黄泥湖16MW光伏扶贫电站接入系统设计说明.docx

1、黄泥湖16MW光伏扶贫电站接入系统设计说明新能源开发有限公司黄泥湖1.6MW光伏扶贫电站接入系统设计 项目概况 黄泥湖1.6MW光伏扶贫电站总装机容量1.6MW，项目现场位于某县黄泥湖渔场厂部西侧，距离某县城12公里。全年日照时数约940小时。并网发电系统由太阳能电池方阵、逆变器、交流箱、配电柜、电缆等组成。1 方案概述 根据项目概况和现场勘查情况，光伏接入电网系统方案可采用国网公司分布式光伏扶贫项目接网工程典型设计中10千伏集中接入公共电网变电站方案典型设计。本方案采用1回10kV线路将分布式光伏接入建新变10kV建东113线，接入容量为1.6MW。2 接入系统一次 光伏电站接入系统方案需结

2、合电网规划、分布式电源规划，按照就近分散接入，就地平衡消纳的原则进行设计。2.1送出方案 通过1回10kV线路分别就近接入10kV建东113线。光伏项目接入产权分界点至光伏电站侧线路及设备改造由光伏企业承担。 本方案主要适用于统购统销（接入公用电网）的光伏电站，公共连接点为建新变10kV建东113线。 2.2电气计算潮流分析建新变2016年最大负荷为2.1MW，最小负荷0.166MW,本光伏电站容量较小，其接入对电网潮流分布及电压影响不大。周边电网各节点电压、各线路潮流均在允许范围内。电能质量分析 1)光伏发电系统向当地交流负荷提供电能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压

3、波动等方面，满足现行国家标准GB/T 14549-93电能质量 公用电网谐波、GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差、GB/T 15543-2008电能质量 三相电压不平衡、GB/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变的有关规定；2)光伏发电系统向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。（3）无功平衡计算1)本方案光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿装置；2)光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因素、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3)通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因素应

4、实现超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4)光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。 2.3主要设备选择原则（1）主变压器根据光伏电站接入电力系统技术规定（GB/Z19964-2012），通过 10kV 及以上电压等级接入电网的光伏发电站，其升压站的主变压器可以选用双分裂变压器。主变型式：双分裂变压器；额定容量：1000KVA；容量比：100/100； 电压比：10.522.5%/0.270-0.270kV；短路阻抗：6.5%；接线组别：Dy11y11；（2）送出线路导线截面根据本项目光伏可行性研究报告分析结果，系统发

5、电效率按 85%计算，输出有功为 1.36MW；功率因素按0.95计算，最大送出容量约 1.292MVA。经计算，本光伏电站并网线路推荐采用95mm2导线或120mm2电缆。（3）开断设备 根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，断路器一般宜采用20kA或25kA。本工程”T”接点处10kV开关断路器短路开断电流选用25kA。 2.4电气主接线本工程光伏电站装机容量1.6MW，通过2个光伏逆变单元整流升压后，汇集为一条集电线路，经过两台10kV升压变升至10kV电压等级，光伏站区电站母线新建一条10kV线路接至建新变10kV建东113线。 电气主接线见下图： 2.5系统对光伏电站的

6、技术要求2.5.1电能质量 由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。谐波 光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T 14549-1993电能质量 公共电网谐波的规定。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根)应满足GB/T 14549-1993电能质量 公共电网谐波的规定，其

7、中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。电压偏差 光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325-2008电能质量 供电电压偏差的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的7%。电压波动 光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T 12326-2008电能质量 电压波动和闪变的规定。对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1r10 (每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此光伏电站接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。电压不平衡度 光伏电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过

8、 GB/T 15543-2008电能质量 三相电压不平衡规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%；其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。直流分量 光伏电站向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。2.5.2电压异常时的响应特性 按照光伏电站电压异常时的响应特性要求的时间停止向电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。2.5.3频率异常时的响应特性 本方案应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在光伏电站频率异常时的响应特性所示电网频率偏离下运行。2.6设备清单 本方案一次设备清单详见下表。A站设备名称

9、型号及规格数量备注原建东113线开关改造10k柱上开关310kV建东113线光伏“T”接点10k断路器开关柜1光伏电站-10kV建东113线10kV架空线路95mm0.6km 本光伏发电项目本期容量为1.6MW。接入系统推荐方案：自光伏电站新建 1回 10kV架空线路接至10kV建东113线，结合有关现状进行设计,包括系统继电保护及安全自动装置、系统调度自动化、系统通信。 3.1系统继电保护及安全自动装置（1）线路保护与本工程接入系统相关的系统变电站为35kV建新变电站。35kV建新变电站35kV电气主接线为单母线分段接线,本期将2回35kV出线加装35kV过电流保护。 本工程新建1 回 10

10、kV线路至10kV建东113线，按照光伏电站接入电网技术规定Q/GDW617-2011 要求，本工程拟在光伏电站和建新变侧各配置 1 套10kV线路保护装置，装置应含有过电流速断主保护、完整的电流后备保护及三相一次自动重合闸功能。本工程光伏电站送出线路的重合闸建议停用。建新变现有10kV母线接线形式为单母分段接线,出线6回，均配置有10kV 保护测控一体化装置，本工程维持不变。本工程光伏电站所发直流电经逆变器转换为交流电再经变压器升压到10kV,将本站接入系统电压升至10kV电压等级。光伏电站侧每条 10kV 汇流线应分别配置一套 10kV线路过流保护，列入光伏电站设计考虑。（2）母线保护 建

11、新35kV 变电站10kV母线采用单母线分段接线，未配置母线保护，本工程维持不变。建新变10kV母线发生短路故障时，系统侧可由建新变主变后备保护经延时动作切除故障。 光伏电站10kV电气主接线采用线路变压器组接线，根据光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T 19964-2012 第 12.3.4 条：“光伏发电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施”，为快速切除光伏电站汇集系统10kV母线单相故障，建议光伏电站配置 1 套10kV母线保护。光伏电站 10kV母线保护由光伏电站设计统一考虑。（3）防孤岛检测及安全自动装置按照光伏电站接入电网技术规定Q/GDW617-2011 要求，大中型

12、光伏电站应根据电力调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。本工程应属中型光伏电站，需要配置安全自动装置。拟在光伏电站内配置一套频率电压紧急控制装置。装置主要功能为测量光伏电站并网线路的三相电压、电流、有功和无功功率、频率等，进行过/欠压、过/欠频判别，在光伏电站的运行危及系统安全稳定时实施快速解列。安全自动装置整定范围和时间应与电网调度部门对大中型光伏电站的低电压穿越能力要求、频率响应特性及系统侧重合闸时限相配合。 根据光伏发电站接入电力系统

13、技术规定GB/T 19964-2012第 12.3.3条的规定：“光伏发电站应配置独立的防孤岛保护装置，动作时间应不大于2s。”以及光伏发电站接入电力系统设计规范GB/T50866-2013 第 6.3.2条的规定：“光伏发电站需要配置独立的防孤岛保护装置，保证电网故障及检修时的安全”。建议本工程光伏电站在光伏电站内配置一套独立的防孤岛保护装置，列入光伏站内设计，光伏站内光伏电源应配置具备防孤岛能力的逆变器。 （4）设备清单系统继电保护及安全自动装置配置设备清单 ，见下表厂站（A站）设备名称型号及规格数量备注光伏电站10kV过电流保护1套 安全自动装置 1套 母线保护1套 变电站10kV过电流

14、保护1套 35kV过电流保护2套 3.2.1调度管理关系 黄泥湖1.6MW光伏扶贫电站本期容量为1.6MW。接入系统推荐方案：自光伏电站新建 1回 10kV 电缆线路至10kV建东113线。根据光伏电站接入电网技术规定，本工程建成后在电力调度上隶属某县调调度管辖，相关远动信息应送至某县调，同时接受某县调的调度管辖。考虑到光伏电站与池州电网的安全稳定运行密切相关，故相关运动信息也送往池州地调。3.2.2远动信息内容远动信息与升压站计算机监控系统共同采集，由于升压站计算机监控系统所采集的信息完全覆盖了远动信息，因此远动信息可按照部颁电力系统调度自动化设计技术规程(DL/T 5003-2005)和地

15、区电网调度自动化设计技术规程(DL/T 5002-2005)的要求，本站需向县调传送的远动信息的主要内容拟定如下：10kV 线路的有功功率、无功功率、电流；10kV 线路的有功电能量、无功电能量；10kV 母线频率；升压变高压侧有功功率、无功功率、电流；升压变高压侧有功电能量、无功电能量；并网点电压、频率；每回 10kV 集电线路的有功功率、无功功率、电流；每回 10kV 集电线路的有功电能量、无功电能量；无功补偿装置无功功率、电流；有功功率控制系统采集遥测量：机组实发有功功率，机组当时允许最大出力，机组当时允许最小出力，机组当时调节上升速率，机组当时调节下降速率； 有功功率控制系统指令功率值

16、（4-20mA）；调度范围内所有保护动作信号及装置故障信号；调度范围内所有断路器及隔离开关的位置信号；故障录波器动作及故障信号；全场事故跳闸总信号；光伏发电单元运行状态，包括逆变器和单元升压变压器运行状态；光伏电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。本工程接入系统远动信息配置如下图所示。1）远动信息传输及远动通道要求本站远动信息拟采用调度数据网方式传输到县调。在站内配置1套调度数据网络接入设备，接入地区电力调度数据网，通道速率2Mbit/s，误码率10-7。远动通道的具体安排由通信专业统一组织和设计。2）远动装置要求本工程厂内将采用计算机网络通信和控制技术，故远动信息的采集及

17、远动功能将由站内计算机监控系统统一完成。为了确保远动数据传送和执行上级调度控制命令下达的实时性及可靠性要求，在站内计算机监控系统中配置与调度端SCADA系统进行通信的远动通信装置。远动通信装置嵌入在计算机监控系统中，向调度端 SCADA 系统发送站内远动实时信息，并具备接收和处理调度端主站下发的遥控、遥调指令的功能。远动通信装置具有通过电力调度数据网设备以及专用远动通道实现网络及点对点的两种方式与调度端的 SCADA 系统通信的功能，与调度端的通信规约为串口：DL/T 634.5101 2012；网络：DL/T634.5104 2002。3.2.3电能量计量根据国家电网营销(2005)714

18、号文的有关规定，在资产分界点配置1块计量关口电能表，在对侧光伏站配置1块校核电能表，精度均为有功0.2S级。表计均为有功电能量和无功电能量组合表计，RS485 串口输出接口，表计精度：有功 0.2S 级，无功 1.0级。光伏站开闭所和光伏站电流互感器应配置0.2S级绕组，光伏站10kV母线电压互感器应配置0.2级绕组。3.2.4电能质量在线监测根据光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2012）的要求，光伏电站向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变、等方面应满足现行国家标准的有关规定，光伏电站应在并网点配置 1 套满足 IEC 61000-4-3

19、0-2003 标准要求的 A 类电能质量在线监测装置，监测点设置在并网点。电能质量数据应至少存储一年，必要时供电网企业调用。电能质量在线监测装置实时监测光伏电站电能质量指标是否满足要求，若不满足要求，光伏电站需安装电能质量治理设备，以确保电站的电能质量合格，治理设备及费用在光伏电站本体工程中计列，本报告不再考虑。3.2.5调度数据网接入及二次系统安全防护根据调度数据双平面要求，光伏电站采用网络方式向调度端传输远动信息，考虑在电站内配置 2 套电力调度数据网接入设备（含交换机、路由器等），就近接入电力调度数据网接入点。远动实时数据、电能量计量数据通过调度数据网接入设备传输至相关调度主站端。根据关

20、于印发电力调度系统安全防护工作实施意见的通知（国家电力调度中心调自200394 号文）和电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定（国家经贸委200230 号令）的要求，为保障电网的安全稳定运行，防范实时系统因网络攻击及由此引起的电力系统事故，应建立相应的安全防护体系，配置防火墙、纵向加密认证装置和网络安全管理软件等二次系统安全防护设施，与电力调度数据网接入设备共同组柜安装。3.2.6时间同步装置本工程在厂内配置 1 套全站时间同步装置，不仅可为厂内保护、测控等装置对时，还能为远动装置提供精确的授时信号，以保证远动信息向相关调度端传输时在时序上的可靠性。系统包括相应的时间扩展单元。时

21、间同步系统主时钟的时间信号接收单元能够接收中国北斗星卫星或美国 GPS 卫星发送的协调世界时（UTC）信号作为外部时间基准信号。时间扩展单元接收主时钟发来的授时信号，并以各种对时方式输出。3.2.7不间断电源装置 为保证本工程的远动系统有可靠的电源，考虑在站内配置 1 台不间断电源装置，当交流电源失电后，备援时间不小于 1 小时。3.2.8光伏发电功率预测系统 根据光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2012）的要求，装机容量在 10MW 及以上的光伏发电站应配置光伏发电功率预测系统，系统具有 0h72h 短期光伏发电功率以及 15min4h 超短期光伏发电预测功能。光伏发电

22、站每 15min 自动向电网调度机构滚动上报未来15min4h 的光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。光伏电站每天按照电网调度机构规定的时间上报次日 0 时至24 时光伏发电站发电功率预测曲线，预测值的分辨率为 15min。光伏发电站发电时段（不含出力受控时段）的短期预测月平均绝对误差应小于 0.15，月合格率应大于 80%；超短期预测第 4 小时月平均绝对误差应小于 0.10，月合格率应大于 85%。3.2.9 有功功率控制系统 根据光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T 19964-2012）的要求，光伏发电站应具备参与电力系统的调频和调峰的能力，并符合 DL/T

23、 1040 的相关规定。光伏发电站应配置有功功率系统，具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制。系统应能够接收并自动执行电网调度机构下达的有功功率及有功功率变化的指令。3.2.10 无功电压控制系统根据光伏发电站无功补偿技术规定（GB/T 29321-2012）的要求，光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节剂电压控制能力。根据电网调度机构指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应满足电力系统电压调节的要求。本设计参照光伏发电站无功补偿技术规定要求，在光伏电站配置无功电压控制系统，系统应具有多种控制模式，包括恒电压

24、控制、恒功率因素控制和恒无功功率控制等。3.2.11 对侧系统变压器 根据接入方案，本工程接入35kV建新变电站10kV公用线路，本期配置 1台10kV过电流保护装置、 2台35kV过电流保护装置（由保护计列），1 台电能质量在线监测装置。3.3系统通信 根据安徽省调下发的关于加强光伏扶贫电站并网服务的通知（调201720号），由于本工程属分布式光伏扶贫电站，因此采用无线公网通信方式接入远动信息，县调主站侧应建设相应的安全接入区，负责无线方式接入的远动信息。 4.投资估算本工程推荐方案接入系统工程项目及投资估算汇总见下表 。表中所列费用仅为设备费，不包括安装、调试等费用。 投资估算表 单位：万

25、元序号项目或设备名称数量总价(万元)备注站内站外站内站外系统一次1光伏电站-建新变10kV 公用线路0.3km电缆0.6km 12210k柱上开关36310k断路器开关柜18投资小计26系统继电保护及安全自动装置135kV 过电流保护装置2套16建新变电站2套210kV 过电流保护装置1套1套88光伏电站和建新变各1套3频率电压紧急控制装置1套15光伏电站侧410kV 母线保护装置1套列入站内设计投资小计2324系统调度自动化1计算机监控系统列入站内设计2运动通信装置列入站内监控系统3数据网设备（交换机、路由器）2套20光伏电站侧4二次系统安全防护设备2套12光伏电站侧5电能量采集装置1套8光伏电站侧6电缆、光缆、光电转换等1套2光伏电站侧7计量、校核电能表（0.2S 级）1块1块1.51.5光伏电站侧和T接点8电能质量在线监测装置1套1套88光伏电站和建新变各1套9光伏发电功率预测1套30光伏电站侧10无功功率控制系统1套30光伏电站侧11有功功率控制系统1套30光伏电站侧12时间同步系统1套列入站内设计投资小计1409.5投资汇总1系统一次送出工程262系统继电保护和安全自动装置23243系统调度自动化1409.5合计16359.5