| 索引号： | 3070211020000013000000/2023050400000016 | 发布机构： | 睢县供电公司 |
| 生效日期： | 2023-12-07 | 废止日期： | |
| 文 号： | 所属主题： | 开放信息 |
分布式光伏接入电网技术指导意见
分布式光伏接入电网技术指导意见
国网河南省电力公司
二〇二二年十月
目 录
1 总体要求
1.1 适用范围
1.1.1 本指导意见规定了分布式光伏发电项目系统接入方案、设备选型、涉网性能、调度自动化、继电保护及安全自动装置、系统通信、计量应遵循的技术原则。
1.1.2 本指导意见适用于以35千伏及以下电压等级接入电网，总装机容量不超过20兆瓦的分布式光伏项目。
1.2 基本规定
1.2.1 分布式光伏开发应优先就近消纳、就地平衡，避免远距离、跨区域送电，与开发区域内电网建设发展、用电负荷增长相协调。
1.2.2 各县（区）进行光伏开发应编制整体开发方案，并取得电网公司消纳意见，其中分布式光伏开发总规模应满足《分布式电源接入电网承载力评估导则》（DLT 2041-2019）等国家和行业标准要求，避免向220千伏及以上电网反送电。
1.2.3 为加快推动光伏发展，支持由地方政府牵头，组织技术、资金实力较强的企业进行分布式光伏规模化开发。开发规模超出分布式光伏承载能力时，可整合区域内屋顶、土地资源，进行集中式光伏开发，在更大范围内进行消纳。
1.2.4 分布式光伏规模化开发是指相较于传统利用自有屋顶或土地进行的零星、分散的分布式光伏开发模式，在一定区域和时间范围内，整合资源进行分布式光伏开发的行为。
1.2.5 分布式光伏规模化开发应做好整体统筹，确保有序开发，规范友好并网。视开发容量大小和具体接入条件，优先汇集接入电网。
1.2.6 分布式光伏应当落实《电力系统安全稳定导则》、《电力系统网源协调技术规范》等相关国家和行业标准要求，承担起成为合格电源的责任和义务，按照“光伏+储能”方式进行开发，确保具备一次调频等相关调节能力。
1.2.7 按照国家有关政策，租用他人屋顶或光伏设备并以营利为目的开发的屋顶光伏项目，电网企业均按照非自然人受理。自然人光伏报装应提供房屋自有和光伏发电设备自购证明材料。
1.2.8 未经相关政府部门许可，屋顶分布式光伏发电系统制造商、集成商、安装单位均不得留有远方控制接口、保留相应能力。
1.3 规范性引用文件
GB/T 37408-2019 光伏发电并网逆变器技术要求
GB/T 33593-2017 分布式电源并网技术要求
GB/T 29319-2012 光伏发电系统接入配电网技术规定
GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求
GB/T 19862-2016 电能质量监测设备通用要求
GB/T 14549-93 电能质量公用电网谐波
GBT 15543-2008 电能质量 三相电压不平衡
GBT 24337-2009 电能质量 公用电网间谐波
GB/T 36572-2018 电力监控系统网络安全防护导则
GB/T 22239-2019 信息安全技术网络安全等级保护基本要求
GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
GB/T 33982-2017 分布式电源并网继电保护技术规范
GB/T 17215.322-2008 交流电测量设备特殊要求
NB/T 32004-2018 光伏并网逆变器技术规范
DLT 2041-2019 分布式电源接入电网承载力评估导则
DL/T 5003-2017 电力系统调度自动化设计规程
DL/T 584-2017 3kV〜110kV电网继电保护装置运行整定规程
DL/T 448-2016 电能计量装置技术管理规程
DL/T 614-2007 多功能电能表
DL/T 698-2017 电能表信息采集与管理系统
Q/GDW 11147-2017 分布式电源接入配电网设计规范
Q/GDW 1480-2015 分布式电源接入电网技术规定
Q/GDW 11442-2015 通信电源技术、验收及运行维护规程
Q/GDW 625-2013 配电自动化建设与改造标准化设计技术规定
Q/GDW 380.2-2009 电力用户用电信息采集系统管理规范
Q/GDW 10650.2-2021电能质量监测技术规范 第2部分：电能质量监测装置
Q/GDW 1650.3-2014 电能质量监测技术规范 第3部分：监测终端与主站间通信协议
豫发改新能源〔2021〕721号 关于印发《河南省加快推进屋顶光伏发电开发行动方案》的通知
国家电网办〔2021〕564号 《国家电网有限公司关于印发积极支持科学服务整县屋顶光伏开发工作指引的通知》
2 系统一次
2.1 总体原则
2.1.1 分布式光伏发电项目接入电网电压等级的选取，应按照安全性、灵活性、经济性的原则，根据分布式光伏开发容量、导线载流量、上级变压器及线路可接纳能力、所在地区配电网情况、周边负荷分布和电源规划情况，经综合比选确定。
2.2 分布式电源承载力
2.2.1 分布式电源承载力评估应基于电力系统现状和规划，遵循“分区分层”原则，从总体到局部、从高压到低压，按供电区域和电压等级开展。
2.2.2 110~35千伏输变电设备应开展热稳定计算，在此基础上进行电压偏差、短路电流、谐波等校核，确定供电区域内的承载等级和可新增分布式电源容量。
2.2.3 分布式电源承载力评估等级应根据计算分析结果，分区分层确定。确定评估等级时，应局部服从总体，下一级电网评估等级低于上一级电网时，评估等级应以上一级电网为准。
2.2.4 评估等级可分为绿色、黄色、红色，根据不同等级提出分布式光伏的消纳建议。评估等级划分应符合表1的规定。
表1 评估等级划分及分布式光伏发展建议
评估等级 | 依据 | 含义 | 建议 |
绿色 | 反向负载率： | 用电负荷水平可满足分布式电源完全就地消纳需要 | 推荐分布式光伏接入，项目需通过自建、共建、租赁等方式配置不低于10%、2小时储能 |
黄色 | 反向负载率：0＜ | 用电负荷水平无法满足就地消纳需求，新增分布式电源发电需在满足电网安全稳定约束前提下向上级电网反送 | 对于确需接入的项目，应开展专项分析。项目需通过自建、共建、租赁等方式配置不低于20%、2小时储能 |
红色 | 反向负载率： | 所在220千伏变电站区域内用电负荷已无法满足分布式电源就地就近消纳需求或电网运行安全存在风险 | 在区域内用电负荷进一步增长前，暂停新增分布式光伏项目接入；建议统筹区域内屋顶资源，进行集中式光伏开发，接入高电压等级，在更大范围内进行消纳。 |
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注：反向负载率λ应按以下公式计算。
2.3 接入电压等级及场景
2.3.1单个接入点装机容量在0.4兆瓦及以下时，采用220/380伏电压等级并网。220伏并网的分布式光伏，应直接接入用户内部，装机容量不大于8千瓦。380伏并网的分布式光伏，可采用低压线路分散接入或经配电变压器（含公用变和用户变）集中接入。应根据居民住宅下户线载流量和可靠供电要求，合理确定接入用户内部电网的装机容量，充分发挥既有下户线作用；当装机容量超过下户线载流量时，经技术经济比较，可将全部装机或超出容量部分，采用专线汇集就近接入配变低压侧母线、分支箱或低压主干线，一般不改造下户线。
2.3.2 单个接入点装机容量在0.4兆瓦和6兆瓦之间时，采用10千伏电压等级并网。规模较大的整村光伏以及第三方开发的工业园区项目可采用专线汇集升压方式接入10千伏公用电网开关站、环网室（箱）、配电室、箱变母线，或T接10千伏线路。学校、医院以及工业园区等用户投资开发的项目具备条件时也可接入用户内部电网。
2.3.3装机容量在6兆瓦和20兆瓦之间，村庄规模较大或多个村连片开发、仓储物流园区等区域，经技术经济论证，可采用一回或多回10千伏线路接入公用电网变电站10千伏母线，也可通过一回35千伏专线接入公用电网变电站母线，或T接35千伏线路。工商业厂房、工业园区等用户投资开发的项目具备条件时也可接入用户内部电网。
表2 分布式光伏接入电压等级建议表
单个并网点容量 | 并网电压等级 |
0.4兆瓦及以下 | 220/380伏 |
0.4兆瓦-6兆瓦 | 10千伏 |
6兆瓦-20兆瓦 | 35千伏 |
注：最终并网电压等级应根据电网条件，通过技术经济论证确定，规模化开发项目优先汇集接入。
2.4 并网点选择
2.4.1 35千伏并网点选择
a）全额上网的分布式光伏，可通过一回35千伏专线接入公用电网变电站母线，或T接35千伏线路。
b）余量上网（接入用户电网）的分布式光伏，可通过1回或多回线路接入用户35千伏母线。
2.4.2 10千伏并网点选择
a）全额上网的分布式光伏可专线接入公共电网变电站l0千伏母线，公共电网开关站、环网室（箱）、配电室10千伏母线等，可T接接入公共电网10千伏线路。
b）余电上网（含全额自发自用）的分布式光伏可专线接入用户开关站、环网室（箱）、配电室或箱变10千伏母线等。
c）当并网点与所接入用户母线之间距离很短时，可在分布式光伏与用户母线之间只装设一个开关设备，并将相关保护配置于该开关。
2.4.3 0.4千伏并网点选择
a）全额上网的分布式光伏，可接入公共电网配电箱出线开关，T接接入公共电网架空线路，可接入配电室、箱变低压出线开关等。当并网点与公共连接点之间距离很短时，可在分布式光伏与公共连接点之间只装设一个开关设备，并将相关保护功能集成于该开关。
b）余电上网（含全额自发自用）的分布式光伏专线接入用户配电箱/架空线路、用户配电室、箱变或柱上变低压母线等。
2.4.4分布式光伏接入用户内部时，光伏业主与供电用户应为同一主体，非同一主体时应采用合同能源管理方式接入运营。
2.5 储能配置要求
2.5.1 储能是提升电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段，是提高风、光等可再生能源消纳水平的关键技术。开发企业要结合开发时序、当地用电负荷发展情况，开展配套储能相关论证，通过共享储能和分布式储能并举，促进分布式光伏所发电力就地就近消纳。
2.5.2 储能设施宜以不出现长时间大规模反送、不增加系统调峰负担为原则，综合考虑开发规模、负荷特性等因素，按照不低于装机容量的10%、时长2～4小时配置。储能设施投产时间不得晚于分布式光伏开发项目投产时间。
2.5.3 分布式光伏规模化开发项目所需配套储能设施由开发企业自行建设，非规模化开发项目可通过市场租赁方式落实相关储能容量。
2.6 主要设备选型
2.6.1 配电变压器选择
a）分布式光伏接入低压公用电网时，为保障用户供电安全和电能质量，原则上不更换现有公用配电变压器。公用配电变压器容量应根据供电区域内最大负荷选取，当分布式光伏接入容量超出分布式电源承载力范围时，鼓励采用汇集后升压接入方式，当不能满足调压或电压质量要求时，可采用有载调压变压器。
b）分布式光伏采用汇集升压方式时，考虑变压器功率因数和适当裕度，场站内升压变压器容量一般按照光伏装机容量的1.1~1.2倍选取。
c）分布式光伏接入用户内部电网时，用户升压变配置原则按照国家有关标准执行；在接入重要用户或对电能质量要求高的用户内部电网时，可采用专变（隔离变、升压变）接入其内部配电系统。
2.6.2 导线选择
a）导线截面宜综合考虑分布式光伏开发潜力、负荷发展需求等因素一次选定，并与变压器容量、台数相匹配。
b）分布式光伏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，并考虑分布式光伏发电效率等因素，接入公网时应结合本地配电网规划与建设情况选择适合的导线，一般按持续极限输送容量选择。
c）汇集后接入主干线路的送出导线截面应根据各汇集线路持续极限输送容量之和选择。
2.6.3 断路器选择
a）10~35千伏断路器型式及要求
分布式光伏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、具备失压跳闸及检有压合闸功能的断路器。根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，10千伏一般宜采用20千安或25千安，35千伏一般宜采用31.5千安或25千安。断路器宜具有“三遥”功能并满足相应通信规约要求。
b）380伏/220伏断路器型式及要求
分布式光伏并网点应安装易操作、具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的断路器。根据短路电流水平选择设备开断能力，并留有一定裕度，应具备电源端与负荷端反接能力。其中，变流器类型分布式电源并网点应安装低压并网专用开关，专用开关应具备失压跳闸及低电压闭锁合闸功能，检有压定值整定为0.85UN。断路器宜具有“三遥”功能并满足相应通信规约要求。
c）当分布式光伏为全额上网类型且其并网公共连接点为负荷开关时，应改造为断路器；当分布式电源为自发自用、余电上网类型且其并网公共连接点为负荷开关时，根据实际情况，可改造为断路器。
2.6.4 并网逆变器选择
a）并网逆变器应严格执行现行国家、行业标准中规定的包括元件容量、电能质量和防孤岛等方面要求。
b）并网逆变器应具备与本地能量管理系统、台区智能融合终端、调度自动化、用电信息采集、配电自动化等系统通信的功能，采用主流的通信协议规约，至少预留1路独立通信接口供电力调度机构使用。
c）并网逆变器应具备有功、无功功率调节功能，并能够根据调度指令调节功率输出，输出功率偏差及功率变化率不应超过调度的给定值。
2.6.5 电能质量监测装置
a）变电站供电区域内分布式光伏总容量超过所有主变总容量25%的主变高低压侧，以及并网电压等级为10（6）千伏~35千伏的分布式光伏的变电站（这里指系统站，含开关站）出线（包含专线和非专线），应装设满足Q/GDW 10650.2和Q/GDW 10650.3要求的专用电能质量监测终端，监测指标的测量方法与测量准确度应满足A级要求。
b）380/220伏低压光伏总容量超过配变额定容量25%以上的配变低压侧，应装设具备部分电能质量指标测量功能的非专用终端，例如台区智能融合终端、智能电能表等，监测指标的测量方法与测量准确度应满足Q/GDW 10650.2规定的S级（含）以上要求。
c）电能质量监测数据应远程传送至省级监测主站，历史数据至少保存一年。
3 继电保护及安全自动装置
3.1 总体要求
3.1.1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《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB/T 14285)、《3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程》（DL/T 584)和《低压配电设计规范》（GB 50054)的要求。
3.1.2 接入10~35千伏分布式光伏涉网保护定值应在调度部门备案，备案包括如下内容：a）并网点开断设备技术参数；b）保护功能配置；c）故障解列定值；d）逆变器防孤岛保护定值；e）阶段式过电流保护定值；f）重合闸相关定值。
3.2 线路保护
3.2.1 10~35千伏电压等级接入
a）分布式光伏采用专用送出线路接入系统时，宜配置阶段式（方向）过流保护，也可配置距离保护；当上述两种保护无法整定或配合困难时，宜增配纵联电流差动保护。
b）分布式光伏采用T接线路接入系统时，宜在分布式光伏侧配置无延时过流保护反映内部故障并配置联切装置，条件具备时可配置三端光差保护。
3.2.2 0.4千伏电压等级接入
分布式光伏以0.4千伏电压等级接入电网时，并网点和公共连接点的断路器应具备短路速断、延时保护功能和分励脱扣、失压跳闸及低压闭锁合闸等功能，同时应配置剩余电流保护。
3.3 母线保护
分布式光伏系统设有母线时，可不设专用母线保护，发生故障时可由母线有源连接元件的后备保护切除故障；有特殊要求时，如后备保护不能满足要求，也可配置专用母线保护，快速切除母线故障。
3.4 安全自动装置
3.4.1分布式光伏侧电压频率保护及防孤岛保护应满足《分布式电源接入电网技术规定》（Q/GDW 1480）规定的技术要求。
3.4.2分布式光伏逆变器均应具备电压频率异常保护功能及防孤岛保护功能。分布式光伏应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，其防孤岛方案应与继电保护配置、频率电压异常紧急控制装置配置和高/低电压穿越等相配合，时限上互相匹配。
3.4.3 通过10~35千伏电压等级接入的分布式光伏在并网点应配置独立的防孤岛装置。通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏，当接入容量超过本台区配变额定容量25%时，应在配变低压母线处装设反孤岛装置，反孤岛装置与低压总开关间应设置操作闭锁功能，母线间有联络时，联络开关也应与反孤岛装置间具备操作闭锁功能。
3.4.4 通过10~35千伏接入的分布式光伏，需在并网点配置具备电压频率异常保护功能的安全自动装置；通过0.4千伏接入的分布式光伏，不独立配置安全自动装置。
3.4.5 分布式光伏通过10~35千伏电压等级线路接入，公用电网系统侧投入自动重合闸时，宜设置检无压功能，重合闸延时应与分布式光伏防孤岛保护动作时间配合；系统侧重合闸投入检无压功能时须配置线路TV。
3.5 系统侧相关保护校验及完善要求
3.5.1分布式光伏接入电网后，应对所在线路及相邻线路现有保护进行校验，当不满足要求时，应调整保护配置或定值。
3.5.2接入分布式光伏的系统变电站备自投应以检测电压电流方式为判据，备自投设置宜联切分布式电源专线。
3.5.3对于接入高比例分布式光伏的110千伏变电站，其110千伏线路宜配置全线速动保护，快速有效隔离故障点，110千伏线路系统侧重合闸宜投入检无压功能。110千伏线路全线速动保护可为光纤电流差动保护，当条件不具备时（如T接多个站点）也可配置远方联切装置。
3.5.4 分布式光伏接入电网后，须对系统侧变电站或开关站的母线故障进行校核，若不能满足故障时快速切除母线的要求，则变电站或开关站侧应配置母线保护装置，快速切除母线故障。
4 调度自动化
4.1 总体要求
4.1.1分布式光伏发展初期，应满足分布式光伏可观可测要求，利用直采或数据转发模式汇聚数据；在分布式光伏大规模建设后，逐步实现分布式光伏可调可控。
4.1.2 通过35千伏电压等级接入的分布式光伏应采用直采直控方式；通过10千伏电压等级接入的分布式光伏可采用直采直控方式，也可采用群调群控方式。
4.1.3 通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏的监控方式可根据各地区现有主站系统现状、光伏开发模式，因地制宜选取。
4.1.4 对于由同一业主开发的分布式光伏发电项目，或分布式电源聚合平台，宜配置集中监控系统，具备统一接收并执行调度控制指令的能力，有功、无功功率控制应满足电力系统调度控制要求。
4.1.5 通过10~35千伏电压等级接入的分布式光伏，当接入容量超过10兆瓦时，应配置光伏发电功率预测系统，系统应具有中期、短期、超短期光伏发电功率预测功能。
4.2 可观可测数据采集范围
4.2.1分布式光伏可观可测的数据采集范围应包括遥测、遥信、电能量信息，可包括电能质量监测数据、环境监测仪数据（温度、湿度、光照直辐射、光照散辐射）等。
4.2.2 通过10~35千伏电压等级接入的分布式光伏（含自发自用和直接接入公用电网）应至少具备表3中的遥测、遥信、电能量、电能质量监测信息，具备条件时宜上传环境监测仪数据。
4.2.3通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏应至少具备上传电流、电压、有功功率、无功功率、电能量和并网点开关位置信息。
分布式光伏可观可测数据应满足实时性和精度要求。
表3 分布式光伏可观可测数据采集范围
数据类型 | 数据采集范围 | |
实时数据 | 遥测 | 并网点电压、电流、有功功率、无功功率、功率因数等 |
遥信 | 并网点开关位置、事故总信号（有条件）、主要保护动作信息等 | |
非实时数据（电能量数据） | 发电量、产权分界处电能量 | |
电能质量数据 | 并网点处谐波、电压波动和闪变、电压偏差、三相不平衡、直流分量等 | |
其他数据 | 环境监测仪数据（为功率预测做数据支撑） | |
4.3 远动系统
4.3.1 通过35千伏电压等级接入的分布式光伏应配置双套调度数据网设备，远动信息通过调度数据专网接入调度自动化主站。
4.3.2 通过10千伏电压等级接入的分布式光伏远动信息上传经远动终端，可采用专网方式或无线公网通信方式，接入相应的调度自动化或配电自动化等主站。采用无线公网通信方式时，应采取信息通信安全防护措施，满足信息安全防护要求。
4.3.3 通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏经集中器或智能融合终端，可采用无线公网通信方式接入相应的用电信息采集系统或配电自动化等主站，同时应采取信息通信安全防护措施，满足信息安全防护要求。
4.3.4 调度自动化系统可通过与用电信息采集系统、配电自动化等主站交互的方式满足分布式光伏可观可测可调可控要求。
4.3.5 通信方式和信息传输应符合相关标准的要求，调度技术支持系统专网通信宜采用DL/T 634.5104通信协议。
4.4 功率控制要求
4.4.1 分布式光伏应具备与调度控制系统通信的接口，应具备遥控和遥调功能，可执行调度下发的远方控制解/并列、启停和发电功率指令。
4.4.2分布式光伏应配置有功功率控制系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，其调节速度和控制精度应能满足调度部门有功功率调节的要求。
4.4.3 分布式光伏应能根据调度部门指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。
4.5.1 信息安全防护应满足国家发展和改革委员会2014年第14号令《电力监控系统安全防护规定》、《电力监控系统网络安全防护导则》（GB/T 36572）及《信息安全技术网络安全等级保护基本要求》（GB/T 22239）的要求，满足安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证要求。
4.5.2位于生产控制大区的配电业务系统与其终端的纵向连接中使用无线通信网、非电力调度数据网的电力企业其他数据网、或者外部公用数据网的虚拟专用网络方式（VPN）等进行通信的，应设立安全接入区。
4.6.1 通过10~35千伏电压等级接入的分布式光伏，其涉网的自动化设备应能接受对时，宜配置独立时钟，支持北斗及GPS对时；通过10千伏电压等级接入的分布式光伏也可采用网络对时、规约对时方式；通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏，相关设备应能够支持网络对时、规约对时等。
4.6.2 通过35千伏电压等级接入的分布式光伏宜设置UPS交流电源，供调度数据网设备、远动装置、关口电能表、电能量终端服务器等使用。通过10千伏电压等级接入的分布式光伏可根据负荷情况配置UPS交流电源。
5 系统通信
5.1 总体要求
通信应适应电网调度运行管理规程及营销信息采集规范的要求。通信设备选型应与现有通信网络设备兼容，保持网络完整性。
5.2 通信通道要求
5.2.1 根据分布式光伏的规模、电压等级、接入方式、调度关系、继电保护、用电信息采集等需求，提出通道要求。
5.2.2 通信通道应具备故障监测、通道配置、性能检测、安全管理、资源统计等维护管理功能。
5.3 通信方式
5.3.1 一般要求
a）通过35千伏电压等级接入的分布式光伏，通信通道应具备实时上传分布式光伏运行工况数据与接收调度控制指令的能力。通过35千伏电压等级接入的分布式光伏应采用光纤通信方式。
b）通过10千伏电压等级接入的分布式光伏，可灵活采用无线、有线等通信方式；如公共连接点已具备光纤专网通信通道，或所在区域已覆盖无线专网时，优先采用光纤专网或无线专网方式。
c）通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏，通信通道应具备定时上传分布式光伏运行工况数据的能力，宜采用无线网络通信方式。
d）通过0.4千伏电压等级接入的分布式光伏业务终端（采集器、智能断路器、智能电表等设备），应支持RS485、HPLC、HPLC/RF双模等通信方式，实现与逆变器、台区智能融合终端、集中器等装置的信息交互。具体通信方式根据各地区现有主站系统现状、光伏开发模式，因地制宜选取。
5.3.2 光纤通信
结合本地电网整体通信网络规划，可采用EPON、工业以太网、SDH/MSTP等多种光纤通信方式。采用光纤通信方式时，通信光缆可根据电网结构与外部环境采用OPGW光缆、ADSS光缆、普通光缆等不同型号，管道光缆和进站光缆宜采用非金属阻燃光缆，芯数宜采用24芯，纤芯宜采用ITU-TG.652型。
5.3.3 无线方式
无线方式包括无线专网与无线公网两种通信方式。有控制需求时，应采用符合安全传输和隔离要求的无线网络传输；无控制需求时，宜采用无线公网传输。采用无线公网通信应满足《配电自动化建设与改造标准化设计技术规定》（Q/GDW 625）和《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》（Q/GDW 380.2）的相关规定，支持用户优先级管理。
5.3.4 电力线载波
对于采用10千伏接入的分布式光伏，当不具备光纤通信条件时，可采用电力线载波技术。分布式光伏业务终端的本地接入宜采用高速电力线载波（HPLC）技术。
5.4 通信设备供电
5.4.1通信设备电源性能应满足《通信电源技术、验收及运行维护规程》（Q/GDW 11442)的相关要求。
5.4.2 通信设备供电应与其它设备统一考虑。
通信设备宜与其它二次设备合并布置，并考虑通信设备防雷接地及电磁隔离要求。
6 计量
6.1 总体要求
6.1.1 全额上网的分布式光伏应在供用电设施产权分界处、发电量计量点设置计量表计。
6.1.2 余电上网的分布式光伏，应在供用电设施产权分界处、发电量计量点、用户自用电处设置计量表计。
6.1.3 通过10～35千伏电压等级接入的分布式光伏，应在产权分界点按主副配置关口计量表，主、副表应有明确标志，采用同型号、同规格、准确度相同的表计和专用计量柜（箱）。
6.2 计量点设备配置原则
6.2.1 计量表计配置标准和技术要求参照《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2016）。电能表采用具备HPLC通讯模块的智能电能表，技术性能符合《交流电测量设备特殊要求第22部分：静止式有功电能表（0.2S级和0.5S级）》（GB/T 17215.322-2008）和《多功能电能表》（DL/T 614-2007）的要求。
6.2.2 电能表宜配有不少于两个标准通信接口，具备数据本地通信功能，可通过采集终端实现远传功能，接入用电信息采集系统主站。电能表通信协议应符合《多功能电能表通信规约》（DL/T 645-2007）及备案文件的要求。
6.2.4 用电信息采集终端技术要求
用电信息采集终端应满足DL/T 698.31-2010、DL/T 698.32-2010、DL/T 698.45-2017通信协议要求，能够采集电能表中负荷曲线、零点冻结值、告警事件等电能表中形成的数据，并传送至主站；具有接受唯一主站对时命令等功能，能够给电能表发布对时等命令。
6.2.5 计量用电流、电压互感器
a）通过10～35千伏电压等级接入的分布式光伏，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。
b）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。
c）电流互感器和电压互感器精度要求
10千伏：关口计量电能表准确度等级应为有功准确度等级不低于0.5S级，无功准确度等级不低于2.0级，电流互感器、电压互感器的准确度等级应分别不低于0.5S、0.5级。
0.4千伏：8千瓦及以下宜采用三相电能表，单相电能表准确度等级不低于2.0级，三相电能表准确度等级不低于1.0级；8千瓦〜30千瓦应采用三相电能表，准确度等级不低于1.0级；30千瓦以上应经互感器接入釆用三相电能表，其电能表准确度等级不低于0.5S级，互感器准确度等级不低于0.5S。
7 涉网性能
7.1 总体原则
7.1.1分布式光伏电压/频率适应性、高/低电压穿越能力应符合《光伏发电并网逆变器技术要求》（GB/T 37408)、《光伏并网逆变器技术规范》（NB/T 32004）、《分布式电源并网技术要求》（GB/T 33593)、《光伏发电系统接入配电网技术规定》（GB/T 29319)。
7.1.2分布式光伏向所接入的配电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等方面的指标，应满足《电能质量公用电网谐波》(GB/T 14549)、《电能质量供电电压偏差》(GB/T 12325)、《电能质量电压波动和闪变》(GB/T 12326)等有关规定，光伏用逆变器应执行《光伏发电并网逆变器技术要求》（GB/T37408-2019）等有关规定。
7.2 频率适应性
分布式光伏并网点频率在48.5Hz-50.5Hz范围之内时，应能正常运行，并具备一定的耐受系统频率异常能力，应能够在表4所示电网频率范围内按规定运行。
表4 逆变器运行频率范围
频率范围 | 运行要求 |
f<46.5Hz | 根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率而定 |
46.5Hz≤f <47.0Hz | 频率每次低于 47.0Hz，光伏电站应能至少运行5秒 |
47.0Hz≤f <47.5Hz | 频率每次低于 47.5Hz，光伏电站应能至少运行20秒 |
47.5Hz≤f <48.0Hz | 频率每次低于 48.0Hz，光伏电站应能至少运行1分钟 |
48.0Hz≤f <48.5Hz | 频率每次低于 48.5Hz，光伏电站应能至少运行5分钟 |
48.5Hz≤f <50.5Hz | 连续运行 |
50.5Hz≤f 51.0Hz | 频率每次高于 50.5Hz，光伏电站应能至少运行3分钟 |
51.0Hz<f≤51.5Hz | 频率每次高于 51.0Hz，分布式光伏应具备降低有功输出的能力，且至少运行30秒，不允许处于停运状态的光伏发电系统并网 |
f >51.5Hz | 立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏发电系统并网 |
7.3 电压适应性
7.3.1 通过0.4千伏以及10千伏接入用户侧的分布式光伏，应具备耐受系统异常电压的能力，应能够在表5所示并网电压范围内按规定运行。
7.3.2 通过10千伏及35千伏接入的分布式光伏，应具备高、低电压穿越能力，应满足图1、图2规定要求。
7.4 功率因数
分布式光伏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光伏系统实际接入情况、统筹电能质量考核结果确定，必要时安装动态无功补偿装置。分布式光伏接入用户配电系统，用户应根据运行情况配置无功补偿装置或采取措施保障用户功率因数达到考核要求。
a) 通过0.4千伏电压等级并网的分布式光伏发电系统应保证并网点处功率因数在0.95（超前）至0.95（滞后）范围内可调。
b) 通过l0千伏及35千伏电压等级并网的分布式光伏发电系统应保证并网点处功率因数在0.9（超前）至滞后0.9（滞后）范围内连续可调。
7.5 电能质量及防孤岛
7.5.1 分布式光伏并网后，所接入公共连接点的谐波电压应满足GB/T 14549的规定，不应超出表6中规定的允许值。
标称电压kV | 电压总谐波畸变率 % | 各次谐波电压含有率 % | |
奇次 | 偶次 | ||
0.38 | 5.0 | 4.0 | 2.0 |
6 | 4.0 | 3.2 | 1.6 |
10 | |||
35 | 3.0 | 2.4 | 1.2 |
分布式光伏接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549的规定，其中分布式电源向配电网注入的谐波电流允许值按此电源协议容量与其公共连接点上发/供电设备容量之比进行分配。
7.5.2 分布式光伏接入后，所接入公共连接点的间谐波应满足GB/T 24337的要求，电压偏差应满足GB/T 12325的规定，电压波动和闪变应满足GB/T 12326的规定。
7.5.3 分布式光伏并网后，所接入公共连接点的三相电压不平衡度不应超过GB/T 15543规定的限值，公共连接点的三相电压不平衡度不应超过2%，短时不超过4%；其中由各分布式光伏引起的公共连接点三相电压不平衡度不应超过1.3%，短时不超过2.6%。
7.5.4 分布式光伏接入后，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%。
7.5.5分布式光伏应具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间不大于2秒。
8 分布式光伏规模化开发典型接网方案
按照安全性、灵活性、经济性原则，依据接入电压等级（0.4千伏、10千伏、35千伏）、运营模式（全额上网和余电上网）不同，分为7种分布式光伏规模化开发典型接网方案，以规范分布式光伏接入。
表8 分布式光伏规模化开发典型接网方案表
电压等级 | 运营模式 | 方案编码 | 并网点 | 接入容量 |
0.4千伏 | 全额上网 | GF0.4-T-1 | 1回线路接入公共电网配电箱、线路或公共电网配电室、箱变、柱上变380伏母线 | 400千瓦及以下 |
余电上网 | GF0.4-Z-1 | 1回线路接入用户配电箱或用户配电室、箱变、柱上变380伏母线 | 400千瓦及以下 | |
10千伏 | 全额上网 | GF10-T-1 | 1回线路接入公共电网开关站、环网室（箱）、配电室、箱变10千伏母线或公共电网10千伏线路。 | 0.4兆瓦-6兆瓦 |
余电上网 | GF10-Z-1 | 1回或多回接入用户10千伏母线 | 0.4兆瓦-6兆瓦 | |
全额上网 | GF10-T-2 | 多回线路接入公共电网变电站10千伏母线。 | 6兆瓦-20兆瓦 | |
35千伏 | 全额上网 | GF35-T-1 | 1回线路接入公共电网变电站35千伏母线或公共电网35千伏线路。 | 6兆瓦-20兆瓦 |
余电上网 | GF35-Z-1 | 1回或多回线路接入用户35千伏母线。 | 6兆瓦-20兆瓦 |
8.1 0.4千伏接网方案
对于装机容量不大于400千瓦的分布式光伏，在满足电网安全运行及电能质量要求时，可采用0.4千伏并网，具体提出2种典型接网方案。
8.1.1 0.4千伏典型接网方案GF0.4-T-1
a）适用范围
适用于0.4千伏全额上网的分布式光伏项目。
b）参考容量
单个并网点装机容量不大于400千瓦。
c）方案描述
分布式光伏逆变后汇集，经1回线路接入公共电网配电箱、线路或公共电网配电室、箱变、柱上变380伏母线。当接入容量小于100千瓦时，可充分利用下户线资源，采用低压线路分散接入公共电网配电箱或线路。
8.1.2 0.4千伏典型接网方案GF0.4-Z-1
a）适用范围
适用于0.4千伏余量上网（接入用户电网）的分布式光伏项目。
b）参考容量
单个并网点装机容量不大于400千瓦。
c）方案描述
分布式光伏逆变后汇集，经1回线路接入用户配电箱或用户配电室、箱变、柱上变380伏母线，建议接入容量不大于400千瓦。当接入容量小于100千瓦时，应充分利用下户线资源，采用低压线路分散接入用户低压母线或线路。当接入容量为8千瓦及以下时，可单相接入用户内部。
8.2 10千伏接网方案
对于装机容量为0.4兆瓦~20兆瓦的分布式光伏，在满足电网安全运行及电能质量要求时，可采用10千伏并网，具体提出3种典型接网方案。
8.2.1 10千伏典型接网方案GF10-T-1
a）适用范围
适用于10千伏全额上网的分布式光伏项目。
b）参考容量
单个并网点装机容量0.4兆瓦~6兆瓦。
c）方案描述
分布式光伏逆变后汇集升压，经1回10千伏线路接入公共电网开关站、环网室（箱）、配电室、箱变10千伏母线或公共电网10千伏线路。对于规模相对较大的项目，可采用先升压后汇集方式，经1回10千伏线路接入公共电网开关站、环网室（箱）、配电室或箱变10千伏母线或T接公共电网10千伏线路。
8.2.2 10千伏典型接网方案GF10-Z-1
a）适用范围
适用于10千伏余量上网（接入用户电网）的分布式光伏项目。
b）参考容量
单个并网点装机容量0.4兆瓦~6兆瓦。对于年自发自用电量大于50%、公共连接点的最大等效电源出力小于6兆瓦的分布式光伏项目，在不超出区域承载力时可考虑10千伏接入。
c）方案描述
分布式光伏电站经1回或多回线路接入用户10千伏母线。
8.2.3 10千伏典型接网方案GF10-T-2
a）适用范围
适用于10千伏全额上网的分布式光伏项目。
b）参考容量
装机容量6兆瓦~20兆瓦，经多个并网点并网。
c）方案描述
对于大规模开发的分布式光伏项目，可采用先升压后多点汇集方式，经多回线路接入公共电网变电站10千伏母线，根据变电站间隔资源情况灵活选择接入间隔或T接线路。系统接线配置图同方案GF10-T-1系统接线配置图
8.3 35千伏接网方案
对于装机容量为6兆瓦~20兆瓦的分布式光伏，在满足电网安全运行及电能质量要求时，可采用35千伏并网，具体提出2种典型接网方案。
8.3.1 35千伏典型接网方案GF35-T-1
a）适用范围
适用于35千伏全额上网的分布式光伏项目。
b）参考容量
单个并网点装机容量6兆瓦~20兆瓦。
c）方案描述
分布式光伏由升压变经1回线路接入公共电网变电站35千伏母线或公共电网35千伏线路。可根据实际情况选择一次升压接入35千伏电网或多次升压汇集接入35千伏电网。
8.3.1 35千伏典型接网方案GF35-Z-1
a）适用范围
适用于35千伏余量上网（接入用户电网）的分布式光伏项目。
b）参考容量
单个并网点装机容量6兆瓦~20兆瓦。
c）方案描述
分布式光伏电站经1回或多回线路接入用户35千伏母线。
本指导意见中并网点、公共连接点、产权分界点等相关定义如下：
并网点，对于有升压站的分布式光伏，并网点为分布式光伏升压站高压侧母线或节点；对于无升压站的分布式光伏，并网点为分布式光伏的输出汇总点。
公共连接点，是指用户系统（发电或用电）接入公用电网的连接处。
产权分界点，是指电网企业和客户资产归属的分界点。当接网工程由电网公司投资时，以用户场站围墙外第一级支持物（35千伏及以上）、升压配变高压侧（10千伏）、分布式光伏输出端用户侧最后支持物（0.4千伏）为分界点；当接网工程由用户投资时，以公用变电站、开关站、配电室外第一级支持物（架空）或开关柜下口（电缆），或T接线路T接点下支路第一级支持物为分界点；产权分界点以下分布式光伏场站内的所有一次和二次设备（含涉网二次设备）均由用户投资。