摘" 要：隨著光伏組件、逆變器技術(shù)的發(fā)展，集中式光伏電站裝機容量越來越大，選擇合適的電氣主接線可以提高發(fā)電量，降低初始投資和運行成本。該文針對光伏基地接入500 kV電網(wǎng)，對比分析35 kV/500 kV一級升壓集電線路和變壓器組合3個接線方案，500 kV側(cè)3個接線方案，110 kV和220 kV兩級升壓2個方案，提出制約因素。經(jīng)過比較，500 kV升壓站集電線路和變壓器組合采用升壓變壓器帶2段35 kV單母線的單元接線方案，500 kV側(cè)采用雙母線接線方案。

關(guān)鍵詞：光伏電站；電氣主接線；500 kV升壓站；一級升壓；兩級升壓；雙母線接線

中圖分類號：TM615" " " 文獻標志碼：A" " " " " "文章編號：2095-2945（2024）35-0１０３-0５

Abstract： With the development of photovoltaic modules and inverter technologies， the installed capacity of centralized photovoltaic power stations is becoming larger and larger. Choosing appropriate main electrical wiring can increase power generation capacity and reduce initial investment and operating costs. In this paper， for the photovoltaic base to be connected to the 500 kV power grid， three wiring schemes for the 35 kV/500 kV first-stage step-up collector line and transformer combination and three wiring schemes for the 500 kV side， and two plans for the 110 kV and 220 kV two-stage step-up are compared and analyzed， and restrictive factors are proposed. By comparison， the 500 kV booster station collector line and transformer combination adopts a unit wiring scheme with a booster transformer with two sections of 35 kV single bus， and the 500 kV side adopts a double bus wiring scheme.

Keywords： photovoltaic power station; electrical main wiring; 500 kV booster station; primary booster; two-stage booster; dual bus wiring

中國是能源消耗大國，煤炭約占商品能源消費構(gòu)成的75％，已成為我國大氣污染的主要來源。通過大力發(fā)展風電、光伏發(fā)電等新能源，優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)，實現(xiàn)碳達峰、碳中和，是我國構(gòu)建人類命運共同體的具體行動。截至2023年年底，太陽能發(fā)電裝機6.1億kW，我國在華北、華東、西北等地規(guī)劃了數(shù)十個GW級光伏電站基地，預計2030年，光伏發(fā)電站裝機容量將達到12億kW以上。GB 50797—2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》和NB/T 10128—2019《光伏發(fā)電工程電氣設(shè)計規(guī)劃》提出光伏發(fā)電工程容量大于30 MWp，宜采用35 kV電壓等級。文獻[2]對某100 MW光伏電站電氣一次設(shè)計進行研究，中壓集電線路和變壓器組合選擇單元接線方式，110 kV采用單母線接線方案。文獻[2]對某200 MW光伏電站主接線設(shè)計進行研究， 中壓集電線路和變壓器組合采用擴大單元接線方式，220 kV采用線路變壓器組接線方案。文獻[3]對某風電基地匯集升壓站500 kV電氣主接線進行了研究，提出全壽命周期成本比較方案，基地11座風電場分別通過35 kV集電系統(tǒng)升壓至220 kV，然后經(jīng)過220 kV匯集至500 kV匯集升壓站，500 kV系統(tǒng)采用聯(lián)合單元線路變壓器組接線方案。文獻[4]和文獻[5]對海上風電場集電系統(tǒng)電壓和220 kV海上升壓站電氣主接線進行研究，雙分裂變壓器可以降低集電系統(tǒng)母線短路電流，提出35 kV中壓側(cè)多采用雙分裂變壓器下的4組單母線接線或雙分裂變壓器下的2組單母線分段接線，220 kV側(cè)多采用線變組接線方案。光伏發(fā)電技術(shù)在高速發(fā)展，不同發(fā)展階段，大型光伏電站的定義不同，國內(nèi)專家學者對大型集中式光伏電站接入500 kV電網(wǎng)的電氣主接線研究甚少，電氣主接線方案對光伏電站安全運行、設(shè)備布置、項目總投資有著重大的影響，有必要進行深入研究。

本文以某1 200 MW光伏基地為例，提出經(jīng)500 kV超高壓接入電網(wǎng)的幾種可行電氣主接線方案，并給出推薦方案。

1" 太陽能發(fā)電系統(tǒng)電氣主接線

實際工程中，光伏發(fā)電單元的裝機容量沒有定式[6]。受制于直流線路壓降、損耗和單位建設(shè)成本，3～4 MW級方陣具有較好的經(jīng)濟性。目前，主流的光伏逆變器為集中式逆變器和組串式逆變器，組串式逆變器方案又分為集中式布置方案和分散式布置方案[7-8]。

大型光伏電站通常選擇35 kV作為交流集電電壓，目前66 kV集電系統(tǒng)由于成本過高尚未在光伏集電系統(tǒng)中采用。每7個或8個光伏發(fā)電單元組成一個集電回路。電網(wǎng)運行午時光伏棄電率不斷增加，配置15%～30%的儲能設(shè)施，儲能集電電壓與光伏發(fā)電交流集電電壓相同。

2" 500 kV升壓站電氣主接線

電力系統(tǒng)中500 kV常規(guī)變電站一般采用500 kV/220 kV（110 kV）/35 kV的電壓等級，35 kV通常作為無功補償裝置的接入電壓。接入500 kV系統(tǒng)的大型火力發(fā)電廠和水力發(fā)電廠一般采用發(fā)電機電壓18～27 kV直升500 kV。對于接入500 kV系統(tǒng)的大型光伏發(fā)電站，發(fā)電單元數(shù)量眾多，經(jīng)多回集電線路接入升壓站。光伏電站升壓方案可分為一級升壓方案和兩級升壓方案。一級升壓方案為采用35 kV/500 kV的主變壓器直接升壓至500 kV；兩級升壓方案為采用35 kV/220 kV（110 kV）變壓器升壓至220 kV（110 kV），再經(jīng)220 kV（110 kV）/500 kV變壓器升壓至500 kV。

2.1" 一級升壓方案

35 kV配電裝置采用戶內(nèi)成套高壓開關(guān)柜，沒有發(fā)電機專用SF6斷路器的大電流和開斷容量，目前量產(chǎn)的35 kV開關(guān)設(shè)備制造水平，最大額定電流為3 150 A，最大開斷能力為31.5 kA。為充分利用35 kV開關(guān)設(shè)備的最大額定電流和開斷能力，單臺三相35 kV/500 kV有載調(diào)壓主變壓器容量不超過400 MVA。500 kV系統(tǒng)短路電流較大，為限制35 kV側(cè)短路電流需適當提高主變壓器電抗百分數(shù)至22%～28%。

為滿足35 kV開關(guān)設(shè)備最大額定電流的要求，每臺主變低壓側(cè)設(shè)置2段單母線，每段容量不超過200 MVA。

2.1.1" 集電線路和變壓器組合接線

集電線路和變壓器組合方案影響主變壓器的型式和變電系統(tǒng)的經(jīng)濟性和可靠性，是主接線設(shè)計時需要考慮的主要問題之一[9]。集電線路和變壓器組合主要有3種主接線方案。

1）35 kV集電線路和變壓器組合方案1（圖1）：每臺變壓器配置2組35 kV母線，2臺主變壓器在500 kV側(cè)并聯(lián)后以一個回路引出。2組聯(lián)合單元500 kV開關(guān)站進線回路2回，減少了500 kV開關(guān)站進線回路斷路器和隔離開關(guān)等設(shè)備的數(shù)量。主變高壓側(cè)設(shè)備連接和布置均較復雜，任一聯(lián)合單元出線回路設(shè)備檢修或故障將導致全廠1/2容量停運。一臺主變壓器故障或檢修將造成同一聯(lián)合單元內(nèi)的另一臺主變短時停運?？刂票Ｗo配置較復雜。

2）35 kV集電線路和變壓器組合方案2（圖2）：每臺變壓器配置2組35 kV母線，主變壓器500 kV側(cè)以一回線路引出。該方案接線簡單清晰，故障影響范圍最小，運行可靠靈活，檢修維護方便。集電線路-變壓器組合單元中任何元件故障或檢修，僅引起該單元停運，故障或檢修影響范圍較小。500 kV開關(guān)站的主變進線間隔比方案1多2組?？刂票Ｗo配置相對簡單。

3）35 kV集電線路和變壓器組合方案3（圖3）：分裂變壓器每個繞組配置一組35 kV母線，每臺主變壓器帶2組35 kV母線，主變壓器500 kV側(cè)以一回線路引出。采用分裂變壓器可以降低35 kV側(cè)的短路電流水平，無須特意提高主變壓器電抗百分數(shù)，海上風電升壓站習慣220 kV采用分裂變壓器[10]，單臺主變壓器容量可達到260 MVA。500 kV分裂變壓器在國內(nèi)通常應用于大型火力發(fā)電廠或核電廠[11]，單臺主變壓器容量可達到130 MVA。國內(nèi)制造廠鮮有500 kV大容量分裂變壓器的業(yè)績，西門子、ABB等有制造500 MVA級的雙分裂變壓器業(yè)績。如采用400 MVA雙分裂變壓器，開關(guān)站進線回路數(shù)為3回，可以減少500 kV斷路器數(shù)量，但主變壓器制造難度大。

方案2設(shè)備配置清晰、主變制造難度較方案3小，設(shè)備檢修或故障停電范圍較方案1小，采用方案2作為推薦方案。

2.1.2" 升壓站500 kV電氣主接線方案

升壓站采用1回500 kV線路接入電力系統(tǒng)，根據(jù)選定的集電線路和主變組合方案，500 kV系統(tǒng)共4回主變進線1回線路出線，總進出線回路數(shù)為5回。提出3種接線方式進行比選，雙母線接線、五角形接線和3/2接線（一個半斷路器接線）。

1）雙母線接線：500 kV雙母線接線方案共配置6個斷路器間隔，每一進、出線回路各自連接一組斷路器。一組母線及所連接設(shè)備故障，不影響另一組母線供電，將故障母線所接回路切換到另一組母線后即可恢復供電，運行靈活可靠。母聯(lián)斷路器故障需短時全廠停電。

2）五角形接線：500 kV五角形接線方案共配置5個斷路器間隔，投資最為節(jié)省，閉環(huán)運行時，可靠性靈活性較高。每回路由2臺斷路器供電，任一斷路器檢修，無須中斷供電。每一臺斷路器連接著2個回路，二次接線及繼電保護配置復雜。

3）一個半斷路器接線：500 kV一個半斷路器接線共配置8個斷路器間隔，2個完整串和1個不完整串。任一母線及所連接設(shè)備故障或檢修以及任一斷路器檢修，均不影響任何回路正常運行，調(diào)度靈活性高，投資最高。

500 kV升壓站電氣主接線應供電可靠、運行靈活、操作檢修方便和經(jīng)濟合理。五角形接線在電網(wǎng)中極少采用，運行經(jīng)驗少。一個半斷路器接線最為可靠、靈活，在重要變電站或大型發(fā)電廠中應用非常普遍，運行經(jīng)驗豐富[12]。DL/T 5218—2012《220 kV～750 kV變電站設(shè)計技術(shù)規(guī)程》規(guī)定，當線路、變壓器等連接元件總數(shù)為6回及以上，且變電站在系統(tǒng)中具有重要作用時，推薦采用一個半斷路器接線方式。光伏電站合理年利用小時數(shù)一般在1 000～1 600 h，遠低于大型火電廠和水電廠的年利用小時數(shù)，重要性相對較低，升壓站進出線回路數(shù)為5回，雙母線接線具有可靠性和靈活性，滿足電網(wǎng)要求，經(jīng)濟性較好，因此升壓站500 kV側(cè)推薦雙母線接線方案。

2.2" 兩級升壓方案

兩級升壓方案可選擇由35 kV先升壓至110 kV或者220 kV，再升壓至500 kV。110 kV開關(guān)設(shè)備最大額定電流為3 150 A，開斷電流為40 kA，最大容量約為600 MVA。國家標準中單臺110 kV三相雙繞組無勵磁調(diào)壓電力變壓器最大容量為180 MVA，根據(jù)升壓站總規(guī)模并考慮到110 kV開關(guān)設(shè)備最大容量，升壓站需配置8臺150 MVA主變壓器，8臺主變壓器需要接在2段獨立的110 kV母線上。110 kV升500 kV配置6臺單相200 MVA有載調(diào)壓自耦變壓器。110 kV方案的接線圖如圖4所示。

220 kV開關(guān)設(shè)備最大額定電流為4 000 A，開斷電流為50 kA，最大容量約為1 500 MVA。220 kV三相雙繞組無勵磁調(diào)壓電力變壓器最大容量為420 MVA，考慮到35 kV配電裝置的最大額定電流和開斷能力，升壓站配置4臺300 MVA主變壓器。220 kV升500 kV配置3臺單相400 MVA有載調(diào)壓自耦變壓器。220 kV方案的接線圖如圖5所示。

相比220 kV升壓方案，110 kV升壓方案500 kV開關(guān)設(shè)備多2個間隔，110 kV三相變壓器數(shù)量多4臺，500 kV單相自耦變壓器數(shù)量多3臺，占地面積較大，初始投資和年運行費用均更高。由于設(shè)備數(shù)量的增加會增加故障概率，110 kV升壓方案故障概率較220 kV升壓方案高。

3" 結(jié)束語

大規(guī)模光伏基地近年來快速發(fā)展，對于百萬千瓦級光伏電站，在大電流、大容量設(shè)備方面依然存在制約電氣主接線選擇的因素，充分利用現(xiàn)有設(shè)備技術(shù)參數(shù)，可以適度提高主變壓器電抗百分數(shù)，降低35 kV側(cè)的短路水平，35 kV直升500 kV的一級升壓方案可以簡化500 kV電氣主接線，提高系統(tǒng)可靠性，有利于降低初始投資和后期運維成本。如考慮兩級升壓方案，則220 kV升壓比110 kV升壓方案更為經(jīng)濟合理。

35 kV中壓開關(guān)設(shè)備是限制大規(guī)模光伏電站電氣主接線選擇的瓶頸，產(chǎn)品參數(shù)已達上限，設(shè)備參數(shù)安全裕度較低。

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