15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目-接入系統(tǒng)設計報告

洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目接接入系統(tǒng)設計(審定版)洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目(以下簡稱：華宇康農(nóng)光)業(yè)主為海南華宇康新能源科技有限公司，本項目立足葉菜類種植示范及農(nóng)光互補一體化發(fā)展，利用農(nóng)業(yè)大棚頂部建設光伏電站，提高了土地利用率，提升生態(tài)種植經(jīng)濟收益，解決項目周邊農(nóng)民就業(yè)問題，為地區(qū)創(chuàng)收做出貢獻。由24塊200Wp多晶硅雙玻組件串聯(lián)組成一個電池組串，10到16個通過直流配電柜接入光伏并網(wǎng)逆變器。電站由15個1MWp發(fā)電單元組成，每1MWp發(fā)電單元逆變升壓后輸出10kV電壓，每個發(fā)電單元劃于2018年6月底建成投產(chǎn)，預計年均發(fā)電量約1781萬kWh,年海南華宇康新能源科技有限公司委托我公司對洋浦開發(fā)區(qū)三都3、接入系統(tǒng)工程建設規(guī)模及投資估算。I1設計依據(jù)、范圍和原則 1 2 21.4設計水平年 2 32.1洋浦電力系統(tǒng)現(xiàn)狀 32.2洋浦電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃 52.3光伏電站概況 62.4洋浦電網(wǎng)電力平衡 92.5接入系統(tǒng)方案擬定 2.6系統(tǒng)對光伏發(fā)電并網(wǎng)的有關技術要求 3.1系統(tǒng)繼電保護和安全自動裝置 3.2調度自動化 3.3電能計量 4.1通信概述 4.2系統(tǒng)通信 4.3站內(nèi)通信及輔助設施 5結論及建議 5.1項目基本情況 I5.2接入系統(tǒng)方案 5.3系統(tǒng)二次 5.4系統(tǒng)通信 5.5電能質量 5.6投資估算 附圖01洋浦開發(fā)區(qū)電網(wǎng)2017年地理接線圖附圖02洋浦開發(fā)區(qū)電網(wǎng)2018年地理接線圖(含推薦方案示意)附圖03洋浦開發(fā)區(qū)電網(wǎng)2020年地理接線圖(含推薦方案示意)通光伏電站優(yōu)選名單及規(guī)模(洋浦)的通知》附圖0610kV匯流#1光伏系統(tǒng)一次接線圖附圖0710kV匯流#2光伏系統(tǒng)一次接線圖附圖09220kV三都站附圖10洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目接11設計依據(jù)、范圍和原則3)《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》(GB/T14285-2006);5)《城市電力規(guī)劃規(guī)范》(GB/T50293-1999);6)《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》(DL/T755-2001);8)《電力系統(tǒng)通信設計技術規(guī)定》(DL/T5391-2007);9)《光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護-導則》(SJ/T11127-1997);13)《架空線路及電纜安健環(huán)設施標準》(Q/CSG10002-2004);14)《110千伏及以下配電網(wǎng)規(guī)劃技術指導原則》,中國南方電網(wǎng)，15)《110kV及以下配電網(wǎng)裝備技術導則》(Q/CSG10703-2009);16)《中國南方電網(wǎng)有限責任公司35～110kV配電網(wǎng)項目可行性研究內(nèi)容深度規(guī)定》(Q/CSG115003-2011);17)《城市配電網(wǎng)技術導則》,中國南方電網(wǎng)，2005;19)國家、電力行業(yè)及南方電網(wǎng)公司相關的規(guī)程規(guī)范等；20)《洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)經(jīng)濟發(fā)展局關于印發(fā)海南省2017年度普通2光伏電站優(yōu)選名單及規(guī)模(洋浦)的通知》;22)洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目接入系統(tǒng)設計評審意見。本項目為洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目接入系統(tǒng)設計，設計堅持以下原則：1、符合省、地區(qū)電力系統(tǒng)規(guī)劃總體要求和洋浦總體發(fā)展規(guī)劃、安全可靠、節(jié)能環(huán)保、系統(tǒng)優(yōu)化。2、滿足業(yè)主發(fā)電需求、節(jié)能降耗、節(jié)約用地、設備先進實用。1、結合洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目的裝機容量和發(fā)電出力，結合周邊電網(wǎng)現(xiàn)狀，提出接入系統(tǒng)方案，進行多方案比較并提出推薦方案。2、提出項目建設和投產(chǎn)時間。3、提出接入系統(tǒng)工程的建設規(guī)模。4、提出接入系統(tǒng)工程的投資估算及其構成。1.4設計水平年洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目計劃于2018年6月底建成投運，因此，本項目設計水平年選為2018年。32電力系統(tǒng)一次部分2.1洋浦電力系統(tǒng)現(xiàn)狀洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)位于海南西北部的洋浦半島，現(xiàn)有面積31平方公里，規(guī)劃面積69平方公里。近年來，洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)經(jīng)濟持續(xù)快速發(fā)展，顯示出巨大的活力和潛力。2011-2016年間，國內(nèi)生產(chǎn)總值由189.53億元增長到256億元，年均增長率為6.04%。2011年洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)第一產(chǎn)業(yè)為1.8億元，第二產(chǎn)業(yè)為135.72億元，第三產(chǎn)業(yè)為52.01億元，第一、二、三產(chǎn)業(yè)占生產(chǎn)總值的比重為0.93:73.83:25.24。截至2017年底，洋浦開發(fā)區(qū)內(nèi)電源裝機容量為1203.77MW。其中，110kV及以下電壓等級統(tǒng)調電源裝機容量合計39.27MW,主要有金海漿紙光伏電站(裝機容量35.5MW)、海之星光伏發(fā)電站(裝機容量3.77MW)。截至2017年底，洋浦電網(wǎng)最高電壓等級為220kV,主要通過三都～大成1回、三都～洛基1回、干沖～李坊2回，共4回220kV線路以及三都～木棠1回、三都～特鋼1回、三都～峨蔓風電2回共4回110kV線路與儋州電網(wǎng)相聯(lián)?，F(xiàn)有220kV變電站4座，主變7臺，總變電容量860MVA。其中公用站2座，即三都站(容量為2×120MVA)、干沖站(容量為現(xiàn)有132kV公用變電站2座，主變3臺，總變電容量為120MVA,4132kV電網(wǎng)從洋浦電廠132kV母線直接引出，132kV線路共3回?，F(xiàn)有110kV公用變電站2座，主變3臺，總變電容量為140MVA,分別是浦東站(容量為1×40MVA)、德義站(容量為2017年洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)電網(wǎng)地理接線圖見附圖01。洋浦地區(qū)2017年全社會最大負荷為541MW,全社會用電量為39.9億kWh。由表2-1可知，洋浦地區(qū)2017年最大負荷發(fā)生在10月，網(wǎng)供最大負荷183MW,如圖2-1所示。從典型日負荷曲線來看，洋浦地區(qū)全天負荷高峰出現(xiàn)在中午12～16時，負荷低谷出現(xiàn)在凌晨4～5時。表2-12017年洋浦電網(wǎng)逐月負荷峰值單位：MW月份123456789負荷圖2-1洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)年最大負荷日(2017年10月17日)負荷特性曲線52.2洋浦電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃擴建漿紙廠生物質發(fā)電項目(該電廠為自備電廣),裝機容量為90MW,該電廠預計2018年初建成投產(chǎn)。2)中廣核國投洋浦港5MW屋頂分布式光伏發(fā)電項目新建2回10kV線路接入電網(wǎng)，該電廠預計2019年底建成投產(chǎn)。2.2.2洋浦電網(wǎng)建設規(guī)劃根據(jù)《海南電網(wǎng)“十三五”輸電網(wǎng)規(guī)劃修編》、《洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)“十三五”配電網(wǎng)規(guī)劃滾動修編》及洋浦電網(wǎng)建設情況，本工程周邊“十三五”期間電網(wǎng)規(guī)劃建設情況如下。1)干沖π接洋浦電廠至三都220kV線路新建工程新建干沖π接洋浦電廠至三都220kV線路，長約1km,導線截面采用2×300mm2,預計2018年建成投運。2)干沖至三都Ⅱ回220kV線路新建工程6新建干沖～三都Ⅱ回220kV線路，長約6km,導線截面采用2×300mm2,預計2018年建成投運。3)新英灣110kV輸變電新建工程新建110kV新英灣站，主變最終規(guī)模3×40MVA,本期規(guī)模2×40MVA;110kV出線最終4回，本期2回。新英灣站π接三都至浦東I回110kV線路，預計2018年建成投產(chǎn)。4)浦東110kV變電站#2主變擴建工程年建成投產(chǎn)。根據(jù)《洋浦“十三五”配電網(wǎng)規(guī)劃滾動修編》,通過對洋浦歷史負荷、供電量、國民經(jīng)濟相關情況及今后發(fā)展趨勢等基礎資料的分析，采用增長率法、分行業(yè)產(chǎn)值單耗法和人均用電量法對洋浦今后用電水平進行了詳細預測，并提出了推薦方案，本報告中采用其推薦的預測結果，并根據(jù)現(xiàn)狀稍作調整。洋浦電網(wǎng)負荷預測結果見下表。實績實績"十三五"增長率全社會用電量全社會最高負荷網(wǎng)供最大負荷本項目為洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項7目，建設地點位于海南省洋浦三都鎮(zhèn)漾月村委會瑯珩村。項目所在地地處海南省西北部。王村小城邊村上容學雄段公學雄村等東方職類八路小愛墻新完村壯蘭小愛墻大山疆漢村蘭疆漢村蘭里公壁下公壁下?lián)P科村揚科村溫文時m大貓m奶曬樣奶曬樣錦服打錦服打山市兩路下水語當車當車筆坡村NV洋NV洋來疆村圖2-3項目所在地華宇康農(nóng)光項目利用農(nóng)業(yè)大棚頂部建設光伏電站。電站由15個1MWp發(fā)電單元組成，每個發(fā)電單元的電力經(jīng)集電線路匯集電力后集中輸出至開關站。電站本期建設規(guī)模為15MWp,預計年均發(fā)電量約1781萬kWh,年利用小時約為1187h。本工程計劃于2018年6月底建成投產(chǎn)。8根據(jù)《洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目組件。具體參數(shù)見表2-3。編號單位數(shù)量峰值功率開路電壓錯誤!未找到引V短路電流錯誤!未找到引A工作電壓錯誤!未找到引V工作電流錯誤!未找到引A峰值功率溫度系數(shù)開路電壓穩(wěn)的系數(shù)短路電流溫度系數(shù)10年功率衰減%25年功率衰減%外形尺寸重量本項目裝機容量15MWp,每個1MWp光伏發(fā)電單元系統(tǒng)由2個500kWp晶硅光伏方陣組成。本項目擬采用15個1MWp子方陣，每每個發(fā)電單元的電力擬采用電纜分接箱接線，即在每臺箱變附近設置一個10kV電纜分接箱，經(jīng)集電線路匯集成2個7.5MW的光伏，分開關站。92.4洋浦電網(wǎng)電力平衡根據(jù)《洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補發(fā)電項目可研報告》結果，典型晴天，華宇康農(nóng)光互補項目日出力曲線如圖2-4所示。從圖中可看出，光伏出力時間集中在8點到18點。太陽輻射最高峰的12點到14點，光伏出力處于最高出力階段，下午13:00出現(xiàn)光伏出力峰值。2.4.2計算條件2、計算年為2017～2020年；3、選取12月、10月的典型日負荷所代表冬小、夏大方式的負日的午間13點負荷);故不重復進行電力平衡計算，此外，海之星光伏發(fā)電站、生物質發(fā)電廠、海南煉化余熱發(fā)電廠均為用戶自備電廠，不計入本次電力平衡計5、光伏最大出力出現(xiàn)在中午13:00左右，光伏電站按滿發(fā)與出力75%兩種情況參與平衡；6、洋浦經(jīng)濟開發(fā)區(qū)采用13:00(光伏出力最大時刻)的負荷數(shù)據(jù)參與電力平衡，其中冬小取全年最大負荷的70%,夏大取全年最大負荷的85%;7、本工程光伏電站計劃2018年6月建成投產(chǎn)，出力計入20182.4.3計算結果計算結果詳見表2-4。2017年2018年2019年2020年夏大冬小夏大冬小夏大冬小夏大冬小一、網(wǎng)供最大負荷機容量00000055552.華宇康農(nóng)光00光伏按滿發(fā)出力及以下電源出力00四、本區(qū)光伏按75%出力及以下電源出力00六、本區(qū)電力平衡(盈+虧-)根據(jù)平衡結果可知，2018年洋浦華宇康農(nóng)光互補項目投產(chǎn)后，2018年至2020年，洋浦110kV及以下電網(wǎng)存在一定電力缺額，仍需從主網(wǎng)輸入約129~271MW電力，華宇康農(nóng)光互補項目電力可以完全2.5接入系統(tǒng)方案擬定2.5.1發(fā)電廠(含分布式能源)接入系統(tǒng)原則發(fā)電廠(含分布式能源)接入系統(tǒng)主要有以下原則。(1)發(fā)電廠接入原則發(fā)電廠接入配電網(wǎng)應以審定的中長期電力規(guī)劃為基礎，從實際出發(fā)，遵循分層、分區(qū)、分散接入的原則，就近供電。(2)發(fā)電廠接入系統(tǒng)電壓等級裝機容量、電網(wǎng)運行要求和承受能力等因素，經(jīng)論證后確定其接入配電網(wǎng)電壓等級。不同規(guī)模發(fā)電廠接入的配電網(wǎng)電壓宜按表2-5考慮。發(fā)電廠總裝機容量接入電壓等級(kV)A+、A、B類供電區(qū)C、D、E類供電區(qū)小于100kW100kW至1MW30MW及以上及以下配電網(wǎng)規(guī)劃指導原則》,一般情況下總裝機容量為10MW至30MW的發(fā)電廠接入電壓等級宜采用110kV、35kV接入。入系統(tǒng)電壓等級按110kV、35kV或10kV考慮。(1)220kV三都站三都站位于本項目西南方約4.0km處(直線距離，下同),主變最終規(guī)模3×180MVA,本期規(guī)模2×120MVA;電壓等級為浦東Ⅱ、德義I、德義ⅡI,至2020年新增出線3回，分別規(guī)劃至山東高速、海峽石化、漢地陽光，預留1回；10kV母線遠期、終期均采用單母線分段接線，10kV終期出線規(guī)模3×10回，現(xiàn)狀、規(guī)劃均未(2)110kV德義站遠期出線4回，已出線4回，分別至三都I回、三都Ⅱ回、德義I回、8回，目前已出線3回，分別至國投孚寶、華信油儲、原油儲備，至2020年規(guī)劃未新增出線，剩余5回。(3)10kV三都線線混合，電纜段截面為185mm2,架空段截面為120mm2(LGJ),線路允許最大載流量為300A,主線總長約13.5km。峨蔓線由木棠站出線混合，電纜段截面為240mm2,架空段截面為185mm2(JKLYJ),線路允許最大載流量為465A,主線總長約13.5km。峨蔓線由木棠站出線后，向西北方向走線，主線距離華宇康光伏站址最近距離約2km。德義。O三都三者踐峨線木常特岡(專用站)Ro木棠o木棠至李坊表示新建根據(jù)投產(chǎn)年周邊電網(wǎng)情況，本報告共擬定了以下4個接入系統(tǒng)方案，并對各方案進行比較。方案一(110kV接入):華宇康農(nóng)光項目新建1回110kV線路接至220kV三都站，新建線路長約5km。本期需在三都站擴建110kV方案二(35kV接入):華宇康農(nóng)光項目新建1回35kV線路接至方案三：(10kV接入)華宇康農(nóng)光項目新建2回10kV線路接至220kV三都站，每回線路長約5km。本期需在三都站擴建10kV間隔方案四(10kV接入):新建1座10kV開閉所(暫命名“#1開閉所"),新建#1開閉所-三都站2回10kV線路，線路長約1.5km,導線截面185mm2;新建華宇康農(nóng)光-#1開閉所2回10kV線路，線路長約。干中華宇農(nóng)光8O◎四◎四備注：實線表示已建、麻線備注：實線表示已建、麻線光伏發(fā)電站圖2-6接入系統(tǒng)方案示意圖(方案一，110kV接入三都站)德義干中華光g蠔線木特鋼(專用站)80木棠圖光伏發(fā)電站備注：實線表示已建、虛線表示新建圖2-7接入系統(tǒng)方案示意圖(方案二，35kV接入德義站)德義德義6O三都峨蔓線木棠特鋼(專用站)80至李坊◎干沖表示新建0藍島水泥(專用站) 光伏發(fā)電站木棠德義德義?%P峨蔓線木棠特鋼(專用站)新建開閉所三都線至李坊◎干沖表示新建O藍島水泥(專用站)R三都至李坊1)可行性線路實施方面：方案一：三都站位于光伏電站西南部，新建華宇康農(nóng)光-三都均地勢開闊，進站無障礙。方案二：德義站位于光伏電站西南部，新建華宇康農(nóng)光-德義35kV線路長度約10km。經(jīng)初步了解，方案二光伏上網(wǎng)線路所經(jīng)區(qū)域均地段線路需采用電纜型式敷設，電纜長度約5km。地勢開闊，進站無障礙。站的2回10kV線路路障礙。變電實施方面：方案一三都站目前剩余110kV間隔4回，其中3回已分別規(guī)劃至德義、海峽石化、漢地陽光，剩余1回。方案二德義站目前剩余35kV間隔5回，接入便利。方案三、方案四，三都站目前10kV間隔數(shù)量充足，接入便利。2)可靠性四個方案正常方式下均能滿足光伏電站的外送要求，其中方案一、方案二送出線路N-1情況下光伏電力均四因有兩回10kV線路送出，可在送出線路N-1情況下滿足部分光伏電力送出。方案三、方案四可靠性較方案一和方案二好。3)潮流合理性2018年和2020年本項目周邊站點計算負荷見下表所示。表2-6洋浦電網(wǎng)計算負荷表(方案一至方案三)單位：MW序號(實績)最大負荷夏大方式冬小方式夏大方式冬小方式1三都站66(含德義)2德義站3李坊站85.3(含木棠)4木棠站5洛基站6大成站7干沖站表2-7洋浦電網(wǎng)計算負荷表(方案四)單位：MW序號(實績)最大負荷夏大方式冬小方式夏大方式冬小方式1木棠站210kV三都線232310kV峨蔓線--410kV聯(lián)絡I線-1注：1.未列入本表站點的計算負荷，與表2-6取值一致。2.木棠110kV站2017年實績最大負荷值包括10kV三都線、10KV峨蔓線供電負荷。線路上的分布情況等因素，10kV聯(lián)絡I線暫按分擔原10kV峨蔓線負荷的1/3進行計算。圖2-11木棠110kV站10kV峨蔓線典型日(8月13日)電流曲線(A)圖2-12木棠110kV站10kV峨蔓線典型日(1月25日)電流曲線(A)圖2-13木棠110kV站10kV峨蔓線2017年最大電流曲線(A)圖2-14木棠110kV站10kV峨蔓線典型日(8月13日)電流曲線(A)圖2-15木棠110kV站10kV三都線典型日(1月26日)電流曲線(A)(1)潮流分析方案一2018年大方式、小方式、2020年大方式、小方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至220kV三都站后，因三都站10kV側未供負荷，15MW電力均需轉至三都站周邊110kV站點消納。方案二2018年大方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至110kV德義站后，全部消納。小方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至110kV方案二2020年大方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至110kV德義站后，全部消納。小方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至110kV方案三2018年大方式、小方式、2020年大方式、小方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至220kV三都站，因三都站10kV側未供負方案四2018年大方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至10kV#1開閉所，在#1開閉所消納3.5MW后，剩余11.5MW電力送至220kV方案四2020年大方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至10kV#1開閉所，在#1開閉所消納3.8MW后，剩余11.2MW電力送至220kV220kV、110kV側消納。2020年小方式下：本項目所發(fā)15MW電力送至10kV#1開閉所，在#1開閉所消納2.6MW后，剩余12.4MW電力送至220kV三都站，因三都站10kV側未供負荷，剩余電力經(jīng)三都站主變升壓至220kV、110kV側消納。(2)網(wǎng)損分析電網(wǎng)側損耗方案二最低，方案三最高。以方案二(35kV單回接德義)網(wǎng)損為基準，方案一(110kV單回接三都)較方案二損耗高0.007MW,方案三(2回10kV接三都站)較方案二損耗高0.449MW,方案四(2回10kV接#1開閉所)較方案二損耗高0.448MW。為基準，方案二送出線路損耗較方案一高0.013MW,方案三送出線路損耗較方案一高0.580MW,方案四送出線路損耗較方案一高綜上所述，方案一和方案三均接三都站，2017年最大負荷約為80MW,最小負荷日13:00時刻負荷為54MW,能完全消納該光伏出力；但目前三都站無10kV出線，上網(wǎng)電力均需通過110kV線路轉移方案二接德義站，德義站2017年最小負荷日13:00時刻負荷為方案四光伏接入#1開閉所，將10kV三都線全部負荷、10kV峨蔓線部分負荷轉入#1開閉所，#1開閉所預計2018年最大負荷日13:00時刻負荷為3.5MW,#1開閉所消納部分光伏電力。剩余11MW光伏電力送至三都站，因目前三都站無10kV出線，上網(wǎng)電力均需通過110kV線路轉移至周邊站點消納。G:15.0L:20.0德義煉化洋浦電廠L:20.0易注椅電L:60.0三都干沖木前L:60.0大成洛基圖2-16海南電網(wǎng)2018年夏大方式潮流圖(方案一，1回110kV接入三都站)的的華宇康光伏木菜L:20.0L:20.0洛基L:20.0L:50.0煉化L:90.0干沖昌江楊電侮義大成9圖2-17海南電網(wǎng)2018年冬小方式潮流圖(方案一，1回110kV接入三都站)日日華宇康農(nóng)光煉化L:90.0洋浦電廠L:40.0李坊L:35.0大成干沖德義洛基金海圖2-18海南電網(wǎng)2020年夏大方式潮流圖(方案一，1回110kV接入三都站)華宇康光伏華宇康光伏德義G:15.0木棠L:25.0李坊L:70.0煉化L:90.0洋浦電廠L:40.0干沖洛基L:60.05那大圖2-19海南電網(wǎng)2020年冬小方式潮流圖(方案一，1回110kV接入三都站)木棠煉化洋浦電廠李坊洛基L:85.0干沖L:30.0圖2-20海南電網(wǎng)2018年夏大方式潮流圖(方案二，1回35kV接入德義站)木棠金海煉化洋浦電廠L:50.0李坊那大5.0圖2-21海南電網(wǎng)2018年冬小方式潮流圖(方案二，1回35kV接入德義站)華華宇康農(nóng)光木業(yè)李坊L:90.0洋浦電L:20.0昌江樓電那大博攀洛基干沖L:35.0L:25.0L:110.0金海圖2-22海南電網(wǎng)2020年夏大方式潮流圖(方案二，1回35kV接入德義站)金海李坊L:70.0煉化231.1G:1100.0洋浦電廠三都干沖洛基圖2-23海南電網(wǎng)2020年冬小方式潮流圖(方案二，1回35kV接入德義站)木棠木棠L:30.0博厚大成+L:20.0G:1100.0|干沖L:30.0圖2-24海南電網(wǎng)2018年夏大方式潮流圖(方案三，2回10kV接入三都站)干沖煉化博厚大成晶江移電三都L:20.0洋浦電廠洛基L:20.0圖2-25海南電網(wǎng)2018年冬小方式潮流圖(方案三，2回10kV接入三都站)金海金海L:25.0德義又干沖木棠李坊博厚那大大成洛基2圖2-26海南電網(wǎng)2020年夏大方式潮流圖(方案三，2回10kV接入三都站)木棠干沖洋浦電廠晶江核電A大成552.8(2)洛基華宇康光伏G:1100.0李坊煉化圖2-27海南電網(wǎng)2020年冬小方式潮流圖(方案三，2回10kV接入三都站)L:20.0木棠L;26.5李坊煉化大成L:3.5洛基6sW德義博厚L:20.0個2圖2-28海南電網(wǎng)2018年夏大方式潮流圖(方案四，2回10kV接入#1開閉所)德義o煉化洋浦電廠#1開閉所木棠洛基博厚那大大成L:50.0昌江核電干沖圖2-29海南電網(wǎng)2018年冬小方式潮流圖(方案四，2回10kV接入#1開閉所)L:25.0金海煉化洋浦電廠+李坊博厚大成洛基干沖德義圖2-30海南電網(wǎng)2020年夏大方式潮流圖(方案四，2回10kV接入#1開閉所)三都#1開閉所E:2.6干沖洛基博厚那大洋浦電廠煉化昌江核電木棠大成金海圖2-31海南電網(wǎng)2020年冬小方式潮流圖(方案四，2回10kV接入#1開閉所)3)投資經(jīng)濟性根據(jù)海南省電力工程建設的實際情況，參考近期同類工程的綜合造價，確定經(jīng)濟比較中采用的造價如下：110kV升壓站按1100萬元/座；110kV出線間隔按150萬元/個；110kV線路按110萬元/公里；35kV升壓站按550萬元/座；35kV出線間隔按50萬元/個；35kV架空線路按60萬元/公里、電纜線路按250萬元/公里；10kV升壓站按400萬元/座；10kV開閉所按280萬元/座；10kV出線間隔按25萬元/個；同塔雙回10kV架空線路按50各方案一次部分工程建設規(guī)模及投資比較見表2-8。由表可知，投資經(jīng)濟上來看方案三初投資較省。以方案三初投資為基準值，方案一要高1234萬元，方案二要高1584萬元，方案四要高472.5萬元。方案一方案二方案三方案四規(guī)模投資規(guī)模投資規(guī)模投資規(guī)模投資隔1個35kV間隔1個10kV間隔2個10kV間隔2個空線35kV線線5.0km+電纜兩回10kV架空線5km10kV同塔雙回架空線5.5km壓站1座35kV升壓站1座10kV升壓站1座資差0從表2-9可知，總年費用方面，方案一總年費用最低，方案四一般，方案二、三較高。方案一方案二方案三方案四初投資投資差值0投資年費用年運行維護費年電能損耗費差值01總年費用總年費用差值2.5.6推薦方案根據(jù)上述比較，雖然方案四投資較略高，但其可實施性、電網(wǎng)適應性均較好，潮流合理，綜合考慮，本報告推薦采用方案四，即：新建1座10kV開閉所(暫命名“#1開閉所”),新建#1開閉所-三都站光-#1開閉所2回10kV線路，線路長約4km,導線截面185mm2。送至三都站，因三都站無10kV出線，上網(wǎng)電力均需通過110kV線路轉移至周邊站點消納。2.5.8導線截面選擇按經(jīng)濟經(jīng)濟輸送容量選擇導線，光伏電站本期裝機容量為15MW,推薦接入方案為2回10kV線路送出?？紤]到光伏利用小時數(shù)較低，約1187h,建議本工程采用導線截面185mm2的架空絕緣導10kV線路經(jīng)濟輸送容量(詳見表2-10),能夠滿足送出要求，建議上網(wǎng)線路選用導線截面為185mm2的架空絕緣導線。導線型號2.6系統(tǒng)對光伏發(fā)電并網(wǎng)的有關技術要求根據(jù)本次光伏發(fā)電接入系統(tǒng)方案，本期光伏電場內(nèi)配套建設1座10kV開關站，建議10kV開關站采用兩段母線接線，兩段母線之間不具備電氣連接，各段母線上匯流光伏電力獨立送入公網(wǎng)系統(tǒng)。另外，在距離三都220kV站約1.5km處建設1座10kV開閉所，開閉所采用單母線分段接線。序號母線名稱三相短路電流光伏零出力光伏滿發(fā)增加幅度1光伏電站并網(wǎng)點2#1開閉所10kV母線3三都110kV母線由表可知，三相短路故障時，光伏電站并網(wǎng)運行使得其附近相關母線的短路電流有小幅增加，其中三都站110kV母線短路電流增幅為光伏電站并網(wǎng)后，各母線的三相短路電流增幅較小。根據(jù)寶邑站等公用站的開關設備情況，能滿足要求，無需對設備進行更換。根據(jù)GB/T19939-2005《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術要求》中所規(guī)定的：當光伏系統(tǒng)中逆變器的輸出大于其額定輸出的50%時，平均功率因數(shù)應不小于0.9(超前或滯后)。一段時期內(nèi)的平均功率因數(shù)(PF)公太陽能光伏發(fā)電站所發(fā)電力功率因數(shù)較高，約在0.98以上，基2018年6月底建成投產(chǎn)。3電力系統(tǒng)二次部分3.1系統(tǒng)繼電保護和安全自動裝置220kV三都站計算機監(jiān)控系統(tǒng)為國電南自的設備。新建1座10kV開閉所(暫命名“#1開閉所”),新建#1開閉所-三都站2回10kV線路，線路長約1.5km,導線截面185mm2;新建華接入系統(tǒng)方案示意圖如下圖所示：根據(jù)《南方電網(wǎng)電力二次裝備技術導則》及《光伏發(fā)電并網(wǎng)技術標準》配置原則：新建2回10kV線路，作為#1開閉所的進線，由三都220kV站斷和過流保護功能。#1開閉所2回出線：華宇康農(nóng)光互補項目新建2回10kV線路接入#1開閉所，線路長約4km,導線截面185mm2,本期工程考慮在10kV光伏并網(wǎng)線路兩側各配置1套保護測控一體化裝置，具有方向10kV開關站母線采用單母線接線，根據(jù)《南方電網(wǎng)電力二次裝置10kV母線保護。10kV開閉所母線采用單母線分段接線，根據(jù)《南方電網(wǎng)電力二次裝備技術導則》配置原則，本期工程配置1套10kV分段保護。3.1.5故障錄波根據(jù)《光伏發(fā)電站設計規(guī)范》(GB50797-2012)要求，華宇康農(nóng)光互補項目10kV開關站配置一套故障錄波裝置，故障錄波裝置應記錄故障前10秒到故障后60秒的情況，并能夠與電力調度部門進行崩潰等發(fā)生后的有關系統(tǒng)電參量的變化過程及繼電保護與安全自動號可接入故障錄波裝置的外部觸發(fā)節(jié)點。故障錄波裝置按80路模擬量，含4路直流母線電壓模擬量，160路開關量配置。求，光伏電站應配置安全自動裝置1套，即電壓頻率緊急控制裝置，島保護方式主要有電壓相位跳動、3次諧波變動、頻率變化率等。(1)針對光伏系統(tǒng)內(nèi)部低壓側保護配置，逆變器須自帶極性反(2)逆變器自身應具備低周低壓及高周保護，且整定值能夠手(3)為避免孤島引起的安全問題，如線路維護人員人身安全受(4)光伏逆變器系統(tǒng)應具備根據(jù)系統(tǒng)電壓自動調整出口電壓。(1)對直流電源的要求直流電源采用220V站用直流電源系統(tǒng)提供的電源，每回線路的(2)對保護用電流互感器二次繞組的要求a.保護用電流互感器的配置及二次繞組的分配應避免出現(xiàn)保護死區(qū)，同時又要盡可能減輕電流互感器本身故障時所PT繞組，其中一組星形繞組用于線路保護和測量裝置，一組星形繞組用于計量裝置，一組開口三角形繞組用于保護和測量。本投資估算只考慮與電力系統(tǒng)相關的二次部分，不含光伏系統(tǒng)本體及光伏升壓站等相關二次投資。本期方案投資估算如下：(1)華宇康農(nóng)光互補項目10kV開關站序號保護設備名稱數(shù)量單位價格備注110kV線路保測控裝置4臺2故障錄波屏1面3頻率電壓緊急控制/防孤島保護屏1面4二次電纜4千米8合計序號保護設備名稱數(shù)量單位價格備注110kV線路保護測控裝置2臺2二次電纜2千米4合計(3)10kV開閉所序號保護設備名稱數(shù)量單位價格備注110kV線路保護測控裝置8臺序號保護設備名稱數(shù)量單位價格備注210kV分段保護測控裝置1臺53二次電纜2千米4合計3.2調度自動化本期新建的華宇康農(nóng)光互補項目利用新建的10kV開關站10kV州地調。實現(xiàn)了SCADA/EMS、WAMS、自動配置。光伏發(fā)電站調度管轄設備供電電源應采用不間斷電源裝置 動化技術規(guī)程》的要求，結合調度運行需要，光伏發(fā)電系統(tǒng)應向相關調度部門傳送如下遠動信息并接收調度端的遙控、遙調命令：1)遙測10kV線路有功功率、無功功率及有功/無功電能量；10kV母線電壓；站用電源的有功功率和無功功率及無功/有功電能量；光伏電站有功和無功輸出、發(fā)電量、功率因數(shù)；光伏電站并網(wǎng)點的電壓和頻率、注入電網(wǎng)電流；所有斷路器位置信號；10kV出線隔離開關，地刀位置信號；10kV線路保護和重合閘動作信號；光伏電站并網(wǎng)狀態(tài)、輻照度、環(huán)境溫度；變壓器分接檔位、主斷路器開關狀態(tài)；調度范圍內(nèi)的通信設備運行狀況信號。3)遙控/遙調10kV斷路器分/合控制：在緊急事故情況下，調度部門有權臨時將光伏發(fā)電解列，事故處理完畢，應立即恢復光伏電站的并網(wǎng)運行。遠動數(shù)據(jù)向中調、備調傳輸本期采用一路2M專線(路由器方式)和一路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)，支持的通信協(xié)議有IEC61870-5-104等；遠動數(shù)據(jù)向儋州地調傳輸采用一路2M專線(路由器方式)和一路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)，支持的通信協(xié)議有IEC61870-5-104等。遠動通道應具有一定的傳輸質量，符合ITU有關規(guī)定。號漏發(fā)、VQC控制指令拒動等相關問題，光伏電站側配置通信在線分析，使電站檢修維護人員對并網(wǎng)設備進行透明監(jiān)視、管理，對AVC/VQC調節(jié)指令、開關控制指令下發(fā)情況可進行直接跟蹤。由于10kV開關站的接入，有關各調度端需增設必要的硬、軟件有功功率控制系統(tǒng)、無功功率控制系統(tǒng)共組1面屏，上傳中調采用一路2M專線(采用路由器形式)和一路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)。上傳儋州地調采用一路2M專線(采用路由器形式)和一路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)。光伏電站的輸出功率預測能根據(jù)海南電網(wǎng)調度部門統(tǒng)籌安排常上傳中調采用一路2M專線(采用路由器形式)和一路調度數(shù)據(jù)要求的電能質量監(jiān)測裝置，在10kV并網(wǎng)線路兩側各配置一套電能質測系統(tǒng)暫未使用，因此要求電能質量監(jiān)測裝置具備數(shù)據(jù)存儲一年及以上的能力，以備電網(wǎng)相關管理部門查詢，保證電網(wǎng)對電能質量的監(jiān)控，同時要求裝置具備遠傳接口，待主站開通時通過現(xiàn)有光纖通道接至海南電網(wǎng)公司電能質量在線監(jiān)測系統(tǒng)主站端。光伏電站調度自動化投資估算見表3.2-1。遠動系統(tǒng)投資含在光伏本體計算機監(jiān)控系統(tǒng)內(nèi)，不包括在本表內(nèi)。(1)華宇康農(nóng)光互補項目10kV開關站序號數(shù)量單位價格備注1有功、無功控制系統(tǒng)1套2光功率預測系統(tǒng)1套3電能質量監(jiān)測系統(tǒng)1套41項包括自動化、遠動等5儋州地調系統(tǒng)擴容1項5包括自動化、遠動等合計序號數(shù)量單位價格備注1儋州地調系統(tǒng)擴容1項52站內(nèi)綜自系統(tǒng)擴容1項1合計6(3)10kV開閉所數(shù)量單位價格備注1電能質量監(jiān)測系統(tǒng)1套2儋州地調系統(tǒng)擴容1項53站內(nèi)綜自系統(tǒng)擴容1項1數(shù)量備注合計3.3電能計量電網(wǎng)轄區(qū)內(nèi)各類專變用戶、居民用電、公變臺區(qū)和關口計量點進行自動抄表和用電監(jiān)測等功能。計量自動化系統(tǒng)主站與廠站端電能量采集終端的通信協(xié)議采用海南電網(wǎng)版102規(guī)約。典型設計》(2014版)及DL/T448《電能計量裝置技術管理規(guī)程》的相關要求。網(wǎng)結算關口。10kV開關站至開閉所兩側計量配置按典設CSG-10KJL-01方案功0.2S級、無功2級、雙向雙485口三相四線多功能電能表，主副表配置。方案設計，計量表采用國產(chǎn)有功0.5S級、無功2級三相四線多功能電能表，單表配置。其他10kV線路為企業(yè)內(nèi)部考核點，按典設CSG-10KJL-02方案設計，計量表采用國產(chǎn)有功0.5S級、無功2級三相四線多功能電能表，單表配置。10kV開關站配置1臺電量數(shù)據(jù)采集終端，10kV上網(wǎng)線路電能量信息接入采集終端，采集終端安裝于計量柜內(nèi)，不單獨組屏。接入采集終端，采集終端安裝于計量柜內(nèi)，不單獨組屏。電能量信息傳輸應采用主/備信道的通信方式，光伏電站計量信息采用1路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入現(xiàn)有計量自動化主站。遠期調度數(shù)據(jù)網(wǎng)雙平面建成后，計量信息傳輸采用2路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入。本期方案投資估算：(1)華宇康農(nóng)光互補項目10kV開關站序號數(shù)量單位價格備_注1關口計量表4塊雙向485口、有功0.2S級三相四線多功能電能表，相應輔材2電能采集終端1臺23計量主站系統(tǒng)擴容1項2合計序號數(shù)量單位投資估算備注1參考計量表2塊2雙向485口、有功0.5S級三相四線多功能電能表，相應輔材2本站計量系統(tǒng)擴容1項2合計4序號數(shù)量單位價格序號數(shù)量單位價格1關口計量表4塊雙向485口、有功0.2S級三相四線多功能電能表，相應輔材2參考計量表6塊6雙向485口、有功0.5S級三相四線多功能電能表，相應輔材3電能采集終端1臺24計量主站系統(tǒng)擴容1項2合計3.4二次系統(tǒng)安全防護10kV開關站二次系統(tǒng)的網(wǎng)絡安全防護及具體配置按《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定》(發(fā)改委【14】號文)、《關于印發(fā)電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護總體方案等安全防護方案和評估規(guī)范的通知》(國能安全【36】號文)和《南方電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護技術規(guī)范》的要求執(zhí)行。本期將變電站二次安全防護設備一次上齊，橫向安全防護由各計算機系統(tǒng)自行設置。生產(chǎn)控制大區(qū)配置3臺縱向加密認證網(wǎng)關，2臺縱向互聯(lián)交換機，1臺防火墻，1臺專線交換機，1臺專線路由器。序號數(shù)量單位投資估算備注1二次系統(tǒng)安全防護屏1套包括：3臺縱向加密認證網(wǎng)關，1臺縱向互聯(lián)臺專線交換機，1臺專線路由器；合計4.1通信概述1)參照標準和依據(jù)本工程接入系統(tǒng)方案；海南電網(wǎng)通信系統(tǒng)現(xiàn)狀及發(fā)展；《電力系統(tǒng)光纜通信工程可行性研究內(nèi)容深度規(guī)定》DLGJ151;《數(shù)字同步網(wǎng)工程設計規(guī)范》YD/T5089;《同步數(shù)字系列(SDH)長途光纜傳輸工程設計規(guī)范》YD/T5095;《電力系統(tǒng)光纖通信運行管理規(guī)程》DL/T547;《南方電網(wǎng)光通信網(wǎng)絡技術規(guī)范》Q/CSG10002;《分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術規(guī)范》Q/CSG1211001;其他有關電力通信系統(tǒng)設計的行業(yè)標準、企業(yè)標準、規(guī)程規(guī)范。2)通信網(wǎng)建設原則a)電力工業(yè)是國民經(jīng)濟的基礎產(chǎn)業(yè)，電力專用通信網(wǎng)是電網(wǎng)生根據(jù)電網(wǎng)一次網(wǎng)架現(xiàn)狀布點情況進行規(guī)劃改造；b)電力通信建設應滿足我省電網(wǎng)發(fā)展和安全運行的要求，滿足電力系統(tǒng)的生產(chǎn)調度自動化、管理現(xiàn)代化和電力市場化運營的需求，在確保滿足電力生產(chǎn)調度、經(jīng)營管理和電力系統(tǒng)信息化等需求的同模效益；適合電力的通信新技術，保證電力通信網(wǎng)的可持續(xù)發(fā)展性；纖環(huán)形組網(wǎng)方式，不能形成環(huán)網(wǎng)的地方盡量逐步形成分層環(huán)形通信網(wǎng)，并適當考慮以電力載波通信為輔；e)科學地規(guī)劃和優(yōu)化網(wǎng)絡拓撲結構，合理的配置通信樞紐節(jié)點，設的投資效益；f)電力專用通信網(wǎng)的規(guī)劃和建設必須統(tǒng)一技術標準和技術體制。技術標準應執(zhí)行ISO(國際標準化組織),ITU-T(國際電信聯(lián)盟電信標準),ITU-R(國際電信聯(lián)盟),DL(電力系統(tǒng)光纖通信工程設計規(guī)程)等其他國際標準或建議；復建設，提高電力專用通信網(wǎng)資源使用效率和投資效益。3)通信設計范圍及內(nèi)容系統(tǒng)通信：主要設計范圍包括系統(tǒng)光纖接入方案、光傳輸網(wǎng)絡方分內(nèi)容。4.2系統(tǒng)通信1)概述本站是儋州供電局管轄范圍內(nèi)的一個光伏接入站點，位于儋州市，它要由地調進行調度，本站的遠動、自動化、話音業(yè)務的話路信號需傳送到地調，且可根據(jù)實際需要上傳至中調(備調)。2)業(yè)務需求分析a)本站是一個光伏接入站點，作為一個通信終端節(jié)點，線路和電站向調度中心傳送如下信息：系統(tǒng)調度電話；生產(chǎn)管理電話；調度自動化信息；系統(tǒng)繼電保護信號；保護及故障信息；安全穩(wěn)定控制信息；計算機信息；電能計量信息；b)業(yè)務特性表站內(nèi)具體業(yè)務種類及其特性見表4.2-1。序號業(yè)務種類傳輸速率接口類型傳輸時延要求1話音業(yè)務FXS接口2線路保護專用纖芯或2M接口3遠動系統(tǒng)4E/M/2M接口/數(shù)據(jù)網(wǎng)4電能計量2M/數(shù)據(jù)網(wǎng)5數(shù)據(jù)網(wǎng)2M接口或以太網(wǎng)口6計算機信息2M接口及以太網(wǎng)口3)各專業(yè)對通信通道的要求a)調度通信通道要求光伏電站—中調：2路調度話音通道；b)遠動通道光伏電站—中調：1路2M及1路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)FE通道；光伏電站—地調：1路2M及1路調度數(shù)據(jù)網(wǎng)FE通道；c)調度數(shù)據(jù)網(wǎng)通道：光伏電站至電力調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入網(wǎng)匯聚層節(jié)點組織一路2×2M數(shù)字通道；光伏電站—營銷自動化主站系統(tǒng)(通過調度轉傳):1路數(shù)據(jù)網(wǎng)FE通道及1路綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)通道；e)保護通道各類業(yè)務通道帶寬需求分析見表4.2-2。名稱業(yè)霧類型通道需求備注合計廠站遠動自動化話音調度交換網(wǎng)預留通道行政交換網(wǎng)預留通道調度數(shù)據(jù)網(wǎng)綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)視頻監(jiān)控預留其他業(yè)務結合以上各專業(yè)對通信通道的要求及業(yè)務需求分析的結果，本項4)電網(wǎng)通信現(xiàn)狀及發(fā)展目前光纜架設已形成全省環(huán)網(wǎng)結構，沿隨220kV、110kV線路架設OPGW及ADSS光纜。本站周邊的110/220kV線路也架設了光纜，三都站出口的海南省2.5G光通信主干環(huán)網(wǎng)建設已形成A、B環(huán)網(wǎng)，覆蓋省內(nèi)地區(qū)已建成一張地區(qū)網(wǎng)，覆蓋地區(qū)局管轄范圍內(nèi)的110kV及以海南省調度數(shù)據(jù)網(wǎng)已建成，采用華三設備，已實現(xiàn)35kV及以上換機設備，地區(qū)局和重要的220kV站點作為匯聚層節(jié)點。不配置調度交換機，廠站端通過PCM設備從調度端下調度電話小號海南電網(wǎng)軟交換系統(tǒng)已建成，中調端配置1套廣州哈里斯設備，站端通過IP通道下話音方式實現(xiàn)廠站到調度端的話音通信。e)通信網(wǎng)發(fā)展情況海南省新主干A網(wǎng)工程已建成，采用華為設備，覆蓋省內(nèi)所有110kV及以上站點。及以上站點。5)通信方式a)通信方案的選擇應考慮電力調度通信的發(fā)展趨勢，并遵循電方式。b)光纖通信以其容量大、保密性好、不受電磁干擾等優(yōu)點，被所不具備的優(yōu)點。c)通信通道建議：為保證整個電網(wǎng)的安全、可靠運行，保證通信的方式。6)光纜架設方案a)光纜纖芯需求分析本站光纜纖芯需求具體分析如表4.2-3所示。表4.2-3光纜纖細需求分析表序號應用分類纖芯需求備注12芯2地區(qū)網(wǎng)2芯預留3線路保護2芯4其他信息業(yè)務2芯預留5備用》4芯6合計》12芯根據(jù)上表分析，本項目每回線路光纜纖芯不小于12芯，根據(jù)電網(wǎng)通信規(guī)劃指導原則，新建段10kV線路光纜按24芯考慮。b)光纜架設路由方案根據(jù)系統(tǒng)通信現(xiàn)狀和發(fā)展，以及本站推薦的系統(tǒng)接線方式和各專業(yè)對通信的需求，本站系統(tǒng)通信光纜架設方案如下：新建1座10kV開閉所，由三都220kV站10kV側新建2回10kV線路至開閉所，線路長度約1.5km;華宇康農(nóng)光互補項目新建2回10kV線路接入#1開閉所，線路長約4km。架設2根24芯ADSS光纜，形成光伏電站至三都的2根24芯光纜架設結構，新建光纜長度約5.5km。光纖型號全采用G652型。進站段光纜從構架引下敷設于電纜溝、電纜井直至室內(nèi)機房。光纜架設方案如下圖所示。光伏站Q光伏站Q三都◎16芯干沖32芯煉化◎洛基7)光傳輸網(wǎng)絡方案光伏電站新增1套STM-64的省新A網(wǎng)光傳輸設備接入省新A網(wǎng)，三都站省新A網(wǎng)光傳輸設備進行STM-4光接口板擴容，本站以電站——三都——中調/備調/地調的622Mbit/s光纖通信電路。光伏電站新增1套STM-64的省B網(wǎng)光傳輸設備接入省B網(wǎng)，三都站省B網(wǎng)光傳輸設備進行STM-4光接口板擴容，本站以站——三都——中調/備調/地調的622Mbit/s光纖通信電路。光纖通信網(wǎng)絡結構如下圖所示。光纖通道光纖通道光纖通道光纖通道光纖通道B網(wǎng)MSTP本站由軟交換下發(fā)調度電話，業(yè)務信息分別走光傳輸設備及調度e)網(wǎng)元管理及時鐘跟蹤光傳輸網(wǎng)網(wǎng)管系統(tǒng)已經(jīng)設置在調度端，已經(jīng)設置調度的設備為主8)數(shù)據(jù)網(wǎng)方案a)調度數(shù)據(jù)網(wǎng)過主干網(wǎng)傳輸設備2M接口以2×2M通道接入海南調度數(shù)據(jù)網(wǎng)匯聚層設備。輸設備FE口以4×2M通道接入綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)絡在地調的匯聚層交換地區(qū)局調度地區(qū)局調度綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)匯聚層交換機FE通道MSTP光傳輸設備光纖通道MSTP光傳輸設備FE通道綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)接入層交換機變電站匯聚層站點調度數(shù)據(jù)網(wǎng)匯聚層路由器調度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入層路由器MSTP光傳輸設備MSTP光傳輸設備光纖通道2*E1通道10)各種業(yè)務通道方案a)纖芯分配線路光纜根據(jù)通信和保護的需求分別分配纖芯使用，其余纖芯預留作為備用。10kV線路24芯光纜：各分4芯給通信用，其余備用。b)通道組織光伏電站——對側變——地調、中調/備