分布式光伏项目电气接入系统调试关键技术研究

0引言

随着全球能源结构转型加速,分布式光伏发电凭借清洁低碳、就近消纳、建设灵活等优势,成为实现“双碳”目标的重要能源形式。电气接入系统作为分布式光伏项目连接电站与电网的关键,其调试质量直接影响项目并网安全、发电效率和运行稳定性。目前,国内分布式光伏项目在电气接入系统调试领域面临技术标准分散、缺乏关键工艺系统性指导等挑战,部分技术环节未形成标准化调试流程与方案。恩平米仓村委2 MW分布式光伏项目具有典型工程特征,利用鸡舍屋顶约13 000 m2,以全额上网模式通过10 kv线路接入电网,系统配置多元设备,调试需解决多维度技术问题。为此,本文以该项目为载体,聚焦调试技术难点与关键工艺,整合核心技术构建全系统调试技术体系,希望能为同类项目调试提供实践范式,推动分布式能源并网技术规范化发展。

1 项目概述

恩平米仓村委2 MW分布式光伏项目位于江门市恩平市恩城街道米仓村,利用鸡舍屋顶面积约13000m²,规划装机容量1 840.78 kWp,交流侧装机1 870 kW,采用全额上网模式,通过10 kv线路接入220 kv恩平站10kv河南线福驿支线#12杆。系统配置两台1000 kvA预装式升压箱变,高压电缆选用ZC-YJV22-8.7/15kV-3 ×70mm²,总敷设长度458m,其中鸡场#1箱变至10 kV线路段电缆长428 m,箱变间联络电缆长30 m。布局示意图如图1所示。

2 电气接入系统调试关键技术

2.1 高压柜与电缆系统调试工艺

2.1.1高压柜单体调试技术细节

KYN28高压柜调试采用分段测试法,首先进行绝缘系统检测:使用2 500 V兆欧表测量主回路绝缘电阻,要求≥1 000 MΩ;控制回路采用500 V兆欧表,要求≥2 MΩ。真空断路器机械特性测试中,合闸时间≤80ms,分闸时间≤40ms,三相分合闸不同期性≤2 ms,弹跳时间≤2 ms,满足GB1984—2014《高压交流断路器》中E1级开关要求[1]。

电流互感器误差校验采用升流法,使用0.05级标准电流源,要求误差≤±0.25%。二次侧电流误差计算公式为:

式中:δ为二次侧电流误差;I2test为测试电流值;I2caL为计算电流值,I2caL=I1/KCT,I1为一次侧电流,KCT为变比,KCT=40。

电压互感器变比误差校验采用分压法,误差≤±0.5%,相位误差≤5°。

2.1.2 电缆系统耐压与局放测试

电缆敷设完成后进行0.1 Hz超低频耐压试验,试验电压Utest=2.4×U0=21 kV,U0=8.7 kV为电缆额定电压,持续时间6Omin,其间无击穿或局部放电现象。局部放电测试在1.73U0即15 kV下进行,采用脉冲电流法测量,放电量≤ 10PC,满足DL/T1573—2016《电力电缆分布式光纤测温系统技术规范》要求[2]。电缆接地系统测试采用四极法,电流极与电压极间距≥20 m,屏蔽层接地电阻≤0.5 Ω,确保电缆金属护套感应电压≤50 V,防止护套击穿风险。

2.2 高供高计计量系统精准调试

2.2.1计量装置误差溯源校验

本项目G02柜计量系统调试以三相四线智能电能表为核心,在10%~120%额定电流(10~120 A)范围内进行基本误差校验,要求≤±0.5%。误差计算公式为:

式中:γ为计量装置误差;ptest为测试功率值;pstd为标准功率值(由0.05级功率源提供)。

脉冲输出准确度校验中,1 000 imP/(kw.h)的电能表在额定负载下,脉冲误差≤±0.01%。

2.2.2二次回路完整性控制

计量二次回路导线严格按设计要求:电流回路采用4 mm2铜质单芯线,电压回路采用2.5mm2铜质单芯线,且全部采用双绝缘线。回路电阻测试采用双臂电桥,要求电流回路≤0.1 Ω,电压回路≤0.2 Ω,避免回路电阻过大导致计量误差。二次接线标号采用热缩式标识套,严格按《高供高计计量方式二次接线原理图》标注,确保A、B、C三相导线分别为黄、绿、红色,中性线蓝色,接地线黄绿双色。

2.2.3联合误差综合测试

整体计量系统联合误差丫Sum测试需考虑电能表误差γmeter、CT误差γCT及回路误差γloop,计算公式为:

在额定负载(100 A)下,要求丫Sum≤0.7%。测试时采用三相电能表校验装置,同时采集电压、电流及功率数据,通过误差合成算法确保计量系统符合I类计量装置要求。

2.3 防孤岛保护与继电保护协同调试

2.3.1防孤岛保护多场景测试

防孤岛保护采用主动频率偏移法与被动电压监测法结合进行调试,首先进行主动频率偏移试验,注入频率偏移速率sf=0.02Hz/S,动作时间ttrip计算公式为:

式中:fmax为频率上限保护阈值,fmax=50.2Hz;fmin为频率下限保护阈值,fmin=47.5 Hz。

计算得理论动作时间ttrip=135 S。但实际测试中,由于AFD算法影响,保护动作时间需≤1.5 S。

被动电压异常试验中,模拟电压骤升20%(12 kV)或骤降20%(8 kV),保护需在0.5 S内动作。

孤岛效应综合试验时,断开电网连接并保持光伏系统带20%负载运行,测试保护装置动作时间为1.8 S,满足GB/T 33593—2017《分布式电源并网技术要求》中动作时间≤2 S的要求,且与配网线路保护(动作时间2 S)形成0.2 S的级差配合[3]。

2.3.2继电保护定值精细化整定

继电保护定值整定以变压器容量及系统阻抗为依据,过流保护一次侧整定值ISet1计算如下:

ISet1=krel ×KSS ×Imax

式中:Krel为可靠系数,取1.2;KSS为自启动系数,取1.5;Imax为最大负荷电流,Imax=115.4 A。

计算得ISet1≈207.7 A,二次侧整定值ISet2=ISet1/KCT≈5.19 A,实际整定为5.2 A,动作时间0.2S。速断保护整定为336 A,对应二次侧8.4 A,按躲过变压器励磁涌流整定,动作时间0 S。零序保护二次侧整定值2.0A,按躲过系统不平衡电流整定,动作时间0.2 S。低电压解列动作电压80 V(二次侧,对应一次侧8 kV),动作时间20S,防止系统短时电压波动误动作。定值校验采用精度0.1级的三相微机继电保护测试仪,在80%、100%、120%整定值下测试动作时间,误差≤ ±5%。例如,8.4 A速断保护在120%整定值10.08 A下,动作时间应为0 S,实测为0.001 S,符合要求。

3 调试难点解析与工程解决方案

3.1 计量系统双侧标识优化技术

本项目中计量端子图未标注发电侧与市电侧问题,对调试造成了一定困难,本文采用“相位差+功率流向”双重标识法解决这个问题,相位差区分法利用功率因数特性,光伏逆变器输出为容性无功其功率因数超前,电网负载通常呈现感性无功其功率因数滞后,导致两侧电压-电流相位关系存在显著差异。发电侧电流超前电压即φ<0(coS φ≈0.98),市电侧电流滞后电压即φ>0(coS φ≈0.85),相位差Δφ计算公式为:

式中:P为有功功率;Q为无功功率。

当Δφ>90°时可明确区分两侧回路,调试时采用相位仪实测两侧相位,要求单侧测量的允许误差≤5°,避免计量误差。物理标识强化即在端子排上用红色标签标注“PV侧”(发电侧),蓝色标签标注“GRID侧”(市电侧),并在二次接线图中用不同线型如发电侧实线、市电侧虚线区分,确保接线正确率100%。本项目计量接线原理图如图2所示。

3.2 防孤岛与重合闸时间配合优化

防孤岛保护与重合闸时间配合不当会导致系统“误解列-重合闸失败”循环,通过时域仿真构建配合模型:

f(t)=f0+sf×t

式中:f(t)为t时刻系统频率;t为时间变量;f0为额定频率,f0=50 Hz;sf为频率偏移速率,sf=0.02 Hz/S。

当f(t)∉[47.5Hz,50.2Hz]时,防孤岛保护动作,动作时间t1=1.8S。重合闸时间t2=9S,需满足t2 >t1+tStabilize(tStabilize为系统电压、频率恢复稳定时间,tStabilize=5 S),即9 S>1.8S+5S=6.8S,确保重合闸时电网已恢复正常状态,避免“误解列-重合闸失败”循环。

4 结束语

本文对恩平米仓村委2 MW分布式光伏项 目电气接入系统调试关键技术进行了全面研究与实践。在高压柜与电缆系统调试中,通过分段测试法等确保了设备的绝缘性能、机械特性及耐压局放等符合要求;高供高计计量系统调试采用误差溯源校验、二次回路控制及联合误差测试等方法,保证了计量的精准性;防孤岛保护与继电保护协同调试通过多场景测试和定值精细化整定,实现了保护的可靠动作与时间配合。针对调试难点,提出的“相位差+功率流向”双重标识法和防孤岛与重合闸时间配合优化方案有效解决了实际问题。研究表明,严格遵循相关标准,采用科学的调试方法和合理的解决方案,可确保分布式光伏项目电气接入系统的安全稳定运行。该研究成果为分布式光伏项目的调试提供了可借鉴的技术经验,对推动分布式光伏发电的发展具有积极意义。

[参考文献]

[1] 高压交流断路器:GB 1984—2014[S].

[2] 电力电缆分布式光纤测温系统技术规范:DL/T1573—2016[S].

[3] 分布式电源并网技术要求:GB/T 33593—2017[S].

《机电信息》2025年第19期第22篇