光伏电站接入系统专题论证报告.doc

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1、光伏电站接入系统专题论证报告1.1.1 项目简介1.1.1.1 项目概述某贵州西秀经济开发区分布式光伏项目EPC总包工程8.2MWp的太阳能光伏并网发电系统，采用分块发电、集中并网方案。本项目共有4期厂房55个屋顶区域，根据招标文件要求，每期分别设置1个光伏并网发电单元，根据本工程屋顶实际情况，四个光伏并网发电单元分别为：1期设置1个1.21344MWp光伏并网发电单元；2期设置1个2.15808Mwp光伏并网发电单元；3期设置1个3.14112Mwp光伏并网发电单元；4期设置1个1.96608Mwp光伏并网发电单元。本工程光伏发电单元系统内全部采用50kW组串式逆变器，电池组串全部采用24块

2、320Wp国产单晶硅光伏组件串联，每8路组串接入1台逆变器，全站共计2104个光伏组串，共计接入263台50kW组串式逆变器，经交流汇流箱汇流后就近接入光伏并网发电单元的10kV箱变。全站共设1个10kV接入点，即布置于园区现有配电室内的10kV开关站。根据招标文件要求，本工程采用“自发自用”模式，最终方案以当地供电局方案为准。1.1.1.2 项目电气一次系统接线简述根据工程特点及光伏组件排列布置、光伏组件方阵设计，本光伏电站共设计光伏发电子系统4个，每个子系统由安装在一个或多个建筑屋面的光伏组件、组串式逆变器、交流汇流箱、10kV箱变组成。10kV集电线路采用辐射方式汇集4台箱变高压侧至10

3、kV开关站。每台箱变10kV电缆单独接至10kV开关站，不采用手牵手方式。箱变高压侧设10kV负荷开关及熔断器，可以将各台箱变与10kV集电线路断开，因此单台箱变的检修维护不会导致整回集电线路停电，方便灵活。光伏电站汇流开关站为单母线接线，包括10kV汇流进线柜1面、10kV PT及避雷器柜1面、10kV光伏电缆出线柜4面、10kV站用变柜一面、10kV 无功补偿柜1面，10kV集电线路经开关站汇流后由1回10kV电缆接入园区内10kV环网柜或厂区内就近10 kV配电母线。（具体接入点以最终接入系统报告以及当地供电局批复为准）。光伏电站电气主接线详见电气附图1：光伏电站10kV系统主接线图。1

4、.1.2 工程建设规模及特点1.1.2.1 项目建设规模本工程装机容量为8.578MWp,光伏组件安装数量共计26808块，光伏组件采用320Wp单晶硅光伏组件；光伏电站中央监控室设置于园区综合办公楼内。1.1.2.2 项目建设特点本工程建设特点主要包括： 安装光伏组件的建筑物较分散； 部分箱变据汇流箱和逆变器位置较远； 全部采用组串式逆变器； 箱变容量有1250kVA、2000kVA、3150kVA三种； 光伏电站容量较小（30MWp）,并网电压较低（10kV）；1.1.3 项目接入系统设计1.1.3.1 系统接入方案拟定的原则主要设计依据及规程规范：（1）电力系统设计技术规程DL/T 54

5、29-2009（2）电力系统技术导则SD131-84（3）电力系统安全稳定导则DL755-2001（4）光伏系统并网技术要求GB/T 19939-2005（5）10kV及以下业扩受电工程技术导则南方电网公司2014版。本项目拟采用自发自用模式。根据园区负荷现状，需要考虑后期上网的可能性，因此要从电能质量、并网保护等方面采取措施，从技术角度保证光伏发电系统的电能质量处于始终受控状态，对公共电网的影响最小。根据电力系统设计技术规程、电力系统技术导则和光伏系统并网技术要求中相关要求，并结合本光伏项目具体情况，接入系统方案需遵循考虑以下原则：1)光伏发电系统与公共电网联接时通过变压器等进行电气隔离，形

6、成与公共电网市政供电线路之间明显的分界点；2)保证光伏发电系统的发电容量在上级变压器容量的20%以内；3)设置相应的并网保护装置，一旦出现光伏发电系统和公共电网异常或故障时，能够自动将光伏系统与电网分离；4)应综合考虑光伏发电系统规模、输电距离、供电系统中的地位与作用、近区配网结构和原有电压等级配置等因素；10）为提高光伏发电的利用效率，以就地消纳为主。1.1.3.2 项目系统接入点选择根据园区10kV配网现状，为实现分布式光伏电量自发自用，10kV开关站的出线接入园区内10kV环网柜，电能通过10kV配网既可以实现在园区内的消纳，也可以送至上一级变电站10kV母线，由母线上其他馈线回路消纳。

7、最终以电力部门接入系统报告为准。1.1.3.3 项目系统接入设计及分析1接入系统电气主接线设计为便于电站运行维护及管理，光伏电站根据就近接入的原则，设置1个送出接入点，接入系统参见电气附图1：光伏电站10kV系统主接线图。2接入系统电气主接线设计参考条件项目接入系统设计参照南方电网分布式光伏接入典型设计方案，项目接入系统设计以最终供电部门批准的接入系统报告为准。1.1.3.4 调度自动化1调度关系本工程8.578MWp光伏并网发电项目位于贵州省安顺市，地处贵州电网的覆盖下，根据贵州省电网调度规程，该光伏电站应由安顺地调调度管理，远动信息直接送往安顺地调。2远动信息配置本光伏电站远动信息按“四遥

8、”配置，按照电力系统调度自动化技术规程（DL/T 50032005），本期屋顶光伏电站拟采集传送的远动信息量如下：（1）遥测信息：10kV线路的正向有功电能量、负向有功电能量、正向无功电能量、负向无功电能量、带时标的单点信息；10kV线路有功功率、无功功率、电流、电压；各段母线电压、频率；光伏电站的公共连接点处电压，注入电力系统电流、有功功率、功率因数、频率和电量；直流母线电压；直流配电柜输入电流；逆变器进出口的电压、电流、功率、频率；逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、辐射强度；全厂总有功电能量。（2）遥信信息：全厂事故总信号；所有断路器位置信号；所有隔离开关，线路侧

9、接地开关位置信号；全厂断路器的动作SOE；逆变器故障信号；最终远动信号以接入系统批复为准。3远动终端技术要求本光伏电站不配远动终端，将利用电气专业的计算机监控系统上传远动信息，具体要求如下： 要求计算机监控系统至少应具有 6 个网络接口、3 个数字接口以及 3 个模拟接口； 计算机监控系统整机平均故障间隔时间不低于 25000 小时； 事件顺序记录分辨率2 毫秒； 交流采样精度 0.2 级； 遥信电源采用 220V 电源； 遥信输入为无源触点方式； 计算机监控系统应具有防雷击、防过电压能力和良好的电磁兼容性，信号输入应有可靠的电气隔离，绝缘水平应符合国家有关标准。4电能质量在线监测根据“Q/G

10、DW 617-2011光伏电站接入电网技术规定”要求，本电站考虑配置1套电能质量在线式监测装置，装在开关站出线侧，要求装置应能监测电压偏差、频率偏差、三相电压幅值相位不平衡度、三相电流幅值相位不平衡度、负序电流、谐波、电压波动等电能指标，以实时监测各项电能质量指标是否满足要求，并通过网络方式将有关数据上传安顺地调。5远动通道要求本工程监控系统设置在厂区光伏监控室内，此监控系统具备采集屋顶光伏电站的遥信、遥测信息的能力。监控系统采用通用的通信协议及RS485 总线连接成现场总线网络系统，接至每台现场通信柜，再经过光纤以太网送至站控层。通信管理机采集开关设备位置、工作状态等信息，对开关实施分合控制

11、。监控系统具备至安顺地调的通信接口。为传输远动信息，通信管理机需具备如下通信接口：a.具有2路网络接口。通信规约为中国南方电网DL634.5.104-2002远动传输规约配套标准实施细则（V1.0）。（注：此接口用于今后网络方式传输远动信息。）b.具有2路数据接口（RS232接口），速率为0.619.2kbit/s。通信规约为DL/T634 5101-2002。（注：此接口为光纤电路传输时采用。本工程屋顶光伏电站向安顺地调传输采用2路RS232数字通道，速率为0.619.2kbit/s，通信规约为DL/T634 5101-2002。6调度数据网络接入设备为使新建的光伏电站远动实时信息通过电力调

12、度数据网络传输，须在光伏电站监控室内配置3套调度数据网络接入设备（其中地调 1 套、南网能源公司1套、预留通道1套），它由交换机和路由器等设备组成。7电力系统二次安全防护根据全国电力二次系统安全防护总体方案，按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，本光伏电站远动信息上传分为三个区域，其中区用于上传实时信息，区用于上传非实时信息，区用于调度下行信息和电站检修申请；同时根据安全区的划分确定本工程的二次系统安全防护方案，本电站上传调度的远动、电能量等信息均通过电力调度数据网络传输，须配置纵向认证装置2台（其中地调 1 台、其他通道各1台），以防止病毒和黑客攻击。8调度端接口本工程利

13、用原厂区远动通讯接口设备装置。9系统通信（1）光伏电站工程概况本工程光伏电站拟新建4座 10kV箱式变电站，1座10kV开关站，规划送出线路1回，接入园区配电室的10kV环网柜。（2）系统通信方案本工程并网光伏电站调度通信简化调度通信方案，采用光纤通信或市话作为主要通信方式，备用通信方式采用市话。（3）通信通道组织对各类信息传输通道要求如下：1）调度自动化对通信通道的要求：屋顶光伏电站安顺地调的远动通道：采用2路64k专线通道（租用通道）；屋顶光伏电站安顺地调的电能量计量系统：采用1路64k专线通道（租用通道）；）调度电话屋顶光伏电站至安顺地调应配置内部调度电话，方便安顺地调对电站的调度工作联

14、系。（4）系统通信配置场内通信：本工程场地占用面积小，光伏发电子阵与中央监控室通信采用与电气视频监控系统公用一根24芯单模铠装光纤完成。系统通信：本工程需在该光伏电站侧配置 1 台 SDH 622Mbit/s 光传输设备、1 台 PCM 设备及 1面综合配线柜。本光伏电站不建议配置数字程控调度机，可利用当地电信公网来满足光伏电站的对外通信。但需配置一套 16 路数字录音系统来实现本站的调度通信录音功能，数字录音系统与 PCM 设备组一面屏；光伏电站信息如需经上一级110kV变电站时，需新增 2 块 SDH622Mbit/s 光板安装在对侧上一级110kV变电站地网光传输设备中，以满足新建光伏电

15、站至安顺市地调的通信及远动信息的上传。本工程配置一套专用固定电话，与上级调度部门直接通讯，该通讯通道租用市政公共通信通道；本工程配置一套固定IP地址的电信设备，作为外部数据网接入通信通道，供南网能源公司远程访问控制。1.1.4 光伏发电接入系统继电保护1.1.4.1 逆变器保护逆变器是并网光伏发电系统的重要电力电子设备，由其自控装置实时调整逆变器的输出，保证并网光伏发电系统与公共电网的同步运行。逆变器具备极性反接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、过载保护、接地保护等保护功能，一旦发生并网电网交流电压或频率异常时，逆变器的自控装置将按整定时间动作，将光伏发电系统与电网断开，主动防止孤岛效应

16、，保证了设备和人身安全，防止事故范围的扩大。因此，逆变器本身配置有完善的保护，光伏发电系统自身的故障或并网电网发生故障，逆变器的自控装置将关闭（停）逆变器。1.1.4.2 并网线路继电保护本工程光伏发电系统10kV并网系统出线1回，接入10kV环网柜。光伏电站光伏汇流开关站内出线高压配电柜断路器均配置微机型速断、定时限过流、零序、低压/过压解列保护；对侧安装在环网柜出线柜均配置微机型速断、定时限过流、零序、低压/过压解列保护。1.1.4.3 计量系统为满足安顺地调电能量计量系统对远程抄表及控制的需要，本工程需在屋顶光伏电站配置1套负控终端，用于光伏电站电能量数据的采集、处理、远动，实现电能量远方计量。本期工程计量关口点设置如下：在屋顶光伏电站10kV汇流开关站的10kV系统进线侧设置0.5S关口电能表（CT采用0.2S级，PT采用0.2），一主一备，三相三线制，双表配置。1.1.5 光伏电站接入系统建议根据本工程特点，建议如下：1一般屋顶分布式光伏项目就地消纳比重越大，项目收益越好，因此应尽可能让光伏电量就地消纳。2光伏电站最终的接入系统方案应以电力部门批准审核的报告为准；3在满足电力部门对接入系统要求的前提下，建议尽量简化通讯与继电保护，减少运维层级。