谈谈光伏电站并网的若干问题.docx
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谈谈光伏电站并网的若干问题
谈谈光伏电站并网的若干问题
摘要:
从光伏电站的发展、现状和前景谈起，介绍了光伏电池的特性，讨论了中小型光伏电站接入电网的方式，并着重阐述了光伏电站从逆变器出口至电网连接点之间的一、二次设备的配置。
关键词：
光伏电站；并网断路器；环网柜；光伏效应；保护装置
太阳能光伏发电具有模块化、使用寿命长（长达二十五年之久）、无噪音、无污染等优点，是随处可取、取之不尽、用之不竭的能源，已被世界公认为最有发展前景的新能源，2005年欧盟曾有报告预测，到2050年全球能源供给分配比例中太阳能竟占40%。
我国目前由于光伏电池组件制造成本还很高（每千瓦三万元左右，是常规能源火电的三倍），因此光伏电站容量还不大，一般几百千瓦至一、二千千瓦。
据了解浙江省09年预安排的三十多项光伏发电项目最小的是300千瓦，最大的是2022千瓦。
1000~2000千瓦共十五项。
随着国家新能源政策贯彻和落实，半导体技术的继续飞速发展，光伏发电在我国可再生能源领域里必将扮演越来越重要的角色。
太阳能光伏发电的特点之一是随处可取，不受地域限制，即能源是分散布置的（分布式电源的一种）。
光伏发电刚诞生时，主要用于无电或缺电的边远地区的照明、孤岛的灯塔或远离城市的山顶无线电中继站等特殊需要，负荷性质单一，容量小。
光伏发电作为孤立的独立电源是可行的，但光伏电站最大的缺点是发电能力受光照气候等条件的制约，稳定性较差，不能人为加以控制，当光伏电站容量增加，供电范围扩大，光伏电站单独运行就难以满足负荷变化的需求，光伏电站必须得到当前以常规能源为主的大电网的支持，换言之，必须接入公用电网与公用电网并联运行。
光伏电站接入公用电网的方式、电压等级，决定于光伏电站的容量、地理位置和邻近的电网结构等因素，对此，浙江省电力公司2009年10月颁布的《光伏电站接入电网技术应用细则》（试行）明确作出了规定，摘抄如下：
分类
光伏电站容量（kWP）
并网电压等级及接入电网方式
大型
光伏电站容量＞20000kWP
110kV以上专线接入公用电网变电所
中
型
A类
6000kWP≤光伏电站容量＜20000kWP
35kV以上专线接入公用电网变电所
B类
1000kWP≤光伏电站容量＜6000kWP
宜10kV专线接入公用网变电所或开闭所
C类
200kWP≤光伏电站容量＜1000kWP
宜T接入公用网10kV线路
小型
50kWP≤光伏电站容量＜200kWP
宜0.4kV接入公用电网
Wp——在标准测试条件下，光伏电站最大可能的输出功率，称之谓峰瓦（Wp）
据了解当前光伏电站都是电力用户在政府扶植下，用户利用自身建筑物的屋顶或墙面设计建造的，所以光伏电站和电网的连接点所在地往往就是用户的配电中心（即配电间）。
200kWp以下的小型光伏电站总是接入用户专用变压器的低压母线，光伏电站发出的功率在满足用户的需要后，将剩余功率通过变压器升压向电网输送，当光伏电站少发或不发电时，用户向电网吸取功率，所以功率输送是可逆的，变压器有时升压，有时降压，要注意和计算变压器容量及电压比。
总的来讲这种接入电网方式比较简单易行，本文不做详细讨论。
中型B类C类的并网方式大致可以归纳为下面三种接线类别，如图一（A）（B）（C）所示（“PV”为光伏电站，图中只有唯一的并网断路器用常规断路器的符号表示其余均从简表示，仅表示该处有断开点）
图一（A）是将光伏电站单独用专用线接入35~110kV变电所母线，用户配电间变压器接公用线，两者截然分开，光伏电站可以单独受电网调度控制，这种接入方式最考究，投资显然最大，专用线方案要占用城市管线资源和上一级变电所的出线间隔。
图一（B）（C）是将光伏电站和用户配电间合建，用专用线或公用线接入电网，光伏电站发电升压至10kV后，立即降压供电给用户，如有剩余则馈入电网，否则用户就吸收电网功率，功率输送也是可逆的，升压变压器和降压变压器容量分别根据需要选用，这种接入方式易于统一设计、统一建设、统一运行管理，投资、能耗、管理费用应该是最经济的，特别是图一（C）。
基于当前光伏电站容量远小于地区变电所容量以及城市变电所选址困难、管线资源极为紧张等因素考虑，笔者认为应优先采用图一（C）的接入方式。
并网的无蓄电池的光伏电站由光伏电池、逆变器、变配电装置三大不同技术领域的设备组成，前两者属较新领域，文献较多，而对于第三部分，关心并加以论述的就比较少。
其实光伏电站因为有其特殊性，对包括一、二次在内的变配电装置的配置作具体的讨论是有一定价值的。
众所周知，短路电流计算和分析是继电保护配置的基础，已经有结论，光伏电站与常规能源的大小发电机不一样，它向故障点输送很小的短路电流，并网保护配置应该充分考虑这一点，否则就可能盲目地作出不正确的决定，引起工程返工和投资浪费。
光伏电池为何不能送较大故障电流，在此有必要用较多的篇幅摘抄有关文献关于光伏电池的经典描述。
光伏电池实际上是一块大面积的半导体二极管（掺入杂质后构成PN结的半导体晶体），当光照射到半导体上时，由于“光伏效应”，在PN结逐渐形成光生电场，接上一个负载电阻R后，将会流过电流，消耗功率。
当光伏电池上无光线照射时，其电气特性表现为二极管特性；一旦有入射光线，光电流Iphot将使光伏电池特性向逆电流方向平移（光传输特性）。
光伏电池的实际输出电压——电流曲线可以通过在电池两端并联一变阻性负荷，依次改变负荷值并测得电池不同的输出电压电流值而获得（如图二所示）。
短路电流Isc是光伏电池的基本特性之一，它发生在光照下光伏电池短路时。
如果电路开路，电池两个电极之间的输出电压为开路电压Voc。
图三给出了某一硅光伏电池的具体数据，图中MPP点是光伏电池的最大输出功率点Pmax，相应的工作电流为Imp，工作电压为Vmp，Pmax=Imp·Vmp
从上述描述和电流——电压特性曲线得知，当外电路电阻负载从零逐渐变大，直至开路，输出电流基本上不变，所以另有文献称，光伏电池实际上是一个恒流源。
从图三可以看到，输出功率最大时，Vmp≈0.48V、Imp≈0.92A，当R=0时，短路电流Isc=1A，是最大输出功率时工作电流0.92A的1.1倍。
光伏发电是由足够数量的单体光伏电池根据一定的要求串、并联后组成，单体电池短路时，短路电流仅为1.1Imp，整个光伏电池方阵短路时，电流也应是1.1Imp的关系。
光伏电池经逆变器、升压变压器并入公共电网，当公用电网发生短路时，光伏电站也不可能向短路点输送比工作电流大得多的短路电流。
没有理由可以否定这一推理，实际上科研单位动模试验也证明了这一推理，最后取一比较保守的数值作为工程使用，一般光伏电站送的短路电流按1.5倍工作电流来计算。
当然取用这个夸大了的1.5倍工作电流值来校验电流保护的灵敏度是不妥当的。
下面笔者以图一（C）为例，结合某一光伏电站的具体情况在以上推理和结论的基础上，对一、二次设备的配置作较深入的讨论。
1用户原配电间的设备配置
10/0.38KV配电间位于公用电网的末端，高低压侧均为单母线，高压侧普遍采用二级配电开关柜（即环网柜），一般用户均由三个高压环网柜组成，即进线柜、计量柜、出线柜（即变压器柜）。
进线柜配置负荷开关，出线柜配置负荷开关——熔断器组合电器（在杭州电网1600KVA以上才配置断路器），若为多台变压器，则增加相应的出线柜，即使是重要用户（二进二出）也是如此配置，这种接线和配置近二十年来运行情况良好，达到节约投资和安全供电的双赢目的。
2有光伏电站的用户配电间的设备配置
根据《细则》（试行）光伏电站部分，必须考虑并做到以下几点：
1）唯一的并网点必须安装电动操作的断路器，以便远方能操作控制。
断路器可选用630A、25KA真空断路器，完全满足输送容量和系统的要求。
2）为了满足继电保护和电网解列的需要，并网断路器线路侧必须配置电压互感器（两台单相V型接法）。
3）光伏电站解列后，为了保证维护检修人员的安全作业，可靠的隔离措施是必不可少的。
为此，笔者提出在并网断路器两侧加装三位置（运行、断开、接地）负荷开关和带电指示器。
断路器和负荷开关之间有操作闭锁，负荷开关三个位置有机械闭锁，再加上带电显示，这样的配置与高压系统全封闭的GIS组合电器的配置和效果已极为相似，应该认为是足够可靠的。
采用这种结线就可以使用配网中已广泛使用的环网柜，外形尺寸小，投资省，且与用户的降压变压器的配置取得一致。
有光伏电站的用户配电间的主结线表示如图四：
编号
柜的用途
电源进线
计量专柜
用户降压变
PV升压变隔离
流变、压变
PV断路器
柜的型号
RK1
ME1-S
TR1
RK-U
HF
LS1
柜的宽度
500mm
750mm
375~500mm
500mm
750mm
750mm
图中采用的二次配电开关柜（环网柜）的型号是西门子公司的SIMOSEO型，该型环网柜设计具有极高的模块化，即可以根据主接线要求进行组合和扩展，甚为方便。
从图中可以得知，光伏电站只需要三台环网柜，占地2m*1m（环网柜深1050mm,高1750mm,宽375-750mm），环网柜为空气绝缘，其中三位置负荷开关为SF6气体绝缘。
当然，国产环网柜如有相似功能和特点，完全可以替代，实际工程中，可以相互比选。
3继电保护和自动装置
在电网发生故障或电压频率异常时，在光伏电站异常、故障或发生非计划孤岛运行时，继电保护和安全自动装置应能够正确动作，保证电网的安全运行，确保维修人员和公众人身安全。
光伏电站继电保护和安全自动装置包括：
光伏电池保护、逆变器保护、升压变压器保护和专用线（或公用线）保护等。
前两者非本文议题，但逆变器与并网关系密切，所以连同升压变及供电线路保护逐一讨论如下。
3.1逆变器功能及其保护（由逆变器制造厂家设计配置）
1）逆变功能：
将直流电转换为符合电网电能质量要求的交流电。
2）并网功能：
逆变器能自动调节电压、频率、相位，在达到并网要求后自动闭合逆变器的主电路，将光伏电站接入系统。
3）功率输出自动调节功能：
使光伏电站的输出功率在任何情况下都能达到最大。
4）常规保护功能（既有针对自身的也有针对外电路的）：
当逆变器输入、输出端发生过压、欠压，输出端过频率、欠频率，逆变器过热、过载、短路时，逆变器均能检测到并关断自身电路。
5）孤岛效应的保护功能：
目前并网用逆变器都具有检测孤岛效应的手段，一旦发生孤岛效应即刻关断逆变器。
（光伏电站和电网因故解列后，光伏电站带了本地部分负载，独立于电网运行，这称之为孤岛效应。
可以理解，孤岛运行状态因为缺乏大电网的支持，电压、频率等电能质量均难以得到保证，甚至有功、无功功率都不能平衡，所以非计划孤岛运行应尽量避免。
）
3.2升压变压器保护
按照GB/T50062-2008《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》的规定，升压变需配置相应的主保护及后备保护，中小容量变压器一般可采用电流速断保护及本体保护作为主保护，同时配置过电流保护或低电压闭锁的过流保护作为后备保护。
如电流速断保护灵敏度不符合要求，则可采用纵联差动保护作为主保护。
这里需强调的是，与常规能源的发电厂升压变的电流保护都装在电源侧不同，由于光伏电站的特性，升压变故障时光伏电站提供的短路电流很小，故电流保护应装于升压变高压侧。
3.3专用线（或公用线）保护
在电网专用线或公用线发生故障时，电网侧保护应能动作于系统侧断路器，将故障切除。
电网侧一般配置简单的电流速断和过电流保护即可，由于反向故障时光伏电站提供的短路电流极小，不会引起保护动作，故可不配置方向元件。
自动重合闸需具备检无压功能，线路侧需加装单相压变。
光伏电站侧由于送的短路电流很小，电流保护已没有必要配置，只能配置低电压保护作为光伏电站和电网的解列保护。
若采用专用线并网且线路较短，电流保护不能满足要求，也可在并网线路两端配置光纤电流差动保护。
目前光纤电流差动保护技术已很成熟，各个厂家均有相应的产品，只要通道具备，保护很容易实现。
实际上电力调度部门为了监控光伏电站，建设光纤通道已势在必行，所以线路配置差动保护也非难事。
3.4全站的过压/欠压、过频/欠频保护
光伏电站可能由一台或数台逆变器并联组成，每台逆变器均有只作用于自身的电压、频率、孤岛效应保护。
作为全站的保护，在并网断路器处设置过压/欠压、过频/欠频保护是有必要的，并动作于并网断路器。
光伏电站大多数定位为功率可逆的并网方式，不考虑配置逆功率保护。
4光伏电站的监控
光伏电站的监控内容和通信方式由光伏电站和电力调度部门双方协商决定，配置相应的远动装置及测控装置，且应具备多个通讯口，方便其他智能装置的接入。
信息量建议如下：
遥测量：
公共连接点的电压、频率、电流、有功功率和功率因数。
遥信量：
反映变电站一次运行方式的设备状态、操作机构状态的信息；事故总信号；保护及自动装置动作信号；保护测控装置通讯状态；光伏电站其它信息。
遥控量：
光伏电站并网断路器的分合操作。
5电能量计量
计量柜内应装设正、反向有功、无功电度表，用以计算系统和光伏电站用户侧的电量交换情况。
如需采集电量的实时数据，可通过配置专用的远方电能量数据终端（ERTU）实现。
如需测量光伏电站总发电量，则可在升压变的高压侧装设电能计量。
6结论
当前，在系统容量足够大的情况下，中小型光伏电站宜采用与用户配电间合建、利用公用线路并网的方式，配电装置宜优先采用环网柜。
根据光伏电池的特性，着重提出了易被人们忽视的继电保护配置的三个注意点。
参考文献：
［1］国家标准化指导性技术文件GB/Z19964-2005光伏发电站接入电力系统技术规定
［2］浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则（试行）
［3］GB/T50062-2008电力装置的继电保护和自动装置设计规范
［4］太阳能发电—光伏能源系统（德）stefan.krauter著，王宾等译
［5］并网型太阳能光伏发电系统崔容强、赵春江、吴达成编著
［6］上海恒山新能源公司和山东博奥斯电源公司并网逆变器的产品说明书
作者简介：
黄莉萍（1973-），女，浙江金华人，工程师，华北电力大学工程硕士（在读），长期从事变电二次设计
缪成夫（1935-），男，浙江瑞安人，高级工程师，长期从事变电一次设计
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