摘要：本文对其100MWp 渔光互补光伏发电项目电力系统一次接入方案进行研究，从电力系统概况和负荷预测出发，对接入系统方案、电气计算、光伏电站并网相关技术原则进行简单的。
关键词：电力系统；负荷预测；电气计算
1电力系统概况
杭州市地处长江三角洲南翼、杭州湾西端、钱塘江下游、京杭大运河南端，是长江三角洲的重要中心城市和中国东南部的交通枢纽，是浙江省的政治、经济、科教、文化中心，也是著名的风景旅游城市和历史文化名城。
大江东新城位于杭州市萧山区东北部的沿钱塘江区域，东、北、西均以钱塘江界线为界，南至塘新公路、坎红公路、杭甬高速公路萧山段、萧山国际机场总体规划南界、靖江镇行政区划南界、红十五线、十二埭横河及与绍兴县接壤的北侧河道，包括原来的江东新城、临江新城、空港新城和杭州经济技术开发区前进工业园区，是杭州湾先进制造业基地的组成部分、杭州高新科技产业基地、面向杭州湾区域的产业组织与服务中心、杭州的宜居品质新城、杭州高教科研集聚区、杭州都市区的特色生态休闲旅游区。其中，杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目所在的临江新城是以先进制造业、临港工业为主导产业，现代物流、居住、办公、商贸等公共服务完善的海港新城。大江东新城属于江东电网。截止2014 年底，大江东产业集聚区有3座220 千伏变电所，分别是义蓬变、东梅变、临化变，变电总容量120万千伏安；现有电厂1 座（临江热电厂），总装机容量3.75 万千伏安；9 座110 千伏变电站，分别是前进变、启江变、河庄变、长征变、白浪变、梅西变、建湾变、丰乐变和临欣变，总容量95 万千伏安。现状江东电网的110 千伏变电站主要以220 千伏义蓬变、东梅变、临化变为电源，同时位于萧山区的220 千伏合兴变提供部分负荷支援。杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目位于杭州市大江东临江新城，附近的220 千伏变电站有东梅变、临化变。
表1 2014 年大江东新城220 千伏变电站情况统计表
2负荷预测
进入“十二五”以后，杭州市经济社会加快发展、生活品质不断提升，杭州市以科学发展观统领经济社会发展全局，加快建设覆盖城乡、全民共享“生活品质之城”，积极构建和谐社会，促进了速度和质量、结构、效益的有机统一，促进了三次产业、三大需求、经济社会协调发展，全市经济呈现又好又快的发展态势。经济的快速发展，带来杭州市用电水平的迅速增长。2014 年杭州市全社会最高负荷为1136.7 万千瓦，其中江东区约71.2 万千瓦。预计至2016 年杭州市最高负荷分别为1444 万千瓦，大江东最高负荷区为88.6万千瓦。
大江东新城现状35 千伏及以上上网电厂3 座（均为6000 千瓦及以上），总容量12.8 万千瓦，即临江热电发电机3 台，容量3.75 万千瓦，富丽达热电发电机4 台，容量5.45 万千瓦，钱江热电发电机3 台，容量3.6 万千瓦，属杭州调控中心调度。大江东新城现状用户自备机组6000 千瓦及以上装机容量为6000 千瓦，用户自备机组6000 千瓦以下装机容量为3000 千瓦。大江东新城现状光伏发电项目容量为1.54 万千瓦。
表2 杭州市分区分年度最高负荷预测结果表单位：万千瓦
综上所述，在2015 年本工程未投运的情况下，江东地区供电能力较小，小火电仅占江东最大供电负荷的8.6%，光伏发电仅占江东最大供电负荷的3.6%，小火电加光伏发电占江东最大供电负荷的12.2%，因此江东地区供电主要还是以大网供电为主。待2015 年本工程投产后，光伏发电占江东最大供电负荷的13.7%，小火电加光伏发电占江东最大供电负荷的22.4%，将提高江东地区电网的供电能力。
杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目站址周边的220 千伏变电站有临化变及东梅变。220 千伏东梅变位于大江东临江新城，远景主变规模为4×18 万千伏安，现状主变容量为2×18 万千伏安。220 千伏临化变位于萧山区江东开发区，临化变远景主变规模为3×24 万千伏安，目前，临化变已投产主变2 台，容量为2×24 万千伏安。
目前，220 千伏临化变110 千伏出线6 回，下供110 千伏用户变电站共6 座，即龙化变、电化变、恒逸变、临江热电、东南建膜、荣盛变，临化变供区2016 年还将新增110 千伏公用变一座，即勤业变。截止2014 年底，临化变负荷为20.4 万千瓦，负载率45.4%。根据负荷预测，预计至2016 年临化变负荷将达到28.7 万千瓦。
3接入系统方案
杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目站址周边的220 千伏变电站有临化变及东梅变。其中东梅变距离本项目较远，本期不考虑接入220 千伏东梅变，考虑接入220 千伏临化变。本项目周边可供T 接的110 千伏线路有临恒1624 线和电化1622 线，若考虑T 接临恒1624 线，届时恒逸用户变2 回进线将均为T 接线路，供电可靠性相对较差。而电化用户变对电能质量要求较高，若考虑T接电化1622 线，本项目投运后会产生电压波动、谐波等问题，影响其供电可靠性。同时根据项目业主反馈，经与相关企业初步沟通，其对线路T 接方案存有较大异议。
因此，鉴于110 千伏舒能变所处的地理位置，结合该区域远景电网规划及运行工况，光伏项目接入系统方案如下：
本期新建110 千伏进线1 回接入220 千伏临化变110 千伏临二二间隔，本期扩建临化变110 千伏临二二间隔。
4电气计算
本报告对2016 年杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目接入系统后的电网进行了潮流计算，并根据系统发展规划，对远景短路电流进行计算。
4.1 潮流计算
2016 年220 千伏临化变主变容量为2×24 万千伏安，归属500千伏古越变供区。杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目发电功率因数取1，光伏升压变主变分接头置于115/36.5 千伏档。计算中，电网负荷功率因数峰荷取0.92，谷荷取0.95。
潮流计算结果详见表3。
表3 2016 年潮流计算结果表
潮流计算表明，舒能变接入临化变后，电网可以消纳电站峰荷的电力送入，同时在负荷较小时，电网也能承受住光伏电站的电力送入。在电网春节轻负荷状态下，可通过调节舒能变的35 千伏SVG 快速动态无功补偿装置，来满足舒能变的送出要求，电网电压水平也需满足规范要求。
4.2 短路计算
依据220kV 临化输变电工程可行性研究报告，远景临化变主变容量3×24 万千伏安，220 千伏临化变110 千伏母线三相短路电流为19.8kA，单相短路电流为27.3kA。临化变至舒能变线路路径长度约为9.2 公里，其中，电缆线路长度约为0.5 公里，架空线路长度约为8.7 公里。光伏电站对35 千伏母线提供的短路电流约为额定电流的2倍，约为3.3kA。根据上述条件计算，舒能变接入后，临化变110 千伏母线三相短路电流为20.1kA，单相短路电流为28.5kA。舒能变短路电流如下：
110 千伏母线：12.65kA（三相）
9.85kA（单相）
35 千伏母线：11.5kA（三相）
5 光伏电站并网相关技术原则
5.1 有功功率及频率控制
根据国网Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》，大中型光伏电站在电网频率异常时的运行时间要求如下：
1）低于48Hz——根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率或电网要求而定；
2）48Hz～49.5Hz——每次频率低于49.5Hz 时要求至少能运行10min；
3）49.5Hz～50.2Hz——连续运行；
4）50.2Hz～50.5Hz——每次频率高于50.2Hz 时，光伏电站应具备能够连续运行2min 的能力，同时具备0.2s 内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力调度部门决定，此时不允许停止状态的光伏电站并网；
5）高于50.5Hz——在0.2s 内停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。根据《杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目可行性研究报告》，本项目拟配置1 套有功功率控制系统，舒能变在并网运行后，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功功率控制信号，并根据电网频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出。
5.2 无功配置及电压控制
根据国网Q/GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》，光伏电站应具备一定的低电压穿越能力，光伏电站低电压穿越要求为：
1）光伏电站并网点电压跌至0 时，光伏电站应能不脱网连续运行0.15s。
2）光伏电站并网点电压跌至曲线1 以下时，光伏电站可以从电网切出。
图4.5.1 光伏电站低电压穿越要求
5.3 光电功率预测预报
根据GB/T 19964-2012《光伏电站接入电网技术规定》，装机容量10MW 及以上的光伏电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有0h—72h 短期光伏发电功率预测以及15min-4h 超短期光伏发电功率预测功能。
根据《杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目可行性研究报告》，光伏电站拟配置电站端功率预测系统，收集气象资料，研究并积累天气对光伏电站输出功率的变化规律，不断提高预报精度，实现光伏电站短期、超短期、中长期功率预测。短期预测的时间尺度为未来0-24 小时，时间分辨率为15min，超短期预测时间尺度为未来15min-4h，每15min 滚动预测，并向电力调度机构上传功率预测结果。电力调度机构根据光伏发电功率超短期预测结果和实际运行情况对日发电调度计划曲线进行调整。
5.4 电能质量
根据GB/T 50866-2013《光伏发电站接入电力系统技术规范》要求，舒能变并网点处考虑配置1 套电能质量在线监测装置，用于实时监测电能质量数据并远传至调度部门。根据《杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏发电项目可行性研究报告》，本工程拟考虑配置1 台多回路电能质量在线监测装置。要求该装置应为满足IEC 61000-4-30-2003 标准要求的A 类电能质量在线监测装置；光伏电站电能质量数据应至少具有1 年及以上的存储能力。
太阳能光伏发电系统通过光伏组件将太阳能转化为直流电能，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，在将直流电能经逆变转换为交流电能的过程中，会产生谐波。光伏电站接入公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 14549－93《电能质量公用电网谐波》的要求，其中光伏电站并网点向电力系统注入的谐波电流允许值应按照光伏发电站安装容量与公共连接点上具有谐波源的发/供电设备总容量之比分配。光伏电站接入后，所接入公共连接点的间谐波应满足GB/T 24337－2009《电能质量公用电网间谐波》的要求。
由于杭州舒能电力科技有限公司100MWp 渔光互补光伏电站有较大容量的逆变器存在，应依照上述两个标准的要求，对谐波水平进行专题评估后采取相应的措施。目前，业主正在开展电能质量评估工作。
论文作者:蒋旭凌,王小波,应咚咚
论文发表刊物:《电力设备》2017年第19期
论文发表时间:2017/11/22
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