分布式电源接入配电网的方案选择及应用

皇甫超越

（江门电力设计院有限公司，广东江门529000）

0 引言

开发并网光伏发电项目是实现能源可持续发展的重要举措。光伏项目利用当地太阳能资源建设光伏电站，可以改善当地电力系统的能源结构，优化电源结构。本文主要针对江门新会地区的一个光伏并网方案进行详细分析。

1 分布式电源接入方案选择原则和方法

1.1 电网安全原则

分布式电源接入不应对现有配电网用户正常用电带来不良影响。在确定接入方案时，应以配电网的运行安全为前提，接入容量和接入点均充分考虑配电设备和用户端电压合格率等参数。对于三相平衡供电线路，分布式发电功率返送产生的电压偏差Δu（标幺值）如下：

式中，Pdn为返送有功功率（kW）；l为线路长度（km）；Un为额定电压（kV）；R0为线路单位长度电阻（Ω/km）；X0为线路单位长度电抗（Ω/km）；φ为功率因数角（rad）。

可见线路截面小（单位长度阻抗大）、供电距离远易产生电压越限；反之则先受到设备载流能力限制。

1.2 就地消纳原则

分布式发电一般用来满足当地负荷供电，以减少大规模输变电带来的电力损耗，但功率返送会对系统运行带来不利影响，因此就地消纳是分布式电源接入方案选择的第二原则。在方案选择时需尽可能精确测算发电与负荷的容量及时间特性，优先选择能使所发电能在本配电台区或上一级变电站供电区域内完全消纳的方案。

1.3 就近接入和灵活接入原则

选择确定分布式电源接入配电网方案是一个统筹分析发电与电网情况，互相协调、不断适应的过程，主要步骤如下：

（1）分析分布式电源发展规模与地域分布。如采用集中电站模式（10 kV或20 kV）接入，则初步确定电站规模和位置；如采用380 V（220 V）低压接入，则根据发电分布和配电台区地理划分情况初步确定各台区包含的分布式电源装机容量。当不能确定分布式发电采用何种模式接入时，可分别考虑不同方案类型。

（2）分析分布式发电的消纳方式和范围，计算校核配电网的适应性。根据当地负荷分布、特性和发电容量、特性分析接入台区可能产生的最大返送功率；总发电能消纳时还需计算各段线路的潮流情况并分析电压分布；如存在较大返送功率需定量计算此时各线路的最高电压和设备荷载情况。

（3）根据实际问题调整接入方案。当分布式电源接入线路末端使电压不满足要求时可将并网点尽量向上级配电出口靠近以降低线路电压抬升；当设备容量不足时需调整当前项目接入容量，分阶段并网并尽快开展配电网扩容改造。

在满足电网安全和保证消纳的基础上，可利用附近配电网设施以灵活的方式接入，以减少接入投资和建设改造的工程量。

2 光伏电站并网方案应用

本文以“新会李锦记光伏发电项目接入系统”为例描述方案选择原则的应用。

2.1 近区电网现况和工程项目装机容量制定

李锦记（新会）食品有限公司位于江门新会区，该厂区负荷约为3.9 MW，江门电网主要通过110 kV七堡站为其供电。该站主变容量为2×40 MVA，10 kV有出线8回，备用出线4回，其中有1回10 kV专线（包装线）接入厂区包装厂配电房10 kV母线，另有1回10 kV公用线路（南区乙线）为该厂的麻油厂和酱油厂供电。

根据现厂区仓库屋顶面积约46 875.31 m2的安装太阳能电池板位置，光伏发电项目装机容量可达3.5 MWp。整个厂区负荷约为3.9 MW，考虑0.9的同时率，最大用电负荷约为3.5 MW，本期光伏发电可以在包装厂10 kV配电房内全部消纳，满足光伏能源就地消纳原则。

2.2 并网电压等级选定

（1）110 kV电压等级接入。若以110 kV电压等级接入江门电网，光伏发电需将电压由380 V升为110 kV后接入，再经过变电站主变降压为10 kV电压为厂区负荷提供电力。从电网潮流来看，将形成潮流迂回现象，并产生线路和主变损耗。厂区内建设110 kV升压站，则增加建站费用，总投资较大。该方案不可行。

（2）10 kV电压等级接入。本期光伏发电项目可利用现有10 kV包装线专用线路上送电力，厂房屋顶光伏发电项目装机容量为3.5 MWp，可以10 kV电压等级接入包装厂10 kV配电房。从缩短供电距离及电力接地消纳的角度考虑，满足就近接入和灵活接入原则。

2.3 短路电流计算

根据光伏发电相关标准设计，七堡站10 kV侧母线短路时，光伏发电至短路点的短路电流按照1.5倍光伏电站额定电流考虑。如表1所示，七堡站各级电压等级短路电流均满足要求和电网安全原则。

表1 2020年110 kV七堡站各级电压短路电流计算结果

2.4 系统运行对项目的要求

2.4.1 对开关站的要求

系统方面对光伏发电开关站变压器参数的选择不做特殊要求，但变压器容量选择须满足机组电力全部送出要求。

2.4.2 并网保护功能

作为接入电网的发电设备，项目逆变器应保证并网运行对电网无冲击、无扰动，各功能均应符合分布式光伏发电系统接入电网技术规范。

（1）无冲击、无扰动的并网控制。本项目逆变器的核心控制采用SVPWM技术，通过检测电网电压，输出与电网同频、同相的电流，电流幅值受程序控制，与池板功率成正比。这既保证并网逆变器运行对电网电压无冲击、无扰动，又保证并网电流低谐波和高功率因数。

（2）无直流分量、安全、抗干扰的隔离变压器并网方式。每台逆变器均配有同功率级别的隔离变压器，逆变器通过隔离变压器进行并网，实现对直流分量的电气隔离，并提高逆变器并网安全性和抗干扰性。

（3）电网过压、欠压保护，过频、欠频保护。接入电网发生故障时，逆变器应停止向电网供电，跳开交流接触器，并发出警示信号。

（4）恢复并网保护。1）因超保护阈值状态导致逆变器停止向电网供电后，在电网电压和频率恢复到正常范围后的20 s～5 min，逆变器不向电网供电。达到整定时间后，系统再自动检测电网电压、频率、相位是否与本身的在一定范围内一致。如果一致，自动控制交流接触器合闸，重新与系统并网。2）当本系统没有能量输出，不能对外供电时，监控系统自动跳开交流接触器，这样可减少隔离变压器的不必要电能损耗。

（5）防孤岛效应保护。并网逆变器是独立的发电设备，为保护维护人员在电网故障停运时的安全，本项目逆变器应提供“防孤岛效应保护”。若逆变器并入的电网供电中断，逆变器在2 s内停止向电网供电，并发出警示信号。

（6）谐波分量控制。并网发电后，将在发电段进行谐波检测，根据检测结果进行治理，主要依靠并网逆变器来保证，控制产生的谐波分量满足相关技术规定。

2.5 并网小电源对系统保护和监控配置要求

根据调度要求，光伏电站及包装厂配电房侧发生短路故障时，需0 s切除故障点；当电网侧发生故障时，光伏发电侧逆变器孤岛保护及低频低压解列装置需0.6 s内与系统解列。考虑到系统对并网小电源的可能影响，提出低频低压解列功能的必要性。系统故障联跳小电源后，可在6.5 s时间恢复并网。七堡站110 kV备自投动作，需考虑切除小电源，因此本期工程当110 kV备自投动作时需提供跳闸信号至李锦记10 kV包装厂配电房侧，跳开并网柜断路器。

光伏电站和开关站实时远动信息要求送调度SCADA/EMS系统，有关电度量送计量自动化系统。此外，光伏电站的监控系统需具备有功功率控制功能、无功功率和电压调节能力，并配置二次安防系统。

3 结语

本文通过分析分布式电源接入的三大原则，以光伏并网的案例逐一说明了原则的应用对方案制定的影响，分别就装机容量、接入点短路容量计算、接入电压等级合理性对比、保护配置以及监控系统建设等方面描述了分布式变电站需要考虑的重要因素。

[1]广东电网有限责任公司配电网规划技术指导原则[Z].

[2]张亚娟.分布式电源接入配网的影响分析[J].科技资讯，2013（35）：122.

[3]唐亮.分布式电源的分类及对配电网的影响[D].合肥：合肥工业大学，2008.