大型并網光伏發電項目接入系統的分析研究

劉東斌

（金川集團股份有限公司規劃發展部，甘肅 金昌 737100）

并網光伏發電項目建設是加快我國能源結構調整，發展低碳經濟，開創未來經濟科技發展方向的重要措施。金川集團股份有限公司十分重視可再生能源的開發和利用，分期規劃建設了200MWp并網光伏發電項目。200MWp并網光伏發電項目屬于大型光伏項目，如何既好又快的建設新型能源項目，保證系統和光伏電站的穩定運行，解決面臨的技術難題，是相關技術人員應該積極投入討論的課題。

1 200MWp并網光伏發電系統組成及主接線方案

200MWp并網光伏發電系統主要包括多晶硅太陽能電池、光伏陣列防雷匯流箱、直流防雷配電柜、500kW光伏并網逆變器（無隔離變壓器）、0.27/35kV（1000kVA）升壓變壓器、高壓配電裝置、環境監測及監控裝置、系統的防雷及接地裝置等。采用分塊發電、集中并網方案，將系統分成200個并網發電單元，合計 40個聯合單元組合后經二次升壓至110kV升壓站后，分回路送出至電網。

2 光伏發電系統并網接入模式、規劃設計要求及接入方案的選擇

2.1 接入模式

200MWp并網光伏發電系統采用不可調度式并網發電模式，相比于可調度式光伏并網系統，減少了儲能環節。對于發電量的增加和減少，完全由電網調度統一平衡管理。

2.2 并網接入系統規劃設計要求

1）接入容量

合理地確定接入電網的機組容量能夠保證光伏發電的可靠性和安全性。并網接入容量對系統總負荷具有一定比例，比例越高，系統備用容量要求越高，否則將會影響系統的安全穩定運行。根據光伏運行特性及系統調峰的要求，并網接入容量一般按系統總負荷的30%以下考慮為宜。常規電源接入容量在考慮系統穩定時，按系統總容量的8%～10%選取考慮。

2）接入電壓等級

大型并網光伏電站電壓等級主要根據并網容量、電網接納能力、系統配置來考慮。送入容量越大，要求接入的電壓等級就越高。一般要求，200kW以下的機組接入400V電網，200～6000kW的機組以10kV電壓等級接入電網，單機容量100～200MW的機組，一般宜接入110～220kV電壓電網。

200MWp并網光伏發電系統分期規劃總裝機容量200MW，初步考慮按110kV電壓等級接入，同時根據對公網的保護隔離需求，也可以考慮按用戶330kV變電站的接入。

3）電能質量技術標準及要求

根據《光伏電站接入電力系統技術規定》的要求，并網光伏發電站電能指標主要有諧波和波形畸變的限值要求、直流分量、頻率允許偏差范圍、公共連接點的電壓偏差限值、電壓不平衡度的數值、電壓波動和閃變的具體要求，還提出了各項標準指標。

同時，規定了有功功率控制、最大變化率、起動和停機的要求；規定了無功容量及無功電源、運行電壓及調節、運行測試及通信、信號的要求等。在《光伏系統并網技術要求》中，規定了并網系統在運行異常及故障時的并網保護，主要有過、欠電壓、過欠頻率、防孤島效應、恢復并網時間要求、防雷接地、短路保護、隔離和開關設置、逆向功率保護等措施。還提出了絕緣、耐壓、接地、隔離等安全防護要求。

上述電能質量及保護的規定，為光伏制造廠家、設計單位、并網管理單位、電站運行單位提供了共同遵循的依據。

4）并網管理措施及要求

并網調度管理單位根據國網要求，為保證系統安全、穩定運行，除了對電能質量和保護進行了具體規定外，還提出了具體措施，也為設計單位提供了設計參考，為運行單位提供了應遵循的原則。一般有：

（1）新建光伏電站在升壓站接入系統應應具備提供實時信息的條件。主要包括并網狀態、光照數據（輻照度、空氣溫度等）、逆變器運行信息（有功、無功、電流等）、逆變器狀態信息、無功補償裝置信息、并網點的頻率電壓信息、升壓站潮流信息及關口點電能信息。

（2）光伏電站應在升壓站安裝故障錄波儀，記錄故障前10s到故障后60s的情況，按電網要求配備至省調和所屬地調的數據網絡傳輸通道。

（3）光伏電站起動送電前須提供光伏電站運行特性的測試報告。測試應包含以下內容：光伏電站有功功率控制能力、無功/電壓控制能力、電能質量、低電壓耐受能力、相關涉網保護、運行特性及省調要求的其他并網調試項目。

（4）光伏電站應參與地區電網無功平衡及電壓調整，保證并網點電壓，滿足電壓控制曲線。

（5）光伏電站應定期每日提交次日光伏發電功率申報曲線，由省調根據電網運行情況，編制光伏電站次日計劃曲線?？梢愿鶕栞椪斩茸兓闆r，當波動范圍超過計劃值的±20%及以上時，必須提前申請修改計劃曲線。

（6）光伏電站根據上級調度確定相應運行模式。主要有：最大出力模式、恒出力模式、無約束模式、聯絡線調整模式。調度根據光伏電站相關送出潮流約束情況，下達光伏發電出力曲線。

（7）光伏電站應配置有功功率控制系統，具備有功功率調節能力，接收并自動執行省調發送的有功功率控制信號，確保光伏電站有功功率值符合給定值。光伏電站應具有限制輸出功率變化率的能力。 在電網緊急情況下，光伏電站應能快速自動切除部分逆變器乃至整個光伏電站。

（8）光伏電站須安裝動態無功補償裝置，補償容量應滿足要求。功率因數應能夠在-0.98～+0.98范圍內連續可調。光伏電站在其無功輸出范圍內，能夠根據并網點電壓水平，調節光伏電站的無功功率、無功補償設備投入量以及調整變壓器的變比，具備參與電網電壓調節的能力。

（9）光伏電站應配置電能質量監測設備，實時監測的光伏電站電能質量，符合國網相關技術規定，并按照調度要求上傳有關信息。

（10）光伏電站還應具備常規變電站的一般功能，如遠方操作功能、頻率表等。

2.3 接入系統方案的選擇

1）電網特點

金昌電網有330kV金昌變電站3座；110kV變電站11座，總計容量達到3000MW，形成了主要以金昌變、雙灣變、東大灘變等3座330kV變電所互為備用為主干網絡的供電系統。其中110kV電網作為高壓配電網主供電網絡，依據上級電網和電源的分布，形成了以永昌電廠、金昌變、雙灣變、東大灘變及寧變為供電電源的供電網絡。

2）系統接入方案的規劃選擇

電源接入規劃內容主要包括根據電力負荷預測分析、電網電源規劃情況，經過電力電量平衡，及潮流計算、穩定計算、短路電流計算、無功補償計算等電氣計算，最終確定系統接入方案。

受光伏項目所處的位置、上網半徑內電網結構、電網內現有電壓等級的配置等因素的影響，規劃設計從傳輸效率、電網資源、技術要求、就地平衡消納情況考慮，分別提出從雙灣變、東大灘變、寧變的110kV間隔接入和從雙灣變、東大灘變的330kV間隔接入的方案。初步考慮了110kV和330kV兩種接入方式合計5個方案。最終的確定，由電網公司綜合各方面因素考慮。

3 影響并網接入系統的要素分析

1）并網逆變器輸出電能品質的影響

光伏發電系統的發電主要核心是光伏組件和逆變器，電能品質的變化產生及調節與傳統電源完全不同，具有逆變器諧波和抗過流能力差的缺點，存在潛在污染的可能性。

因此，并網光伏系統使用的并網光伏逆變器必須具有高品質的電能輸出。目前，太陽能光伏逆變器都配置有高性能濾波電路，使得并網光伏逆變器交流輸出的電能質量初步滿足公共電網的電能質量的各項要求。

對于并網光伏電站輸出的電能品質，電網運行管理單位也采取了不同的控制管理措施，主要包括光伏電站配置要求、測試標準和手段，以及保護、切除、隔離措施等。

2）并網光伏發電的運行特性影響

根據統計資料表明，通常在實測天氣條件下，理想模型的光伏發電出力特性是：考慮夜間，出力分布＜10%占大部分；不考慮夜間，出力范圍很廣，從40%～90%峰值出力的概率在10%以上。最大出力時間集中在12:00－15:00。

這種運行特性，導致并網光伏發電系統由于光資源特性而產生的不規律性、間歇性、波動性以及發電設備逆變器諧波及抗過流能力差、光伏電池暫態無慣性等特點，也決定了光伏發電出力特性的特殊性。

因此，并網光伏發電的起伏波動，一方面對負荷用戶存在擾動的可能；另一方面，電網配置要考慮實時進行負荷平衡，配備必要的備用容量。

3）光伏電站容量的大小對系統的影響

并網光伏發電容量（即并網光伏最大出力與系統最大負荷的比值）的增加，給電網的規劃、運行、安全和穩定帶來新的難題。

具體表現在對傳輸電網規劃電網冗余度、大范圍的資源配置能力、遠距離輸電技術、電網控制技術的影響，對配電網規劃中的配電網容載比、配電網自動化技術及保護、計量、通信、自動化的二次系統的規劃，對電源規劃中的常規電源的建設規模、調峰電源需求、常規電源調節能力都存在相當程度的影響。

金昌電網供電能力達到3000MW，最大負荷達到920MW。按20%計算，系統滿足200MWp并網光伏的能力。

4）對電力系統調峰的影響

根據相關研究資料表明，當光伏最大出力容量占系統最大負荷比例小于10%時，接入后等效最大峰谷差達到20%，光伏電站對系統調峰影響較小。當光伏最大出力容量占系統最大負荷比例達到50%時，接入后等效最大峰谷差達到62.3%，常規火電機組不能隨意起停，當達到50%時，系統調峰能力將不能滿足要求。

5）對系統暫態穩定的影響

并網光伏發電具有光伏電池電磁暫態無慣性的特點，不具備傳統電源的穩定特性，在發生電網異常時，出現短路故障、失電和過流時即從網上切除，進一步影響系統的頻率調節，降低了系統的可靠性。

6）出現短路及低電壓時光伏組件的保護功能對系統的影響。

由于具有“在系統發生故障時，停止輸出，斷開與電網的聯系”的特點，不能考慮作為應急電源，對于大型光伏電站集中接入，在系統發生故障時，還有可能產生故障堆積效應，擴大故障范圍。這就與常規的系統安全自動穩定裝置的配置帶來難題，對相應的系統穩定措施要專項考慮。

4 光伏發電并網規劃設計時應注意的事項及建議

1）光伏發電系統的配置與檢測功能必須完備，并達到相應國家標準。

2）系統自動穩定裝置應根據光伏特性相應設置，調壓、調頻、調功、自動電源投入、自動按頻率減負荷、自動重合閘等功能均與傳統意義的設置有所區別，光伏元件的選擇及控制功能的配置必須具備相應的條件。

3）系統的接口處理包括了逆變器參數監控與通信、光伏電站升壓變參數的監控與通信、系統接入升壓變的監控與通信。在這三級接口處理中，要考慮分層、分類、分區的處理方式，既要保證光伏電站的安全、穩定運行，也要保證系統的安全穩定，尤其對于大型光伏電站的切除，要考慮逐級切除措施。

4）對于目前光伏電站本體發展快、配套電網配置跟不上的現狀，可以充分考慮分期、分批、多接點接入，應盡量避免大型光伏電站集中接入電網的方式。

5）對光伏電站的設計，與傳統意義的發電不同，要全面考慮采用新技術。在檢測項目上，不僅考慮被動測量電壓幅值、頻率沖擊、諧波、相位跳變，還要考慮主動改變系統輸出功率及負載、主動改變頻率漂移措施等。重點落實影響光伏電站與電網運行的電壓電流控制技術、負載啟動性能及快速響應、系統各種保護功能等關鍵技術。目前，光伏控制領域提出了智能控制、微電網的概念，全面落實各項控制措施將是全行業努力的方向。

6）盡快加速系統光伏配套備用容量的建設。當前，包括金川集團200MWp規劃項目在內，金昌市報送光伏發電項目合計870MWp，但金昌市總體負荷按2011年統計為920MW，近期內全面建設所規劃的容量，對電網安全是一個巨大的挑戰。由于光伏出力的不穩定性，系統配備的旋轉備用容量需要大幅配套。應該考慮，在系統統一規劃的前提下，就地平衡，合理配置資源，降低遠距離輸送，并集中社會優勢資源，加快配套備用容量的建設，為光伏發電的穩定性創造良好條件。

7）利用甘肅風光能源的優勢，加快配套輸送電網建設，盡快形成電力外送的格局。金昌地區地處西部，日照時間長，太陽能資源豐富，地域開闊平坦，年平均輻射總量在6156MJ/m2，具備利用戈壁荒灘建設大型光伏電站的優越條件。但電網外送條件還不具備大批建設光伏電站的條件。目前，青海、內蒙、寧夏均提出百萬千瓦光伏規劃。根據國家可再生能源中長期發展規劃，至2030年光伏發電比例在我國能源結構中占主要比例。甘肅省在這經濟轉型跨越的關鍵時刻，應該充分利用這個契機，加快電網輸出建設將是一個明智的選擇。

5 結論

光伏發電作為國家倡導的新能源項目，在西部地區得到了迅猛發展，成為眾多企業轉型跨越發展的最新投資領域。然而，光伏發電項目的飛速發展又受到接入電網眾多技術條件的限制。一方面電網配套建設不足；另一方面，電網對接入的光伏發電也存在諸多要求。通過對并網光伏系統接入系統的初步分析與研究，可以為相關投資企業提供一個借鑒。

[1]GBZ19964《光伏電站接入電力系統技術規定》.

[2]GB/T19939-2005《光伏系統并網技術要求》.

[3]電力工業部電力規劃設計總院編.電力系統設計手冊.北京:中國電力出版社, 2005:46-353.