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GB／T 42322-2023 能源互联网系统 主动配电网的互联.pdf简介：

GB/T 42322-2023 是中国国家标准，其全称为《能源互联网系统 主动配电网的互联技术规范》。这是一个关于能源互联网系统中主动配电网互联技术的指导性标准。能源互联网是一种新型的电力系统，它将电力生产、传输、存储和消费的所有环节紧密连接，通过先进的信息通信技术和智能控制技术，实现电力的高效、可靠和可持续供应。

主动配电网是指利用先进的控制技术和设备，能够自我调整和优化电力分配的配电网。在能源互联网的大背景下，主动配电网的互联主要指的是通过智能化的通信和控制手段，实现配电网与分布式能源、储能系统、电动汽车充换电设施等的双向互动，以及与其他电力网络的灵活连接，以提升电力系统的灵活性、可靠性和效率。

这个标准可能涵盖了主动配电网的设计、建设、运行维护以及数据管理等方面的要求，旨在推动我国主动配电网的发展，适应能源互联网时代的电力系统变革。

GB／T 42322-2023 能源互联网系统 主动配电网的互联.pdf部分内容预览：

国家市场监督管理总局 发布 国家标准化管理委员会

范围. 规范性引用文件 .. 术语和定义 通用要求 主动配电网的物理互联 5.1网架结构 5.2与分布式电源的互联……. 5.3与微电网的互联 5.4与电动汽车充换电设施的互联 5.5与储能的互联 5.6与用户的互联.….…. 主动配电网的信息互联 ... 6.1信息交互 6.2通信方式 6.3安全防护 主动配电网的信息物理融合·…… 附录A（资料性）交直流配电网典型互联方式 附录B（资料性）中压配电网直流侧电网结构

本文件规定了能源互联网系统下主动配电网互联的通用要求施工货梯安装施工方案，主动配电网的物理互联、信息互联， 信息物理融合等要求 本文件适用于能源互联网系统下主动配电网的规划设计与运行控制

4.1主动配电网是能源互联网系统的重要组成部分，其规划设计、运行控制及信息交互应与能源互联 网的架构体系相协调，以支撑能源与信息的互联互通。 4.2主动配电网规划设计应坚持面向用户供电可靠性的理念，满足安全、高效、灵活的电力传输与 配送。 4.3主动配电网应满足分布式电源、微电网、电动汽车、储能及各类用户的便捷灵活接人与消纳要求。 4.4主动配电网应综合运用电源侧、电网侧、负荷侧的各类灵活性资源，实现配电网主动运行与管 理，提升能源配置的效率水平。 4.5主动配电网应与能源互联网系统实现信息的深度共享与融合，并满足信息安全防护相关要求。

5.1.1 各层级主动配电网应相互匹配、强简有序、相互支援，支撑配电网安全灵活运行与分布式电源分

2.1 主动配电网与分布式电源的互联应符合GB/T33593等相关国家、行业技术标准的规定 2.2 在满足并网技术要求的条件下，分布式电源并网电压等级可按表1的规定确定

5.2.3分布式电源接入交流配电网公共连接点的电能质量应符合GB/T12325、GB/T14549、GB/T15543、 GB/T24337等相关标准的规定。 5.2.4分布式电源宜根据电网状况就近接人交流或直流配电网。 5.2.5接入单条线路的分布式电源的上送总容量不应超过线路的允许容量，接人本级配电网的分布式 电源的上送容量不应超过上一级变压器的额定容量以及上一级线路的允许容量， 5.2.6主动配电网接入分布式电源时，可配置储能装置，储能容量应根据技术经济分析结果确定。

5.3.1主动配电网与微电网的互联应符合GB/T33589等相关标准的规定。 5.3.2微电网的互联电压等级应根据交换容量，经技术经济比较后综合确定。 5.3.3并网型微电网接人交流配电网公共连接点的电能质量应符合GB/T12325、GB/T14549、 GB/T15543、GB/T24337等相关标准的规定。独立型微电网的电能质量要求应由用户与微电网运营 方协商确定。 5.3.4直流微电网宜就近接人直流或交流配电网，交流微电网宜就近接人交流配电网。

5.4与电动汽车充换电设施的互联

4.1 主动配电网与充换电设施的互联应符合GB/T36278、GB50966等标准的规定。 4.2 ：电动汽车充换电设施的供电电压等级应根据充电设备及辅助设备总容量，综合考虑需用系 时系数等因素，经技术经济比较后确定

5.4.3电动汽车充换电设施接人交流配电网时，其接入点的电能质量应满足GB/T12325、GB/T14549、 GB/T15543、GB/T24337等标准的规定。充换电设施站点应预留电能质量治理设备的安装位置。 5.4.4电动汽车充换电设施的用户等级应符合GB/T29328的规定。具有重大政治、经济、安全意义的 电动汽车充换电设施，或中断供电将对公共交通造成较大影响或影响重要单位正常工作的充换电站可 作为二级重要用户，其他可作为一般用户。

5.5.1主动配电网与储能的互联应符合GB/T36547等相关标准的规定。 5.5.2储能接入配电网的电压等级应综合考虑储能系统的额定功率、当地电网条件确定。 5.5.3储能中性点的接地方式应与所接人电网的接地方式相一致。 5.5.4储能接人配电网应进行短路容量校核，接人交流配电网的电能质量应满足GB/T12325 GB/T14549GB/T15543、GB/T24337等标准的规定。 5.5.5储能并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显断开指示的并网断开装置。 5.5.6储能接人配电网时，功率控制、频率适应性、故障穿越等方面应符合GB/T36547的相关规定。 5.5.7接入配电网的储能，作为电源时输出有功功率应采取移峰填谷、平滑功率曲线、提高电网供电可 靠性和运行效率等控制措施；作为应急电源的储能系统应具备孤岛运行能力，应能在上级配电网失电后 对应急负荷供电。 5.5.8与光伏互联的储能，应以一体化设备为技术导向减少设备的占地空间

5.6.1主动配电网与用户的互联应符合相关国家标准的规定，不应影响电网的安全运行及电能质量。 5.6.2用户的供电电压等级应根据当地电网条件、供电安全要求、供电可靠性要求、最大用电负荷、用 户报装容量等，经技术经济比较论证后确定。用户接人容量和供电电压等级可参考表2。对于供电半 径较长、负荷较大的用户，当电能质量不满足要求时，应与高一级电压网络互联

表2用户接入容量和供电电压等级参考表

5.6.3受电变压器总容量100kVA及以上的用户，在高峰负荷时的功率因数不宜低于0.95；其他用户 和大、中型电力排灌站，功率因数不宜低于0.90；农业用电功率因数不宜低于0.85。 5.6.4重要电力用户供电电源配置应符合GB/T29328的规定。重要电力用户供电电源应采用多电 源、双电源或双回路供电精装修工程细部节点构造标准做法 89页.pdf，当任何一路或一路以上电源发生故障时，至少仍有一路电源能对保安负荷供 电。特级重要电力用户应采用多电源供电；一级重要电力用户至少应采用双电源供电；二级重要电力用 户至少应采用双回路供电。

国家有关技术规范和标准要求。 5.6.6用户因畸变负荷、冲击负荷、波动负荷和不对称负荷对公用电网造成污染的，应按照“谁污染、谁 治理”和“同步设计、同步施工、同步投运、同步达标”的原则，提出治理和监测措施。 5.6.7主动配电网应为互联用户提供电力供应，电能质量应符合国家相关标准的规定。 5.6.8互联用户可控资源应能根据电网控制指令，主动响应电网侧需求，主动参与功率调节，实现用户 与配电网的友好互动

6.1.1主动配电网的信息模型应符合IEC61968公共信息模型以及IEC61850的建模规范。 6.1.2主动配电网的终端设备应设置本地和相邻终端设备的通信参数以及局部拓扑信息、通信协议和 数据交互列表，并生成相应的自描述配置文件。 6.1.3主动配电网控制系统应具备与电网相关自动化系统的运行控制信息交互的能力。控制系统应 分层设计，宜具备中心控制层、区域控制层和就地控制层三层控制体系。主动配电网控制系统架构可参 照图1

a）中心控制层：中心控制层属于长时间尺度的优化控制，时间响应宜为分钟级及以上，应以主动 配电网能量管理系统为核心，通过其他层次的配合采集整个配电网络的运行信息，通过全局优 化算法对配电网进行全局层面上的优化控制，对下层区域设定区域优化目标。中心控制层可 与现有配电主站集成或单独设置，也可在物联网应用架构的云平台中部署。 b）区域控制层：区域控制层应以区域控制器为核心，主要负责短时间尺度的区域功率统筹，宜以 秒级时间计算，应基于全局运行决策优化所给出的优化目标及参考信息对其所属范围内的分 布式电源进行局部自治优化，并通过分布式电源管理单元装置对不同类型的分布式电源进行 控制。在全局运行决策失去功能时也可自主决策并完成自身区域的自治运行控制与管理。区 域控制层可部署在配电子站中，在物联网应用架构中可在边缘计算节点中部署，实现云边协同

控制。 c）就地控制层：就地控制层属于短时间尺度功率控制，时间响应宜为秒级及以下，应以分布式电 源的控制单元为核心，对同一配电节点上同类型分布式电源进行调度。宜用于提高分布式电 源功率跟踪速度，同时可实现多个分布式电源的分配协调。 6.1.4主动配电网中各层级设备与相关设备之间应实现数据通信，收集下层设备、单元的运行工况及 有功功率、无功功率、电压、电流、功率因数等数据。 6.1.5主站与区域控制器的交互内容应包括区域控制器的通信链路状态、运行模式、拓扑信息、区域控 制器的控制参考值及控制参数等。 6.1.6区域控制器与就地控制器的交互内容应包括分布式电源/储能运行/充电桩/柔性负荷状态、有 功功率、无功功率等。 6.1.7区域控制器与区域控制器的交互内容应包括区域控制器的通信链路状态、运行模式、拓扑信息 区域控制器的控制参考值及控制参数等。 6.1.8主动配电网的控制系统可采用集中式或分布式控制模式，两者可互为后备。 6.1.9主动配电网的控制系统可通过IEC61968规定的方式与调度主站进行数据交互，确保电网的安 全运行。

6.2.1主动配电网的通信系统应满足配电自动化、用电信息采集、分布式电源、电动汽车充换电设施及 储能设施等源网荷储终端的远程通信通道接人需求，适配新兴业务及通信新技术发展需求。 6.2.2终端远程通信应根据主动配电网的业务性能需求、技术经济效益、环境和实施难度等因素，选择 适宜的光纤、无线、载波通信等通信方式。当中压配电通信网采用以太网无源光网络（EPON）、千兆无 源光网络（GPON)或工业以太网等技术组网时，应使用独立纤芯。 6.2.3无线通信包括无线公网和无线专网方式。无线公网宜采用专线接入点（APN）/虚拟专用网络 （VPN）、认证加密等接人方式；无线专网宜采用远距离无线电（LoRa）、紫蜂协议（ZigBee）等接人方 式·应采取双向鉴权认证、安全性激活等安全措施

主动配电网信息安全防护应符合GB/T36572、GB/T22239的规定，并满足安全分区、网络 横向隔离、纵向认证的要求。 具有控制要求的终端设备应配置安全模块，对来源于主站系统的控制命令和参数设置指令应 安全鉴别和数据完整性验证措施，以防范冒充主站对现场终端进行攻击、恶意操作电气设备。

DB13(J)／T 8360-2020标准下载主动配电网的信息物理融合