2024年7月16日，江蘇省發改委發布《關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知（征求意見稿）》，計劃大力支持分布式光伏的發展！1、未來分布式光伏規模規劃根據規劃，2024、2025年兩年，江蘇省分布式光伏有2228萬千瓦新增接入空間！表：江蘇省分布式光伏接入能力規劃根據國家能源局統計數據，截止2023年底，江蘇省分布式光伏接入總規模為2772萬千瓦，因此，2024、2025年兩年，江蘇省可以有2228萬千瓦接入空間。2、分布式光伏優先接入順序以服務分布式光伏發展 為重點，組織各縣(區)  電力主管部門和電網企業定期開展 配電網規劃工作 。為更方便接入手續辦理，把分布式光伏按規模、上網方式等級分成四類，每類項目的具體辦理要求如下表。電網企業在收到分布式光伏項目并網意向書后，應在2個工作日內給予受理意見的正式回復，應確保申請渠道暢通，采取“線上受理”、“一次告知”等方式受理接入電網申請，并依規對項目自然人身份證明、項目所在地址權屬和自購設備發票等支撐性材料進行評估確認加快出具接入意見。表：不同項目規模接入的電壓等級要求 鼓勵分布式光伏投資企 業開展分布式光伏“整村連片”規?；_發，支持分布式光 伏項目靠近電力負荷建設，在用電負荷密集且電網網架較強 的地區，采用低壓就地接入方式，  實現電力就地消納。不具備低壓接入條件的地區，可通過匯流升壓至中、高壓配電網或在相應 變電站(臺區) 配置獨立儲能等方式改善接入條件，經接入 系統評估滿足電網安全要求后安排接入。分布式光伏發電特指在用戶場地附近建設，運行方式以用戶側自發自用、余電上網，且在配電系統平衡調節為特征的光伏發電設施，是一種新型的、具有廣闊發展前景的發電和能源綜合利用方式，它倡導就近發電，就近并網，就近轉換，就近使用的原則，不僅能夠有效提高同等規模光伏電站的發電量，同時還有效解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題,發展分布式光伏發電對優化能源結構、實現“雙碳目標”、推動節能減排、實現經濟可持續發展具有重要意義。3、電網要加強改造，保障分布式光伏接網消納 針對電網受限情況向社會公開，為光伏投資主體提供便捷的電網承載能力查詢服務。各地光伏備案管理部門要引導分布式光伏向承載能力充足地區開發建 設。電網企業要根據承載力評估結果及分布式光伏項目具體需要，及時安排網架增強及臺區改造計劃，保障分布式光伏項目有序接網消納。在分布式光伏滲透率超過 50%的縣 (區) ，應及時啟動專項配電網規劃工作，規劃 中應將分布式光伏開發規模和布局作為規劃重要邊界條件予以明確，要根據分布式光伏發展現狀、資源情況、負荷水 平和電網承載力等，有針對性地做好分布式光伏項目的接網 消納方案。4、鼓勵分布式光伏配儲，給予單獨政策鼓勵 分布式光伏投資企業按照一定比例配建或租賃分布式儲能設施，并以聚合共建、租賃共享等模式集中統籌建設分布式電網側儲能。設區市發展改革委出臺配儲政策后，可按不高于10萬千瓦的規模進行分布式電網側儲能的規劃建設，分布式電網側儲能直接接入 35 千伏及以下電壓等級電網 。在滿足獨立接入、獨立計量等技術要求的前提下，  納入省級規劃的分布式電網側儲能項目可按照“蘇發改能源發 〔 2023 〕775 號”的充放電調用政策進行結算5、分布式光伏要響應電網調度，否則要承擔輔助服務費分布式光伏項目原則上應具備“可觀、可測、可調、可控”功能，響應電網指令，在線參與電力系統調節。新建分布式光伏項目均應在投運前滿足上述涉網性能要求，存量和在建分布式光伏項目應加快技術改造，原則上需于2025年6月底前滿足相關要求。不具備技術改造條件的分布式光伏項目需通過配置新型儲能等調峰能力的方式，公平承擔電網調峰責任，具體管理細則和調峰能力配置方案由電網企業依規明確。已具備涉網調節性能或配置調峰能力的分布式光伏項目，不納入電網輔助服務分攤范圍。6、推動分布式光伏參與綠電交易各地發改委協同江蘇電力交易中心在各地設立綠電交易服務站，提供交易政策咨詢和培訓指導，協助分布式光伏發電企業辦理建檔立卡、綠證申請、市場注冊等各項交易業務。在具備綠證核發條件并申請成功后，及時組織分布式光伏發電企業常態化參與省內電力市場綠電交易，試點開展分布式光伏聚合參與省內綠電交易。為進一步做好新形勢下分布式光伏接網消納工作，提升對新能源的消納能力，加快構建新型電力系統，我們起草了《關于高質量做好全省分布式光伏接網消納的通知（征求意見稿）》（見附件），現向全社會公開征求意見。如有修改意見，請于7月23日前反饋至省發展改革委（能源局）電力處。 1系統結構分布式光伏監控系統是指：通過執行規定功能來實現某一給定目標的一些相互關聯單元的組合，利用計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術等實現對變電站二次設備的功能進行重新組合、優化設計，對光伏電站全部設備的運行情況執行監視、測量。系統可分為三層結構：即現場設備層、網絡通訊層和平臺管理層?，F場設備層：包含微機保護、電能質量在線監測裝置、故障解列裝置、多功能儀表、計量表等設備，用于采集站內配電柜內電氣運行參數、開關狀態等數據，同時分別在10kV變電所配置多套直流電源，保障現場設備良好的運行環境。網絡通訊層：包含ANet-2E4SM智能網關。網關主動采集現場設備層設備的數據，并可進行規約轉換，數據存儲，分散10kV變電站通過數據采集箱（內置智能網關）采集數據通過光纖上傳至通信室分布式光伏監控系統統平臺；同時網關充當遠動通信裝置，將現場設備數據采集后通過交換機經縱向加密數據加密后上傳調度網。平臺管理層：l分布式光伏監控系統平臺、國網漳州供電公司調度控制中心平臺。2解決方案本項園區采用10kV供電，電源接入點為4處，變壓器總容量為5600+3250+800+3150=12800kVA。在1#高計配電房東南測新建一座18.8M*4.5M配電房做為1#光伏配電房；在7#高計配電房東測新建一座6.2M*7.2M配電房做為2#光伏配電房；在5#配電房西測新建一座18.8M*5M配電房做為3#光伏配電房。三個高壓并網點采用XGF10-Z-1國網典型設計方案。該項目為一般廠房用電，按三級負荷要求供電，10kV采用單母線接線方式。擬在重工企業內十二個屋面建設17.99985MWp分布式光伏發電項目，項目采用“自發自用，余電上網”模式，共利用原有三個電源點作為光伏高壓并網點并入電網端，每個并網點均設置光伏進線柜、光伏并網計量柜、光伏出線柜。新增的光伏系統配置自動化系統，實時采集并網信息，信息上傳至當地調控中心DMS系統。光伏發電逆變器電源電壓為800V，經室內升壓變升壓至10kV后,通過高壓電纜接入新增的10kV光伏高壓柜,并入原10kV市電高壓柜。2.1.方案綜述本次工程為17.99985MWp的分布式光伏發電項目，項目采用“自發自用，余電上網”模式，新建1#、2#、3#光伏配電室，分別接入三個區域屋頂光伏發電設備。根據用戶配電系統管理需求，需要對10kV開關柜、光伏逆變器、交直流系統等進行全方面監控與保護，及時發現故障故障，保證配電系統可靠運行。在3#光伏配電室配置一套Acrel-1000DP分布式光伏監控系統，通過通信管理機及網絡交換機實時采集各個光伏配電間的繼電保護裝置、電能質量、安全自動裝置、光伏逆變器等二次設備數據，實現整個廠區供配電系統的電力監控與自動化管理。在各個配電室配置一套直流電源系統(帶蓄電池)和UPS電源，為整個光伏電站的斷路器執行機構、二次設備及監控主機等重要設備運行提供穩定可靠的電源。在每間光伏配電室光伏計量柜配置關口計量電能表、并網電能表、自用電計量電能表，并網電能表，用于光伏發電計費補償；關口計量電能表，用于用戶與電網間的上、下網電量 計量及余電上網的計費；自用電計量電能表，用于計量用電客戶自用電量。本項目采用5G無線專用通道方式，通過光伏縱向加密上傳到漳州供電公司16樓通信機房，并接入配網主站。一面遠動通訊屏，遠動通訊屏配置數據1臺5G無線路由器、2臺交換機、2臺縱向加密裝置、1臺正向隔離裝置、1臺遠動裝置、1臺群調qunkong裝置。具備與電網調度機構進行雙向通信的能  力，能夠實現遠程監測和控制功能，應能接收、執行調度端遠方控制解/并列、啟停和發電功率的  指令，具備群調qunkong及遠動功能，有關光伏電站本體信息的采集、處理采用監控系統來完成，具  備符合相關標準通信協議的遠傳功能。2.2. 功能需求2.2.1. 繼電保護及安全自動裝置需求分布式電源繼電保護和安全自動裝置配置應符合相關繼電保護技術規程、運行規程和反事故 措施的規定，裝置定值應與電網繼電保護和安全自動裝置配合整定，防止發生繼電保護和安全自 動裝置誤動、拒動，確保人身、設備和電網安全。10kV接入的分布式電源，保護和安全自動裝置 配置還應滿足《分布式電源涉網保護技術規范》(Q/GDW 11198)的要求。1.線路保護：光伏電站線路發生短路故障時，線路保護能快速動作，瞬時跳開相應并網點斷 路器，滿足全線故障時快速可靠切除故障的要求。為保障供電可靠性，減少停電范圍，在#1高壓配電室10kV進線柜901開關、#7高壓配電室10kV進線柜901開關、#5高壓配電室 10kV進線柜901開關各配置1套帶方向過流保護(保護測控一體)及安全解列裝置。在#1高壓配電室光伏接入柜906開關、#7高壓配電室光伏接入柜903開關、5高壓配電室光伏 接入柜904開關各配置1套帶方向過流保護(保護測控一體)。2.安全自動裝置：在非高壓配電室10kV進線柜901開關、#7高壓配電室10kV 進線柜901開關、5高壓配電室10kV進線柜901開關各裝設1套安全自動裝置，實現頻率電壓 異常緊急控制功能，跳開光伏電站側斷路器。3.防孤島保護：分布式電源應具備快速監測孤島且立即斷開與電網連接的能力，防孤島保護 動作時間不大于2S,其防孤島保護應與配電網側線路重合閘和安全自動裝置動作時間相配合。在 本光伏電站并網點裝設防孤島保護裝置，防止產生非計劃性孤島。4.光伏電站本體應具備故障和異常工作狀態報警和保護的功能。5.光伏電站應支持調度機構開展"四遙"(遙測、遙信、遙控、遙調)應用功能。6.恢復并網：當光伏發電系統因電網擾動脫網后，在電網電壓和頻率恢復到正常運行范圍之 前，光伏發電系統不允許并網；在電網電壓和頻率恢復正常后，通過10kV電壓等級并網的分布式 電源恢復并網應經過電網調度機構的允許。7.逆變器應具備高/低壓解列及高/低頻解列功能，應具備防孤島保護功能以實現快速監測到孤 島后立即斷開與電網的連接，防孤島方案應與繼電保護、安全自動裝置等相配合；逆變器應符合 國家、行業相關技術標準，具備高/低電壓閉鎖、檢有壓自動并網功能，檢有壓定值宜整定為85%UN (實際定值以設計方案為準)。8.防孤島保護是針對電網失壓后分布式電源可能繼續運行、且向電網線路送電的情況提出。孤島運行一方面危及電網線路維護人員和用戶的生命安全，干擾電網的正常合閘；另一方面孤島 運行電網中的電壓和頻率不受控制，將對配電設備和用戶設備造成損壞。防孤島裝置應具備線路 故障時，確保電源能及時斷開與電網連接，確保重合閘能正確動作。9.系統繼電保護應使用專用的電流互感器和電壓互感器的二次繞組，電流互感器準確級宜采 用5P、10P級，電壓互感器準確級宜采用0.5、3P級。10.光伏電站內需配置直流電源屏(帶蓄電池)和UPS電源，供新配置的保護裝置、測控裝置、 電能質量在線監測裝置等設備使用。2.2.2. 調度自動化需求光伏電站應滿足《國網福建電力做好中低壓分布式電源接入系統優質服務指導意見》(閩電發展(2022〕381號)有關自動化的規定：10kV接入的分布式電源，信息采集、控制調節等應 滿足《分布式電源并網技術要求》(GB/T 33593-2017)及閩電調〔2022〕268號國網福建電力 關于印發《福建省中低壓分布式電源采集信號規范(試行)》要求。光伏電站投運后，由縣調調度，并由縣級供電公司對運行進行管理。因此，需建立光伏電站至縣調的調度通信以及遠動等信息和數據傳輸通道。10kV光伏電站本體需配置配電自動化終端監控系統，具備與電網調度機構進行雙向通信的能 力，能夠實現遠程監測和控制功能，應能接收、執行調度端遠方控制解/并列、啟停和發電功率的  指令，具備群調qunkong及遠動功能，有關光伏電站本體信息的采集、處理采用監控系統來完成，具  備符合相關標準通信協議的遠傳功能。光伏電站配電自動化終端監控系統實時采集并網運行信息， 主要包括主斷路器狀態、并網點開關狀態(具備遙控功能)、并網點電壓和電流、光伏發電系統  有功功率和無功功率、光伏發電量、頻率等，上傳至市供電公司配網自動化系統主站，再由市供電公司調度中心將數據下發至縣調，當調度端對分布式電源有功功率和無功電壓有控制 要求時，就地監控系統應能夠接收和執行上級調度主站系統的控制命令。站內對時方式：分布式電源10kV接入時，應能夠實現對時功能，可采用北斗對時方式、GPS對時方式或網絡對時方式。2.2.3. 電能計量需求根據Q/GDW10347-2016《電能計量裝置通用設計規范》規定，運營模式為自發自用余電上網 的分布式電源應采用三點計量法，本項目需設置關口計量電能表、并網電能表、自用電計量電能表：并網電能表，用于光伏發電計費補償；關口計量電能表，用于用戶與電網間的上、下網電量計量及余電上網的計費；自用電計量電能表，用于計量用電客戶自用電量，具體見項目方案原則電氣主接線示意圖。1.安裝位置與要求在豐山第一開閉所904開關、豐山第三開閉所924開關、10kV頂豐Ⅱ回955線路新城支線非15桿各新增某重工企業的下網關口計量表一個，共新增三個關口計量表。將某重工企業原有下網關口計量表，視為用于計量用電客戶自用電量計量表。在某重工企業1#光伏開關室10kV并網點911開關；2#光伏開關室10kV 并網點911開關；3#光伏開關室10kV并網點911開關，3個并網點分別設置并網電能表，用于 光伏發電計費補償。2.技術要求(1)電能計量裝置的配置和技術要求應符合DL/T 448和DU/T 614的要求。電能表采用智能電能表，至少應具備雙向有功和四象限無功計量功能、事件記錄功能，配有標準通信接口，具備本地通信和通過電能信息采集終端遠程通信的功能，電能表通信協議符合DL/T 645。(根據結算精度要求，必要時應具備698通訊協議)。(2)10kV關口計量電能表精度要求不低于0.5S級，并且要求有關電流互感器、電壓互感器的精 度需分別達到0.2S、0.2級。計量用互感器的二次計量繞組應專用，不得接入與電能計量無關的設備。(3)電能計量裝置應配置專用的整體式電能計量柜(箱),電流、電壓互感器宜在一個柜內，(4)并網點計量柜安裝專變采集終端，將信息傳輸到用電信息采集系統，應按照《福建省電力 有限公司專變采集終端安裝規范》(營計〔2011〕86號)中的有關規定設計。(5)光伏并網計量點應加一面計量屏，且都要有獨立的負控小室和計量小室；需各增加一組負 控獨立的電壓電流互感器，計量裝置等級應與計量CT、PT一樣。3.計量信息統計與傳輸計費表采集信息通過專變采集終端接入計費主站系統(電費計量信息)和光伏發電管理部門 (zhengfubumen或zhengfuzhiding部門)電能信息采集系統(電價補償計量信息),作為電費計量和電價補貼依據；各表計信息統一匯集至計量終端服務器。關口點電能計量裝置應滿足《電能計量裝置技 術管理規程》(DL/T448-2016)要求，關口電能計量裝置的設計方案、施工圖須經漳州供電公司 電能計量專業審查合格后方可實施。2.2.4. 電能質量在線監測需求根據Q/GDW10651—2015《電能質量評估技術導則》的相關要求；通過10(6 kV～35kV電壓等級并網的變流器類型電源應在公共連接點裝設滿足GB/T19862要求的A級電能質量在線監測裝置，以滿足接入福建電網電能質量監測子站通信機的接入規范，對電壓、頻率、諧 波、功率因數等電能質量參數進行監測，電能質量監測數據應至少保存一年。本項目在豐山第一 開閉所904開關、豐山第三開閉所924開關、10kV頂豐Ⅱ回955線路新城支線#15桿、某重工企業光伏開關站3個并網點處分別裝設一套電能質量在線監測裝置。本項目應在并網前向縣供電公司提供由具備相應資質的機構出具的電能質量在線監測設備檢測報告。光伏電站應滿足《國網福建電力做好中低壓分布式電源接入系統優質服務指導意見》(閩電發展〔2022〕381號)有關電能質量要求的規定，當接入配電網的分布式電源導致公共連接點 電能質量不滿足相關要求時，運營管理方應在規定時間內采取改善電能質量措施，未采取治理措 施或采取改善措施后電能質量仍無法滿足要求時，電網運營管理部門采取斷開該分布式電源管控措施，直至電能質量滿足要求時方可重新并網。通過10KV電壓等級并網的分布式電源，應具備低電壓穿越能力和高電壓穿越能力，高低 電壓穿越的考核曲線應滿足現行技術規范要求。通過10(6)kV～35kV電壓等級并網的分布式電源，應在并網運行后6個月內向縣供電公司提供運行特性檢測報告，檢測結果應符合Q/GDW10651—2015《電能質量評估技術導則》的相 關要求。分布式電源接入電網的檢測點為電源并網點，應由具有相應資質的單位或部門進行檢測，并在檢測前將檢測方案報縣供電公司調控中心備案。在新(擴)建諧波源用戶投運后，縣供電公司營銷部組織對用戶諧波進行測試。如發現評估不超標而實測超標的用戶，縣供電公司營銷部應對該用戶下發諧波整改通知，及時落實用戶諧波治理措施。2.2.5. 電力安全防護需求根據能監局36號文及國家電網公司二次安防要求，配電自動化通道需要加裝安全防護設備。本工程應配置1.臺縱向加密認證裝置，且在電力監控系統投運前應通過具有國家認證許可的 安全評估機構進行安全評估工作，并向縣調提交安全評估測評報告。業主單位需內部集控信息進行遠程監視時，不得與傳送上級調度單位共用傳輸設備，不得使用相同的傳送規約和端口。2.3. 配置設備清單2.4. 現場應用圖3系統功能3.1. 實時監測Acrel-1000DP分布式光伏監控系統人機界面友好，能夠以配電一次圖的形式直觀顯示配電線路的運行狀態，實時監測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態監視各配電回路斷路器、隔離開關、地刀等合、分閘狀態及有關故障、告警等信號。同時可以設計整體界面，供用戶選擇對應配電房對應光伏組件或高壓部分進行查看。3.2. 逆變器監視在逆變器監控圖中，可以直接查看該回路詳逆變器的交直流兩側電壓電流情況、輸入功率、輸出功率、逆變器的溫度等信息。并根據項目光伏發電實際接入情況，分開查看對應光伏逆變器組件數據。3.3. 網絡拓撲圖系統支持實時監視接入系統的各設備的通信狀態，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態，發生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。3.4. 曲線查詢在曲線查詢界面可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數等曲線。4結語在“雙碳”背景下，隨著分布式新能源的廣泛建設，高滲透率分布式光伏接入配電網后勢必產生的電壓問題，因此在促進分布式光伏并網過程中需要一套安全可靠的分布式光伏監控系統解決方案，為用戶、電網助力分布式光伏高比例有序并網，強化分布式光伏的統一管控，推動分布式光伏和大電網的協調運行，搭建數據透明、調控便捷、能源互動的新型分布式新能源調度管理體系。