15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目-接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)報(bào)告

洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目接接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)(審定版)洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)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(xiàng)目立足葉菜類種植示范及農(nóng)光互補(bǔ)一體化發(fā)展，利用農(nóng)業(yè)大棚頂部建設(shè)光伏電站，提高了土地利用率，提升生態(tài)種植經(jīng)濟(jì)收益，解決項(xiàng)目周邊農(nóng)民就業(yè)問題，為地區(qū)創(chuàng)收做出貢獻(xiàn)。由24塊200Wp多晶硅雙玻組件串聯(lián)組成一個(gè)電池組串，10到16個(gè)通過直流配電柜接入光伏并網(wǎng)逆變器。電站由15個(gè)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(gè)發(fā)電單元?jiǎng)澯?018年6月底建成投產(chǎn)，預(yù)計(jì)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(duì)洋浦開發(fā)區(qū)三都3、接入系統(tǒng)工程建設(shè)規(guī)模及投資估算。I1設(shè)計(jì)依據(jù)、范圍和原則 1 2 21.4設(shè)計(jì)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(duì)光伏發(fā)電并網(wǎng)的有關(guān)技術(shù)要求 3.1系統(tǒng)繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置 3.2調(diào)度自動(dòng)化 3.3電能計(jì)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(shè)施 5結(jié)論及建議 5.1項(xiàng)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(zhì)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(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目接11設(shè)計(jì)依據(jù)、范圍和原則3)《繼電保護(hù)和安全自動(dòng)裝置技術(shù)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(dǎo)則》(DL/T755-2001);8)《電力系統(tǒng)通信設(shè)計(jì)技術(shù)規(guī)定》(DL/T5391-2007);9)《光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)過電壓保護(hù)-導(dǎo)則》(SJ/T11127-1997);13)《架空線路及電纜安健環(huán)設(shè)施標(biāo)準(zhǔn)》(Q/CSG10002-2004);14)《110千伏及以下配電網(wǎng)規(guī)劃技術(shù)指導(dǎo)原則》,中國南方電網(wǎng)，15)《110kV及以下配電網(wǎng)裝備技術(shù)導(dǎo)則》(Q/CSG10703-2009);16)《中國南方電網(wǎng)有限責(zé)任公司35～110kV配電網(wǎng)項(xiàng)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(shù)導(dǎo)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(guān)的規(guī)程規(guī)范等；20)《洋浦經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)展局關(guān)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(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)評(píng)審意見。本項(xiàng)目為洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目接入系統(tǒng)設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)堅(jiān)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(shè)備先進(jìn)實(shí)用。1、結(jié)合洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目的裝機(jī)容量和發(fā)電出力，結(jié)合周邊電網(wǎng)現(xiàn)狀，提出接入系統(tǒng)方案，進(jìn)行多方案比較并提出推薦方案。2、提出項(xiàng)目建設(shè)和投產(chǎn)時(shí)間。3、提出接入系統(tǒng)工程的建設(shè)規(guī)模。4、提出接入系統(tǒng)工程的投資估算及其構(gòu)成。1.4設(shè)計(jì)水平年洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目計(jì)劃于2018年6月底建成投運(yùn)，因此，本項(xiàng)目設(shè)計(jì)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(jì)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(jì)開發(fā)區(qū)經(jīng)濟(jì)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(jì)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(jī)容量為1203.77MW。其中，110kV及以下電壓等級(jí)統(tǒng)調(diào)電源裝機(jī)容量合計(jì)39.27MW,主要有金海漿紙光伏電站(裝機(jī)容量35.5MW)、海之星光伏發(fā)電站(裝機(jī)容量3.77MW)。截至2017年底，洋浦電網(wǎng)最高電壓等級(jí)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(fēng)電2回共4回110kV線路與儋州電網(wǎng)相聯(lián)。現(xiàn)有220kV變電站4座，主變7臺(tái)，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(tái)，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(tái)，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(jì)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(huì)最大負(fù)荷為541MW,全社會(huì)用電量為39.9億kWh。由表2-1可知，洋浦地區(qū)2017年最大負(fù)荷發(fā)生在10月，網(wǎng)供最大負(fù)荷183MW,如圖2-1所示。從典型日負(fù)荷曲線來看，洋浦地區(qū)全天負(fù)荷高峰出現(xiàn)在中午12～16時(shí)，負(fù)荷低谷出現(xiàn)在凌晨4～5時(shí)。表2-12017年洋浦電網(wǎng)逐月負(fù)荷峰值單位：MW月份123456789負(fù)荷圖2-1洋浦經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)年最大負(fù)荷日(2017年10月17日)負(fù)荷特性曲線52.2洋浦電力系統(tǒng)發(fā)展規(guī)劃擴(kuò)建漿紙廠生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目(該電廠為自備電廣),裝機(jī)容量為90MW,該電廠預(yù)計(jì)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(xiàng)目新建2回10kV線路接入電網(wǎng)，該電廠預(yù)計(jì)2019年底建成投產(chǎn)。2.2.2洋浦電網(wǎng)建設(shè)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(jì)開發(fā)區(qū)“十三五”配電網(wǎng)規(guī)劃滾動(dòng)修編》及洋浦電網(wǎng)建設(shè)情況，本工程周邊“十三五”期間電網(wǎng)規(guī)劃建設(shè)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(dǎo)線截面采用2×300mm2,預(yù)計(jì)2018年建成投運(yùn)。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(dǎo)線截面采用2×300mm2,預(yù)計(jì)2018年建成投運(yùn)。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(yù)計(jì)2018年建成投產(chǎn)。4)浦東110kV變電站#2主變擴(kuò)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(dòng)修編》,通過對(duì)洋浦歷史負(fù)荷、供電量、國民經(jīng)濟(jì)相關(guān)情況及今后發(fā)展趨勢(shì)等基礎(chǔ)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(duì)洋浦今后用電水平進(jìn)行了詳細(xì)預(yù)測(cè)，并提出了推薦方案，本報(bào)告中采用其推薦的預(yù)測(cè)結(jié)果，并根據(jù)現(xiàn)狀稍作調(diào)整。洋浦電網(wǎng)負(fù)荷預(yù)測(cè)結(jié)果見下表。實(shí)績實(shí)績"十三五"增長率全社會(huì)用電量全社會(huì)最高負(fù)荷網(wǎng)供最大負(fù)荷本項(xiàng)目為洋浦開發(fā)區(qū)三都華宇康新能源15MW農(nóng)光互補(bǔ)發(fā)電項(xiàng)7目，建設(shè)地點(diǎn)位于海南省洋浦三都鎮(zhèn)漾月村委會(huì)瑯珩村。項(xiàng)目所在地地處海南省西北部。王村小城邊村上容學(xué)雄段公學(xué)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(yáng)科村溫文時(shí)m大貓m奶曬樣奶曬樣錦服打錦服打山市兩路下水語當(dāng)車當(dāng)車筆坡村NV洋NV洋來疆村圖2-3項(xiàng)目所在地華宇康農(nóng)光項(xiàng)目利用農(nóng)業(yè)大棚頂部建設(shè)光伏電站。電站由15個(gè)1MWp發(fā)電單元組成，每個(gè)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(guān)站。電站本期建設(shè)規(guī)模為15MWp,預(yù)計(jì)年均發(fā)電量約1781萬kWh,年利用小時(shí)約為1187h。本工程計(jì)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(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目組件。具體參數(shù)見表2-3。編號(hào)單位數(shù)量峰值功率開路電壓錯(cuò)誤!未找到引V短路電流錯(cuò)誤!未找到引A工作電壓錯(cuò)誤!未找到引V工作電流錯(cuò)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(xiàng)目裝機(jī)容量15MWp,每個(gè)1MWp光伏發(fā)電單元系統(tǒng)由2個(gè)500kWp晶硅光伏方陣組成。本項(xiàng)目擬采用15個(gè)1MWp子方陣，每每個(gè)發(fā)電單元的電力擬采用電纜分接箱接線，即在每臺(tái)箱變附近設(shè)置一個(gè)10kV電纜分接箱，經(jīng)集電線路匯集成2個(gè)7.5MW的光伏，分開關(guān)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(bǔ)發(fā)電項(xiàng)目可研報(bào)告》結(jié)果，典型晴天，華宇康農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目日出力曲線如圖2-4所示。從圖中可看出，光伏出力時(shí)間集中在8點(diǎn)到18點(diǎn)。太陽輻射最高峰的12點(diǎn)到14點(diǎn)，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(jì)算條件2、計(jì)算年為2017～2020年；3、選取12月、10月的典型日負(fù)荷所代表冬小、夏大方式的負(fù)日的午間13點(diǎn)負(fù)荷);故不重復(fù)進(jìn)行電力平衡計(jì)算，此外，海之星光伏發(fā)電站、生物質(zhì)發(fā)電廠、海南煉化余熱發(fā)電廠均為用戶自備電廠，不計(jì)入本次電力平衡計(jì)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(jì)開發(fā)區(qū)采用13:00(光伏出力最大時(shí)刻)的負(fù)荷數(shù)據(jù)參與電力平衡，其中冬小取全年最大負(fù)荷的70%,夏大取全年最大負(fù)荷的85%;7、本工程光伏電站計(jì)劃2018年6月建成投產(chǎn)，出力計(jì)入20182.4.3計(jì)算結(jié)果計(jì)算結(jié)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(fù)荷機(jī)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(jié)果可知，2018年洋浦華宇康農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)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(bǔ)項(xiàng)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(yīng)以審定的中長期電力規(guī)劃為基礎(chǔ)，從實(shí)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(jí)裝機(jī)容量、電網(wǎng)運(yùn)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(jí)。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(jī)容量接入電壓等級(jí)(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(dǎo)原則》,一般情況下總裝機(jī)容量為10MW至30MW的發(fā)電廠接入電壓等級(jí)宜采用110kV、35kV接入。入系統(tǒng)電壓等級(jí)按110kV、35kV或10kV考慮。(1)220kV三都站三都站位于本項(xiàng)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(jí)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(yù)留1回；10kV母線遠(yuǎn)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(yuǎn)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(chǔ)、原油儲(chǔ)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(bào)告共擬定了以下4個(gè)接入系統(tǒng)方案，并對(duì)各方案進(jìn)行比較。方案一(110kV接入):華宇康農(nóng)光項(xiàng)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(kuò)建110kV方案二(35kV接入):華宇康農(nóng)光項(xiàng)目新建1回35kV線路接至方案三：(10kV接入)華宇康農(nóng)光項(xiàng)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(kuò)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(dǎo)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(shí)線表示已建、麻線備注：實(shí)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(shí)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(lán)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(lán)島水泥(專用站)R三都至李坊1)可行性線路實(shí)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(shì)開闊，進(jìn)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(shè)，電纜長度約5km。地勢(shì)開闊，進(jìn)站無障礙。站的2回10kV線路路障礙。變電實(shí)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(gè)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(xiàng)目周邊站點(diǎn)計(jì)算負(fù)荷見下表所示。表2-6洋浦電網(wǎng)計(jì)算負(fù)荷表(方案一至方案三)單位：MW序號(hào)(實(shí)績)最大負(fù)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(jì)算負(fù)荷表(方案四)單位：MW序號(hào)(實(shí)績)最大負(fù)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(luò)I線-1注：1.未列入本表站點(diǎn)的計(jì)算負(fù)荷，與表2-6取值一致。2.木棠110kV站2017年實(shí)績最大負(fù)荷值包括10kV三都線、10KV峨蔓線供電負(fù)荷。線路上的分布情況等因素，10kV聯(lián)絡(luò)I線暫按分擔(dān)原10kV峨蔓線負(fù)荷的1/3進(jìn)行計(jì)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(xiàng)目所發(fā)15MW電力送至220kV三都站后，因三都站10kV側(cè)未供負(fù)荷，15MW電力均需轉(zhuǎn)至三都站周邊110kV站點(diǎn)消納。方案二2018年大方式下：本項(xiàng)目所發(fā)15MW電力送至110kV德義站后，全部消納。小方式下：本項(xiàng)目所發(fā)15MW電力送至110kV方案二2020年大方式下：本項(xiàng)目所發(fā)15MW電力送至110kV德義站后，全部消納。小方式下：本項(xiàng)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(xiàng)目所發(fā)15MW電力送至220kV三都站，因三都站10kV側(cè)未供負(fù)方案四2018年大方式下：本項(xiàng)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(xiàng)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(cè)消納。2020年小方式下：本項(xiàng)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(cè)未供負(fù)荷，剩余電力經(jīng)三都站主變升壓至220kV、110kV側(cè)消納。(2)網(wǎng)損分析電網(wǎng)側(cè)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(zhǔn)，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(zhǔn)，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(fù)荷約為80MW,最小負(fù)荷日13:00時(shí)刻負(fù)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(zhuǎn)移方案二接德義站，德義站2017年最小負(fù)荷日13:00時(shí)刻負(fù)荷為方案四光伏接入#1開閉所，將10kV三都線全部負(fù)荷、10kV峨蔓線部分負(fù)荷轉(zhuǎn)入#1開閉所，#1開閉所預(yù)計(jì)2018年最大負(fù)荷日13:00時(shí)刻負(fù)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(zhuǎn)移至周邊站點(diǎn)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(gè)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(jì)性根據(jù)海南省電力工程建設(shè)的實(shí)際情況，參考近期同類工程的綜合造價(jià)，確定經(jīng)濟(jì)比較中采用的造價(jià)如下：110kV升壓站按1100萬元/座；110kV出線間隔按150萬元/個(gè)；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(gè)；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(gè)；同塔雙回10kV架空線路按50各方案一次部分工程建設(shè)規(guī)模及投資比較見表2-8。由表可知，投資經(jīng)濟(jì)上來看方案三初投資較省。以方案三初投資為基準(zhǔn)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(gè)35kV間隔1個(gè)10kV間隔2個(gè)10kV間隔2個(gè)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(fèi)用方面，方案一總年費(fèi)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(fèi)用年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)年電能損耗費(fèi)差值01總年費(fèi)用總年費(fèi)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(shí)施性、電網(wǎng)適應(yīng)性均較好，潮流合理，綜合考慮，本報(bào)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(dǎo)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(zhuǎn)移至周邊站點(diǎn)消納。2.5.8導(dǎo)線截面選擇按經(jīng)濟(jì)經(jīng)濟(jì)輸送容量選擇導(dǎo)線，光伏電站本期裝機(jī)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(shí)數(shù)較低，約1187h,建議本工程采用導(dǎo)線截面185mm2的架空絕緣導(dǎo)10kV線路經(jīng)濟(jì)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(dǎo)線截面為185mm2的架空絕緣導(dǎo)線。導(dǎo)線型號(hào)2.6系統(tǒng)對(duì)光伏發(fā)電并網(wǎng)的有關(guān)技術(shù)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(chǎng)內(nèi)配套建設(shè)1座10kV開關(guān)站，建議10kV開關(guān)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(dú)立送入公網(wǎng)系統(tǒng)。另外，在距離三都220kV站約1.5km處建設(shè)1座10kV開閉所，開閉所采用單母線分段接線。序號(hào)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(diǎn)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(shí)，光伏電站并網(wǎng)運(yùn)行使得其附近相關(guān)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(guān)設(shè)備情況，能滿足要求，無需對(duì)設(shè)備進(jìn)行更換。根據(jù)GB/T19939-2005《光伏系統(tǒng)并網(wǎng)技術(shù)要求》中所規(guī)定的：當(dāng)光伏系統(tǒng)中逆變器的輸出大于其額定輸出的50%時(shí)，平均功率因數(shù)應(yīng)不小于0.9(超前或滯后)。一段時(shí)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(hù)和安全自動(dòng)裝置220kV三都站計(jì)算機(jī)監(jiān)控系統(tǒng)為國電南自的設(shè)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(dǎo)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(shù)導(dǎo)則》及《光伏發(fā)電并網(wǎng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)》配置原則：新建2回10kV線路，作為#1開閉所的進(jìn)線，由三都220kV站斷和過流保護(hù)功能。#1開閉所2回出線：華宇康農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目新建2回10kV線路接入#1開閉所，線路長約4km,導(dǎo)線截面185mm2,本期工程考慮在10kV光伏并網(wǎng)線路兩側(cè)各配置1套保護(hù)測(cè)控一體化裝置，具有方向10kV開關(guān)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(hù)。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(shù)導(dǎo)則》配置原則，本期工程配置1套10kV分段保護(hù)。3.1.5故障錄波根據(jù)《光伏發(fā)電站設(shè)計(jì)規(guī)范》(GB50797-2012)要求，華宇康農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目10kV開關(guān)站配置一套故障錄波裝置，故障錄波裝置應(yīng)記錄故障前10秒到故障后60秒的情況，并能夠與電力調(diào)度部門進(jìn)行崩潰等發(fā)生后的有關(guān)系統(tǒng)電參量的變化過程及繼電保護(hù)與安全自動(dòng)號(hào)可接入故障錄波裝置的外部觸發(fā)節(jié)點(diǎn)。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(guān)量配置。求，光伏電站應(yīng)配置安全自動(dòng)裝置1套，即電壓頻率緊急控制裝置，島保護(hù)方式主要有電壓相位跳動(dòng)、3次諧波變動(dòng)、頻率變化率等。(1)針對(duì)光伏系統(tǒng)內(nèi)部低壓側(cè)保護(hù)配置，逆變器須自帶極性反(2)逆變器自身應(yīng)具備低周低壓及高周保護(hù)，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(hù)人員人身安全受(4)光伏逆變器系統(tǒng)應(yīng)具備根據(jù)系統(tǒng)電壓自動(dòng)調(diào)整出口電壓。(1)對(duì)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(duì)保護(hù)用電流互感器二次繞組的要求a.保護(hù)用電流互感器的配置及二次繞組的分配應(yīng)避免出現(xiàn)保護(hù)死區(qū)，同時(shí)又要盡可能減輕電流互感器本身故障時(shí)所PT繞組，其中一組星形繞組用于線路保護(hù)和測(cè)量裝置，一組星形繞組用于計(jì)量裝置，一組開口三角形繞組用于保護(hù)和測(cè)量。本投資估算只考慮與電力系統(tǒng)相關(guān)的二次部分，不含光伏系統(tǒng)本體及光伏升壓站等相關(guān)二次投資。本期方案投資估算如下：(1)華宇康農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目10kV開關(guān)站序號(hào)保護(hù)設(shè)備名稱數(shù)量單位價(jià)格備注110kV線路保測(cè)控裝置4臺(tái)2故障錄波屏1面3頻率電壓緊急控制/防孤島保護(hù)屏1面4二次電纜4千米8合計(jì)序號(hào)保護(hù)設(shè)備名稱數(shù)量單位價(jià)格備注110kV線路保護(hù)測(cè)控裝置2臺(tái)2二次電纜2千米4合計(jì)(3)10kV開閉所序號(hào)保護(hù)設(shè)備名稱數(shù)量單位價(jià)格備注110kV線路保護(hù)測(cè)控裝置8臺(tái)序號(hào)保護(hù)設(shè)備名稱數(shù)量單位價(jià)格備注210kV分段保護(hù)測(cè)控裝置1臺(tái)53二次電纜2千米4合計(jì)3.2調(diào)度自動(dòng)化本期新建的華宇康農(nóng)光互補(bǔ)項(xiàng)目利用新建的10kV開關(guān)站10kV州地調(diào)。實(shí)現(xiàn)了SCADA/EMS、WAMS、自動(dòng)配置。光伏發(fā)電站調(diào)度管轄設(shè)備供電電源應(yīng)采用不間斷電源裝置 動(dòng)化技術(shù)規(guī)程》的要求，結(jié)合調(diào)度運(yùn)行需要，光伏發(fā)電系統(tǒng)應(yīng)向相關(guān)調(diào)度部門傳送如下遠(yuǎn)動(dòng)信息并接收調(diào)度端的遙控、遙調(diào)命令：1)遙測(cè)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(diǎn)的電壓和頻率、注入電網(wǎng)電流；所有斷路器位置信號(hào)；10kV出線隔離開關(guān)，地刀位置信號(hào)；10kV線路保護(hù)和重合閘動(dòng)作信號(hào)；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(guān)狀態(tài)；調(diào)度范圍內(nèi)的通信設(shè)備運(yùn)行狀況信號(hào)。3)遙控/遙調(diào)10kV斷路器分/合控制：在緊急事故情況下，調(diào)度部門有權(quán)臨時(shí)將光伏發(fā)電解列，事故處理完畢，應(yīng)立即恢復(fù)光伏電站的并網(wǎng)運(yùn)行。遠(yuǎn)動(dòng)數(shù)據(jù)向中調(diào)、備調(diào)傳輸本期采用一路2M專線(路由器方式)和一路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，支持的通信協(xié)議有IEC61870-5-104等；遠(yuǎn)動(dòng)數(shù)據(jù)向儋州地調(diào)傳輸采用一路2M專線(路由器方式)和一路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)，支持的通信協(xié)議有IEC61870-5-104等。遠(yuǎn)動(dòng)通道應(yīng)具有一定的傳輸質(zhì)量，符合ITU有關(guān)規(guī)定。號(hào)漏發(fā)、VQC控制指令拒動(dòng)等相關(guān)問題，光伏電站側(cè)配置通信在線分析，使電站檢修維護(hù)人員對(duì)并網(wǎng)設(shè)備進(jìn)行透明監(jiān)視、管理，對(duì)AVC/VQC調(diào)節(jié)指令、開關(guān)控制指令下發(fā)情況可進(jìn)行直接跟蹤。由于10kV開關(guān)站的接入，有關(guān)各調(diào)度端需增設(shè)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(diào)采用一路2M專線(采用路由器形式)和一路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)。上傳儋州地調(diào)采用一路2M專線(采用路由器形式)和一路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)。光伏電站的輸出功率預(yù)測(cè)能根據(jù)海南電網(wǎng)調(diào)度部門統(tǒng)籌安排常上傳中調(diào)采用一路2M專線(采用路由器形式)和一路調(diào)度數(shù)據(jù)要求的電能質(zhì)量監(jiān)測(cè)裝置，在10kV并網(wǎng)線路兩側(cè)各配置一套電能質(zhì)測(cè)系統(tǒng)暫未使用，因此要求電能質(zhì)量監(jiān)測(cè)裝置具備數(shù)據(jù)存儲(chǔ)一年及以上的能力，以備電網(wǎng)相關(guān)管理部門查詢，保證電網(wǎng)對(duì)電能質(zhì)量的監(jiān)控，同時(shí)要求裝置具備遠(yuǎn)傳接口，待主站開通時(shí)通過現(xiàn)有光纖通道接至海南電網(wǎng)公司電能質(zhì)量在線監(jiān)測(cè)系統(tǒng)主站端。光伏電站調(diào)度自動(dòng)化投資估算見表3.2-1。遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)投資含在光伏本體計(jì)算機(jī)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(bǔ)項(xiàng)目10kV開關(guān)站序號(hào)數(shù)量單位價(jià)格備注1有功、無功控制系統(tǒng)1套2光功率預(yù)測(cè)系統(tǒng)1套3電能質(zhì)量監(jiān)測(cè)系統(tǒng)1套41項(xiàng)包括自動(dòng)化、遠(yuǎn)動(dòng)等5儋州地調(diào)系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)5包括自動(dòng)化、遠(yuǎn)動(dòng)等合計(jì)序號(hào)數(shù)量單位價(jià)格備注1儋州地調(diào)系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)52站內(nèi)綜自系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)1合計(jì)6(3)10kV開閉所數(shù)量單位價(jià)格備注1電能質(zhì)量監(jiān)測(cè)系統(tǒng)1套2儋州地調(diào)系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)53站內(nèi)綜自系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)1數(shù)量備注合計(jì)3.3電能計(jì)量電網(wǎng)轄區(qū)內(nèi)各類專變用戶、居民用電、公變臺(tái)區(qū)和關(guān)口計(jì)量點(diǎn)進(jìn)行自動(dòng)抄表和用電監(jiān)測(cè)等功能。計(jì)量自動(dòng)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(shè)計(jì)》(2014版)及DL/T448《電能計(jì)量裝置技術(shù)管理規(guī)程》的相關(guān)要求。網(wǎng)結(jié)算關(guān)口。10kV開關(guān)站至開閉所兩側(cè)計(jì)量配置按典設(shè)CSG-10KJL-01方案功0.2S級(jí)、無功2級(jí)、雙向雙485口三相四線多功能電能表，主副表配置。方案設(shè)計(jì)，計(jì)量表采用國產(chǎn)有功0.5S級(jí)、無功2級(jí)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(diǎn)，按典設(shè)CSG-10KJL-02方案設(shè)計(jì)，計(jì)量表采用國產(chǎn)有功0.5S級(jí)、無功2級(jí)三相四線多功能電能表，單表配置。10kV開關(guān)站配置1臺(tái)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(jì)量柜內(nèi)，不單獨(dú)組屏。接入采集終端，采集終端安裝于計(jì)量柜內(nèi)，不單獨(dú)組屏。電能量信息傳輸應(yīng)采用主/備信道的通信方式，光伏電站計(jì)量信息采用1路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入現(xiàn)有計(jì)量自動(dòng)化主站。遠(yuǎn)期調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)雙平面建成后，計(jì)量信息傳輸采用2路調(diào)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(bǔ)項(xiàng)目10kV開關(guān)站序號(hào)數(shù)量單位價(jià)格備_注1關(guān)口計(jì)量表4塊雙向485口、有功0.2S級(jí)三相四線多功能電能表，相應(yīng)輔材2電能采集終端1臺(tái)23計(jì)量主站系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)2合計(jì)序號(hào)數(shù)量單位投資估算備注1參考計(jì)量表2塊2雙向485口、有功0.5S級(jí)三相四線多功能電能表，相應(yīng)輔材2本站計(jì)量系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)2合計(jì)4序號(hào)數(shù)量單位價(jià)格序號(hào)數(shù)量單位價(jià)格1關(guān)口計(jì)量表4塊雙向485口、有功0.2S級(jí)三相四線多功能電能表，相應(yīng)輔材2參考計(jì)量表6塊6雙向485口、有功0.5S級(jí)三相四線多功能電能表，相應(yīng)輔材3電能采集終端1臺(tái)24計(jì)量主站系統(tǒng)擴(kuò)容1項(xiàng)2合計(jì)3.4二次系統(tǒng)安全防護(hù)10kV開關(guān)站二次系統(tǒng)的網(wǎng)絡(luò)安全防護(hù)及具體配置按《電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護(hù)規(guī)定》(發(fā)改委【14】號(hào)文)、《關(guān)于印發(fā)電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護(hù)總體方案等安全防護(hù)方案和評(píng)估規(guī)范的通知》(國能安全【36】號(hào)文)和《南方電網(wǎng)電力二次系統(tǒng)安全防護(hù)技術(shù)規(guī)范》的要求執(zhí)行。本期將變電站二次安全防護(hù)設(shè)備一次上齊，橫向安全防護(hù)由各計(jì)算機(jī)系統(tǒng)自行設(shè)置。生產(chǎn)控制大區(qū)配置3臺(tái)縱向加密認(rèn)證網(wǎng)關(guān)，2臺(tái)縱向互聯(lián)交換機(jī)，1臺(tái)防火墻，1臺(tái)專線交換機(jī)，1臺(tái)專線路由器。序號(hào)數(shù)量單位投資估算備注1二次系統(tǒng)安全防護(hù)屏1套包括：3臺(tái)縱向加密認(rèn)證網(wǎng)關(guān)，1臺(tái)縱向互聯(lián)臺(tái)專線交換機(jī)，1臺(tái)專線路由器；合計(jì)4.1通信概述1)參照標(biāo)準(zhǔn)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(shè)計(jì)規(guī)范》YD/T5089;《同步數(shù)字系列(SDH)長途光纜傳輸工程設(shè)計(jì)規(guī)范》YD/T5095;《電力系統(tǒng)光纖通信運(yùn)行管理規(guī)程》DL/T547;《南方電網(wǎng)光通信網(wǎng)絡(luò)技術(shù)規(guī)范》Q/CSG10002;《分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)范》Q/CSG1211001;其他有關(guān)電力通信系統(tǒng)設(shè)計(jì)的行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)程規(guī)范。2)通信網(wǎng)建設(shè)原則a)電力工業(yè)是國民經(jīng)濟(jì)的基礎(chǔ)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(diǎn)情況進(jìn)行規(guī)劃改造；b)電力通信建設(shè)應(yīng)滿足我省電網(wǎng)發(fā)展和安全運(yùn)行的要求，滿足電力系統(tǒng)的生產(chǎn)調(diào)度自動(dòng)化、管理現(xiàn)代化和電力市場(chǎng)化運(yùn)營的需求，在確保滿足電力生產(chǎn)調(diào)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(shù)，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(dāng)考慮以電力載波通信為輔；e)科學(xué)地規(guī)劃和優(yōu)化網(wǎng)絡(luò)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)，合理的配置通信樞紐節(jié)點(diǎn)，設(shè)的投資效益；f)電力專用通信網(wǎng)的規(guī)劃和建設(shè)必須統(tǒng)一技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和技術(shù)體制。技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)應(yīng)執(zhí)行ISO(國際標(biāo)準(zhǔn)化組織),ITU-T(國際電信聯(lián)盟電信標(biāo)準(zhǔn)),ITU-R(國際電信聯(lián)盟),DL(電力系統(tǒng)光纖通信工程設(shè)計(jì)規(guī)程)等其他國際標(biāo)準(zhǔn)或建議；復(fù)建設(shè)，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(shè)計(jì)范圍及內(nèi)容系統(tǒng)通信：主要設(shè)計(jì)范圍包括系統(tǒng)光纖接入方案、光傳輸網(wǎng)絡(luò)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(gè)光伏接入站點(diǎn)，位于儋州市，它要由地調(diào)進(jìn)行調(diào)度，本站的遠(yuǎn)動(dòng)、自動(dòng)化、話音業(yè)務(wù)的話路信號(hào)需傳送到地調(diào)，且可根據(jù)實(shí)際需要上傳至中調(diào)(備調(diào))。2)業(yè)務(wù)需求分析a)本站是一個(gè)光伏接入站點(diǎn)，作為一個(gè)通信終端節(jié)點(diǎn)，線路和電站向調(diào)度中心傳送如下信息：系統(tǒng)調(diào)度電話；生產(chǎn)管理電話；調(diào)度自動(dòng)化信息；系統(tǒng)繼電保護(hù)信號(hào)；保護(hù)及故障信息；安全穩(wěn)定控制信息；計(jì)算機(jī)信息；電能計(jì)量信息；b)業(yè)務(wù)特性表站內(nèi)具體業(yè)務(wù)種類及其特性見表4.2-1。序號(hào)業(yè)務(wù)種類傳輸速率接口類型傳輸時(shí)延要求1話音業(yè)務(wù)FXS接口2線路保護(hù)專用纖芯或2M接口3遠(yuǎn)動(dòng)系統(tǒng)4E/M/2M接口/數(shù)據(jù)網(wǎng)4電能計(jì)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(jì)算機(jī)信息2M接口及以太網(wǎng)口3)各專業(yè)對(duì)通信通道的要求a)調(diào)度通信通道要求光伏電站—中調(diào)：2路調(diào)度話音通道；b)遠(yuǎn)動(dòng)通道光伏電站—中調(diào)：1路2M及1路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)FE通道；光伏電站—地調(diào)：1路2M及1路調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)FE通道；c)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)通道：光伏電站至電力調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入網(wǎng)匯聚層節(jié)點(diǎn)組織一路2×2M數(shù)字通道；光伏電站—營銷自動(dòng)化主站系統(tǒng)(通過調(diào)度轉(zhuǎn)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(hù)通道各類業(yè)務(wù)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(jì)廠站遠(yuǎn)動(dòng)自動(dòng)化話音調(diào)度交換網(wǎng)預(yù)留通道行政交換網(wǎng)預(yù)留通道調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)視頻監(jiān)控預(yù)留其他業(yè)務(wù)結(jié)合以上各專業(yè)對(duì)通信通道的要求及業(yè)務(wù)需求分析的結(jié)果，本項(xiàng)4)電網(wǎng)通信現(xiàn)狀及發(fā)展目前光纜架設(shè)已形成全省環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)，沿隨220kV、110kV線路架設(shè)OPGW及ADSS光纜。本站周邊的110/220kV線路也架設(shè)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(shè)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(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)已建成，采用華三設(shè)備，已實(shí)現(xiàn)35kV及以上換機(jī)設(shè)備，地區(qū)局和重要的220kV站點(diǎn)作為匯聚層節(jié)點(diǎn)。不配置調(diào)度交換機(jī)，廠站端通過PCM設(shè)備從調(diào)度端下調(diào)度電話小號(hào)海南電網(wǎng)軟交換系統(tǒng)已建成，中調(diào)端配置1套廣州哈里斯設(shè)備，站端通過IP通道下話音方式實(shí)現(xiàn)廠站到調(diào)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(shè)備，覆蓋省內(nèi)所有110kV及以上站點(diǎn)。及以上站點(diǎn)。5)通信方式a)通信方案的選擇應(yīng)考慮電力調(diào)度通信的發(fā)展趨勢(shì)，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(diǎn)，被所不具備的優(yōu)點(diǎn)。c)通信通道建議：為保證整個(gè)電網(wǎng)的安全、可靠運(yùn)行，保證通信的方式。6)光纜架設(shè)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(xì)需求分析表序號(hào)應(yīng)用分類纖芯需求備注12芯2地區(qū)網(wǎng)2芯預(yù)留3線路保護(hù)2芯4其他信息業(yè)務(wù)2芯預(yù)留5備用》4芯6合計(jì)》12芯根據(jù)上表分析，本項(xiàng)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(dǎo)原則，新建段10kV線路光纜按24芯考慮。b)光纜架設(shè)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(duì)通信的需求，本站系統(tǒng)通信光纜架設(shè)方案如下：新建1座10kV開閉所，由三都220kV站10kV側(cè)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(bǔ)項(xiàng)目新建2回10kV線路接入#1開閉所，線路長約4km。架設(shè)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(shè)結(jié)構(gòu)，新建光纜長度約5.5km。光纖型號(hào)全采用G652型。進(jìn)站段光纜從構(gòu)架引下敷設(shè)于電纜溝、電纜井直至室內(nèi)機(jī)房。光纜架設(shè)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(luò)方案光伏電站新增1套STM-64的省新A網(wǎng)光傳輸設(shè)備接入省新A網(wǎng)，三都站省新A網(wǎng)光傳輸設(shè)備進(jìn)行STM-4光接口板擴(kuò)容，本站以電站——三都——中調(diào)/備調(diào)/地調(diào)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(shè)備接入省B網(wǎng)，三都站省B網(wǎng)光傳輸設(shè)備進(jìn)行STM-4光接口板擴(kuò)容，本站以站——三都——中調(diào)/備調(diào)/地調(diào)的622Mbit/s光纖通信電路。光纖通信網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)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(diào)度電話，業(yè)務(wù)信息分別走光傳輸設(shè)備及調(diào)度e)網(wǎng)元管理及時(shí)鐘跟蹤光傳輸網(wǎng)網(wǎng)管系統(tǒng)已經(jīng)設(shè)置在調(diào)度端，已經(jīng)設(shè)置調(diào)度的設(shè)備為主8)數(shù)據(jù)網(wǎng)方案a)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)過主干網(wǎng)傳輸設(shè)備2M接口以2×2M通道接入海南調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)匯聚層設(shè)備。輸設(shè)備FE口以4×2M通道接入綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)絡(luò)在地調(diào)的匯聚層交換地區(qū)局調(diào)度地區(qū)局調(diào)度綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)匯聚層交換機(jī)FE通道MSTP光傳輸設(shè)備光纖通道MSTP光傳輸設(shè)備FE通道綜合數(shù)據(jù)網(wǎng)接入層交換機(jī)變電站匯聚層站點(diǎn)調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)匯聚層路由器調(diào)度數(shù)據(jù)網(wǎng)接入層路由器MSTP光傳輸設(shè)備MSTP光傳輸設(shè)備光纖通道2*E1通道10)各種業(yè)務(wù)通道方案a)纖芯分配線路光纜根據(jù)通信和保護(hù)的需求分別分配纖芯使用，其余纖芯預(yù)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(duì)側(cè)變——地調(diào)、中調(diào)/備