山东某3MW分布式光伏发电项目接入系统方案(低压380V多点接入).docx

1、（山东）某项目三兆瓦分布式光伏发电项目接入系统方案工程设计有限公司2017.2.20目录1、编制依据和规划基本思路31.1 编制依据31.2 设计范围31.3 电站规模与概况31.4 报告提要42、电力系统概况及光伏电站概述42.1电站厂区中低压配电网现状42.2电站电量测算与电力电量消纳43、光伏并网项目一次接入系统方案53.1 供电范围53.2上网电压等级53.3接入系统方案53.3.1 接入系统方案拟定与接入点和并网点选择53.3.2 对电网的影响 分析与对策建议73.3.3设备校验与选择74、相关技术要求84.1电能质量84.2电压异常时的响应特性94.3频率异常时的响应特性95、系统

2、保护及安全自动装置105.1 保护105.2 频率电压异常紧急控制装置105.3 防孤岛保护115.4 其他116、电能计量系统117、补充说明121、编制依据和规划基本思路1.1 编制依据（1）光伏系统并网技术要求（GB/T19939-2005）；（2）光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/Z19964-2005）；（3）光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-2011）；（4）Q/GDW 618-2011 光伏电站接入电网测试规程（5）分布式发电电源接入电网技术规定（Q/GDW 480-2010）；（6）分布式电源接入配电网相关技术规范（国家电网营销【2013】436号）国家电网公司2

3、014年3月；（7）分布式电源接入配电网设计规范（国家电网营销【2014】365号）国家电网公司2014年3月；（8）分布式电源接入系统典型设计国家电网发展【2-13】625号2013年4月；（9）分布式光伏发电接入配电网相关技术规定（暂行）（国家电网办【2013】1781号）国家电网公司2013年11月；（10）GB 14549-1993 电能质量 公用电网谐波（11）GB 14543-1995 电能质量 三相电压允许不平衡度（12）GB 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程（13）国家电网营销【2005】714号文关于规范关口电能计量点管理的指导意见。1.2 设计范围 本方

4、案主要对（山东）某某公司三兆瓦分布式光伏发电项目接入系统方案进行论证。1.3 电站规模与概况 （山东）某某公司三兆瓦分布式光伏发电项目位于市开发区某某公司内，根据用户提供的相关资料，本项目共安装275Wp多晶太阳能光伏组件10560块，分别安装在5个厂房屋顶，组件采用10度倾角方式安装，总容量2.904MW。系统设计采用22块组件串接方式，共480串，每8串接入1台50kW组串逆变器，共60台逆变器。并网方式采用多点就近380V低压并网模式，直接接入厂区内的低压柜母排，就近消纳。本光伏项目预计25年内平均每年发电量约为323.27万kWh。光伏电站按自发自用、余电上网设计。1.4 报告提要 围

5、绕1.2中研究内容，我院组织专业设计人员调查情况、收集资料，并提出了（山东）某某公司三兆瓦分布式光伏发电项目接入系统的推荐方案，项目最终以电网公司批复的电力设计院采纳设计方案为准。2、电力系统概况及光伏电站概述2.1电站厂区中低压配电网现状 厂区电源引自厂区外西侧10kV线路，该线路为沿途各个工厂供电。10kV线路为架空电缆，上一级为变电所，距离厂区约2KM。 10kV线路沿道路由南面引来。全厂现有1台1600kVA、3台800kVA、3台630kVA降压变压器。2.2电站电量测算与电力电量消纳 工厂每年自用电约600万度。本光伏发电项目经计算25年年均发电量约323.27万度，自发自用就地消

6、纳没有问题。负荷消纳量=323/600，自发自用占比近似为100%。3、光伏并网项目一次接入系统方案3.1 供电范围 光伏电站发电量消纳方式为以自发自用为主、余电上网（接入上一级变电站）为辅。3.2上网电压等级 本期光伏电站理论峰值发电为2.904MW，共分8个并网点低压就近接入厂区400V低压柜母排，具体接入方案参见下述部分。3.3接入系统方案3.3.1 接入系统方案拟定与接入点和并网点选择 根据用户相关资料，本项目太阳能光伏并网发电系统规模为2.904MW，光伏电站发电量消纳方式为自发自用、余电上网。组件铺设在5个厂房屋顶，由于厂区变压器配置容量和电力实际消纳均满足要求（光伏项目总装机量2

7、.904MW，小于厂区配电变压器总容量5720kVA；光伏项目预计年均发电量323.27万度，小于厂区历史每年实际耗电约600万度），从就近消纳的设计理念着手，建议将每个区再次分割为小于400kW装机量的单元区域，作为低压并网单元。本项目设计采用8个并网点接入用户低压侧母排，参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计中XGF380-Z-Z2方案，接入系统方案见下图。图3-1系统接入方案原理图因目前用户配电室无图纸，不能确定10kV及场内配电柜的主接线图，稍后同供电公司共同查阅供电公司用户存档图纸及勘测现场后确定。设计新增加8台低压配电柜，并网柜通过线缆同原变压器低压侧的低压柜母排连接，新增

8、的低压柜内配智能断路器、电站自用计量电表8块以及CT、数据采集装置（监控厂家提供）；电网公司原有计量柜内计量电表需更换为双向表计，量程不变。安装于各自变电所内，每台柜采用母排侧出连接到原400V低压柜，从而接入系统。新增的8台低压柜位置原则上安装于原配电室内。并网设计根据“分散发电、就地逆变、就近并网”的原则，结合各厂房的配电情况确定。本工程接入电网方案符合国家分布式电源接入系统典型设计方案：XGF380-Z-2。3.3.2 对电网的影响 分析与对策建议 （1）本项目采用380V低压并网，常规情况下为厂区负荷完全消纳；特殊情况下，少量发电上传，在上一级变电站10kV母线实现平衡。 （2）电站接

9、入后对系统短路水平的计算分析： 由于本项目单点安装容量不大，均在380kW以内，同时组件装机量和变压器容量之比近似为1：2，因此，项目接入后变压器的10kV侧短路水平在规范允许范围内。3.3.3设备校验与选择 （1）送出线路校验与选择 本光伏发电并网项目采用8个380V低压并网点，并网点的母排持续载流量按照不小于上述容量和工作电流选择，并留有余量。 （2）断路器校验与选择 本项目8个并网点最大送出选用额定电流规格为800A塑壳低压断路器。断路器应具备电源端与负荷端反接能力。4、相关技术要求4.1电能质量 由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直

10、流转换交流供负荷使用，含有一些的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统公共连接点的电压偏差、电压波动和闪变、谐波、三相电压不平衡、间歇波等电能质量指标应满足GB/T12325、GB/T12326、GB/T14549、GB/T15543、GB/T24337等电能质量国家标准规定。 （1）谐波 光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993电能质量 公共电网谐波的规定，如表4.1-1所示。表4.1-1 公用电网谐波电压限值电网标称电压（kV）电压

11、总畸变率（%）各次谐波 电压含有率（%）奇次偶次0.38542 光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993电能质量 公共电网谐波的规定，应不超过表4.1-2中规定的允许值，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。表4.1-2 注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压（kV）基准短路容量（MVA）谐波次数及谐波电流允许值（A）23456789101112130.3810786239622644192116281324谐 波 次 数1415161718192021222324250.3810

12、11129.7188.6167.88.97.1146.512 （2）电压偏差 光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008电能质量 供电电压偏差的规定，三相供电电压偏差为标称电压的正负7%。 （3）电压波动 光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008电能质量 电压波动和闪变的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频率可以按照1r=10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。 （4）电压不平衡度 光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2

13、008电能质量三相电压不平衡规定的限值，公共连接点负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%,短时不超过2.6%。 （5）直流分量 光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。4.2电压异常时的响应特性 对于小型光伏电站，应按照表4.2-1要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。表4.2-1 光伏电站在电网电压异常时的响应要求并网点电压最大分闸时间U0.5UN0.1秒0.5UN=U0.85UN2.0秒0.85UN=U1.1UN连续运行1.1UNU=1.35UN2.0秒1.35UN=U0.

14、05秒注：1 UN为光伏电站并网点的电网标称电压； 2 最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电时间。4.3频率异常时的响应特性 光伏电站因具备一定的耐压系统频率异常的能力，应能够在表4-3-1所示电网频率偏离下运行。 光伏电站在电网频率异常时的响应要求见表4.3-1。表4.3-1 光伏电站在电网频率异常时的响应要求频率范围运行要求低于48Hz根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定48Hz49.5Hz每次低于49.5Hz时要求至少运行10分钟49.5Hz50.2Hz连续运行50.2Hz50.5Hz每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2分钟的能力，同时具备

15、0.2秒内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。高于50.5Hz在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。5、系统保护及安全自动装置5.1 保护 5.1.1 对端系统侧保护：原保护不变，定值调整。5.1.2 光伏电站侧保护 低压并网点采用塑壳智能断路器，断路器具备短路瞬时、长延时保护功能和分励脱扣功能，具备失压跳闸功能。光伏电站需具备一定的过电流能力，在 120倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于 1 分钟；在 120%150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10秒。当检测到电网侧发生短

16、路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%，并在0.2S内停止向电网供电，同时发出警示信号。采用三相逆变器，防止三相不平衡。5.2 频率电压异常紧急控制装置 本项目光伏并网点断路器要求具备失压跳闸功能，不设重合闸，可通过逆变器内低压保护与频率保护实现解列，当系统出现超出正常频率（50HZ）0.5Hz时应在0.2s内停止向系统供电。不配置独立的安全自动装置。系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网；在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后且满足电压、频率、相角等并网条件时才能重新并网，延时一般为20秒到5分钟。5.3 防孤岛保护

17、光伏电站必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力。本项目防孤岛保护由逆变器保护功能实现孤岛解列功能。配置方案应与继电保护配置、频率电压异常紧急控制装置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。5.4 其他 本项目所配置的逆变器应具备过电流保护与短路保护、防孤岛保护，可在电压或频率异常时自动脱离系统。光伏系统和接口设备应该满足防雷接地保护。无功补偿：配电室低压侧已配置电容器组无功补偿装置，光伏发电装置不再配置无功补偿装置。6、电能计量系统 在企业同电网的产权分界点，将原有单向计量电表更换为双向电表，表计及配套附件等由电力部门提供。在每个并网点（共8个）安装计量功能的多功能三相远程费

18、控智能电能表及配套附件，并配备GPRS远传无线终端。智能电表前后均需安装隔离开关；并需预留采集装置安装位置；若无安装位置，则加装三相智能电能表计量箱，表计及配套附件等由电力部门提供。7、补充说明 （1）本光伏发电项目业主应强化安全运行意识，提高安全运行水平，加强与电力公司的业务联系，保障发、用电安全，积极配合电力公司运行单位进行相关操作。 （2）根据国家电网公司规定，接入用户内部电网的分布式光伏发电项目，接入工程由项目业主投资建设，接入需要的计量装置由电网企业投资建设。接入工程设计单位、施工单位及设备厂家由客户自主选择，工程设计、施工按电网公司批复方案开展。 （3）并网点应易操作，具有明显开断指示、具备开断故障电流能力的低压并网专用断路器。（4）光伏逆变器应通过国家认可资质机构的检测或认证。