1. 方案說明

隨著分布式光伏裝機越來越多，某些地方出現(xiàn)紅區(qū)，當?shù)仉娏疽笮陆ǚ植际焦夥园l(fā)自用，進行做防逆流措施，以滿足當?shù)仉娏镜囊?guī)定和要求。

l 政策推動

國家能源局頒布的《分布式光伏發(fā)電開發(fā)建設管理辦法》規(guī)定，6MW及以上的分布式光伏要求全部自發(fā)自用，針對6MW以下的分布式光伏要求自發(fā)自用、余電上網(wǎng)的模式，針對部分區(qū)域存在分布式光伏裝機限制的，部分小于6MW的分布式光伏也要求自發(fā)自用，做防逆流控制要求。

為了實現(xiàn)上述目標，推出一種防逆流方案，即協(xié)調控制器ACCU-100結合防逆流保護裝置AM5SE-IS方案，通過監(jiān)測公共連接點逆流情況，一旦檢測到逆流或即將出現(xiàn)逆流，就會通過通信接口發(fā)送信號給協(xié)調控制器，協(xié)調控制器通過監(jiān)測市電總進線處的功率和實時的發(fā)電功率，經(jīng)過系統(tǒng)的計算生成對應的逆變器調節(jié)指令，來實現(xiàn)光伏防逆流的柔性調節(jié)功能。同時防逆流保護裝置內設置逆功率或者低功率保護功能作為柔性調節(jié)失控下的逆流保障。這種方法既可以保證電力系統(tǒng)按照設計運行，保護電網(wǎng)的安全和穩(wěn)定，又可以大化利用光伏發(fā)電。

l 光伏防逆流位置

如圖1所示，虛框為用戶電網(wǎng)，該用戶電網(wǎng)通過公共連接點C與電網(wǎng)相連。在用戶電網(wǎng)內部，有兩個分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，分別通過A點和B點與用戶電網(wǎng)相連，A點和B點均為并網(wǎng)點，但不是公共連接點。在D點有分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)直接與公共電網(wǎng)相連，D點是并網(wǎng)點，也是公共連接點。因此分布式光伏的防逆流應當監(jiān)視公共連接點（C或者D點）處的上網(wǎng)功率。

l 國標要求

根據(jù)《GB/T 50865-2013 光伏發(fā)電接入配電網(wǎng)設計規(guī)范》和《GB/T 29319-2012 光伏發(fā)電系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術規(guī)定》等國家標準中均明確提出防逆流要求：當光伏發(fā)電系統(tǒng)設計為不可逆并網(wǎng)方式，應配置逆向功率保護設備。當檢測到逆向電流超過額定輸出的5%時，光伏發(fā)電系統(tǒng)應在2s內自動降低出力或停止向電網(wǎng)線路送電。

1. 方案組成

主要產(chǎn)品清單如下：

（1）ACCU-100微電網(wǎng)協(xié)調控制器

通過監(jiān)測市電總進線處防逆流信號，將市電取電信號上傳至ACCU-100微電網(wǎng)協(xié)調控制器。該控制器會對逆流數(shù)據(jù)展開精確的邏輯計算，進而據(jù)此對逆變器的輸出功率進行調整，最終實現(xiàn)無逆流運行。

ACCU-100 與智慧能源管理云平臺緊密配合，構建高效系統(tǒng)架構。控制器精準調控分布式能源，并與云端平臺實時交互，響應云端策略配置，實現(xiàn)跨站點、跨區(qū)域海量數(shù)據(jù)接入與分析，為各站點提供精準管控與最佳控制方案，遠程監(jiān)控運維功能進一步提升管理效率。

（2）防逆流保護裝置

為確保系統(tǒng)的可靠性，配置的防逆流保護裝置，在控制器出現(xiàn)故障或通訊中斷等異常情況下，能夠迅速切斷或者輪切并網(wǎng)柜斷路器，保障電網(wǎng)安全。防逆流保護裝置目前有2款，可以根據(jù)應用場景來選擇。

1）并網(wǎng)點與逆流檢測點距離較近（建議200m以內）

可選用AM5SE-IS防逆流保護裝置，具有：逆功率跳閘、逆功率恢復合閘；低功率跳閘、低功率恢復合閘。

2）并網(wǎng)點與逆流檢測點距離較遠（超過200m）

可選用AM5SE-PV系列主從機防逆流保護裝置。具有：主從機方案四段低功率/低功率恢復合閘；主從機方案逆功率/逆功率恢復合閘；主機防孤島保護、從機防孤島保護。

3）智慧能源管理平臺

借助 AcrelEMS 3.0智慧能源管理平臺，可對用戶微電網(wǎng)的光伏發(fā)電系統(tǒng)以及用電負荷展開實時監(jiān)測。結合先進的光伏預測技術，該平臺能夠優(yōu)化運行策略，實現(xiàn)源荷之間的有序互動。不僅可以靈活調節(jié)逆變器出力，有效避免逆流現(xiàn)象，還能充分滿足企業(yè)微電網(wǎng)在能效管理數(shù)字化、安全分析智能化等方面的需求，顯著提高微電網(wǎng)的運行效率和能源利用率。

1. 方案接線

（1）單進線單并網(wǎng)點防逆流保護裝置接線示意圖如圖2所示。

圖2 AM5SE-IS防逆流保護裝置接線示意圖

（2）單進線多并網(wǎng)點，且防逆流點與并網(wǎng)點距離超過200米的防逆流保護裝置接線示意圖如圖3所示。

若一路市電進線下帶多個并網(wǎng)點，主機選用AM5SE-PVM、從機選用AM5SE-PVS（*最多支持1主5從），如圖3所示。

圖3 AM5SE-PV主從機方案防逆流保護裝置接線示意圖（1）

（3）多進線單/多并網(wǎng)點，且防逆流點與并網(wǎng)點距離超過200米的防逆流保護裝置接線示意圖如圖4所示。

當市電進線為多路電源進線帶1或多個并網(wǎng)點，主機選用AM5SE-PVM、從機選用AM5SE-PVS2（1個主機*多支持5個從機、1個從機*多接受4個主機），如圖4所示。

圖4 AM5SE-PV主從機方案防逆流保護裝置接線示意圖（2）

1. 方案組網(wǎng)

通過在市電進線處安裝防逆流裝置（針對多進線多并網(wǎng)點的，可以采用主從機防逆流裝置），實時監(jiān)測光伏上網(wǎng)情況，將監(jiān)測信號上傳給協(xié)調控制器。通過對逆流數(shù)據(jù)的邏輯計算對逆變器的輸出功率進行調整，實現(xiàn)無逆流情況。

圖5 協(xié)調控制器與保護裝置組網(wǎng)接線示意圖

2. 數(shù)據(jù)采集

根據(jù)現(xiàn)場環(huán)境，對光伏防逆流所需設備進行數(shù)據(jù)采集。

1）市電連接點

主要功能：監(jiān)測市電實時交互功率。

相關設備：關口表或防逆流保護裝置。

2）光伏并網(wǎng)柜

主要功能：監(jiān)測光伏設備的實時功率、通信狀態(tài)、運行狀態(tài)等。

相關設備：光伏并網(wǎng)電表、斷路器狀態(tài)。

設備關系：光伏節(jié)點下可能包含多個光伏單元。

3）光伏單元

主要功能：執(zhí)行光伏功率調控命令。

相關設備：光伏逆變器、SmartLogger（華為數(shù)據(jù)采集器，可批量控制光伏逆變器）。

3. 控制說明

（1）防逆流保護裝置保護部分

根據(jù)現(xiàn)場實際情況對防逆流保護裝置進行參數(shù)的分段式整定，當柔性調節(jié)失效或者響應不及時發(fā)生時，防逆流保護裝置將進行跳閘保護，避免考核與罰款。在監(jiān)測逆流消失后會重新合閘。

其中保護裝置的整定參考如下：

1）《光伏發(fā)電接入配電網(wǎng)設計規(guī)范》GB/T 50865-2013，6.3.2 當光伏發(fā)電系統(tǒng)設計為不可逆并網(wǎng)方式時,應配置逆向功率保護設備。當檢測到逆向電流超過額定輸出的5%時，光伏發(fā)電系統(tǒng)應在2s內自動降低出力或停止向電網(wǎng)線路送電。

2）《建筑光伏系統(tǒng)應用技術標準[附條文說明]》GB/T 51368-2019 8.9.3 建筑光伏系統(tǒng)并網(wǎng)自動化系統(tǒng)應符合下列規(guī)定：建筑光伏系統(tǒng)設計為不可逆并網(wǎng)方式時，應配置逆向功率保護設備。逆功率保護應具有當檢測到逆向電流超過額定輸出的5%時，建筑光伏系統(tǒng)應在2s內自動降低出力或停止向電網(wǎng)線路送電。

項目考慮反饋調控的時間差和適當?shù)脑Ａ浚滥媪鞅Ｗo裝置參數(shù)整定如下：

1）允許部分逆流：逆功率保護按照當檢測到逆向電流超過額定輸出的2.5％時，建筑光伏系統(tǒng)按照2s內自動降低出力或停止向電網(wǎng)線路送電進行整定。

2）不允許逆流：逆功率保護按照負荷波動的差值進行低功率設置，時間按照采集時間+逆變器設備動作時間之和進行設置。

（2）柔性調節(jié)部分

參數(shù)定義如下：

l 降光伏功率詳細流程：

1. 計算光伏有效總額定功率，通信狀態(tài)正常且運行模式正常為有效；

2. 驗證額定功率有效性（大于零）；

3. 計算下發(fā)功率p_rate

p_rate = (p_pv - (p_cc_set_min - p_cc) - p_dead_line) / p_pv_rp ；

4. 驗證下發(fā)功率p_rate有效性（大于等于零）；

5. 下發(fā)功率系數(shù)處理；

6. 允許下發(fā)功率驗證（需與上次下發(fā)功率不同）；

7. 下發(fā)功率，執(zhí)行批量遙設。

l 光伏功率復歸詳細流程：

1. 驗證光伏單元能否升功率（是否已正常并網(wǎng)）

2. 計算光伏有效總額定功率，通信正常、運行模式正常且不處于正常并網(wǎng)狀態(tài)為有效；

3. 驗證額定功率有效性（大于零）；

4. 復歸步長合理性判斷，防止調整幅度過大導致逆流產(chǎn)生

p_pv_rp * p_pv_step  <  p_cc_set_max - p_cc_set_min

5. 計算下發(fā)功率p_rate

p_rate = (p_pv / p_pv_rp) + p_pv_step ；

6. 驗證下發(fā)功率p_rate有效性（大于等于零且小于光伏功率調節(jié)比例上限）；

7. 下發(fā)功率系數(shù)處理；

8. 允許下發(fā)功率驗證（需與上次下發(fā)功率不同）；

9. 下發(fā)功率，執(zhí)行批量遙設。

策略流程圖如下：