110 kV變電站屋頂光伏接入站用電系統方案研究

祝燕萍，張治乾，蔣興新，王 潔，徐立波

(1.國網上海市電力公司奉賢供電公司，上海 201499； 2. 上海電力設計院有限公司，上海 200025)

近年來，光伏、風能、地熱等新能源發展迅猛。2020年9月，國家提出了2030年碳達峰和2060年碳中和目標之后，新能源發電量的占比不斷增長，開始改變過去以傳統能源為主的能源結構，與此同時新能源的逐步接入也對傳統電網產生了巨大的挑戰[1-2]。

變電站最初僅作為工業建筑保障城市供電，如今為減少碳排放并消納日常站內負荷，變電站的屋頂及墻面逐步開始鋪設光伏發電系統以充分利用土地和光照資源[3-5]。然而，現階段城市內變電站與光伏結合是一個值得深度探討的問題，例如光伏接入現有站用電的接線方案、光伏電源接入后與站內保護裝置的配合問題，以及對站內現有電氣設備的可靠性和供電質量造成的影響。

本文結合上海地區110 kV變電站工程，對光伏接入變電站站用電系統的不同方案及站用電保護配合方式進行分析和研究。

1 110 kV變電站現狀站用電方案

上海地區110 kV變電站現狀站用電系統采用單母線接線方式，電源來自兩臺10 kV站用變，其低壓側通過ATS雙電源切換后向站用380 V交流母線供電，隨后交流母線為站內交流負荷供電，如圖1所示。

2 屋頂光伏接入站用電系統方案

考慮站內屋頂光伏接入的情況，組件所產生的電量將通過光伏逆變器變換為符合并網要求的交流電并接入站用電系統。理想情況下其光伏發電量將被優先就地消納，供給站用電負荷，如有多余電能則通過站用變回饋給10 kV母線，實現余電上網。在陰雨天或夜晚，光伏不產生電能時，則完全由站用變為站內負荷供電。

在光伏接入站用電系統后，應盡可能滿足供電可靠性和電能質量的相關要求。以下提出3種不同接線方案并分別論述。

2.1 方案一：單母線接線方案

方案一中，光伏接入不改變原有站用電接線方式，即站用電仍采用單母線接線。如圖2所示，站用電系統母線設置一路光伏專用饋線，光伏發電系統經接入柜接入此饋線。本方案光伏發電能實現全量就地消納，多余電能可實現余電上網。當站用電系統失電時，光伏逆變器將檢測到站用電系統失壓，逆變器的防孤島保護會立即斷開光伏回路，以保證自動化裝置正確動作和站內運維人員的人身安全。光伏逆變器斷開與電網的連接后，還將自動定時檢測站用電系統電壓，若檢測到恢復正常，光伏系統將自動重新接入電網。

2.2 方案二：分級母線接線方案

由于自然光照存在波動性，接入站用電的光伏系統具有發電不穩定、諧波注入等不確定性。方案二采用分級母線接線方案，將站內重要負荷與光伏發電電源相對隔離，以保證重要負荷的電能質量，如圖3所示。

方案二中，為進一步提高系統的穩定性，將原有一用一備的站用變系統調整為兩臺站用變同時投入，此時1號站用變為I段母線供電，該母線的負載正常工況下僅包含重要負荷；2號站用變為II段母線供電，II段母線主要承擔了照明動力等一些非重要但日常頻繁使用的交流負荷，光伏發電系統也接入II段母線；其他負荷由經ATS切換后的二級母線供電。正常運行方式下，兩段母線分列運行，II段母線上，除了2#站用變為其提供電源以外，光伏在光照良好的情況下也能消納一定的負荷并余電上網；二級母線則由I段母線供電。當2號站用變失電后，光伏逆變器將斷開與站用電系統的連接，此時可合上I/II段母線分段開關，由1#站用變為II段母線上的一般負荷供電，二級母線仍由I段母線供電。

2.3 方案三：單母線分段接線方案

方案三的單母分段接線方案設想與分級母線接線方案類似，將重要負荷的饋線與光伏電源的饋線接入不同母線段，以保證重要負荷的供電可靠性和電能質量。不同之處在于，分級母線方案將母線進行縱向分級；而單母分段接線方案則參考了常規220 kV變電站站用電系統的接線，將母線進行橫向分段[6]，如圖4所示。

2.4 三種接線方案比選

三種接線方案的優劣勢對比如表1所示。

表1 三種接線方案對比

方案一采用單母線的站用電接線方式，對原有站用電系統改動小，能最大化消納站內設備的負荷。該方案的缺點是光伏系統產生的三相電流不平衡、電流諧波和電壓波動等因素將影響整個站用電系統的電能質量。

方案二和方案三分別采用分級母線和單母線分段接線形式，考慮了光伏接入后可能會影響母線上其他負荷的電能質量，將光伏接入饋線，與重要負荷接入不同段母線，因此對站用電母線進行了縱向的分級或者橫向的分段。

方案二將原先站用變一用一備的模式變成兩臺站用變同時運行的狀態。重要負荷分兩路同時與兩臺站用變連接，其他負荷所接的二級母線在失電發生時可通過ATS進行A/B路切換，提高了供電可靠性。正常工況下，1#站用變主要供重要負荷，2#站用變僅接入光伏及日常負荷，如照明、空調、加熱等以實現光伏就地消納。I/II段母線分段開關一般僅限手動操作，這會影響供電恢復的及時性。

方案三將重要負荷與光伏分處兩段平級的母線，母線之間通過分段開關進行投切。該方案可實現重要負荷的雙重化供電。方案三的缺點與方案二類似，即I/II段母線分段開關一般僅限手動操作，同樣會影響供電恢復的及時性。

綜合比較3個方案，方案一的缺點主要在于光伏接入后將影響整個站用電系統的電能質量。目前，光伏逆變器產品已極為成熟，并且GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》對逆變器產生的三相電流不平衡、電流諧波、電壓波動和直流分量等參數均有相應的規定和要求[7]。光伏接入后，站用電系統的電能質量能夠滿足GB/T 12326—2008《電能質量 電壓波動和閃變》的相關要求[8]。此外，方案一保持了原有接線形式，對運檢運維習慣改變相對較少，還具有實現站內光伏發電就地消納最大化的優勢。因此110 kV變電站屋頂光伏接入站用電系統推薦選用方案一，即單母線接線方案。

3 光伏接入站用電系統配合方案

3.1 光伏逆變器防孤島保護方案

根據GB/T 37408—2019《光伏發電并網逆變器技術要求》，光伏逆變器還需要具備防孤島保護功能，以滿足并網需求[7]。

根據GB/T 29319—2012《光伏發電系統接入配電網技術規定》的規定，孤島現象是指負荷和電源的部分電網，從主電網脫離后繼續孤立運行的狀態[9]。孤島可分為非計劃性孤島和計劃性孤島。防孤島保護是針對防止非計劃性孤島現象的發生而配置的保護。

在實際工況下，當光伏電源與站內負荷組成孤島運行狀態時會產生嚴重后果。

(1)當負荷容量遠大于光伏電源的額定容量時，整個光伏發電系統將處于過載狀態，設備可能會過載燒毀，對站內安全產生嚴重威脅。

(2)在站內檢修的情況下，如果與光伏連接的回路仍然帶電，這將對檢修人員造成嚴重的人身威脅，進而降低電網的安全性。

(3)在保護裝置進行重合閘操作的時候，可能會讓該線路再次跳閘或者無法合閘，也可能會損壞光伏系統或者站內設備。

孤島檢測方法通常分為兩類：被動式檢測和主動式檢測[10]。

被動式檢測通過檢測逆變器交流輸出端電壓或頻率的異常來檢測孤島效應，檢測方案有電壓相位跳變、三次諧波電壓變動、頻率變化率檢測、有功功率變動和無功功率變動等。

主動式檢測是通過逆變器有意輸出擾動信號來監控系統中電壓、頻率以及阻抗的相應變化，以判斷主電網是否脫離。主動式檢測方案主要有頻率偏移、電流脈沖注入引起的阻抗變動和電力線載波通信等。

3.2 光伏逆變器與ATS的時序配合

站用電系統ATS的切換時間可在0.1～60 s范圍內整定，目前110 kV變電站內380 V側雙電源自動切換開關(ATS)動作時間在1 s左右。國家標準關于光伏逆變器防孤島保護的動作時間為2 s。為了站用電系統供電可靠性及設備安全，當有光伏接入的情況下，站用電系統ATS與光伏孤島保護的配合控制邏輯就顯得十分重要。

為了實現站用電系統ATS與光伏逆變器防孤島保護的時序配合，要求防孤島保護先動作，ATS再進行切換，即逆變器的防孤島保護動作時間小于交流屏進線側的ATS動作時間。

根據多家廠家調研情況，目前光伏逆變器的防孤島保護動作時間一般在0.5 s左右。鑒于不同生產廠家其設備性能有所差別，故要求防孤島保護動作時間最大不大于1 s。同時，站用電系統ATS的切換時間調整為1.5 s，留有至少0.5 s的裕度，確保光伏逆變器防孤島保護動作先切除光伏與站用電系統的連接，不會影響站內ATS的動作。

4 結語

光伏發電系統是存在發電量不穩定、多諧波侵入的系統，如何在享受綠色能源的同時，盡可能地保證站內用電的穩定和安全一直以來是研究的熱點。本文提出了適用于110 kV變電站屋頂光伏接入的3個站用電系統接線方案，經綜合比較推薦采用單母線接線方案。單母線接線方案具有接線簡單、對原有站用電系統改動小和能夠實現光伏電能全部就地消納的優點，當站用電系統失電時，逆變器的防孤島保護能與站用電ATS系統在時序上進行配合，光伏接入后不影響原有站用電系統的正常運行。該方案可在上海地區110 kV變電站進行推廣與應用。