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ICS 28.240 CCS P 63
37
山 东 省 地 方 标 准
DB37/T 4975—2025
分布式光伏直采直控技术规范
Technical specifications for direct acquisition and control of distributed photovoltaics
2025 - 12 - 29 发布 2026 - 01 - 29 实施
山东省市场监督管理局 发 布
DB37/T 4975—2025
目 次
前言 II
1 范围 1
2 规范性引用文件 1
3 术语和定义 1
4 总体要求 2
5 总体架构 2
6 10(6)kV 分布式光伏接入要求 3
6.1 通信关系 3
6.2 AGC 功能要求 3
6.3 性能要求 3
7 380V 分布式光伏接入要求 4
7.1 通信关系 4
7.2 AGC 功能要求 4
7.3 通信要求 4
8 网络安全防护要求 4
8.1 安全分区及防护要求 4
8.2 通信防护要求 4
9 调度主站技术要求 5
9.1 通用要求 5
9.2 技术要求 5
9.3 调节功能要求 5
10 直采直控运行要求 5
10.1 并网前要求 5
10.2 并网后要求 5
附录 A(资料性) 多功能集成网关接入调度主站示意图 7
I
DB37/T 4975—2025
前 言
本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由山东省能源局提出并组织实施。
本文件由山东省能源标准化技术委员会归口。
本文件起草单位：国网山东省电力公司德州供电公司、国网山东省电力公司、山东华科信息技术有限公司、国电南瑞南京控制系统有限公司、山东电工电气集团数字科技有限公司、山东翰林科技有限公司、国网山东省电力公司超高压公司、国网智能科技股份有限公司。
本文件主要起草人：刘春秀、郭昌林、周在彦、李龙潭、夏滨、王安宁、李慧聪、刘磊、耿玉杰、宋仕杰、崔朝丽、李娜、许晓敏、王志强、刘璇、刘奕敏、葛杨、杨会轩、丁学田、刘佳、刘矞、赵岩、刘仰韶、薛志伟、万玉超、金桂玥、滕淳先、李宁宁、马歆哲、王坤、苏明、张瑞照、顾云汉、雷成锋、张玉琪、王文新、段英杰、郑雅男、张政、闫瑞雪、孔瑞曦、李兴、段清天、窦立坤、任彦超、孙记冉、董亚伟、胡国瑞、李茂兴、李思雨、扈筱薇、张居坤、张晓辉、李兵、唐述刚、章一丹、王舒炜、王培芝、韩欣月、王选文、韩绍武、李嘉洋、王贤华、李斌、王震。
II
DB37/T 4975—2025
分布式光伏直采直控技术规范
1 范围
本文件规定了分布式光伏直采直控的总体要求、总体架构、10(6) kV分布式光伏接入要求、380 V分布式光伏接入要求、网络安全防护要求、调度主站技术要求、直采直控运行要求。
本文件适用于10 kV及以下电压等级并网的分布式光伏系统的规划、设计、建设和运维。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GB/T 26399 电力系统安全稳定控制技术导则
GB/T 29319 光伏发电系统接入配电网技术规定
GB/T 31366 光伏发电站监控系统技术要求
GB/T 31464 电网运行准则
GB/T 33592 分布式电源并网运行控制规范
GB/T 33593 分布式电源并网技术要求
GB/T 36572 电力监控系统网络安全防护导则
DL/T 634.5101 远动设备及系统 第5-101部分：传输规约基本远动任务配套标准
DL/T 634.5104 远动设备及系统 第5-104部分：传输规约采用标准传输协议集的IEC60870-5-101网络访问
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1
分布式光伏发电系统 distributed photovoltaic generation system
在用户侧开发、在配电网接入，利用太阳能电池的光生伏特效应，将太阳辐照能转换成电能的发电系统。
[来源：GB/T 29319—2024，3.1，有修改] 3.2
分布式光伏直采直控 direct acquisition and control of distributed photovoltaic
电网调度系统与分布式光伏发电系统通过通信网络连接，实现分布式光伏出力的直接采集和调控。 3.3
自动发电控制 automatic generation control;AGC
通过自动控制程序，实现对控制区内各发电机组有功出力的自动重新调节分配，以维持系统频率、联络线交换功率在计划目标范围内的控制过程。
注：AGC是由主站自动控制程序、信息传输通道、信息接收装置(远方终端)、机组协调控制系统(电厂监控系统)、
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执行装置、发电机组自动化装置等环节组成的整体。
[来源：GB/T 31464—2022，3.2.11] 3.4
公共连接点 point of common coupling
光伏发电系统接入公用电网的连接处。
[来源：GB/T 29319—2024，3.2] 3.5
并网点 point of connection
对于有升压站的光伏发电系统，是升压站高压侧母线或节点;对于无升压站的光伏发电系统，是光伏发电系统的输出汇总点。
[来源：GB/T 29319—2024，3.3]
4 总体要求
通过10(6)kV及以下电压等级并入配电网运行的分布式光伏发电系统，应具备可观、可测、可调、可控能力，实现电网对分布式光伏的实时监视和调控，提升分布式光伏可调控能力，提高电网的接入承载力，满足电网安全稳定运行要求。
5 总体架构
分布式光伏和电网之间应建立直采直控架构，满足分布式光伏接入要求、网络安全防护要求、调控主站技术要求和运行管理要求，整体架构如图1所示。
电力调度机构
安全防护设备
调度主站
安全防护
设备
公共电网
通信网络10(6)kV并网
10(6)kV汇流线路
通信网络
10(6)kV线路
10(6)kV线路
公共
配电变压器
升压变压器或
其他升压技术装备
升压变压器或
其他升压技术装备
380V并网
380V公共线路
380V汇流线路
380V汇流线路
采集控制棒
多功能集成网关
采集控制单元
分布式光伏发电系统
分布式光伏发电系统
分布式光伏
发电系统
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图1 分布式光伏直采直控架构
6 10(6)kV 分布式光伏接入要求
6.1 通信关系
通过10(6)kV电压等级并网的分布式光伏发电系统应与调度主站进行遥测、遥信、遥控和遥调等数据双向交互，交互数据应符合GB/T 29319的规定。可采用无线虚拟专网、光纤专网等通信方式，通信规约应符合DL/T 634.5104和DL/T 634.5101的规定，见附录A的图A.1和图A.2。
6.2 AGC 功能要求
6.2.1 分布式光伏发电系统应具备自动发电控制能力，配置 AGC 子站，能够正确接收并自动执行 AGC主站下发的调节指令。
6.2.2 分布式光伏发电系统应将 AGC 子站运行信息实时、完整、准确地上送至 AGC 主站。
6.2.3 AGC 子站应采用标准的软硬件接口，具有良好的可扩展性，满足GB/T 31366 的要求。
6.2.4 在电网事故或紧急情况下，分布式光伏发电系统 AGC 应符合 GB/T 29319、GB/T 26399、GB/T 31464的规定，并具备闭锁或退出控制功能。
6.3 性能要求
6.3.1 响应时间
参与AGC主站闭环控制时，响应时间应不大于30 s。
6.3.2 调节速率
有功功率调节速率每分钟应大于光伏发电系统额定有功功率的5%，调节速率按公式(1)计算：
···································································· (1)
式中：
v ——有功功率调节速率;
Pd ——指令周期结束或光伏发电系统响应稳定时的实际出力;
Pp ——指令周期开始时光伏发电系统实际出力;
——光伏发电系统额定有功功率;
T ——指令周期内光伏发电系统实际调节时间(分钟)，最大不超过指令周期。
6.3.3 调节精度
有功功率调节精度应小于光伏发电系统额定有功功率的3%，调节精度按公式(2)计算：
3
·····································································
(2)
式中：
——有功功率调节精度;
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Pd ——指令周期结束或光伏发电系统响应稳定时的实际出力;
Ps ——AGC主站下发的AGC有功调节指令目标设定值;
RY——光伏发电系统额定有功功率。
7 380V 分布式光伏接入要求
7.1 通信关系
并网点为380 V的分布式光伏逆变器单体直接或就地组网后，通过无线虚拟专网接入调度主站，上传相关遥测、遥信数据，接收并执行调度主站下发的控制指令：
a) 公共连接点为 380 V 的，采用逆变器单体直接接入或就地组网聚合接入方式;
b) 公共连接点为 10(6) kV 的，采用逆变器就地组网聚合接入方式。
7.2 AGC 功能要求
7.2.1 380V 分布式光伏应正确接收并执行调度主站下发的控制指令。
7.2.2 逆变器就地组网接入且额定有功功率在 100 kW 及以上的 380 V 分布式光伏应具备AGC 子站功能，能够接收调度主站控制指令并自动分解至逆变器执行，额定有功功率在 100 kW 以下的 380 V 分布式光伏宜具备 AGC 子站功能。
7.3 通信要求
7.3.1 逆变器单体直接接入方式
逆变器集成采集控制功能，并支持双路独立逻辑通信通道(一发双收)，同时与调度主站和逆变器厂商自有平台建立并维持独立通信连接。
7.3.2 逆变器就地组网聚合接入方式
逆变器就地组网方式可采用RS485等有线方式或低功耗安全加密无线方式。
8 网络安全防护要求
8.1 安全分区及防护要求
8.1.1 分布式光伏发电监控系统划分为生产控制区和管理信息区，根据具体情况可仅设置生产控制区，安全分区的原则应符合 GB/T 36572 的要求。安全分区内业务系统应具有高安全性和高可靠性，不应采用安全风险高的通用网络服务功能。
8.1.2 生产控制区到管理信息区的数据传输应采用电力专用横向正向安全隔离装置，只准许单向数据传输。
8.1.3 管理信息区到生产控制区的数据传输应采用电力专用横向反向安全隔离装置，只准许单向数据传输。
8.2 通信防护要求
8.2.1 公共连接点为 380 V 的、公共连接点为 10(6) kV 且额定有功功率在 100 kW 以下的分布式光伏，应配置支持国产商用密码算法的加密认证设备，实现与调度主站的身份认证、数据加密通信。
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8.2.2 并网点为 10(6) kV 的分布式光伏、公共连接点为 10(6) kV 且额定有功功率在 100 kW 及以上的分布式光伏，应配置电力专用纵向加密认证装置或集成电力专用纵向加密认证功能的设备，实现与调度主站的身份认证、数据加密通信。
8.2.3 逆变器采用无线就地组网聚合接入方式时，应基于国产商用密码算法实现身份认证和数据加密通信。
9 调度主站技术要求
9.1 通用要求
调度主站应具备分布式光伏采集和调控所需数据接入、调阅、分析，以及调节策略生成、下发、评价等功能，支持电网调峰、反向重过载调节等应用场景。
9.2 技术要求
应满足以下技术要求：
a) 具备变电站、10(6) kV 线路、分支、台区的图模拼接能力，实现拓扑贯通;
b) 具备线路、配变实时数据接入能力;
c) 具备本地区全部 10(6) kV 线路、分支、台区实时监视处理能力;
d) 具备与现货系统交互计划数据能力;
e) 具备本地区全部分布式光伏同时并发调节能力;
f) 数据处理、数据刷新频率为秒级;
g) 接入的分布式光伏运行信息符合 GB/T 33592、GB/T 33593 要求。
9.3 调节功能要求
调节功能应满足以下要求：
a) 支持根据电网电力平衡情况自动计算电网调峰需求;
b) 支持按照优先级、比例等多种分配策略分解下发调控指令，包括但不限于按照负荷率排序、额定有功功率比例等;
c) 判定配变、10(6) kV 线路、分支反送时，应实时生成反向重过载调节策略，分布式光伏发电调节比例可配置;
d) 支持调节效果评价。
10 直采直控运行要求
10.1 并网前要求
新建分布式光伏并网前应满足以下要求：
a) 按照 GB/T 33592、GB/T 33593 要求正确采集上送相关运行信息，并在并网后3 个月内，按照电力调度机构要求完成 AGC 并网试验并报送相关报告;
b) 分布式光伏运营管理方应向电力调度机构备案负责人员信息，人员变更时，应在现负责人员离岗前进行报备。
10.2 并网后要求
分布式光伏并网后应满足以下要求：
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a) 分布式光伏遵从电力调度机构的运行调度;
b) 与调度主站间的通道运行正常、上送数据准确;
c) 当电网需要时，电力调度机构可依据并网协议对分布式光伏进行调控;
d) 同一时刻分布式光伏只能接收并执行一个调控指令，电网调控指令优先级为最高级;
e) 分布式光伏不随意退出电网调度控制;
f) 及时排查并消除运行中发生的相关缺陷，如通道中断、数据异常、调控指令执行失败等。
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A
A
附 录 A
(资料性)
多功能集成网关接入调度主站示意图
多功能集成网关通过无线虚拟专网接入调度主站的示意图，如图A.1所示。
调度主站
安全接入区
无线虚拟专网
多功能集成网关
逆变器 逆变器 逆变器 逆变器
图A.1 多功能集成网关通过无线虚拟专网接入调度主站示意图多功能集成网关通过光纤专网方式接入调度主站的示意图，如图A.2所示。
调度主站
光纤专网
多功能集成网关
逆变器 逆变器 逆变器 逆变器
图A.2 多功能集成网关通过光纤专网方式接入调度主站示意图
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