12MW分布式光伏发电项目送电方案.docx
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12MW分布式光伏发电项目送电方案
12MW分布式光伏电站并网启动方案
光伏电站送电方案
1工程概述
12MW分布式发电项目是光伏电力有限责任公司为落实国家制定的“开发与节约并存，重视环境保护，合理配置资源，开发新能源，实现可持续发展的能源战略”方针；充分的利用湖北地区太阳能资源。
项目建于工业园区内，北侧有243省道通过，距离县火车站3公里以内，交通便利。
项目备案12MW,一期建设容量7MW，二期建设容量5MW，全年日照时数在1970.5h左右，年辐射量达到4962.6MJ/㎡，具有良好的发电条件。
本期新建10KV开关站1座，10kV侧光伏出线1回、集电线路2回、SVG出线1回、接地变兼站用变出线1回，母线PT1回，单母线接线。
本项目采用分区发电、集中并网方案，本项目电池组件采用的电池组件为多晶硅320Wp，采用屋顶平行平铺安装，20块组件为1支路，8个支路汇集于华为SUN2000KT-50型组串式逆变器，再由4路逆变器并联至防雷型汇流箱汇流，再通过9路汇流箱至800~1600KVA可移动式箱变升压汇集，通过10kv高压汇集线汇流上网。
光伏电站全部建成后，预计首年综合首年利用小时数1313.35，年均利用小时数1160.2，预计运营25年总发电量约为8138.88万kWh，所发电量并入国家电网，由电力公司负责收购和销售。
主设备基本参数情况：
1）箱式变压器
型号：
YB-12/0.5-800/1000/1250/1600
额定容量：
800/1000/1250/1600kVA
额定电压：
12/0.5kV
空载电流：
0.11%
联接组标号：
YNd11
制造厂家：
海南金盘电气有限公司
2）逆变器
型号：
SUN2000-50KTL
最大直流电压：
1100Vdc
启动电压：
580Vdc
满载MPPT电压范围：
600-850Vdc
最低电压：
250Vdc
最大直流功率：
51.5kW
最大输入电流：
22A（每路MPPT）
额定输出功率：
46kW
最大交流输出电流：
60.8A
额定电网电压：
480Vac
允许电网电压范围（三相）：
480Vac±10%
额定电网频率：
50Hz
允许电网频率：
50Hz±0.5Hz
总电流波形畸变率：
＜3%
功率因数：
-0.8～+0.8
2编写依据
GB18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》
DL/T527—2002《静态继电保护装置逆变电源技术条件》
DL/T478—2001《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》
GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》
GB20513-2006《光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导则》
Q/SPS22-2007《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》
GB/Z19964-2012《光伏发电站接入电力系统的技术规定》
GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC61727：
2004）
《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》
GBJI47-90电气装置安装工程高压电气施工及验收规范
GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB50171-2006电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（试行）》国家电网生技（2005）400号
《国家电网公司电力安全工作规程（发电站和变电所电气部分、电力线路部分）（试行）》国家电网安监（2005）83号
设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料
3启动组织机构及分工
1.12MW分布式光伏发电项目工程启动委员会名单见附件；
2.成立受令于启动委员会的试运指挥组，负责本次启动调试工作；
3.整套启动调试试验工作由调试单位负责；
4.由光伏电站运行人员根据本方案编写操作票，经审定后执行，调试和运行单位派人监护；
5.试验中所需的短接线及其装、拆工作等临时性施工由安装单位负责完成；
6.所有操作和试验工作都必须严格按照《电业安全工作规程》执行，当发生危及运行中系统安全的事故时，按相应调度规程处理。
4试验目的
通过10kV线路、10kV配电开关、SVG系统及其相关附属设备和二次回路的整体性能，验证其各项性能符合设计要求，使其满足光伏电站安全并网运行要求。
5计划启动日期
本次整套启动试验具体日期由试运指挥组根据启动委员会指令决定，拟定2017年12月27日。
6新设备启动范围（光伏电站）
1.10kV机101开关；
2.10kV母线PT；
3.10kV机105开关以及SVG系统；（本次送电不参与）
4.10kV鑫集一线机103开关、10kV鑫集二线机104开关、10kV机102开关及#1站用变
5.鑫集一线#6箱变高压侧负荷开关；
6.全站汇流箱及其逆变器
7启动前的准备工作
1.制定受电方案，并经启动委员会及上级有关管理部门审批，明确受电范围，编写完受电操作票，并经审核批准；
2.列入受电范围的一、二次电气设备，已全部安装完毕，经质量检查部门验收合格，由调试单位按照交接验收的规定进行电气试验，并提交试验报告；
3.启动受电范围内场地平整、通道畅通、电缆盖板齐全，临时工棚、脚手架、接地线已拆除，所有关于本次投产设备的工作票已结束；
4.10kV线已经充电完成且正常送电完成；
5.10kV光伏电站10kV线路PT各二次绕组（含开口三角）相序、相位、幅值正确；
6.故障录波、后台监控、公共测控装置、线路保护装置、电度表、SVG系统触摸屏（本次无）等显示电压幅值、相位、相序均正常；
7.受电设备的继电保护装置，已按有关部门提供的整定值进行整定完毕，并经传动试验合格后验收签证；
8.各种运行标志牌已准备就绪，各设备的编号已在现场标示清晰；
9.整个站区包括光伏场区受电部分和施工部分的设备已隔离，并设置遮拦，悬挂相应的警示牌；
10.与受电设备有关的图纸和运行规程已准备就绪；
11.受电部分的工作照明、事故照明设施完好；
12.受电前，应做好各开关的传动试验，各相关的保护、信号回路应正确；
13.全站所有CT极性确认正确；
14.电缆管口、开关操作箱、端子箱、保护屏电缆进线洞口已封堵，门窗防止小动物进入的措施完善；
15.设备外壳接地均良好、地网接地电阻试验合格，符合相关规程要求。
16.受电前无关人员撤离现场，安排运行人员值班，防止非工作人员进入带电区；
17.在受电范围设备处放置足够的灭火器等消防设施，符合消防要求。
18.受电前，安装单位先进行一次核相。
电气专业对一、二次回路进行整体检查；
19.受电前测量受电范围内的变压器、封闭母线、开关、刀闸、电缆的绝缘电阻应符合电气设备交接试验规程要求；
20.严防CT回路开路，PT回路短路，并做好PT二次回路的消谐措施；
21.确认待受电范围的开关、刀闸在分闸位置，小车开关在断开位置；
22.新投产的所有设备遥信、遥测、远动信息正常传送中调、地调。
完成省网电能采集装置的安装与调试；
23.本次投产的开关、刀闸设备均已标明正确的名称、编号，与计算机监控及主控室模拟图相符。
各种运行标志牌已准备就绪；
24.所有待投运的继电保护定值按继保定值通知单要求整定好，压板投退符合要求。
保护完成整组传动试验。
所有待启动回路的电流互感器已做一次通流试验，确认除极性外回路正常。
保护工作正常，传动开关正确；
25.送电集电线路所有逆变器保护均已经正确设置；（防孤岛和低电压穿越）
26.送电集电线路逆变器、箱变至后台通讯正常；
27.生产调度用的通讯应完好，做到通讯畅通；
28.受电范围内的各设备首次受电时，安装单位应派人现场监护；
29.在充电前和充电24小时后应取主变油样做色谱分析；
30.启动前检查待启动设备的油位、压力正常；
31.受电当天测试待投产设备绝缘电阻符合投运要求；
32.启动前无关人员撤离现场，安排运行人员值班，防止非工作人员进入带电区；
33.启动前安装人员会同运行人员对设备进行检查、交底。
操作人员应按启动方案填写好操作票并经监护人员审核；
34.启动当天，负责设备操作任务的人员为设备调试人员，操作第一监护人为安装单位及调试单位人员，操作第二监护人为12MW光伏发电站运行值班人员；
35.以上各项检查符合要求后，由各小组负责人向启动委员会汇报，经启动委员会批准后方可进行启动；
36.启动现场应急要求：
（1）启动现场应具备紧急联系电话表，相关的通信设备应保持畅通。
各专业人员通信畅通；
（2）启动现场应保持紧急疏散通道的畅通；
（3）启动前工作人员应熟悉设备操作电源的位置，当需要切断设备操作电源时应能及时执行；
（4）对于故障后可能发生火灾的设备，启动前应准备好消防器具、防护用具，工作人员应熟悉消防器具、防护用具的正确使用；
（5）设备受电时所有人员应远离设备。
8启动前有关设备运行状态
1.10kV光伏线、35kv城东变电站东11间隔按调度要求运行方式正常运行；
2.11kV母线电压互感器互11在检修位置；
3.SVG系统高压侧隔刀机1053、地刀机1057在拉开位置，启动柜开关在分闸位置；
4.线路保护装置、线路测控装置公用测控装置、故障录波、五防系统、PMU、AGC/AVC已投入运行，工作正常；
5.所有保护装置定值已经正确输入；
6.所有箱变及高低压侧负荷开关及低压侧断路器均在分闸位置，高压室柜门均关好；
7.全站所有汇流箱进线总开关均在分闸位置；
9启动试验项目及步骤
9.110kV光伏电站#I10kV母线启动
1.检查10kV#I母线所有工作结束，人员撤离，现场安全措施拆除，具备送电条件。
2.检查机101开关在冷备用位置，10kV母线电压互感器机互11开关在检修位置。
3.将10kV机101开关摇至工作位，并合上储能回路空开1ZKK2，合上照明回路电源空开1ZKK3,合上温湿度传感器电源开关加热除湿回路电源1ZKK4；合上智能操控装置电源空开1ZKK5，合上闭锁回路电源1ZKK6，合上电度表电源1ZKK7，将10kV侧机101开关由冷备用转热备用状态。
4.合上10kV侧机101开关，对35kV段母线进行第一次冲击带电。
5.检查10kV段母线及相关保护自动装置无异常，断开10kV侧机101开关。
6.合上10kV侧机101开关，对10kV#1母线进行第二次冲击带电。
7.检查10kV段母线及相关保护自动装置无异常，断开10kV侧机101开关；
8.断开互01保护电压回路空开、计量电压回路空开，将10kV母线电压互感器协互01开关摇至工作位，合上10kV侧机101开关，对10kV段母线进行第三次冲击带电（带母线PT）。
9.检查母线无异常，合上互11保护电压回路空开、计量电压回路空开。
10.对11kV母线PT二次电压（含开口三角）核相，检查相序、相位、幅值均正常，母差保护装置、后台监控、PMU、故障录波、公用测控装置、线路测控装置、电度表、SVG系统触摸屏等装置显示正常。
9.2光伏电站#1站用变及厂用电系统启动
1.检查#1站用变进线电缆绝缘合格；
2.检查#1站用变绝缘合格，检查内部杂物已清理，柜门已经关好；
3.#1站用变低压进线开关已分闸并锁定；
4.退出低压备自投；
5.将#1站用变机102开关摇至工作位置；
6.合上#1站用变机102开关，对#1站用变第一次充电；
7.检查#1站用变无异常；
8.检查#1站用变低压侧进线开关相序、幅值、相位正确；
9.10分钟后断开#1站用变机102开关；
10.5分钟后合上#1站用变机102开关，对#1站用变第二次充电；
11.检查#1站用变无异常；
12.5分钟后用#1站用变开关柜保护装置保护跳开#1站用变机102开关；
13.5分钟后合上#1站用变机102开关，对#1站用变第三次充电；
14.#1站用变送电试验结束；
15.准备低压柜送电以及低压备自投切换试验（低压备自投切换试验另写方案）；
16.由于低压柜已经送电过，不在做冲击试验，只做核相和切换试验；
17.合上#1站用变低压进线开关；
18.对低压母线核相，检查相序、相位、幅值正确；
19.低压柜送电试验结束；
9.3光伏电站SVG系统启动（本次无）
1.检查SVG系统进线电缆绝缘合格；
2.确认SVG进线电缆接线相序正确；
3.合上SVG系统隔离刀闸，并确认SVG系统启动柜开关在分闸位置；
4.将光伏电站10kVSVG机105开关遥至工作位置；
5.检查SVG满足启动条件；
6.在SVG控制柜启动SVG，SVG系统按设定流程启动；
7.检查SVG系统电感线圈无异常；
8.检查SVG系统功率模块无异常；
9.检查SVG机105开关柜二次电流幅值、相位、相序正常；
10.SVG控制柜内保护装置差流正确；
11.检查SVG机105开关柜保护装置、母差保护装置、故障录波装置、SVG开关柜内电度表等电压电流显示正常，CT极性正确、母差保护差流正确，保护装置、后台CT变比正确，一次、二次电流显示正确，304开关柜保护装置零序正确；
12.SVG系统启动试验结束。
9.4玉湖一线集电线路启动及并网
1.确认逆变器，汇流箱开关均在分闸位置；
2.确认鑫集一线电缆绝缘合格；
3.确认鑫集一线#6箱变绝缘合格；
4.确认鑫集一线#6箱变高、低压侧开关均在断开位置；
5.向调调申请将鑫集一线机103开关倒热备用；
6.得令后，将鑫集一线机103开关摇至工作位置；
7.向省调申请合上鑫集一线机103开关；
8.得令后，合上鑫集一线机103开关，对鑫集一线电缆充电；
9.用绝缘杆合上#6箱变高压侧负荷开关，对#6箱变第一次冲击；
10.检查#6箱变无异常；
11.对箱变低压侧进行核相，检查其相序、相位、幅值均正常，后台显示电压、负荷开关位置正常；
12.5分钟后用绝缘杆断开#1箱变高压侧负荷开关；
13.5分钟后，用绝缘杆合上#1箱变高压侧负荷开关，对#1箱变第二次冲击；
14.检查箱变无异常；
15.5分钟后用绝缘杆断开#6箱变高压侧负荷开关；
16.5分钟后，用绝缘杆合上#6箱变高压侧负荷开关，对#6箱变第三次冲击；
17.检查箱变无异常；
18.遥控合上#6箱变低压侧开关；
19.在逆变器交流侧对低压电缆进行核相，其相位、相序、幅值均正常；
20.对箱变辅助变压器低压侧进行核相，其相位、相序、幅值均正常；
21.#6箱变冲击试验结束；
22.鑫集一线充电试验结束；
23.准备鑫集一线并网操作，其逆变器并网操作见9.5章；
9.5逆变器并网操作试验
24.逆变器并网操作最好选择天气条件稳定的情况下进行；
25.检查每个方阵连接极性正确，电压幅值正确；
26.逆变器并网操作前所有的外部开关均为断开状态；
27.检查直流侧电缆绝缘是否合格；
28.依次合上汇流箱总开关和支路交流开关；
29.在逆变器直流侧检查进入电压是否正常；
30.合上逆变器直流开关QS1和QS2；
31.合上逆变器交流输出总开关
32.合上逆变器直流侧总开关；
33.等待逆变器监控装置初始化后，检查交直流侧电压幅值是否正确，实测交直流侧电压是否与监控装置上显示一致；
34.向调度报告逆变器具备并网条件并申请并网；
35.将启停旋钮打至“启动”位置；
36.逆变器启动后，会自动持续检测交、直流侧电压等各项参数是否符合并网运行要求，若达到并网要求且达到了设定的时间，逆变器自动转入运行模式并网。
37.逆变器并网后，检查逆变器有无异常，检查逆变器内部温度是否正常；
38.检查光伏后台显示正常；
39.逆变器并网试验结束；
10事故预想及控制措施
10.1电网风险分析及控制措施
风险分析
控制措施
送电过程中一次设备故障影响电网安全
送电前确认相关保护装置（如开关保护等）工作正常、回路完善，开关传动正常，保护投入，送电前仔细再次检查。
电网运行方式未调整至目标方式，临时定值未恢复。
报调度将一次设备调整至目标运行方式，确认完后，向现场总指挥报告。
线路、主变跳闸风险
做好各运行设备的实时监控，发现问题及时向调度员、总指挥报告，做好设备巡视维护。
10.2设备风险及控制措施
风险分析
控制措施
现场操作风险
相关操作人员应熟悉设备及现场情况，掌握送电操作顺序，严格按照调度指令执行操作。
保护/安自设备存在异常故障
停止操作，现场处理。
确认保护、安自设备正常后方可申请继续试验。
设备突发缺陷、运行方式等引起变化
停止操作，现场处理。
确认设备消缺或将有缺陷设备隔离后方可申请继续送电。
定值输入有误
将该设备的定值打印，并与相关定值单核对无误，审核后签名。
压板投退有误
压板标示清晰；并与相关定值、运行要求核对无误，审核后签名。
误操作
运行单位应根据试验方案编写操作票，并经监护人员审核后执行。
执行时，应严格按照操作票的顺序执行，有问题执行不下去的时候，一定要等条件具备可执行再往下走，严禁不按操作票顺序，贪图方便随意更改操作步骤以及范围的工作方式出现。
CT二次开路
启动前应仔细核对电流回路二次回路的通断情况，保证所有投产的CT二次回路均应能可靠通流，二次回路三相电阻平衡。
启动试验过程中，对于要解开电流连片的情况，一定要先在电流源侧短接好，才能解开连片，而接回连片时，一定要先接好连片再拆短接线，保证电流二次回路不开路。
在用电流钳表进行电流二次回路的测量时，应保持动作的温和，严禁大力拉扯二次接线。
对于“和电流”回路，任何试验前，均应核对二次回路接线情况进行确认并做好试验步骤预想以及风险分析，保证电流二次回路不开路，不分流。
PT二次短路
启动前应测量PT二次回路的二次负载，保证二次回路本身不短路。
在启动试验过程中的电压回路测量，核相工作，一定要注意测量表计的测量线不能误碰端子排，导致瞬时的短路。
一旦真的发生短路，应立即停止工作，检查所有电压回路。
发现有烧焦的痕迹或其他异常时，应立即报告试运指挥部，统一寻找解决问题的对策。
10.3人身风险及控制措施
风险分析
控制措施
启动小组成员对工作流程不清晰
严格做好技术交底并提前告知整个送电过程和风险。
设备充电过程中使用的检测设备、仪器不合格，造成人身触电事故
使用前进行设备外观、仪器设备要定期检查，使用合格期内。
设备充电过程中进行系统检查时，测试人员不了解系统设备状态，误碰带电设备触电。
监护人要提醒测试人员试验步骤，带电部位，测试人员要提前准备好测试表格。
设备充电时，监测人员与充电设备未保持安全距离，设备爆炸，放电等造成人身伤害。
设备充电前，操作人员要通知监测人员与充电设备保持安全距离。
设备充电过程中，非工作人员误闯设备充电区域发生人身触电。
送电前要清场，监护人员认真履行职责，互相监督，防止无关人员进入充电区域，提前做好送电区域隔离措施。
现场操作人员，未佩戴好防护用品，造成人身伤害。
现场操作人员要佩戴好防护用品，防止意外事故发生。
走错间隔
应严格执行监护制度，运行人员到现场的任何操作，监护人员均应到位并严格执行监护制度。
严禁任何运行人员或调试人员或施工人员仅一人在现场工作的情况出现。
掉如孔洞等摔倒现象
送电现场所有孔洞要加围栏并挂警示牌
触电
在所有操作中严格遵守规程规范，操作高电压等级的设备时，戴好绝缘手套并穿好绝缘鞋
高空落物
送电期间停止其它施工并戴好安全帽
11附录
11.1使用仪器仪表
名称
数量
FLUKE数字万用表
2
数字电流钳表
2
相位表
1
相序表
1
绝缘摇表
2
11.2启动委员会名单
11.4技术交底
技术交底记录表
12MW分布式光伏电站并网启动方案
交底人：
交底日期：
交底提纲：
参加交底人员签名：
记录人：
记录时间：
11.3电气主接线
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