1.6MW光伏扶貧電站接入系統(tǒng)資料

1、東至縣東城新能源開發(fā)有限公司黃泥湖1.6MW光伏扶貧電站接入系統(tǒng)設計批準:審核:校核:編 寫：項目概況黃泥湖1.6MW光伏扶貧電站總裝機容量1.6MW項目現(xiàn)場位于東至縣黃泥湖漁場廠部西側，距離東至縣城12 公里。全年日照時數(shù)約 940 小時。并網發(fā)電系統(tǒng)由太陽能電池方陣、逆變器、交流箱、配電柜、電纜等組成。1 方案概述根據項目概況和現(xiàn)場勘查情況，光伏接入電網系統(tǒng)方案可采用國網公司分布式光伏扶貧項目接網工程典型設計中10千伏集中接入公共電網變電站方案典型設計。本方案采用1回10kV線路將分布式光伏接入建新變10kV建東113線，接入容量為1.6MW。2 接入系統(tǒng)一次光伏電站接入系統(tǒng)方案需結合電網

2、規(guī)劃、分布式電源規(guī)劃，按照就近分散接入，就地平衡消納的原則進行設計。2.1 送出方案通過1回10kV線路分別就近接入 10kV建東113線。光伏項目接入產權分界點至光伏電站側線路及設備改造由光伏企業(yè)承擔。本方案主要適用于統(tǒng)購統(tǒng)銷（接入公用電網）的光伏電站，公共連接點為建新變10kV建東113線。2.2 電氣計算潮流分析建新變2016年最大負荷為 2.1MVV最小負荷 0.166MW,本光伏電站容量較小，其接入對電網潮流分布及電壓影響不大。周邊電網各節(jié)點電壓、各線路潮流均在允許范圍內。電能質量分析1） 光伏發(fā)電系統(tǒng)向當?shù)亟涣髫摵商峁╇娔芎拖螂娋W送出電能的質量，在諧波、電壓偏差、電壓不平衡、電壓波

3、動等方面，滿足現(xiàn)行國家標準GB/T 14549-93 電能質量公用電網諧波、 GB/T 12325-2008 電能質量供電電壓偏差、GB/T 15543-2008 電能質量 三相電壓不平衡、 GB/T12326-2008 電能質量 電壓波動和閃變的有關規(guī)定；2) 光伏發(fā)電系統(tǒng)向公共連接點注入的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5%。( 3)無功平衡計算1) 本方案光伏發(fā)電系統(tǒng)的無功功率和電壓調節(jié)能力應滿足相關標準的要求，選擇合理的無功補償裝置；2) 光伏發(fā)電系統(tǒng)無功補償容量的計算，應充分考慮逆變器功率因素、匯集線路、變壓器和送出線路的無功損失等因素；3) 通過 10kV 電壓等級并網的光伏

4、發(fā)電系統(tǒng)功率因素應實現(xiàn)超前 0.95- 滯后 0.95 范圍內連續(xù)可調；4) 光伏電站配置的無功補償裝置類型、容量及安裝位置應結合光伏發(fā)電系統(tǒng)實際接入情況確定，必要時安裝動態(tài)無功補償裝置。2.3 主要設備選擇原則( 1) 主變壓器根據光伏電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定( GB/Z19964-2012)，通過10kV 及以上電壓等級接入電網的光伏發(fā)電站，其升壓站的主變壓器可以選用雙分裂變壓器。主變型式：雙分裂變壓器；額定容量：1000KVA容量比： 100/100 ；電壓比：10.5 ± 2 X 2.5%/0.270-0.270kV ;短路阻抗： 6.5%；接線組別： Dy11y11；( 2

5、)送出線路導線截面根據本項目光伏可行性研究報告分析結果，系統(tǒng)發(fā)電效率按85%計算，輸由有功為 1.36MW;功率因素按 0.95計算，最大送出容量約 1.292MVA 。經計算，本光伏電站并網線路推薦采用95mrW線或120mmi電纜。（ 3）開斷設備根據短路電流水平選擇設備開斷能力，并需留有一定裕度，斷路器一般宜采用20kA或25kAo本工程" T"接點處10kV 開關斷路器短路開斷電流選用25kA。2.4 電氣主接線本工程光伏電站裝機容量1.6MW通過2個光伏逆變單元整流升壓后，匯集為一條集電線路，經過兩臺 10kV 升壓變升至10kV電壓等級，光伏站區(qū)電站母線新建一條

6、10kV線路接至建新變10kV建東113線。電氣主接線見下圖：35kY建新變電站10kV建東113線）10kV母線光伏組件光伏組件光伏組件光伏組件2.5 系統(tǒng)對光伏電站的技術要求2.5.1 電能質量由于光伏發(fā)電系統(tǒng)由力具有波動性和間歇性，另外光伏 發(fā)電系統(tǒng)通過逆變器將太陽能電池方陣輸由的直流轉換交流 供負荷使用，含有大量的電力電子設備，接入配電網會對當 地電網的電能質量產生一定的影響，包括諧波、電壓偏差、 電壓波動、電壓不平衡度和直流分量等方面。為了能夠向負 荷提供可靠的電力，由光伏發(fā)電系統(tǒng)引起的各項電能質量指 標應該符合相關標準的規(guī)定。t皆波光伏電站接入電網后，公共連接點的諧波電壓應滿足GB

7、/T 14549-1993 電能質量公共電網諧波的規(guī)定。光伏電站接入電網后，公共連接點處的總諧波電流分量（方均根）應滿足 GB/T 14549-1993 電能質量公共電網諧波的規(guī)定，其中光伏電站向電網注入的諧波電流允許值按此光伏電站安裝容量與其公共連接點的供電設備容量之比進行分配。電壓偏差光伏電站接入電網后，公共連接點的電壓偏差應滿足GB/T 12325-2008 電能質量供電電壓偏差的規(guī)定， 10kV三相供電電壓偏差為標稱電壓的±7%。電壓波動光伏電站接入電網后，公共連接點的電壓波動應滿足GB/T 12326-2008 電能質量 電壓波動和閃變的規(guī)定。對于光伏電站出力變化引起的電壓

8、變動，其頻度可以按照1<r<10 （ 每小時變動的次數(shù)在10 次以內）考慮，因此光伏電站接入引起的公共連接點電壓變動最大不得超過3%。電壓不平衡度光伏電站接入電網后，公共連接點的三相電壓不平衡度應不超過 GB/T 15543-2008 電能質量 三相電壓不平衡規(guī)定的限值，公共連接點的負序電壓不平衡度應不超過2%，短時不得超過4%；其中由光伏電站引起的負序電壓不平衡度應不超過 1.3%，短時不超過2.6%。直流分量光伏電站向公共連接點注入的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5%。2.5.2 電壓異常時的響應特性按照光伏電站電壓異常時的響應特性要求的時間停止向 電網線路送電。此要求

9、適用于三相系統(tǒng)中的任何一相。2.5.3 頻率異常時的響應特性本方案應具備一定的耐受系統(tǒng)頻率異常的能力，應能夠 在光伏電站頻率異常時的響應特性所示電網頻率偏離下運 行。2.6 設備清單本方案一次設備清單詳見下表A站設備名稱型號及規(guī)格數(shù)量備注原建東113 線開關改造10k柱上開3關10kV建東113線光伏10k斷路器1開關柜“T”接點光伏電站-10kV建東113線10kV架空線路95mn20.6km本光伏發(fā)電項目本期容量為1.6MW接入系統(tǒng)推薦方案：自光伏電站新建1回10kV架空線路接至10kV建東113線，結合有關現(xiàn)狀進行設計, 包括系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置、系統(tǒng)調度自動化、系統(tǒng)通信。3.1

10、系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置（ 1）線路保護與本工程接入系統(tǒng)相關的系統(tǒng)變電站為 35kV 建新變電站。 35kV 建新變電站35kV 電氣主接線為單母線分段接線, 本期將 2 回 35kV 出線加裝 35kV 過電流保護。本工程新建1回10kV線路至10kV建東113線，按照光伏電站接入電網技術規(guī)定Q/GDW617-2011要求，本工程擬在光伏電站和建新變側各配置1 套 10kV 線路保護裝置，裝置應含有過電流速斷主保護、完整的電流后備保護及三相一次自動重合閘功能。本工程光伏電站送出線路的重合閘建議停用。建新變現(xiàn)有 10kV 母線接線形式為單母分段接線, 出線 6回，均配置有10kV 保護測控一

11、體化裝置，本工程維持不變。本工程光伏電站所發(fā)直流電經逆變器轉換為交流電再經變壓器升壓到10kV, 將本站接入系統(tǒng)電壓升至10kV 電壓等級。光伏電站側每條10kV 匯流線應分別配置一套10kV 線路過流保護，列入光伏電站設計考慮。2）母線保護建新 35kV 變電站 10kV 母線采用單母線分段接線，未配置母線保護，本工程維持不變。建新變10kV 母線發(fā)生短路故障時，系統(tǒng)側可由建新變主變后備保護經延時動作切除故障。光伏電站 10kV 電氣主接線采用線路變壓器組接線，根據光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定 GB/T 19964-2012 第12.3.4 條：“光伏發(fā)電站應具備快速切除站內匯集系統(tǒng)單相故

12、障的保護措施”，為快速切除光伏電站匯集系統(tǒng) 10kV 母線單相故障，建議光伏電站配置1 套 10kV 母線保護。光伏電站 10kV 母線保護由光伏電站設計統(tǒng)一考慮。（ 3）防孤島檢測及安全自動裝置按照光伏電站接入電網技術規(guī)定 Q/GDW617-2011 要求，大中型光伏電站應根據電力調度部門的指令快速控制其輸出的有功功率，必要時可通過安全自動裝置快速自動降低光伏電站有功功率或切除光伏電站。事故處理完畢，電力系統(tǒng)恢復正常運行狀態(tài)后，光伏電站應按照電力調度部門指令依次并網運行。本工程應屬中型光伏電站，需要配置安全自動裝置。擬在光伏電站內配置一套頻率電壓緊急控制裝置。裝置主要功能為測量光伏電站并網線

13、路的三相電壓、電流、有功和無功功率、頻率等，進行過/ 欠壓、過 / 欠頻判別，在光伏電站的運行危及系統(tǒng)安全穩(wěn)定時實施快速解列。安全自動裝置整定范圍和時間應與電網調度部門對大中型光伏電站的低電壓穿越能力要求、頻率響應特性及系統(tǒng)側重合閘時限相配合。根據光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定GB/T 19964-2012第12.3.3 條的規(guī)定：“光伏發(fā)電站應配置獨立的防孤 島保護裝置，動作時間應不大于2s?！币约肮夥l(fā)電站接入電力系統(tǒng)設計規(guī)范GB/T50866-2013第6.3.2 條的規(guī)定：“光伏發(fā)電站需要配置獨立的防孤島保護裝置，保證電 網故障及檢修時的安全”。建議本工程光伏電站在光伏電站 內配置一套

14、獨立的防孤島保護裝置，列入光伏站內設計，光 伏站內光伏電源應配置具備防孤島能力的逆變器。(4)設備清單系統(tǒng)繼電保護及安全自動裝置配置設備清單，見下表廠站(A站)設備名稱型號及規(guī)格數(shù)量備注光伏電站10kV過電流保護1套安全自動裝置1套母線保護1套變電站10kV過電流保護1套35kV過電流保護2套3.2.1 調度管理關系黃泥湖1.6MW光伏扶貧電站本期容量為1.6MW接入系統(tǒng)推薦方案：自光伏電站新建1回10kV電纜線路至10kV建東113線。根據光伏電站接入電網技術規(guī)定，本工程建成后在電力調度上隸屬東至縣調調度管轄，相關遠動信息應送至東至縣調，同時接受東至縣調的調度管轄?？紤]到光伏電站與池州電網的

15、安全穩(wěn)定運行密切相關，故相關運動信息也送往池州地調。3.2.2 遠動信息內容遠動信息與升壓站計算機監(jiān)控系統(tǒng)共同采集，由于升壓站計算機監(jiān)控系統(tǒng)所采集的信息完全覆蓋了遠動信息，因此遠動信息可按照部頒電力系統(tǒng)調度自動化設計技術規(guī)程(DL/T 5003-2005) 和地區(qū)電網調度自動化設計技術規(guī)程(DL/T 5002-2005) 的要求，本站需向縣調傳送的遠動信息的主要內容擬定如下： 10kV線路的有功功率、無功功率、電流； 10kV線路的有功電能量、無功電能量； 10kV母線頻率； 升壓變高壓側有功功率、無功功率、電流；,升壓變高壓側有功電能量、無功電能量； 并網點電壓、頻率； 每回10kV集電線路

16、的有功功率、無功功率、電流； 每回10kV集電線路的有功電能量、無功電能量； 無功補償裝置無功功率、電流； 有功功率控制系統(tǒng)采集遙測量：機組實發(fā)有功功率，機組當時允許最大出力，機組當時允許最小出力，機組當時調節(jié)上升速率，機組當時調節(jié)下降速率； 有功功率控制系統(tǒng)指令功率值(4-20mA); 調度范圍內所有保護動作信號及裝置故障信號； 調度范圍內所有斷路器及隔離開關的位置信號； 故障錄波器動作及故障信號； 全場事故跳閘總信號； 光伏發(fā)電單元運行狀態(tài)，包括逆變器和單元升壓變壓 器運行狀態(tài)； 光伏電站氣象監(jiān)測系統(tǒng)采集的實時輻照度、環(huán)境溫 度、光伏組件溫度。本工程接入系統(tǒng)遠動信息配置如下圖所示。35kV

17、建新變電站1加丫建東113線）i國.關口計量點Q畫單表配至（0.2SQ回麗jn ,、校核計里:點吊 上切 單表配置（o. 2s級）110kV母線（4濯游器（4£展強£電器光伏組件 光伏組件 光伏組件 光伏組件1）遠動信息傳輸及遠動通道要求本站遠動信息擬采用調度數(shù)據網方式傳輸?shù)娇h調。在站 內配置1套調度數(shù)據網絡接入設備，接入地區(qū)電力調度數(shù)據 網，通道速率2Mbit/s ,誤碼率v 10-7。遠動通道的具體安排由通信專業(yè)統(tǒng)一組織和設計。2)遠動裝置要求本工程廠內將采用計算機網絡通信和控制技術，故遠動信息的采集及遠動功能將由站內計算機監(jiān)控系統(tǒng)統(tǒng)一完成。為了確保遠動數(shù)據傳送和執(zhí)行上

18、級調度控制命令下達的實時性及可靠性要求，在站內計算機監(jiān)控系統(tǒng)中配置與調度端SCADAC統(tǒng)進行通信的遠動通信裝置。遠動通信裝置嵌入在計算機監(jiān)控系統(tǒng)中，向調度端SCADA 系統(tǒng)發(fā)送站內遠動實時信息，并具備接收和處理調度端主站下發(fā)的遙控、遙調指令的功能。遠動通信裝置具有通過電力調度數(shù)據網設備以及專用遠動通道實現(xiàn)網絡及點對點的兩種方式與調度端的 SCADA 系統(tǒng)通信的功能，與調度端的通信規(guī)約為串口： DL/T 634.51012012；網絡：DL/T634.5104 2002 。3.2.3 電能量計量根據國家電網營銷 (2005)714 號文的有關規(guī)定，在資產分界點配置 1 塊計量關口電能表，在對側光

19、伏站配置1 塊校核電能表，精度均為有功 0.2S 級。表計均為有功電能量和無功電能量組合表計， RS485 串口輸出接口，表計精度：有功 0.2S級，無功 1.0 級。光伏站開閉所和光伏站電流互感器應配置0.2S 級繞組，光伏站10kV 母線電壓互感器應配置0.2 級繞組。3.2.4 電能質量在線監(jiān)測根據光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定（GB/T19964-2012 ）的要求，光伏電站向電網送出電能的質量，在諧波、電壓偏差、三相電壓不平衡、電壓波動和閃變、等方面應滿足現(xiàn)行國家標準的有關規(guī)定，光伏電站應在并網點配置 1 套滿足 IEC 61000-4-30-2003 標準要求的 A 類電能質量在線

20、監(jiān)測裝置，監(jiān)測點設置在并網點。電能質量數(shù)據應至少存儲一年，必要時供電網企業(yè)調用。電能質量在線監(jiān)測裝置實時監(jiān)測光伏電站電能質量指標是否滿足要求，若不滿足要求，光伏電站需安裝電能質量治理設備，以確保電站的電能質量合格，治理設備及費用在光伏電站本體工程中計列，本報告不再考慮。3.2.5 調度數(shù)據網接入及二次系統(tǒng)安全防護根據調度數(shù)據雙平面要求，光伏電站采用網絡方式向調度端傳輸遠動信息，考慮在電站內配置2 套電力調度數(shù)據網接入設備（含交換機、路由器等），就近接入電力調度數(shù)據網接入點。遠動實時數(shù)據、電能量計量數(shù)據通過調度數(shù)據網接入設備傳輸至相關調度主站端。根據關于印發(fā)電力調度系統(tǒng)安全防護工作實施意見的通知

21、（國家電力調度中心調自 2003 94 號文）和電網和電廠計算機監(jiān)控系統(tǒng)及調度數(shù)據網絡安全防護的規(guī)定（國家經貿委 2002 30 號令）的要求，為保障電網的安全穩(wěn)定運行，防范實時系統(tǒng)因網絡攻擊及由此引起的電力系統(tǒng)事故，應建立相應的安全防護體系，配置防火墻、縱向加密認證裝置和網絡安全管理軟件等二次系統(tǒng)安全防護設施，與電力調度數(shù)據網接入設備共同組柜安裝。3.2.6 時間同步裝置本工程在廠內配置1 套全站時間同步裝置，不僅可為廠內保護、測控等裝置對時，還能為遠動裝置提供精確的授時信號，以保證遠動信息向相關調度端傳輸時在時序上的可靠性。系統(tǒng)包括相應的時間擴展單元。時間同步系統(tǒng)主時鐘的時間信號接收單元能

22、夠接收中國北斗星衛(wèi)星或美國 GPS 衛(wèi)星發(fā)送的協(xié)調世界時(UT。信號作為外部時間基準信號。時間擴展單元接收主時鐘發(fā)來的授時信號，并以各種對時方式輸出。3.2.7 不間斷電源裝置為保證本工程的遠動系統(tǒng)有可靠的電源，考慮在站內配置 1 臺不間斷電源裝置，當交流電源失電后，備援時間不小于 1 小時。3.2.8 光伏發(fā)電功率預測系統(tǒng)根據光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定( GB/T19964-2012 )的要求，裝機容量在10MW 及以上的光伏發(fā)電站應配置光伏發(fā)電功率預測系統(tǒng)，系統(tǒng)具有 0h72h短期光伏發(fā)電功率以及15min4h超短期光伏發(fā)電預測功能。光伏發(fā)電站每15min 自動向電網調度機構滾動上報未

23、來15min4h的光伏發(fā)電站發(fā)電功率預測曲線，預測值的時間分辨率為15min 。光伏電站每天按照電網調度機構規(guī)定的時間上報次日 0 時至24 時光伏發(fā)電站發(fā)電功率預測曲線，預測值的分辨率為 15min 。光伏發(fā)電站發(fā)電時段(不含出力受控時段)的短期預測月平均絕對誤差應小于 0.15 ，月合格率應大于80%；超短期預測第 4 小時月平均絕對誤差應小于 0.10 ，月合格率應大于 85%。3.2.9 有功功率控制系統(tǒng)根據光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術規(guī)定( GB/T19964-2012 )的要求，光伏發(fā)電站應具備參與電力系統(tǒng)的調頻和調峰的能力，并符合DL/T 1040 的相關規(guī)定。光伏發(fā)電站應配置有功

24、功率系統(tǒng)，具備有功功率連續(xù)平滑調節(jié)的能力，并能夠參與系統(tǒng)有功功率控制。系統(tǒng)應能夠接收并自動執(zhí)行電網調度機構下達的有功功率及有功功率變化的指令。3.2.10 無功電壓控制系統(tǒng)根據光伏發(fā)電站無功補償技術規(guī)定( GB/T 29321-2012)的要求，光伏電站應配置無功電壓控制系統(tǒng)，具備無功功率調節(jié)劑電壓控制能力。根據電網調度機構指令，光伏電站自動調節(jié)其發(fā)出(或吸收)的無功功率，實現(xiàn)對并網點電壓的控制，其調節(jié)速度和控制精度應滿足電力系統(tǒng)電壓調節(jié)的要求。本設計參照光伏發(fā)電站無功補償技術規(guī)定要求，在 光伏電站配置無功電壓控制系統(tǒng)，系統(tǒng)應具有多種控制模 式，包括恒電壓控制、恒功率因素控制和恒無功功率控制 等。3.2.11 對側系統(tǒng)