Acrel-1000DP分布式光伏系统在某重工企业18MW分布式光伏中应用
摘要：分布式光伏发电主要指在用户的场地周边位置进行电站建设，并采用用户自发自用与余电上网相结合的方式，在配电系统平衡调节的基础上形成的技术特征。这是一种新兴技术，在能源利用方面具有广阔前景。该技术强调"就近发电""就近并网""就近转换""就近使用"的原则，在提升同等规模光伏电站发电效率的同时也有效降低了输电线路在高压状态下的能量损耗以及远距离输电过程中出现的问题。对于促进能源结构调整、实现"双碳目标"、推动节能减排措施的实施以及实现经济可持续发展战略均具有重要意义
关键词 ：分布式光伏；自发自用；余电上网；“双碳目标”
0概述
光伏系统展现出显著的能量、环境和社会效益特性，在我国平均日照条件下部署一台1千瓦级光伏装置每年可输出约1200度电的同时还能每年减少约400千克标准煤的使用量并使二氧化碳排放量下降约一吨。基于世界自然基金会的研究发现从减排效果角度来看每平方米光伏装置所产生的减排效果相当于植树造林一百平方米目前推广可再生能源发电如光伏等项目无疑是从根本上缓解雾霾酸雨等问题的有效途径之一。
本次建设规划为18,000千瓦的分布式光伏发电系统。该项目遵循自发自用与余电上网的原则进行电量结算。预计在2023年7月底前完成投运计划，在此后的运营期间年均发电量将达约2,466万千瓦时（±6%）。该重工业企业的光伏电站至相关公共接线端子（包括丰山第一开闭所904开关、丰山第三开闭所924开关、10kV顶丰Ⅱ回955线路新城支线非15杆等）的全部工程将由投资人负责建设，并在上述地点设置A级电能质量在线监测装置；并在相关接线端子及光伏配电室内安装由供电公司提供的光伏发电计量设备，并于上述位置设置相应的电力转换设施以实现能量的有效利用和馈入电网系统。
1系统结构
该系统由若干相互关联的单元组合作为整体来完成特定任务，并通过整合现有技术体系实现了对变电站二次设备功能的优化配置。借助计算机技术等手段实现了对光伏电站各类设备运行状态的全程监测与评估。
系统可分为三层结构：即现场设备层、网络通讯层和平台管理层。
现场设备层：主要由微机保护系统、电能质量在线监测装置、故障定位与解列装置等多种先进测量设备构成，在站内配电柜内实时采集并记录各种电气参数及开关状态信息；同时，在10kV变电所区域部署了多组直流电源系统以确保现场设备能够稳定运行的作业环境。
网络通讯层面：配置有ANet-2E4SM智能网关。该智能网关持续监测并收集现场各设备的数据信息，并对这些数据进行规约处理、存储。分散设置在10kV变电站的数据显示采集箱内嵌智能网关装置用于采集相关设备的数据信息并通过光纤线路将这些数据传输至集中位于通信室的分布式光伏监控系统平台。此外，在远方自动化控制过程中该智能网关扮演通信中枢角色实时获取各现场设备的数据信息完成初步处理后经由交换机实现纵向加密传输最终将处理后的加密数据发送至调度中心
平台管理层：l分布式光伏发电监控管理平台、国网漳州供电公司调度自动化管理平台
2解决方案
本项园区采用10kV供电，电源接入点为4处，变压器总容量为5600+3250+800+3150=12800kVA。
在南侧外侧测量，在1#高配电力主变东南方向建设一座长宽分别为18.8米乘以4.5米的变电站作为1号光伏配电站；在东侧外侧测量，在7#高配电力主变东北方向建设一座长宽分别为6.2米乘以7.2米的变电站作为2号光伏配电站；在西侧外侧测量，在5#电力主变南侧方向建设一座长宽分别为18.8米乘以5米的变电站作为3号光伏配电站；三个高压汇集点主要采用国网XGF-10-Z-1典型方案进行设计。
该项目属于常规工业用电范畴，并依照三级配电标准供电。其中，在某重型企业的12个屋顶上计划建设约18 MWp分布式光伏发电系统（具体参数为17.99985MWp）。该系统采用"自发自用、余电上网"的模式运行，并充分利用原有三个电源点作为光伏高压并网点接入电网端点。每个并网点均配备光伏进线柜、光伏并网计量柜及光伏出线柜以确保系统的高效运行。此外，在整个系统中配备了自动化管理设备以实时采集并网数据并通过DMS系统上传至当地调控中心进行监控管理。光伏发电逆变器的电源电压定为800伏特经室内升压设备升压至10kV后通过高压电缆接入新增的10kV光伏高压柜并与原有市电高压柜实现联结
2.1.方案综述
本工程规划为17.99985MWp的分布式光伏发电系统, 采用'自发自用、余电上网'的并网模式, 计划在1#、2#、3#光伏配电站分别安装于三个区域屋顶上的光伏发电设备, 以满足用户的配电系统管理要求. 根据具体需求, 需对10kV开关柜组态、光伏逆变器配置及交直流电源等进行全面监测与保护, 并在故障发生时及时发现并处理故障, 以确保配电系统的正常运行.
在3#光伏配电室部署一套Acrel-1000DP分布式光伏监控系统,借助通信管理机及网络交换机实时采集多个光伏配电间内的继电保护装置.电能质量.安全自动装置以及光伏逆变器等二次设备数据,旨在完成整个厂区供配电系统的电力监控与自动化管理
在各个配电间部署一组直流电源系统（配备储能电池组）并联接有UPS电源装置，在光伏电站中对断路器执行机构、二次设备以及监控主机等关键设施提供稳定的备用电力保障。
在每个光伏配电室内安装搭配安装三组不同类型的智能 electric meter，在变电站端点配电网监控系统中实现统一调度与管理。其中并网型 electric meter 用于抵消发电收益差额实现发电与购电成本的有效平衡；而关口型 electric meter 则负责实时监测用户与电网之间的输人输出电量数据为余电上网提供准确的电量平衡校准服务；针对居民或商业用户特有的用电需求配备专用型 electric meter 进行精确的分时电费核算确保电费账单的准确性
本项目采用基于5G网络的专用通信通道方案，在确保数据传输安全的前提下实现光伏系统的远程监控与管理。该系统由远动通讯屏负责配置参数并实现功能连接，在漳州市供电公司16楼通信机房部署后与配网主站实现了可靠连接。具体设备包括1台5G无线路由器、2台交换机、2台纵向加密装置、1台正向隔离装置、1台远动装置以及1台群调群控装置等关键组件。系统具备完整的远方通讯功能，在电网调度机构处可实现解/并列启停及发电功率指令的接收与执行能力，并支持群调群控功能以满足实时监控需求。光伏电站相关本体信息的采集处理工作由监控系统负责完成。
2.2. 功能需求
2.2.1. 继电保护及安全自动装置需求
分布式电源继电保护及安全自动装置的设置应当遵循相关继电保护技术规范、规程以及反事故防护要求的规定；各设备整定值应当与电网继电保护及安全自动装置配合整定，并采取相应措施以防止继电保护及安全自动装置出现误动或误操作现象；对于接入10kV电压等级的分布式电源设备，则需满足《基于网络的分布式电源涉网保护技术规范》(Q/GDW 11198)中规定的相关要求。
线路保护措施：在光伏电站的线路出现短路故障时能够迅速启动并执行相应的切除操作。该措施能够迅速启动并执行相应的切除操作以确保故障得到及时可靠地切除以保障供电可靠性避免因单一故障导致大面积停电为此在多个关键区域设置了完善的电路保护装置包括但不限于在#1 7 5号高压配电室内配置有专门的过流保护与分流装置分别安装于901 903 904等关键接线端子处以确保在不同情况下都能有效响应
- 安全自动装置：分别在非高压配电室10kV进线柜901开关、7号高压配电室10kV进线柜901开关以及5号高压配电室10kV进线柜901开关处配置安全自动装置以实现频率电压 异常快速切除功能并切除光伏电站母联箱断路器
3.防止出现电压异常：分布式电源必须能够迅速检测到电压异常情况并立即切断与电网的连接。该系统的故障隔离能力应在2秒内完成，并且故障隔离过程应当与配电网侧线路重合闸以及安全自动装置的动作时间保持一致。为了确保系统的可靠运行，在本光伏电站的并网点安装相应的故障隔离设备以避免非预期的电压中断
4.光伏电站本体应具备故障和异常工作状态报警和保护的功能。
5.光伏电站应支持调度机构开展"四遥"(遥测、遥信、遥控、遥调)应用功能。
恢复并网：当光伏发电系统因电路故障导致断开时，在电路参数未恢复正常之前（即处于故障隔离状态），该系统的功率输出需暂停；待电路参数（如电压、频率）恢复正常后，则应在获得相关授权的情况下才能进行10kV升压级别的分布式电源接入。
该逆变器系统需具备高低压解列能力及高频解列能力，并应在检测到孤岛现象后立即采取断网措施以保障系统安全运行；相关保护措施需与继电保护装置及其他安全自动装置协同工作；其设计必须满足国家及行业相关的技术规范要求，并支持高/低电压闭锁控制及自动并网功能
- 防孤岛保护措施旨在解决电网失压后分布式电源可能持续运行并送电至电网线路的问题。孤岛事件一方面威胁到电力网络运维人员和用户的生命安全，并会干扰电网正常的送电操作；另一方面，在孤立状态下（即"孤岛"状态），由于电压和频率无法稳定调节而导致配电设备以及用户的用电设备受损风险较高。相应的防孤岛装置应当具备在发生线路故障时迅速切断与主网连接的能力，并确保在故障恢复阶段实现正确的重合闸操作。
为确保系统继电保护的有效性与准确性, 建议选用专用型电流互感器和电压互感器的二次绕组结构. 其中电流互感器应优先选用5P或10P级别的准确度等级, 而电压互感器则推荐采用0.5或3P级别的精度等级.
光伏电站内部需要配备直流电源屏（配备蓄电池）以及UPS电源，并为这些保护装置、测控装置以及电能质量在线监测装置提供支持。
2.2.2. 调度自动化需求
该光伏发电站须符合《国网福建电力做好中低压分布式电源接入系统优质服务指导意见》（闽电发展[2022〕381号）中的自动化配置要求：其中10kV进线的分布式发电系统应当实现其信息采集与控制调节功能，并需符合《分布式电源并网技术要求》（GB/T 33593-2017）以及国网福建电力[2022〕闽电调[ ] 号文关于《福建省中低压分布式电源采集信号规范（试行）》的规定要求。
光伏电站投入运营后将纳入县级电网调度体系，并由县级供电公司负责日常管理。由此可知, 应建设光伏电站与县调之间的调度通信系统以及远方自动化（远动）等信息传输通道
10kV光伏电站本体需配置配电自动化终端监控系统具备与电网调度机构之间的双向往来通信能力该系统可实现远程监控与控制功能能接收执行远方控制指令用于解/并列启停以及发电功率调节同时具备群调群控及远方 Automation 功能关于光伏电站本体信息的采集处理工作将由监控系统负责完成这些数据需符合相关标准通信协议进行远传传输
该系统实时采集并网信息主要包括主断路器状态并网点开关状态（具有遥控功能）、并网点电压和电流光伏发电系统的有功功率与无功功率光伏发电量频率等内容这些数据将上传至市供电公司配网自动化系统主站随后由市供电公司调度中心发送至县调中心当调度端对分布式电源的有功功率与无功电压提出控制要求时地电监控系统应能接收并执行上级调度主站系统的相关控制命令
站内对时方案：在分布式电源10kV状态下连接的情况下，在线具备实现对时功能的能力，并支持采用北斗定位、GPS定位以及网络同步等方式进行时间同步。
2.2.3. 电能计量需求
按照《Q/GDW 10347-2016 电力仪表通用设计规范》的要求，在运营模式为自发性利用剩余电量上网的情况下
1.安装位置与要求
在以下位置新增了三套关口计量装置：第一开闭所904号开关、第三开闭所924号开关以及10kV顶丰Ⅱ回955线路新城支线非15杆段的某重工企业的下网关口计量表。
将某重工企业原有的下网关口计量表视作用于计量用电客户的自用电量的专用工具
在某重工企业1#光伏开关室10kV并网点911开关；2#光伏开关室10kV 并网点911开关；3#光伏开关室10kV并网点911开关处的3个并网点中均设置了相应的并网电能表装置，并用于实现光伏发电费用的准确计量与补偿工作
2.技术要求
该系统的技术配置需满足DL/T 448及DU/T 614的技术规范要求。系统中将采用智能型电能表设备，在设计时必须具备双向有功计量功能及四象限无功计量功能，并且具有事件记录功能；该设备将配备标准通讯接口；支持本地间通信以及通过信息采集终端实现远程数据传输；其通信协议需符合DL/T 645标准；若结算精度要求较高，则可配备698通讯协议以提升数据传输效率。
(2)10kV关口计量电能表精度要求应达到或优于0.5S级，并非所有电流互感器和电压互感器都需满足同样标准；其中电流互感器和电压互感器的精度分别应满足0.2S及0.2级的要求。对于计量用互感器而言其二次计量绕组必须采用专用配置不应接入与电能计量无直接关联的设备
(3) 电能计量装置建议配备专用的整体式电能计量箱，并将电流和电压互感器可整合于一个装置中。
并网点计量柜需设置专变采集终端以实现数据传输至用电信息采集系统遵循《福建省电力有限公司专变采集终端安装规范》(营计〔2011〕86号)的相关规定进行配置
光伏系统并网端点应配备一个测量屏，并要求所有端点均具备独立的自动控制小室及测量小室；每处并网端点都需要配备一组独立的电压电流互感器组，并确保其计价等级应当与CT和PT的一样
3.计量信息统计与传输
计费表收集的信息通过专用变电站采集终端接入电费主站系统（电费 meters）以及发电企业相关部门或政府指定部门的光电能量信息采集系统（电费补偿 meters），作为电费计算依据及电费补贴的重要参考；各表计数据统一汇聚至计量终端服务器。
关口点的电力 meters 必须符合《电力 meters 技术管理规程》(DL/T 448-2016) 的规定要求，在实施过程中需确保关口气压（电压）测量方案及施工图纸经过漳州供电公司电力测量专业团队审核批准。
2.2.4. 电能质量在线监测需求
根据《Q/GDW10651—2015 电能质量评估技术导则》的规定和要求；按照 GB/T 19862 标准，在 6 kV 至 35 kV 电压等级并网的变流器类型电源公共连接点必须安装 A 级电能质量在线监测装置，并确保这些装置能够满足接入福建电网电能质量监测子站通信机的相关要求。为了实现对电压、频率、谐波及功率因数等关键的电能质量参数的有效监控，在本项目中，在丰山第一开闭所 904 开关位置，在丰山第三开闭所 924 开关位置，在 10 kV 顶丰Ⅱ回线路新城支线#15 杆位置以及某重工企业光伏开关站的三个并网点处均配置了完整的在线监测设备系统。建议在项目投运前向县供电公司提交具备相应资质机构出具的专业检测报告，并确保所有设备均达到规定的检测标准。
该光伏电站项目应当按照《国网福建电力做好中低压分布式电源接入系统优质服务指导意见》（闽电发展〔2022〕381号）中的相关规定执行相关 electric quality requirements. 在配电网中引入分布式 power generation sources while ensuring the public connection point's electric quality meets the prescribed standards, the operator must take measures to improve electric quality within the stipulated timeframe. If measures are not taken to address quality issues or these efforts fail to resolve them, the grid operator shall implement a disconnection control for that distributed power source until electric quality is restored to compliance levels.
采用10kV级并网方式配置的分布式电源系统应当具备良好的低电压切换能力和高电压切换性能；该系统的高低压切换过程中的性能曲线需符合现行技术规范的相关规定
采用10(6)kV至35kV电压等级的分布式电源，在投运后六个月应当向县级供电公司提交特性检验报告，并确保送检成果与相关标准规定相吻合。经审核确认其接入电网的检验点为电源进线端子箱内的配电接线端子箱（即电源并网点），该检验工作应当由具备相应资质的专业机构或相关部门负责实施，并于检验开始前将检验方案报送给县级供电公司调控中心进行备案审定。
当新(扩)建谐波源用户的投运完成后,县供电公司营销部负责组织相关用户的谐波参数测试工作.如果用户的评估值未超出标准但实际测量值超过规定范围,当发现上述情况时,县供电公司营销部应立即向相关用户提供 Harmonic Remedy Notice,并迅速启动并完成用户的 harmonic治理 measures.
2.2.5. 电力安全防护需求
依据《国家电网公司配电自动化通道安全管理规定》36号文以及国家电网公司二次安防要求,本工程需在配电自动化通道安装相应的安全防护设备。同时,在电力监控系统投运前,工程需通过具有国家认证许可的安全评估机构进行安全评估工作,并向供电公司调试试验部门提交安全评估测评报告。
业主单位在进行远程监视时涉及的内部集中监控信息不应与上级调度单位共享传输设备，并应避免采用相同的传输规范及端口进行通信。
2.3. 配置设备清单
2.4. 现场应用图
3系统功能
3.1. 实时监测
该系统的人机交互界面设计友好，并采用配电网一次图形式直观展现配电线路运行状态。它具备实时采集并监控包括电压幅值波动范围在±5%以内,电流瞬态变化特征,以及各项功率因数数据等功能模块。系统还支持动态监视断路器合闸操作,隔离开关分合闸过程,以及接地刀开关操作等 electrical operation states and associated fault conditions and alarm signals.此外,该系统可配置综合展示界面,供用户根据实际需求选择对应的变电站中的光伏组件或高压部分进行详细查看
3.2. 逆变器监视
在逆变器监控图中,可直观获取该回路详尽的交直流两侧电压和电流参数,包括输入功率、输出功率以及逆变器运行温度等关键信息.结合项目实际安装的光伏发电系统情况,分别统计分析对应的光伏逆变器组件运行参数.
3.3. 网络拓扑图
该系统具备持续监测接入各类设备通信状态的能力，并能完整展示整个网络架构；当出现通信异常时，系统会立即呈现故障设备、元件及其具体位置及相关信息。
3.4. 曲线查询
在查询界面中可以直接观察各参数曲线图谱，并包含不同类型的三相电流图线和电压图线以及有功功率图线、无功功率图线和功率因数图线等多种类型
4结语
在实现国家双碳目标的过程中