1总则
1.0.1为规范光伏发电接人配电网设计，保障光伏发电系统和配电网的安全可靠运行，制定本规范。
1.0.2本规范适用于通过380V电压等级接人电网以及通过10kV(6kV）电压等级接人用户侧电网的新建、改建和扩建光伏发电系统接人配电网设计。
1.0.3光伏发电接人配电网设计应从全局出发，统筹兼顾，按照建设规模、工程特点、发展规划和配电网条件，通过技术经济比较确定设计方案。
1.0.4光伏发电接人配电网设计除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
2术语
2.0.1并网点point of interconnection(POI)
对于有升压站的光伏发电系统，指升压站高压侧母线或节点。对于无升压站的光伏发电系统，指光伏发电系统的输出汇总点。
2.0.2孤岛islanding
包含负荷和电源的部分电网，从主网脱离后继续孤立运行的状态。孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。
2.0.3非计划性孤岛unintentional islanding
非计划、不受控地发生孤岛。
2.0.4计划性孤岛intentional islanding
按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛。
2.0.5防孤岛anti-islanding
防止非计划性孤岛现象的发生。
2.0.6 T接方式“T”integration
从现有电网中的某一条线路中间分接出一条线路接人其他用户的接人方式。
3基本规定
3.0.1当光伏发电系统采用T接方式时，在潮流计算、电能质量分析和继电保护设计中，应分析T接方式接人与专线方式接入的不同特点对配电网的影响。
3.0.2光伏发电接人配电网设计中，电力电量平衡、潮流计算和电气参数选择应充分分析组件类型、跟踪方式和辐照度对光伏发电出力特性的影响。
3.0.3光伏发电接入配电网设计应采用效率高、能耗低、可靠性高和性能先进的电气产品。
3.0.4通过10kV电压等级接入的光伏发电系统，在进行接人配电网设计时，可根据需要进行光伏发电系统接人配电网无功补偿和电能质量专题研究。
4接入系统条件
4.1电力系统现况
4.1.1接人系统条件分析应包括电力系统现况和发展规划分析，并应对光伏发电系统进行概况分析。
4.1.2接人系统设计应进行电力系统现况分析，分析内容应包括电源、负荷和电网现况。
4.1.3电源现况概述应包括装机规模、电源结构、发电量、年利用小时数等。
4.1.4负荷现况概述应包括最大供电负荷、供电量、负荷特性等。
4.1.5电网现况概述应包括电网接线方式、光伏发电系统周边的变电站规模、相关电压等级出线间隔预留及扩建条件、线路型号及长度、线路走廊条件等。
4.2电力系统发展规划
4.2.1接入系统设计应根据当地经济和社会发展规划以及历史用电负荷增长情况，对相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的负荷水平及负荷特性进行预测。
4.2.2接人系统设计应概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的电源发展规划，包括新增电源建设进度、机组退役计划及电源结构等。
4.2.3接人系统设计应概述相关地区电网及光伏发电系统所在配电网的发展规划，包括设计水平年和展望年的变电站布局及规模、电网接线方式等。
4.3光伏发电系统概述
4.3.1光伏发电系统概述应包括项目地理位置、环境条件、太阳能资源概况、规划规模、本期建设规模、前期工作进展情况、装机方案、设计年发电量、出力特性、建设及投产时间等内容。
4.3.2对于扩建的光伏发电系统，还应说明现有光伏发电系统的概况、扩建条件等。
5一次部分设计
5.1一般规定
5.1.1一次部分设计应包括电力电量平衡、建设的必要性及其在配电网中的地位和作用、电压等级与接人电网方案、潮流计算、短路电流计算、无功补偿、电能质量、方案技术经济分析和电气参数要求等。
5.1.2一次部分技术指标应满足现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定。
5.2电力电量平衡
5.2.1在电力平衡计算时，应根据负荷特性和光伏发电系统出力特性，列出各水平年各典型负荷及光伏发电系统零出力、最大出力方式下配电网的电力平衡表。各水平年的电力平衡宜按季或月进行分析。
5.2.2当光伏发电系统规模较大时，除应符合本规范第5.2.1条的规定外，还应列出所在配电网各水平年的电量平衡表。
5.3建设的必要性及其在配电网中的地位和作用
5.3.1光伏发电系统建设的必要性应包括满足电力需求、改善电源布局和能源消费结构、促进节能减排。
5.3.2根据电力电量平衡的结果，应分析光伏发电系统的电力电量消纳范围，并应说明光伏发电系统在配电网中的地位和作用。
5.4电压等级与接入电网方案
5.4.1在进行接人电网方案设计时，应简要说明光伏发电系统本期工程投产前相关电压等级电网的接线方式和接人条件。
5.4.2根据光伏发电系统规模、在配电网中的地位和作用、接入条件等因素，应确定接人电压等级；应远近期结合，提出接人电网方案，并应初步选择送出线路的导线截面。
5.4.3对提出的接入电网方案应进行必要的电气计算和技术经济比较，并应提出推荐方案，包括接入电压等级、出线方向、出线回路数、导线截面等。
5.4.4当同一公共连接点有一个以上的光伏发电系统接人时，应总体分析对电网的影响。当光伏发电系统总容量超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25％时，应进行无功补偿和电能质量专题研究。
5.4.5当光伏发电系统额定电流与并网点的三相短路电流之比高于10％时，应进行无功补偿和电能质量专题研究。
5.5潮流计算
5.5.1潮流计算应包括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。还应计算光伏发电站最大出力主要出现时段的运行方式。
5.5.2当光伏发电系统容量较大时，还应分析典型方式下光伏出力变化引起的线路功率和节点电压波动，应避免出现线路功率或节点电压越限。
5.5.3潮流计算应对过渡年和远景年有代表性的运行方式进行计算。
5.5.4应通过潮流计算，检验光伏发电系统接人电网方案，选择导线截面和电气设备的主要参数。
5.6短路电流计算
5.6.1短路电流计算应包括光伏发电系统并网点及附近节点本期及远景规划年最大运行方式的三相短路电流。
5.6.2电气设备选型应满足短路电流计算的要求。
5.7无功补偿
5.7.1光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定，应通过技术经济比较，选择合理的无功补偿措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。
5.7.2光伏发电系统无功补偿容量的计算应充分分析逆变器功率因数、汇集线路、变压器和送出线路的无功损耗等因素。
5.7.3光伏发电系统功率因数应在超前0.95～滞后0.95范围内连续可调。需安装辅助无功补偿装置时宜采用自动无功补偿装置，必要时应安装动态无功补偿装置。
5.7.4通过lOkV(6kV）电压等级并网，具有统一升压变压器的光伏发电系统，可在升压变压器低压侧配置无功补偿装置。当没有统一升压变压器时，可分散安装能自动调节的无功补偿装置，也可在并网点集中配置无功补偿装置。
5.8电能质量
5.8.1光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向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应满足现行国家标准《电能质量公用电网谐波》GB/T 14549，《电能质量公用电网间谐波》GB/T 24337，《电能质量供电电压偏差》GB/T 12325，《电能质量三相电压不平衡》GB/T 15543，《电能质量电压波动和闪变》GB/T 12326的有关规定。
5.8.2光伏发电系统向公共连接点注人的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。
5.8.3光伏发电系统在公共连接点装设的电能质量在线监测装置应符合现行国家标准《电能质量监测设备通用要求》GB/T 19862的有关规定。
5.9方案技术经济分析
5.9.1方案技术经济分析应简要列出各接人系统方案投资估算表，包括送出线路部分投资、对侧系统变电站投资。对于各接入系统方案涉及的光伏发电系统升压站部分投资，当各方案升压站投资差异较大时，可将不同部分列人投资估算表中进行投资分析比较。
5.9.2方案技术经济分析应列出各接人系统方案技术经济综合比较表，包括各接人系统方案消纳方向、方案近远期适应性、方案潮流分布、方案对系统运行的影响（如短路电流、电能质量等）、投资估算等。
5.9.3应对各接人系统方案进行综合技术经济分析比较，并应提出推荐方案。
5.10电气参数要求
5.10.1光伏发电系统升压站或输出汇总点的电气主接线方式，应根据光伏发电系统规划容量、分期建设情况、供电范围、近区负荷情况、接入电压等级和出线回路数等条件，通过技术经济分析比较后确定。
5.10.2用于光伏发电站的电气设备参数应符合下列规定：
1主变压器的参数应包括台数、额定电压、容量、阻抗、调压方式、调压范围、连接组别、分接头以及经电抗接地时的中性点接地方式，应符合现行国家标准《电力变压器选用导则》GB/T 17468，《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T 6451，《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 24790的有关规定。
2无功补偿装置性能要求以及逆变器的电能质量、无功调节能力等要求应满足现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定。
6二次部分设计
6.1一般规定
6.1.1二次部分设计应包括系统继电保护、自动控制装置、调度自动化、电能量计量装置及电能量远方终端和通信系统。
6.1.2二次部分技术指标应符合现行国家标准《光伏发电系统接人配电网技术规定》GB/T 29319的有关规定。
6.2系统继电保护
6.2.1通过10kV(6kV）电压等级接人电网的光伏发电系统的专用继电保护装置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的有关规定。通过380V电压等级接人电网的光伏发电系统宜采用熔断器或断路器，可不配置专用的继电保护装置。
6.2.2当光伏发电系统接入配电网时，应对光伏发电系统送出线路的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。
6.2.3当光伏发电系统的接入使配电网中单侧电源线路变为双侧电源线路时，应按双侧电源线路进行保护配置。
6.2.4光伏发电系统母线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保护切除故障。
6.3自动控制装置
6.3.1光伏发电系统应配置防孤岛保护，应至少设置主动和被动防孤岛保护各一种。当检测到孤岛时，应断开与配电网的连接。防孤岛保护应与线路保护相配合，当有线路重合闸时，还应与重合闸相配合。
6.3.2当光伏发电系统设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，光伏发电系统应在2s内自动降低出力或停止向电网线路送电。
6.3.3有计划性孤岛要求的光伏发电系统应配置频率、电压控制装置，当孤岛内出现电压、频率异常时，可调节光伏发电系统有功、无功出力。
6.4调度自动化
6.4.1光伏发电系统的调度关系应根据光伏发电系统所处地区、安装容量和接人配电网电压等级等条件确定。
6.4.2光伏发电系统的远动设备和调度数据网设备配置方案应根据调度自动化系统的要求、光伏发电系统接人电压等级及配电网接人方式确定。
6.4.3通过10kV(6kV）电压等级并网的光伏发电系统，应根据调度自动化系统的要求、光伏发电系统接人电压等级及接线方式，提出远动信息采集要求。远动信息应包括并网状态、光伏发电系统运行信息（包括有功、无功、电流等）、逆变器状态信息、无功补偿装置信息、并网点的频率电压信息、升压站潮流信息、继电保护及自动装置动作信息。
6.4.4远动系统与调度端通信应根据调度自动化系统的要求和通信传输网络条件明确通信规约、通信速率或带宽，并应符合现行行业标准《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T 5003的有关规定。
6.4.5通过10kV(6kV）电压等级并网的光伏发电系统应根据电力系统二次安全防护总体要求，配置二次系统安全防护设备。
6.5电能量计量装置及电能量远方终端
6.5.1光伏发电系统应配置电能量计量系统，并应根据数据网和通道条件，确定电能量计量信息传输方案。电能量计量系统包括计量关口表和电能量远方终端设备。
6.5.2光伏发电系统电能量计量装置应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202的有关规定。
6.5.3电能计量装置选型与配置应符合下列规定：
1电能计量装置应具备双向有功和四象限无功计量功能。
2通过10kV(6kV）电压等级接入电网的光伏发电系统的上网电量关口点应配置相同的两块表计，两块表计应按主／副方式运行。
3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
6.5.4电能表与互感器准确度等级应符合下列规定：
1关口计量点的电能表准确度等级不应低于有功0.5s级、无功2.0级。
2电压互感器准确度等级应为0.2级，电流互感器准确度等级不应低于0.5S级。
3关口表的技术性能应符合现行行业标准《多功能电能表》DL/T 614和《多功能电能表通信协议》DL/T 645的有关规定。
6.5.5光伏发电系统应配置电能量采集远方终端，远方终端应符合现行行业标准《电能量计量系统设计技术规程》DL/T 5202-2004第7.2节电能量远方终端的有关规定。
6.6通信系统
6.6.1光伏发电系统接入配电网的通信系统建设方案，应根据光伏发电系统的调度关系、所处位置、安装容量、接人配电网电压等级以及相关通信网络现状确定。
6.6.2通过10kV(6kV）电压等级并网的光伏发电系统，光伏发电系统至调度端应具备一路可靠的调度通信通道。
