分布式光伏发电项目接入系统典型设计国家电网公司2012年11月1I目录第一篇总论第1章概述...........................................11.1工作目的.........................................11.2设计原则.........................................21.3工作方式.........................................31.4设计范围.........................................41.5设计内容.........................................4第2章工作过程.........................................6第3章典型设计依据.....................................63.1设计依据性文件...................................63.2主要设计标准、规程规范...........................73.3主要电气设备技术标准.............................8第二篇接入系统典型方案及技术原则第4章概述.............................................9第5章系统一次设计及方案划分..........................105.1内容和深度要求..................................105.1.1主要设计内容..................................105.1.2设计深度......................................105.2主要原则及接入系统方案..........................105.2.1接入方案划分原则.............................105.2.2接入电压等级.................................105.2.3接入点选择原则...............................115.2.4典型设计方案.................................115.2.5主要设备选择原则..............................26第6章系统继电保护及安全自动装置......................296.1内容与深度要求...................................296.1.1主要设计内容..................................296.1.2设计深度......................................296.2技术原则.........................................296.2.1一般性要求....................................296.2.2线路保护......................................306.2.2.1380/220V电压等级接入...........................306.2.2.210KV电压等级接入...............................306.2.3母线保护......................................31II6.2.4安全自动装置..................................316.2.5孤岛检测与防孤岛保护.........................316.2.6其他.........................................317章系统调度自动化....................................337.1内容与深度要求...................................337.1.1主要设计内容..................................337.1.2设计深度......................................337.2技术原则.........................................347.2.1调度管理.....................................347.2.2远动系统.....................................347.2.3远动信息内容.................................347.2.4功率控制要求.................................357.2.5同期装置.....................................357.2.6信息传输.....................................357.2.7安全防护.....................................357.2.8对时方式.....................................357.2.9电能质量在线监测.............................36第8章系统通信........................................378.1内容及深度要求...................................378.1.1主要设计内容..................................378.1.2设计深度......................................378.2技术原则.........................................378.2.1总体要求.....................................388.2.2通信通道要求.................................388.2.3通信方式.....................................388.2.4通信设备供电.................................398.2.5通信设备布置.................................39第9章计量与结算......................................409.1内容与深度要求...................................409.1.1设计内容.....................................409.1.2设计深度要求.................................409.2技术原则.........................................40第三篇光伏发电单点接入系统典型设计方案第10章10KV接入公共电网变电站方案典型设计（XGF10-T-1）4310.1方案概述........................................4310.2接入系统一次....................................43III10.2.1送出方案....................................4310.2.2电气计算....................................4410.2.3主要设备选择原则............................4510.2.4电气主接线..................................4610.2.5系统对光伏电站的技术要求....................4710.2.5.2电压异常时的响应特性...........................4810.2.6设备清单....................................4910.3接入系统二次....................................4910.3.1系统继电保护及安全自动装置..................4910.3.2系统调度自动化..............................5410.3.3系统通信....................................60第11章10KV接入公共电网开关站、配电室或箱变方案典型设计（XGF10-T-2）...........................................6711.1方案概述........................................6711.2接入系统一次....................................6711.2.1送出线路.....................................6711.2.2电气计算....................................6811.2.3主要设备选择原则.............................6911.2.4电气主接线..................................7011.2.5系统对光伏电站的技术要求.....................7111.2.6设备清单.....................................7211.3接入系统二次....................................7211.3.1系统继电保护及安全自动装置..................7211.3.2系统调度自动化..............................7811.3.3系统通信....................................84第12章10KVT接公共电网线路方案典型设计（XGF10-T-3）.9512.1方案概述........................................9512.2接入系统一次....................................9512.2.1送出方案....................................9512.2.2电气计算....................................9612.2.3主要设备选择原则............................9712.2.4电气主接线..................................9812.2.5系统对光伏电站的技术要求....................9912.2.6设备清单...................................10012.3接入系统二次...................................10012.3.1系统继电保护及安全自动装置.................10112.3.2系统调度自动化.............................10512.3.3系统通信...................................111IV第13章10KV接入用户开关站、配电室或箱变方案典型设计（XGF10-Z-1）..........................................11813.1方案概述.......................................11813.2接入系统一次...................................11813.2.1送出方案...................................11813.2.2电气计算...................................11913.2.3主要设备选择原则...........................12013.2.4电气主接线.................................12113.2.5系统对光伏电站的技术要求...................12213.2.6设备清单...................................12413.3接入系统二次...................................12413.3.1系统继电保护及安全自动装置.................12413.3.2系统调度自动化.............................13013.3.3系统通信...................................137第14章380V接入公共电网配电箱方案典型设计（XGF380-T-1）.......................................................14614.1方案概述.......................................14614.2接入系统一次...................................14614.2.1送出方案...................................14614.2.2电气计算...................................14714.2.3主要设备选择原则...........................14814.2.4电气主接线.................................14814.2.5系统对光伏电站的技术要求...................14914.2.6设备清单...................................15014.3接入系统二次...................................15014.3.1系统继电保护及安全自动装置.................15114.3.2系统调度自动化.............................15114.3.3系统通信...................................153第15章380V接入公共电网配电室或箱变方案典型设计（XGF380-T-2）.........................................15415.1方案概述.......................................15415.2接入系统一次...................................15415.2.1送出方案...................................15415.2.2电气计算...................................15515.2.3主要设备选择原则...........................15615.2.4电气主接线.................................15615.2.5系统对光伏电站的技术要求...................15715.2.6设备清单...................................159V15.3接入系统二次...................................15915.3.1系统继电保护及安全自动装置.................15915.3.2系统调度自动化.............................16015.3.3系统通信...................................161第16章380V接入用户配电箱方案典型设计（XGF380-Z-1）.16316.1方案概述.......................................16316.2接入系统一次...................................16316.2.1送出方案...................................16316.2.2电气计算...................................16416.2.3主要设备选择原则...........................16516.2.4电气主接线.................................16516.2.5系统对光伏电站的技术要求...................16616.2.6设备清单...................................16816.3接入系统二次...................................16916.3.1系统继电保护及安全自动装置.................16916.3.2系统调度自动化.............................16916.3.3系统通信...................................171第17章380V接入用户配电室或箱变方案典型设计（XGF380-Z-2）.......................................................17217.1方案概述.......................................17217.2接入系统一次...................................17217.2.1送出方案...................................17217.2.2电气计算...................................17317.2.3主要设备选择原则...........................17417.2.4电气主接线.................................17417.2.5系统对光伏电站的技术要求...................17517.2.6设备清单...................................17617.3接入系统二次...................................17617.3.1系统继电保护及安全自动装置.................17617.3.2系统调度自动化.............................17717.3.3系统通信...................................179第四篇光伏发电组合接入系统典型设计方案第18章380V多点接入用户电网方案典型设计（XGF380-Z-Z1）.......................................................18018.1方案概述.......................................18018.2接入系统一次...................................180VI18.2.1送出方案...................................18018.2.2电气计算...................................18218.2.3主要设备选择原则...........................18318.2.4电气主接线.................................18318.2.5系统对光伏电站的技术要求...................18418.2.6设备清单...................................18618.3接入系统二次...................................18618.3.1系统继电保护及安全自动装置.................18618.3.2系统调度自动化.............................18718.3.3系统通信...................................188第19章10KV多点接入用户电网方案典型设计（XGF10-Z-Z1）19019.1方案概述.......................................19019.2接入系统一次...................................19019.2.1送出方案...................................19019.2.2电气计算...................................19119.2.3主要设备选择原则...........................19219.2.4电气主接线.................................19319.2.5系统对光伏电站的技术要求...................19419.2.6设备清单...................................19619.3接入系统二次...................................19619.3.1系统继电保护及安全自动装置.................19619.3.2系统调度自动化.............................20219.3.3系统通信...................................207第20章380V/10KV多点接入用户电网方案典型设计（XGF380/10-Z-Z1）.....................................21620.1方案概述.......................................21620.2接入系统一次...................................21620.2.1送出方案...................................21620.2.2电气计算...................................21820.2.3主要设备选择原则...........................21920.2.4电气主接线.................................22020.2.5系统对光伏电站的技术要求...................22320.2.6设备清单...................................22420.3接入系统二次...................................22420.3.1系统继电保护及安全自动装置.................22520.3.2系统调度自动化.............................23020.3.3系统通信...................................237第21章380V多点接入公共电网组合方案典型设计（XGF380-T-Z1）VII.......................................................24621.1方案概述.......................................24621.2接入系统一次...................................24621.2.1送出方案...................................24621.2.2电气计算...................................24721.2.3主要设备选择原则...........................24821.2.4电气主接线.................................24821.2.5系统对光伏电站的技术要求...................24921.3接入系统二次...................................25121.3.1系统继电保护及安全自动装置.................25121.3.2系统调度自动化.............................25221.3.3系统通信...................................253第22章380V/10KV多点接入公共电网方案典型设计（XGF380/10-T-Z1）.....................................25522.1方案概述.......................................25522.2接入系统一次...................................25522.2.1送出方案...................................25522.2.2电气计算...................................25622.2.3主要设备选择原则...........................25722.2.4电气主接线.................................25822.2.5系统对光伏电站的技术要求...................25922.2.6设备清单...................................26022.3接入系统二次...................................26122.3.1系统继电保护及安全自动装置.................26122.3.2系统调度自动化.............................26622.3.3系统通信...................................272附录.................................................2861短路电路计算公式..................................2862送出线路导线截面..................................2862.1架空导线......................................2862.2电缆...........................................2883光伏电站谐波电压与电流............................2904光伏电站电压异常时的响应特性......................2905光伏电站频率异常时的响应特性......................2916升压站主变性能参数................................2911第一篇总论第1章概述能源是国民经济发展的基础。我国能源生产量和消费量均已居世界前列，但在能源供给和利用形式上存在着一系列突出问题，如能源结构极不合理、能源利用效率不高、可再生能源开发利用比例较低、能源安全利用水平有待近一步提高。根据国家能源发展规划，“十二五”期间将以加快转变能源发展方式为主线，规划能源新技术的研发和应用，解决有限能源和资源的约束，着力提高能源资源开发、转化和利用的效率，充分利用可再生能源，推动能源生产和利用方式的变革。中国是世界上太阳能最丰富的国家之一，辐射总量在3.3103～8.4106千焦/㎡之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均属世界太阳能资源丰富地区之一。光伏发电资源开发，对优化我国能源结构、应对保护生态环境、促进经济社会可持续发展，具有十分重要的作用。我国西部地区地域广阔，便于集中式光伏的开发利用；在中东部广大地区，受到环境条件限制，分布式光伏发电将成为未来发展的重点，深入研究分布式光伏发电具有重要意义。1.1工作目的和意义分布式光伏发电具有资源分散、项目容量小、用户类型多样、发电出力具有波动性和间歇性等特点，加之我国分布式光伏发电还2处在发展初期，相关政策、标准不配套、不完善，建设和管理复杂。目前国家电网公司已启动分布式光伏发电接入系统标准体系的研究，并取得了部分成果，但在分布式光伏发电接入系统设计方面仍未明确网络结构、接入容量、接入方式、接入电压等级等边界条件，设计缺乏规范性指导文件。总结现有分布式光伏发电项目接入系统设计经验，进一步规范、优化分布式光伏发电接入系统设计方案，已经成为一项紧迫的任务。因此，国家电网公司决定开展分布式光伏发电接入系统典型设计。开展分布式光伏接入系统典型设计的主要目的，一是创造分布式光伏发电接入电网便利条件，缩短并网时间，提高分布式光伏发电建设的效率和效益；二是促进分布式光伏并网规范化，统一并网技术标准，统一设备规范，保障分布式光伏接入电网运行安全；三是节约工程投资，提高综合投资效益，确保分布式光伏发电充分利用，促进分布式光伏发电与电网发展的和谐统一。推行分布式光伏发电项目接入系统典型设计，对于解决当前分布式光伏发电项目建设中存在的问题，实现可再生能源建设与电网建设的协调、可持续发展，引导行业发展走向健康、有序、平稳、高效，支持国家低碳经济，服务于我国工业化、城镇化和社会主义新农村建设，为社会提供安全、可靠、清洁、优质的电力保障具有重要意义。1.2设计原则分布式光伏发电接入系统典型设计应满足分布式光伏发电与电网互适性要求，遵循“安全可靠、技术先进、投资合理、标准统一、运行高效”的设计原则。设计方案的选择既要有普遍性、可扩展性，又要有经济性；既要覆盖面广，又不宜太多。典型设计应实现分布式3光伏发电项目接入规范化，为设备招标、降低分布式光伏发电项目接入系统建设和运营成本创造条件，实现分布式光伏发电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，追求分布式光伏发电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进水平。适应性：综合考虑各地区的实际情况，对不同规模、不同形式、不同外部条件均能适应。1.3工作方式分布式光伏发电项目接入系统典型设计工作由国家电网公司发展策划部统一组织，国网北京经济技术研究院为技术牵头单位，组织中国电力科学研究院、江苏省电力设计院、浙江省经研院、上海电力设计院有限公司、河南省经研院、宁波电力设计院等设计单位开展编制工作。（1）统一组织、分工负责。发挥国家电网公司集团化运作、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。国网北京经济技术研究院为技术牵头单位，统一负责典型设计的编制及相关协调组织工作，负责典型设计工作方案制订、技术导则编制，设计方案内容的技术指导和总体把关，负责对各设计单位编制的设计方案进行校核；中国电科院负责各设计方案设备配置的总体指导与校核，参与编制设计技术导则；各设计单位负责具体方案设计及说明和图纸编制。（2）加强协调、控制进度。牵头单位精心组织，积极协调，各4参编单位全力投入，按照统一进度安排开展工作，按时优质完成典设编制。2012年8月，开展相关调研工作，确定了典型设计方案；2012年9月编制《分布式光伏接入系统典型设计技术导则》，指导典型设计的编制工作；2012年10月至11月，组织编制完成《分布式光伏发电接入系统典型设计》。1.4设计范围本典型设计范围为10kV及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6MW的分布式光伏发电接入系统设计。内容包括接入方案、系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信、计量与结算等相关方案设计。本次典型设计不含分布式光伏发电本体设计。电网侧配套工程按接入系统设计深度考虑。1.5设计内容分布式光伏发电项目接入系统典型设计共13个方案。其中，分布式光伏发电项目单点接入系统典型设计共8个方案，方案见表1-1；分布式光伏发电组合接入系统典型设计共5个方案，方案见表1-2。表1-1分布式光伏发电单点接入系统典型方案分类表方案编号接入电压运营模式接入点送出回路数单个并网点参考容量XGF10-T-110kV统购统销（接入公共电网）接入公共电网变电站10kV母线1回1MW～6MWXGF10-T-2接入公共电网10kV开关站、配电室或箱变1回300kW～6MWXGF10-T-3T接公共电网10kV线路1回300kW～6MWXGF10-Z-1自发自用/余量上网（接入用户电网）接入用户10kV母线1回300kW～6MWXGF380-T-1380V统购统销（接入公共电网）公共电网配电箱/线路1回≤100kW，8kW及以下可单相接入XGF380-T-2公共电网配电室或箱变低压1回20kW～300kW5母线XGF380-Z-1自发自用/余量上网（接入用户电网）用户配电箱/线路1回≤300kW，8kW及以下可单相接入XGF380-Z-2用户配电室或箱变低压母线1回20kW～300kW表1-2分布式光伏组合接入系统典型方案分类表方案编号接入电压运营模式接入点XGF380-Z-Z1380V/220V自发自用/余量上网多点接入用户配电箱/线路配电室或箱变低压母线XGF10-Z-Z110kV多点接入用户10kV开关站、配电室或箱变XGF380/10-Z-Z110kV/380V以380V一点或多点接入用户配电箱/线路、配电室或箱变低压母线，以10kV一点或多点接入用户10kV开关站、配电室或箱变XGF380-T-Z1380V/220V统购统销多点接入公共电网配电箱/线路、箱变或配电室低压母线XGF380/10-T-Z110kV/380V以380V一点或多点接入公共配电箱/线路、配电室或箱变低压母线，以10kV一点或多点接入公共电网变电站10kV母线、10kV开关站、配电室、箱变或T接公共电网10kV线路6第2章工作过程分布式光伏发电接入系统典型设计工作分为需求调研、技术导则编制、方案和设计深度确定、典型设计方案编制、设计方案评审出版等五个阶段。第一阶段：需求调研。开展相关调研，了解各地区分布式光伏发电接入系统实际情况，结合分布式光伏发电接入系统的发展趋势和要求，分析各地区分布式光伏发电接入系统设计工作中的特点和存在问题。第二阶段：技术导则编制。编写设计技术导则，明确开展分布式光伏接入系统方案典型设计要求及工作安排，并广泛征求意见。第三阶段：方案和设计深度确定。根据设计指导原则，细化并网容量、接入电压等级、接入点、电气接线一次二次系统配置、通信计量等设计要求，形成典型设计方案组合，并明确设计深度。第四阶段：典型设计方案编制。总结近年来分布式光伏发电接入系统设计、施工及运行中出现的实际问题，依据设计指导原则，组织编制分布式光伏发电接入系统典型设计方案。第五阶段：设计方案评审出版。邀请知名专家对整体设计方案评审，修改完善，形成《分布式光伏发电接入系统典型设计》出版稿。第3章典型设计依据3.1设计依据性文件国能新能[2011]337号国家能源局关于加强金太阳示范项目并网管理的通知财建[2009]128号关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意7见财建[2009]129号太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法财建[2010]662号关于加强金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知国家电网办[2012]1560号国家电网公司关于印发分布式光伏发电并网方面相关意见和规定的通知3.2主要设计标准、规程规范GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求GB/T20046-2006光伏(PV)系统电网接口特性GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变GB/T14549-93电能质量公用电网谐波GB/T15543-2008电能质量三相电压不平衡GB/T24337-2009电能质量公用电网间谐波GB50052-2009供配电系统设计规范GB50053-199410kV及以下变电所设计规范GB50054-2011低压配电设计规范GB50613-2010城市配电网规划设计规范GB/T14285-2006继电保护和安全自动装置技术规程DL/T599城市中低压配电网改造技术导则DL/T5221城市电力电缆线路设计技术规定DL448电能计量装置技术管理规程DL/T825电能计量装置安装接线规则8Q/GDW156-2006城市电力网规划设计导则Q/GDW212-2008电力系统无功补偿配置技术原则Q/GDW370-2009城市配电网技术导则Q/GDW382-2009配电自动化技术导则Q/GDW480-2010分布式发电接入电网技术规定Q/GDW564-2010储能系统接入配电网技术规定Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定《国家电网公司输变电工程典型设计（2006年版）》3.3主要电气设备技术标准主要电气设备选择部分参照《国家电网公司输变电工程通用设备（2009年版）》。9第二篇接入系统典型方案及技术原则第4章概述分布式光伏发电项目接入系统典型设计技术原则是指导典型设计的总纲，描述典型设计的内容和深度要求，以及明确在设计中所执行的主要技术原则。其中：系统一次包括接入系统方案划分原则、接入电压等级、接入点选择、典型方案、主要设备选择。系统继电保护及安全自动装置包括线路保护、母线保护、频率电压异常紧急控制装置、孤岛检测和防孤岛保护等。系统调度自动化包括调度管理、远动系统、对时方式、通信协议、信息传输、安全防护、功率控制、电能质量监测。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。计量与结算包括计费系统、关口点设置、设备接口、通道及规约要求等。10第5章系统一次设计及方案划分5.1内容和深度要求5.1.1主要设计内容（1）根据装机容量并兼顾运营模式，合理确定接入电压等级、接入点；（2）确定采用相应典型设计方案；（3）提出对有关电气设备选型的要求。5.1.2设计深度具体包括接入系统方案，相应电气计算（包括潮流、短路、电能质量分析、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，明确无功容量配置，对升压站主接线、设备参数选型提出要求，提出系统对光伏电站的技术要求。5.2主要原则及接入系统方案5.2.1接入方案划分原则根据接入电压等级、运营模式、接入点划分接入系统方案。5.2.2接入电压等级对于单个并网点，接入的电压等级应按照安全性、灵活性、经济性的原则，根据分布式光伏发电容量、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、地区配电网情况综合比选后确定。（1）接入电压等级选择10kV单个并网点容量300kW～6MW推荐采用10kV接入；设备和线路等11电网条件允许时，也可采用380V接入。（2）接入电压等级选择380V单个并网点容量300kW以下推荐采用380V接入。当采用220V单相接入时，应根据当地配电管理规定和三相不平衡测算结果确定接入容量。一般情况下单点最大接入容量不应超过8kW。5.2.3接入点选择原则（1）10kV对应接入点z统购统销1）公共电网变电站10kV母线2）公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线3）T接公共电网10kV线路z自发自用（含自发自用，余量上网）用户开关站、配电室或箱变10kV母线（2）380V对应接入点z统购统销1）公共电网配电箱/线路2）公共电网配电室或箱变低压母线z自发自用（含自发自用，余量上网）1）用户配电箱/线路2）用户配电室或箱变低压母线5.2.4典型设计方案12分布式光伏发电接入系统典型设计共13个方案。其中，分布式光伏发电单点接入系统典型设计共8个方案，见表5-1；分布式光伏发电组合接入系统典型设计共5个方案，见表5-2。表5-1分布式光伏发电单点接入系统典型方案分类表方案编号接入电压运营模式接入点送出回路数单个并网点参考容量XGF10-T-110kV统购统销（接入公共电网）接入公共电网变电站10kV母线1回1MW～6MWXGF10-T-2接入公共电网10kV开关站、配电室或箱变1回300kW～6MWXGF10-T-3T接公共电网10kV线路1回300kW～6MWXGF10-Z-1自发自用/余量上网（接入用户电网）接入用户10kV母线1回300kW～6MWXGF380-T-1380V统购统销（接入公共电网）公共电网配电箱/线路1回≤100kW，8kW及以下可单相接入XGF380-T-2公共电网配电室或箱变低压母线1回20kW～300kWXGF380-Z-1自发自用/余量上网（接入用户电网）用户配电箱/线路1回≤300kW，8kW及以下可单相接入XGF380-Z-2用户配电室或箱变低压母线1回20kW～300kW注：1、表中参考容量仅为建议值，具体工程设计中可根据电网实际情况进行适当调整。2、接入用户电网、且采用统购统销模式的分布式光伏发电可参照自发自用/余量上网模式方案设计。表5-2分布式光伏组合接入系统典型方案分类表方案编号接入电压运营模式接入点XGF380-Z-Z1380V/220V自发自用/余量上网多点接入用户配电箱/线路配电室或箱变低压母线XGF10-Z-Z110kV多点接入用户10kV开关站、配电室或箱变XGF380/10-Z-Z110kV/380V以380V一点或多点接入用户配电箱/线路、配电室或箱变低压母线，以10kV一点或多点接入用户10kV开关站、配电室或箱变XGF380-T-Z1380V/220V统购统销多点接入公共电网配电箱/线路、箱变或配电室低压母线13XGF380/10-T-Z110kV/380V以380V一点或多点接入公共配电箱/线路、配电室或箱变低压母线，以10kV一点或多点接入公共电网变电站10kV母线、10kV开关站、配电室、箱变或T接公共电网10kV线路注：当分布式光伏发电接入35kV及以上用户的10kV及以下电压等级时，可参考XGF10-Z-Z1、XGF380/10-Z-Z1等设计方案。5.2.4.1单点接入典型设计方案XGF10-T-1本方案主要适用于统购统销（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，单个并网点参考装机容量1MW～6MW。XGF10-T-1方案一次系统接线示意图见图5-1。公共电网变电站10kV母线光伏电站公共连接点断路器图例并网点（产权分界点）图5-1XGF10-T-1方案一次系统接线示意图5.2.4.2单点接入典型设计方案XGF10-T-2本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，公共连接点为公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。XGF10-T-2方案一次系统接线示意图见图5-2。14公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线光伏电站...图例断路器断路器或负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）图5-2XGF10-T-2方案一次系统接线示意图5.2.4.3单点接入典型设计方案XGF10-T-3本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站、公共连接点为公共电网10kV线路T接点，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。XGF10-T-3方案一次系统接线示意图见图5-3。公共电网变电站10kV母线光伏电站公共连接点断路器图例并网点（产权分界点）公共电网10kV线路图5-3XGF10-T-3方案一次系统接线示意图5.2.4.4单点接入典型设计方案XGF10-Z-1本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。15XGF10-Z-1方案一次系统有两个子方案，子方案一接线示意图见图5-4-1，子方案二接线示意图见图5-4-2。光伏电站...断路器图例用户内部负荷断路器/负荷开关并网点产权分界点公共连接点公共电网10kV母线用户10kV母线图5-4-1XGF10-Z-1方案一次系统接线示意图（方案一）公共电网10kV线路光伏电站断路器图例用户内部负荷断路器/负荷开关产权分界点公共电网10kV母线并网点公共连接点用户10kV母线图5-4-2XGF10-Z-1方案一次系统接线示意图（方案二）5.2.4.5单点接入典型设计方案XGF380-T-1本方案主要适用于统购统销（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线路，单个并网点参考装机容量不大于100kW，采用三相接入；装机容量8kW及以下，可采用单相接入。16XGF380-T-1方案一次系统接线示意图见图5-5。并网逆变器公共连接点并网点（产权分界点）图例断路器断路器/负荷开关...380/220V架空线公共电网380/220V配电箱图5-5XGF380-T-1方案一次系统接线示意图5.2.4.6单点接入典型设计方案XGF380-T-2本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，公共连接点为公共电网配电室或箱变低压母线，单个并网点参考装机容量20kW～300kW。XGF380-T-2方案一次系统接线示意图见图5-6。17并网逆变器公共连接点并网点（产权分界点）图例断路器断路器/负荷开关...公共电网配电室或箱变、380V母线图5-6XGF380-T-2方案一次系统接线示意图5.2.4.7单点接入典型设计方案XGF380-Z-1本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用三相接入；装机容量8kW及以下，可采用单相接入。XGF380-Z-1方案一次系统有两个方案，方案一接线示意图见图5-7-1，方案二接线示意图见图5-7-2。18...光伏电站并网点用户内部负荷公共连接点产权分界点380/220V架空线380/220V用户配电箱断路器/负荷开关图例断路器380/220V配电箱、380/220V架空线图5-7-1XGF380-Z-1方案一次系统接线示意图（方案一）断路器/负荷开关图例断路器...用户内部负荷380/220V用户配电箱用户内部负荷用户内部负荷并网点产权分界点用户380母线10kV公共电网公共连接点光伏电站380/220V架空线图5-7-2XGF380-Z-1方案一次系统接线示意图（方案二）5.2.4.8单点接入典型设计方案XGF380-Z-2本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量20kW～300kW。XGF380-Z-2方案一次系统接线示意图见图5-8。19断路器/负荷开关图例断路器...用户内部负荷用户内部负荷产权分界点光伏电站并网点用户380V母线公共连接点10kV公共电网图5-8XGF380-Z-2方案一次系统接线示意图5.2.4.9多点（组合）接入典型设计方案XGF380-Z-Z1本方案采用多回线路将分布式光伏接入用户配电箱、配电室或箱变低压母线。方案设计以光伏发电单点接入用户配电箱或线路典型设计方案XGF380-Z-1和单点接入用户配电室或箱变典型设计方案XGF380-Z-2为基础模块，进行组合设计。本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用三相接入；装机容量8kW及以下，可采用单相接入。XGF380-Z-Z1方案一次系统有两个子方案，子方案一接线示意图见图5-9-1，子方案二接线示意图见图5-9-2。20...光伏电站并网点用户内部负荷公共连接点产权分界点380/220V用户配电箱...用户内部负荷380/220V架空线380/220V配电箱、断路器/负荷开关图例断路器并网点并网点产权分界点公共连接点380/220V架空线图5-9-1XGF380-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案一）...用户内部负荷用户内部负荷用户380V母线...用户内部负荷用户内部负荷产权分界点并网点用户380V母线公共连接点用户内部负荷并网点380/220V用户配电箱10kV公共电网并网点产权分界点公共连接点断路器/负荷开关图例断路器光伏电站380/220V架空线图5-9-2XGF380-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案二）5.2.4.10多点（组合）接入典型设计方案XGF10-Z-Z1本方案采用多回线路将分布式光伏接入用户10kV开关站、配电室或箱变。方案设计以光伏发电单点接入用户10kV开关站、配电室21或箱变典型设计方案XGF10-Z-1为基础模块，进行组合设计。本方案主要适用于同一用户内部自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站。接入用户10kV开关站、配电室或箱变，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。XGF10-Z-Z1方案一次系统有两个子方案，子方案一接线示意图见图5-10-1，子方案二接线示意图见图5-10-2。...断路器图例断路器/负荷开关公共电网10kV母线...公共连接点并网点产权分界点用户内部负荷用户内部负荷光伏电站用户10kV母线图5-10-1XGF10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案一）22公共电网变电站10kV母线公共电网10kV线路...断路器图例断路器/负荷开关并网点产权分界点用户内部负荷用户内部负荷公共连接点光伏电站用户10kV母线图5-10-2XGF10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案二）5.2.4.11多点（组合）接入典型设计方案XGF380/10-Z-Z1本方案以380V/10kV电压等级将分布式光伏接入用户电网，380V接入点为用户配电箱或线路、配电室或箱变低压母线，10kV接入点为用户10kV母线。方案设计以光伏发电单点接入用户配电箱或线路典型设计方案XGF380-Z-1、单点接入用户配电室或箱变典型设计方案XGF380-Z-2和单点接入用户10kV开关站、配电室或箱变典型设计方案XGF10-Z-1为基础模块，进行组合设计。本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站。接入配电箱或线路时，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用三相接入，装机容量8kW及以下，可采用单相接入；接入配电室或箱变低压母线时，单个并网点参考装机容量20kW～300kW；接入用户10kV开关站、配电室或箱变时，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。23XGF380/10-Z-Z1方案一次系统有两个子方案，子方案一接线示意图见图5-11-1，子方案二接线示意图见图5-11-2。......断路器图例用户内部负荷380V母线380/220V用户配电箱...断路器/负荷开关公共电网10kV母线...公共连接点并网点产权分界点并网点并网点并网点用户内部负荷光伏电站用户10kV母线380/220V架空线图5-11-1XGF380/10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案一）24公共电网10kV线路公共电网10kV母线......断路器图例用户内部负荷380V母线...断路器/负荷开关产权分界点用户内部负荷公共连接点并网点并网点并网点并网点光伏电站用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图5-11-2XGF380/10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案二）5.2.4.12多点（组合）接入典型设计方案XGF380-T-Z1本方案采用多回线路将分布式光伏接入公共电网配电箱或线路、配电室或箱变低压母线。方案设计以光伏发电单点接入公共电网配电箱或线路典型设计方案XGF380-T-1和单点接入公共电网配电室或箱变低压母线典型设计方案XGF380-T-2为基础模块，进行组合设计。本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，系统接入点为公共电网配电箱或线路、配电室或箱变低压母线。接入配电箱或线路时，单个并网点参考装机容量不大于100kW，单个并网点装机容量8kW及以下时，可采用单相接入；接入配电室或箱变低压母线时，单个并网点参考装机容量20kW～300kW。25XGF380-T-Z1方案一次系统接线示意图见图5-12。公共电网配电箱或线路、配电室或箱变380V母线图例断路器断路器/负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）.........光伏电站图5-12XGF380-T-Z1方案一次系统接线示意图5.2.4.13多点（组合）接入典型设计方案XGF380/10-T-Z1本方案以380V/10kV电压等级将分布式光伏接入公共电网，380V接入点为公共电网配电箱或线路、配电室或箱变低压母线，10kV接入点为公共电网变电站10kV母线、T接接入公共电网10kV线路或公共电网10kV母线。方案设计以光伏发电单点接入公共电网配电箱或线路典型设计方案XGF380-T-1、单点接入公共电网配电室或箱变典型设计方案XGF380-T-2、单点接入公共电网变电站10kV母线典型设计方案XGF10-T-1、单点接入公共电网10kV母线典型设计方案XGF10-T-2和单点T接接入公共电网10kV线路典型设计方案XGF10-T-3为基础模块，进行组合设计。本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，380V公共连接点为：公共电网配电箱或线路、配电室或箱变低压母线；10kV公共连接点为：公共电网26变电站10kV母线、公共电网10kV线路T接点或公共电网10kV母线。XGF380/10-T-Z1方案一次系统接线示意图见图5-13。公共电网10kV母线......断路器图例负荷公共电网10线路公共电网380V母线公共电网380/220V配电箱负荷...断路器/负荷开关公共连接点公共连接点公共连接点并网点并网点并网点并网点光伏电站380/220V架空线图5-13XGF380/10-T-Z1方案一次系统接线示意图5.2.5主要设备选择原则（1）主接线1）380V：采用单元或单母线接线；2）10kV：采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA或多台组合，电压等级为10/0.4kV。若变压器同时为负荷供电，可根据实际情况选择容量。（3）送出线路导线截面27分布式光伏发电送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）分布式光伏发电送出线路导线截面选择需根据所需送出的容量、并网电压等级选取，并考虑分布式电源发电效率等因素；2）分布式光伏发电送出线路导线截面一般按持续极限输送容量选择；3）380V电缆可选用120mm2、150mm2、185mm2、240mm2等截面，10kV架空线可选用70mm2、120mm2、185mm2、240mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2等截面。当接入公共电网时，应结合本地配电网规划与建设情况选择适合的导线。（4）开关设备1)380V：分布式光伏发电并网点应安装易操作、具有明显开断点、具备开断故障电流能力的开断设备。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，并需留有一定裕度，应具备电源端与负荷端反接能力。2)10kV：分布式光伏发电并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。当分布式光伏并网公共连接点为负荷开关时，需改造为断路器。根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，一般宜采用20kA或25kA。（5）无功配置1)380V：通过380V电压等级并网的光伏发电系统应保证并网点处功率因数在超前0.98至滞后0.98范围内；282)10kV：分布式发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；分布式发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；通过10kV电压等级并网的分布式发电系统功率因数应实现超前0.95至滞后0.95范围内连续可调；分布式发电系统配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合分布式发电系统实际接入情况确定，应优先利用逆变器的无功调节能力，必要时也可安装动态无功补偿装置。29第6章系统继电保护及安全自动装置6.1内容与深度要求6.1.1主要设计内容包括继电保护、防孤岛及安全自动装置配置方案等。6.1.2设计深度（1）系统继电保护根据分布式光伏发电接入系统方案，提出系统继电保护的配置原则及配置方案。（2）孤岛检测与安全自动装置根据分布式光伏发电接入系统方案，提出安全自动装置配置原则及配置方案。提出频率电压异常紧急控制装置配置需求及方案。提出孤岛检测配置方案，提出防孤岛与备自投装置、自动重合闸等自动装置配合的要求。（3）其他提出继电保护及安全自动装置对电流互感器、电压互感器（或带电显示器）、对时系统和直流电源等的技术要求。6.2技术原则6.2.1一般性要求分布式光伏发电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，其技术条件应符合现行国家标准30GB/T14285-2006《继电保护和安全自动装置技术规程》、DL/T584-2007《3kV～110kV电网继电保护装置运行整定规程》和GB50054-2011《低压配电设计规范》的要求。6.2.2线路保护6.2.2.1380/220V电压等级接入分布式光伏发电以380/220V电压等级接入公共电网时，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、失压跳闸及检有压闭锁合闸等功能。6.2.2.210kV电压等级接入（1）送出线路继电保护配置1）采用专用送出线路接入系统分布式光伏发电采用专用送出线路接入变电站或开关站10kV母线，一般情况下可在变电站或开关站侧单侧配置过流保护或距离保护；有特殊要求时，可配置纵联电流差动保护。2）采用T接线路接入系统分布式光伏发电采用T接线路接入系统时，一般情况下需在光伏发电站侧配置过流保护。（2）系统侧相关保护校验及完善要求1）分布式光伏发电接入配电网时，应对分布式光伏发电送出线路相邻线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应重新配置保护。2）分布式光伏发电接入配电网后，当配电网中单侧电源线路（10kV电压等级）变为双侧电源线路时，应按双侧电源线路进行校31核，当不满足要求时，完善保护配置。6.2.3母线保护分布式光伏发电系统设有母线时，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。有特殊要求时，如后备保护时限不能满足要求，也可设置独立的母线保护装置。需对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需要配置专用母线保护。6.2.4孤岛检测与安全自动装置分布式光伏发电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。分布式光伏发电接入系统，需在并网点设置自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开并网点断路器；若10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。380V电压等级不配置防孤岛检测及安全自动装置，采用具备防孤岛能力的逆变器。有计划性孤岛要求的分布式光伏发电系统，应配置频率、电压控制装置，孤岛内出现电压、频率异常时，可对发电系统进行控制。6.2.5其他32当以10kV线路接入公共电网环网柜、开闭所等时，环网柜或开闭所需要进行相应改造，具备二次电源和设备安装条件。对于空间实在无法满足需求的，可选用壁挂式、分散式直流电源模块，实现分布光伏发电接入系统方案的要求。10kV接入系统的分布式光伏电站内需具备直流电源，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。10kV接入系统的分布式光伏电站内需配置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。光伏电站逆变器应具备过流保护与短路保护、孤岛检测，在异常时自动脱离系统功能。33第7章系统调度自动化7.1内容与深度要求7.1.1主要设计内容包括调度管理关系确定、系统远动配置方案、远动信息采集、通道组织及二次安全防护、线路同期、电能质量在线监测等内容。7.1.2设计深度（1）根据配电网调度管理规定，结合发电系统的容量和接入配电网电压等级确定发电系统调度关系。（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。（6）根据本工程各应用系统与网络信息交换、信息传输和安全隔离要求，提出二次系统安全防护方案、设备配置需求。（7）根据相关调度端有功功率、无功功率控制的总体要求，分析发电系统在配电网中的地位和作用，确定远动系统是否参与有功功率控制与无功功率控制，并明确参与控制的上下行信息及控制方案。（8）明确电能质量监测点和监测量。（9）暂不考虑光伏发电功率预测系统。347.2技术原则7.2.1调度管理分布式光伏发电项目调度管理按以下原则执行：10kV接入的分布式光伏发电项目，纳入地市或县公司调控中心调度运行管理，上传信息包括并网设备状态、并网点电压、电流、有功功率、无功功率和发电量，调控中心应实时监视运行情况；380V接入的分布式光伏发电项目，暂只需上传发电量信息。7.2.2远动系统380/220V电压等级接入的分布式光伏发电，按照相关暂行规定，只考虑采集关口计费电能表计量信息。10kV电压等级接入的分布式光伏发电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；本体不具备条件时，需独立配置远方终端，采集相关信息。10kV/380V多点、多电压等级接入时，380V部分信息由10kV电压等级接入的分布式光伏发电本体远动系统功能统一采集并远传。7.2.3远动信息内容7.2.3.1380V电压等级接入（1）分布式光伏发电的关口电量信息。（2）并网点的微型或塑壳式断路器位置接点信息具备上送能力。7.2.3.210kV电压等级接入35具备与电力系统调度机构之间进行数据通信的能力，能够采集电源并网状态、电流、电压、有功功率、无功功率、发电量等电气运行工况，上传至电网调度机构。7.2.4功率控制要求自发自用的分布式光伏发电不考虑系统侧对其功率控制。余量上网/统购统销的分布式光伏发电，当调度端对分布式光伏发电有功率控制要求时，需明确参与控制的上下行信息及控制方案。7.2.5同期装置分布式光伏发电经电力电子设备接入系统，不需要配置同期装置。7.2.6信息传输分布式光伏发电远动信息上传宜采用专网方式，可单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。接入用户侧且无控制要求的分布式光伏发电，可采用无线公网通信方式，但应采取信息安全防护措施。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的通信协议。7.2.7安全防护通过10kV电压等级接入的分布式光伏电站内二次安全防护，应满足“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体原则，必要时需配置相应的安全防护设备。7.2.8对时方式36分布式光伏发电10kV电压等级接入时，测控装置及远动系统应能够实现对时功能，可以采用北斗或GPS对时方式，也可采用网络对时方式。7.2.9电能质量在线监测分布式光伏发电接入系统需在公共连接点装设电能质量在线监测装置，并将相关数据上送至上级运行管理部门。10kV电压等级接入时，需在并网点配置电能质量在线监测装置；必要时，在公共连接点也需配置电能质量在线监测装置。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。380/220V电压等级接入时，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。37第8章系统通信8.1内容及深度要求8.1.1主要设计内容包括明确调度管理关系、介绍通信现状和规划、分析通道需求、提出通信方案、确定通道组织方案、提出通信设备供电和布置方案等。8.1.2设计深度（1）根据配电网调度管理、发电系统的容量和接入配电网电压等级明确分布式光伏发电系统与调度关系。（2）叙述与分布式光伏发电相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。（3）根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及分布式光伏电站至调度等单位的信息通道要求。（4）根据一次接入系统方案及通信系统现状，提出分布式光伏发电系统通信方案，包括电路组织、设备配置等。一般需提出多方案进行比较，并明确推荐方案。（5）根据分布式光伏发电的信息传输需求和通信方案，确定各业务信息通道组织方案。（6）提出通信设备供电和布置方案。8.2技术原则388.2.1总体要求（1）应适应电网调度运行管理规程的要求。（2）应参照《终端通信接入网工程典型设计规范》进行设计。8.2.2通信通道要求（1）根据分布式光伏发电的规模、电压等级、运营模式、接入方式，提出通道要求。（2）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）分布式光伏发电接入系统可按单通道考虑。（4）分布式光伏发电接入系统通信通道安全防护应符合电监安全[2006]34号《电力二次系统安全防护总体方案》、GB/T22239—2008《信息安全技术-信息系统安全等级保护基本要求》和Q/GDW594-2011《国家电网公司信息化“SG186”工程安全防护总体方案》等相关规定。8.2.3通信方式接入系统应因地制宜的选择下列通信方式，满足电源接入需求。（1）光纤通信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。（2）电力线载波在10kV配电网中采用中压电力线载波技术。（3）无线方式39可采用无线专网或GPRS、CDMA无线公网通信方式。当有控制要求时，不得采用无线公网通信方式。无线公网的通信方式应满足Q/GDW625-2011《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》和Q/GDW380.2-2009《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，支持用户优先级管理。8.2.4通信设备供电（1）分布式光伏发电接入系统通信设备电源性能应满足YD/T1184-2002《接入网电源技术要求》的相关要求。（2）通信设备供电应与其它设备统一考虑。8.2.5通信设备布置通信设备宜与其它二次设备合并布置。40第9章计量与结算9.1内容与深度要求9.1.1设计内容包括计费关口点设置、电能表计配置、装置精度、传输信息及通道要求等。9.1.2设计深度要求（1）提出相关电能量计费系统的计量关口点的设置原则。（2）根据关口点的设置原则确定分布式发电系统的计费关口点。（3）提出关口点电能量计量装置的精度等级以及对电流互感器、电压互感器的技术要求。（4）提出电能量计量装置的通讯接口技术要求。（5）确定向相关调度端传送电能量计量信息的内容、通道及通信规约。9.2技术原则（1）电能表按照计量用途分为两类：关口计量电能表，用于用户与电网间的上、下网电量计量；并网电能表，可用于发电量统计和电价补偿。1）分布式光伏发电接入配电网前，应明确上网电量和下网电量关口计量点，原则上设置在产权分界点。需配置专用关口计量电能表，并将计费信息上传至运行管理部门。412）分布式光伏发电并网点应设置并网电能表，用于光伏发电量统计和电价补偿。对于统购统销运营模式，可由专用关口计量电能表同时完成电价补偿计量和关口电费计量功能。（2）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/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》，以及相关标准、规程要求。10kV及以下电压等级接入配电网，关口计量装置一般选用不低于Ⅱ类电能计量装置。380/220V电压等级接入配电网，关口计量装置一般选用不低于III类电能计量装置。（3）通过10kV电压等级接入的分布式光伏发电系统，关口计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。380V/220V电压等级接入的分布式光伏发电系统电能表单套配置。（4）10kV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,采集信息可支持接入多个的电能信息采集系统。380V电压等级接入时，可采用无线集采方式。多点、多电压等级接入的组合方案，各表计计量信息应统一采集后，传输至相关主管部门。（5）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。42（6）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。（7）计量电流互感器和电压互感器精度要求10kV电能计量装置应采用计量专用电压互感器（准确度0.2）、电流互感器（准确度0.2S）。380/220V电能计量装置应采用计量专用电压互感器（准确度0.5）、专用电流互感器（准确度采用0.5S）。（8）以380/220V电压等级接入的分布式光伏发电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，采集数据上传至相关部门。43第三篇光伏发电单点接入系统典型设计方案第10章10kV接入公共电网变电站方案典型设计（XGF10-T-1）10.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF10-T-1。本方案采用1回线路将分布式光伏接入公共电网变电站10kV母线，接入容量在1MW～6MW之间。10.2接入系统一次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。10.2.1送出方案通过1回线路接入公共电网变电站10kV母线。一次系统接线示意图见图10-1。公共电网变电站10kV母线光伏电站公共连接点断路器图例并网点（产权分界点）图10-1XGF10-T-1方案一次系统接线示意图44本方案主要适用于统购统销（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，单个并网点参考装机容量1MW～6MW。10.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析电能质量通过方案中提供的设备参数，经理论计算获得，需要满足：1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其45交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算1）本方案光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；2）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应实现超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。10.2.3主要设备选择原则（1）主接线10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17468《电力变压器选用导则》、GB/T6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》等规定的要求。变压器性能参数见附录6。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选择；463）10kV架空线可选用70mm2、150mm2、185mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，10kV断路器一般宜采用20kA或25kA。10.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图10-2、图10-3。公共电网变电站10kV母线10kV母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站断路器图例图10-2XGF10-T-1方案原则电气主接线图（方案一）47380V母线×n......公共电网变电站10kV母线公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站断路器图例图10-3XGF10-T-1方案原则电气主接线图（方案二）10.2.5系统对光伏电站的技术要求10.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见48附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站以10kV接入时引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。10.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。10.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录549所示电网频率偏离下运行。10.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表10-1。表10-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网变电站10kV开关柜1送出线路10kV架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。10.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。10.3.1系统继电保护及安全自动装置10.3.1.1配置及选型（1）10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。10kV线路在系统侧配置1套线路方向过流保护或距离保护，光伏电站侧可不配线路保护，靠系统侧切除线路故障。对2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，10kV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用方向过流保护作为其后备保护。2）技术要求a.线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。b.线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，保护的软件版本应完全一致。c.被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性50和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换以及系统操作等情况下保护不应误动。d.在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。e.主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。f.手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。g.保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。（2）母线保护1）配置原则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。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧可不配置母线保护，仅由变电站侧线路保护切除故障；当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。2）技术要求a.母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b.母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。c.母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒51动。（3）防孤岛检测及安全自动装置在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器。若光伏电站侧10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（4）系统侧变电站1）线路保护需要校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。2）母线保护需要校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。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，则系统侧变电站需要配置母线保护。3）其他要求需核实变电站侧备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。光伏电站线路接入变电站后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。10kV公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。52（5）对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的信号传输通道。3）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（6）系统继电保护配置图继电保护及安全自动装置方案一、方案二分别见图10-4～图10-6。方案一：10kV线路配置过流或距离保护。方案二：10kV线路配置光纤差动保护。380V母线×n......公共电网变电站公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站10kV母线图10-4XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案一/1)53公共电网变电站10kV母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站10kV母线图10-5XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案一/2)公共电网变电站10kV母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站10kV母线图10-6XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案二)10.3.1.2设备清单XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表10-2～表10-4。54表10-2XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一/1）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站安全自动装置1套变电站过流保护（或距离保护）1套母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表10-3XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一/2）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站安全自动装置1套母线保护1套变电站过流保护（或距离保护）1套母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表10-4XGF10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站光纤电流差动保护1套安全自动装置1套母线保护1套变电站光纤电流差动保护1套母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。10.3.2系统调度自动化10.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统。10.3.2.2配置及要求（1）光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，应独立配置远方终端，采集相关信息。55方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。（2）有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。（3）电能量计量56本方案电能量计量表可合一设置，上下网关口计量电能表同时也可用做并网电能表。1）安装位置与要求本方案暂按在产权分界点设置关口计量电能表（最终按用户与业主计量协议为准），设置主、备计费表各一块。2）技术要求电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，计费表采集信息通过计量终端服务器接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息）；电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。（4）电能质量监测装置需要在并网点装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。（5）系统变电站本方案光伏电站接入系统变电站变后，变电站调度管理关系不变。需相应配置测控装置，采集光伏电站线路的相关信息，并接入本57变电站现有监控系统。（6）远动信息内容1）光伏电站光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：a.光伏电站并网状态；b.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c.并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；d.主断路器开关状态等。2）系统变电站a.遥测：新增10kV线路的有功、无功功率、有功电度及电流；b.遥信：新增10kV线路断路器位置信号；新增10kV线路主保护动作信号。（7）远动信息传输光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。（8）二次安全防护为保证光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原58则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密装置。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。（9）系统调度自动化配置图调度自动化系统配置图详见图10-7、图10-8所示。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。59图10-7XGF10-T-1光伏电站调度自动化系统配置（方案一）图10-8XGF10-T-1光伏电站调度自动化系统配置（方案二）10.3.2.3设备清单60XGF10-T-1系统调度自动化配置清单详见表10-5、表10-6。表10-5XGF10-T-1系统调度自动化配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一建设关口电能表柜含主、副表各1块1面电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备柜含1台路由器，2台交换机1面二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜变电站10kV线路测控装置1套关口电能表1只同对侧关口表型号一致注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表10-6XGF10-T-1系统调度自动化配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站RTU1套与本体计算机监控系统合一建设关口电能表柜含主、副表各1块1面电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备柜含1台路由器，2台交换机1面二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜变电站10kV线路测控装置1套关口电能表1只同对侧关口表型号一致注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。10.3.3系统通信10.3.3.1系统概述着重介绍光伏电站一次接入系统方案中的接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相关线路长度等与通信方案密切相关的情况。10.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接61线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。10.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。10.3.3.4通信方案根据国家电网公司技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。（1）光纤通信结合各地电网整体通信网络现状及规划，可选用EPON技术、工业以太网技术、SDH/MSTP技术等多种光纤通信方式。1）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同型式，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。进入光伏电站的引入光缆，宜选择非金属阻燃光缆。2）通信电路建设方案光缆通信系统建议采用EPON传输系统，工业以太网传输系统，SDH传输系统三个方案。a.EPON方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配2台ONU设备，利用上述光缆，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。62b.工业以太网方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，在光伏电站接入的变电站配置2台工业以太网交换机，利用上述光缆，形成光伏电站至接入变电站的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。c.SDH方案在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在接入变电站现有的设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。光伏电站接入系统通信方案见图10-9、10-10、10-11。图10-9光伏电站接入系统通信方案图1（EPON）63图10-10光伏电站接入系统通信方案图2（工业以太网）图10-11光伏电站接入系统通信方案图3（SDH）64（2）中压电力线载波在光伏电站拟接入变电站侧配置主载波机，光伏电站侧配置从载波机，主载波机依据线路结构对下进行载波组网，并通过载波通信方式将终端数据汇聚至主载波机，将数据信息上传。载波组网通信采用一主多从的方式组网，即一个载波主机和多个载波从机组成一个载波通信网络，载波主机和载波从机之间采用问答方式进行数据传输，载波从机之间不进行数据传输。图10-12光伏电站接入系统通信方案图4（中压电力线载波）（3）无线专网在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。10.3.3.5业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息65通道组织。10.3.3.6通信设备供电对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流或交流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。10.3.3.7主要设备材料清单光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料详见表10-7、10-8、10-9、10-10、10-11。（1）采用EPON接入方案，通信具体见表10-7。表10-7系统通信设备材料清单（采用EPON）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架241台电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里OLT2台导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台FE接口板2块电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表10-8。表10-8系统通信设备材料清单(采用工业以太网)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台光配线架24芯1台电线电缆1套66（3）采用SDH接入方案，具体见表10-9。表10-9系统通信设备材料清单(采用SDH)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M2台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套系统接入变电站光缆24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表10-10。表10-10系统通信设备材料清单（采用中压电力线载波）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套系统接入变电站主载波机1套高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线专网接入方案，具体见表10-11。表10-11系统通信设备材料清单（采用无线专网接入方案）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站终端电台1台电线电缆1套67第11章10kV接入公共电网开关站、配电室或箱变方案典型设计（XGF10-T-2）11.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF10-T-2。本方案采用1回线路将分布式光伏接入公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线，接入容量在300kW～6MW之间。11.2接入系统一次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。11.2.1送出线路通过1回线路接入公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线。一次系统接线示意图见图11-1。公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线光伏电站...图例断路器断路器或负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）图11-1XGF10-T-2方案一次系统接线示意图68本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，公共连接点为公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。11.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算691）光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；2）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。11.2.3主要设备选择原则（1）主接线10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17468《电力变压器选用导则》、GB/T6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》等规定的要求。变压器性能参数见附录6。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选择；3）10kV架空线可选用70mm2、150mm2、185mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。70（4）断路器型式断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，一般宜采用20kA或25kA。11.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图11-2、图11-3。公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线10kV母线×n......断路器图例公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站图11-2XGF10-T-2方案原则电气主接线图（方案一）380V母线×n......断路器图例公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线图11-3XGF10-T-2方案原则电气主接线图（方案二）7111.2.5系统对光伏电站的技术要求11.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站以10kV接入时引起的公共连接72点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。11.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。11.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。11.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表11-1。表11-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线10kV开关柜（含PT）1送出线路10kV架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。11.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。11.3.1系统继电保护及安全自动装置7311.3.1.1配置及选型（1）10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开相应并网点断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。专线接入公网10kV母线时，10kV线路在系统侧配置1套线路方向过流保护或距离保护，光伏电站侧可不配线路保护，靠系统侧切除线路故障。对2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，10kV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用方向过流保护作为其后备保护。2）技术要求a）线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。b）线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，保护的软件版本应完全一致。c）被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。d）在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。e）主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。f）手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。74g）保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。（2）母线保护1）配置原则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。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧不配置母线保护。当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。2）技术要求a）母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b）母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。c）母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。d）母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。（3）防孤岛检测及安全自动装置在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器。若光伏电站侧10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。75光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（4）系统侧开关站、配电室或箱变1）继电保护校验系统侧开关站、配电室或箱变的相关保护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，则系统侧开关站、配电室或箱变需要做相关保护配置方案。2）其他要求核实系统侧开关站、配电室或箱变备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。a）光伏电站线路接入开关站、配电室或箱变后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b）要求线路重合闸动作时间需躲过安全自动装置动作时间。（5）系统侧变电站1）线路保护校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。2）母线保护校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。3）其他要求核实系统侧变电站备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。76a）光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b）要求线路重合闸动作时间需躲过安全自动装置动作时间。（6）对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的信号传输通道。3）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（7）其他要求电源进线应设置断路器，所接入开关站、配电室或箱变需同时具备电源和二次设备安装条件，若不具备，需要进行相应改造。（8）系统继电保护配置图继电保护及安全自动装置方案一、方案二分别见图11-4、图11-5。方案一：10kV线路配置过流或距离保护且光伏电站未设10kV母线。方案二：10kV线路配置光纤差动保护且光伏电站设10kV母线。77公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线380V母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线图11-4XGF10-T-2系统继电保护及安全自动装置配置(方案一)公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线10kV母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站图11-5XGF10-T-2系统继电保护及安全自动装置配置(方案二)11.3.1.2设备清单XGF10-T-2系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表11-2、表11-3。表11-2XGF10-T-2系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一）78厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站安全自动装置1套开关站、配电室或箱变过流保护（或距离保护）1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表11-3XGF10-T-2系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站线路光纤电流差动保护1套母线保护1套安全自动装置1套开关站、配电室或箱变线路光纤电流差动保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。11.3.2系统调度自动化11.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统。11.3.2.2配置及要求（1）光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，独立配置远方终端，采集相关信息。方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏79发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。（2）有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。（3）电能量计量本方案电能量计量表可合一设置，上下网关口计量电能表同时也可用做并网电能表。1）安装位置与要求本方案暂按在产权分界点设置关口计量电能表（最终按用户与业主计量协议为准），设置主、备计费表各一块。2）技术要求80电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，计费表采集信息通过计量终端服务器接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息）；电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。（4）电能质量监测装置需要在并网点装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。（5）系统开关站、配电室或箱变本方案光伏电站接入系统开关站、配电室或箱变后，需相应配置测控装置，采集光伏电站线路的相关信息。若系统开关站、配电室或箱变具备信息远传功能，测控装置信息接入现有监控系统。若系统开关站、配电室或箱变不具备信息远传功能，测控装置信息预留接入监控系统的接口，暂不考虑进行配网自动化改造。（6）远动信息内容1）光伏电站81光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：a）光伏电站并网状态；b）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c）并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；d）主断路器开关状态等。2）系统开关站、配电室或箱变a）遥测：新增10kV线路的有功、无功功率、有功电度及电流；b）遥信：新增10kV线路断路器位置信号；新增10kV线路主保护动作信号；（7）远动信息传输光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。（8）二次安全防护为保证光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据82网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密装置。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。（9）系统调度自动化配置图调度自动化系统配置图详见图11-6、图11-7所示。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。图11-6XGF10-T-2光伏电站调度自动化系统配置（方案一）83图11-7XGF10-T-2光伏电站调度自动化系统配置（方案二）11.3.2.3设备清单XGF10-T-2系统调度自动化配置清单详见表11-4、表11-5。表11-4XGF10-T-2系统调度自动化配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一关口计量柜含主、副表各1块1面电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜开关站、配电室或箱变10kV线路测控装置1套使用保护测控合一装置表11-5XGF10-T-2系统调度自动化配置清单（方案二）84厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站RTU1套关口计量柜含主、副表各1块1面电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1面MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备柜含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜开关站、配电室或箱变10kV线路测控装置1套使用保护测控合一装置11.3.3系统通信11.3.3.1系统概述着重介绍光伏电站一次接入系统方案中的接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相关线路长度等与通信方案密切相关的情况。11.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。11.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。11.3.3.4通信方案根据国网技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。85（1）光纤通信结合各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。1）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，利用一次路径新建光缆到公用10kV开关站（配电室），通过原有公用配电自动化通信系统实现光伏电站至变电站的通信路由；当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造时，利用一次路径新建光缆到公用10kV开关站（配电室），通过10kV开关站（配电室）跳纤到变电站；也可采用其它路径直接新建光缆到变电站。引入光缆宜选择非金属阻燃光缆。2）通信电路建设方案光缆通信系统建议采用EPON传输系统、工业以太网传输系统和SDH传输系统三个方案。a）EPON方案当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，在光伏电站配置2台ONU设备，利用光伏电站至公用10kV开关站（配电室）的光缆路由，通过无源分光器（ODN）形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。方案如图图11-8。86图11-8光伏电站接入系统方案图（EPON公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化）当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造时，在光伏电站配置2台ONU设备，利用光伏电站至变电站的光缆路由，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。方案如图11-9。87图11-9光伏电站接入系统方案图（EPON公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化）b）工业以太网方案当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，利用光伏电站至公用10kV开关站（配电室）的光缆路由，形成光伏电站至10kV开关站的通信电路。在公用10kV开关站（配电室）配置2台工业以太网交换机，利用原有公用配电自动化通信网将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。方案如图11-10。88图11-10光伏电站接入系统方案图（工业以太网10kV开关站已实现配电自动化）当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造时，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，利用光伏电站至变电站的光缆路由，形成光伏电站至变电站的通信电路。在变电站配置2台工业以太网交换机，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。方案如图11-11。图11-11光伏电站接入系统方案图（工业以太网10kV开关站未实现配电自动化）89c）SDH方案在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在公用10kV开关站（配电室）所接入的变电站现有设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。方案如图11-12。图11-12光伏电站接入系统方案图（SDH）（2）中压电力线载波当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，在光伏电站拟接入公用10kV开关站（配电室）侧配置主载波机，光伏电站侧配置从载波机，主载波机依据线路结构对下进行载波组网，并通过载波通信方式将终端数据汇聚至主载波机，利用原有公用配电自动化通信网将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。载波组网通信采用一主多从的方式组网，即一个载波主机和多个载波从机组成一个载波通信网络，载波主机和载波从机之间采用问答方式进行数据传输，载波从机之间不进行数据传输。方案如图9011-13。当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造时，由于需要载波机在公用10kV开关站（配电室）所接入变电站线路上进行跳接，串扰过大，传输距离过长，不建议采用中压电力线载波通信。图11-13光伏电站接入系统方案图（中压电力线载波）（3）无线专网在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。11.3.3.5业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息通道组织。11.3.3.6通信设备供电91对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流或交流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。11.3.3.7主要设备材料清单光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料清单详见表11-5～表11-11。（1）采用EPON接入方案，通信具体见表11-6、表11-7。表11-6EPON公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1块无源光分配器ODN2块电线电缆1套系统接入变电站OLTPON口板2台需要时电线电缆1套需要时表11-7EPON公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配架24芯1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要光配架24芯1台通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要OLT2台需要时导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要92光配线架24芯1块直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要FE接口板2块需要时电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表11-8、表11-9。表11-8工业以太网公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里综合配线架光、音、网1台电线电缆1套工业以太网交换机2台表11-9工业以太网公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要光配线架24芯1块通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要电线电缆1套系统接入变电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要综合配线架光、音、网1台直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要电线电缆1套工业以太网交换机2台（3）采用SDH接入方案，具体见表11-10。93表11-10SDH接入模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M1台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1块光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表11-11。表11-11中压电力线载波接入模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）主载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线专网接入方案，具体见表11-12。表11-12无线专网自发自用模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏终端电台1台94电站电线电缆1套95第12章10kVT接公共电网线路方案典型设计（XGF10-T-3）12.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF10-T-3。本方案采用1回线路将分布式光伏接入公共电网10kV线路，接入容量在300kW～6MW之间。12.2接入系统一次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。12.2.1送出方案通过1回线路T接接入公共电网10kV线路。一次系统接线示意图见图12-1。公共电网变电站10kV母线光伏电站公共连接点断路器图例并网点（产权分界点）公共电网10kV线路图12-1XGF10-T-3方案一次系统接线示意图本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站、公共连接点为公共电网10kV线路T接点，单个并网点参考装机容量96300kW～6MW。12.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算1）光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；972）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。12.2.3主要设备选择原则（1）主接线10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变10kV：升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17468《电力变压器选用导则》、GB/T6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》等规定的要求。变压器性能参数见附录6。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选择；3）10kV架空线可选用70mm2、150mm2、185mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，10kV98断路器一般宜采用20kA或25kA。12.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图12-2、图12-3。公共电网10kV线路T接点10kV母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）图例断路器光伏电站图12-2XGF10-T-3方案原则电气主接线图（方案一）380V母线×n......并网点（产权分界点）光伏电站公共电网10kV线路T接点公共连接点图例断路器图12-3XGF10-T-3方案原则电气主接线图（方案二）9912.2.5系统对光伏电站的技术要求12.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换成交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站以10kV接入引起的公共连接点100电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。12.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。12.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。12.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表12-1。表12-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网变电站线路PT110kV架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。12.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。10112.3.1系统继电保护及安全自动装置12.3.1.1配置及选型（1）10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。为保障供电可靠性，减少停电范围，宜在光伏电站侧配置1套线路方向过流保护，用于10kVT接线路。2）技术要求。a．线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。b．被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换以及系统操作等情况下保护不应误动。c．在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。d．主保护整组动作时间不大于20ms，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。e．手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。f．保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。（2）母线保护1）配置原则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102保护。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧可不配置母线保护，仅由变电站侧线路保护切除故障；当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。2）技术要求a．母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b．母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。c．母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。（3）防孤岛检测及安全自动装置在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器。若光伏电站侧10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（4）系统侧变电站1）线路保护需要校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。1032）母线保护需要校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。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，则系统侧变电站需要配置母线保护。3）其他要求需核实变电站侧备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。a．光伏电站线路接入变电站后，系统侧备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b．10kV公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。（5）对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（6）系统继电保护配置图继电保护及安全自动装置方案一、方案二分别见图12-4、图12-5。104380V母线×n......并网点（产权分界点）光伏电站公共电网变电站10kV母线公共电网10kV线路T接点公共连接点图12-4XGF10-T-3系统继电保护及安全自动装置配置(方案一)公共电网变电站10kV母线公共电网10kV线路T接点10kV母线×n......公共连接点并网点（产权分界点）光伏电站图12-5XGF10-T-3系统继电保护及安全自动装置配置(方案二)12.3.1.2设备清单XGF10-T-3系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表12-2、表12-3。105表12-2XGF10-T-3系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站安全自动装置1套线路电流保护柜1套系统侧变电站线路电流保护柜1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表12-3XGF10-T-3系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站线路电流保护柜1套安全自动装置1套母线保护柜1套系统侧变电站线路电流保护柜1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。12.3.2系统调度自动化12.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统。12.3.2.2配置及要求（1）光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，独立配置远方终端，采集相关信息。方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏106发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。（2）有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。（3）电能量计量本方案电能量计量表可合一设置，上下网关口计量电能表同时也可用做并网电能表，用于光伏发电计费补偿。1）安装位置与要求本方案暂按在产权分界点设置关口计量电能表（最终按用户与业主计量协议为准），设置主、备计费表各一块。2）技术要求107电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，计费表采集信息通过计量终端服务器接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息）；电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。（4）电能质量监测装置需要在并网点装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。（5）系统变电站本方案光伏电站接入系统变电站变后，变电站调度管理关系不变。（6）远动信息内容1）光伏电站光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：a．光伏电站并网状态；b．光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c．并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；108d．主断路器开关状态等。2）系统变电站系统侧不增加新的间隔和出线，远动信息不变。（7）远动信息传输光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。（8）二次安全防护为保证光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。109（9）系统调度自动化配置图调度自动化系统配置图详见图12-6、图12-7所示。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。图12-6XGF10-T-3光伏电站调度自动化系统配置（方案一）110图12-7XGF10-T-3光伏电站调度自动化系统配置（方案二）12.3.2.3设备清单XGF10-T-3系统调度自动化配置清单详见表12-4、表12-5。表12-4XGF10-T-3系统调度自动化配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站远动通信服务器（方案一）1套与本体计算机监控系统合一建设关口电能表柜含主、副表各1块1面电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备柜含1台路由器，2台交换机1面二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜变电站关口电能计费表1只注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表12-5XGF10-T-3系统调度自动化配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注RTU1套111关口电能表柜含主、副表各1块1面电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备柜含1台路由器，2台交换机1面二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜变电站关口电能计费表1只注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。12.3.3系统通信12.3.3.1系统概述着重介绍光伏电站一次接入系统方案中的接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相关线路长度等与通信方案密切相关的情况。12.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。12.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。12.3.3.4通信方案根据国家电网公司技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。（1）光纤通信结合各地电网整体通信网络现状及规划，可选用EPON技术、工业以太网技术、SDH/MSTP技术等多种光纤通信方式。1121）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同型式，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。进入光伏电站的引入光缆，宜选择非金属阻燃光缆。2）通信电路建设方案光缆通信系统建议采用EPON传输系统，工业以太网传输系统，SDH传输系统三个方案。a.EPON方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配2台ONU设备，利用上述光缆，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。b.工业以太网方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，在光伏电站接入的变电站配置2台工业以太网交换机，利用上述光缆，形成光伏电站至接入变电站的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。c.SDH方案在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在接入变电站现有的设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。113光伏电站接入系统通信方案见图12-8、12-9、12-10。图12-8光伏电站接入系统方案图1（EPON）114图12-9光伏电站接入系统方案图2（工业以太网）图12-10光伏电站接入系统方案图3（SDH）（2）中压电力线载波115在光伏电站拟接入变电站侧配置主载波机，光伏电站侧配置从载波机，主载波机依据线路结构对下进行载波组网，并通过载波通信方式将终端数据汇聚至主载波机，将数据信息上传。载波组网通信采用一主多从的方式组网，即一个载波主机和多个载波从机组成一个载波通信网络，载波主机和载波从机之间采用问答方式进行数据传输，载波从机之间不进行数据传输。图12-11光伏电站接入系统方案图4（中压电力线载波）（3）无线专网在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。12.3.3.5业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息通道组织。11612.3.3.6通信设备供电对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流或交流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。12.3.3.7主要设备材料清单光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料详见表12-6～12-10。（1）采用EPON接入方案，通信具体见表12-6。表12-6系统通信设备材料清单（采用EPON）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里OLT2台导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台FE接口板2块电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表12-7。表12-7系统通信设备材料清单(采用工业以太网)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台电线电缆1套（3）采用SDH接入方案，具体见表12-8。表12-8系统通信设备材料清单(采用SDH)厂所设备名称型号及规格数量单位备注117光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M2台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套系统接入变电站光缆24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表12-9。表12-9系统通信设备材料清单4（采用中压电力线载波）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套系统接入变电站主载波机1套高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线专网接入方案，具体见表12-10。表12-10系统通信设备材料清单（采用无线专网接入方案）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站终端电台1台电线电缆1套118第13章10kV接入用户开关站、配电室或箱变方案典型设计（XGF10-Z-1）13.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF10-Z-1。本方案采用1回线路将分布式光伏接入用户开关站、配电室或箱变，接入容量在300kW～6MW之间。13.2接入系统一次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。13.2.1送出方案通过1回线路接入用户开关站、配电室或箱变10kV母线。一次系统接线示意图见图13-1、图13-2。光伏电站...断路器图例用户内部负荷断路器/负荷开关并网点产权分界点公共连接点公共电网10kV母线用户10kV母线图13-1XGF10-Z-1方案一次系统接线示意图（方案一）119公共电网10kV线路光伏电站断路器图例用户内部负荷断路器/负荷开关产权分界点公共电网10kV母线并网点公共连接点用户10kV母线图13-2XGF10-Z-1方案一次系统接线示意图（方案二）本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。13.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析电能质量通过方案中提供的设备参数，经理论计算获得，需要满足：1201）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算1）本方案光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；2）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应实现超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。13.2.3主要设备选择原则（1）主接线10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变10kV：升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17468《电力变压器选用导则》、GB/T6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》等规定的要求。变压器性能参数见附录6。121（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选择；3）10kV架空线可选用70mm2、150mm2、185mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，10kV断路器一般宜采用20kA或25kA。13.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图13-3、图13-4。10kV母线×n......公共电网10kV母线...光伏电站用户内部负荷断路器图例断路器/负荷开关公共连接点产权分界点并网点用户10kV母线图13-3XGF10-Z-1方案原则电气主接线图（方案一）1220.4kV母线×n......光伏电站用户内部负荷断路器图例断路器/负荷开关公共电网10kV线路公共电网10kV母线产权分界点并网点公共连接点用户10kV母线图13-4XGF10-Z-1方案原则电气主接线图（方案二）13.2.5系统对光伏电站的技术要求13.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换成交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见123附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站以10kV接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。13.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。13.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5124所示电网频率偏离下运行。13.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表13-1。表13-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网侧变电站（T接方案）线路PT1开关站、配电室或箱变10kV母线10kV开关柜（含PT）1送出线路10kV架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。13.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。13.3.1系统继电保护及安全自动装置13.3.1.1配置及选型（1）10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开相应断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。专线接入用户10kV母线时，10kV线路在用户侧配置1套线路方向过流保护或距离保护，光伏电站侧可不配置线路保护，靠用户侧切除线路故障。存在2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，10kV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用方向过流保护作为其后备保护。2）技术要求a．线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。125b．线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，保护的软件版本应完全一致。c．被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。d．在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。e．主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。f．手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。g．保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。（2）母线保护1）配置原则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。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧可不配置母线保护，仅由变电站侧线路保护切除故障；当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。2）技术要求126a．母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b．母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。c．母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。d．母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。（3）防孤岛检测及安全自动装置在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器。若光伏电站侧10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（4）用户侧变电站1）继电保护需要校验用户侧变电站的相关保护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，则用户侧变电站需要做相关保护配置方案。2）其他要求需核实用户侧备自投方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛动作时间。（5）系统侧变电站1271）线路保护需要校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。2）母线保护需要校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。3）其他要求需核实变电站侧备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。a．光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b．要求线路重合闸动作时间需躲过安全自动装置动作时间。（6）对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的信号传输通道。3）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（7）其他要求电源进线应设置断路器，所接入开关站、配电室或箱变需同时具备电源和二次设备安装条件，若不具备，需要进行相应改造。（8）系统继电保护配置图继电保护及安全自动装置方案一、方案二分别见图13-5、图12813-6、图13-7、图13-8。方案一：10kV线路配置过流或距离保护且光伏电站未设10kV母线。方案二：10kV线路配置光纤差动保护且光伏电站设10kV母线。公共电网10kV母线...用户内部负荷公共连接点产权分界点并网点0.4kV母线光伏电站×n......公共电网10kV母线...用户内部负荷公共连接点产权分界点并网点0.4kV母线光伏电站×n......用户10kV母线图13-5XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案一/1)光伏电站用户内部负荷产权分界点并网点公共连接点公共电网10kV母线0.4kV母线×n......光伏电站用户内部负荷用户10kV母线产权分界点并网点公共电网10kV线路公共连接点公共电网10kV母线0.4kV母线×n......图13-6XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案一/2)12910kV母线×n......公共电网10kV母线...光伏电站用户内部负荷公共连接点产权分界点并网点10kV母线×n......公共电网10kV母线...光伏电站用户内部负荷公共连接点产权分界点并网点用户10kV母线图13-7XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案二/1)10kV母线×n......光伏电站用户内部负荷产权分界点并网点公共连接点10kV母线×n......光伏电站用户内部负荷产权分界点并网点公共电网10kV线路公共连接点用户10kV母线图13-8XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置(方案二/2)13.3.1.2设备清单XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表13-2、表13-3。130表13-2XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站安全自动装置1套用户站过流保护（或距离保护）装置1套系统站母线保护装置1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置表13-3XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站线路光纤电流差动保护装置1套母线保护1套安全自动装置1套用户站线路光纤电流差动保护装置1套系统站母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置13.3.2系统调度自动化13.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。13.3.2.2配置及要求（1）光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，独立配置远方终端，采集相关信息。方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式131光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。（2）有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。（3）电能量计量本方案电能量计量需设置关口计量电能表和并网电能表两类：并网电能表，用于光伏发电计费补偿。关口计量电能表，用于用户与电网间的上、下网电量计量。1）安装位置与要求当自发自用时，在并网点单套设置并网电能表；产权分界点计量表按照常规10kV用户要求配置。132当余量上网时，在并网点单套设置并网电能表，便于计费补偿，并在产权分界点（最终按用户与业主计量协议为准）设置主、备关口计量电能表各一块。2）技术要求电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表和并网电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，各计量表采集信息应通过计量终端服务器分别接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息），作为电费计量和电价补贴依据；其中电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。（4）电能质量监测装置需要在并网点装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。（5）远动信息内容1）光伏电站光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：a．光伏电站并网状态；b．光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；133c．并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；d．主断路器开关状态等。（6）远动信息传输光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。（7）二次安全防护为保证光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。（8）系统调度自动化配置图134调度自动化系统配置图详见图13-9、图13-10所示。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。图13-9XGF10-Z-1光伏电站调度自动化系统配置（方案一）135图13-10XGF10-Z-1光伏电站调度自动化系统配置（方案二）13.3.2.3设备清单XGF10-Z-1系统调度自动化配置清单详见表13-4～表13-7。表13-4XGF10-Z-1系统调度自动化配置清单（方案一自发自用）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一并网电能表1只电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套用户站10kV线路测控装置1套可采用保护测控合一装置表13-5XGF10-Z-1系统调度自动化配置清单（方案一余量上网）厂站设备名称型号及规格数量备注136光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一并网电能表1只电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套用户站10kV线路测控装置1套可采用保护测控合一装置关口计量电能表含主、副表各1块2只137表13-6XGF10-Z-1系统调度自动化配置清单（方案二自发自用）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站RTU1套并网电能表1只电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套用户站10kV线路测控装置1套可采用保护测控合一装置表13-7XGF10-Z-1系统调度自动化配置清单（方案二余量上网）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站RTU1套并网电能表1只电能量终端服务器1套电能质量在线监测装置1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套用户站10kV线路测控装置1套可采用保护测控合一装置关口计量电能表含主、副表各1块2只13.3.3系统通信13.3.3.1系统概述着重介绍光伏电站一次接入系统方案中的接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相关线路长度等与通信方案密切相关的138情况。13.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。13.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。13.3.3.4通信方案根据国家电网公司技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。（1）光纤通信结合各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。1）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。利用光伏电站新建10kV送出线路路径新建光缆到用户10kV开关站，通过用户10kV开关站跳纤到变电站；也可采用其它路径直接新建光缆到变电站。引入光缆宜选择非金属阻燃光缆。1392）通信电路建设方案光缆通信系统可采用EPON传输系统，工业以太网传输系统，SDH传输系统三个方案。a.EPON方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配2台ONU设备，利用上述光缆，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV开关站内关口电能表的数据。若用户10kV开关站内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV开关站不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。b.工业以太网方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，在光伏电站接入的变电站配置2台工业以太网交换机，利用上述光缆，形成光伏电站至接入变电站的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV开关站内关口电能表的数据。若用户10kV开关站内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV开关站不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信140息。c.SDH方案在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在接入变电站现有的设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV开关站内关口电能表的数据。若用户10kV开关站内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV开关站不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。光伏电站接入系统通信方案见图13-11、13-12、13-13。图13-11光伏电站接入系统方案图1（EPON）141图13-12光伏电站接入系统方案图2（工业以太网）图13-13光伏电站接入系统方案图3（SDH）（2）中压电力线载波光伏电站侧配置从载波机1台，光伏电站拟接入用户10k开关站配置主、从载波机各1台，系统侧配置主载波机一台。光伏电站通过142从载波机将数据汇聚至用户10k开关站主载波机，用户10k开关站主载波机通过网线或RS485/232串行接口接入用户10k开关站从载波机，并通过用户10k开关站从载波机与系统侧主载波机之间的通信通道将光伏电站信息以及用户10k开关站电量信息上传至系统侧。。图13-14光伏电站接入系统方案图4（中压电力线载波）（3）无线方式在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。143当光伏发电完全自发自用，且无控制要求时，可采用无线公网通信方式，但应采取信息安全防护措施。13.3.3.5业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息通道组织。13.3.3.6通信设备供电对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流或交流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。13.3.3.7主要设备材料清单光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料详见表13-8、13-9、13-10、13-11、13-12。1.采用EPON接入方案，通信具体见表13-8。表13-8系统通信设备材料清单（采用EPON）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套用户10kV开关站光配线架24芯1台在用户10kV开关站跳纤时配置系统接入变电站光缆12-24芯按需公里OLT2台需要时导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台FE接口板2块电线电缆1套1442.采用工业以太网接入方案，具体见表13-9。表13-9系统通信设备材料清单(采用工业以太网)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套用户10kV开关站光配线架24芯1台在用户10kV开关站跳纤时配置系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台光配线架24芯1台电线电缆1套3.采用SDH接入方案，具体见表13-10。表13-10系统通信设备材料清单(采用SDH)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M2台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套用户10kV开关站光配线架24芯1台在用户10kV开关站跳纤时配置系统接入变电站光缆24芯公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套4.采用中压电力线载波接入方案，具体见表13-11。表13-11系统通信设备材料清单4厂所设备名称型号及规格数量单位备注145光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套用户10k开关站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备2套电线电缆2套主载波机1台系统接入变电站主载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套5.采用无线方式接入方案，具体见表13-12表13-12系统通信设备材料清单5厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站终端电台1台电线电缆1套146第14章380V接入公共电网配电箱方案典型设计（XGF380-T-1）14.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏接入系统典型设计方案，方案号为XGF380-T-1。本方案采用1回线路将分布式光伏接入公共电网配电箱或直接T接于线路，建议接入容量为不大于100kW，8kW及以下可单相接入。14.2接入系统一次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。14.2.1送出方案通过1回线路接入公共电网配电箱或T接于线路。一次系统接线示意图见图14-1。并网逆变器公共连接点并网点（产权分界点）图例断路器断路器/负荷开关...380/220V架空线公共电网380/220V配电箱图14-1XGF380-T-1方案一次系统接线示意图147本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，公共连接点为公共电网380V配电箱或线路，单个并网点参考装机容量不大于100kW，采用三相接入；装机容量8kW及以下，可采用单相接入。14.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算148光伏电站应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内。14.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线。（2）送出线路导线截面光伏电站送出线路电缆截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路电缆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）光伏电站送出线路电缆截面一般按电缆允许载流量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（3）断路器型式本方案选用微型、塑壳式断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。14.2.4电气主接线原则电气主接线方案见图14-2。380V母线图例断路器断路器/负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）......光伏电站公共电网380/220V配电箱380/220V架空线图14-2XGF380-T-1方案原则电气主接线图14914.2.5系统对光伏电站的技术要求14.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，380V三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%、-10%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次150数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。14.2.5.2电压异常时的响应特性本方案光伏电站应按照附录4要求的时间停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中的任何一相。14.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。14.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表14-1。表14-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公用配电箱塑壳式断路器1送出线路380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。14.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。15114.3.1系统继电保护及安全自动装置14.3.1.1配置及选型（1）380V/220V线路保护本方案并网点及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、欠压脱扣功能，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。（2）母线保护本方案380V/220V不配置母线保护。（3）防孤岛检测及安全自动装置380V电压等级并网点不配置防孤岛检测及安全自动装置。光伏电站采用具备防孤岛能力的逆变器。逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛检测装置配置方案应与继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（4）10kV侧校验需要时，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。14.3.1.2设备清单本方案系统继电保护由断路器自带功能完成，无需单独配置二次设备。14.3.2系统调度自动化14.3.2.1调度关系及调度管理152本方案光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统，根据相关暂行规定要求，暂不考虑建立调度关系。14.3.2.2配置及要求（1）远动系统本方案暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构，不配置独立的远动系统。（2）电能量计量本方案电能量计量表可合一设置，上下网关口计量电能表同时也可用做并网电能表。1)安装位置电能量计量关口点设在产权分界点（最终按用户与业主计量协议为准）。2）技术要求在计费关口点按单表设置，电能表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。14.3.2.3设备清单XGF380-T-1系统调度自动化配置清单详见表14-2。表14-2XGF380-T-1系统调度自动化配置清单厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站关口计量电能表1块含电能质量监测功能电能计量箱1台15314.3.3系统通信14.3.3.1信息需求本方案暂只需要上传发电量信息。14.3.3.2通信方案本方案信息传输通过无线方式。在箱变配置1套无线采集终端装置；也可接入现有集抄系统实现电量信息远传。无线接入时，应满足安全防护的要求。14.3.3.3通信设备供电无线采集终端采用220V交流电源。14.3.3.4主要设备材料光伏接入系统通信所需的主要设备材料详见表14-3。表14-3系统通信设备材料清单（XGF380-T-1）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站无线采集终端套1注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。154第15章380V接入公共电网配电室或箱变方案典型设计（XGF380-T-2）15.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏接入系统典型设计方案，方案号为XGF380-T-2。本方案采用1回线路将分布式光伏接入公共电网配电室或箱变低压母线，接入容量在20kW～300kW之间。15.2接入系统一次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。15.2.1送出方案通过1回线路接入公共电网配电室或箱变低压母线。一次系统接线示意图见图15-1。并网逆变器公共连接点并网点（产权分界点）图例断路器断路器/负荷开关...公共电网配电室或箱变380V母线图15-1XGF380-T-2方案一次系统接线示意图155本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，公共连接点为公共电网配电室或箱变低压母线，单个并网点参考装机容量20kW～300kW。15.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算156光伏电站应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内。15.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线。（2）送出线路导线截面光伏电站送出线路电缆截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路电缆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）光伏电站送出线路电缆截面一般按电缆允许载流量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（3）断路器型式选用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，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。15.2.4电气主接线原则电气主接线方案见图15-2。157380V母线图例断路器断路器/负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）......光伏电站公共电网配电室或箱变380V母线图15-2XGF380-T-2方案原则电气主接线图15.2.5系统对光伏电站的技术要求15.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）158应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，380V三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。15.2.5.2电压异常时的响应特性本方案光伏电站应按照附录4要求的时间停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中的任何一相。15.2.5.3频率异常时的响应特性159本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。15.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表15-1。表15-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公用配电室或箱变塑壳式或万能断路器1送出线路380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。15.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。15.3.1系统继电保护及安全自动装置15.3.1.1配置及选型（1）380V/220V线路保护本方案并网点及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、欠压脱扣功能，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。（2）母线保护本方案380V母线不配置母线保护。（3）防孤岛检测及安全自动装置380V电压等级并网点不配置防孤岛检测及安全自动装置。光伏电站采用具备防孤岛能力的逆变器。逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛检测装置应与继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。160（4）10kV侧校验需要时，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。15.3.1.2设备清单380V接入方案系统继电保护由塑壳或万能式断路器完成，无需单独的二次设备。15.3.2系统调度自动化15.3.2.1调度关系及调度管理本方案光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统，根据相关暂行规定要求，暂不考虑建立调度关系。15.3.2.2配置及要求（1）远动系统1）光伏电站侧本方案暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构，不配置独立的远动系统。2）系统箱变或配电室侧若系统箱变或配电室具备计算机监控，公共连接点断路器及计量信息等接入现有监控系统。若系统箱变或配电室不具备计算机监控，公共连接点断路器信息预留接入本配电室或箱变监控系统的接口。（2）电能量计量本方案电能量计量表可合一设置，上下网关口计量电能表同时也可用做并网电能表。1611）安装位置电能量计量关口点设在产权分界点（最终按用户与业主计量协议为准）。同时，在系统箱变或配电室侧按照常规要求配置计量表计。2）技术要求在计费关口点按单表设计，电能量计量表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。3）系统箱变或配电室侧计量表计配置与原有表计一致。15.3.2.3设备清单XGF380-T-2系统调度自动化配置清单详见表15-2。表15-2XGF380-T-2系统调度自动化配置清单厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站关口计量电能表1块含电能质量监测功能电能计量箱1台箱变或配电室电能表与原有表计一致1块注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。15.3.3系统通信15.3.3.1信息需求本方案暂只需要上传光伏电站发电量信息。15.3.3.2通信方案本方案信息传输通过无线方式。162在配电室配置1套无线采集终端装置；也可接入现有集抄系统实现电量信息远传。无线接入时，应满足安全防护的要求。15.3.3.3通信设备供电无线采集终端采用220V交流电源。15.3.3.4主要设备材料光伏接入系统通信所需的主要设备材料详见表15-3。表15-3系统通信设备材料清单（XGF380-T-2）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站无线采集终端套1注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。163第16章380V接入用户配电箱方案典型设计（XGF380-Z-1）16.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF380-Z-1。本方案采用1回线路将分布式光伏接入用户配电箱或线路，建议接入容量为不大于300kW，8kW及以下可单相接入。16.2接入系统一次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。16.2.1送出方案通过1回线路接入380V用户配电箱或10kV用户380V配电箱或线路。一次系统接线示意图见图16-1、图16-2。...光伏电站并网点用户内部负荷公共连接点产权分界点380/220V架空线380/220V用户配电箱断路器/负荷开关图例断路器380/220V配电箱、380/220V架空线图16-1XGF380-Z-1方案一次系统接线示意图（方案一）164断路器/负荷开关图例断路器...用户内部负荷380/220V用户配电箱用户内部负荷用户内部负荷并网点产权分界点用户380母线10kV公共电网公共连接点光伏电站380/220V架空线图16-2XGF380-Z-1方案一次系统接线示意图（方案二）本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用三相接入；装机容量8kW及以下，可采用单相接入。16.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法附录1。165（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算光伏电站应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内。16.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线。（2）送出线路导线截面1）光伏电站送出线路电缆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）光伏电站送出线路电缆截面一般按电缆允许载流量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面。常见的光伏电站送出电缆线路的允许持续载流量附录2。（3）断路器型式选用微型或塑壳式断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。16.2.4电气主接线166原则电气主接线方案一、方案二分别见图16-3、图16-4。...用户内部负荷公共连接点产权分界点380/220V架空线断路器/负荷开关图例断路器380/220V配电箱、......光伏电站并网点380/220V用户配电箱380/220V架空线图16-3XGF380-Z-1方案原则电气主接线图（方案一）断路器/负荷开关图例断路器...用户内部负荷用户内部负荷用户内部负荷并网点产权分界点用户380母线公共连接点光伏电站10kV公共电网380/220V用户配电箱380/220V架空线图16-4XGF380-Z-1方案原则电气主接线图（方案二）16.2.5系统对光伏电站的技术要求16.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有167大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，380V三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%、-10%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过168GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。16.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。16.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。16.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表16-1。表16-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注用户配电箱塑壳式断路器1送出线路380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。16916.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。16.3.1系统继电保护及安全自动装置16.3.1.1配置及选型（1）380V/220V线路保护本方案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，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。（2）母线保护本方案380V不配置母线保护。（3）防孤岛检测及安全自动装置380V电压等级不配置防孤岛检测及安全自动装置，采用具备防孤岛能力的逆变器。逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力。（4）10kV侧校验若方案为余量上网模式，则需要校验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。16.3.2系统调度自动化16.3.2.1调度关系及调度管理170本方案光伏电站模式为自发自用或余量上网，根据相关暂行规定要求，暂不考虑建立调度关系。16.3.2.2配置及要求（1）远动系统本方案暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构，不配置独立的远动系统。（2）电能量计量当运营模式为自发自用时，在单套设置并网电能表，便于计费补偿。当运营模式为余量上网时，除单套设置并网电能表外，还应设置关口计量电能表。1）安装位置并网电能表设在并网点，关口计量电能表设在产权分界点。2）技术要求计费关口点按单表设计，电能表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。各表计信息统一汇集至计量终端服务器。16.3.2.3设备清单XGF380-Z-1系统调度自动化配置清单详见表16-2。表16-2XGF380-Z-1系统调度自动化配置清单171厂站设备名称型号及规格数量备注用户配电箱关口计量电能表2块余量上网1块自发自用注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。16.3.3系统通信16.3.3.1信息需求本方案暂只需要上传发电量信息。16.3.3.2通信方案本方案信息传输通过无线方式。在用户配电箱配置1套无线采集终端装置；也可接入现有集抄系统实现电量信息远传。380V并网运行信息应统一采集后，经统一的通信通道传输至相关部门。无线接入时，应满足安全防护的要求。16.3.3.3通信设备供电无线采集终端采用220V交流电源。16.3.3.4主要设备材料光伏接入系统通信所需的主要设备材料详见表16-3。表16-3系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注配电箱无线采集终端套1注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。172第17章380V接入用户配电室或箱变方案典型设计（XGF380-Z-2）17.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF380-Z-2。本方案采用1回线路将分布式光伏接入380V用户配电室或箱变，建议接入容量在20kW～300kW之间。17.2接入系统一次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。17.2.1送出方案通过1回线路接入用户配电室或箱变低压母线。一次系统接线示意图见图17-1。断路器/负荷开关图例断路器...用户内部负荷用户内部负荷产权分界点光伏电站并网点用户380V母线公共连接点10kV公共电网图17-1XGF380-Z-2方案一次系统接线示意图173本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量20kW～300kW。17.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算光伏电站应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）174范围内。17.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线。（2）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路电缆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）光伏电站送出线路电缆截面一般按电缆允许载流量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面。常见的光伏电站送出电缆线路的允许持续载流量附录2。（3）断路器型式选用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，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。17.2.4电气主接线原则电气主接线方案见图17-2。断路器/负荷开关图例断路器...用户内部负荷用户内部负荷产权分界点用户380V母线公共连接点380V母线......光伏电站并网点10kV公共电网图17-2XGF380-Z-2方案原则电气主接线图17517.2.5系统对光伏电站的技术要求17.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，380V三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变176动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。17.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。17.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。17.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表17-1。表17-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注用户配电室或箱变塑壳式断路器1送出线路380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。17.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。17.3.1系统继电保护及安全自动装置17717.3.1.1配置及选型(1)380V/220V线路保护本方案并网点及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、欠压脱扣功能，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。(2)母线保护380V电压等级不配置母线保护。(3)防孤岛检测及安全自动装置380V电压等级不配置防孤岛检测及安全自动装置，采用具备防孤岛能力的逆变器。逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力。(4)10kV侧校验若方案为余量上网模式，则需要校验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。17.3.2系统调度自动化17.3.2.1调度关系及调度管理本方案光伏电站模式为自发自用或余量上网，根据相关暂行规定要求，暂不考虑建立调度关系。17.3.2.2配置及要求(1)远动系统本方案暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构。178需要校验用户侧箱变或配电室是否满足接入要求。若能满足接入的要求，则说明即可。若不能满足接入方案的要求，则用户侧箱变或配电室需要配置相应的远方终端。(2)电能量计量当运营模式为自发自用时，在单套设置计量表，便于计费补偿。当运营模式为余量上网时，除单套设置计量表外，还应设置关口电能量计量表。1)安装位置计费补偿表设在并网点，电能量计量关口表设在产权分界点。2)技术要求计费关口点按单表设计，电能量计量表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。各表计信息统一汇集至计量终端服务器。17.3.2.3设备清单XGF380-Z-2系统调度自动化配置清单详见表17-2。表17-2XGF380-Z-2系统调度自动化配置清单厂站设备名称型号及规格数量备注用户箱变或配电室关口计量电能表2块余量上网1块自发自用注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。17917.3.3系统通信17.3.3.1信息需求本方案暂只需要上传发电量信息。17.3.3.2通信方案本方案信息传输通过无线方式。在用户配变或配电室配置1套无线采集终端装置；也可接入现有集抄系统实现电量信息远传。380V并网运行信息应统一采集后，经统一的通信通道传输至相关部门。无线接入时，应满足安全防护的要求。17.3.3.3通信设备供电无线采集终端采用220V交流电源。17.3.3.4主要设备材料光伏接入系统通信所需的主要设备材料详见表17-3。表17-1系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注配电箱无线采集终端套1注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。180第四篇光伏发电组合接入系统典型设计方案第18章380V多点接入用户电网方案典型设计（XGF380-Z-Z1）18.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF380-Z-Z1。本方案采用多回线路将分布式光伏接入用户配电箱、配电室或箱变低压母线。方案设计以光伏发电单点接入用户配电箱典型设计方案（XGF380-Z-1）和单点接入用户配电室或箱变典型设计方案（XGF380-Z-2）为基础模块，进行组合设计。18.2接入系统一次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。18.2.1送出方案通过多回线路接入用户配电箱、配电室或箱变低压母线。一次系统接线示意图见图18-1、图18-2。181...光伏电站并网点用户内部负荷公共连接点产权分界点380/220V用户配电箱...用户内部负荷380/220V架空线380/220V配电箱、断路器/负荷开关图例断路器并网点并网点产权分界点公共连接点380/220V架空线图18-1XGF380-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案一）...用户内部负荷用户内部负荷用户380V母线...用户内部负荷用户内部负荷产权分界点并网点用户380V母线公共连接点用户内部负荷并网点380/220V用户配电箱10kV公共电网并网点产权分界点公共连接点断路器/负荷开关图例断路器光伏电站380/220V架空线图18-2XGF380-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案二）本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用三相接入；装机182容量8kW及以下，可采用单相接入。18.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算光伏电站应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内。18318.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线。（2）送出线路导线截面1）光伏电站送出线路电缆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）光伏电站送出线路电缆截面一般按电缆允许载流量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面。常见的光伏电站送出电缆线路的允许持续载流量附录2。（3）断路器型式选用微型、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，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。18.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图18-3、图18-4。...并网点用户内部负荷公共连接点产权分界点...用户内部负荷380/220V架空线380/220V配电箱、断路器/负荷开关图例断路器并网点并网点产权分界点公共连接点380/220V用户配电箱光伏电站380/220V架空线图18-3XGF380-Z-Z1方案原则电气主接线图（方案一）184...用户内部负荷用户内部负荷用户380V母线...用户内部负荷用户内部负荷产权分界点并网点用户380V母线公共连接点用户内部负荷并网点380/220V用户配电箱并网点产权分界点公共连接点断路器/负荷开关图例断路器光伏电站10kV公共电网380/220V架空线图18-4XGF380-Z-Z1方案原则电气主接线图（方案二）18.2.5系统对光伏电站的技术要求18.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）185应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，380V三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%、-10%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。18.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。18.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5186所示电网频率偏离下运行。18.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表18-1。表18-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注用户配电箱、配电室或箱变塑壳式断路器1送出线路380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。18.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。18.3.1系统继电保护及安全自动装置18.3.1.1配置及选型(1)380V/220V线路保护本方案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，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。(2)母线保护380V不配置母线保护。(3)防孤岛检测及安全自动装置380V电压等级不配置防孤岛检测及安全自动装置，采用具备防孤岛能力的逆变器。逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力。(4)10kV侧校验187若方案为余量上网模式，则需要校验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。18.3.2系统调度自动化18.3.2.1调度关系及调度管理本方案光伏电站模式为自发自用或余量上网，根据相关暂行规定要求，暂不考虑建立调度关系。18.3.2.2配置及要求(1)远动系统本方案暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构。需要校验用户侧箱变或配电室是否满足接入要求。若能满足接入的要求，则说明即可。若不能满足接入方案的要求，则用户侧配电箱、箱变或配电室需要配置相应的远方终端。(2)电能量计量当运营模式为自发自用时，在单套设置并网电能表，便于计费补偿。当运营模式为余量上网时，除单套设置并网电能表外，还应设置关口计量电能表。1)安装位置并网电能表设在并网点，关口计量电能表设在产权分界点。2)技术要求计费关口点按单表设计，电能表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限188无功计量功能、事件记录功能，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，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。各表计信息统一汇集至计量终端服务器。18.3.2.3设备清单XGF380-Z-Z1系统调度自动化配置清单详见表18-2。表18-2XGF380-Z-Z1系统调度自动化配置清单厂站设备名称型号及规格数量备注用户配电箱、箱变或配电室关口计量电能表3块余量上网5块自发自用注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。18.3.3系统通信18.3.3.1信息需求本方案暂只需要上传发电量信息。18.3.3.2通信方案本方案信息传输通过无线方式。在用户配电箱、配变或配电室配置1套无线采集终端装置；也可接入现有集抄系统实现电量信息远传。380V并网运行信息应统一采集后，经统一的通信通道传输至相关部门。无线接入时，应满足安全防护的要求。18.3.3.3通信设备供电无线采集终端采用220V交流电源。18.3.3.4主要设备材料189光伏接入系统通信所需的主要设备材料详见表18-3。表18-3系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量备注配电箱无线采集终端2套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。190第19章10kV多点接入用户电网方案典型设计（XGF10-Z-Z1）19.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF10-Z-Z1。本方案采用多回线路将分布式光伏接入用户10kV开关站、配电室或箱变。方案设计以光伏发电单点接入用户10kV开关站、配电室或箱变典型设计方案（XGF10-Z-1）为基础模块，进行组合设计。19.2接入系统一次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。19.2.1送出方案通过多回10kV线路接入用户10kV开关站、配电室或箱变。一次系统接线示意图见图19-1、图19-2。...断路器图例断路器/负荷开关公共电网10kV母线...公共连接点并网点产权分界点用户内部负荷用户内部负荷光伏电站用户10kV母线图19-1XGF10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案一）191公共电网变电站10kV母线公共电网10kV线路...断路器图例断路器/负荷开关并网点产权分界点用户内部负荷用户内部负荷公共连接点光伏电站用户10kV母线图19-2XGF10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案二）本方案主要适用于同一用户内部自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站。接入用户10kV开关站、配电室或箱变，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。19.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法192见附录1（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算1）光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；2）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。19.2.3主要设备选择原则（1）主接线10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变10kV：升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足《电193力变压器选用导则》GB/T17468、《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、等规定的要求。变压器性能参数详见附录6。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选择；3）10kV架空线可选用185mm2、240mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2、400mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，10kV断路器一般宜采用20kA或25kA。19.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图19-3、图19-4。...断路器图例用户内部负荷10kV母线光伏电站......断路器/负荷开关公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点公共电网10kV母线用户10kV母线图19-3XGF10-Z-Z1方案原则电气主接线图（方案一）194断路器图例光伏电站断路器/负荷开关0.4kV母线×n......×n......×n......×n......公共电网10kV线路用户内部负荷公共电网10kV母线产权分界点并网点并网点并网点用户内部负荷公共连接点用户10kV母线图19-4XGF10-Z-Z1方案原则电气主接线图（方案二）19.2.5系统对光伏电站的技术要求19.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安195装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的±7%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。19.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。19.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。19619.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表19-1。表19-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网侧变电站（T接方案）线路PT按需开关站、配电室或箱变10kV母线10kV开关柜（含PT）按需送出线路10kV架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。19.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。19.3.1系统继电保护及安全自动装置19.3.1.1配置及选型（1）10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开相应断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。专线接入用户10kV母线时，10kV线路在用户侧配置1套线路方向过流保护或距离保护，光伏电站侧可不配线路保护，靠用户侧切除线路故障；存在2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，10kV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用方向过流保护作为其后备保护。2）技术要求a）线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。197b）线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，保护的软件版本应完全一致。c）被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。d）在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。e）主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。f）手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。g）保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。（3）母线保护1）配置原则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。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧可不配置母线保护，仅由变电站侧线路保护切除故障；当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。2）技术要求198a）母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b）母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。c）母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。d）母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。（4）防孤岛检测及安全自动装置在用户10kV母线侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开相应断路器。用户侧若已配置低频低压减负荷等自动装置，可以满足光伏电站线路接入要求，应予以说明。若用户10kV母线光伏电站进线侧线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置相配合，时间上互相匹配。（5）用户侧变电站1）继电保护需要校验用户侧变电站的相关保护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，则用户侧变电站需要做相关保护配置方案。2）其他要求需核实用户侧备自投方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。199光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。（6）系统侧变电站1）线路保护需要校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。2）母线保护需要校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。3）其他要求需核实变电站侧备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。a）光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b）要求线路重合闸动作时间需躲过安全自动装置动作时间。（7）对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的信号传输通道。3）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（8）系统继电保护配置图以10kV接入3回为例，继电保护及安全自动装置方案一、方案200二分别见图19-5～图19-8。方案一：10kV线路配置过流或距离保护。方案二：10kV线路配置过流或距离保护、光纤差动保护。...用户内部负荷10kV母线光伏电站......公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点公共电网10kV母线用户10kV母线图19-5XGF10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案一/1）公共连接点用户内部负荷10kV母线光伏电站......用户内部负荷并网点并网点公共电网10kV线路公共电网10kV母线产权分界点公共连接点用户10kV母线图19-6XGF10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案一/2）201...10kV母线光伏电站......公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点公共电网10kV母线用户内部负荷用户10kV母线图19-7XGF10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案二/1）公共连接点10kV母线光伏电站......用户内部负荷并网点并网点公共电网10kV线路公共电网10kV母线产权分界点用户内部负荷公共连接点用户10kV母线图19-8XGF10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案二/2）19.3.1.2设备清单以10kV接入3回线为例，XGF10-Z-Z1系统继电保护设计方案设备清单详见表19-2、表19-3。表19-2XGF10-Z-Z1系统继电保护设备清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV用户侧过流保护（或距离保护）3套安全自动装置2套系统站母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。202表19-3XGF10-Z-Z1系统继电保护设备清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站线路光纤电流差动保护1套母线保护1套10kV用户侧线路光纤电流差动保护1套过流保护（或距离保护）2套安全自动装置2套系统站母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。19.3.2系统调度自动化19.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案接入需建立调度关系，配置相关设备。19.3.2.2配置及要求（1）光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，独立配置远方终端，采集相关信息。方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。203方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。（2）有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。（3）电能量计量本方案电能量计量需设置关口计量电能表和并网电能表两类：并网电能表：用于光伏发电计费补偿。关口计量电能表：用于用户与电网间的上、下网电量计量。1）安装位置与要求当自发自用时，在并网点单套设置并网电能表；产权分界点计量表按照常规10kV用户要求配置。当余量上网时，在并网点单套设置并网电能表，便于计费补偿，并在产权分界点（最终按用户与业主计量协议为准）设置主、备关口计量电能表各一块。2042）技术要求电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表和并网电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，各计量表采集信息应通过计量终端服务器分别接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息），作为电费计量和电价补贴依据；其中电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。（4）电能质量监测装置需要在用户10kV母线装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。（5）远动信息内容10kV光伏电站光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：1）光伏电站并网状态；2）光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；3）并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；4）主断路器开关状态等。（6）远动信息传输20510kV光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。（7）二次安全防护为保证10kV光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。（8）系统调度自动化配置图XGF10-Z-Z1调度自动化系统配置图详见图19-9、图19-10。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。206图19-9XGF10-Z-Z1光伏电站调度自动化系统配置（方案一）图19-10XGF10-Z-Z1光伏电站调度自动化系统配置（方案二）20719.3.2.3设备清单以10kV接入三回线为例，XGF10-Z-Z1系统调度自动化配置清单详见表19-4、表19-5。表19-4XGF10-Z-Z1系统调度自动化配置清单（方案一自发自用）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一并网电能表3只电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜10kV用户侧10kV线路测控装置3套使用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套表19-5XGF10-Z-Z1系统调度自动化配置清单（方案二余量上网）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一并网电能表3只电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网络设备共同组柜10kV用户侧10kV线路测控装置3套使用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套关口计量电能表含主、副表各1块2只19.3.3系统通信19.3.3.1系统概述着重介绍接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相208关线路长度等与通信方案密切相关的情况。19.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。19.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。19.3.3.4通信方案根据国家电网公司技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。10kV并网运行信息应统一采集后，根据调度自动化信息采集和传输要求，经10kV通信通道传输至相关部门。在光伏电站侧，根据光伏电站实际情况的不同，可采用多种不同的通信方式。（1）光纤通信结合各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。1）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。利用光伏电站新建10kV送出线路路径新建光缆到用户10kV配电室（箱变），通过用户10kV配电室（箱变）跳纤到变电站；也可采用其它路径直接新建光缆到变电站。引入光缆宜选择非金属阻燃光缆。2092）通信电路建设方案光缆通信系统可采用EPON传输系统，工业以太网传输系统，SDH传输系统三个方案。a.EPON方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配2台ONU设备，利用上述光缆，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV配电室（箱变）内关口电能表的数据。若用户10kV配电室（箱变）内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV配电室（箱变）不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。b.工业以太网方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，在光伏电站接入的变电站配置2台工业以太网交换机，利用上述光缆，形成光伏电站至接入变电站的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV配电室（箱变）内关口电能表的数据。若用户10kV配电室（箱变）内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV配电室（箱变）不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建210立合适的通信通道上传信息。c.SDH方案在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在接入变电站现有的设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV配电室（箱变）内关口电能表的数据。若用户10kV配电室（箱变）内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV配电室（箱变）不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。光伏电站接入系统通信方案见图19-11-19-13。图19-11光伏电站接入系统方案图1（EPON）211图19-12光伏电站接入系统方案图2（工业以太网）图19-13光伏电站接入系统方案图3（SDH）（2）中压电力线载波光伏电站侧配置从载波机1台，光伏电站拟接入用户10kV配电室（箱变）配置主、从载波机各1台，系统侧配置主载波机一台。光212伏电站通过从载波机将数据汇聚至用户10kV配电室（箱变）主载波机，用户10kV配电室（箱变）主载波机通过网线或RS485/232串行接口接入用户10kV配电室（箱变）从载波机，并通过用户10kV配电室（箱变）从载波机与系统侧主载波机之间的通信通道将光伏电站信息以及用户10kV配电室（箱变）电量信息上传至系统侧。图19-14光伏电站接入系统方案图（中压电力线载波）（3）无线方式在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。213当光伏发电完全自发自用，且无控制要求时，可采用无线公网通信方式，但应采取信息安全防护措施。（4）业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息通道组织。19.3.3.5通信设备供电对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流或交流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。19.3.3.6.主要设备材料清单光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料详见表19-6～10。（1）采用EPON接入方案，通信具体见表19-6。表19-6系统通信设备材料清单（采用EPON）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）光配线架24芯1台在用户10kV配电室（箱变）跳纤时配置系统接入变电站光缆12-24芯按需公里OLT2台需要时导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台FE接口板2块电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表19-7。表19-7系统通信设备材料清单(采用工业以太网)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里214工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网配1台电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）光配线架24芯1台在用户10kV配电室（箱变）跳纤时配置系统接入变电站光缆12-24芯公里根据实际情况确定导引光缆12芯,GYFTZY按需公里根据实际情况确定工业以太网交换机2台光配线架24芯1台电线电缆1套（3）采用SDH接入方案，具体见表19-8。表19-8系统通信设备材料清单(采用SDH)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M2台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）光配线架24芯1台在用户10kV配电室（箱变）跳纤时配置系统接入变电站光缆24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表19-9。表19-9系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台215高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备2套电线电缆2套主载波机1台系统接入变电站主载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线方式接入方案，具体见表19-10。表19-10系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站终端电台1台电线电缆1套216第20章380V/10kV多点接入用户电网方案典型设计（XGF380/10-Z-Z1）20.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号XGF380/10-Z-Z1。本方案以380V/10kV电压等级将分布式光伏接入用户电网，380V接入点为用户配电箱、配电室或箱变低压母线，10kV接入点为用户10kV开关站、配电室或箱变。方案设计以光伏发电单点接入用户配电箱典型设计方案（XGF380-Z-1）、单点接入用户配电室或箱变典型设计方案（XGF380-Z-2）和单点接入用户10kV开关站、配电室或箱变典型设计方案（XGF10-Z-1）为基础模块，进行组合设计。20.2接入系统一次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。20.2.1送出方案通过1回或多回380V线路接入用户配电箱、配电室或箱变低压母线、以1回或多回10kV线路接入10kV开关站、配电室或箱变。一次系统接线示意图见图20-1、图20-2。217......断路器图例用户内部负荷380V母线380/220V用户配电箱...断路器/负荷开关公共电网10kV母线...公共连接点并网点产权分界点并网点并网点并网点用户内部负荷光伏电站用户10kV母线380/220V架空线图20-1XGF380/10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案一）公共电网10kV线路公共电网10kV母线......断路器图例用户内部负荷380V母线...断路器/负荷开关产权分界点用户内部负荷公共连接点并网点并网点并网点并网点光伏电站用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-2XGF380/10-Z-Z1方案一次系统接线示意图（方案二）本方案主要适用于自发自用/余量上网（接入用户电网）的光伏电站。接入配电箱时，单个并网点参考装机容量不大于300kW，采用218三相接入，装机容量8kW及以下，可采用单相接入；接入配电室或箱变低压母线时，单个并网点参考装机容量20kW～300kW；接入用户10kV开关站、配电室或箱变时，单个并网点参考装机容量300kW～6MW。20.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。219（4）无功平衡计算1）光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；2）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；通过380V电压等级并网的光伏发电系统应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。20.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线；10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足《电力变压器选用导则》GB/T17468、《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451、等规定的要求。变压器性能参数详见附录6。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选220择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面；10kV架空线可选用185mm2、240mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2、400mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式380V：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，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。10kV：断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，一般宜采用20kA或25kA。20.2.4电气主接线原则电气主接线方案一、方案二分别见图20-3、图20-4。221...断路器图例......用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......断路器/负荷开关公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV母线用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-3XGF380/10-Z-Z1方案原则电气主接线图（方案一）222断路器图例......用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷光伏电站断路器/负荷开关0.4kV母线×n......×n......×n......×n......公共电网10kV线路用户内部负荷公共电网10kV母线产权分界点并网点并网点并网点并网点并网点并网点用户内部负荷公共连接点用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-4XGF380/10-Z-Z1方案原则电气主接线图（方案二）22320.2.5系统对光伏电站的技术要求20.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%、-10%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次224数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。20.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。20.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。20.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表20-1。表20-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网侧变电站（T接方案）线路PT按需开关站、配电室或环网单元10kV母线10kV开关柜（含PT）按需送出线路10kV架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。20.3接入系统二次225接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。20.3.1系统继电保护及安全自动装置20.3.1.1配置及选型(1)10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开相应断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。专线接入用户10kV母线时，10kV线路在用户侧配置1套线路方向过流保护或距离保护，光伏电站侧可不配线路保护，靠用户侧切除线路故障；存在2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，10kV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用方向过流保护作为其后备保护。2）技术要求a.线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。b.线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，保护的软件版本应完全一致。c.被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。d.在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。e.主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。226f.手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。g.保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。(2)380V/220V线路保护380V/220V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，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。(3)母线保护1）配置原则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。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧可不配置母线保护，仅由变电站侧线路保护切除故障；当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。380V母线不配置母线保护。2）技术要求a.母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b.母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。c.母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。227d.母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。(4)防孤岛检测及安全自动装置在用户10kV母线侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开相应断路器。用户侧若已配置低频低压减负荷等自动装置，可以满足光伏电站线路接入要求，应予以说明。若用户10kV母线光伏电站进线侧线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。380V电压等级不配置防孤岛检测及安全自动装置，采用具备防孤岛能力的逆变器。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置相配合，时间上互相匹配。(5)用户侧变电站1）继电保护需要校验用户侧变电站的相关保护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，则用户侧变电站需要做相关保护配置方案。2）其他要求需核实用户侧备自投方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。(6)系统侧变电站1）线路保护228需要校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。2）母线保护需要校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。3）其他要求需核实变电站侧备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。a.光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b.要求线路重合闸动作时间需躲过安全自动装置动作时间。(7)对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的信号传输通道。3）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（8）系统继电保护配置图以10kV接入3回，380V接入N回线为例，继电保护及安全自动装置方案一、方案二分别见图20-5～图20-8。方案一：10kV线路配置过流或距离保护。方案二：10kV线路配置光纤差动保护。229.........用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV母线并网点并网点.........用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV母线并网点并网点用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-5XGF380/10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置(方案一/1)......用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......用户内部负荷并网点并网点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV主线10kV线路支线公共电网10kV母线公共连接点产权分界点......用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......用户内部负荷并网点并网点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV主线10kV线路支线公共电网10kV母线公共连接点产权分界点用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-6XGF380/10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案一/2）.........用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV母线并网点并网点.........用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......公共连接点用户内部负荷产权分界点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV母线并网点并网点用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-7XGF380/10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案二/1）230......用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......用户内部负荷并网点并网点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV主线10kV线路支线公共电网10kV母线公共连接点产权分界点......用户内部负荷用户内部负荷...用户内部负荷用户内部负荷10kV母线光伏电站......用户内部负荷并网点并网点并网点并网点并网点并网点公共电网10kV主线10kV线路支线公共电网10kV母线公共连接点产权分界点用户10kV母线380/220V用户配电箱380/220V架空线图20-8XGF380/10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置（方案二/2）20.3.1.2设备清单以10kV接入3回，380V接入N回线为例，XGF10-Z-1系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表20-2、表20-3。表20-2XGF380/10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV用户侧过流保护（或距离保护）3套安全自动装置1套系统站母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。表20-3XGF380/10-Z-Z1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站线路光纤电流差动保护1套母线保护1套10kV用户侧母线保护1套线路光纤电流差动保护1套过流保护（或距离保护）2套系统站安全自动装置1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。20.3.2系统调度自动化20.3.2.1调度关系及调度管理231调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案最高电压等级为10kV接入，需建立调度关系，配置相关设备。20.3.2.2配置及要求(1)10kV光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，独立配置远方终端，采集相关信息。方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。(2)有功功率控制及无功电压控制232光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。(3)电能量计量本方案电能量计量需设置关口计量电能表和并网电能表两类：并网电能表，用于光伏发电计费补偿。关口计量电能表，用于用户与电网间的上、下网电量计量。1)安装位置与要求当自发自用时在每个并网点单套设置并网电能表；产权分界点计量表按照常规10kV用户要求配置。当余量上网时，在每个并网点单套设置并网电能表，便于计费补偿；在产权分界点（最终按用户与业主计量协议为准）设置关口计量电能表，10kV按主、副表配置，380V按单表配置。2)技术要求电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表和并网电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。233380V并网电能表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级，并应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能。3)计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，各计量表采集信息应通过计量终端服务器分别接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息），作为电费计量和电价补贴依据；其中电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。(4)电能质量监测装置需要在用户10kV母线装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。(5)远动信息内容1)10kV光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：a．光伏电站并网状态；b．光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c．并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；d．主断路器开关状态等。2)380V光伏电站向电网相关机构仅提供发电量信息。(6)远动信息传输10kV光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。234当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。(7)二次安全防护为保证10kV光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。(8)系统调度自动化配置图调度自动化系统配置图详见图20-9、图20-10所示。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。235图20-9XGF380/10-Z-Z1光伏电站调度自动化系统图（方案一）图20-10XGF380/10-Z-Z1光伏电站调度自动化系统图（方案二）23620.3.2.3设备清单以10kV接入3回，380V接入多回线为例，XGF380/10-Z-Z1系统调度自动化配置清单详见表20-4～表20-7。表20-4XGF380/10-Z-Z1系统调度自动化配置清单（方案一自发自用）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一并网电能表3只电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套10kV用户侧10kV线路测控装置3套可采用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套380V用户侧关口计量电能表单回路配置，含电能质量监测功能表20-5XGF380/10-Z-Z1系统调度自动化配置清单（方案一余量上网）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一并网电能表3只电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套10kV用户侧10kV线路测控装置3套可采用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套关口计量电能表含主、副表各1块6只380V用户侧关口计量电能表单回路配置，含电能质量监测功能表20-6XGF380/10-Z-Z1系统调度自动化配置清单（方案二自发自用）厂站设备名称型号及规格数量备注23710kV光伏电站RTU1套并网电能表3只电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套10kV用户侧10kV线路测控装置3套可采用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套380V用户侧关口计量电能表单回路配置，含电能质量监测功能表20-7XGF380/10-Z-Z1系统调度自动化配置清单（方案二余量上网）厂站设备名称型号及规格数量备注10kV光伏电站RTU1套并网电能表3只电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套10kV用户侧10kV线路测控装置3套可采用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套关口计量电能表含主、副表各1块6只380V用户侧关口计量电能表单回路配置，含电能质量监测功能20.3.3系统通信20.3.3.1系统概述着重介绍接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相关线路长度等与通信方案密切相关的情况。20.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接238线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。20.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。20.3.3.4通信方案根据国家电网公司技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。380V、10kV并网运行信息应统一采集后，根据调度自动化信息采集和传输要求，经10kV通信通道传输至相关部门。在光伏电站侧，根据光伏电站实际情况的不同，可采用多种不同的通信方式。（1）光纤通信结合各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。1）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。利用光伏电站新建10kV送出线路路径新建光缆到用户10kV配电室（箱变），通过用户10kV配电室（箱变）跳纤到变电站；也可采用其它路径直接新建光缆到变电站。引入光缆宜选择非金属阻燃光缆。2）通信电路建设方案光缆通信系统可采用EPON传输系统，工业以太网传输系统，SDH239传输系统三个方案。a.EPON方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配2台ONU设备，利用上述光缆，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV配电室（箱变）内关口电能表的数据。若用户10kV配电室（箱变）内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV配电室（箱变）不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。b.工业以太网方案为满足电力系统安全分区的要求，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，在光伏电站接入的变电站配置2台工业以太网交换机，利用上述光缆，形成光伏电站至接入变电站的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV配电室（箱变）内关口电能表的数据。若用户10kV配电室（箱变）内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV配电室（箱变）不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。c.SDH方案240在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在接入变电站现有的设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。当光伏电站采用余量上网模式时，应上传用户10kV配电室（箱变）内关口电能表的数据。若用户10kV配电室（箱变）内已具备与系统侧之间的通信通道，则利用原有通道上传信息；若用户10kV配电室（箱变）不具备与系统侧之间的通信通道，则需根据实际情况建立合适的通信通道上传信息。光伏电站接入系统通信方案见图20-11-20-13。图20-11光伏电站接入系统方案图1（EPON）241图20-12光伏电站接入系统方案图2（工业以太网）图20-13光伏电站接入系统方案图3（SDH）（2）中压电力线载波光伏电站侧配置从载波机1台，光伏电站拟接入用户10kV配电室（箱变）配置主、从载波机各1台，系统侧配置主载波机一台。光242伏电站通过从载波机将数据汇聚至用户10kV配电室（箱变）主载波机，用户10kV配电室（箱变）主载波机通过网线或RS485/232串行接口接入用户10kV配电室（箱变）从载波机，并通过用户10kV配电室（箱变）从载波机与系统侧主载波机之间的通信通道将光伏电站信息以及用户10kV配电室（箱变）电量信息上传至系统侧。图20-14光伏电站接入系统方案图（中压电力线载波）（3）无线方式在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。243当光伏发电完全自发自用，且无控制要求时，可采用无线公网通信方式，但应采取信息安全防护措施。（4）业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息通道组织。20.3.3.5通信设备供电对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流或交流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。20.3.3.6.主要设备材料清单光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料详见表20-8～20-10。（1）采用EPON接入方案，通信具体见表20-8。表20-8系统通信设备材料清单（采用EPON）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）光配线架24芯1台在用户10kV配电室（箱变）跳纤时配置系统接入变电站光缆12-24芯按需公里OLT2台需要时导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台FE接口板2块电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表20-9。表20-9系统通信设备材料清单(采用工业以太网)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里244工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）光配线架24芯1台在用户10kV配电室（箱变）跳纤时配置系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台光配线架24芯1台电线电缆1套（3）采用SDH接入方案，具体见表20-10。表20-10系统通信设备材料清单(采用SDH)厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M2台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）光配线架24芯1台在用户10kV配电室（箱变）跳纤时配置系统接入变电站光缆24芯按需公里导引光缆12芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1台光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表20-11。表20-11系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里245耦合设备1套电线电缆1套用户10kV配电室（箱变）从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备2套电线电缆2套主载波机1台系统接入变电站主载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线方式接入方案，具体见表20-12表20-12系统通信设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站终端电台1台电线电缆1套246第21章380V多点接入公共电网组合方案典型设计（XGF380-T-Z1）21.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏接入系统典型设计方案，方案号为XGF380-T-Z1。本方案采用多回线路将分布式光伏接入公共电网配电箱、配电室或箱变低压母线。方案设计以光伏发电单点接入公共电网配电箱典型设计方案（XGF380-T-1）和单点接入公共电网配电室或箱变低压母线典型设计方案（XGF380-T-2）为基础模块，进行组合设计。21.2接入系统一次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。21.2.1送出方案通过多回线路接入公共电网配电箱、配电室或箱变低压母线。一次系统接线示意图见图21-1。公共电网配电箱或线路、配电室或箱变380V母线图例断路器断路器/负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）.........光伏电站图21-1XGF380-T-Z1方案一次系统接线示意图247本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，系统接入点为公共电网配电箱、配电室或箱变低压母线。接入配电箱时，单个并网点参考装机容量不大于100kW，单个并网点装机容量8kW及以下时，可采用单相接入；接入配电室或箱变低压母线时，单个并网点参考装机容量20kW～300kW。21.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其248交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算光伏电站应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内。21.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路电缆截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路电缆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）光伏电站送出线路电缆截面一般按电缆允许载流量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式本方案选用微型、塑壳式或万能式断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。21.2.4电气主接线原则电气主接线方案见图21-2。249图例断路器断路器/负荷开关公共连接点并网点（产权分界点）.........光伏电站......公共电网配电箱或线路、、配电室或箱变380V母线图21-2XGF380-T-Z1方案原则电气主接线图21.2.5系统对光伏电站的技术要求21.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）250应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%、-10%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。21.2.5.2电压异常时的响应特性本方案光伏电站应按照附录4要求的时间停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中的任何一相。25121.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。21.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表21-1。表21-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公用配电箱、箱变或配电室塑壳式或万能断路器按需送电线路380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。21.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。21.3.1系统继电保护及安全自动装置21.3.1.1配置及选型（1）380V/220V线路保护本方案并网点及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、欠压脱扣功能，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。（2）母线保护本方案380V/220V不配置母线保护。（3）防孤岛检测及安全自动装置380V电压等级并网点不配置防孤岛检测及安全自动装置。252光伏电站采用具备防孤岛能力的逆变器。逆变器必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛检测装置配置方案应与继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。（4）10kV侧校验本方案需要校验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。21.3.1.2设备清单380V接入方案系统继电保护由微型、塑壳式或万能断路器自带功能完成，无需单独配置二次设备。21.3.2系统调度自动化21.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统，但是由于光伏电站容量较小，不考虑建立调度关系。21.3.2.2配置及要求⑴远动系统1）光伏电站侧本方案暂只需要上传发电量信息，并送至主管机构，不配置独立的远动系统。2）公用箱变或配电室侧若公用箱变或配电室具备计算机监控，公共连接点断路器及计量253信息等接入现有监控系统。若公用箱变或配电室不具备计算机监控，公共连接点断路器信息预留接入本箱变或配电室监控系统的接口。⑵电能量计量电能量计量关口点设在产权分界点（最终按用户与业主计量协议为准）。同时，在系统箱变或配电室侧按照常规要求配置计量表计。在计费关口点按单表设计，电能表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级。电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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，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。计量表采集信息应分别接入电网管理部门和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统，作为电能量计量和电价补贴依据。公用箱变或配电室侧计量表计配置与原有表计一致。21.3.2.3设备清单XGF380-T-Z1系统调度自动化配置清单详见表21-2。表21-2XGF380-T-Z1系统调度自动化配置清单厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站关口计量电能表1块每回路配置，含电能质量监测功能电能计量箱1台每回路配置箱变或配电室电能表与原有表计一致1块每回路配置原有监控系统改造按需注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。21.3.3系统通信21.3.3.1信息需求本方案暂只需要上传光伏电站发电量信息。25421.3.3.2通信方案本方案信息传输通过无线方式。在箱变或配电室配置1套无线采集终端装置；也可接入现有集抄系统实现电量信息远传。无线接入时，应满足安全防护的要求。21.3.3.3通信设备供电无线采集终端采用220V交流电源。21.3.3.4主要设备材料光伏接入系统通信所需的主要设备材料详见表21-3。表21-3系统通信设备材料清单（XGF380-T-2）厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站无线采集终端套1注：标“”设备根据工程实际需求进行配置。255第22章380V/10kV多点接入公共电网方案典型设计（XGF380/10-T-Z1）22.1方案概述本方案为国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF380/10-T-Z1。本方案以380V/10kV电压等级将分布式光伏接入公共电网，380V接入点为公共电网配电箱、配电室或箱变低压母线，10kV接入点为公共电网变电站10kV母线、T接接入公共电网10kV线路或公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线。方案设计以光伏发电单点接入公共电网配电箱典型设计方案（XGF380-T-1）、单点接入公共电网配电室或箱变典型设计方案（XGF380-T-2）、单点接入公共电网变电站10kV母线典型设计方案（XGF10-T-1）、单点接入公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线典型设计方案（XGF10-T-2）和单点T接接入公共电网10kV线路典型设计方案（XGF10-T-3）为基础模块，进行组合设计。22.2接入系统一次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。22.2.1送出方案通过1回或多回380V线路接入公共电网配电箱、配电室或箱变低压母线、以1回或多回10kV线路接入公共电网变电站10kV母线、T接接入公共电网10kV线路或公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线。一次系统接线示意图见图22-1。256公共电网10kV母线......断路器图例负荷公共电网10线路公共电网380V母线公共电网380/220V配电箱负荷...断路器/负荷开关公共连接点公共连接点公共连接点并网点并网点并网点并网点光伏电站380/220V架空线图22-1XGF380/10-T-Z1方案一次系统接线示意图本方案主要适用于统购统销（接入公共电网）的光伏电站，380V公共连接点为：公共电网配电箱、配电室或箱变低压母线；10kV公共连接点为：公共电网变电站10kV母线、公共电网10kV线路T接点或公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线。22.2.2电气计算（1）潮流分析本方案设计中应对设计水平年有代表性的正常最大、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行方式进行分析，必要时进行潮流计算。（2）短路电流计算计算设计水平年系统最大运行方式下，电网公共连接点和光伏电站并网点在光伏电站接入前后的短路电流，为电网相关厂站及光伏电站的开关设备选择提供依据。如短路电流超标，应提出相应控制措施。当无法确定光伏逆变器具体短路特征参数情况下，考虑一定裕度，光伏发电提供的短257路电流按照1.5倍额定电流计算。短路电流计算方法见附录1。（3）电能质量分析电能质量通过方案中提供的设备参数，经理论计算获得，需要满足：1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2）光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（4）无功平衡计算1）本方案光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿措施；2）光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3）通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因数应能在超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；通过380V电压等级并网的光伏发电系统应保证并网点处功率因数在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内；4）光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。22.2.3主要设备选择原则（1）主接线380V采用单元或单母线接线；10kV采用线变组或单母线接线。（2）升压站主变升压用变压器容量宜采用315、400、500、630、800、1000、1250kVA258单台或多台组合，电压等级为10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17468《电力变压器选用导则》、GB/T6451《油浸式电力变压器技术参数和要求》等规定的要求。变压器性能参数见附录6。（3）送出线路导线截面光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：1）光伏电站送出线路导线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）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选择；3）380V电缆可选用120mm2、240mm2等截面；10kV架空线可选用185mm2、240mm2等截面，10kV电缆可选用70mm2、185mm2、240mm2、300mm2、400mm2等截面。常见的光伏电站送出线路的截面选择见附录2。（4）断路器型式380V：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，并需留有一定裕度，断路器应具备电源端与负荷端反接能力。10kV：断路器，根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，一般宜采用20kA或25kA。22.2.4电气主接线原则电气主接线方案见图22-2。259公共电网10kV母线断路器图例负荷公共电网10kV线路公共电网380V母线公共电网380V/220V配电箱负荷断路器/负荷开关............公共连接点公共连接点公共连接点公共连接点并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）光伏电站380/220V架空线图22-2XGF380/10-T-Z1方案原则电气主接线图22.2.5系统对光伏电站的技术要求22.2.5.1电能质量由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。（1）谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公用电网谐波电压限值详见附录3。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，详见附录3，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其260公共连接点的供电设备容量之比进行分配。（2）电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV及以下三相供电电压偏差为标称电压的±7%；220V单相供电电压偏差为标称电压的+7%、-10%。（3）电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。（4）电压不平衡度光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。（5）直流分量光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。22.2.5.2电压异常时的响应特性按照附录4要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。22.2.5.3频率异常时的响应特性本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在附录5所示电网频率偏离下运行。22.2.6设备清单本方案一次设备清单详见表22-1。261表22-1一次设备清单设备名称型号及规格数量备注公共电网变电站（专线接入）10kV开关柜按需公共电网变电站（T接接入）线路PT按需公共电网开关站、配电室或箱变10kV母线10kV开关柜（含PT）按需公用配电箱塑壳式断路器按需公用配电室或箱变塑壳式或万能断路器按需送出线路10kV架空线或电缆（含敷设方式）、380V架空线或电缆（含敷设方式）按需注：标设备根据工程实际需求进行配置。22.3接入系统二次接入系统二次部分根据系统一次接入方案，结合有关现状进行设计，包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。22.3.1系统继电保护及安全自动装置22.3.1.1配置及选型（1）10kV线路保护1）配置原则光伏电站线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开相应断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。专线接入公共电网10kV母线时，每条10kV线路在系统侧配置1套线路方向过流保护或距离保护，光伏电站侧可不配线路保护，靠系统侧切除线路故障；存在2台及以上升压变压器的升压变电站或汇集站，10kV线路可配置1套纵联电流差动保护，采用方向过流保护作为其后备保护。10kV线路T接接入公共电网10kV母线时，在光伏电站侧配置1套线路方向过流保护或距离保护。2）技术要求262a.线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。b.线路两侧纵联保护配置与选型应相互对应，保护的软件版本应完全一致。c.被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换、功率突然倒向以及系统操作等情况下保护不应误动。d.在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。e.主保护整组动作时间不大于20ms(不包括通道传输时间)，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。f.手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。g.保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。（2）380V/220V线路保护380V/220V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，线路发生各种类型短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。断路器还应具备反映故障及运行状态辅助接点。（3）母线保护1）配置原则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。对于设置10kV母线的光伏电站，10kV母线保护配置应与10kV线路保护统筹考虑。当系统侧配置线路过流或距离保护时，光伏电站侧可不配置母线保护，仅由变电站侧线路保护切除故障；当线路两侧配置线路纵联电流差动保护时，光伏电站侧宜配置一套母线保护；在光伏电站时限允许263时，也可仅靠各进线的后备保护切除故障。380V母线不配置母线保护。2）技术要求a.母线保护接线应能满足最终一次接线的要求。b.母线保护应具有比率制动特性，以提高安全性。c.母线保护不应受电流互感器暂态饱和的影响而发生不正确动作，并应允许使用不同变比的电流互感器。d.母线保护不应因母线故障时流出母线的短路电流影响而拒动。（4）防孤岛检测及安全自动装置本方案需在每个并网点设置1套安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开相应断路器。若光伏电站侧10kV线路保护具备失压跳闸及检有压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%UN、0.5秒）解列，也可不配置独立的安全自动装置。380V电压等级不配置防孤岛检测及安全自动装置，采用具备防孤岛能力的逆变器。光伏电站逆变器必须具备快速监测孤岛且监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、安全自动装置配置相配合，时间上互相匹配。（5）系统侧变电站1）线路保护需要校验系统侧变电站的相关的线路保护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，则系统侧变电站需要做相关的线路保护配置方案。2）母线保护需要校验系统侧变电站的母线保护是否满足接入方案的要求。2643）其他要求需核实变电站侧备自投方案、相关线路的重合闸方案，要求根据防孤岛检测方案，提出调整方案。a.光伏电站线路接入后，备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b.要求线路重合闸动作时间需躲过安全自动装置动作时间。（6）对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。2）对通信专业的要求。系统继电保护及安全自动装置要求提供足够的可靠的信号传输通道。3）光伏电站内需具备直流电源和UPS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。（7）系统继电保护配置图以10kV接入3回，380V接入N回线为例，XGF380/10-T-Z1继电保护及安全自动装置方案一、方案二分别见图22-3、图22-4。方案一：10kV线路配置过流或距离保护且光伏电站未设10kV母线。方案二：10kV线路配置光纤差动保护且光伏电站设10kV母线。265负荷公共电网10kV母线负荷公共电网10kV线路公共电网380V母线公共电网380/220V配电箱负荷............公共连接点公共连接点公共连接点公共连接点并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）光伏电站380/220V架空线图22-3XGF380/10-T-Z1系统继电保护及安全自动装置配置(方案一)公共电网10kV母线负荷公共电网10kV线路公共电网380V母线公共电网380/220V配电箱负荷............公共连接点公共连接点公共连接点公共连接点并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）并网点（产权分界点）光伏电站380/220V架空线图22-4XGF10-T-Z1系统继电保护及安全自动装置配置(方案二)22.3.1.2设备清单以10kV接入3回，380V接入N回线为例，XGF380/10-T-Z1系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表22-2、表22-3。表22-2XGF380/10-T-Z1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案一）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站过流保护（或距离保护）3套安全自动装置3套266母线保护1套系统变电站过流保护（或距离保护）3套母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置表22-3XGF380/10-T-1系统继电保护及安全自动装置配置清单（方案二）厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站过流保护（或距离保护）2套线路光纤电流差动保护1套母线保护1套安全自动装置3套系统变电站过流保护（或距离保护）2套线路光纤电流差动保护1套母线保护1套注：标“”设备根据工程实际需求进行配置22.3.2系统调度自动化22.3.2.1调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、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。本方案最高电压等级为10kV接入，因此需建立调度关系，配置相关设备。22.3.2.2配置及要求（1）10kV光伏电站远动系统光伏电站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；本体不具备条件时，独立配置远方终端，采集相关信息。方案一：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。267光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。方案二：单独配置技术先进、易于灵活配置的RTU（单套远动主机配置），需具备遥测、遥信、遥控、遥调及网络通信等功能，实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。（2）有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，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电力系统电压调节的要求。（3）电能量计量本方案电能量计量表可合一设置，上下网关口计量电能表同时也可用做并网电能表，用于光伏发电计费补偿。1）安装位置与要求在产权分界点（本方案暂按设置在光伏电站侧考虑，最终按用户与业主计量协议为准）设置关口计量电能表，10kV线路按主、备计费表各一块配置，380V线路按单表配置。2682）技术要求电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，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。10kV关口计量电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。380V关口计量表精度要求不低于1.0级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.5S、0.5级，并应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器1台，计费表采集信息通过计量终端服务器接入计费主站系统（电费计量信息）和光伏发电管理部门（政府部门或政府指定部门）电能信息采集系统（电价补偿计量信息）；电价补偿计量信息也可由计费主站系统统一收集后，转发光伏发电管理部门。（4）电能质量监测装置本方案在10kV系统侧装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。380V接入，要求电能表具备三相电流不平衡监测功能。电能质量在线监测数据根据需要上传至相关主管机构。（5）系统变电站光伏电站接入系统变电站后，应明确系统变电站运行管理方式及相关测控设备配置。（6）远动信息内容1）10kV光伏电站光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：269a．光伏电站并网状态；b．光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c．并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；d．主断路器开关状态等。（7）远动信息传输10kV光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备1套，组柜安装于光伏电站二次设备室。（8）二次安全防护为保证10kV光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN技术体制，划分为控制区VPN和非控制区VPN。若采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若采用无线专网方式，需配置加密。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。270（9）系统调度自动化配置图XGF380/10-T-Z1调度自动化系统配置图详见图22-5、图22-6。方案一：远动系统与本体监控系统合一建设模式；方案二：采用独立RTU模式。图22-5XGF380/10-T-Z1光伏电站调度自动化系统图（方案一）271图22-6XGF380/10-T-Z1光伏电站调度自动化系统图（方案二）22.3.2.3设备清单以10kV接入3回，380V接入多回线为例，XGF10-T-Z1系统调度自动化配置清单详见表22-4、表22-5。表20-4XGF380/10-T-Z1系统调度自动化配置清单(方案一)厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站远动通信服务器1套与本体计算机监控系统合一关口电能表0.5S级3只关口电能表1.0级n只每回线路路配置1只，含电能质量监测功能电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网设备共同组柜电能质量在线监测装置3套系统10kV线路测控装置2套可采用保护测控合272侧一装置电能质量在线监测装置1套关口电能表0.5S级2只注：标“”设备根据工程实际需求进行配置表22-5XGF380/10-T-Z1系统调度自动化配置清单(方案二)厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站RTU1套关口电能表0.5S级3只关口电能表1.0级n只每回线路路配置1只，含电能质量监测功能电能量终端服务器1套MIS网三层交换机1台电力调度数据网接入设备含1台路由器，2台交换机1套二次安全防护设备含纵向加密装置1套，硬件防火墙1套1套与调度数据网设备共同组柜系统侧10kV线路测控装置2套可采用保护测控合一装置电能质量在线监测装置1套关口电能表0.5S级2只注：标“”设备根据工程实际需求进行配置22.3.3系统通信22.3.3.1系统概述着重介绍光伏电站一次接入系统方案中的接入线路起讫点、新建线路与相关原有线路的关系、相关线路长度等与通信方案密切相关的情况。22.3.3.2信息需求明确调度关系，根据调度组织关系、运行管理模式和电力系统接线，提出线路保护、安全自动装置、调度自动化等相关信息系统对通道的要求，以及光伏电站至调度、集控中心、运行维护等单位的各类信息通道要求。22.3.3.3通信现状简述与光伏电站相关的电力系统通信现状，包括传输型式、电路制式、电路容量、组网路由、设备配置、相关光缆情况等。27322.3.3.4通信方案根据国网技术规定，为满足光伏电站的信息传输需求，结合接入条件，因地制宜地确定光伏电站的通信方案。（1）光纤通信结合各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。1）光缆建设方案根据光伏电站新建10kV送出线路的不同，光缆可以采用ADSS光缆、普通光缆，光缆芯数12-24芯，光缆纤芯均采用ITU-TG.652光纤。当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，利用一次路径新建光缆到公用10kV开关站（配电室），通过原有公用配电自动化通信系统实现光伏电站至变电站的通信路由；当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造时，利用一次路径新建光缆到公用10kV开关站（配电室），通过10kV开关站（配电室）跳纤到变电站，也可采用其它路径直接新建光缆到变电站；当光伏电站专线接入变电站10kV母线时，利用一次路径新建光缆到接入变电站。引入光缆宜选择非金属阻燃光缆。2）通信电路建设方案光缆通信系统建议采用EPON传输系统、工业以太网传输系统和SDH传输系统三个方案。a.EPON方案当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，在光伏电站配置2台ONU设备，利用光伏电站至公用10kV开关站（配电室）的光缆路由，通过无源分光器（ODN）形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台传输274综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。方案如图图22-7。图22-7光伏电站接入系统方案图（EPON公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化）当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造或光伏电站专线接入变电站10kV母线时，在光伏电站配置2台ONU设备，利用光伏电站至变电站的光缆路由，形成光伏电站至系统侧的通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台ONU设备传输调度数据网至接入变电站OLT1（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务至接入变电站OLT2（配网管理）。方案如图22-8。275图22-8光伏电站接入系统方案图（EPON公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化）b.工业以太网方案当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，利用光伏电站至公用10kV开关站（配电室）的光缆路由，形成光伏电站至10kV开关站的通信电路。在公用10kV开关站（配电室）配置2台工业以太网交换机，利用原有公用配电自动化通信网将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。如图22-9。276图22-9光伏电站接入系统方案图（工业以太网10kV开关站已实现配电自动化）当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造或光伏电站专线接入变电站10kV母线时，在光伏电站配置2台工业以太网交换机，利用光伏电站至变电站的光缆路由，形成光伏电站至变电站的通信电路。在变电站配置2台工业以太网交换机，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。其中1台工业以太网交换机传输调度数据网（配网控制）；另外1台用于传输综合数据网及调度电话业务（配网管理）。方案如图图22-10。图22-2光伏电站接入系统方案图（工业以太网10kV开关站未实现配电自动化）277c.SDH方案在光伏电站配置1台SDH155M光端机，并在公用10kV开关站（配电室）所接入的变电站现有设备上增加2个155M光口，利用上述光缆，建设光伏电站至接入变电站的1＋1通信电路，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。方案如图22-11。图22-11光伏电站接入系统方案图（SDH）（2）中压电力线载波当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化改造时，在光伏电站拟接入公用10kV开关站（配电室）侧配置主载波机，光伏电站侧配置从载波机，主载波机依据线路结构对下进行载波组网，并通过载波通信方式将终端数据汇聚至主载波机，利用原有公用配电自动化通信网将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统。载波组网通信采用一主多从的方式组网，即一个载波主机和多个载波从机组成一个载波通信网络，载波主机和载波从机之间采用问答方式进行数据传输，载波从机之间不进行数据传输。方案如图22-12。当光伏电站专线接入的公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化改造时，由于需要载波机在公用10kV开关站（配电室）所接入变电站278线路上进行跳接，串扰过大，传输距离过长，不建议采用中压电力线载波通信。图22-12光伏电站接入系统方案图（中压电力线载波）（3）无线专网在部署电力无线专网通信系统的地区，一般在变电站或主站位置建设有无线网络的中心站，部署有高性能、高安全、带热备份的中心电台或基站。在电力无线专网覆盖区域，可在光伏电站设置无线终端设备，通过RS485/232串行接口或以太网接口连接终端设备，将光伏电站的通信、自动化等信息接入系统，形成光伏电站至系统的通信通道。22.3.3.5业务组织根据光伏电站信息传输需求和通信方案，对光伏电站各业务信息通道组织。22.3.3.6通信设备供电对于使用EPON和工业以太网接入方案的光伏电站，建议采用站内UPS交流为设备供电；对于使用SDH接入方案的光伏电站，建议采用站用直流系统通过DC/DC或AC/DC变换为-48V为设备供电。22.3.3.7主要设备材料清单279光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料清单详见表22-5～表22-11。（1）采用EPON接入方案，通信具体见表22-6、表22-7。表22-6EPON公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1块无源光分配器ODN2块电线电缆1套系统接入变电站OLTPON口板2台需要时电线电缆1套需要时表22-7EPON公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配架24芯1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要光配线架24芯1块通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要OLT2台需要时导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要光配线架24芯1块直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要FE接口板2块需要时电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表22-8、表22-9。表22-8工业以太网公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化模式设备材料清单280厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY公里综合配线架光、音、网1台电线电缆1套工业以太网交换机2台表22-9工业以太网公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY公里根据实际情况确定工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要导引光缆12-24芯,GYFTZY公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要光配线架24芯1块通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要电线电缆1套系统接入变电站导引光缆12-24芯,GYFTZY公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要综合配线架光、音、网1台直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要电线电缆1套工业以太网交换机2台（3）采用SDH接入方案，具体见表22-10。281表22-10SDH接入模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M1台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1块光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表22-11。表22-11中压电力线载波接入模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）主载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线专网接入方案，具体见表22-12。表22-12无线专网设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站终端电台1台电线电缆1套282（1）采用EPON接入方案，通信具体见表22-13、表22-14。表22-13EPON公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里ONU2台光配线架24芯1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1块无源光分配器ODN2块电线电缆1套系统接入变电站OLTPON口板2台需要时电线电缆1套需要时表22-14EPON公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里根据实际情况确定ONU2台光配架24芯1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要光配架24芯1台通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要OLT2台需要时导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要光配线架24芯1块直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要FE接口板2块需要时电线电缆1套（2）采用工业以太网接入方案，具体见表22-15、表22-16。表22-15工业以太网公用10kV开关站（配电室）已实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,按需公里283GYFTZY工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里综合配线架光、音、网1台电线电缆1套工业以太网交换机2台表22-16工业以太网公用10kV开关站（配电室）未实现配电自动化模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里工业以太网交换机2台综合配线架光、音、网1台电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）光缆12-24芯按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要光配线架24芯1块通过公用10kV开关站（配电室）光缆跳纤时需要电线电缆1套系统接入变电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要综合配线架光、音、网1台直接采用其它路径新建光缆到变电站时需要电线电缆1套工业以太网交换机2台（3）采用SDH接入方案，具体见表22-17。284表22-17SDH接入模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光端机SDH155M1台PCM基群设备1台综合配线架光、数、音1台DC/DC或AC/DC变换模块-48V2组电线电缆1套系统接入变电站光缆12-24芯按需公里导引光缆12-24芯,GYFTZY按需公里光配线架24芯1块光接口155M2块电线电缆1套调度端PCM基群设备1台音配单元1台电线电缆1套（4）采用中压电力线载波接入方案，具体见表22-18。表22-18中压电力线载波接入模式设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏电站从载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套公用10kV开关站（配电室）主载波机1台高频电缆按需公里耦合设备1套电线电缆1套（5）采用无线专网接入方案，具体见表22-19。表22-19无线专网设备材料清单厂所设备名称型号及规格数量单位备注光伏终端电台1台285电站电线电缆1套286附录1短路电路计算公式光伏电站接入系统短路电流计算（1）光伏电站接入前：公共连接点短路电流：PCCI由当地供电公司提供；并网点短路电流：2133NPOINLPCCUIUXI=⎛⎞+⎜⎟⎜⎟⎝⎠式中1NU为公共连接点基准电压，2NU为并网点基准电压，LX为并网点到公共连接点线路的阻抗。（2）光伏电站接入后：公共连接点短路电流：1.5PCCPCCnIII′=+并网点短路电流：1.5POIPOInIII′=+式中nI为光伏电站额定工作电流。2送出线路导线截面2.1架空导线表2-1为常见的光伏电站送出架空线路的载流量（JKLYJ型交联聚乙烯架空绝缘导线）。表2-1交联聚乙烯架空绝缘导线载流量型号JKLYJ电压10kV芯数单芯三芯导体铜芯铝芯铝合金铜芯铝芯铝合金截面（mm2）载流量（A）（不受太阳照射）7031524523025019518528795380300280305240225120445350330355280260150510400375405315300185585460435465370345240695550515550435410截面（mm2）载流量（A）（直接受太阳照射）7028522521021016515595350275260255200190120405320300295235220150465365345340265250185535420395390310290240635500470460365345工作温度90（℃）环境温度40（℃）当环境温度不同时，架空绝缘导线载流量应乘以修正系数，见表2-2。表2-2环境不同于基准温度40℃时载流量修正系数表导体温度（℃）环境温度（℃）10152025303540455055701.521.441.361.281.191.091.000.890.780.65751.441.371.301.231.161.081.000.910.820.72901.321.261.211.161.111.051.000.930.890.802882.2电缆（1）10kV电缆表2-3为常见的光伏电站送出电缆线路的允许持续载流量（三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装电力电缆，空气中敷设周围环境温度为40℃，电缆直埋敷设按周围环境温度为25℃，土壤热阻1.2k·m/W，电缆导体最高工作温度90℃）。表2-3三芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装电力电缆的允许持续载流量电缆截面（mm2）连续负荷载流量（A）直埋管道中空气中501911631907023419923695281237286120317271327150355303370185400341422240462393493300514443553400580508633在不同土壤热阻系数、土壤温度、空气湿度、敷设深度及回路数下，电缆额定输送容量应乘以综合校正系数，见表2-4。表2-4温度综合校正系数表影响因素校正系数热阻系数（k·m/W）0.81.01.21.52.03.0修正系数1.151.071.000.920.820.69土壤温度（℃）101520253035修正系数1.161.121.081.041.000.96空气湿度20.025.030.035.040.045.0修正系数1.201.151.101.051.000.94敷设深度（mm）5007001000120015002000修正系数1.091.051.000.980.950.92回路数单回路双回路三回路修正系数10.820.73（2）380V电缆289电缆线路的允许载流量可在GB-50217-2007《电力工程电缆设计规范》查得，表2-5为常见的光伏电站送出电缆线路（三芯交联聚氯乙烯绝缘电缆）的允许持续载流量（空气中敷设周围环境温度为40℃，电缆直埋敷设周围环境温度为25℃，土壤热阻系数1.2k·m/W，电缆导体最高工作温度为90℃）。表2-5三芯交联聚氯乙烯绝缘电缆的允许持续载流量电缆截面空气中敷设长期容许电流（A）电缆直埋敷设长期容许电流（A）铝铜铝铜120246314221282150278360247321185319410278356240378483321408300419552365469注：上表为三芯交联聚氯乙烯绝缘电缆的载流量在不同热阻系数、环境温度及回路数下，电缆载流量应乘以综合校正系数，见表2-6～表2-8。表2-6不同环境温度时的载流量校正系数表敷设位置空气中土壤中环境温度（℃）3035404520253035电缆导体最高工作温度601.221.111.00.861.071.00.930.85651.181.091.00.891.061.00.940.87701.151.081.00.911.051.00.940.88801.111.061.00.931.041.00.950.90901.091.051.00.941.041.00.960.92表2-7不同土壤热阻系数时的电缆载流量校正系数表土壤热阻系数（k·m/W）0.81.21.52.03.0校正系数1.051.10.930.870.75表2-8土中直埋多根并行敷设时的电缆载流量校正系数表并列根数123456电缆之间净距（mm）1001.00.900.850.800.780.752001.00.920.870.840.820.813001.00.930.900.870.860.852903光伏电站谐波电压与电流光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。表3-1公用电网谐波电压限值电网标称电压（kV）电压总畸变率（%）各次谐波电压含有率（%）奇次偶次0.385.04.02.0104.03.21.6光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，应不超过表3-2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。表3-2注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压（kV）基准短路容量（MVA）谐波次数及谐波电流允许值（A）23456789101112130.381078623962264419211628132410100262013208.5156.46.85.19.34.37.91415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.512101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.14光伏电站电压异常时的响应特性光伏电站在电网电压异常时的响应要求见表4-1，低电压穿越能力要求见图4-1。表4-1光伏电站在电网电压异常时的响应要求并网点电压最大分闸时间U＜0.5UN0.1秒0.5UN≤U＜0.85UN2.0秒0.85UN≤U≤1.1UN连续运行1.1UN＜U＜1.35UN2.0秒1.35UN≤U0.05秒注：1UN为光伏电站并网点的电网标称电压；2最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。291图4-1大中型光伏电站的低电压穿越能力要求5光伏电站频率异常时的响应特性光伏电站在电网频率异常时的响应要求见表5-1。表5-1光伏电站在电网频率异常时的响应要求频率范围运行要求低于48Hz根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定。48Hz－49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟。49.5Hz－50.2Hz连续运行。50.2Hz－50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2分钟的能力，同时具备0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。6升压站主变性能参数升压站主变额定容量、电压组合、分接范围、联结组标号、空载损耗、负载损耗、空载电流及短路阻抗应符合表6-1～表6-4中的规定。其中：表6-1～表6-2为油浸式配电变压器性能参数（GB/T6451-2008）；表6-3～表6-4为干式配电变压器性能参数（GB/T10228-2008）。292表6-1315kVA～1600kVA三相双绕组无励磁调压配电变压器额定容量（kVA）电压组合及分接范围联结组标号空载损耗（kW）负载损耗（kW）空载电流（%）短路阻抗（%）高压（kV）高压分接范围（%）低压（kV）3066.31010.511±50.4Dyn11Yzn11Yyn00.130.63/0.602.34.0500.170.91/0.872.0630.201.09/1.041.9800.251.31/1.251.91000.291.58/1.501.81250.341.89/1.801.71600.402.31/2.201.62000.482.73/2.601.52500.563.20/3.051.43150.673.83/3.651.44000.804.52/4.301.35000.965.41/5.151.2630Dyn11Yyn01.206.201.14.58001.407.501.010001.7010.301.012501.9512.000.916002.4014.500.8注1：对于额定容量为500kVA级以下的变压器，表中斜线上方的负载损耗值适用于Dyn11或Yzn11联结组，斜线下方的负载损耗适用于Yyn0联结组。注2：根据用户需要，可提供高压分接范围为±2×2.5%的变压器。注3：根据用户需要，可提供低压为0.69kV的变压器。293表6-2200kVA～1600kVA三相双绕组有载调压配电变压器额定容量（kVA）电压组合及分接范围联结组标号空载损耗（kW）负载损耗（kW）空载电流（%）短路阻抗（%）高压（kV）高压分接范围（%）低压（kV）20066.310±4×2.50.4Dyn11Yyn00.483.061.54.02500.563.601.43150.674.321.44000.805.221.35000.966.211.26301.207.651.14.58001.409.361.010001.7010.981.012501.9513.050.916002.4015.570.8注1：根据用户需要，可提供高压绕组电压为10.5kV和11kV的变压器。注2：根据用户需要，可提供低压为0.69kV的变压器。294表6-36kV、10kV级无励磁调压配电变压器额定容量（kVA）电压组合及分接范围联结组标号A组B组短路阻抗（%）高压（kV）高压分接范围（%）低压（kV）空载损耗（kW）不同的绝缘耐热等级下的负载损耗（kW）空载电流（%）空载损耗（kW）不同的绝缘耐热等级下的负载损耗（kW）空载电流（%）B（100℃）F（120℃）H（145℃）B（100℃）F（120℃）H（145℃）3066.36.61010.511±2×2.50.4Dyn11Yyn00.220.710.750.802.40.2050.740.780.832.34.0500.310.991.061.132.40.2851.061.121.202.2800.421.371.461.561.80.381.481.551.661.71000.451.571.671.781.80.411.701.801.931.71250.531.841.962.101.60.471.982.102.251.51600.612.122.252.411.60.552.252.452.621.52000.702.512.682.871.40.652.702.853.051.32500.812.752.923.121.40.743.063.253.481.33150.993.463.673.931.20.883.653.904.181.14001.103.974.224.521.21.004.344.604.901.15001.314.865.175.531.21.185.165.475.851.16301.515.856.226.661.01.356.156.506.950.96301.465.946.316.751.01.306.306.707.170.96.08001.716.937.367.881.01.547.367.808.350.910001.998.108.619.211.01.758.739.259.900.912502.359.6310.2610.981.02.0310.4011.0011.800.916002.7611.7012.4013.271.02.7012.7013.5014.400.920003.4014.4015.3016.370.83.0015.3016.2017.400.725004.0017.1018.1819.460.83.5018.4019.5020.800.716002.7613.0013.7014.661.02.7013.7014.5015.500.98.020003.4015.9016.9018.000.83.0016.7017.7019.000.725004.0018.8020.0021.400.83.5019.8021.0022.500.7注1：表中所列的负载损耗为括号内参考温度（见GB1094.11的规定）下的值。295表6-46kV、10kV级有载调压配电变压器额定容量（kVA）电压组合及分接范围联结组标号空载损耗（kW0不同的绝缘耐热等级下的负载损耗kW空载电流（%）短路阻抗（%）高压（kV）高压分接范围（%）低压（kV）B（100℃）F（120℃）H（145℃）31566.36.61010.511±4×2.50.4Dyn11Yyn01.103.603.804.101.44.04001.254.254.504.801.45001.445.155.505.851.46301.666.106.506.951.26301.606.256.707.101.26.08001.907.407.908.401.210002.208.709.259.901.012502.6010.411.011.81.016003.0312.313.114.01.020003.8015.116.017.10.825004.4018.019.120.40.8注：表中所列的负载损耗为括号内参考温度（见GB1094.11的规定）下的值。