1某4MWp光伏电站项目概况
根据业主提供资料，某4MWp屋顶分布式光伏发电项目是利用某公司厂房屋面建设的太阳能发电工程，屋顶面积约为60000 平方米，建设总装机容量为3.99464兆峰瓦，投产时间2021年12月底，营运后预计年发电396万度。发电量消纳方式为自发自用，余电上网。
2厂区现状供用电情况及负荷平衡分析
厂区内设有10千伏用户变1座，10千伏进线1回，上级电源为某110千伏变电站某10千伏线路。该用户变电容量为5000千伏安(1600kVA+1000kVA+3*800kVA)，厂区最大负荷4787千瓦，最小负荷为27千瓦。
经查询，该110千伏变电站此10千伏线路最小负荷0.381兆瓦，最大负荷6.79兆瓦；故本光伏电站发电量不能在该10千伏线路完全消纳。
该10千伏线路位于该110千伏变电站1号主变下的10千伏I段母线，目前1号主变10千伏侧最大负荷33.54兆瓦，最小负荷13.5兆瓦。故本光伏项目电量均能在该110千伏变电站1号主变下完全消纳。
故本光伏项目电量不会倒送到110千伏变电站1号主变高压侧，可以接入电网。
3接入系统方案
根据相关规范规程，并考虑本项目的装机容量、光伏组件位置分布和周边电网情况，建议以下接入系统方案：本光伏项目安装在厂房建筑屋顶，将3.99464兆峰瓦的光伏系统连接汇流集中升压，升压后通过1回电缆线路接入公司内部10kV母线处新改造光伏并网接入柜，并网电缆线路长度约为0.04公里。
4短路电流计算
短路电流计算时考虑可能出现的最大运行方式，110千伏变电站10千伏母线全系统最大运行方式正序阻抗0.2152。
计算条件
（a） 计算用基准容量取Sj=100兆伏安，基准电压取10.5千伏；
（b） 10千伏线路按截面为300长度为3.479公里电缆、截面为185长度为2.2公里架空线考虑、截面为185长度为0.02公里电缆考虑；用户配电室接入点至光伏设备按截面为185长度为0.04公里电缆考虑；
（c）所有厂内线路阻抗忽略不计；
（d）太阳能板提供短路电流按额定电流的1.5倍考虑。
本项目系统最大运行方式考虑接入变电所为无穷大系统，公共连接点短路电流约为5.04千安，公共连接点至并网点电缆长度约0.04公里，经计算得：
（1）光伏电站接入前
经计算，公共连接点处短路电流：IPCC=5.04千安；
并网点短路电流： IPOI=5.03千安。
（2）光伏电站接入后
公共连接点处短路电流：IPCC＇= IPCC＋1.5 In= 5.305千安；
并网点短路电流： IPOI＇= IPOI＋1.5 In=5.29千安；
式中，In为光伏电站额定工作电流（176安）。
5有关电气设备参数要求
5.1主变压器
本工程设升压变压器2台，容量为2*2000千伏安，变压器电压等级为10.5kV±2x2.5%/0.8kV，变压器联结组别为D,y11,Uk=6%。
5.2送出线路导线
光伏电站送出线路电缆截面按照线路持续极限输送容量选择，并考虑光伏发电效率等因素。光伏单元输出为纯有功，本工程所有光伏逆变单元最大功率输出时，工作电流为176A,故本工程并网电缆选择载流量为346A（环境温度40℃）的ZC-YJV22-8.7/15-3×185。
5.3断路器选择
根据规定，光伏电站应在光伏电站并网点安装易操作、可闭锁、具有明显开断点、带接地功能、可开断故障电流的开断设备。根据短路电流计算结果，光伏电站接入后并网点最大短路电流为5.29千安，考虑一定裕度，10千伏断路器的开断能力按25千安选择。
6光伏电站主要保护配置
6.1防孤岛保护
孤岛现象是指当电网失电时，分布式电源仍保持对市电电网中的某部分线路继续供电的状态。孤岛现象可分为非计划性孤岛和计划性孤岛两种。
当电网侧失电的时候，电网停止工作，系统不再受电网控制，需要维修人员去检修，这时光伏侧还处于正常发电状态，还会向电网侧送电，这时就会形成孤岛效应，给电网侧检修人员带来很大的安全威协。同样，当光伏本侧出现故障，需要人员检修的时候，而电网侧还有电，这样电网侧有可能会出现向本站反送电的情况，同样会给光伏侧维修人员带来生命安全方面的隐患。这就对系统提出了要求，需要安装防孤岛保护装置，当光伏侧或者电网侧任何一侧失电的时候，防孤岛保护装置都会迅速向并网开关发出命令，让其跳闸，从而很好的保证了光伏两侧维修人员的生命安全。
光伏电站具有双重保护，光伏电站侧设防孤岛装置或安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器；光伏电站逆变器具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛方案应与继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。
6.2系统侧保护配置
接入系统时要校验上一级保护配置，经过资料查询及现场复核，考虑到系统侧110千伏变电站10千伏线路间隔配置有过流保护，满足光伏电站接入要求，待光伏电站投运前需重新校核定值。
6.3用户侧保护配置
电流保护，考虑到要躲过被保护设备或线路中可能出现的最大负荷电流及被保护设备或末端可能出现的最大短路电流或变压器二次侧发生三相短路，故要设置过电流保护，为了使上下级过电流保护获得选择性，在时限上设有级差，使保护不会越级跳闸。考虑到光伏电站发电与不发电时电流方向双向问题，为保障供电可靠性减少停电范围，在光伏电站侧配置阶段式（方向过流）保护，使某部分线路发生故障时，故障电流的方向符合继电保护整定的电流方向，则保护装置可靠地动作，切除故障点。用户侧光伏并网柜、光伏接入柜均需配置阶段式（方向过流）保护，用户高压总进线断路器配置的故障解列动作于跳用户高压进线的分布式电源馈线断路器。
7结论
通过以上论述可知，光伏接入电网时，只考虑光伏并网容量和用户侧厂区原有容量是不够的，还要考虑到光伏接入电网后系统侧的消纳能力，确保接入后不会对系统侧主变产生影响。系统配置时也要复核系统侧保护配置是否满足光伏接入要求，并根据电网现状，来确定光伏项目接入电网方案的可行性。
参考文献
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW 617-2011）
国家电网公司《分布式电源接入配电网设计规范》（Q/GDW 11147-2013）
《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T 14285-2006)
《分布式电源涉网保护技术规范》(Q/GDW 11198-2014)
