章文浦，劉志強(qiáng)

（中國電建集團(tuán)江西省電力建設(shè)有限公司，江西 南昌 330001）

0 引言

某光伏電站10 kV母線設(shè)計(jì)的是單母分段的接線方式，但只設(shè)計(jì)了一組電壓互感器，由于采用的是一次倉的安裝布置模式，一次倉內(nèi)沒有多余的空間加裝一組電壓互感器，重新訂制一次倉就要額外增加成本，工期上也有影響。文中闡述的就是通過采取優(yōu)化二次回路跳閘邏輯的方式，解決了只設(shè)計(jì)了一組母線電壓互感器的失誤，并在不增加投資并確保安全運(yùn)行的基礎(chǔ)上，提高電站發(fā)電出力[1]。

1 某光伏電站概況

該光伏電站是一個(gè)漁光互補(bǔ)的光伏電站，工程總裝機(jī)容量為20.072 8 MW，選用315 W多晶硅組件10 080塊，325 W多晶硅組件36 640塊，330 W多晶硅組件15 120塊，選用某公司組串型逆變器，每1.5 MW為一個(gè)單元，每單元21臺(tái)逆變器，采用分塊發(fā)電、集中并網(wǎng)方案，光伏組件輸出的直流電，先經(jīng)過逆變器轉(zhuǎn)換成交流電，21臺(tái)逆變器輸出的交流電匯集到一個(gè)匯流箱，匯流箱匯流后接入箱變的低壓側(cè)，經(jīng)箱變升壓至10 kV，一臺(tái)箱變所帶的所有設(shè)備稱為一個(gè)發(fā)電單元，共有14個(gè)發(fā)電單元。由于湖面的不規(guī)則性，光伏組件場分為兩大片，一片有9個(gè)發(fā)電單元，共12.625 MW，9個(gè)發(fā)電單元并聯(lián)后通過集電線Ⅰ接入變電站內(nèi)的一次倉配電裝置的10 kV母線Ⅰ，另一片為5個(gè)發(fā)電單元，共7.375 MW，5個(gè)發(fā)電單元并聯(lián)后通過集電線Ⅱ接入變電站內(nèi)的一次倉配電裝置的10 kV母線Ⅱ，共有兩回集電線路。

一次倉內(nèi)配電裝置的10 kV母線采用的是單母分段的接線方式，集電線Ⅰ和集電線Ⅱ分別接入10 kV配電裝置的Ⅰ段和Ⅱ段。變電站沒有設(shè)計(jì)主變壓器，只是通過10 kV外線Ⅰ和外線Ⅱ接入15 km外的對(duì)側(cè)變電站，單回外送線路最大輸送功率為14 MW。對(duì)側(cè)變電站是一個(gè)建成比較久的110 kV變電站，其10 kV配電裝置的備用間隔有限，從本站接入到對(duì)側(cè)變電站的外線Ⅰ和外線Ⅱ接在對(duì)側(cè)變電站的同一段10 kV母線上。

本側(cè)10 kV配電裝置設(shè)計(jì)的是單母分段的接線方式，但只是在10 kVⅡ段上設(shè)計(jì)了一組母線電壓互感器，10 kVⅠ段上沒有設(shè)計(jì)母線電壓互感器。

本站10 kV系統(tǒng)一次接線圖如圖1。

圖1 10 kV一次系統(tǒng)圖

2 原設(shè)計(jì)存在的問題和現(xiàn)狀

從10 kV系統(tǒng)一次接線圖上可以看出，正常的運(yùn)行方式是：外線Ⅰ、外線Ⅱ并列運(yùn)行，集電線Ⅰ、集電線Ⅱ分別接入一次倉10 kV配電裝置的Ⅰ段和Ⅱ段運(yùn)行。當(dāng)集電線Ⅰ故障時(shí)，跳集電線Ⅰ10 kV側(cè)斷路器（901）；當(dāng)集電線Ⅱ故障時(shí)，跳集電線Ⅱ10 kV側(cè)斷路器（903）；當(dāng)外線Ⅰ故障時(shí)，跳外線Ⅰ對(duì)側(cè)斷路器和本側(cè)10 kV斷路器（902）；當(dāng)外線Ⅱ故障時(shí)，跳外線Ⅱ?qū)?cè)斷路器和本側(cè)10 kV斷路器（904）。

通過分析本站的外線和集電線的負(fù)荷情況及本站10 kV母線只有一組電壓互感器的“硬傷”問題，發(fā)現(xiàn)本站設(shè)計(jì)存在一些問題。

2.1 10 kVⅠ段沒有設(shè)計(jì)電壓互感器

本側(cè)10 kV配電裝置設(shè)計(jì)的是單母分段的接線方式，但只是在10 kVⅡ段上設(shè)計(jì)了一組母線電壓互感器，10 kVⅠ段上沒有設(shè)計(jì)母線電壓互感器，當(dāng)10 kV分段斷路器（931）在分閘狀態(tài)時(shí)，就導(dǎo)致了10 kVⅠ段上的集電線Ⅰ和外線Ⅰ的保護(hù)裝置無母線電壓可取，保護(hù)功能無法實(shí)現(xiàn)。

2.2 兩回外線不能分列運(yùn)行

由于外線Ⅰ和外線Ⅱ接到對(duì)側(cè)變電站的同一段10 kV母線上，故正常工況下外線Ⅰ和外線Ⅱ需要并列運(yùn)行。

2.3 單回外線不能輸送全站最大負(fù)荷

由于單回外線的輸送最大負(fù)荷只有14 MW，而全站最大負(fù)荷為20 MW，當(dāng)任意一回外線出現(xiàn)故障的情況下，保護(hù)跳開故障外線兩側(cè)斷路器，此時(shí)未發(fā)生故障的另一回外線將出現(xiàn)過載現(xiàn)象，發(fā)電負(fù)荷高的情況下將使得過流保護(hù)動(dòng)作，跳開本回外線，從而導(dǎo)致全站停運(yùn)。

2.4 兩回集電線發(fā)電負(fù)荷偏差很大

由于湖面的不規(guī)則的特殊地形，光伏組件安裝一片多，另一片少，整個(gè)場區(qū)通過兩回集電線輸送至10 kV一次倉。一回集電線有9個(gè)發(fā)電單元，總?cè)萘?2.625 MW，另一回集電線只有5個(gè)發(fā)電單元，總?cè)萘繛?.375 MW，相差較大。

3 改進(jìn)、優(yōu)化方案

針對(duì)上述存在的問題，最簡單直接的解決方法應(yīng)該是在10 kVⅠ段母線上增加一組母線電壓互感器，但本站的一次倉早已經(jīng)到貨并且安裝完成，倉內(nèi)已經(jīng)沒有空間增加一組母線電壓互感器，除非重新訂制一套一次倉，那樣將增加很多成本，工期上也不允許，顯然這個(gè)方法不可取。通過分析整個(gè)系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)，提出了如下的改進(jìn)和優(yōu)化方案[2]。

3.1 10 kVⅠ段二次電壓解決方案

將本站10 kV由設(shè)計(jì)的單母分段形式當(dāng)成單母線來運(yùn)行，將10 kVⅡ段母線電壓互感器的二次電壓經(jīng)過分段斷路器（931）的輔助接點(diǎn)切換后接入10 kVⅠ段上的各保護(hù)裝置，為保護(hù)裝置提供母線電壓，確保保護(hù)裝置能正確判斷故障信息，正確、可靠地動(dòng)作，當(dāng)10 kV分段斷路器（931）跳閘時(shí)10 kVⅠ段上的各保護(hù)裝置采樣的母線電壓同時(shí)切斷，確保保護(hù)裝置采樣信息準(zhǔn)確。分段斷路器（931）在某回外線或某回集電線故障的情況下均不跳閘，只有在10 kVⅠ段母線故障時(shí)才跳閘，通過修改跳閘邏輯來實(shí)現(xiàn)各種工況下的正常運(yùn)行。

工況一：在正常運(yùn)行的情況下，出現(xiàn)外線Ⅰ故障時(shí)，外線Ⅰ兩側(cè)保護(hù)裝置動(dòng)作，跳開對(duì)側(cè)變電站線路Ⅰ斷路器，跳開本側(cè)出線Ⅰ斷路器（902），由本側(cè)出線Ⅰ斷路器（902）的輔助常閉觸點(diǎn)聯(lián)跳本側(cè)10 kVⅠ段集電線斷路器（901），即集電線Ⅰ不發(fā)電，而集電線Ⅱ通過外線Ⅱ繼續(xù)發(fā)電；

工況二：在正常運(yùn)行的情況下，出現(xiàn)外線Ⅱ故障時(shí)，外線Ⅱ兩側(cè)保護(hù)裝置動(dòng)作，跳開對(duì)側(cè)變電站線路Ⅱ斷路器，跳開本側(cè)出線Ⅱ斷路器（904），由本側(cè)出線Ⅱ斷路器（904）的輔助常閉觸點(diǎn)聯(lián)跳本側(cè)10 kVⅡ段集電線斷路器（903），即集電線Ⅱ不發(fā)電，而集電線Ⅰ通過外線Ⅰ繼續(xù)發(fā)電；

工況三：在正常運(yùn)行的情況下，出現(xiàn)本側(cè)10 kV母線Ⅰ段故障時(shí)，母線保護(hù)動(dòng)作，跳開分段斷路器（931）、外線Ⅰ斷路器（902）、集電線V斷路器（901），由于母線電壓互感器是設(shè)計(jì)在10 kVⅡ段上，集電線Ⅱ和外線Ⅱ的保護(hù)裝置采集的母線電壓是正常的，集電線Ⅱ通過外線Ⅱ仍能繼續(xù)發(fā)電；

工況四：在正常運(yùn)行的情況下，出現(xiàn)本側(cè)10 kV母線Ⅱ段故障時(shí)，母線保護(hù)動(dòng)作，由于只有故障段上才有母線電壓互感器，故障發(fā)生后，所有保護(hù)裝置采集的母線電壓都為零，故跳閘邏輯選擇為全停，即：跳開外線Ⅰ斷路器（902）、集電線Ⅰ斷路器（901）、外線Ⅱ斷路器（904）、集電線Ⅱ斷路器（903），全站不發(fā)電；

工況五：任一回集電線故障，直接跳開本集電線的10 kV斷路器就可以了，另一回集電線正常發(fā)電。

3.2 減少發(fā)電量損失的優(yōu)化方案

由于本站單回外送線路容量的限制，使得在任意一回外線故障時(shí)不能滿足20 MW的全容量發(fā)電，需要跳開一回集電線，否則外線就過載了。從原設(shè)計(jì)的圖上看，當(dāng)外線Ⅰ故障時(shí)跳開集電線Ⅰ斷路器（901），外線Ⅱ故障時(shí)跳開集電線Ⅱ斷路器（903），正常的設(shè)計(jì)思路都是這樣的。但考慮到本光伏站的特殊性，集電線Ⅰ和集電線Ⅱ所帶的光伏組件容量是不同的，分別是12.625 MW和7.375 MW，那么針對(duì)上述的工況一和工況二，提出了優(yōu)化方案，即：在兩回集電線都能夠正常運(yùn)行的情況下，當(dāng)任意一回外線發(fā)生故障跳閘時(shí)，都選擇性地只聯(lián)跳集電線Ⅱ的10 kV斷路器（903），而不選擇跳集電線Ⅰ的10 kV斷路器（901），也就是只解列7.375 MW的光伏組件容量，保證容量更大的集電線Ⅰ可以繼續(xù)發(fā)電，從而使任意一回外線故障的情況下發(fā)電量的損失能夠減小到最低水平。具體如下：

工況一：在正常運(yùn)行的情況下，出現(xiàn)外線Ⅰ故障時(shí)，外線Ⅰ兩側(cè)保護(hù)裝置動(dòng)作，跳開對(duì)側(cè)變電站線路Ⅰ斷路器，跳開本側(cè)出線Ⅰ斷路器（902），由本側(cè)出線Ⅰ斷路器（902）的輔助常閉觸點(diǎn)聯(lián)跳本側(cè)10 kVⅡ段集電線斷路器（903），即集電線Ⅱ不發(fā)電，而集電線Ⅰ通過外線Ⅱ繼續(xù)發(fā)電；

工況二：跳閘邏輯不變。即：在正常運(yùn)行的情況下，出現(xiàn)外線Ⅱ故障時(shí)，外線Ⅱ兩側(cè)保護(hù)裝置動(dòng)作，跳開對(duì)側(cè)變電站線路Ⅱ斷路器，跳開本側(cè)出線Ⅱ斷路器（904），由本側(cè)出線Ⅱ斷路器（904）的輔助常閉觸點(diǎn)聯(lián)跳本側(cè)10 kVⅡ段集電線斷路器（903），即集電線Ⅱ不發(fā)電，而集電線Ⅰ通過外線Ⅰ繼續(xù)發(fā)電。

在完成了上述的優(yōu)化后，還需要考慮一種特殊工況，如果集電線Ⅰ已經(jīng)在停電檢修狀態(tài)下，恰巧又發(fā)生了一回外線故障，因?yàn)榇藭r(shí)集電線Ⅰ已經(jīng)在不發(fā)電的狀態(tài)，外線Ⅱ不會(huì)發(fā)生過載現(xiàn)象，這種情況發(fā)生時(shí)，為了不損失發(fā)電量，集電線Ⅱ不應(yīng)該被聯(lián)跳。為了解決這個(gè)問題，在集電線Ⅱ的聯(lián)跳回路里串入了一付集電線Ⅰ10 kV斷路器（901）的常開接點(diǎn)，當(dāng)集電線Ⅰ的10 kV斷路器（901）在合閘狀態(tài)時(shí)，常開接點(diǎn)閉合，發(fā)生任意外線故障時(shí)，集電線Ⅱ的聯(lián)跳回路貫通，跳開集電線Ⅱ的10 kV斷路器（903）；當(dāng)集電線Ⅰ的10 kV斷路器（901）在跳閘狀態(tài)時(shí)，常開接點(diǎn)打開，發(fā)生任意一回外線故障時(shí)，集電線Ⅱ的聯(lián)跳回路不通，集電線Ⅱ的10 kV斷路器（903）不會(huì)跳閘，集電線Ⅱ仍可正常發(fā)電。

優(yōu)化后集電線Ⅱ的跳閘回路如圖2。

圖2 集電線Ⅱ斷路器（903）跳閘回路圖

4 優(yōu)化后的效果

這樣的設(shè)計(jì)改進(jìn)和優(yōu)化，有效解決了原設(shè)計(jì)的不足，并且在不同故障情況發(fā)生時(shí)，能使發(fā)電量的損失減小到最低。今年7月份，外線Ⅰ在電纜上桿塔的地方發(fā)生了跌落保險(xiǎn)接觸不良燒毀引發(fā)的接地事故，觸發(fā)外線Ⅰ的保護(hù)動(dòng)作，保護(hù)正確動(dòng)作，跳開了外線Ⅰ的10 kV斷路器（902）和對(duì)側(cè)10 kV斷路器，同時(shí)聯(lián)跳集電線Ⅱ10 kV斷路器（903），集電線Ⅰ和外線Ⅱ正常運(yùn)行。事故處理耗時(shí)2天，按當(dāng)時(shí)日發(fā)電量滿發(fā)為10 kWh計(jì)算，優(yōu)化前的電量損失為12.625 kWh，優(yōu)化后電量損失為7.375 kWh，少損失了5.25 kWh，本站的上網(wǎng)電價(jià)為0.9元/kWh，直接計(jì)算就可以算出這兩天的檢修時(shí)間里少損失了4.725萬元。

5 結(jié)語

文中針對(duì)該光伏電站的特殊情況，在不增加設(shè)備的情況上，采取修改跳閘邏輯和跳閘方式，在二次回路上進(jìn)行了一些小的修改，簡單易行，既滿足了電網(wǎng)的運(yùn)行方式，又不影響保護(hù)的正常動(dòng)作，還解決了原來設(shè)計(jì)的不足，并且優(yōu)化了發(fā)電模式，在發(fā)生故障的情況下，減少了發(fā)電量的損失，提高了光伏電站的發(fā)電收益，此方式可在同類型光伏電站中推廣。