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3 并网方案分析
3.1 110kV线路重合闸动作时间调整
根据《光伏变电站接入电力系统规定》的要求，光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，其动作时间应不大于2s且与电网侧线路保护相配合。光伏发电站逆变器具有防孤岛保护，该保护在逆变器并人的电网供电中断时，使逆变器2s内停止向电网供电，并在电网恢复正常后约20s使并网恢复。
基于C光伏发电站逆变器防孤岛保护功能的投入，可适当延长XL1及XL2线路两侧重合闸的动作时间，大于逆变器的防孤岛保护动作时间，同时还应大于CB后备保护的最长动作时间，可调整为3～5s。在XL1及XL2线路或B变电站110kV母线（B变电站110kV母线未配置母线保护）发生故障时，待C光伏发电站防孤岛保护动作将其与系统解列后，XL1及XL2线路两侧断路器再进行重合闸，以防止非同期合闸的可能。下面将针对各种运行方式及不同故障点分别进行分析。
（1）XL1与XL2线路并列运行，XL1线路故障。XL1线路故障，线路两侧保护动作，断路器跳闸，此时C光伏发电站一直与系统并网运行，因此XL1线路两侧重合闸不会引起非同期合闸问题。XL2线路故障分析同XL1线路，下同。
（2）XL1与XL2线路并列运行，B变电站110kV母线故障。因B变电站110kV母线未配置母线保护，故在B变电站HOW母线故障时，AB1及AB2、CB后备保护动作，断路器跳闸。CB由于采用检同期的重合闸方式，因此只有在AB1或AB2重合成功后才会进行检同期重合闸，不会发生非同期合闸情况。CB是弱电源侧，若后备保护未动作，则在仅有ABl及AB2保护动作，断路器跳闸，等待3-5s后进行重合闸的情况下，C光伏发电站已在防孤岛保护的作用下与系统解列，所以不会发生非同期合闸情况。
（3）XL1线路单供B变电站，XL1线路故障。XL1线路故障，线路两侧保护动作，断路器跳闸。当XLl1线路两侧保护经3～5s重合闸时，C光伏发电站已在防孤岛保护的作用下与系统解列，因此XL1线路两侧重合闸不会引起非同期合闸问题。
（4）XL1线路单供B变电站，B变电站110kV母线故障。B变电站110kV母线故障时，ABl及CB后备保护动作，断路器跳闸。CB采用检同期的重合闸方式，只有在AB1重合成功后才进行检同期合闸，因此不会发生非同期合闸情况。CB是弱电源侧，若后备保护未动作，则在仅有AB1保护动作跳闸，等待3～5s后进行重合闸的情况下，C光伏发电站已在防孤岛保护的作用下与系统解列，所以不会发生非同期合闸情况。
该方案实施简单易行，仅需调整线路保护定值；缺点是其可行性基于逆变器防孤岛保护的可靠动作，没有其它后续防范措施，逆变器防孤岛保护拒动将会引起110kV线路非同期合闸。要求，运行中的电力设备一般应有分别作用于不同断路器，且整定值有规定灵敏系数的两套独立保护装置作为主保护和后备保护，以确保电力设备的安全。目前，C光伏发电站的发电容量与负荷不平衡，110kV系统电源消失后光伏发电系统电压、频率会迅速衰减，防孤岛保护可准确检测出。但是，随着光伏发电容量不断加大，光伏并网发电系统中会有多种类型的并网逆变器（不同保护原理）接入同一并网点，互相干扰，同时在发电功率与负载基本平衡时，防孤岛保护检测时间会明显增加，甚至可能出现检测失败，因此采用该方案时建议投入C光伏发电站的故障解列装置，以促进并网方案的可靠性。
