110 kV变电站屋顶光伏接入站用电系统方案研究

祝燕萍，张治乾，蒋兴新，王 洁，徐立波

(1.国网上海市电力公司奉贤供电公司，上海 201499； 2. 上海电力设计院有限公司，上海 200025)

近年来，光伏、风能、地热等新能源发展迅猛。2020年9月，国家提出了2030年碳达峰和2060年碳中和目标之后，新能源发电量的占比不断增长，开始改变过去以传统能源为主的能源结构，与此同时新能源的逐步接入也对传统电网产生了巨大的挑战[1-2]。

变电站最初仅作为工业建筑保障城市供电，如今为减少碳排放并消纳日常站内负荷，变电站的屋顶及墙面逐步开始铺设光伏发电系统以充分利用土地和光照资源[3-5]。然而，现阶段城市内变电站与光伏结合是一个值得深度探讨的问题，例如光伏接入现有站用电的接线方案、光伏电源接入后与站内保护装置的配合问题，以及对站内现有电气设备的可靠性和供电质量造成的影响。

本文结合上海地区110 kV变电站工程，对光伏接入变电站站用电系统的不同方案及站用电保护配合方式进行分析和研究。

1 110 kV变电站现状站用电方案

上海地区110 kV变电站现状站用电系统采用单母线接线方式，电源来自两台10 kV站用变，其低压侧通过ATS双电源切换后向站用380 V交流母线供电，随后交流母线为站内交流负荷供电，如图1所示。

2 屋顶光伏接入站用电系统方案

考虑站内屋顶光伏接入的情况，组件所产生的电量将通过光伏逆变器变换为符合并网要求的交流电并接入站用电系统。理想情况下其光伏发电量将被优先就地消纳，供给站用电负荷，如有多余电能则通过站用变回馈给10 kV母线，实现余电上网。在阴雨天或夜晚，光伏不产生电能时，则完全由站用变为站内负荷供电。

在光伏接入站用电系统后，应尽可能满足供电可靠性和电能质量的相关要求。以下提出3种不同接线方案并分别论述。

2.1 方案一：单母线接线方案

方案一中，光伏接入不改变原有站用电接线方式，即站用电仍采用单母线接线。如图2所示，站用电系统母线设置一路光伏专用馈线，光伏发电系统经接入柜接入此馈线。本方案光伏发电能实现全量就地消纳，多余电能可实现余电上网。当站用电系统失电时，光伏逆变器将检测到站用电系统失压，逆变器的防孤岛保护会立即断开光伏回路，以保证自动化装置正确动作和站内运维人员的人身安全。光伏逆变器断开与电网的连接后，还将自动定时检测站用电系统电压，若检测到恢复正常，光伏系统将自动重新接入电网。

2.2 方案二：分级母线接线方案

由于自然光照存在波动性，接入站用电的光伏系统具有发电不稳定、谐波注入等不确定性。方案二采用分级母线接线方案，将站内重要负荷与光伏发电电源相对隔离，以保证重要负荷的电能质量，如图3所示。

方案二中，为进一步提高系统的稳定性，将原有一用一备的站用变系统调整为两台站用变同时投入，此时1号站用变为I段母线供电，该母线的负载正常工况下仅包含重要负荷；2号站用变为II段母线供电，II段母线主要承担了照明动力等一些非重要但日常频繁使用的交流负荷，光伏发电系统也接入II段母线；其他负荷由经ATS切换后的二级母线供电。正常运行方式下，两段母线分列运行，II段母线上，除了2#站用变为其提供电源以外，光伏在光照良好的情况下也能消纳一定的负荷并余电上网；二级母线则由I段母线供电。当2号站用变失电后，光伏逆变器将断开与站用电系统的连接，此时可合上I/II段母线分段开关，由1#站用变为II段母线上的一般负荷供电，二级母线仍由I段母线供电。

2.3 方案三：单母线分段接线方案

方案三的单母分段接线方案设想与分级母线接线方案类似，将重要负荷的馈线与光伏电源的馈线接入不同母线段，以保证重要负荷的供电可靠性和电能质量。不同之处在于，分级母线方案将母线进行纵向分级；而单母分段接线方案则参考了常规220 kV变电站站用电系统的接线，将母线进行横向分段[6]，如图4所示。

2.4 三种接线方案比选

三种接线方案的优劣势对比如表1所示。

表1 三种接线方案对比

方案一采用单母线的站用电接线方式，对原有站用电系统改动小，能最大化消纳站内设备的负荷。该方案的缺点是光伏系统产生的三相电流不平衡、电流谐波和电压波动等因素将影响整个站用电系统的电能质量。

方案二和方案三分别采用分级母线和单母线分段接线形式，考虑了光伏接入后可能会影响母线上其他负荷的电能质量，将光伏接入馈线，与重要负荷接入不同段母线，因此对站用电母线进行了纵向的分级或者横向的分段。

方案二将原先站用变一用一备的模式变成两台站用变同时运行的状态。重要负荷分两路同时与两台站用变连接，其他负荷所接的二级母线在失电发生时可通过ATS进行A/B路切换，提高了供电可靠性。正常工况下，1#站用变主要供重要负荷，2#站用变仅接入光伏及日常负荷，如照明、空调、加热等以实现光伏就地消纳。I/II段母线分段开关一般仅限手动操作，这会影响供电恢复的及时性。

方案三将重要负荷与光伏分处两段平级的母线，母线之间通过分段开关进行投切。该方案可实现重要负荷的双重化供电。方案三的缺点与方案二类似，即I/II段母线分段开关一般仅限手动操作，同样会影响供电恢复的及时性。

综合比较3个方案，方案一的缺点主要在于光伏接入后将影响整个站用电系统的电能质量。目前，光伏逆变器产品已极为成熟，并且GB/T 37408—2019《光伏发电并网逆变器技术要求》对逆变器产生的三相电流不平衡、电流谐波、电压波动和直流分量等参数均有相应的规定和要求[7]。光伏接入后，站用电系统的电能质量能够满足GB/T 12326—2008《电能质量 电压波动和闪变》的相关要求[8]。此外，方案一保持了原有接线形式，对运检运维习惯改变相对较少，还具有实现站内光伏发电就地消纳最大化的优势。因此110 kV变电站屋顶光伏接入站用电系统推荐选用方案一，即单母线接线方案。

3 光伏接入站用电系统配合方案

3.1 光伏逆变器防孤岛保护方案

根据GB/T 37408—2019《光伏发电并网逆变器技术要求》，光伏逆变器还需要具备防孤岛保护功能，以满足并网需求[7]。

根据GB/T 29319—2012《光伏发电系统接入配电网技术规定》的规定，孤岛现象是指负荷和电源的部分电网，从主电网脱离后继续孤立运行的状态[9]。孤岛可分为非计划性孤岛和计划性孤岛。防孤岛保护是针对防止非计划性孤岛现象的发生而配置的保护。

在实际工况下，当光伏电源与站内负荷组成孤岛运行状态时会产生严重后果。

(1)当负荷容量远大于光伏电源的额定容量时，整个光伏发电系统将处于过载状态，设备可能会过载烧毁，对站内安全产生严重威胁。

(2)在站内检修的情况下，如果与光伏连接的回路仍然带电，这将对检修人员造成严重的人身威胁，进而降低电网的安全性。

(3)在保护装置进行重合闸操作的时候，可能会让该线路再次跳闸或者无法合闸，也可能会损坏光伏系统或者站内设备。

孤岛检测方法通常分为两类：被动式检测和主动式检测[10]。

被动式检测通过检测逆变器交流输出端电压或频率的异常来检测孤岛效应，检测方案有电压相位跳变、三次谐波电压变动、频率变化率检测、有功功率变动和无功功率变动等。

主动式检测是通过逆变器有意输出扰动信号来监控系统中电压、频率以及阻抗的相应变化，以判断主电网是否脱离。主动式检测方案主要有频率偏移、电流脉冲注入引起的阻抗变动和电力线载波通信等。

3.2 光伏逆变器与ATS的时序配合

站用电系统ATS的切换时间可在0.1～60 s范围内整定，目前110 kV变电站内380 V侧双电源自动切换开关(ATS)动作时间在1 s左右。国家标准关于光伏逆变器防孤岛保护的动作时间为2 s。为了站用电系统供电可靠性及设备安全，当有光伏接入的情况下，站用电系统ATS与光伏孤岛保护的配合控制逻辑就显得十分重要。

为了实现站用电系统ATS与光伏逆变器防孤岛保护的时序配合，要求防孤岛保护先动作，ATS再进行切换，即逆变器的防孤岛保护动作时间小于交流屏进线侧的ATS动作时间。

根据多家厂家调研情况，目前光伏逆变器的防孤岛保护动作时间一般在0.5 s左右。鉴于不同生产厂家其设备性能有所差别，故要求防孤岛保护动作时间最大不大于1 s。同时，站用电系统ATS的切换时间调整为1.5 s，留有至少0.5 s的裕度，确保光伏逆变器防孤岛保护动作先切除光伏与站用电系统的连接，不会影响站内ATS的动作。

4 结语

光伏发电系统是存在发电量不稳定、多谐波侵入的系统，如何在享受绿色能源的同时，尽可能地保证站内用电的稳定和安全一直以来是研究的热点。本文提出了适用于110 kV变电站屋顶光伏接入的3个站用电系统接线方案，经综合比较推荐采用单母线接线方案。单母线接线方案具有接线简单、对原有站用电系统改动小和能够实现光伏电能全部就地消纳的优点，当站用电系统失电时，逆变器的防孤岛保护能与站用电ATS系统在时序上进行配合，光伏接入后不影响原有站用电系统的正常运行。该方案可在上海地区110 kV变电站进行推广与应用。