山東某3MW分布式光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)方案低壓380V多點接入

1、（山東）某項目三兆瓦分布式光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)方案xxxxxxxT程設計有限公司2017.2.20目錄1、編制依據(jù)和規(guī)劃基本思路31.1 編制依據(jù)31.2 設計范圍31.3 電站規(guī)模與概況31.4 報告提要42、電力系統(tǒng)概況及光伏電站概述42.1 電站廠區(qū)中低壓配電網現(xiàn)狀42.2 電站電量測算與電力電量消納43、光伏并網項目一次接入系統(tǒng)方案43.1 供電范圍43.2 上網電壓等級53.3 接入系統(tǒng)方案53.3.1 接入系統(tǒng)方案擬定與接入點和并網點選擇53.3.2 對電網的影響分析與對策建議63.3.3 設備校驗與選擇64、相關技術要求74.1 電能質量74.2 電壓異常時的響應特性84.3 頻

2、率異常時的響應特性95、系統(tǒng)保護及安全自動裝置95.1 保護95.2 頻率電壓異常緊急控制裝置105.3 防孤島保護105.4 其他106、電能計量系統(tǒng)107、補充說明111、編制依據(jù)和規(guī)劃基本思路1.1 編制依據(jù)(1)光伏系統(tǒng)并網技術要求(GB/T19939-2005);(2)光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定(GB/Z19964-2005);(3)光伏電站接入電網技術規(guī)定(Q/GDW617-2011);(4) Q/GDW618-2011光伏電站接入電網測試規(guī)程(5)分布式發(fā)電電源接入電網技術規(guī)定(Q/GDW480-2010);(6)分布式電源接入配電網相關技術規(guī)范(國家電網營銷【2013】43

3、6號)國家電網公司2014年3月；(7)分布式電源接入配電網設計規(guī)范(國家電網營銷【2014】365號)國家電網公司2014年3月；(8)分布式電源接入系統(tǒng)典型設計國家電網發(fā)展【2-13】625號2013年4月；(9)分布式光伏發(fā)電接入配電網相關技術規(guī)定(暫行)(國家電網辦【2013】1781號)國家電網公司2013年11月；(10) GB14549-1993電能質量公用電網諧波(11) GB14543-1995電能質量三相電壓允許不平衡度(12) GB14285-2006繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程(13)國家電網營銷【2005】714號文關于規(guī)范關口電能計量點管理的指導意見。1.2 設計

4、范圍本方案主要對(山東)某某公司三兆瓦分布式光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)方案進行論證。1.3 電站規(guī)模與概況(山東)某某公司三兆瓦分布式光伏發(fā)電項目位于X®XX發(fā)區(qū)某某公司內，根據(jù)用戶提供的相關資料，本項目共安裝275Wp多晶太陽能光伏組件10560塊，分別安裝在5個廠房屋頂，組件采用10度傾角方式安裝，總容量2.904MW。系統(tǒng)設計采用22塊組件串接25方式，共480串，每8串接入1臺50kW組串逆變器，共60臺逆變器。并網方式采用多點就近380V低壓并網模式，直接接入廠區(qū)內的低壓柜母排，就近消納。本光伏項目預計年內平均每年發(fā)電量約為323.27萬kWh。光伏電站按自發(fā)自用、余電上網設計。

5、1.4 報告提要圍繞1.2中研究內容，我院組織專業(yè)設計人員調查情況、收集資料，并提出了（山東）某某公司三兆瓦分布式光伏發(fā)電項目接入系統(tǒng)的推薦方案，項目最終以電網公司批復的電力設計院采納設計方案為準。2、電力系統(tǒng)概況及光伏電站概述2.1 電站廠區(qū)中低壓配電網現(xiàn)狀廠區(qū)電源引自廠區(qū)外西側10kV線路，該線路為沿途各個工廠供電。10kV線路為架空電纜，上一級為0變電所，距離廠區(qū)約2KM。10kV線路沿道路由南面引來。全廠現(xiàn)有1臺1600kVA、3臺800kVA、3臺630kVA降壓變壓器。2.2 電站電量測算與電力電量消納工廠每年自用電約600萬度。本光伏發(fā)電項目經計算25年年均發(fā)電量約323.27萬

6、度,自發(fā)自用就地消納沒有問題。負荷消納量=323/600,自發(fā)自用占比近似為100%。3、光伏并網項目一次接入系統(tǒng)方案3.1 供電范圍光伏電站發(fā)電量消納方式為以自發(fā)自用為主、余電上網（接入上一級X校電站）為輔。3.2 上網電壓等級本期光伏電站理論峰值發(fā)電為2.904MW,共分8個并網點低壓就近接入廠區(qū)400V低壓柜母排，具體接入方案參見下述部分。3.3 接入系統(tǒng)方案3.3.1 接入系統(tǒng)方案擬定與接入點和并網點選擇根據(jù)用戶相關資料，本項目太陽能光伏并網發(fā)電系統(tǒng)規(guī)模為2.904MW,光伏電站發(fā)電量消納方式為自發(fā)自用、余電上網。組件鋪設在5個廠房屋頂，由于廠區(qū)變壓器配置容量和電力實際消納均滿足要求（

7、光伏項目總裝機量2.904MW,小于廠區(qū)配電變壓器總容量5720kVA;光伏項目預計年均發(fā)電量323.27萬度，小于廠區(qū)歷史每年實際耗電約600萬度），從就近消納的設計理念著手，建議將每個區(qū)再次分割為小于400kW裝機量的單元區(qū)域，作為低壓并網單元。本項目設計采用8個并網點接入用戶低壓側母排，參考國家電網公司分布式光伏發(fā)電接入系統(tǒng)典型設計中XGF380-Z-Z2方案，接入系統(tǒng)方案見下圖。侯點IM惚比電陽MP1耕事M府片frvII'.,-圖3-1系統(tǒng)接入方案原理圖因目前用戶配電室無圖紙，不能確定10kV及場內配電柜的主接線圖，稍后同供電公司共同查閱供電公司用戶存檔圖紙及勘測現(xiàn)場后確定。設

8、計新增加8臺低壓配電柜，并網柜通過線纜同原變壓器低壓側的低壓柜母排連接，新增的低壓柜內配智能斷路器、電站自用計量電表8塊以及CT、數(shù)據(jù)采集裝置(監(jiān)控廠家提供)；電網公司原有計量柜內計量電表需更換為雙向表計，量程不變。安裝于各自變電所內，每臺柜采用母排側出連接到原400V低壓柜，從而接入系統(tǒng)。新增的8臺低壓柜位置原則上安裝于原配電室內。并網設計根據(jù)分散發(fā)電、就地逆變、就近并網”的原則，結合各廠房的配電情況確定。本工程接入電網方案符合國家分布式電源接入系統(tǒng)典型設計方案：XGF380-Z-23.3.2 對電網的影響分析與對策建議(1)本項目采用380V低壓并網，常規(guī)情況下為廠區(qū)負荷完全消納；特殊情況

9、下，少量發(fā)電上傳，在上一級X校電站10kV母線實現(xiàn)平衡。(2)電站接入后對系統(tǒng)短路水平的計算分析：由于本項目單點安裝容量不大，均在380kW以內，同時組件裝機量和變壓器容量之比近似為1:2,因此，項目接入后變壓器的10kV側短路水平在規(guī)范允許范圍內。3.3.3設備校驗與選擇(1)送出線路校驗與選擇本光伏發(fā)電并網項目采用8個380V低壓并網點，并網點的母排持續(xù)載流量按照不小于上述容量和工作電流選擇，并留有余量。(2)斷路器校驗與選擇本項目8個并網點最大送出選用額定電流規(guī)格為800A塑殼低壓斷路器。斷路器應具備電源端與負荷端反接能力。4、相關技術要求4.1 電能質量由于光伏發(fā)電系統(tǒng)出力具有波動性和

10、間歇性，另外光伏發(fā)電系統(tǒng)通過逆變器將太陽能電池方陣輸出的直流轉換交流供負荷使用，含有一些的電力電子設備，接入配電網會對當?shù)仉娋W的電能質量產生一定影響，包括諧波、電壓偏差、電壓波動、電壓不平衡度和直流分量等方面。為了能夠向負荷提供可靠的電力，由光伏發(fā)電系統(tǒng)公共連接點的電壓偏差、電壓波動和閃變、諧波、三相電壓不平衡、間歇波等電能質量指標應滿足GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543、GB/T24337等電能質量國家標準規(guī)定。（1）諧波光伏電站接入電網后，公共連接點的諧波電壓應滿足GB/T14549-1993電能質量公共電網諧波的規(guī)定，如表4.1-1所示。表4.

11、1-1公用電網諧波電壓限值電網標稱電壓（kV）電壓總畸變率（）各次諧波電壓含有率（）奇次偶次0.38542光伏電站接入電網后，公共連接點處的總諧波電流分量（方均根）應滿足GB/T14549-1993電能質量公共電網諧波的規(guī)定，應不超過表4.1-2中規(guī)定的允許值，其中光伏電站向電網注入的諧波電流允許值按此光伏電站安裝容量與其公共連接點的供電設備容量之比進行分配。表4.1-2注入公共連接點的諧波電流允許值標準電壓（kV）基準短路容量（MVA）諧波次數(shù)及諧波電流允許值（A)23456789101112130.3810786239622644192116281324諧波次數(shù)14151617181920

12、21222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.512（2）電壓偏差光伏電站接入電網后，公共連接點的電壓偏差應滿足GB/T12325-2008電能質量供電電壓偏差的規(guī)定，三相供電電壓偏差為標稱電壓的正負7%。(3)電壓波動光伏電站接入電網后，公共連接點的電壓波動應滿足GB/T12326-2008電能質量電壓波動和閃變的規(guī)定。對于光伏電站出力變化引起的電壓變動,其頻率可以按照1<r<=10(每小時變動的次數(shù)在10次以內)考慮，因此光伏電站接入引起的公共連接點電壓變動最大不得超過3%。(4)電壓不平衡度光伏電站接入電網后，公共連接點的三相電壓不平衡

13、度應不超過GB/T15543-2008電2%,短時不0.5%。能質量三相電壓不平衡規(guī)定的限值，公共連接點負序電壓不平衡度應不超過1.3%,短時不超過2.6%。得超過4%;其中由光伏電站引起的負序電壓不平衡度應不超過(5)直流分量光伏電站向公共連接點注入的直流電流分量不應超過其交流額定值的4.2 電壓異常時的響應特性對于小型光伏電站，應按照表4.2-1要求的時間停止向電網線路送電。此要求適用于三相系統(tǒng)中的任何一相。表4.2-1光伏電站在電網電壓異常時的響應要求并網點電壓最大分閘時間U<0.5UN0.1秒0.5UN<=U<0.85UN2.0秒0.85UN<=U<1.1

14、UN連續(xù)運行1.1UN<U<=1.35UN2.0秒1.35UN<=U0.05秒注：1UN為光伏電站并網點的電網標稱電壓；2最大分閘時間是指異常狀態(tài)發(fā)生到逆變器停止向電網送電時間。4.3 頻率異常時的響應特性光伏電站因具備一定的耐壓系統(tǒng)頻率異常的能力，應能夠在表4-3-1所示電網頻率偏離下運行。光伏電站在電網頻率異常時的響應要求見表4.3-1。表4.3-1光伏電站在電網頻率異常時的響應要求頻率范圍運行要求低于48Hz根據(jù)光伏電站逆變器允許運行的最低頻率或電網要求而定48Hz49.5Hz每次低于49.5Hz時要求至少運行10分鐘49.5Hz50.2Hz連續(xù)運行50.2Hz50.5

15、Hz每次頻率圖于50.2Hz時，光伏電站應具備能夠連續(xù)運行2分鐘的能力，同時具備0.2秒內停止向電網線路送電的能力，實際運行時間由電力調度部門決定；此時不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網。高于50.5Hz在0.2秒內停止向電網線路送電，且不允許處于停運狀態(tài)的光伏電站并網。5、系統(tǒng)保護及安全自動裝置5.1 保護5.1.1 對端系統(tǒng)側保護：原保護不變，定值調整。5.1.2 光伏電站側保護低壓并網點采用塑殼智能斷路器，斷路器具備短路瞬時、長延時保護功能和分勵脫扣功能，具備失壓跳閘功能。光伏電站需具備一定的過電流能力，在120%倍額定電流以下，光伏電站連續(xù)可靠工作時間應不小于1分鐘；在120%150%額

16、定電流內，光伏電站連續(xù)可靠工作時間應不小于10秒。當檢測到電網側發(fā)生短路時，光伏電站向電網輸出的短路電流應不大于額定電流的150%,并在0.2S內停止向電網供電，同時發(fā)出警示信號。采用三相逆變器，防止三相不平衡。5.2 頻率電壓異常緊急控制裝置本項目光伏并網點斷路器要求具備失壓跳閘功能，不設重合閘，可通過逆變器內低壓保護與頻率保護實現(xiàn)解列，當系統(tǒng)出現(xiàn)超出正常頻率（50HZ）0.5Hz時應在0.2s內停止向系統(tǒng)供電。不配置獨立的安全自動裝置。系統(tǒng)發(fā)生擾動后，在電網電壓和頻率恢復正常范圍之前光伏電站不允許并網；在系統(tǒng)電壓頻率恢復正常后，光伏電站需要經過一個可調的延時時間后且滿足電壓、頻率、相角等并

17、網條件時才能重新并網，延時一般為20秒到5分鐘。5.3 防孤島保護光伏電站必須具備快速監(jiān)測孤島且監(jiān)測到孤島后立即斷開與電網連接的能力。本項目防孤島保護由逆變器保護功能實現(xiàn)孤島解列功能。配置方案應與繼電保護配置、頻率電壓異常緊急控制裝置和低電壓穿越等相配合，時間上互相匹配。5.4 其他本項目所配置的逆變器應具備過電流保護與短路保護、防孤島保護，可在電壓或頻率異常時自動脫離系統(tǒng)。光伏系統(tǒng)和接口設備應該滿足防雷接地保護。無功補償：配電室低壓側已配置電容器組無功補償裝置，光伏發(fā)電裝置不再配置無功補償裝置。6、電能計量系統(tǒng)在企業(yè)同電網的產權分界點，將原有單向計量電表更換為雙向電表，表計及配套附件等由電力部門提供。在每個并網點（共8個）安裝計量功能的多功能三相遠程費控智能電能表及配套附件，并配備GPRS遠傳無線終端。智能電表前后均需安裝隔離開關；并需預留采集裝置安裝位置；若無安裝位置，則加裝三相智能電能表計量箱