2022光伏发电工程建设项目技术问题汇总

1 光伏发电工程建设项目技术问题汇总 1，有功功率调节：需要安装有功功率控制系统，具备限制最大功率输出以及限制 输出功率变化率的能力； 具备根据电网频率、调度部门指令等信号自动调节电站的有功 功率输出的功能，确保输出功率及变化率不超过给定值； 光伏电站的起停操作需考虑最大功率变化率的约束； 2，无功功率调节：大中型光伏电站电压调节方式包括调节光伏电站的无功功率、 无功补偿设备投入量以及调整变压器的变比等。在接入设计时，应重点研究其无功 补偿类型、容量以及控制策略。 对于专线接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功 容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏电站 送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路 的一半充电无功功率。 对于T接于公用电网和接入用户内部电网的大中型光伏电站应根 据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。 对于通过汇集系统升压至500kV(750kV)电压等级接入公用电网 的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、 主变压器的感性无功及光伏电站送出线路的全部感性无功之和，其配置的感性无功 容量能够补偿光伏电站送出线路的全部充电无功功率。 3，小型光伏电站当做负荷看待，应尽量不从电网吸收无功或向电网发出无功。 小型光伏电站：有功功率调节性能（暂不做要求） 输出有功功率大于其额定功率的50％时，功率因数不小于 0.98（超前或滞后） 输出有功功率在其额定功率的20％-50％之间时，功率因数应不 小于0.95（超前或滞后） 4，小型光伏电站在电网频率异常的响应要求：对于小型光伏电站，当并网点频率 超过49.5~50.2Hz的范围时，应在0.2S内停止向电网线路送电。 大中型光伏电站应当做电源看待，应具备一定的耐受电网频率和电压异常的 能力，能够为保持电网稳定性提供支撑。 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； 48Hz-49.5Hz 每次低于49.5Hz时要求至少能运行10分钟 49.5Hz-50.2Hz 连续运行 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2分钟的能力，实际运行时间由电网调度机构决定；此时不允许处于停止状态的 光伏电站并网。 高于50.5Hz 在0.2秒内停止向电网线路送电，且不允许停运状态的 光伏电站并网。 5，大中型光伏电站应当做电源看待，应具备一定的耐受电网频率和电压异常的能 2 力，能够为保持电网稳定性提供支撑。 光伏电站并网点电压跌至20％标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运 行1S；光伏电站并网点电压在发生跌落后3S内能够恢复到标称电压的90％，光伏电 站能够保证不间断并网运行。 6，过流与短路保护：在1.2倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间不小于1 分钟。 防孤岛保护：对于小型光伏电站，应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连 接的能力。 逆功率保护：当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设 备。当检测到逆向电流超过额定输出的5％时，光伏电站应在0.5~2秒内停止向电网 线路送电。 对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保 障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。其中接入用户内 部电网的中型光伏电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定。 7，光伏电站相关继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力 系统有关规定和反事故措施的要求。一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜 配置光纤电流差动保护。 接入220kV及以上电压等级的大型光伏电站应装设同步相量测量单元（PMU）， 为光伏电站的安全监控与电力调度部门提供统一时标下的光伏电站暂态过程中的电 压、相角、功率等关键参数的变化曲线。 大型光伏电站应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10s到故 障后60s的情况，并能够与电力调度部门进线数据传输。 8，电能计量装置 电能表采用静止式多功能电能表，电能表至少应具备双向有功和四象限无功 计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集 终端远程通信的功能。采集信息应接入电力系统电能信息采集系统。 大中型光伏电站的同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副 电能表各一套。主、副表应有明确标志。 9，通信与信号 光伏电站向电力调度部门或其他运行管理部门提供的信号包括： 光伏电站并网状态、辐照度、环境温度； 光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因素； 光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流； 大中型光伏电站与电力调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电 力调度部门作出规定：包括提供遥测信号、遥信信号、遥控信号、遥调信号以及其 他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。 10，孤岛现象 电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网中的某一部分线路继续供电的状态。 孤岛现象可分为非计划性孤岛现象（非计划、不受控地发生孤岛现象）和计划性孤 3 岛现象（按预先配置的控制策略，有计划地发生孤岛现象）。 禁止非计划性孤岛现象发生。 11，并网光伏逆变器 1、并网逆变器应具备自动运行和停止功能、最大功率跟踪控制功能和防止 孤岛效应功能； 2、逆流型并网逆变器应具备自动电压调节功能； 3、不带工频隔离变压器的并网逆变器应具备直流检测功能； 4、并网逆变器应具有并网保护装置，与电力系统具备相同的电压、相数、 相位、频率及接线方式； 5、无隔离变压器的并网逆变器应具备直流接地检测功能； 6、并网逆变器的选择应满足高效、节能、环保的要求； 12,，直流线路选择 1、耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍； 2、额定载流量应高于短路保护电器整定值，短路保护电器整定值应高于光 伏方阵的标称短路电流的1.25倍； 3、线路损耗应控制在2％以内； 13，系统接入（光伏系统与公共电网之间应设隔离装置） 1、光伏系统在供电负荷与并网逆变器之间和公共电网与负荷之间应设置隔 离开关，隔离开关应具有明显断开点指示及断零功能； 2、中型或大型光伏系统宜设置独立控制机房，机房内应设置配电柜、仪表 柜、并网逆变器、监视器及蓄电池（限于带有储能装置系统）等； 3、光伏系统在并网处应设置并网专用低压开关箱（柜），并设置专用标识 和“警告”、“双电源”等提示性文字和符号； 14，通信与电能计量装置 1、根据当地公共电网条件和供电机构的要求，配置光伏系统自动控制、通 信和电能计量装置，并应与光伏系统工程同时设计、同时建设、同时验收、同时投 入使用； 2、光伏系统宜配置相应的自动化终端设备，采集光伏系统装置及并网线路 的遥测、遥信数据并传输至相应的调度主站； 3、光伏系统应在发电侧和电能计量点分别配置、安装专用电能计量装置， 并接入自动化终端设备； 15,应急电源系统 通常由逆变器、保护开关、控制电路、储能装置（如蓄电池）和充电控制 装置等组成。 16，光伏系统所产电能应满足国家电能质量的指标要求： 1、10kV及以下并网光伏系统正常运行时，与公共电网接口处电压允许偏差 如下：三相为额定电压的±7％，单相为额定电压的±7％、±10％； 2、并网光伏系统应与公共电网同步运行，频率允许偏差为±0.5Hz； 4 3、并网光伏系统的输出应有较低的电压谐波畸变率和谐波电流含有率。总 谐波电流含量应小于功率调节器输出电流的5％； 4、光伏系统并网运行时，逆变器向公共电网馈送的直流分量不应超过其交 流额定值的1％。 17，光伏系统应能具有电压自动检测及并网切断控制功能 电压（公共电网接口处） 最大分闸时间（异常状态发生到逆 变器停止向公共电网送电的时间） U＜50％U正常 0.1秒 50％U正常≤U＜85％U正常 2.0秒 85％U正常≤U＜110％U正常 继续运行 110％U正常≤U＜135％U正常 2.0秒 135％U正常≤U 0.05秒 光伏系统对公共电网应设置短路保护。当公共电网短路时，逆变器的过电流应 不大于额定电流的1.5倍，并应在0.1秒内将光伏系统与公共电网断开。 18，纵向加密 控制区+非控制区 -- （安全分区） -- 管理区+信息区 （纵向认证） （横向隔离） （防火墙） 电力调度数据网 （网络专用） 电力企业数据网 19，防逆流 带防逆流的光伏系统是光伏发的电仅供给本地负载使用，不能送入电网。 防逆流电站项目一般来说如果电价是0.8元左右，光伏发电要有70％以上的 自用比例，才有投资价值，如果算上节假日不用电，平时光伏发电几乎要全部消纳。 逆变器要尽量安装在负载端，电流检测点要安装在用户侧上网电表旁，这 样才能让光伏发电优先给负载使用，并100％检测有没有电流流向电网。 20，远动服务器 调度通过远动装置采集各变电站远动装置发来的数据，对电网的运行方式 和状态进行监视，并对数据进行自动处理、存储和完成报表的自动打印。具有系统 的事故顺序记录和追忆功能，实现负荷功率的总加，并可根据运行要求，实现远方 控制和调节。 21，术语 光伏组件：具有封装及内部联结的、能单独提供直流电输出的、最小不可分 割的太阳电池组合装置。又称太阳电池组件。 光伏组件串：在光伏发电系统中，将若干个光伏组件串联后，形成具有一定 直流电输出的电路单元。 光伏发电单元：光伏发电站中，以一定数量的光伏组件串，通过直流汇流箱 汇集，经逆变器逆变与隔离升压变压器升压成符合电网频率和电压要求的电源，又 称发电模块。 光伏方阵：将若干个光伏组件在机械和电气上按一定方式组装在一起并且有 5 固定的支撑结构而构成的直流发电单元。又称光伏阵列 辐射式连接：各个光伏发电单元分别用断路器与发电站母线连接。 “T“接式连接：若干个光伏发电单元并联后通过一台断路器合光伏发电站母线 连接。 集电线路：在分散逆变、集中并网的光伏发电系统中，将各个光伏组件串输 出的电能，经汇流箱汇流至逆变器，并通过逆变器输出端汇集到发电母线的直流和 交流输电线路。 孤岛现象：在电网失压时，光伏发电站仍保持对失压电网中某一部分线路继 续供电的状态。 防孤岛：防止非计划性孤岛现象（非计划、不受控出线的孤岛现象）的发生。 低电压穿越：当电力系统故障或扰动引起光伏发电站并网点电压跌落时，在 一定的电压跌落范围和时间间隔内，光伏发电站能够保证不脱网连续运行。 22，低周低压解列装置 电力系统发生故障，电压降低到发电机无法工作的程度，发电机应当与系统 脱开联系，以保护发电机本身的安全，所以装设了低压解列保护。 低电压实习安装：有热继电器，熔断器，中间继电器等低压设备。 当电动机的供电母线电压短时降低或中断又恢复时，为防止线路上电动机同时 自启动使电源电压严重降低，通常会在电动机上装设低电压保护，当供电母线电压 低到一定值时，低电压保护动作，将次要电动机切除，使供电母线电压恢复到足够 的电压，以保证重要电动机的自启动。 23,AGC与AVC AGC系统是指自动发电控制系统，它通过控制光伏逆变器的出力，以满足不断 变化的用户电力需求，从而使电网处于安全的运行状态。由于太阳能的间歇性、随 机性特点，光伏电站的大规模并网给电网调度带来了巨大的调峰压力，增加了电网 系统的不稳定性，降低了电网系统的电能质量。因此，光伏电站通过利用有功自动 控制系统在规定的出力调整范围内，通过实时跟踪上级电力调度部门下发的调节指 令，按照一定调节速率实时调整发出电力，以满足电力系统频率和功率控制的要求。 AVC系统是指自动电压无功控制系统，它通过自动调节电网电压、无功，提高 电网的电压质量，降低电网损耗，实现电网的稳定和经济运行。为了位置所希望的 目标电压，光伏电站通过利用自动电压无功控制系统额无功优化算法，得到目标状 态下当前在线可调设备（逆变器、SVC、SVG）的目标无功，通过闭环控制，实现系 统电压的调节，从而使系统电压逼近或达到目标值，以满足电力系统无功和电压控 制的要求。 工作站----AGC/AVC主机----8002通讯管理机----逆变器，SVG（无功补偿装 置） 目前由于各个设备厂家使用的通信规约各不相同，新建电站常常需要增加新 的通信接口，目前典型做法是AGC/AVC主机和通信管理机之间通过标准的电力通信 方式交互，保证了策略控制和数据采集的完全独立，在增加新设备时只需选择对应 厂家的通信管理机或只修改通信管理机的通信接口即可，从而增加了AGC/AVC系统 的可扩展性和稳定性。 6 24，汇流箱 应设置防雷保护装置； 汇流箱的输入回路宜具有防逆流及过流保护，对于多级汇流光伏发电系统， 如果前级已有防逆流保护，则后级可不做防逆流保护。 汇流箱的输出回路应具有隔离保护措施。 宜装设检测装置 室外汇流箱应有防腐、防锈、防暴晒等措施，汇流箱箱体的防护措施等级不 低于IP54 25,光伏发电站发电母线电压应根据接入电网的要求和光伏发电站的安装容量，经 技术经济比较后确定，并宜符合下列规定： 光伏发电站安装总容量小于或等于1MWp时，宜采用0.4kV~10kV电压等级； 光伏发电站安装容量大于1MWp,且不大于30MWp时，宜采用10kV~35kV电压等 级； 光伏发电站安装容量大于30MWp时，宜采用35kV电压等级； 26，光伏发电站安装容量小于等于30MW时，宜采用单母线接线。 光伏发电站安装容量大于30MW时，宜采用单母线或单母线分段接线。 当分段时，应采用分段断路器。 27，站用电系统 电压宜采用380V，应采用动力和照明网络共用的中性点直接接地方式。 当光伏发电站有发电母线时，宜从发电母线引接 UPS：不间断电源； EPS：应急电源； 28，故障解列装置装在远动通信屏上；（远动通信屏含负控管理终端服务器、以太 网交换机、对时装置、规约转换装置） 阶段式方向电流保护就是综自保护； 直流绝缘监测装置在直流屏上，需要单独在材料清册中显示。 防孤岛保护装置于频率电压异常紧急控制系统一样，只取一个就可以。 规约转换装置就是通讯管理机。 远动通信装置就是远动通信服务器。· 中央集控通信柜根据厂家要求配置。 环境监测仪 十要素 可研不显示也需要配置。 29，频率电压紧急控制装置的使用条件为当电力系统的电压或者频率出线异常时， 装置会根据设定好的，依次跳负荷和部分机组，以保证系统电源与负荷的平衡。最 终的目的就是保证系统的稳定性，保证重要负荷的安全可靠运行。 30，断路器防跳原理 防跳回路，实际上就是防合，防止断路器合上后再跳开产生“跳跃”。因 此，当故障消失，保护装置没有跳令的时候，当然允许合闸。他的方法就是，保持 跳闸指令，合令发而合不上，这就算有效。 7 TBJ：防跳继电器； SK：转换开关； DL：断路器辅助接点； HC：合闸接触器； TQ：跳闸线圈； LD：绿灯； HD：红灯； TJ：保护跳闸出口； HJ：保护合闸出口； LP：连片； 选择断路器微机防跳，取消断路器机构防跳只要拆除动合接点DL2至防跳继 电器K3的连线即可。 选择断路器机构防跳，就要取消保护的防跳功能，最好的办法就是把防跳继 电器TBJV短接。 31，小母线 柜顶小母线中电压回路（YMa，YMb，YMc）; 储能，操作电源（MCN.L MCN.N） 为交流 由母线PT供电和UPS。 直流电源小母线（+L，-L）；;蜂鸣报警电源（SYM）从直流屏取。 照明加热电源（MRM.L MRM.N）取自交流400V低压出线或变电站内照明动 力出线。 32，微机消协装置 能实时检测电压互感器PT开口三角处的电压和频率，当发生铁磁谐振时， 装置顺时启动无触点消谐元件，产生强大阻尼，从而消除铁磁谐振。 33，变压器保护 配置原则：110kV及以下电压等级: 主保护、后背保护、非电量保护均独立配置， 组一面屏。 220kV及以上电压等级： 采用主备一体化设备，双套配置，非电量保护 单套配置，组3面屏。 电气量保护具体配置如下： （1）差动保护 （2）高压侧后备保护；（a）复合电压启动过流保护，（b）零序电流保 护，（c）间隙零序电流、零序电压保护，（d）过负荷保护，（e）变压器高压侧 过流闭锁调压 （3）低压侧后备保护； （a）复合电压启动过流保护，（b）过负荷保 护 非电量保护具体配置如下： （1）瓦斯保护，作为主变压器主保护之一，包括主变本体和有载调压开 关，轻瓦斯动作发信号，重瓦斯动作瞬时跳主变两侧断路器。主变压力释放保护瞬 时跳主变两侧断路器。 （2）温度保护，在温度过高时动作跳主变两侧断路器，温度升高时动作 于发信号。 主变告警信号： CT、PT断线告警，变压器过负荷时告警，保护装置故障报警。 34，线路及母线保护 线路保护： 8 220kV线路保护：光纤电流差动保护，双套配置。 110kV线路保护：光纤电流差动保护，单套配置。 35kV线路保护：采用保护、测控一体化设备（综保装置）， 单套配置。 母线保护（差动)： 220kV线路保护：双套配置，含失灵保护功能。 110kV线路保护：单套配置，含失灵保护功能。 35kV线路保护：单套配置，不含失灵保护功能。 35，故障录波 故障录波是常年投入运行的监视电力系统运行状态的一种自动记录装置。 作用：当电力系统发生故障和振荡时，自动记录下故障类型、故障发生 时间、电流电压变化过程及继电保护和自动装置的动作情况，计算出短路点到装置 安装处的距离等，并且可以通过打印机打印事故报告，通过传真或电力通信将报告 传送到调度所。 36，故障信息子站 电网故障信息管理系统的主要功能是采集继电保护、录波器、安全自动 装置等变电站内智能装置的实时/非实时的运行、配置和故障信息，对这些装置进 行运行状态监视、配置信息管理和动作行为分析，在电网故障时则进行快速的故障 分析，为运行人员提供处理提示，提高继保系统管理和故障信息处理的自动化水平。 37，信息传输子系统是调度中心和厂站端（RTU）信息沟通的桥梁。 将远动终端的各种实时信息上传给主站，把主站 发出的各种调度命令下达到各有关厂站，即完成主站与远动终端之间信息与命令可 靠、准确地传输。 38，系统通信 变电站内包括站控层和间隔层 站控层设备主要包括监控主站、工程师站、信息子站、五防主站等。 间隔层主要包括继电保护装置、测控装置、录波等。 继电保护和后台之间一般采用通信协议有IEC60870-5-103、IEC61850。 110kV及以上站内配置2台站控层交换机，组成双网，互为冗（rong）余。 35kV及以下一般单网配置，如接入有要求，按接入配置。 站控层和间隔层设备优选网线接到站控层交换机。其他设备通过RS485接口 接到通信管理机或规约装换装置等。 如果开关柜距离后台较远，或就地安装保护装置数量多，则在开关柜处就地 安装2台或2台以上间隔层交换机。 光伏厂区传来的信号，接入环网交换机，然后接入站控层交换机。 变电站和调度之间的通信：光纤通信（OPGW、ADSS），无线方式，利用已有 线路接入，电力载波方式（国外），微波方式（国外）。 项目通常是沿新建线路敷设一条光缆，OPGW或者ADSS，一般不低于24芯。 光缆在终端杆塔处引下，进入接线盒。光缆和接线盒由线路专业开列。 9 线路光缆和进站光缆在接线盒处熔接。进站光缆一般是ADSS，非金属屏蔽 阻燃光缆。一般是300米。 通信设备根据进入报告开列，一般是SDH一套（含2块光口板），PCM设备一 套，综合配线屏一面。2块光接口板（对侧开列）。通信电源一套（DC/DC模块或者 单独配置通信电源）。 站内通信：1，调度电话（模拟通道电话PCM，IP电话）2，远动通道（2M专 线同轴电缆；FE专线TCP/IP） 控制区（安全区I）：监控系统、远动终端；无功电压控制系统；有功功率 控制系统； 非控制区（安全区II）：电能量远方终端；故障录波；功率预测系统； 光端机：光通信系统中的传输设备，主要是进行光电转换及传输功用。光 端机就是将多个E1(2M)信号变成光信号并传输的设备。 PCM:脉冲编码调制，将模拟信号经抽样、量化、编码转成标准的数字信号。 光纤配线架（ODF）:用于光纤通信系统中局端主干光缆的成端和分配，可 方便地实现光纤线路的连接、分配和调度的设备。 数字配线架（DDF）：连接从通信端机出来的2M线和从用户设备出来的2M线 的架子。 音频配线架（VDF）：连接PCM等设备音频出线与用户侧设备音频出线的配 线架。 调度交换机 综合数据网 39，电能质量在线监测装置 采集监测点的三相电流、三相电压，通过后台软件对采集数据进行实时的 谐波分析、有功无功计算、三相不平衡度计算等。 40，二次安防 “安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证” 设备配置：纵向加密认证装置、防火墙、正反向隔离装置等。 41，直流系统 直流系统标称电压：220V、110V、48V。 风电场升压站直流系统标称电压宜采用220V，该系统为控制负荷与动力负 荷合并供电。 在正常运行情况下，直流母线电压应为231V（105％Un）。 在均衡充电运行情况下，直流母线电压应不高于242V（110％Un）。 在事故放电情况下，直流母线电压应不低于192.5V(87.5％Un)。 直流系统组成：充电屏：交流配电单元、充电模块、监控模块、绝缘检测 仪等 馈线屏：直流配电 蓄电池：阀控式密封铅酸蓄电池，组屏或就地支 架安装 移动式智能放电单元 10 单电单充：单母线接线，蓄电池和充电装置共接在单母线上。 单电双充：单母线分段接线，2套充电装置分别接在两段母线上，蓄电池 组跨接在两段母线上。 双电双充：两段单母线接线，蓄电池组和充电装置分别接于不同母线段， 两段直流母线之间设联络电器。 双电三充：两段单母线接线，2组蓄电池和2套充电装置分别接于不同母线 段，第3套充电装置经隔离和保护电器跨接在两段母线上或经切换电器分别接至2组 蓄电池。 42，UPS 主从运行：正常情况下由UPS电源装置主机输出，当主机故障时，由从机输 出。 并机运行：两台UPS电源装置输出交流母线为单母线。 分列运行：两台UPS电源装置输出交流母线为单母线分段，设置母联开关， 母联开关为手动切换。 43，关口计量表安装位置：主变高压侧两块，隔离柜，主变低压侧，出线， 配置一套电量采集装置，以RS485串口方式与电度表通讯，采集全站电量信 息。 44，箱变自用电源取自箱变内辅助干式变压器，测控装置电源及高压负荷开关操作 电源取自箱变高压侧PT。负荷开关必须能进行电动操作。 45，电站装机容量小于 9MWp 及以下时可不装设接地变及消弧线圈。 46，光伏电站应设置一套故障录波装置。 47，蓄电池组（DC220V）以全浮充电方式运行。开关站的直流控制电源应向继电保 护、控制、信号、测量、自动装置等控制负荷和交流不间断电源装置、断路器操作 机构等动力负荷供电。 在直流母线上需设置一套直流绝缘监测装置，以监视直流系统绝缘及母线 电压状 况。每组蓄电池设一套电池巡检装置，每套充电/浮充电装置设一套集中监 控装置。 48，在光伏电站内配置一套环境检测仪，实时监测日照强度、风速、风向、温度等 参数。通过RS485通讯接口接入电站计算机监控系统。 49，站内通信是为行政办公系统各职能部门之间业务联系和对外通信联络提供服务。 设置一套数字式程控交换机，布置在中控室内。容量根据工程要求确定。系统通信 的配置一般根据系统接入规定确定。 50，在光伏分布式发电中，有单个并网点装机容量要求不超过6MW，其接入电压等 级如下： 1、8kW及以下可接入220V； 11 2、8kW~400kV可接入380V； 3、400kW~6MW可接入10kV； 4、6MW~20MW可接入35kV；