摘 要：分布式光伏發(fā)電特指在用戶場地附近建設，運行方式以用戶側自發(fā)自用、余電上網，且在配電系統平衡調節(jié)為特征的光伏發(fā)電設施，是一種新型的、具有廣闊發(fā)展前景的發(fā)電和能源綜合利用方式，它倡導就近發(fā)電，就近并網，就近轉換，就近使用的原則，不僅能夠有效提高同等規(guī)模光伏電站的發(fā)電量，同時還有效解決了電力在升壓及長途運輸中的損耗問題,發(fā)展分布式光伏發(fā)電對優(yōu)化能源結構、實現“雙碳目標"、推動節(jié)能減排、實現經濟可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

關鍵詞：分布式光伏；自發(fā)自用；余電上網；“雙碳目標"

1. 概述

光伏發(fā)電具有顯著的能源、環(huán)保和經濟效益，是的綠色能源之一，在我國平均日照條件下安裝1 千瓦光伏發(fā)電系統，1 年可發(fā)出1200 度電，可減少煤炭(標準煤)使用量約400 千克，減少二氧化碳排放約1 噸。根據世界自然基金會研究結果：從減少二氧化碳效果而言，安裝1平米光伏發(fā)電系統相當于植樹造林100 平米，目前發(fā)展光伏發(fā)電等可再生能源是根本上解決霧霾、酸雨等環(huán)境問題的有效手段之一。

本次建設規(guī)模為18000千瓦分布式光伏發(fā)電。本項目電量結算原則為： 自發(fā)自用、余電上網。項目計劃2023年7月底建成投產，本期項目投運后年均 發(fā)電量約2400萬千瓦時。該重工企業(yè)光伏電站至公共連接點(豐山開閉所904開關、豐山第三開閉所924開關、10KV頂豐Ⅱ回955線路新城支線非15桿)所有工程由投資建設；在豐山開閉所904開關、豐山第三開閉所924開關、10kV頂豐Ⅱ回955線路新城支線非15桿、該重工企業(yè)光伏配電室3個并網點處裝設 A 級電能質量在線監(jiān)測裝置；豐山開閉所904開關、 豐山第三開閉所924開關、10kV頂豐Ⅱ回955線路新城支線非15桿的、重工企業(yè)配電室內的計量表、重工企業(yè)光伏開關室的3個并網點裝設供電公司提供的光伏發(fā)電計量表。

圖1 項目現場圖

2. 系統結構

分布式光伏監(jiān)控系統是指：通過執(zhí)行規(guī)定功能來實現某一給定目標的一些相互關聯單元的組合，利用計算機技術、現代電子技術、通信技術和信息處理技術等實現對變電站二次設備的功能進行重新組合、優(yōu)化設計，對光伏電站全部設備的運行情況執(zhí)行監(jiān)視、測量。

系統可分為三層結構：即現場設備層、網絡通訊層和平臺管理層。

現場設備層：包含微機保護、電能質量在線監(jiān)測裝置、故障解列裝置、多功能儀表、計量表等設備，用于采集站內配電柜內電氣運行參數、開關狀態(tài)等數據，同時分別在10kV變電所配置多套直流電源，保障現場設備良好的運行環(huán)境。

網絡通訊層：包含ANet-2E4SM智能網關。網關主動采集現場設備層設備的數據，并可進行規(guī)約轉換，數據存儲，分散10kV變電站通過數據采集箱（內置智能網關）采集數據通過光纖上傳至通信室分布式光伏監(jiān)控系統統平臺；同時網關充當遠動通信裝置，將現場設備數據采集后通過交換機經縱向加密數據加密后上傳調度網。

平臺管理層：l分布式光伏監(jiān)控系統平臺、國網漳州供電公司調度控制中心平臺。

圖2 監(jiān)控系統網絡結構圖

3. 解決方案

本項園區(qū)采用10kV供電，電源接入點為4處，變壓器總容量為5600+3250+800+3150=12800kVA。

在1#高計配電房東南測新建一座18.8M*4.5M配電房做為1#光伏配電房；在7#高計配電房東測新建一座6.2M*7.2M配電房做為2#光伏配電房；在5#配電房西測新建一座18.8M*5M配電房做為3#光伏配電房。三個高壓并網點采用XGF10-Z-1國網典型設計方案。

圖3 光伏電站一次系統圖

該項目為一般廠房用電，按三級負荷要求供電，10kV采用單母線接線方式。。擬在重工企業(yè)內十二個屋面建設17.99985MWp分布式光伏發(fā)電項目，項目采用“自發(fā)自用，余電上網"模式，共利用原有三個電源點作為光伏高壓并網點并入電網端，每個并網點均設置光伏進線柜、光伏并網計量柜、光伏出線柜。新增的光伏系統配置自動化系統，實時采集并網信息，信息上傳至當地調控中心DMS系統。光伏發(fā)電逆變器電源電壓為800V，經室內升壓變升壓至10kV后,通過高壓電纜接入新增的10kV光伏高壓柜,并入原10kV市電高壓柜。

圖4 光伏電站原有一次系統圖

圖5 光伏電站原有開閉所屏柜布置圖

3.1. 方案綜述

本次工程為17.99985MWp的分布式光伏發(fā)電項目，項目采用“自發(fā)自用，余電上網"模式，新建1#、2#、3#光伏配電室，分別接入三個區(qū)域屋頂光伏發(fā)電設備。根據用戶配電系統管理需求，需要對10kV開關柜、光伏逆變器、交直流系統等進行全方面監(jiān)控與保護，及時發(fā)現故障故障，保證配電系統可靠運行。

在3#光伏配電室配置一套Acrel-1000DP分布式光伏監(jiān)控系統，通過通信管理機及網絡交換機實時采集各個光伏配電間的繼電保護裝置、電能質量、安全自動裝置、光伏逆變器等二次設備數據，實現整個廠區(qū)供配電系統的全面電力監(jiān)控與自動化管理。

在各個配電室配置一套直流電源系統(帶蓄電池)和UPS電源，為整個光伏電站的斷路器執(zhí)行機構、二次設備及監(jiān)控主機等重要設備運行提供穩(wěn)定可靠的電源。

在每間光伏配電室光伏計量柜配置關口計量電能表、并網電能表、自用電計量電能表，并網電能表，用于光伏發(fā)電計費補償；關口計量電能表，用于用戶與電網間的上、下網電量 計量及余電上網的計費；自用電計量電能表，用于計量用電客戶自用電量。

本項目采用5G無線專用通道方式，通過光伏縱向加密上傳到漳州供電公司16樓通信機房，并接入配網主站。一面遠動通訊屏，遠動通訊屏配置數據1臺5G無線路由器、2臺交換機、2臺縱向加密裝置、1臺正向隔離裝置、1臺遠動裝置、1臺群調群控裝置。具備與電網調度機構進行雙向通信的能  力，能夠實現遠程監(jiān)測和控制功能，應能接收、執(zhí)行調度端遠方控制解/并列、啟停和發(fā)電功率的  指令，具備群調群控及遠動功能，有關光伏電站本體信息的采集、處理采用監(jiān)控系統來完成，具  備符合相關標準通信協議的遠傳功能。

3.2. 功能需求

3.2.1. 繼電保護及安全自動裝置需求

分布式電源繼電保護和安全自動裝置配置應符合相關繼電保護技術規(guī)程、運行規(guī)程和反事故 措施的規(guī)定，裝置定值應與電網繼電保護和安全自動裝置配合整定，防止發(fā)生繼電保護和安全自 動裝置誤動、拒動，確保人身、設備和電網安全。10kV接入的分布式電源，保護和安全自動裝置 配置還應滿足《分布式電源涉網保護技術規(guī)范》(Q/GDW 11198)的要求。

1.線路保護：光伏電站線路發(fā)生短路故障時，線路保護能快速動作，瞬時跳開相應并網點斷 路器，滿足全線故障時快速可靠切除故障的要求。為保障供電可靠性，減少停電范圍，在#1高壓配電室10kV進線柜901開關、#7高壓配電室10kV進線柜901開關、#5高壓配電室 10kV進線柜901開關各配置1套帶方向過流保護(保護測控一體)及安全解列裝置。在#1高壓配電室光伏接入柜906開關、#7高壓配電室光伏接入柜903開關、5高壓配電室光伏 接入柜904開關各配置1套帶方向過流保護(保護測控一體)。

2.安全自動裝置：在非高壓配電室10kV進線柜901開關、#7高壓配電室10kV 進線柜901開關、5高壓配電室10kV進線柜901開關各裝設1套安全自動裝置，實現頻率電壓 異常緊急控制功能，跳開光伏電站側斷路器。

3.防孤島保護：分布式電源應具備快速監(jiān)測孤島且立即斷開與電網連接的能力，防孤島保護 動作時間不大于2S,其防孤島保護應與配電網側線路重合閘和安全自動裝置動作時間相配合。在 本光伏電站并網點裝設防孤島保護裝置，防止產生非計劃性孤島。

4.光伏電站本體應具備故障和異常工作狀態(tài)報警和保護的功能。

5.光伏電站應支持調度機構開展"四遙"(遙測、遙信、遙控、遙調)應用功能。

6.恢復并網：當光伏發(fā)電系統因電網擾動脫網后，在電網電壓和頻率恢復到正常運行范圍之 前，光伏發(fā)電系統不允許并網；在電網電壓和頻率恢復正常后，通過10kV電壓等級并網的分布式 電源恢復并網應經過電網調度機構的允許。

7.逆變器應具備高/低壓解列及高/低頻解列功能，應具備防孤島保護功能以實現快速監(jiān)測到孤 島后立即斷開與電網的連接，防孤島方案應與繼電保護、安全自動裝置等相配合；逆變器應符合 國家、行業(yè)相關技術標準，具備高/低電壓閉鎖、檢有壓自動并網功能，檢有壓定值宜整定為85%UN (實際定值以設計方案為準)。

8.防孤島保護是針對電網失壓后分布式電源可能繼續(xù)運行、且向電網線路送電的情況提出。 孤島運行一方面危及電網線路維護人員和用戶的生命安全，干擾電網的正常合閘；另一方面孤島 運行電網中的電壓和頻率不受控制，將對配電設備和用戶設備造成損壞。防孤島裝置應具備線路 故障時，確保電源能及時斷開與電網連接，確保重合閘能正確動作。

9.系統繼電保護應使用專用的電流互感器和電壓互感器的二次繞組，電流互感器準確級宜采 用5P、10P級，電壓互感器準確級宜采用0.5、3P級。

10.光伏電站內需配置直流電源屏(帶蓄電池)和UPS電源，供新配置的保護裝置、測控裝置、 電能質量在線監(jiān)測裝置等設備使用。

3.2.2. 調度自動化需求

光伏電站應滿足《國網福建電力做好中低壓分布式電源接入系統優(yōu)質服務指導意見》(閩電發(fā)展(2022〕381號)有關自動化的規(guī)定：10kV接入的分布式電源，信息采集、控制調節(jié)等應 滿足《分布式電源并網技術要求》(GB/T 33593-2017)及閩電調〔2022〕268號國網福建電力 關于印發(fā)《福建省中低壓分布式電源采集信號規(guī)范(試行)》要求。

光伏電站投運后，由縣調調度，并由縣級供電公司對運行進行管理。因此，需建立光伏電站至縣調的調度通信以及遠動等信息和數據傳輸通道。

10kV光伏電站本體需配置配電自動化終端監(jiān)控系統，具備與電網調度機構進行雙向通信的能  力，能夠實現遠程監(jiān)測和控制功能，應能接收、執(zhí)行調度端遠方控制解/并列、啟停和發(fā)電功率的  指令，具備群調群控及遠動功能，有關光伏電站本體信息的采集、處理采用監(jiān)控系統來完成，具  備符合相關標準通信協議的遠傳功能。光伏電站配電自動化終端監(jiān)控系統實時采集并網運行信息， 主要包括主斷路器狀態(tài)、并網點開關狀態(tài)(具備遙控功能)、并網點電壓和電流、光伏發(fā)電系統  有功功率和無功功率、光伏發(fā)電量、頻率等，上傳至市供電公司配網自動化系統主站，再由市供電公司調度中心將數據下發(fā)至縣調，當調度端對分布式電源有功功率和無功電壓有控制 要求時，就地監(jiān)控系統應能夠接收和執(zhí)行上級調度主站系統的控制命令。

站內對時方式：分布式電源10kV接入時，應能夠實現對時功能，可采用北斗對時方式、GPS對時方式或網絡對時方式。

3.2.3. 電能計量需求

根據Q/GDW10347-2016《電能計量裝置通用設計規(guī)范》規(guī)定，運營模式為自發(fā)自用余電上網 的分布式電源應采用三點計量法，本項目需設置關口計量電能表、并網電能表、自用電計量電能表：并網電能表，用于光伏發(fā)電計費補償；關口計量電能表，用于用戶與電網間的上、下網電量計量及余電上網的計費；自用電計量電能表，用于計量用電客戶自用電量，具體見項目方案原則電氣主接線示意圖。

1.安裝位置與要求

在豐山開閉所904開關、豐山第三開閉所924開關、10kV頂豐Ⅱ回955線路新城支線非15桿各新增某重工企業(yè)的下網關口計量表一個，共新增三個關口計量表。

將某重工企業(yè)原有下網關口計量表，視為用于計量用電客戶自用電量計量表。

在某重工企業(yè)1#光伏開關室10kV并網點911開關；2#光伏開關室10kV 并網點911開關；3#光伏開關室10kV并網點911開關，3個并網點分別設置并網電能表，用于 光伏發(fā)電計費補償。

2.技術要求

(1)電能計量裝置的配置和技術要求應符合DL/T 448和DU/T 614的要求。電能表采用智能電能表，至少應具備雙向有功和四象限無功計量功能、事件記錄功能，配有標準通信接口，具備本地通信和通過電能信息采集終端遠程通信的功能，電能表通信協議符合DL/T 645。(根據結算精度要求，必要時應具備698通訊協議)。

(2)10kV關口計量電能表精度要求不低于0.5S級，并且要求有關電流互感器、電壓互感器的精 度需分別達到0.2S、0.2級。計量用互感器的二次計量繞組應專用，不得接入與電能計量無關的設備。

(3)電能計量裝置應配置專用的整體式電能計量柜(箱),電流、電壓互感器宜在一個柜內，

(4)并網點計量柜安裝專變采集終端，將信息傳輸到用電信息采集系統，應按照《福建省電力 有限公司專變采集終端安裝規(guī)范》(營計〔2011〕86號)中的有關規(guī)定設計。

(5)光伏并網計量點應加一面計量屏，且都要有獨立的負控小室和計量小室；需各增加一組負 控獨立的電壓電流互感器，計量裝置等級應與計量CT、PT一樣。

3.計量信息統計與傳輸

計費表采集信息通過專變采集終端接入計費主站系統(電費計量信息)和光伏發(fā)電管理部門)電能信息采集系統(電價補償計量信息),作為電費計量和電價補貼依據；各表計信息統一匯集至計量終端服務器。關口點電能計量裝置應滿足《電能計量裝置技 術管理規(guī)程》(DL/T448-2016)要求，關口電能計量裝置的設計方案、施工圖須經州供電公司 電能計量專業(yè)審查合格后方可實施。

3.2.4. 電能質量在線監(jiān)測需求

根據Q/GDW10651—2015《電能質量評估技術導則》的相關要求；通過10(6 kV～35kV電壓等級并網的變流器類型電源應在公共連接點裝設滿足GB/T19862要求的某級電能質量在線監(jiān)測裝置，以滿足接入福建電網電能質量監(jiān)測子站通信機的接入規(guī)范，對電壓、頻率、諧 波、功率因數等電能質量參數進行監(jiān)測，電能質量監(jiān)測數據應至少保存一年。本項目在豐山 開閉所904開關、豐山第三開閉所924開關、10kV頂豐Ⅱ回955線路新城支線#15桿、某重工企業(yè)光伏開關站3個并網點處分別裝設一套電能質量在線監(jiān)測裝置。本項目應在并網前向縣供電公司提供由具備相應資質的機構出具的電能質量在線監(jiān)測設備檢測報告。

光伏電站應滿足《國網福建電力做好中低壓分布式電源接入系統優(yōu)質服務指導意見》(閩電發(fā)展〔2022〕381號)有關電能質量要求的規(guī)定，當接入配電網的分布式電源導致公共連接點 電能質量不滿足相關要求時，運營管理方應在規(guī)定時間內采取改善電能質量措施，未采取治理措 施或采取改善措施后電能質量仍無法滿足要求時，電網運營管理部門采取斷開該分布式電源管控措施，直至電能質量滿足要求時方可重新并網。

通過10KV電壓等級并網的分布式電源，應具備低電壓穿越能力和高電壓穿越能力，高低 電壓穿越的考核曲線應滿足現行技術規(guī)范要求。

通過10(6)kV～35kV電壓等級并網的分布式電源，應在并網運行后6個月內向縣供電公司提供運行特性檢測報告，檢測結果應符合Q/GDW10651—2015《電能質量評估技術導則》的相  關要求。分布式電源接入電網的檢測點為電源并網點，應由具有相應資質的單位或部門進行檢測，并在檢測前將檢測方案報縣供電公司調控中心備案。

在新(擴)建諧波源用戶投運后，縣供電公司營銷部組織對用戶諧波進行測試。如發(fā)現評估不超標而實測超標的用戶，縣供電公司營銷部應對該用戶下發(fā)諧波整改通知，及時落實用戶諧波治理措施。

3.2.5. 電力安全防護需求

根據能監(jiān)局36號文及國家電網公司二次安防要求，配電自動化通道需要加裝安全防護設備。本工程應配置1.臺縱向加密認證裝置，且在電力監(jiān)控系統投運前應通過具有國家認證許可的 安全評估機構進行安全評估工作，并向縣調提交安全評估測評報告。

業(yè)主單位需內部集控信息進行遠程監(jiān)視時，不得與傳送上級調度單位共用傳輸設備，不得使用相同的傳送規(guī)約和端口。

3.3. 配置設備清單

表3 我司提供方案設備列表

.現場應用圖

圖6 3#光伏電站屏柜布置圖

圖7 3#光伏電站監(jiān)控主機與遠動通訊屏柜布置圖

圖8 3#光伏電站公用測控屏、通信及時鐘同步屏柜布置圖

4. 系統功能

4.1. 實時監(jiān)測

Acrel-1000DP分布式光伏監(jiān)控系統人機界面友好，能夠以配電一次圖的形式直觀顯示配電線路的運行狀態(tài)，實時監(jiān)測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態(tài)監(jiān)視各配電回路斷路器、隔離開關、地刀等合、分閘狀態(tài)及有關故障、告警等信號。同時可以設計整體界面，供用戶選擇對應配電房對應光伏組件或高壓部分進行查看。

圖9 實時監(jiān)測主界面圖

4.2. 逆變器監(jiān)視

在逆變器監(jiān)控圖中，可以直接查看該回路詳逆變器的交直流兩側電壓電流情況、輸入功率、輸出功率、逆變器的溫度等信息。并根據項目光伏發(fā)電實際接入情況，分開查看對應光伏逆變器組件數據。

圖10 逆變器監(jiān)視界面圖

4.3. 網絡拓撲圖

系統支持實時監(jiān)視接入系統的各設備的通信狀態(tài)，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態(tài)，發(fā)生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

圖11 站內設備系統網絡拓撲圖

4.4. 曲線查詢

在曲線查詢界面可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數等曲線。

圖12 曲線查詢界面圖

5. 結語

在“雙碳"背景下，隨著分布式新能源的廣泛建設，高滲透率分布式光伏接入配電網后勢必產生的電壓問題，因此在促進分布式光伏并網過程中需要一套安全可靠的分布式光伏監(jiān)控系統解決方案，為用戶、電網助力分布式光伏高比例有序并網，強化分布式光伏的統一管控，推動分布式光伏和大電網的協調運行，搭建數據透明、調控便捷、能源互動的新型分布式新能源調度管理體系。

參考文獻

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