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

（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，

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，为今后大量推广应用打下基础。

8.1.2 项目建设规模

300kWp太阳能光伏并网电站的设计选用 3～4 种不同型号和不同种类的电池的太阳能电池组件比较分析；同时选用 3～4 种不同型号的合适的联网逆变控制器比较分析。

（1）屋顶主发电系统

在柱列(1)～(14)之间共布置63组光伏组件串联组，每组由15块无锡尚德太阳能电力公司生产的280W型晶体硅光伏组件串联组成（本方案初设采用无锡尚德太阳能电力公司的产品参数作为依据，正式设计按照甲方提出的技术要求和供货方作最终设计），本系统标准状态下输出直流总功率为264.6kW。在标准状态下，每个串联组的开路电压为DC672V，工作电压为DC528V，短路电流为DC8.33A，工作电流为DC7.95A，输出功率为DC4.2kW。为了减少串联组与逆变器之间的连接线、简化防雷措施以及日后维护方便，每5～6串为1组连接到汇流箱。为了进一步简化接线、提高维护性和安全性，在汇流箱和逆变器之间设置直流开关柜，汇流箱的输出线先行接到直流开关柜，再统一接到逆变器。逆变器的交流输出与光伏发电系统专用配电柜相连，在该柜内完成计量和配电。负载为三相380V50Hz-10kV升压变电装置，在此完成高压并网。根据杭州地区的太阳辐射强度和逆变器的瞬时超载能力，从节省投资和提高设备工作效率考虑，采用2台100kW和1台50kW的并网逆变器。系统原理和构成如图6.1所示，主发电系统主要技术指标如表6.1所示。

表8.1 主发电系统主要技术指标

1 装机容量 2 年发电量 3 系统效率 4 光伏组件标称功率 5 产品使用年限

264.6kW 在正常气象年，不少于242000kWh 不小于75% 280Wp 10年发电功率下降不大于10%，20年不大于20% 光伏电池方阵光伏电池方阵光伏电池方阵光伏电池方阵光伏电池方阵光伏电池方阵汇流箱汇流箱汇流箱汇流箱汇流箱汇流箱直流配电柜直流配电柜直流配电柜并网逆变器并网逆变器并网逆变器通讯线配电柜配电柜配电柜升压变电装置接10kV高压电网数据采集处理显示系统图8.1 主发电系统原理和构成

（2）屋顶试验系统

在柱列(14)～(18)和(C)～(E)之间，有高出屋顶平面5.1m的采光幕墙建筑，为了避让其阴影，太阳电池方阵必须离开其一定距离。为此，在离幕墙10m以外的东西两侧布置216块上海电气交大泰阳绿色能源公司生产的170W型晶体硅光伏组件，标准状态下输出直流总功率为

36.72kW。

其中，在柱列(13)～(18)和(E)～(G)之间的区域设置128块光伏组件，每16块光伏组件组成1个串联组，共8串，总功率为21.76kW。由于没有10kW型号的并网逆变器，因此每2串并联接到1台5kW型号的单相并网逆变器，由2台逆变器组成1个10kW级的组合式小发电系统。共设置2套10kW级系统。在标准状态下，每个串联组的开路电压为DC704V，工作电压为DC564V，短路电流为DC5A，工作电流为DC4.54A，输出功率为DC2.72kW。逆变器的单相220V50Hz交流输出与光伏发电系统专用配电箱相连，在该箱内完成计量、配电和上网以及防雷（感应雷）等功能。负载为大楼内单相220V50Hz交流电源。系统原理和构成如图6.2，主发电系统主要技术指标如表6.2所示。

表8.2 试验系统主要技术指标

1 装机容量 2 年发电量 3 系统效率 4 光伏组件标称功率 5 产品使用年限

36.72kW 在正常气象年，不少于 33660kWh 不小于75% 170Wp 10年发电功率下降不大于10%，20年不大于20%

光伏电池方阵(5kW)光伏电池方阵(5kW)光伏电池方阵(5kW)光伏电池方阵(5kW)并网逆变器并网逆变器并网逆变器并网逆变器辐射仪气温仪光伏发电系统专用配电箱单相220V电网电源电度表负载单相220V数据采集显示处理系统图8.2 试验系统原理和构成

在柱列(14)～(17)和(A)～(C)之间的区域设置88块光伏组件，共分成4个小系统，总功率为14.96kW。其中2.04W一套，3.4kW一套，4.08kW一套以及5.44kW一套。对于2.04kW系统，由12块光伏组件串联而成，直接与1台2.1kW型单相并网逆变器连接。在标准状态下，串联组的开路电压为DC528V，工作电压为DC423V，短路电流为DC5A，工作电流为DC4.54A，输出功率为DC2.04kW。对于3.4kW系统，每10块光伏组件组成1个串联组，共2串，并联连接到1台3.3kW型单相并网逆变器上。在标准状态下，串联组的开路电压为DC440V，工作电压为DC352V，短路电流为DC5A，工作电流为DC4.54A，输出功率为DC1.7kW。对于4.08kW系统，每12块光伏组件组成1个串联组，共2串，并联连接到1台4.2kW型单相并网逆变器上。在标准状态下，串联组的开路电压为DC528V，工作电压为DC423V，短路电流为DC5A，工作电流为DC4.54A，输出功率为DC2.04kW。对于5.44kW系统，每16块光伏组件组成1个串联组，共2串，并联连接到1台5.0kW型单相并网逆变器上。在标准状态下，串联组的开路电压为DC704V，工作电压为DC564V，短路电流为DC5A，工作电流为DC4.54A，输出功率为DC2.72kW。上述各台逆变器的单相220V50Hz交流输出与光伏发电系统专用配电箱相连，在该箱内完成计量、配电和上网以及防雷（感应雷）等功能。负载为大楼

内单相220V50Hz交流电源。

（3）广告牌系统

广告牌的“国家电网”4个字由79块非晶硅光伏组件构成（图6.3），组成7个串联组，在标准状态下，输出总功率为DC1.241kW。在标准状态下，串联组的开路电压约为DC410V，工作电压约为DC340V，短路电流为DC0.35A，工作电流约为DC3.2A，输出功率约为DC0.177kW。7个串联组并联后连接到1台1.1kW型单相并网逆变器上。逆变器的单相220V50Hz交流输出与光伏发电系统专用配电箱相连，在该箱内完成计量、配电和上网以及防雷（感应雷）等功能。负载为大楼内单相220V50Hz交流电源。系统原理和构成如图6.4。

①①①②①①①①⑦⑧④①①④②⑦①②①④①⑦①①①①⑦①①①⑧⑨①⑤①⑥①⑥①①①⑧①⑥①⑨①①①①①①④①①①①④①①①①

国家 电网 图标 ①①①④①①①①①①②③①④①①①图8.3 广告牌的光伏组件拼合（数字为光伏组件编号） 光伏电池方阵(1.241kW)并网逆变器辐射仪气温仪光伏发电系统专用配电箱单相220V负载单相220V电网电源电度表数据采集显示处理系统

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