本項目園區采用10kV供電，有一處電源接入點。

該項目為一般廠房用電，按四級負荷要求供電，10kV采用單母線接線方式。該項目采用“全額上網"模式，利用原有的電源點作為光伏高壓并網點并入電網端，并網點設置集電線路柜，站用變柜，SVG柜，PT柜，計量柜，并網出線柜。新增的光伏系統配置自動化系統，實時采集并網信息，信息上傳至當地調控中心DMS系統。光伏發電逆變器電源電壓，經室內升壓變升壓至10kV后,通過高壓電纜接入新增的10kV光伏高壓柜，并入原10kV市電高壓柜。

圖2 光伏電站一次系統圖

3.1. 方案綜述

本次工程為5.98MWp的分布式光伏發電項目，項目采用“全額上網"模式。根據用戶配電系統管理需求，需要對10kV開關柜、光伏逆變器、交直流系統等進行全方面監控與保護，及時發現故障故障，保證配電系統可靠運行。

在光伏配電室配置一套Acrel-1000DP分布式光伏監控系統，通過通信管理機及網絡交換機實時采集各個光伏配電間的繼電保護裝置、電能質量、安全自動裝置、光伏逆變器等二次設備數據，實現整個廠區供配電系統的電力監控與自動化管理。

在各個配電室配置一套直流電源系統(帶蓄電池)和UPS電源，為整個光伏電站的斷路器執行機構、二次設備及監控主機等重要設備運行提供穩定可靠的電源。

在每間光伏配電室光伏計量柜配置關口計量電能表、并網電能表，用于光伏發電計費補償。

本項目采用有線的方式，通過光伏縱向加密上傳到荊州供電公司通信機房，并接入配網主站。一面遠動通訊屏，遠動通訊屏配置數據1臺綜自網關、1臺交換機、1臺GPS時鐘、1臺正向隔離裝置，一臺模塊化智能網關和三個485拓展模塊。1臺頻率電壓緊急控制裝置。

3.2. 技術方案

3.2.1. 繼電保護及安全自動裝置需求

分布式電源繼電保護和安全自動裝置配置符合相關繼電保護技術規程、運行規程和反事故措施的規定，裝置定值應與電網繼電保護和安全自動裝置配合整定，防止發生繼電保護和安全自動裝置誤動、拒動，確保人身、設備和電網安全。10kV接入的分布式電源，保護和安全自動裝置配置還應滿足《分布式電源涉網保護技術規范》(Q/GDW11198)的要求。

1.線路保護測控裝置：光伏電站線路發生短路故障時，線路保護能快速動作，瞬時跳開相應并網點斷路器，滿足全線故障時快速可靠切除故障的要求。為保障供電可靠性，減少停電范圍，在高壓配電室光伏并網出線柜、高壓配電室1#光伏集電線路柜、高壓配電室2#光伏集電線路柜各配置1套帶方向過流保護。

2.電容器保護裝置：在高壓配電室10kVSVG柜，裝設1套電容器保護裝置，實現欠電壓，過電壓，零序電壓，不平衡電壓保護，異常緊急控制功能，跳開電容器斷路器。

3.頻率電壓緊急控制裝置：實現變電站低周低壓減載控制,具有測量兩段母線或兩條聯絡線的電壓、頻率，作為判別依據。

4.公共測控裝置：適用于中壓配電系統的進線、大容量主變壓器出線回路，實現電參量遙測、開關狀態與告警信號遙信功能。

5.防孤島保護裝置:針對電網失壓后分布式電源可能繼續運行、且向電網線路送電的情況提出。孤島運行一方面危及電網線路維護人員和用戶的生命安全，干擾電網的正常合閘；另一方面孤島運行電網中的電壓和頻率不受控制，將對配電設備和用戶設備造成損壞。防孤島裝置應具備線路故障時，確保電源能及時斷開與電網連接，確保重合閘能正確動作。

6.光伏電站本體應具備故障和異常工作狀態報警和保護的功能。

7.光伏電站應支持調度機構開展"四遙"(遙測、遙信、遙控、遙調)應用功能。

8.恢復并網：當光伏發電系統因電網擾動脫網后，在電網電壓和頻率恢復到正常運行范圍之前，光伏發電系統不允許并網；在電網電壓和頻率恢復正常后，通過10kV電壓等級并網的分布式電源恢復并網應經過電網調度機構的允許。

9.系統繼電保護應使用專用的電流互感器和電壓互感器的二次繞組，電流互感器準確級宜采用5P、10P級，電壓互感器準確級宜采用0.5、3P級。

10.光伏電站內需配置直流電源屏(帶蓄電池)和UPS電源，供新配置的保護裝置、測控裝置、電能質量在線監測裝置等設備使用。

3.2.2. 調度自動化需求

光伏電站投運后，由市調調度，并由市級供電公司對運行進行管理。因此，需建立光伏電站至市調的調度通信以及遠動等信息和數據傳輸通道。

10kV光伏電站本體需配置配電自動化終端監控系統，具備與電網調度機構進行雙向通信的能力，能夠實現遠程監測和控制功能，應能接收、執行調度端遠方控制解/并列、啟停和發電功率的指令，具備群調群控及遠動功能，有關光伏電站本體信息的采集、處理采用監控系統來完成，具備符合相關標準通信協議的遠傳功能。光伏電站配電自動化終端監控系統實時采集并網運行信息，主要包括主斷路器狀態、并網點開關狀態(具備遙控功能)、并網點電壓和電流、光伏發電系統有功功率和無功功率、光伏發電量、頻率等，上傳至市供電公司配網自動化系統主站,當調度端對分布式電源有功功率和無功電壓有控制要求時，就地監控系統應能夠接收和執行上級調度主站系統的控制命令。

站內對時方式：分布式電源10kV接入時，應能夠實現對時功能，可采用北斗對時方式、GPS對時方式或網絡對時方式。

3.2.3. 電能計量需求

根據Q/GDW10347-2016《電能計量裝置通用設計規范》的規定，本項目需設置關口計量電能表、并網電能表，用于光伏發電計費補償。

3.2.4. 電能質量在線監測需求

根據Q/GDW10651—2015《電能質量評估技術導則》的相關要求；通過10(6)kV～35kV電壓等級并網的變流器類型電源應在公共連接點裝設滿足GB/T19862要求的電能質量在線監測裝置，以滿足接入福建電網電能質量監測子站通信機的接入規范，對電壓、頻率、諧 波、功率因數等電能質量參數進行監測，電能質量監測數據應至少保存一年。

光伏電站應滿足《國網湖北電力做好中低壓分布式電源接入系統優質服務指導意見》有關電能質量要求的規定，當接入配電網的分布式電源導致公共連接點 電能質量不滿足相關要求時，運營管理方應在規定時間內采取改善電能質量措施，未采取治理措施或采取改善措施后電能質量仍無法滿足要求時，電網運營管理部門采取斷開該分布式電源管控措施，直至電能質量滿足要求時方可重新并網。

通過10KV電壓等級并網的分布式電源，應具備低電壓穿越能力和高電壓穿越能力，高低 電壓穿越的考核曲線應滿足現行技術規范要求。

通過10(6)kV～35kV電壓等級并網的分布式電源，應在并網運行后6個月內向市供電公司提供運行特性檢測報告，檢測結果應符合Q/GDW10651—2015《電能質量評估技術導則》的相關要求。分布式電源接入電網的檢測點為電源并網點，應由具有相應資質的單位或部門進行檢測，并在檢測前將檢測方案報市供電公司調控中心備案。

在新(擴)建諧波源用戶投運后，市供電公司營銷部組織對用戶諧波進行測試。如發現評估不超標而實測超標的用戶，市供電公司營銷部應對該用戶下發諧波整改通知，及時落實用戶諧波治理措施。

3.3. 配置設備清單

表1我司提供方案設備列表

3.4. 現場應用圖

圖3 光伏電站屏柜布置圖

圖4 光伏電站監控主機臺布置圖

圖5 安全自動裝置屏柜布置圖

圖6 實時監測主界面圖

4.2. 電能質量監視

在電能質量監控圖中，可以直接查看電流電壓總有效值、電壓波動、電壓總畸變、正反向有功電能、有功、無功功率等電能質量信息。可以根據這些信息監測現場電能的質量，及時的做出應對方案。

圖7 電能質量監視界面圖

4.3. 網絡拓撲圖

系統支持實時監視接入系統的各設備的通信狀態，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態，發生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

圖8站內設備系統網絡拓撲圖

4.4. 曲線查詢

在曲線查詢界面可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數等曲線。

圖9曲線查詢界面圖

4.5. 直流屏光字牌

在曲線查詢界面可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數等曲線。

圖10光字牌界面圖

在“雙碳"背景下，隨著分布式新能源的廣泛建設，高滲透率分布式光伏接入配電網后勢必產生的電壓問題，因此在促進分布式光伏并網過程中需要一套安全可靠的分布式光伏監控系統解決方案，為用戶、電網助力分布式光伏高比例有序并網，強化分布式光伏的統一管控，推動分布式光伏和大電網的協調運行，搭建數據透明、調控便捷、能源互動的新型分布式新能源調度管理體系。