工厂光伏发电3.3兆瓦如何并网？10kV典型设计方案

1 项目概况

1.1概述

该光伏项目位于***有限公司。为企业申请光伏发电项目，拟利用公司车间房顶安装分布式光伏发电系统。光伏电站规划总容量为3.296兆瓦。

1.2 建设规模

总装机量3.296兆瓦，本期规模3.296兆瓦,总装机面积43388m2，1个并网点。

2 运营模式

自发自用，余量上网

3 接入系统一次

采用《分布式光伏发电接入系统典型设计》GF10-Z-1方案二。

本项目采用10kV并网方式接入***有限公司已建10kV变配电室内10kV 母线，共1个并网点。

在光伏阵列侧新建2座10/0.8kV升压箱变，2座箱变汇流后接入新建10kV开关站，然后接入太平洋光纤有限公司已建10kV配电室Ⅱ段母线，在变配电室内新建10kV并网柜1面。10kV配电室Ⅱ段母线电源为10kV二线。同时，在10kVⅠ段电源进线柜安装逆功率保护装置1套，防止光伏发电进入10kV开关室。

4 电网消纳与承载要求

《关于***有限公司可再生能源项目消纳意见的答复》：

根据《关于推动***市整县（市、区）屋顶分布式光伏健康、有序发展的通知》和《关于推动***市分布式光伏健康、有序发展的指导意见（试行）》要求，结合可再生能源承载能力分析及可开放容量情况，原则上支持***有限公司3.296兆瓦光伏发电项目在县域电网消纳。

5 主要设备选择

5.1 主接线

光伏变电站10kV采用单母线接线。

5.2 升压站主变

该项目升压变压器2台，容量分别为1600kVA和2000kVA。

5.3 送出线路导线截面

光伏电站送出线路导线截面选择应遵循以下原则：

1）光伏电站送出线路导线截面选择需根据所需送出的光伏容量、并网电压等级选取，并考虑光伏发电效率等因素；

2）光伏电站送出线路导线截面一般按线路持续极限输送容量选

择；

3）10kV二线线径为JKLGYJ-240和YJV22-3×300，满足光伏送出要求。

5.4 断路器型式

10kV根据短路电流水平选择设备开断能力。开断设备需留有一定裕度，一般不小于20kA。断路器应具备失压跳闸、过压跳闸及检有压合闸功能，失压跳闸定值宜整定为20%UN、10秒，过压跳闸定值宜整定为135%UN，检有压定值宜整定为大于85%UN，具备剩余电流保护功能。

5.5 光伏组件

选用光伏组件（型号）单晶硅及双玻545W组件两种，组件功率545W，组件效率21.3%。

5.6 电源及逆变器要求

并网逆变器应具备《***省能源局关于切实做好分布式光伏并网运行工作的通知》规定的电网异常频率电压耐受能力和低电压、高电压穿越能力，并与电网安全稳定控制要求配合。

并网逆变器应具有控制开关，可在电网失压时快速断开与电网的连接。光伏组件应具有安全关断保护功能，保证逆变器关机，交流断电后，系统子阵外直流电压低于安全电压。

5.7 无功配置

本工程需在光伏站10kV母线安装无功补偿装置，并能根据调度指令自动调节其发出或吸收无功功率。

根据***调度中心文件《新建光伏电站并网验收流程》的规定，“容性无功容量不小于光伏电站总容量的+25%，感性无功容量不小于光伏电站总容量的-12.5%”。本工程光伏电站容性无功容量不小于0.82Mvar，感性无功容量不小于0.41Mvar。

推荐选择1组-0.41Mvar～+0.82Mvar可连续调节的动态无功补偿装置，能根据调度指令自动调节其发出或吸收无功功率。

5.8 电能质量分析

（1）光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，需满足现行国家标准GB/T14549《电能质量 公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量 供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量 三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量 电压波动和闪变》的有关规定。当分布式光伏发电接入导致电能质量指标不满足要求时，光伏发电侧应安装电能质量治理设备。

（2）在光伏电站侧安装电能质量在线监测装置，以控制光伏发电系统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%。

5.9 防雷接地

应符合GB50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》和GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》中的规定，接地电阻应小于4Ω。

通过10kV电压等级并网的分布式光伏，应根据《安全标志及其使用导则》（GB 2894）的要求在电气设备和线路附近标识“当心触电”等提示性文字和符号。

6 接入系统二次

6.1 系统继电保护及安全自动装置

（1）系统侧

10kV二线具备方向过流保护。

（2）用户进线侧

用户高压总进线断路器处应具备电流保护。

（3）防孤岛检测及安全自动装置

整县屋顶分布式光伏和分布储能系统应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力，防孤岛保护动作时间不大于2秒，其防孤岛保护应与配电网侧线路重合闸和安全自动装置动作时间相配合。

6.2 电压保护

通过10kV电压等级直接接入公共电网的屋顶分布式光伏，应具备低电压穿越能力；当并网点考核电压在下图中电压轮廓线及以上的区域内，分布式光伏应不脱网连续运行；否则，允许分布式光伏从电网切出。10kV屋顶分布式光伏并网电压技术要求如下图：

通过10伏电压等级并网的屋顶分布式光伏，应具备高电压穿越能力，当并网点处电压超出下表规定的电压范围时，应在相应的时间内停止向电网线路供电。

并网点电压

要求

90%UN≤U≤110%UN

连续运行

110%UN＜U＜120%UN

至少能运行10秒

120%UN≤U≤130%UN

至少能运行0.5秒

注:1.UN为分布式电源并网点的电网额定电压；

6.3 频率保护

通过10kV电压等级接入公共电网的屋顶分布式光伏，其频率保护配置应满足下表要求。

频率范围

运行要求

f＜46.5Hz

根据光伏逆变器允许运行的最低频率而定

46.5Hz≤f＜47.0Hz

频率每次低于47.0Hz，光伏电源应能至少运行5秒

47.0Hz≤f＜47.5Hz

频率每次低于47.5Hz，光伏电源应能至少运行20秒

47.5Hz≤f＜48.0Hz

频率每次低于48.0Hz，光伏电源应能至少运行1分钟

48.0Hz≤f＜48.5Hz

频率每次低于48.5Hz，光伏电源应能至少运行5分钟

48.5Hz≤f＜50.5Hz

连续运行

50.5Hz≤f＜51.0Hz

频率每次高于50.5Hz，光伏电源应能至少运行3分钟

51.0Hz≤f＜51.5Hz

频率每次高于51.0Hz，光伏电源应能至少运行30秒

f>51.5Hz

根据光伏逆变器允许运行的最高频率而定

6.4 系统调度自动化

光伏电站本体远动系统独立配置技术先进、易于灵活配置的远动通信服务器，上传信息采用5G专网接入调度能量管理系统主站无线安全接入区。配置远动通信服务器/综合终端（具备AGC功能）1台、纵向加密装置1台、交换机1台、电能量采集终端1台。

通过10kV电压等级并网，能够实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、分布式电源输送有功、无功功率、发电量、功率因数等，并上传至相关电网调度部门。

通过10kV电压等级并网的屋顶分布式光伏应具有有功功率、无功功率调节能力，输出功率偏差及功率变化率不应超过电网调度机构的给定值，并能根据电网频率值、电网调度机构指令等信号调节电源的有功功率输出。通过10kV电压等级并网的光伏发电系统，应具备保证并网点公因数在0.9（超前）-0.9（滞后）范围内连续可调的能力。

接入电网的整县屋顶分布式光伏应当落实《电力监控系统安全防护规定》（发改委〔2014〕14号令）、《电力监控系统安全防护总体方案》（国能安全〔2015〕36号）以及 国家信息安全等级保护制度等相关规定，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的原则，保障电力监控系统网络安全。

使用纵向加密认证技术，实现调度主站与终端通道传输加密，确保通信报文的机密性、完整性，采用无线专网方式与调度机构主站进行通信的整县屋顶分布式光伏，应接入调控机构安全接入区。

6.5 电能表计量

（1）安装位置：在光伏电站10kV并网点设置发电计量点。在供、用电设施产权分界点处设置关口计量点，计量光伏用户上网电量和用网电量。

（2）技术要求

并网电能表：按双向智能电能表设计，用于采集计量光伏设备发电量。

关口计量电能表精度要求不低于0.5S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需达到0.5S以上；并应具备电流、电压、电量等信息采集和三相不平衡监测功能。

并网点电流、电压互感器需要在供电公司建档、校验。

（3）计量信息统计与传输

应配置采集终端。采集终端满足电能量、电气量、状态量及事件实时高频采集、远程边端自动控制需要。

（4）电能质量在线监测装置

在升压站配置1套电能质量在线监测装置，实现对光伏电站并网线路及母线电能质量连续监测，以确保电网安全运行。接入电网前应经过电能质量评估，避免投运后出现问题再进行治理。光伏站侧安装的电能质量监测装置应校验合格，并将信息上传至主管部门。

6.6 系统通信

本项目采用无线通信方式，具备与电网调度机构之间进行数据通信的能力。

6.7 储能系统

积极鼓励分布式光伏建设储能设施，综合考虑开发规模、负荷特性等因素，按照不低于装机容量30%、时长3小时配置或租赁储能设施。建议在光伏电站配置储能系统。