分布式光伏系统接入对用户原配电系统的影响分析及应对措施

通常认为在配电网络侧发生短路时，接入到配电网络中的光伏电源对短路电流贡献不大，稳态短路电流一般只比光伏电源额定输出电流大10%~20%，短路瞬间的电流峰值跟光伏电源逆变器自身的储能元件和输出控制性能有关。在配电网络中，短路保护一般采用过流保护加熔断保护。当发生单相和三相故障时，以逆变器方式接入的分布式电源对短路电流的贡献很小，短路电流主要来自主网。

光伏电源逆变器自身带有反孤岛功能，大量光伏电源的接入并不会给系统增加实质性的触电风险。近年来，大量研究结论表明：即使将来有大量分布式电源接入到配电网中，只要措施得当，并不会使系统发生非正常孤岛风险的可能性有实质性增加，因而发生非正常孤岛不会成为妨碍光伏电源等分布式电源接入的一个技术问题。

（一）系统继电保护配置

本文按10KV电压等级考虑保护配置。在10KV光伏开关站侧配置三段式电流保护装置、零序保护及变压器超温保护等。

配置故障解列装置，故障解列装置是作用于并网开关或者电站出线的一款微机保护装置，具备频率、电压异常紧急解列保护等功能。当光伏电站出现故障时，为了避免本站的故障影响到电网，快速可靠的跳开并网开关，将本站与电网分离开，保证电网的安全运行，避免对电网造成冲击。

无论配电网发生三相或两相短路，由光伏电源供出的短路电流都不超过其额定电流的1.5倍。当光伏并网点下游远处发生短路时，将会减小主电源供出的短路电流，其减小幅度与光伏发电接入容量和系统短路容量有关，但可忽略。因此，光伏发电系统并入配电网，对变电站内10kV出线开关无需增加保护设备，也无需调整现有保护逻辑，但在进行光伏发电接入方案设计时需要对现有保护定值进行校核。

（二）逆变器保护

逆变器保护具备：交流过压、欠压保护，超频、欠频保护、高温保护、防孤岛保护、交流及直流的过流保护、直流过压保护等保护要求，具有失压跳闸、检有压合闸功能；具备一定的过电流能力，在120%倍额定电流以下，可连续可靠工作时间应不小于1min。

（三）低电压穿越

光伏电站具备一定的低电压穿越能力，并满足《光伏发电站设计规范》、《光伏电站接入电网技术规定》中的相关要求。

（四）电能质量在线监测装置

光伏发电站的10kV并网开关侧配置1套电能质量监测设备，为电力系统设计、事故分析、电力经济运行以及电能质量污染责任区分提供依据。10kV侧需配置0.5级三相线路CT及0.5级三相母线PT，用于电能质量监测装置模拟量接入。电能质量装置信息通过专线通道传至电能质量监测主站系统。

（五）AGC、AVC

大中型光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏电站并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。

大中型光伏电站能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。

按照此要求，需要装设功率控制系统或切机装置，根据系统要求执行功率控制或切机命令。信号采用调度数据专网通道传送。

（六）加强检修安全管理

制订包含光伏电源并网的配电网检修管理规定，强化光伏发电及所接配电网检修安全管理，避免在配电网和送出线路检修过程中光伏电源向电网送电，危及人身安全。严格执行《安规》中关于保障安全的技术措施，先验电，若带电，则提前通知相关光伏电源业主，断开进线开关。

（七）规范技术手段

加强入网检测，以及对并网光伏逆变器欠压防孤岛保护功能的检测，确保在系统开关跳开后，并网光伏电源系统自动切除。

加强技术监督，贯彻《光伏发电的技术监督规定》，对接入配电网的光伏电源加强稽查，确保光伏并网配置失压跳闸、检有压合闸开关和孤岛解列功能。

采用联动方式，当配电总开关跳开后，联动跳开下级所有电源的公共连接点开关。

分布式发电技术作为新一代发电技术，其发展上升的势头不可阻挡。采用新的技术，制定相应的管理措施，配置完备的逆变器保护、继电保护装置（线路保护、母线保护、孤岛检测与安全自动装置）、在线电能质量检测装置、AVC、AGC装置、故障解列装置及自动化系统等，可确保分布式光伏电站接入后的用户配电系统安全稳定可靠运行。

转载自公众号：中交光伏科技有限公司