分布式发电储能及微电网接入试点工程接入建设技术方案 - 图文

分布式发电/储能及微电网接入

控制试点建设技术方案

浙江省电力公司 2011年3月

目 录

1 前言 ..............................................................1

1.1 背景 ........................................................................................................... 1 1.2 预期目标 ................................................................................................... 1 1.3 编制依据 ................................................................................................... 2

2 试点项目概况 ......................................................3

2.1 试点项目具备条件 ................................................................................... 3 2.2 接入项目选择依据 ................................................................................... 4 2.3 关键技术研究与预期成果 ....................................................................... 5

3 调度系统接入关键技术研究 ..........................................6

3.1 分布式能源接入配电自动化系统方式 ................................................... 6 3.2 配电自动化接入微网应用功能 ............................................................... 7 3.3 数据传输方式 ......................................................................................... 10

4 系统信息通讯技术方案 .............................................10

4.1 光纤通信 ................................................................................................ 11 4.2 无线公网通信 ......................................................................................... 12

5 浙江中试所微网规划建设方案 .......................................13

5.1 微网系统简介 ........................................................................................ 13 5.2 微网监控系统构架 ................................................................................. 15 5.3 可对外提供的信息 ................................................................................. 20 5.4 微网信息接入控制 ................................................................................. 21

6 杭州能源与环境产业园并网光伏发电站建设方案 .................22

6.1 项目概况 ............................................................................................... 22 6.2 光伏电站通信接入方案 .................................................................... 26

7 电动汽车储能站规划建设方案 .......................................28

7.1 项目概况 ................................................................................................. 28 7.2 系统信息接入技术方案 ......................................................................... 29

8 省电力公司屋顶光伏发电系统 ...................................31

8.1 项目概况 ............................................................................................... 31

8.2 光伏电站通信接入方案 .................................................................... 40

9 浙江日报大楼用户光伏发电系统 .................................41

9.1 项目概况 ............................................................................................... 41 9.2 光伏电站信息接入方案 .................................................................... 47

10 效益评估 ........................................................48

10.1 经济效益 ............................................................................................... 48 10.2 企业效益 ............................................................................................... 49

11 投资估算 ........................................................50 12 实施进度计划 ....................................................51

12.1 接入系统的调研 ................................................................................... 51 12.2 确定关键技术研究方向 ....................................................................... 51 12.3 技术方案编写 ....................................................................................... 51 12.4 试点工程的具体设计与建设 ............................................................... 52 12.5 项目调试及试运行 ............................................................................... 52 12.6 制定运行和管理方案 ........................................................................... 52 12.7 项目总结和验收鉴定 ........................................................................... 52

1 前言

1.1 背景

进入21世纪以来，中国的资源环境问题日益突出。为实现经济社会可持续发展，必须实施节能减排战略，发展清洁能源是节能减排战略的关键环节。随着国家电网公司智能电网战略的全面启动，建设分布式能源、储能及微网如火如荼的开展起来，各种分布式能源的建成与投运，需要迫切研究解决各类分布式能源、储能以及微网的联合控制与调度问题，实现电网的经济运行与调度。

在此背景下，2011年，国网公司制定了分布式发电/储能及微电网接入控制项目的工作目标是，在总结第一阶段试点项目建设经验的基础上，选取典型地区开展分布式发电/储能及微电网接入控制试点工程建设；开展相关关键技术研究，完善分布式发电/储能接入及微电网运行控制技术，实现与配电网的并网协调运行；加快推进相关标准系列的制定工作；总结不同区域分布式发电/储能及微电网发展的典型建设模式。

1.2 预期目标

1）实现分布式电源的安全可靠接入，使之成为配电网系统的有益补充。 2）实现灵活的储能系统，使之成为提高分布式电源可靠接入及提高重要负荷供电可靠性的有益手段。

3）做好含分布式电源系统的新型配电系统的结构设计，实现与配电自动化的有效、合理配合。

4）掌握分布式电源运行规律，实现分布式电源接入的保护控制手段及综合控制策略。

5）实现储能技术在分布式电源接入系统中的合理应用，体现储能在电网削峰填谷及改善电压质量方面的特性。

1.3 编制依据

? 光伏发电

《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 GB/T 9535 《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》 GB/T18479 《低压配电设计规范》 GB50054

《低压直流电源设备的特性和安全要求》 GB17478

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171 《光伏器件》 GB6495

《电磁兼容试验和测量技术》 GB/T17626

《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》 DL/T620 《交流电气装置的接地》 DL/T621

《电气装置安装工程施工及验收规范》 GBJ232－82 《光伏子系统并网技术要求》GB/T 19939-2005 《光伏（PV）系统电网接口特性》GB/T 20046-2006 《外壳防护等级（IP代码）》GB 4208 《半导体变流器 应用导则》GB 3859.2-1993 《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》 ? 微电网控制管理系统

《公共信息模型及通用接口定义》 IEC 61970 《公共信息模型》 IEC 61968

《基于通用网络通信平台的变电站自动化系统》IEC 61850 ? 电能质量

《电能质量 公用电网谐波》 GB/T 14549-1993 《电能质量 供电电压偏差》 GB/T 12325-2008 《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326-2008 《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 15543-2008

2 试点项目概况

2.1 试点项目具备条件

在光伏发电方面，浙江电力局对发展太阳能工程作了专门调研后，要求以科学发展观为指导，站在建设资源节约型、环境友好型社会的高度，结合浙江实际，落实国家能源战略，将太阳能屋顶并网光伏发电作为公司履行社会责任，促进洁净新能源发展，开拓电力市场的重要举措、重大科技创新任务来完成。中国杭州能源与环境产业园总规划用地面积420亩（净地374亩），建筑面积30万平方米，远期规划1500亩，建筑面积120万平方米。中国杭州能源与环境产业园采用分期建设，一期项目为杭州国际节能与环保技术示范产业园（以下简称园区），是由中节能控股的浙江节能下属的子公司杭州节能环保投资有限公司负责运营。园区规划约为151.5亩，建筑面积12.6万平方米，屋顶面积约为3.5万平方米。保证优质的绿色能源并入电网的研究课题即“上百千瓦级太阳能屋顶并网光伏电站示范工程”项目、进展作了专项布置，进行太阳能光伏电站的设计、加工、安装、调试、运行维护等过程研究，分析其对配电网安全可靠运行和维护的影响，为浙江省今后推广应用积累有价值的建设、运行和系统并网技术经验。

在微网系统方面，浙江省电力公司微网系统由60kWp光伏并网系统，蓄电池组及100kW双向逆变器,30kW双馈风力发电模拟系统,两台5kW小型直驱式风力发电系统，250kW柴油发电机系统，250kW飞轮储能系统以及多个模拟负载柜。

在电动汽车储能方面，杭州作为第一批电动汽车示范试点城市，在新能源汽车的研发和推广方面已奠定了一定基础，取得了初步成绩。杭州市在电动汽车充(放)电站建设方面起步较早，2004年，杭州市委、市政府积极响应国务院“节能减排”的号召，提出在城市优先发展节能与新能源汽车的口号，大力支持企业对新能源汽车的研发与应用推广。自从2005年杭州市4辆纯电动公交车在环西湖游线正式运营以来，受到了社会各界的好评。杭州市的电动汽车数量也不断增加，截止2010年6月，杭州节能与新能源汽车已达到369台的市场应用规模，已投入使用电动汽车充电站达7座。

浙江日报报业集团太阳能光电建筑一体化项目所依托的建筑为浙江日报新

闻大楼，该楼主要用途为新闻办报，建筑总面积约37000m2，太阳能组件安装于该楼正南面600m2裙房屋顶。浙江日报光电示范项目是在约600平方米的向阳建筑屋顶和平地上安装的并网光伏电站。集中展示了多种太阳能光伏发电技术，本项目为了充分利用现有建筑的屋顶结构和面积，实现光伏发电和公司建筑房屋一体化的功能，是杭州是第一家光伏并网使用的用户单位。

在屋顶光伏方面，除了浙江日报大楼外，浙江省电力公司在电力大楼屋顶建造一座安装容量为250-300kWp的屋顶并网太阳能光伏电站，进行太阳能光伏电站的设计、加工、安装、调试、运行维护等过程研究，分析的全部过程，分析研究其特点及规律，分析其对配电网安全可靠运行和维护的影响。

以上五大系统的选择具有很强的代表性，既包括了光伏电站、储能和微网，又包含了用户的屋顶光伏。在通信模式上，既涵盖了光纤接入，又包括了利用公网的无线接入。

2.2 接入项目选择依据

根据智能电网的建设要求，分布式电源接入系统的规划应遵循以下依据： 1）结构合理、安全可靠

分布式电源接入配电系统之后，使配电网从原来的单一受电结构变为多电源结构，给电力系统的电压波动、谐波、继电保护等带来很大影响。应根据电源容量合理选择接入电压等级及接入方式，并配合必要的控制手段，减少分布式电源接入对电网带来的不利影响，保证电网的安全运行。

分布式电源接入对电网而言是个不可控源，电力系统往往采取隔离的方式来处置分布式电源，限制了分布式能源对供电可靠性的提高。可以应用先进的储能技术，将负荷和分布式电源看做一个整体，提高供电可靠性。

2）提高能效，绿色环保

充分利用分布式电源和负荷分散性的特点，进一步完善和优化分布式电源的运行、管理水平，使分布式电源成为电网接纳利用可再生能源的有效载体，进一步促进能源的梯级利用，优化能源结构，提升电网在发展低碳经济中的功能及

作用，体现智能电网绿色环保的建设理念，满足能源结构调整和国家经济社会发展战略的要求。

3）战略一致，规范统一

按照“统一规划、统一标准、统一建设”的原则，与国家电网公司、浙江省电力公司建设坚强智能电网的发展战略保持一致。

2.3 关键技术研究与预期成果

目前，分布式电源及微电网接入主网的数量还很少，而且容量都很小，对主网造成的影响还很小。但是随着国家能源政策的推广和清洁能源利用的不断加快，分布式电源及微电网接入主网的数量和容量都会大大增加，这样会对主网造成一定的影响。

分布式电源及微电网与主网并网运行时，可以相互支援，提高运行水平和可靠性。对主网而言，如果分布式电源或微电网的数量规模达到一定水平，可以一定程度弥补主网的电力不足，有效保证主网的经济运行。当主网受到扰动，稳定运行受到威胁时，分布式电源及微电网可以局部向重要负荷提供电能和电压支撑，增强重要负荷抵御来自主网故障影响的能力，大大提高现有主网的供电可靠性。当分布式电源或微电网与主网并网之后，电量不足部分由主网补充，富余的电量可以向主网输送，易于实现供需动态平衡，使分布式电源及微电网始终运行在比较稳定和经济的工况下，用户的用电质量也可以得到保障。

目前，并网的分布式电源及微电网都是接入到配网。在分布式电源或微电网接入配网以后，配网将发生根本性的变化，从一种严格垂直的辐射式网络，变成一个遍布电源的水平网络，传统的配网规划、运行方式都将不再适用，配网自动化和需求侧管理的内容也要重新研究，对分布式电源及微电网的控制和调度必须加以协调。

为了保证分布式电源及微电网与配网的安全协调运行，要对分布式电源及微电网对配网的影响进行研究，并根据研究成果制定合理的管理规范。

具体的研究内容有以下几点：

(1)含分布式电源及微电网的馈线自动化 (2)含分布式电源的配网建模及重构 (3)含分布式电源的配网智能优化调度 (4)含分布式电源的配网供电可靠性评估 (5)分布式电源的发电预测 (6)含分布式电源的新型配网规划

(7)分析分布式电源对配电系统运行的影响。

3 调度系统接入关键技术研究

3.1 分布式能源接入配电自动化系统方式

杭州五个分布式发电储能及微电网接入配电自动化系统采用以下方案：

配电自动化系统通过三区资源中心接入，然后通过信息总线方式获得分布式电源及负荷监测信息。

该接入方式的优点是：统一集中到资源中心中，接入工程实现简单，成本低。

配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配配

图3-2分布式能源接入模式示意图

此种方案更有利于微网自身的控制运行，使系统架构清晰，易于实现，可靠灵活，不致增加配电自动化系统的管理复杂程度。省电力公司屋顶光伏发电系统，浙江日报大楼用户光伏发电系统通过三区采用信息交互总线接入配网自动化系统。

3.2 配电自动化接入微网应用功能

结合杭州能源与环境产业园光伏发电站、太阳能屋顶光伏电站以及古翠路充换电站储能电站分布式能源以及储能微网的项目建设，形成并逐步加强杭州配电网对分布式电源及微网的接入和控制能力。

在分布式电源/微网接入配网主站后，主站方面的相关应用根据目前的研究现状和实际情况可开展如下方面的功能建设和技术研究。

3.2.1 分布式电源/微网接入运行监控：

1) 分布式电源建模

根据分布式电源的特性，按照国标对其进行建模。

对分布式电源进行建模，与配网建模结合起来，将分布式电源真正纳入配

网的各项应用当中。 2) 分布式电源SCADA

分布式电源SCADA从配网调度层、分布式电源控制层和单机控制层三个层面

进行综合管理和控制。其中配网调度层主要从配网的安全、经济运行的角度协调调度分布式电源（分布式电源相对于大电网表现为单一的受控单元），分布式电源接受配网的调节控制命令。中间分布式电源控制层集中管理分布式电源和各类负荷，在分布式电源并网运行时负责实现分布式电源价值的最大化并优化分布式电源运行，在孤网运行时调节分布式电源出力和各类负荷的用电情况实现分布式电源的稳态安全运行。下层单机控制层，负责分布式电源各发电单元的监视和控制。

3) 分布式电源的运行管理

根据分布式电源的运行状态，进行分布式电源的调度控制，以及故障情况

下分布式电源的投切管理。

合理的分布式电源控制策略是保证分布式电源在不同的运行模式之间顺利

切换的关键。根据分布式电源的出力大小和配网的运行情况，配网主站要对分布式电源进行调度，并对其各种运行方式之间的转换进行控制。 4) 分布式电源的综合性能评价

包括分布式电源电能质量监测，分布式电源供电经济型评估，分布式电源的能源利用率评估。

由于分布式电源接入配电网以后，其起停会影响配网的电压和潮流，所以需要根据分布式电源的运行状况对其进行电能质量监测。

分布式电源通过就地供电，与常规系统相比能降低输变电投资和网损，提高供电可靠性，加上技术创新及可再生能源的利用，能减少温室气体的排放，但是也存在分布式电源单元发电成本较高等问题。大多数情况下，经济性分析是基于安装费用、运行与维修费用以及为满足可靠性需求的辅助设备费用、电能质量和污染物排放控制费用等。根据分布式电源的运行数据，可对其运行的经济效益和能源利用率进行评估。 5) 分布式电源运行数据统计

对分布式电源相关数据进行统计，包括发电量、沼气生产量、发电机可靠运行时间、CO2减排量等。

3.2.2 分布式电源/微网综合展示：

1) 电能质量监测展示

通过在分布式电源输出回路、微电网与上层电网连接处安装电能质量监测仪，对系统的电源回路进行全面测量，在综合展示画面上展示配电网及微网关键节点的电能质量。

2) 分布式电源运行曲线展示

将针对分布式电源运行的相关统计数据进行曲线展示，包括发电量曲线、连

续发电时间曲线、CO2减排量曲线等。 3) 分布式电源发电过程及能源流向展示

绘制分布式电源接入电网的电气接线图，动态显示当前分布式电源及微网的发电过程及能源流向，直观展现微网及主配网之间的潮流分布状况。 4) 清洁能源重要指标展示

展示分布式电源的实时运行数据，监视分布式电源的运行状态，展示光伏电站的外观，以及分布式电源相关重要的运行数据；

3.2.3 含分布式电源及微网的协调控制：

1) 微网内部电源与负荷的发储互补优化管理

通过本项目各分布式电源的发电量、运行状况，合理设计用电负荷，确定负荷用电特性，结合运行调度策略，实现微网内部电源与负荷间的发储互补优化管理。实现对各个项目的技术、经济指标的客观评价。 2) 含分布式电源及微网的调度策略分析

分布式电源接入配网后，影响了配网的潮流分布，对配电网调度工作带来

了难度，需要系统实时分析分布式电源及微网与主配网间的运行方式，给出调度辅助策略分析，协助调度员进行调度和控制。 3) 微网与主配网互补运行管理

在微电网运行时充分按照风光互补和发储互补的原则，实现微电网最大化利用可再生能源并优化微电网运行；在微电网并网运行时，实现微电网与主网的互补运行；在微电网并网运行时根据各类负荷的用电情况调节各分布式电源出力，以实现微电网的稳态安全运行。

3.2.4 含分布式电源及微网的馈线自动化分析

含分布式电源的馈线自动化。分布式电源及微电网接入配网后，影响了配网的潮流分布，配网的馈线自动化会相应发生变化。可针对当前配网的各种拓扑结

构进行故障分析，能够根据故障信号快速自动定位故障区段，根据故障定位结果确定隔离方案，在分布式电源可作为备用电源的情况下，能根据各个电源点的负载能力，对恢复区域进行拆分恢复供电。

3.2.5 含分布式电源的配电网建模

1、根据分布式电源的不同类型、以及接入形式、建立分布式电源接入配电网络的数学模型；

2、考虑分布式电源接入对配网的影响进而建立配网重构的模型。

3.3 数据传输方式

由于光伏电站本地监控系统的数据位于III区，需要通过反向隔离装置传到I区。

4 系统信息通讯技术方案

浙江光伏发电系统的智能终端采集单元通过网络通信方式和IEC 104通信规约利用总线与配电自动化系统转发光伏发电和储能的各种运行数据，同时接收调度下发的控制命令，对光伏发电和储能系统发电出力进行控制。

浙江日报大楼用户光伏发电系统利用浙江省用电现场管理系统实现与调度SCADA、调度电能量采集系统在数据层的集成。

主要通过光纤以太网，无线公网进行信息接入的。

4.1 光纤通信

光纤通信是以光波作为信息载体，以光导纤维作为传输介质的先进通信手段。目前光纤通信技术已经成熟，并且在电力系统中广泛应用。与其他通信技术相比，光纤通信具有以下优点：

(1)传输频带很宽，通信容量大； (2)传输衰耗小，适合于长距离传输； (3)体积小，重量轻，可绕性强，敷设方便；

(4)输入与输出间电隔离，不怕电磁干扰，这对于电力系统应用尤为重要，因为故障、雷电和开关变位所引起的电磁干扰将不会影响光纤通信系统工作。

(5)保密性好，无漏信号和串音干扰； (6)抗腐蚀，抗酸碱，且光缆可直埋地下。

自动化系统现场环境错综复杂，传统的民用交换机在复杂的电磁环境和恶劣的温湿度环境中不能满足现场的可靠性要求。工业级以太网交换机采用工业化设计手段，能够满足工业网络的需求，为用户搭建安全可靠的通信环境。

由于商用计算机普遍采用的应用层协议不能适应工业过程控制领域现场设备之间的以太网要求，所以必须在以太网和TCP/IP协议的基础上，建立完整有效的通信服务模型，制定有效的以太网服务机制，协调好工业现场控制系统中实时与非实时信息的传输，形成被广泛接受的应用层协议，也就是所谓的工业以太网协议。目前已经制定的工业以太网协议有MODBUS/TCP、ProfiNet、Ethernet/IP、HSE等。

工业以太网交换机的技术特点：

（1）快速的光接口环网冗余性能，1000Mbit/s光线路冗余和100Mbit/s光线路冗余。

（2）快速的电接口环网冗余性能，100Mbit/s电接口冗余。

（3）可靠的电磁兼容性设计。当设备数据口或电源口受到快速脉冲、浪涌及静电的冲击干扰时，设备均能够正常工作，确保无丢包现象。 （4）双电源备份设计，有效提供系统的可靠性 （5）卡轨式安装结构设计，符合工业环境的应用。

（6）方便的WEB浏览的网管功能。 （7）支持SNMP协议。

工业以太网交换机的应用方式和一般的以太网交换机类似，可以级联，也可以构成环网的结构。工业以太网交换机的以太网接口可以是RJ45，也可以是光纤接口，传输距离可以扩大到几十公里。

LMSPMSCISTCMDJMPI配网基础资源中心基于IEC61968标准的信息交换总线（III区和IV区）正向物理隔离反向物理隔离基于IEC61968标准的信息交换总线（I区和II区）智能配电调控一体化系统配网模型管理馈线自动化配网分析应用配网智能化应用停电管理分析GIS图模维护EMS仿真培训 图3-12-1 工业以太网交换机的级联

工业以太网交换机工业以太网交换机工业以太网交换机工业以太网交换机

图3-12-2 工业以太网交换机成环

工业以太网交换机是自动化系统的重要设备，可以在站内构建IP接入网，从而连接站内所有的设备，并接入到骨干光纤网络中。其应用方式和普通以太网交换机相同。

4.2 无线公网通信

无线公网通信技术的应用，是指终端设备通过无线通讯模块接入到无线公网中，再经由专用光纤网络接入到主站系统的通信方式，目前无线公网通信主流是GPRS。GPRS是通用分组无线业务(General Packet Radio Service)的英文简称，是一种基于GSM系统的无线分组交换技术，目的是为 GSM 用户提供分组形式的数据业务。其系统结构如图下所示。

1.5m5.2m. . . . . . . . . . . . 20配10配. . . 配配配配配配配配配配配配配配

图3-13 户用模式通信网络结构图

GPRS网络技术的特点如下：

? 传输速率高，理论最高值171.2Kbps，实际应用接近56Kbps Modem的速

度。

? 支持永久在线。

? 与话音业务共用信道，通讯链路饱和时数据通信会受话音业务干扰。 ? 资源相对丰富，覆盖地域广。

无线公网通信技术适用于无线公共网络覆盖完整且无线信号优良的区域，适用于实时性要求不高的自动化数据采集应用。

5 浙江中试所微网规划建设方案

5.1 微网系统简介

微网是指由分布式电源、储能装置、能量变换装置、相关负荷和监控、保护装置汇集而成的小型发配电系统，是能够实现自我控制、保护和管理的自治系统。

分布式电源以微网方式运行，可大大提高分布式电源的有效运行时间；有助于电网灾变时的重要负荷持续供电；避免间歇式电源对周围用户电能质量的直接影响；有助于可再生能源优化利用和电网节能降损。具有巨大的经济与社会意义。

在浙江省电力公司各级领导的关心和支持下，于2010年5月，建设完成结

构灵活多变、含多种分布式电源的微网试验系统，并以该系统为依托开展与分布式电源、微网相关的研究、实验等工作。

微网系统结构如图5-1所示，微网系统由60kWp光伏并网系统，蓄电池组及100kW双向逆变器,30kW双馈风力发电模拟系统,两台5kW小型直驱式风力发电系统，250kW柴油发电机系统，250kW飞轮储能系统以及多个模拟负载柜。

图5-1 微网系统结构

作为一种结构灵活的微网实验系统，本系统含多种分布式电源和储能设施、具备可靠的多微网系统结构，既可令各小微网单独运行，也可组成大微网运行，并可实现并网与独立运行模式的灵活切换。具体结构特点包括：

(1) 微网内包含有柴油发电机、飞轮储能、光伏发电、小型风力发电机、蓄电池储能和双向逆变器、双馈风力发电模拟系统。

(2) 系统包含有两个三相交流微网系统，风光蓄微网和飞轮储能微网。 (3) 两个交流微网系统可以合并为一个微网系统，例如将A1或者B1打开，将L1闭合。

(4) 正常情况下，两个交流微网系统独自运行，L1开关打开。由于飞轮储能装置在并网时无法实现电流的双向流动，因此在B3与B4开关之间增加了一条并联线路。当两个交流微网各自独立运行时，如果B3、B4闭合，则L2打开；如果

B3、B4打开，则L2闭合，飞轮不仅可以带部分负载独立运行，也可以带30kW光伏系统独立运行。考虑到飞轮储能装置无法实现功率逆流，当两个微网组成一个微网运行时，则只能闭合B3、B4，打开L2，不允许闭合L2，打开B3、B4。

(5) 在双微网模式下，打开L1。当外部电网故障时，M1、M2打开，微网A、微网B独立运行。

(6) 灵活的微网系统从并网转孤网、孤网转并网的过程正是通过模式控制器的控制来实现的。可以将模式控制器功能植入微网监控系统，做成一个独立的模式控制器，该控制系统根据各个采集信息，判断电网运行状态，下达相应的顺序控制指令。

(7) 在微网独立运行时，应当在监控系统中设置微网稳定控制单元，用于切除部分分布式电源或者负载，以保证微网的稳定独立运行。

(8) 负载类型的选择大部分负载可以采用电阻、电容、电感组成的负载柜，价格相对便宜。负载柜应可以手动设置不同的档位，选择接入负载的大小。

(9) 在母线处安装无功补偿装置进行集中补偿，对并网运行下的无功负载进行补偿，建议采用动态可投切电容器组，电容器组的容量根据微网内的无功负载大小进行选择。

(10) 在使用实际的小型风机和光伏的时候，直流母线要配置相应的保护和电阻箱，否则在某些情况下，逆变器关断，功率送不出来，需要通过电阻箱消耗掉，以免光伏直流母线电压过高或者风机转速过高。

(11) 在柴油发电机和其他分布式电源并网点处增加手动隔离刀闸。 在A2和B2开关处分别安装双向电能表；

5.2 微网监控系统构架

分布式电源的接入与有效监控，应作为未来智能配电网系统中一个重要组成部分；因此，在监控主站系统的设计上，必须充分考虑与配网自动化系统平台在系统建模、维护、信息共享、运行管理等方面的一致性，尤其是针对微电网内部不同厂家的设备，要求进行规范性、标准性的建模与规范设计，必须具有以下特

点：

（1）开放性原则：

采用面向对象的支撑平台和运行、开发平台，提高软件的可靠性、可继承性、可维护性和可扩充性。采用面向对象的技术和“大对象”的概念，将一个特定的应用作为一个大对象来处理，使它具备一个对象所具有的广义上的封装性和继承性，保证各应用之间界面的清晰性、应用本身的相对独立性和安全性。

严格遵循国网公司制定的标准与规范设计，包括：国际标准IEC 61968、IEC 61970等，并提供开放的应用编程接口（API），有利于系统今后的功能扩充。系统将商用关系型数据库和实时数据库在设计上有机地结合在一起，提供对数据模式的建立、数据存贮、报表系统以及对外部系统的数据接口。

采用“自上而下”的整体设计方法、“自下而上”的实现方式，即整体规划，分布实施，使得系统按照系统工程的特点分期、分批逐步建设和完善。采用开放的开发工具，支持用户或第三方的二次开发。

在遵循各种接口标准的基础上，可按照系统的需求对不同厂家的硬件和软件进行集成，并根据实际情况进行灵活配置，逐步投入、扩展和升级，保护原有的投资，使系统具有良好的集成性和扩充性。

（2）安全性原则

采用双网配置和分流/冗余的双网机制，重要节点采用双机冗余热备用，提高系统的可靠性和稳定性。

系统采取措施确保数据存取的安全性，防止人为的破坏和病毒的侵害。系统有健全的权限管理功能，操作人员根据工作性质分为不同的级别，对应于不同的权限，无权限的用户无法对系统进行操作。使用网关/路由器进行网络互连，既实现不同网络的数据通信、信息的共享和发布，又具备物理隔离的特点，保证系统的安全。系统具有自恢复功能。

（3）可集成性原则

可与上级调度SCADA系统通信：向局调度SCADA系统发送微电网实时运行信息、线路和设备信息和网络拓扑信息等；可模拟接收从上级调度系统下发的指令及相关运行参数，以此优化控制微电网运行。

（4）易维护性原则

系统的设备、软件、数据必须便于维护。各设备都应具有自检和联机诊断和

校验的能力。系统必须具有方便的数据备份和恢复功能。系统必须具有远程维护、调试和诊断功能。

（5）可扩展性原则

要考虑系统扩充包括硬件增加新计算机的能力和软件增加新功能的能力。系统可以逐步建设、逐步投运、逐步扩充、逐步升级。系统的结构应能支持多类型计算机硬件设备（如UNIX或windows pc），应用软件应具有兼容性和可移植性。软、硬接口符合国际标准。

（6）抗干扰能力原则

系统所有设备都应有足够地抗干扰能力，应遵守下列IEC标准： IEC1000-4.2-1995 静电放电免疫测试

IEC1000-4.3-1995 放射性、广播频率、电磁场免疫测试 IEC1000-4.4-1995 电力快速暂态 / 喷发免疫测试 IEC1000-4.5-1995 涌流免疫测试

在微网分层控制系统的结构设计上，日本和欧盟提供了成功经验。日本微网展示项目提供了一种在同一微网内的分层控制方法，如图3-1所示。中心控制器首先对发电单元的发电量和负荷需求量进行预测，然后制定相应实时运行计划，控制分布式电源、负荷和储能装置的起停，同时控制微网内的电压和频率并为系统提供相关保护功能。

中心控制器通 信 网 络保护监测控制端口监测控制端口监测控制端口监测控制端口监测控制端口??控制DG测量DGDGDGDG输入输出端口监测控制端口 图5-2 日本微网分层控制

欧盟多微网项目提供的三层控制方案如图3-2所示。最上层为中压配电网监控中心，配电网络操作人员（DNO）和市场管理人员（MO）可在此层完成相应的调度管理，中间层是单个微网的中心控制器（MGCC），最下层是分布式电源和负荷的当地控制器（LC）。最上层的配电网络管理人员和市场管理人员主要负

责根据市场和调度要求来管理和调度系统中的多个微网。中间层的微网中心控制器负责最大化微网价值的实现和优化微网操作，它的功能主要包括：

（1）根据市场电价、配电网络操作人员的要求及负荷预测并优化微网中分布式电源的发电量；

（2）通过改变分布式电源有功功率和无功功率的输出设置点和切联负荷实现二次频率调整。最下层的当地控制器主要包括分布式电源控制器和负荷控制器，分布式电源控制器负责分布式电源的正常运行，而负荷控制器则按照中心控制器的指令断开或重联负荷。整个分层控制方案的软件采用多Agent技术实现。

配电网络操作人员市场管理人员微网 1??微网 n微网 2中心控制器当地控制器当地控制器当地控制器?? 图5-3欧盟微网分层控制方法

结合国内外的经验，浙江电力研究院微网监控系统以分布式发电控制、协调控制和整体过程控制的自动化为实现目标，各控制器的功能采用面向对象设计，同时考虑接入分布式电源后的馈线保护、馈线FTU等功能。

浙江省电力试验研究院微网系统结构图如图3-3所示，说明如下：

图5-4浙江省电力试验研究院微网系统结构图

（1）系统主站层：分布式电源和微网实验室监控系统主站层实现实验室系统监控、配网分析和管理的各项功能，分布式电源优化控制以及微网能量管理等功能。包括：SCADA、FA、配网工作管理DWM、配网高级软件功能DAS、与其它信息系统的交互接口功能，分布式电源优化控制，微网能量管理等，充分实现配网自动化系统的各项应用及分布式电源与微网各项优化控制。

（2）协调控制层：包括分布式电源协调控制、微网控制、模式控制（实现双向逆变和其它电源在并网、孤岛方式下的工作模式控制）、配网管理控制器（收集并上传下达配网终端信息，人工设置各种试验，其实质是预先设定好的成组顺序控制，来实现故障和故障后的预定切除故障）。

分布式电源的运行控制需要控制器实现对各类电源（包括储能环节、非线性负荷）实现功率调节和启停控制，如果不能实现连续调节，则可以采用成组投切控制，例如对多台直驱风机的投切控制；

微网管理控制器，兼作配网子站功能，收集各配网FTU的信息，传递给主站系统；并且在此控制器上，实现对FTU的参数维护功能，支持系统故障模式定义、下载控制功能，并支持在其上实现故障的模拟仿真功能。

微网运行控制器/保护管理机，能够收集各线路、负荷、电源、开关等保护和测控模块的信息，实现监控和保护功能。

分布式电源优化控制器，该模块主要负责微网独立运行时的电压和频率的上

层控制，通过改变分布式电源有功功率和无功功率的输出设置点和切联负荷实现二次频率调整。在微网独立运行时，如果负载小于风机和光伏的额定输出功率，则有可能出现微网频率或者电压过高，微网难以独立运行，此时需要在监控系统中增加微网频率控制模块，适当退出部分分布式电源。或者在利用分布式电·源并网逆变器的输出功率限制功能，使其能够接受外部上层指令，限制分布式电源的输出功率。当负载大于风机、光伏、储能设备或者柴油发电机的输出功率时，微网频率或者电压下降，此时应该适当切除部分负载，维持系统频率和电压的问题。此外，该控制器还支持能量优化算法的运行，保证与相应控制终端的接口，实现无功优化算法在电容补偿器中自动控制，控制投切负荷，投切及调整相关电源的运行。

双馈风机主控制器，接受主站逻辑控制指令，同时控制双馈风机输出功率，对原动机进行速度设定，保证双馈风机的各种运行方式的实现。

（3）配网终端及保护控制层：实现微电网内配电网，开关等保护、测控功能。详细配置在下一节详细说明。

（4）微网控制层：包括光伏逆变器，风机逆变器，蓄电池逆变器等设备，提供基于电力电子接口的风光储等分布式能源控制器，就地对各种分布式能源进行控制。

5.3 可对外提供的信息

目前，微网后台监控系统对微网内部的开关状态、各变流器状态、关键点计量数据进行了实施监测，并可通过后台对微网系统内各开关及可控装置进行控制。

通过加装远动装置可与远方主站进行信息交互，主要包括： 1) 公共连接点模拟量信息上送：电压、电流、有功、无功等；

2) 公共连接点电能质量信息上送：波动、闪变、谐波；（注需与上级电能质量主站配合）

3) 公共连接点电能量信息上送：双向有功、无功；

4) 公共连接点开关状态信息上送、保护动作信息上送； 5) 公共连接点开关远程控制；

6) 微网运行模式远程切换；

5.4 微网信息接入控制

位于浙江省电力试验中心的微网的接入依靠配电自动化主站平台中的配网资源中心，由资源中心通过SOA服务发布，把微网系统信息提供给DSCADA系统所使用，实现全网的数据共享与监控。配电自动化主站系统结构图如下：

微网系统配网基础资源中心基于IEC61968标准的信息交换总线（III区和IV区）正向物理隔离反向物理隔离基于IEC61968标准的信息交换总线（I区和II区）智能配电调控一体化系统统一配网模型管理配网高级应用平台服务系统GIS图模维护EMS配电SCADA基本功能馈线自动化配网智能化应用

图 5-5 配电自动化系统架构

6 杭州能源与环境产业园并网光伏发电站建设方案

6.1 项目概况 6.1.1 项目简介

中国杭州能源与环境产业园位于杭州钱江经济开发区，是华东地区着力打造的节能环保特色园区，建成后将成为中节能在全国范围内推广的以节能环保为特色的科技园区样板和示范基地。园区建设的得到了浙江省及杭州市人民政府的重点关注和大力支持，被列为2007年度杭州市 “十大”重点项目之一，并被杭州当地公众媒体评价为“改变我们生活的新十大工程”。园区新建的绿色科技馆被建设部列入“2007年建筑节能与可再生能源利用示范试点项目”，是世界先进、国内唯一的绿色节能示范建筑。太阳能发电作为一种绿色可再生能源，与产业园内建筑相结合，建设太阳能光伏发电示范项目，既可以展示中国在可再生能源开发利用领域的先进技术和绿色环保的理念，又能充分体现园区节能环保的特色，起到了良好的工程示范效果。产业园项目总规划用地面积420亩（净地374亩），建筑面积30万平方米，远期规划1500亩，建筑面积120万平方米，太阳能光伏发电项目最终的规划总容量为20MW。 园区一期工程占地151.5亩，建筑面积12.6万平方米，屋顶面积约为3.5万平方米。杭州能源与环境产业园并网光伏发电站作为杭州市第一个定位为公用的光伏发电站，其光伏发电系统安装容量约为2MWp，逆变器后最大交流输出功率约为1800kW，所发电量全额上网；二期工程光伏发电系统安装容量预估增加4MWp，逆变器后最大交流输出功率约预估为3600kW，总计安装容量6000MWp，其中一期工程已于2009年10月1日投产运行；杭州能源与环境产业园并网光伏发电站远景规划安装容量将达到20000MWp。

6.1.2 项目建设规模

杭州能源与环境产业园并网光伏发电站在园区内的厂房屋顶安装太阳能光伏发电系统。太阳能光伏发电系统通过光伏组件转化为直流电力，再通过并网型逆变器将直流电能转化为与电网同频率、同相位的正弦波电流，并入电网。其中，逆变系统采用分散逆变、集中并网的布置形式，多个逆变器并联接入交流汇流箱，通过交流汇流箱最终汇入光伏电站400伏母线。

光伏电站通过10千伏电压等级并入余杭电网。一期工程新建10千伏变电站1座，主变容量1×2000千伏安,设置10/0.4千伏两个电压等级，10千伏进线1回，采用单母线接线；二期工程再新建1座10千伏变电站，通过10千伏电缆线路接入一期工程10千伏母线，二期工程太阳能光伏发电系统项目安装容量预估为4MWp。

图6.1主接线示意图

6.1.3 一次接入系统方案

本工程通过新建1回10千伏电缆线路，接入110千伏渔桥变10千伏侧Ⅱ段母线备用294间隔（接入渔桥变2＃主变），电缆线路长度预估约1公里（注：线路路径红线尚未取得，路径长度最终已红线为准）；

导线截面按二期工程投产后规模考虑，建议采用400平方毫米及以上电缆。

渔桥光伏电站站址五杭塘栖红阳临时变图3.2 区域电网现状接线示意图

乾元渔桥五杭

光伏电站塘栖红阳临时变设备选择要求

乾元

图6.3 光伏电站接入后区域电网接线图

10千伏进线开关开断电流为25kA。同时并网开关应具有明显断点。光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力，绝缘等级能够承受电网正常的过电压。

6.1.4 保护配置方案

光伏系统并网时，根据GB/T 14285-2006《继电保护和安全装置技术规程》的相关规定，在光伏电站及电网侧配置齐全的接入系统继电保

护及安全自动装置。 （1）线路保护

在系统侧和光伏电站侧配置1套带方向的过流保护，动作跳渔桥变侧断路器。

电站侧配置带方向的过流保护作为后备保护，动作跳光伏电站侧断路器。

同时，根据杭电调[2005]141号《关于下发加强地方电厂调度运行管理若干规定的通知》，光伏电站侧配置低周、低压及高周、高压解列保护，低周装置应具备滑差闭锁功能，低压装置应具备判断短路功能。 （2）主变保护

光伏电站主变保护配置本体保护、差动保护及相应后备保护。 由于光伏电站的接入，110千伏渔桥变10千伏侧带有小电源出线，故110千伏渔桥变主变中性点需增加放电间隙及放电间隙流变，主变增设间隙零序电流保护和零序电压保护。同时，需加装避雷器防止操作过电压，加装单相电压互感器用于无压鉴定。

（3）逆变器保护

逆变器应具备极性反接保护、短路保护、过/欠电压保护、过/欠频率保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护、逆向功率保护等，装置异常时自动脱离系统。

6.1.5 光伏发电站调度自动化系统

（1）自动化装置配置

采用分布式的微机监控系统，实现光伏发电站运行工况监视、控制。系统要求应具备多个通信口，实现其他站内智能装置通信以及远方调度通信，同时要求光伏电站内装设气象环境参数监测装置。 （2）信号采集： 遥测量

（1）10千伏线路、发电机二侧P、Q、I；

（2）10千伏母线相、线电压，所用电、直流等电压。

遥信量

10千伏线路、发电机开关合、分信号（双态）、低周解列及低电压解列保护信号及其他状态量、保护信号。

气象环境参数

光伏发电站向电力系统调度部门提供气象环境参数，包括太阳板倾斜面辐照度、温度。 电能质量监测

依照GB/T14549－93 《电能质量公用电网谐波》的要求，对谐波水平进行专题评估后采取相应的措施。同时，要求在并网点装设电能质量在线监测装置。

6.2 光伏电站通信接入方案

光伏电站并网通信系统应以满足电网安全经济运行对电力通信业务的要求为前提，满足调度自动化、继电保护及安全自动装置等业务对电力通信的要求。应保证RTU或计算机监控系统、电量采集与传输装置的远动数据、电能计量数据和气象环境数据的准确稳定可靠传输。同时，配置微机远动装置：主备模拟通道；电量采集装置：2M数据接口。具体方案如下：

新建太阳能光伏发电站至110千伏渔桥变24芯普通光缆1根，沿太阳能光伏发电站所在园区的管沟敷设光缆至兴元路上，后沿兴元路等电力管沟敷设光缆至渔桥变，园区管沟敷设光缆要求有PVC管保护，则新建24芯普通光缆约1公里。新建太阳能光伏发电站至110千伏漳河变12芯普通光缆1根，沿太阳能光伏发电站所在园区的管沟敷设光缆至兴元路上，要求沿不同与至渔桥变的光缆路径管沟敷设，后沿兴元路等电力管沟敷设光缆至漳河变，园区管沟敷设光缆要求有PVC管保护，则新建12芯普通光缆约4公里。

余杭电力通信网采用华为的同步复用器，本工程需要增加SDH传输设备一套，考虑到各个厂家设备网管不能兼容等问题，本工程光通信设备建议采用与现有余杭电力通信网相同的传输设备，以便统一网管。本工程需在太阳能光伏发电站新增STM-4 SDH设备1套、PCM接入设备2套以及相配套的通信电源、配线等设备及材料；余调和勾庄第二中心各增加1套PCM接入设备以及相配套设备及材料。110千伏渔桥变新增STM-4光板2块。

太阳能光伏发电站接入系统后余杭SDH网络拓扑图如下图：

光伏电站黄湖变潘板变余杭变余杭供闲林变24-南庄变五常变仓前变锦江电厂凤山变瓶窑供勾庄变622M链路瓶镇变仁镇变宏畔变渔桥变建富变良渚变临平变塘栖变博陆变五杭变余杭局622M链路星桥变亭趾变海联电厂南苑变庙港变外乔变南山变沾桥变金渡变丘山变杭调

图6.4 光伏发电站接入系统后余杭SDH网络拓扑图

光伏发电站信息采用总线拼接技术接入配电自动化主站系统，具体系统接入框图如下：

配网基础资源中心基于IEC61968标准的信息交换总线（III区和IV区）正向物理隔离反向物理隔离基于IEC61968标准的信息交换总线（I区和II区）智能配电调控一体化系统统一配网模型管理配网高级应用平台服务系统GIS图模维护配电SCADA基本功能EMS总线馈线自动化配网智能化应用光伏发电站系统

图6.5 光伏发电站接入系统架构图

7 电动汽车储能站规划建设方案

7.1 项目概况

本次建设的储能电站为并网储能电站，蓄电池采用标准电动汽车电池，参数为60Ah/80V，储能站额定容量为500kW×2h，额定功率为500kW，要求寿命期内系统的容量不小于500kW×2h，设置其最大充放电功率不超过600kW。储能电站采用10kV电压等级并网，其主要功能定位为：

1、梯度利用电动汽车动力电池，提高电动汽车动力电池的利用率. 为提高电动汽车动力电池的利用率，将对动力电池采用梯度利用的形式。当电池有效容量为原容量80%-100%区间时，作为电动汽车的动力电池使用；当电池有效容量为原容量60%-80%区间时，可以作为储能电池使用;在有效容量为原

容量的30%-60%区间时，还能作为应急电源电池使用。

2、移峰填谷，提高一次设备(开关、变压器)容量利用率，降低规划设计容量，提高电网企业投资效益.

每日在系统符合负荷高峰期放电，在负荷低谷期充电，以达到提高主变负荷率，降低峰谷差的目的。储能站充放电功率大小随系统负荷变化而波动，以实现主变负载控制目标。

同时，储能电站还将实现调峰调频、电压无功控制、孤网运行等功能应用。调峰调频主要通过有功控制手段实现，即通过储能站监控系统接收来自远方调度的有功控制指令，或按照就地频率测量以及对频率调整的需求来控制电池系统充、放电状态；电压无功控制是指通过储能站监控系统接收来自远方调度的无功控制指令对PCS进行控制。孤网运行是指按照设定的条件脱离主网，在容量范围内为多个PCS并列运行为部分负荷提供符合电网电能质量要求的电能。上述三种应用情况，储能电站的充、放电功率均会随系统需求变化。

7.2 系统信息接入技术方案

根据系统建设的目标，结合原古翠路电动汽车换电站的实际情况，增加充放电单元监控。整个监控系统的设计如下图所示：

监控主站系统安防工作站上级监控系统接口系统监控工作站光纤防火墙数据库服务器应用程序服务器接口服务器路由器光纤运营系统监控系统前置机数据采集前置机接口系统前置机交换机充放电监控子系统供配电监控子系统安防监控系统充电/逆变单元模块充电机单元485转以太网设备集中器视频服务器充电管理器配变终端整车充电机交流充电桩摄像机485BMS PCS充电架、充电仓、转运仓整车充电机交流充电桩交流进线屏摄像机CAN以太网图7.1 储能站监控系统

如上图所示，监控系统由主站系统、充放电监控子系统、供配电监控子系

统、接口系统、安防监控系统及相关设备组成。

监控主站系统由应用程序服务器、数据库服务器、监控系统前置机、数据采集前置机组成，主要负责处理存储监控子系统实时上送的数据，并且下发监控工作站对各监控子系统的控制指令。

由于监控系统采用分级建设，即监控中心监控系统->充换电站监控系统，同时运营系统的营业数据也通过监控系统的采集通道进行采集，因此数据采集前置机的数据上行应包含两部分功能，一部分是实现与本地监控系统前置机的通信功能，另一部分是实现与接口系统前置机的通信功能。

考虑到监控系统采集的数据量巨大，以及数据存储的重要性及安全性，故应用程序服务器、数据库服务器、数据采集前置机、监控系统前置机均应确保不断电情况下24小时不间断工作。

储能系统的接入依靠配电自动化主站平台中的配网资源中心，由资源中心通过SOA服务发布，把储能系统信息提供给DSCADA系统所使用，实现全网的数据共享与监控。配电自动化主站系统结构图如下：

储能系统配网基础资源中心基于IEC61968标准的信息交换总线（III区和IV区）正向物理隔离反向物理隔离基于IEC61968标准的信息交换总线（I区和II区）智能配电调控一体化系统统一配网模型管理配网高级应用平台服务系统GIS图模维护EMS配电SCADA基本功能馈线自动化配网智能化应用图7.2 储能站系统接入图

8 省电力公司屋顶光伏发电系统

8.1 项目概况

8.1.1 项目简介

随着人们对生态环境严重污染和化石燃料储量逐渐枯竭的日益重视，尤其是近来对于应对全球气候变暖的迫切性，逐渐改变能源的消费结构，在能源供应领域必须走可持续发展战略的道路，大力开发利用可再生能源，已成为人们的共识。太阳能发电作为最重要的可再生能源，近年来得到了飞速的发展，全球太阳电池组件产量每年都以30% 以上的速度在增长，已经成为世界上增长最快的产业之一，到本世纪中期将成为重要的电力来源。太阳能应用的领域也在不断扩大，它将成为未来分布式发电的重要组成部分，将会在未来的能源消费结构中占有越来越显著的作用。

屋顶并网太阳能光伏电站是通过安装在屋顶上的太阳电池方阵及其转换系统把太阳能转换成交流电能，给负载供电，同时与电网并联，白天有太阳时由光伏系统向负载供电，多余的电力馈入电网，晚上或阴雨天太阳能发电不足时则由电网为负载供电。由于这种发电系统具有突出的优点，近年来发展非常迅速。到2005年底，全球安装的太阳能发电容量已经超过6GW，其中多数是并网光伏系统。

浙江省电力公司对发展太阳能工程作了专门调研后，要求以科学发展观为指导，站在建设资源节约型、环境友好型社会的高度，结合浙江实际，落实国家能源战略，将太阳能屋顶并网光伏发电作为公司履行社会责任，促进洁净新能源发展，开拓电力市场的重要举措、重大科技创新任务来完成；同时对发展太阳能，保证优质的绿色能源并入电网的研究课题即“上百千瓦级太阳能屋顶并网光伏电站示范工程”项目、进展作了专项布置，总体目标是：将建造一座安装容量为250-300kWp的屋顶并网太阳能光伏电站，进行太阳能光伏电站的设计、加工、安装、调试、运行维护等过程研究，分析的全部过程，分析研究其特点及规律，

图8.4 广告牌系统原理和构成

8.1.3 一次接入系统方案

（1）升压系统设计

本方案为太阳能发电后有逆变器输出低压电源380V到10kV电力电网接收之间的设备配置。

由于考虑到设备容量比较小，故计量方式采用低压计量，并且表计配置为双向计量表。

图8.5 250kWp太阳能发电升压系统图

正常启动与运行：10kV电力电网通过倒送电方式到380V母线上，太阳能发电装置与升压系统之间采用三组380V逆变器并列运行，每路逆变器通过采样380V母线电压后进行逆变并网，并网由逆变器自行完

成，380V母线再通过升压变压器升压至10kV电压后向电网供电。

表8.3 升压系统中设备配置

名称 10kV断路器 10kV电流互感器 10kV电压互感器 10kV接地开关 10kV避雷器 10kV保护熔断器 10kV带电显示仪 微机保护装置 升压变压器 型号及规格 120W-VAC 1250/25KA AC220V LZZBJ9-12 40/5A JDZX10-10 10/√3:0.1/√3:0.1/3KV JN口-12 HY5WZ-17/45 XRNP-10 1A DXN3-10B/Q AC220V P140系列 SCB-250KVA 0.38/10KV NS630H/3P 500A STR23SE 0.4kV断路器 NS250H/3P 250A TM250D NS160H/3P 160A TM160D 0.4kV电流互感器 控制开关 电压转换开关 指示灯 按钮 控制保护开关 控制变压器 600/5A 计量 LW39A-16 LW39A-16 AD16-22D LA39-11X 5SJ62 BK-500 数量 1 3 3 1 6 3 2 1 1 1 2 1 3 2 1 4 1 2 1 （2）低压进线设备配置方案

本方案为太阳能发电后由逆变器输出低压电源380V到380V电力电网接收之间的设备配置。

由于考虑到设备容量比较小，故计量方式采用低压计量，并且表计配置为双向计量表。

正常启动与运行： 电力电网通过倒送电方式到380V母线上，太阳能发电装置与低压电网系统之间采用八组380V逆变器并列运行，每路逆变器通过采样380V母线电压后进行逆变并网，并网由逆变器本体自行完成，再向电网供电。

8.1.4 保护配置方案

（1）升压系统的高、低压保护方式

低压进线断路器配置短路瞬时、短路短延时、过载长延时、进线侧欠压保护功能，低压出线断路器配置短路瞬时、短路短延时、过载长延时、母线欠压保护功能。

高压侧断路器上配置阿尔斯通公司的P140系列微机保护装置包含相间过流保护、接地故障保护、过负荷保护、低电压/过电压保护、功率方向保护等保护功能及相电压、相电流、线电压、序电流、序电压、频率、有功功率、无功功率、视在功率等测量功能并具有数据通讯功能。

（2）低压系统的保护方式

低压进线断路器配置短路瞬时、短路短延时、过载长延时、进线侧欠压保护功能，低压出线断路器配置短路瞬时、短路短延时、过载长延时、母线欠压保护功能。

与电网链接侧断路器上配置阿尔斯通公司的P140系列微机保护装置包含相间过流保护、接地故障保护、过负荷保护、低电压/过电压保护、功率方向保护等保护功能及相电压、相电流、线电压、序电流、序电压、频率、有功功率、无功功率、视在功率等测量功能并具有数据通讯功能。

8.2 光伏电站通信接入方案

升压系统中的所有设备均配备有后台监控系统所需的通讯端口，支持MODBUS、RS485的通讯规约，如有需要还能再向上一级传送数据。

进低压电网系统中的阿尔斯通公司的P140系列微机保护装置配备有后台监控系统所需的通讯端口，支持MODBUS、RS485的通讯规约，如有需要还能再向上一级传送数据。

省电力公司大楼光伏系统的专用接口方式接入依靠配电自动化主站平台中的配网资源中心，由资源中心通过SOA服务发布，把光伏系统信息提供给DSCADA系统所使用，实现全网的数据共享与监控。配电自动化主站系统结构图如下：

屋顶光伏系统配网基础资源中心基于IEC61968标准的信息交换总线（III区和IV区）正向物理隔离反向物理隔离基于IEC61968标准的信息交换总线（I区和II区）智能配电调控一体化系统统一配网模型管理配网高级应用平台服务系统GIS图模维护EMS配电SCADA基本功能馈线自动化配网智能化应用图 8.6 屋顶光伏接入系统架构

9 浙江日报大楼用户光伏发电系统

9.1 项目概况

9.1.1 项目简介

浙江是个经济大省，也是能源对外依存度较高的省市之一。浙江电网是华东电网的一部分，电源主要以火力发电为主，能，由于电力缺口较大，2001-2007年经济高速发展期，频繁的拉限电已制约了浙江经济的进一步发展的需要。单一的电源结构已难以满足当地用电需求和经济可持续发展的战略要求。因此，积极地开发利用本地区的太阳能等清洁可再生能源已势在必行、大势所趋，以多元化能源开发的方式满足经济

发展的需求是电力发展的长远目标。

光电建筑并网发电系统是城市太阳能发电的发展方向，浙江日报光电示范项目是在约600平方米的向阳建筑屋顶和平地上安装的并网光伏电站。集中展示了多种太阳能光伏发电技术，本项目为了充分利用现有建筑的屋顶结构和面积，实现光伏发电和公司建筑房屋一体化的功能。

浙江日报报业集团太阳能光电建筑一体化项目所依托的建筑为浙江日报新闻大楼，该楼主要用途为新闻办报，建筑总面积约37000m2，太阳能组件安装于该楼正南面600m2裙房屋顶，新闻大楼寿命远远大于光伏组件25年的使用寿命；光伏组件朝向为正南方向，周边空旷无遮挡。在光伏组件25年的使用寿命内，安装地点周围无规划高层建筑。不仅达到节能环保效果，还可与建筑装饰美化合为一体。能有效地减少建筑能耗，实现建筑节能。现浙江报业新闻大楼，采用双回路10kV电源供电，一主一备，分别来自御跸开关站的浙报三线（备用）和浙报四线（主用），均为电缆线路。其中浙报三线采用3×300mm2截面电缆，浙报四线采用3×120mm2截面电缆。另有浙报一线、浙报二线供电给正在建设中的浙报新大楼。本工程光伏电站位于现浙江日报新闻大楼内。区域配电网的拓扑结构图及御跸站主接线简图如图7.1和7.2所示。

220kV运河变10kV母线头营站头营8141线海云站仓河站110kV新华变10kV母线中桥站营盘站御跸站大东447线前康站健体站东键站大营站桥杭站

图9.1 区域配电网环网结构拓扑图

御跸站I仓河站I5#ABB1#2#3#4#5#RM6-5III桥杭站I4#RM6-2316#7#8#9#10#RM6-5I营盘站I1#RM6-231YJV22-3*300/235mYJV22-3*300/58+45mYJV22-3*300/67mYJV22-3*300/85mYJV22-3*120/69+36+223mYJV22-3*120/40+65mYJV22-3*300/245m御仓线浙报三线浙报一线杭跸线YJV22-3*300/85m杭跸线浙报二线浙报四线跸营线YJV22-3*300/245m御仓线跸营线备、一线两变的运行方式，10kV进线主备切换采用先断后通操作。400低压侧采用单母分段接线，分列运行。现状配电站低压侧采用空气开关，配变规模为2×800kVA，配自动无功补偿屏2面。

YJV22-3*300/235m新浙报315*3浙报800*2

图9.2御跸站主接线简图

浙江日报集团现报业大楼为10kV双回路供电，正常运行为一主一

图9.3浙报用户配电站主接线简图

9.1.2 项目建设规模

浙江日报报业集团60kWp太阳能光电一体化建设项目，主要用于对现浙报新闻大楼自身用能的补充，计划总装机容量60kWp。所发电量原则上自发自用，采用并网不上网方式。光伏电站整体工程占地约600m2，总投资约198万元，项目建设工期6个月。

整个60kWp光伏方阵系统共使用342块175W单晶硅片，由两个子方阵组成,子方阵由171块175W的太阳能电池组件采用9×19排列方式组成，方阵容量为30kW，由9块太阳能电池串连组成一组支路，19组太阳能电池支路并联构成一个子方阵。方阵朝南倾角为22°，方位角为正南方向。

9.1.3 一次接入系统方案

杭州城市配网采用10kV/400V供电。10kV配电网络接线采用环网结构、开环运行的方式，中性点为不直接接地系统。本工程地处体育场路178号现浙江日报报业集团，属于城南供电局供电范围。该区块现主要由220kV运河变和110kV新华变的10kV母线供电。

浙江日报大楼用户光伏发电系统通过新建1回400V电缆线路，将光伏电站接入浙江日报配电站400V II段母线低压备用柜，通过10千伏浙报四线并入公用电网，且并网不上网。

光伏电站并网断路器采用400V空气断路器。用户需采取措施使其严禁通过浙报三线接入电网。

根据用户现有设备和上述接入要求，建议主接线方式如下图：

图9.4光伏接入主接线简图

9.1.4 保护配置方案

根据系统安全运行的要求，以及《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》（试行）和《浙江省电力公司光伏电站接入电网技术应用细则》（试行），为保证系统安全运行，必须配置以下保护及自动装置：

图 9.5 光伏电站接入保护配置图

1、用户出线侧保护配置 1）配置速断/过流保护。 2、并网点保护配置

1）并网总断路器应配置速断/过流保护。

2）并网断路器侧装设故障解列装置，配置低周、低压及高周、高压解列功能，低压解列应具备判断短路功能和交流电压断线闭锁功能。

3）配置主动式及被动式防孤岛保护各一套（频率突变、电压相位跳动等），防止孤岛运行倒冲线路。

4）配置功率逆方向保护。 3、其他配置

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