大型并网光伏发电项目接入系统的分析研究

刘东斌

（金川集团股份有限公司规划发展部，甘肃 金昌 737100）

并网光伏发电项目建设是加快我国能源结构调整，发展低碳经济，开创未来经济科技发展方向的重要措施。金川集团股份有限公司十分重视可再生能源的开发和利用，分期规划建设了200MWp并网光伏发电项目。200MWp并网光伏发电项目属于大型光伏项目，如何既好又快的建设新型能源项目，保证系统和光伏电站的稳定运行，解决面临的技术难题，是相关技术人员应该积极投入讨论的课题。

1 200MWp并网光伏发电系统组成及主接线方案

200MWp并网光伏发电系统主要包括多晶硅太阳能电池、光伏阵列防雷汇流箱、直流防雷配电柜、500kW光伏并网逆变器（无隔离变压器）、0.27/35kV（1000kVA）升压变压器、高压配电装置、环境监测及监控装置、系统的防雷及接地装置等。采用分块发电、集中并网方案，将系统分成200个并网发电单元，合计 40个联合单元组合后经二次升压至110kV升压站后，分回路送出至电网。

2 光伏发电系统并网接入模式、规划设计要求及接入方案的选择

2.1 接入模式

200MWp并网光伏发电系统采用不可调度式并网发电模式，相比于可调度式光伏并网系统，减少了储能环节。对于发电量的增加和减少，完全由电网调度统一平衡管理。

2.2 并网接入系统规划设计要求

1）接入容量

合理地确定接入电网的机组容量能够保证光伏发电的可靠性和安全性。并网接入容量对系统总负荷具有一定比例，比例越高，系统备用容量要求越高，否则将会影响系统的安全稳定运行。根据光伏运行特性及系统调峰的要求，并网接入容量一般按系统总负荷的30%以下考虑为宜。常规电源接入容量在考虑系统稳定时，按系统总容量的8%～10%选取考虑。

2）接入电压等级

大型并网光伏电站电压等级主要根据并网容量、电网接纳能力、系统配置来考虑。送入容量越大，要求接入的电压等级就越高。一般要求，200kW以下的机组接入400V电网，200～6000kW的机组以10kV电压等级接入电网，单机容量100～200MW的机组，一般宜接入110～220kV电压电网。

200MWp并网光伏发电系统分期规划总装机容量200MW，初步考虑按110kV电压等级接入，同时根据对公网的保护隔离需求，也可以考虑按用户330kV变电站的接入。

3）电能质量技术标准及要求

根据《光伏电站接入电力系统技术规定》的要求，并网光伏发电站电能指标主要有谐波和波形畸变的限值要求、直流分量、频率允许偏差范围、公共连接点的电压偏差限值、电压不平衡度的数值、电压波动和闪变的具体要求，还提出了各项标准指标。

同时，规定了有功功率控制、最大变化率、起动和停机的要求；规定了无功容量及无功电源、运行电压及调节、运行测试及通信、信号的要求等。在《光伏系统并网技术要求》中，规定了并网系统在运行异常及故障时的并网保护，主要有过、欠电压、过欠频率、防孤岛效应、恢复并网时间要求、防雷接地、短路保护、隔离和开关设置、逆向功率保护等措施。还提出了绝缘、耐压、接地、隔离等安全防护要求。

上述电能质量及保护的规定，为光伏制造厂家、设计单位、并网管理单位、电站运行单位提供了共同遵循的依据。

4）并网管理措施及要求

并网调度管理单位根据国网要求，为保证系统安全、稳定运行，除了对电能质量和保护进行了具体规定外，还提出了具体措施，也为设计单位提供了设计参考，为运行单位提供了应遵循的原则。一般有：

（1）新建光伏电站在升压站接入系统应应具备提供实时信息的条件。主要包括并网状态、光照数据（辐照度、空气温度等）、逆变器运行信息（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、升压站潮流信息及关口点电能信息。

（2）光伏电站应在升压站安装故障录波仪，记录故障前10s到故障后60s的情况，按电网要求配备至省调和所属地调的数据网络传输通道。

（3）光伏电站起动送电前须提供光伏电站运行特性的测试报告。测试应包含以下内容：光伏电站有功功率控制能力、无功/电压控制能力、电能质量、低电压耐受能力、相关涉网保护、运行特性及省调要求的其他并网调试项目。

（4）光伏电站应参与地区电网无功平衡及电压调整，保证并网点电压，满足电压控制曲线。

（5）光伏电站应定期每日提交次日光伏发电功率申报曲线，由省调根据电网运行情况，编制光伏电站次日计划曲线。可以根据太阳辐照度变化情况，当波动范围超过计划值的±20%及以上时，必须提前申请修改计划曲线。

（6）光伏电站根据上级调度确定相应运行模式。主要有：最大出力模式、恒出力模式、无约束模式、联络线调整模式。调度根据光伏电站相关送出潮流约束情况，下达光伏发电出力曲线。

（7）光伏电站应配置有功功率控制系统，具备有功功率调节能力，接收并自动执行省调发送的有功功率控制信号，确保光伏电站有功功率值符合给定值。光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。 在电网紧急情况下，光伏电站应能快速自动切除部分逆变器乃至整个光伏电站。

（8）光伏电站须安装动态无功补偿装置，补偿容量应满足要求。功率因数应能够在-0.98～+0.98范围内连续可调。光伏电站在其无功输出范围内，能够根据并网点电压水平，调节光伏电站的无功功率、无功补偿设备投入量以及调整变压器的变比，具备参与电网电压调节的能力。

（9）光伏电站应配置电能质量监测设备，实时监测的光伏电站电能质量，符合国网相关技术规定，并按照调度要求上传有关信息。

（10）光伏电站还应具备常规变电站的一般功能，如远方操作功能、频率表等。

2.3 接入系统方案的选择

1）电网特点

金昌电网有330kV金昌变电站3座；110kV变电站11座，总计容量达到3000MW，形成了主要以金昌变、双湾变、东大滩变等3座330kV变电所互为备用为主干网络的供电系统。其中110kV电网作为高压配电网主供电网络，依据上级电网和电源的分布，形成了以永昌电厂、金昌变、双湾变、东大滩变及宁变为供电电源的供电网络。

2）系统接入方案的规划选择

电源接入规划内容主要包括根据电力负荷预测分析、电网电源规划情况，经过电力电量平衡，及潮流计算、稳定计算、短路电流计算、无功补偿计算等电气计算，最终确定系统接入方案。

受光伏项目所处的位置、上网半径内电网结构、电网内现有电压等级的配置等因素的影响，规划设计从传输效率、电网资源、技术要求、就地平衡消纳情况考虑，分别提出从双湾变、东大滩变、宁变的110kV间隔接入和从双湾变、东大滩变的330kV间隔接入的方案。初步考虑了110kV和330kV两种接入方式合计5个方案。最终的确定，由电网公司综合各方面因素考虑。

3 影响并网接入系统的要素分析

1）并网逆变器输出电能品质的影响

光伏发电系统的发电主要核心是光伏组件和逆变器，电能品质的变化产生及调节与传统电源完全不同，具有逆变器谐波和抗过流能力差的缺点，存在潜在污染的可能性。

因此，并网光伏系统使用的并网光伏逆变器必须具有高品质的电能输出。目前，太阳能光伏逆变器都配置有高性能滤波电路，使得并网光伏逆变器交流输出的电能质量初步满足公共电网的电能质量的各项要求。

对于并网光伏电站输出的电能品质，电网运行管理单位也采取了不同的控制管理措施，主要包括光伏电站配置要求、测试标准和手段，以及保护、切除、隔离措施等。

2）并网光伏发电的运行特性影响

根据统计资料表明，通常在实测天气条件下，理想模型的光伏发电出力特性是：考虑夜间，出力分布＜10%占大部分；不考虑夜间，出力范围很广，从40%～90%峰值出力的概率在10%以上。最大出力时间集中在12:00－15:00。

这种运行特性，导致并网光伏发电系统由于光资源特性而产生的不规律性、间歇性、波动性以及发电设备逆变器谐波及抗过流能力差、光伏电池暂态无惯性等特点，也决定了光伏发电出力特性的特殊性。

因此，并网光伏发电的起伏波动，一方面对负荷用户存在扰动的可能；另一方面，电网配置要考虑实时进行负荷平衡，配备必要的备用容量。

3）光伏电站容量的大小对系统的影响

并网光伏发电容量（即并网光伏最大出力与系统最大负荷的比值）的增加，给电网的规划、运行、安全和稳定带来新的难题。

具体表现在对传输电网规划电网冗余度、大范围的资源配置能力、远距离输电技术、电网控制技术的影响，对配电网规划中的配电网容载比、配电网自动化技术及保护、计量、通信、自动化的二次系统的规划，对电源规划中的常规电源的建设规模、调峰电源需求、常规电源调节能力都存在相当程度的影响。

金昌电网供电能力达到3000MW，最大负荷达到920MW。按20%计算，系统满足200MWp并网光伏的能力。

4）对电力系统调峰的影响

根据相关研究资料表明，当光伏最大出力容量占系统最大负荷比例小于10%时，接入后等效最大峰谷差达到20%，光伏电站对系统调峰影响较小。当光伏最大出力容量占系统最大负荷比例达到50%时，接入后等效最大峰谷差达到62.3%，常规火电机组不能随意起停，当达到50%时，系统调峰能力将不能满足要求。

5）对系统暂态稳定的影响

并网光伏发电具有光伏电池电磁暂态无惯性的特点，不具备传统电源的稳定特性，在发生电网异常时，出现短路故障、失电和过流时即从网上切除，进一步影响系统的频率调节，降低了系统的可靠性。

6）出现短路及低电压时光伏组件的保护功能对系统的影响。

由于具有“在系统发生故障时，停止输出，断开与电网的联系”的特点，不能考虑作为应急电源，对于大型光伏电站集中接入，在系统发生故障时，还有可能产生故障堆积效应，扩大故障范围。这就与常规的系统安全自动稳定装置的配置带来难题，对相应的系统稳定措施要专项考虑。

4 光伏发电并网规划设计时应注意的事项及建议

1）光伏发电系统的配置与检测功能必须完备，并达到相应国家标准。

2）系统自动稳定装置应根据光伏特性相应设置，调压、调频、调功、自动电源投入、自动按频率减负荷、自动重合闸等功能均与传统意义的设置有所区别，光伏元件的选择及控制功能的配置必须具备相应的条件。

3）系统的接口处理包括了逆变器参数监控与通信、光伏电站升压变参数的监控与通信、系统接入升压变的监控与通信。在这三级接口处理中，要考虑分层、分类、分区的处理方式，既要保证光伏电站的安全、稳定运行，也要保证系统的安全稳定，尤其对于大型光伏电站的切除，要考虑逐级切除措施。

4）对于目前光伏电站本体发展快、配套电网配置跟不上的现状，可以充分考虑分期、分批、多接点接入，应尽量避免大型光伏电站集中接入电网的方式。

5）对光伏电站的设计，与传统意义的发电不同，要全面考虑采用新技术。在检测项目上，不仅考虑被动测量电压幅值、频率冲击、谐波、相位跳变，还要考虑主动改变系统输出功率及负载、主动改变频率漂移措施等。重点落实影响光伏电站与电网运行的电压电流控制技术、负载启动性能及快速响应、系统各种保护功能等关键技术。目前，光伏控制领域提出了智能控制、微电网的概念，全面落实各项控制措施将是全行业努力的方向。

6）尽快加速系统光伏配套备用容量的建设。当前，包括金川集团200MWp规划项目在内，金昌市报送光伏发电项目合计870MWp，但金昌市总体负荷按2011年统计为920MW，近期内全面建设所规划的容量，对电网安全是一个巨大的挑战。由于光伏出力的不稳定性，系统配备的旋转备用容量需要大幅配套。应该考虑，在系统统一规划的前提下，就地平衡，合理配置资源，降低远距离输送，并集中社会优势资源，加快配套备用容量的建设，为光伏发电的稳定性创造良好条件。

7）利用甘肃风光能源的优势，加快配套输送电网建设，尽快形成电力外送的格局。金昌地区地处西部，日照时间长，太阳能资源丰富，地域开阔平坦，年平均辐射总量在6156MJ/m2，具备利用戈壁荒滩建设大型光伏电站的优越条件。但电网外送条件还不具备大批建设光伏电站的条件。目前，青海、内蒙、宁夏均提出百万千瓦光伏规划。根据国家可再生能源中长期发展规划，至2030年光伏发电比例在我国能源结构中占主要比例。甘肃省在这经济转型跨越的关键时刻，应该充分利用这个契机，加快电网输出建设将是一个明智的选择。

5 结论

光伏发电作为国家倡导的新能源项目，在西部地区得到了迅猛发展，成为众多企业转型跨越发展的最新投资领域。然而，光伏发电项目的飞速发展又受到接入电网众多技术条件的限制。一方面电网配套建设不足；另一方面，电网对接入的光伏发电也存在诸多要求。通过对并网光伏系统接入系统的初步分析与研究，可以为相关投资企业提供一个借鉴。

[1]GBZ19964《光伏电站接入电力系统技术规定》.

[2]GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》.

[3]电力工业部电力规划设计总院编.电力系统设计手册.北京:中国电力出版社, 2005:46-353.