信接口，具备本地通信和与台区智能融合终端远程通信的功能。电能表通信协议符合DL/T645。计量表采集信息应接入电网管理部门电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。通过380V电压等级并网的分布式光伏应保证发电系统功率因数在0.95以上并可根据运行情况设定。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低电压穿越等相配合，时限上互相匹配，符合GB/T37408。光伏并网智能断路器或计量电能表应具备电能质量在线监测功能，可监测谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等。采用交流三相四线供电，电源出现断相故障，即断一相或两相电压的条件下，交流电源能维持终端正常工与主站通讯方式应支持DL/T634.5101、DL/T634.5104、DL/T698.45、MQTT协议应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用软件；应具备配电、营销双安全认证与数据加解密机制。9其他设备并网点开关应采用光伏并网智能断路器。10防雷接地参照技术原则中防雷接地及电压防护的要求。光伏电站接入系统方案需结合电网规划、分布式电源规划，按照就近分散接入，就地平衡消纳的原则进行设计。本方案主要适用于全部上网(接入公共电网)的光伏电站，采用1回线路将分布式光伏电源接入公共电网配电室、箱变或柱上变压器低压380V母线，单个并网点参考装机容量20kW～400kW。方案系统示意图详见附图10-1。8.3.1电气主接线380V:采用单元或单母线接线，电气主接线图详见附图6-2。8.3.2主要电气设备、导体选择(1)低压综合配电箱或低压配电柜低压综合配电箱或低压配电柜应预留分布式光伏电源接入位置。外形尺寸宜选用700mm×250mm×1000mm,满足光伏并网智能断路器、电能表等功能模块的安装要求。箱体外壳宜选用防腐蚀性材料，不锈钢或纤维增强型不饱和聚脂树脂材料(SMC)。光伏并网接入箱安装于光伏侧光伏逆变器汇流点处，实际安装位置可根据现场条件进行调整。(3)光伏并网智能断路器并网点选用光伏并网智能断路器，具有易操作、明显开断指示、开断故障电流能力的功能。断路器可选用微型、塑壳式或万能断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，应具备电源端与负荷端反接能力，同时具备剩余电流保护、过电压保护、防孤岛保护、电能质量监测等功能并支持RS485、HPLC、HPLC&RF等多种通信方式，实现与台区智能融合终端、台区柔性互联装置信息交互。采用交流三相四线供电，电源出现断相故障，即断一相或两相电压的条件下，交流电源能维持终端正常工作。电压、电流采集误差不高于±0.5%,有功功率、无功功率、功率因数采集误差不高于±1%,频率测量误差不高于0.01Hz。应支持4个及以上容器数量，单个容器应支持部署多个应用软件；应具备配电、营销双安全认证与数据加解密机制。(5)光伏电站送出线路截面选择应遵循以下原则：1)光伏电站送出线路截面选择需根据所需送出的光伏容量、并网电压等级选取，并考虑光伏发电效率等因素；2)光伏电站送出线路截面一般按允许载流量选择；3)光伏电站送出线路可采用架空绝缘导线或电缆，具体按实际情况选择。8.3.3无功配置通过380V电压等级并网的分布式光伏应保证发电系统功率因数在0.95以上并可根据运行情况设定。8.3.4并网逆变器分布式光伏并网逆变器应严格执行现行国家、行业标准中规定的包括元件容量、电能质量和低压、过压、低频、高频、接地等涉网保护及有功、无功控制方面规定。8.3.5电能质量在线监测380V接入时，光伏并网智能断路器或计量电能表应具备电能质量在线监测功能，可监测电压偏差、频率偏差、三相不平衡、功率因数、谐波等。8.3.6防雷、接地及过电压保护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。要求。与电网连接设备设施的过电压保护应符合GB/T50064-2(2)台区变压器须安装金属氧化物避雷器，设计中考虑采用应用较多的普通避雷器和可装卸式避雷器两种型式。金属氧化物避雷器按GB11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》中的规定进行选择，设备绝缘水平按国标要求执行。(3)设水平和垂直接地的复合接地网。接地体一般采用镀锌钢，腐蚀性高的地区宜采用铜包钢或者石墨。接地电阻、跨步电压和接触电压应满足有关规程要求。(4)分布式光伏项目接地方式应与其所接入电网的接地方式相适应。8.3.7安全防护装置通过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8.4.1系统继电保护及安全自动装置380V线路保护分布式光伏以380V电压等级接入电网时，并网点和公共连接点的断路器应具备短路瞬时、长延时保护功能和分励脱扣等功能，应配置具备反应故障及运行状态辅助接点，按实际需求配置失压跳闸、低压闭锁合闸及远方控制等功能，同时应配置剩余电流保护装置。10kV侧校验本方案为全部上网模式，应校验10kV侧的相关保护与安全自动装置是否满足光伏电站接入要求。若能满足接入的要求，予以说明即可；若不能满足光伏电站接入方案的要求，则10kV侧的相关保护与安全自动装置需要按照光伏发电接入10kV相应方案进行配置。母线保护本方案380V不配置母线保护。防孤岛检测及安全自动装置分布式光伏逆变器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低电压穿越等相配合，时限上互相匹配，符合技术标准要求。本方案380V电压等级接入，不独立配置安全自动装置。8.4.2信息采集及控制信息采集以380V电压等级接入的分布式光伏，应由配电智能融合终端实时采集光伏并网开关和电能表信息，并能自动汇集后上传，主要包括开关量信息、电流、电压和发电量等信息。控制要求以380V接入的分布式光伏应根据管理要求具备接受控制的功能，应通过并网智能开关完成台区智能融合终端下达的控制指令。配置方案以380V电压等级接入的分布式光伏，光伏电站并网点应配置关口计量电能表及智能并网断路器，不配置独立的远动系统；公共电网连接点台区侧应配置台区智能融合终端装置，采集并网点相关信息及远传，并实现对并网智能开关的控制功能。智能并网断路器将电压、电流、开关量等信息采集并上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至配电自动化主站。电能表计将电压、电流、电能量等信息采集并上传至台区智能融合终端，并由台区智能融合终端转发至用电信息采集系统。分布式光伏远动信息至台区智能融合终端宜采用电力载波通信方式，也可采用RS485、微功率无线等方式；智能融合终端至配电自动化主站和用电信息采集系统宜采用无线公网或专网方式。8.4.3安全防护分布式光伏接入时，应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的二次安全防护总体原则，需在接入终端(如智能并网断路器、专用并网终端等)配置相应的安全防护设备。8.4.5系统通信基本原则分布式光伏接入系统通信配置应适应电网调度运行管理规程的要求。通信通道要求分布式光伏项目通信宜采用无线公网或专网。无线网络的通信方式应满足Q/GDW625《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》和Q/GDW380.2《电力用户用电信息采集系统管理规范第二部分通信信道建设管理规范》的相关规定，采取可靠的安全隔