分布式光伏电站并网技术方案浅析

蒋从伟（国网安徽省电力公司蚌埠供电公司，安徽蚌埠233000）

分布式光伏电站并网技术方案浅析

蒋从伟（国网安徽省电力公司蚌埠供电公司，安徽蚌埠233000）

光伏发电的接入系统设计要求规范化、标准化，在接入系统方案的编制过程中，涉及到系统一次、系统继电保护及自动装置、系统自动化等专业领域，本文主要针对相关的难点及重点加以分析，以供同行参考与借鉴。

分布式光伏电站；接入系统；并网技术

1 引言

根据国家产业政策，政府积极鼓励光伏产业发展，支持光伏发电并网，并出台了相关优惠政策，发展光伏项目在保护环境、节能减排、优化电源结构、提高地区电网自身供电能力等方面具有显著的优势。光伏发电的接入系统设计要求规范化、标准化，既要保证光伏电源的可靠并网，又要确保电网的安全稳定。

2 光伏发电的分类

光伏发电分为以下三类：纳入国家地面光伏电站指标的光伏电站、纳入国家分布式光伏发电指标的光伏电站 （简称“分布式光伏电站”）以及分布式光伏发电项目。三类容量之和为地区光伏发电项目的总规模。

第二类分布式光伏电站是指 《国家能源局关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》（国能新能[2014]406号）提到的在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35kV及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过2万kW且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目。

本文以第二类分布式光伏电站为研究对象，结合安徽省能源局及安徽省电力公司的相关文件，针对光伏接入系统的技术方案进行分析研究。分布式光伏电站并网的技术方案应遵循 《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GBT19964-2012）、《光伏发电站接入电力系统设计规范》（GBT50866-2013）及《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）等相关规程规范，同时仍需结合各地区的电网相关文件进行特异化分析。

3 并网技术方案分析

分布式光伏电站接入系统方案编制过程中，涉及到系统一次、系统继电保护及自动装置、系统自动化等相关专业领域，涉及面广，需按照建设规模、工程特点、发展规划和电力系统条件合理去编制并网的技术方案。本文主要针对相关的难点及重点加以阐述，对于规程规范要求的常规配置不再赘述。

3.1 电力平衡及消纳能力的研究

在编制接入系统方案时，应根据负荷预测及电源规划，进行电力平衡分析，对于光伏项目较为集中的地区，应以地区或变电站供区为单位，进行电网消纳能力的研究。

（1）对于以220kV、110kV变电站供区为单位进行电网消纳能力测算应遵循以下原则：

①分析变电站35kV间隔资源情况，应充分考虑电网规划的预留间隔、已答复供电方案的客户间隔、是否具有间隔扩建余地等因素，再进行间隔接入能力校核。

②220kV、110kV变电站和线路的可消纳容量测算时考虑以下条件：系统正常运行方式下，计列变电站最小负荷，且光伏电站最大出力（最大出力按装机容量的80%计列）时，考虑多个光伏出力同时率（最大出力同时率可取0.9～0.95），通过各电压等级接入该变电站的光伏电站所发电力允许通过主变全部上送且不超过主变、线路限额。

③若有其它小电源接入系统变电站，应一并考虑消纳能力测算。

（2）对于地区总消纳容量应综合考虑地区已并网、在建的电源项目，按照自下而上、分层分区的原则，逐站、主变、逐线计算电网可消纳容量。安徽省按照“先建先得”的原则分配电网消纳容量和地区拟备案开工的指标规模。当变电站剩余可消纳容量不能满足接入新项目要求或地区已审规模超过省能源局下达当年指标规模的2倍时，电网企业将告知项目业主和市发改委（能源局），暂停受理变电站供电区域或地区接入相关业务。

3.2 系统继电保护及安全自动装置

分布式光伏电站接入系统一般采用35kV电压等级，两种接入方式，一是专线接入系统变电站，此为首选，若条件不具备，也可采用T接线路接入系统。

35kV专线接入系统变电站时，建议并网线路两侧配置光纤电流差动保护；35kV T接线路接入系统时，宜配置三端光纤差动保护，不具备条件时，可配置常规距离保护或电流保护。

需要关注以下几个重点：

（1）电源并网后，为满足上级线路重合闸投入要求，建议在上级线路主电源侧配置单相PT，实现检无压重合闸；目前部分编制单位在做技术方案时未考虑检无压重合闸，认为通过光伏电站的防孤岛保护或其它安全自动装置可以确保无压重合。笔者认为必须校核重合闸时间是否与电源并、离网控制时间相配合，并与电网调度部门充分沟通后，谨慎处理。

（2）上级变电站已配置备自投装置时，应增设跳电源并网开关的二次回路。上级变电站为终端变，主变未配置间隙零序电压和零序电流保护，应按规程要求配置，并在动作时联跳电源并网开关。

上一级变电站一般为220kV或110kV变电站，部分变电站为智能站，按照国网公司的通用设计，220kV或110kV侧采用智能化设备，采用GOOSE网跳闸，而35kV的保护按常规保护配置，备自投和零序保护联跳并网开关时涉及到两种不同系统之间的接口问题，编制单位往往会忽视这个问题，在做接入系统方案时未充分考虑具体实施方案及相关费用。目前常用的方法是将原有的35kV常规保护装置更换为带有光口跳闸输入的保护装置。

（3）在光伏电站接入后，上级负荷线路形成双端电源线路，原负荷侧宜配置线路保护，因光伏电站提供的短路电流取额定电流的1.0～1.5倍之间，其提供的短路电流值较小，保护整定相对困难，灵敏度可能受限，编制单位必须综合考虑各种因素，进行详细的保护整定计算，并与电网企业的保护专业充分沟通后，再确定是否加装保护装置。

3.3 系统调度自动化

安徽省现行调度规程对省调直接调度的电源管辖范围划分如下：

总装机容量达30MW及以上的光伏等新能源电源（站）的发电设备，属于省调调度管辖，装机规模小于30MW的，属于地调调度管辖。

3.3.1 电能计量

光伏发电站电能计量点（关口）原则上设在光伏发电站与电网的产权分界点。产权分界点的设置取决于发电企业与电网公司的出资方式。根据《安徽省能源局关于加快分布式光伏发电项目建设等问题的通知》（皖能源新能 [2014]173号）要求，由市发改委（能源局）组织发电企业与电网公司共同协商研究送出工程建设方式及投资方式，市改委（能源局）以正式的会议纪要等书面形式予以明确。鉴于光伏发电项目建设的紧迫性，目前安徽省大多由发电企业出资建设接入工程。

接入工程由发电企业建设时，若采用35kV专线接入系统变电站，计量点一般设置在系统侧变电站，关口表按主/副方式配置，光伏发电侧设置校核关口表；若35kV T接线路接入系统时，产权分界点位于T接点，一般不适宜安装电能计量装置，关口计量点可由光伏发电站业主与电网企业协商确定。

根据光伏电源的发展情况，国家实时调整光伏电站上网电价，考虑到分期建设的光伏项目在纳入补贴目录、国家资金拨付以及电价批复上均可能出现不一致的情况，除常规配置上网结算关口外，应在发电侧设置能够区分分期发电量的关口表，以便于后续对分期项目的电费和补贴进行分别结算。3.3.2同步相量测量装置的配置原则

根据规程规范，220kV及以上接入的光伏发电站应配置同步相量测量装置（PMU），而安徽电力调度控制中心的《安徽电网2016年网源协调工作会会议纪要》（调 [2016]27号）要求：安徽省调管辖的并入35kV及以上电网的光伏电站应建设网源动态性能在线监测功能，并将相关信息通过PMU及调度数据网接入省调源网动态性能在线监测主站。故总装机容量达30MW及以上的光伏电站需配置一套同步相量测量装置。

3.3.3 无功电压控制系统的配置原则

根据安徽电力调度控制中心的《安徽电网2016年网源协调工作会会议纪要》（调[2016]27号）要求：为提升安徽各级电网无功电压调节能力，各相关发电企业应配合调度机构开展“全网优化AVC系统”建设，35kV及以上并网的新能源机组2016年底前，全部接入地调AVC系统。故以35kV电压等级接入电网的光伏电站需配置一套无功电压控制系统。

3.3.4 自动化设备配置明细

根据规程规范及安徽省电力公司的相关文件，光伏电站的自动化设备配置如下：

光伏总装机规模小于30MW的，属于地调调度管辖，光伏电站一般需配置1套电能量采集装置、1套电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护、1套全站时间同步装置、1套光伏发电功率预测系统、1套有功功率控制系统、1套无功电压控制系统、1套电能质量在线监测装置。

光伏总装机规模30MW及以上的，属于省调调度管辖，需额外增设以下设备：1套电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护、1套同步相量测量装置、1套调度生产管理系统。

4 结束语

光伏发电接入系统设计应从全局出发，统筹兼顾，按照就地消纳、技术先进、近远期适应性强、运行灵活可靠、源网协调发展等原则考虑。本文探讨了分布式光伏电站并网的相关技术问题，以供技术方案编制人员参考与借鉴。

[1]《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GBT19964-2012）.

[2]《光伏发电站接入电力系统设计规范》（GBT50866-2013）.

[3]《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW 617-2011）.

TM615

A

2095-2066（2016）24-0094-02

2016-8-13

蒋从伟（1968-），女，高级工程师，本科，主要从事电力规划和设计评审工作。