海南昌江海螺5.878MW光伏发电项目接入系统报告-审定版.docx

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1、海南昌江海螺5. 878MW光伏发电项目接 入 系 统设 计（审定版）二。二三年六月2电力系统一次部分2.1 周边电力系统现状及发展规划2.1.1 昌江县电力系统现状昌江县位于中国海南省西部，现辖石碌镇、叉河镇、海尾镇、昌化 镇、乌烈镇、十月田镇、七叉镇和王下乡五7个乡镇，全县总面积1617.7 km2o 2018年昌江县常住人口 23.35万人，常住人口密度144.34人/km2。2019年，昌江县全社会用电量48.26亿kWh ,同比增长9.69%；供 电量48.07亿kWh,同比增长9/77%,售电量46.28亿kWh,同比增长 10%, UOkV及以下综合线损率3.72%o全社会用电最

2、高负荷823MW,同比增长5.86%；网供最大负荷 798MW ,同比增长5.76%；1、昌江县电源现状昌江县全县UOkV及以下电源总装机容量为148.64MW ,其中包括 余热发电总装机容量为80.25MW,水电总装机容量27.24MW及光伏发 电总装机容量为45MW,其中接入电压为llOkV的电源总装机容量为 80.25MW,接入电压为35kV的电源总装机容量为60 MW ,接入电压为 10kV及以下的电源总装机容量为8.39MWo2、昌江县电网现状目前，昌江县电网UOkV变电站形成以各220kV变电站为中心的供 电格局，绝大多数变电站的运行方式比较灵活，电网接线模式包括双回 辐射式、双侧

3、电源单回链式接线形式。昌江县35kV电网有5座35kV变电站，分别为十月田站、海尾站、 叉河站、乌烈站、霸王岭站；以双回辐射式、双侧电源单回链式、单回 辐射型接线为主的电网结构3叉河所电源现状截止2019年12月，向叉河站供电的变电站1座，总容量为12.6MVA。具体情况如下表所示表2.1-1叉河所上级电源情况表单位：MVA、MW序号变电站 名称电压等级(kV)主变 编号主变容量(MVA)总容量 (MVA)最大 负荷 (MW)负载率 (%)10kV出线间隔情况(个)无功补偿 总容量 (Mvar)主变投运 时间(年)最终设 计间隔 总数已建出线 间隔数已使用 出线问 隔数1叉河站35#16.31

4、2.67.160.068550.75/#26.3/电力系统发展规划1、电源规划根据昌江县“十四五”智能配电网规划得知，“十四五”期间 昌江县新增常规发电装机容量130万千瓦，其中2021、2022、2023、2024、 2025年分别新增0、0、0、0、130万千瓦，至2025年昌江县总计有常规 发电装机容量370万千瓦。“十四五”期间昌江县无UOkV及以下分布式新能源发电装机，至 2025年昌江县总计有UOkV及以下分布式新能源发电装机容量14.748万 千瓦。综上所述，“十四五”期间昌江县总计新增电源装机容量370万千 瓦，至2025年昌江县电源装机容量384.748万千瓦。2、电网规划“

5、十四五”期间，昌江县电网规划情况如下：根据昌江县及下属各区的电力需求预测及平衡结果，并结合昌江县 目前已开展的电网项目及局部的负荷发展需要，提出2020-2025年期间 UOkV变电站布点规划。昌江县电网现有UOkV变电站3座，总容量203MVA ,其中农网现 有UOkV变电站3座，总容量203MVA。2()2(2025期间，昌江县电网规划新建UOkV变电站1座，容量 80MVA,增容UOkV变电站1座，容量20MVA,至2025年共有UOkV 变电站4座，总容量303MVAo其中，农网规划新建UOkV变电站1座， 容量80MVA,增容UOkV变电站1座，容量20MVA,至2025年共有UOk

6、V 变电站4座，总容量303MVA。按供电片区划分，主城区片区规划新建UOkV变电站1座，容量80MVA,至2025年城网共有UOkV变电站3座，总容量223MVA。乌烈片区规划增容1座，容量20MVA,至2025年乌烈片区共有UOkV 变电站1座，总容量80MVAo昌江县UOkV电网按照规划实施后，至2025年昌江县有UOkV变电 站4座，变电容量303MVA ,容载比为2.36；容载比偏高的原因为新建 保梅变电站满足昌江城区的符合发展需求，随着负荷发展，容载比将趋 于正常。至2030年昌江县有UOkV变电站6座，变电容量463MVA ,容 载比为2.19o2.2 海螺光伏概况2.2.1 项

7、目概况1、项目概况本项目位于海南昌江海螺水泥有限责任公司，项目利用厂区屋面、 空地作为场地，装机容量为5.878MWPo拟采用自发自用，余电上网模式， 建成投产后，25年平均发电量约692.23万kWh,首年等效利用小时数为 1262.60h , 25年平均等效利用小时数为1177.57h,根据项目本体工作成 果，计划安装光伏组件屋顶荷载满足本次设计要求。图2.2-1光伏组件分布示意图2、光伏发电系统概况将光伏组件通过逆变器逆变成交流电后接至并网至辐压机电力室 10kV母线，新增加一面光伏并网柜，光伏系统发出的电能优先供给厂区 内部进行使用。辐压机电力室经10kV高压线路接引至UOkV用户变电

8、 站。2.2.2 园区电网现状目前，海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区内部建设有1座HOkV 用户变电站。厂区用电为经过该用户变电站接引一条10kV线路至海南昌 江海螺水泥有限责任公司10kV电力室中压母线供厂区内部使用，HOkV 用户变电站至辑压机电力室的电缆为YJV-8.7/ 15kV-3*3OO,满足光伏发电 完全返送时的载流量要求。2.2.3 厂区区用电负荷现况截止2021年底，海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区年用电量 18470.84万kwh供电部门年供电量12864.9万kwh ,最大购电负荷约 25MW （不含余热发电机组负荷8MW ,加一起约33MW）。2.3 电力平衡2.3.1

9、 平衡条件综合考虑厂区用电量以及用电负荷情况。2.3.2 平衡结果根据项目现场收资及业主方提供的资料显示，厂区受供电部门年供 电量12864.9万kwh/年，厂区用电最大总负荷约为33MW,其中厂区原有 余热发电机组提供负荷8MW,最大购电负荷约25MWo本项目建设总装机 为5.878MW即本期光伏项目建成投产后，厂区可完全消纳本项目发出的 全部电能。233电能返送在停电检修或者发生极端情况下海南昌江海螺水泥有限责任公司无 法完全消纳本光伏电站发出的电能的影响。1）对送出线路的影响：根据现场收集的资料以及业主提供的数据资 料显示，本项目内部辐压机电力室10kV至llOkV海螺用户站之间导线 为

10、YJV-8.7/15kV-3*240,满足光伏发电完全返送时的载流量要求。UOkV 海螺站与220kV昌江站之间的UOkV昌螺线在海南昌江海螺水泥有限责 任公司正常运营时最大的输送的电能负荷为25MWo满足光伏发电完全 返送时的载流量要求。2）对昌江站HOkV侧的影响：根据现场收集的资料显示22（）kV昌江站 主变容量为2*150MW；昌江县现有UOkV变电站3座，容量203MVA；负荷率均在34.50%以上，满足光伏发电完全返送时的要求。2.4 工程建设的必要性1）响应国家号召，合理开发利用光能资源，符合能源产业发展方向。当前能源问题已引起党中央、国务院的高度重视，为响应海南省发 改委关于光

11、伏产业的发展规划，大力投资新能源建设是顺应国家政策形 势的。2）推进国内光伏并网发电产业的发展。2009年7月以来，国家先后颁发了关于加快推进太阳能光电建筑 应用的实施意见、太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法 等政策文件，海螺光伏的实施符合落实国家开拓国内光伏市场的政策， 促进光伏发电系统在国内应用。3）提高清洁能源发电占比，取得经济效益和社会效益。海螺光伏的建设，符合将海南建成“低碳、绿色生态区”的目标。 并以此为起点，在海南境内建设区域性光伏并网发电及应用推广示范， 为海南及全国资源枯竭型城市的经济转型和可持续发展探出一条新路。 海螺光伏有利于获取建设经验，有利于提升企业业内形象，

12、有助于获得 社会声誉、提升信任程度，取得社会效益，同时可通过出售光伏发电电 量给企业和单位带来经济效益。4）运用新技术，推动科学技术进步，保护自然资源和生态环境。太阳能是干净的、清洁的、储量极为丰富的可再生能源，太阳能发 电是目前世界上先进的能源利用技术。建设海螺光伏，不消耗煤、石油、 天然气、水、大气等自然资源；亦不产生有害气体、污染粉尘，不引起 温室效应、酸雨现象等，可有效的保护生态环境。2.5 接入系统方案拟定2.5.1 光伏电站（含分布式能源）接入系统原则根据光伏发电并网技术标准（Q/CSG1211006-2016）,光伏电站 （含分布式电源）接入系统主要有以下原则：1）接入原则光伏电

13、站接入电网应以审定的中长期电力规划为基础，从实际出发， 遵循分层、分区、分散接入、就近供电的原则。2）接入系统电压等级有不同接入电压等级可供选择的时候，宜根据送电方向选取适合接 入的电压等级，原则上应在本电压等级内消纳。经过技术经济比较，并 考虑发展规划等原因，采用低一级的电压等级接入优于高一级的电压等 级接入时，推荐采用低一级的电压等级接入。不同规模光伏电站接入电网电压宜按表2.5-1考虑。表2.5-1光伏电站（含分布式电源）接入电网电压等级总容量范围并网电压等级（kV）A、B、C类供电区D、E、F类供电区小于8kW0.220.228kW 至 5(X)kW0.380.38500kW 至 6M

14、W10（6）10（6）6MW 至 10MW10 (20)3510MW 至 30MW10 (20)、11035、11030MW 至 100MW110110100MW及以上110 220110、220供电范围根据电力平衡结果可知，海螺光伏的优先供电范围是海南昌江海螺 水泥有限责任公司内部。2.5.3 接入系统电压等级论证据依据Q/GDW分布式电源接入电网技术规定第4条（e）：分 布式电源并网电压等级可依据并网点装机容量进行初步选择：推荐如下： 8kW400kW 可接入 380V,400kW-6000kW 可接入 10kV;5000kW-30000kW 以上可按入35kVo如上所述，本项目装机容量为

15、5.878MW,可接入10kV 电压等级。2.5.4 接入系统方案拟定根据厂区电力平衡分析可知，海螺光伏优先在园区内部消纳，因此 接入系统方案主要考虑厂区内部，对接入周边较远的公用10kV公用线路 方案不予考虑。现阶段拟定接入系统方案如下：2.5.6 接入方案论述本项目光伏总容量为5.878MWp,结合该公司用户变电站及电力室系 统现状及规划，接入系统方案如下：光伏电站系统设计分为1个10kV并网点，共3个并网发电单元。每 个并网单元均采用单晶硅545Wp组件。混合材堆棚及附近空地每18块组件串成一串，每14/15个组串接入 一台225kW的组串式逆变器，其他地面区域每26块组件串成一串，每

16、13/14个组串接入一台225kW的组串式逆变器或每14/15/16个组串接入 一台225kW的组串式逆变器。混合材堆棚及附近设置1台125OkVA作为一个集电线路；其他地面 区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA升压变，以上三台变压器 T接为一个集电线路；共计一个集电线路接入光伏一次舱，并网至辐压机 电力室10kV母线，新增加一面光伏并网柜。最终接入方案以电网部门审 核意见为准。2.5.7 导线截面选择按最严重的情况考虑，在光伏最大出力时刻，上网线路最大输送容 量为5.878MW o根据l()kV三芯电缆持续载流量表，考虑留有一定裕度 的同时，方便备品及备件的选择和更换，选用导

17、线ZRC-YJV22-8.7/15kV3*240的电缆可以满足要求。预计电缆用量为50m.o2.5.8 短路电流计算根据国家电网公司光伏电站接入电网技术规定(试行)中的规 定： “当检测到电网发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不 大于额度电流的150%。”本工程共计5.87844MW采用l()kV接入车昆压机电力室中压母线，贡 献的短路电流最大有效值为0.5IkA。根据接入系统方案，本工程的用户电网接入点为原厂变电所的10kV 母线，厂区原有l()kV母线断路器开断能力31.5kA,光伏并网后贡献的短 路电流很小，不对断路器分断能力级别构成影响。综合考虑，根据短路 电流水平选择设备开断

18、能力，并需留有一定裕度，本次光伏方案与厂区 原有系统保持一致，按短路电流水平31.5kA设计。2.6 系统对光伏发电并网的有关技术要求2.6.1 升压变选择根据光伏升压站设计情况，混合材堆棚及附近设置1台1250kVA作 为一个集电线路；其他地面区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA 升压变。2.6.2 其他设备选择要求本工程共计5.87844MW采用10kV接入辐压机电力室中压母线，贡 献的短路电流最大有效值为0.51kA。厂区原有10kV母线断路器开断能 力31.5kA,光伏并网后贡献的短路电流很小，不对断路器分断能力级别 构成影响。辐压机电力室中压母线现有负荷约为10MW左

19、右，断路器规 格均为1250A ,现有中压母线各参数均满足光伏并网要求，现有中压母线 至上一级中压电缆YJV-8.7/15kV-3*240满足光伏发电完全返送时的载流 量要求。2.6.3 电气设备爬电距离本工程的设备需进行招标采购，具体选厂选型有待招标确定，设计仅对其技术性能提出要求。根据DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定，确定以下条 件：屋内及电缆沟(隧)道内最高环境温度，按40考虑；计算导体日照的附加温升时，日照强度取0/W/cm2虑(风速取0.5nVs)；最大风速按20.3m/s来考虑。污秽等级：按d (Ill)级考虑，爬电比距按2.8cm/kV计算。对安装在海拔高度超

20、过1000m地区的电器外绝缘应予校验。本工程无 需校验。电器噪声水平应满足环保标准要求，电器的连续噪声水平不应大于 85dB o断路器的非连续噪声水平，屋内不宜大于9()dB;屋外不应大于 HOdBo2.6.4 主要电气设备参数1、箱式变电站箱式变电站可选择欧式箱式升压变电站或美式箱式升压变电站，欧变 及美变比较如下：箱式变电站选择比较比较内容美式箱变欧式箱变技术优点技术成熟，高压元器件封闭在变 压器油箱内，散热条件好，布置 紧凑，体积小。技术成熟，各元器件相互隔离， 任何元件故障不影响其它部分， 变压器不直接接出外界，防腐蚀 性能较好。技术缺点散热片直接裸露在外且工作时 高温，易腐蚀体积比较

21、大维护高压开关检修比较复杂，维护工 作比较多三室分开，检修维护方便贮油或挡油设 施屋外单台油量为1000kg以上的 电气设备，应设置贮油或挡油设施选用干式变压器没有油价格价格约为同容量欧变的60%70%较贵I）预装箱式变电站，俗称欧式箱变。其由高压开关设备、电力变压 器、低压开关设备、电能计量设备、辅助设备和联结件组成，这些元件 在工厂内预先组装在一个或几个箱壳内，结构为品（目）字排列，即变压器 与高低压设备相互紧密地连接为一体，且又能相互分离，高低压回路之 间用钢板隔开，高压、低压、变压器既相对独立，又是一个完整的共箱 式变电站整体。结构紧凑、体积较小、配置灵活；2）组合式变电站，俗称美式箱

22、变。和欧式箱变不同，美式箱变将变 压器器身、负荷开关、熔断器、分接开关及相应辅助设备进行组合，高 压开关、熔断器均进入油箱。变压器、油箱均为封闭式结构，整体外形尺 寸小。欧式箱变，配置灵活，安装快速，可靠性要高于美变及落地式变压器台, 其缺点为价格高，体积稍大于美变；美式箱变，配置不太灵活,电缆进出线施 工较难，可靠性不如欧变，但体积小，安装方便。本工程于海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区内，欧式箱变因没有绝 缘油，也就没有火灾、爆炸、污染等问题隐患，不增加火灾、消防方案 环境保护、安全生产投入，且减少运维工作量，故推荐选用欧式箱变。 光伏区箱变内含五防闭锁，费用计列在箱变内。本项目箱式变压器参

23、数如下10kV双绕组升压变压器2500/ 1250kVA10.52*2.5%/0.8kV2500/ 1250kVA10.52*2.5%/0.54kV无励磁调压D,yll6%容量变比容量变比调压方式联接组标号短路阻抗2、10kV高压开关柜10kV配电装置采用铠装移开式交流金属封闭开关柜，单母线接线。采用加强绝缘型结构，运行灵活、供电可靠，综合保护装置安装在开关 柜面板。对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路，设置 电气联锁或机械联锁装置，或采取其它防护措施。高压开关柜配置五防 锁具，具有“五防”功能。在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧，装 设隔离电器，避免触电事故的发生。一次元件主要包

24、括：真空断路器、操动机构、电流互感器、电压互感器及避雷器等，真空断路器采用小车式。真空断路器额定电压10kV额定电流630/ 1250A最高工作电压额定频率额定短路断开电流 额定短时耐受电流 额定峰值耐受电流 操作机构电流互感器（装设在柜内）型号额定电压计量柜流互精度 进线柜流互精度 电压互感器变比 10/ /0.1 / /0.1 / / 0.1 / 3kV12kV50Hz31.5kA31.5kA/4s8()kA弹簧操作机构LZZBJ9- 10lOkV0.2S/0.2S5P20/5P20/0.5/0.2S熔断器型号：XRNP1- 12/0.5避雷器型号：HY5WZ- 17/45电能质量要求无功

25、补偿配置光伏电站并网对附近llOkV及220kV母线电压波动幅度影响很小， 且厂区供电系统装设的无功补偿容量较为充裕，从当前电压水平考虑， 无需在该光伏电站安装无功补偿装置。项目的投产时机根据海南昌江海螺5.878MW分布式光伏发电项目实际进度情况，海 螺光伏接入系统工程计划于2022年建成投产。3电力系统二次部分3.1 系统继电保护及安全自动装置3. 1.1接入系统本工程装机容量为5.878MWp,并网方式为“自发自用，余量上网”。 为分布式光伏工程：共分3个并网发电单元，混合材堆棚及附近设置1 台1250kVA作为一个集电线路；其他地面区域设置1台1250kVA升压变、 1台2500kVA

26、升压变，以上三台变压器T接为一个集电线路；共计一个 集电线路接入光伏一次舱，并网至辐压机电力室10kV母线，新增加一面 10kV光伏并网柜。4. 1.2线路保护根据南方电网电力二次装备技术导则和南方电网光伏发电并 网技术标准配置原则，本工程新建的光伏电站10kV集电线路，各配置 一套线路保护作为线路主保护。光伏电站至10kV电力室线路属于双侧电源线路，属超短线路（过流 速断保护无法避免伸入用户侧），线路各配置1套纵联电流差动保护， 两侧加装带纵差保护的线路保护装置，实现全线速动。5. 1.3故障录波根据国家电网公司光伏发电系统接入配电网电网技术规定（2012 版）相关规定：“大型光伏电站应装设

27、专用故障录波装置本工程是中型 光伏电站，可不配置专用故障录波器，相关信息在站内监控系统查阅。6. 1.4安全稳定控制系统根据海南电网安全稳定控制配置情况及南网相关配置原则，本项目 配置故障解列装置1套，当系统高周、高压或低周、低压时，光伏站应 与系统自动解列。光伏电站必须具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力，在 本光伏电站侧配置一套防孤岛效应保护装置。防孤岛保护动作时间应与 线路重合闸时间整定配合，即孤岛保护动作时间小于线路重合闸时间。防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两利I,应设置至少一种主动和 被动防孤岛保护。主动防孤岛保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、 无功功率变动、电流脉冲

28、注入引起阻抗变动等；被动孤岛保护方式主要 有电压相位跳动、3次谐波变动、频率变化率等。7. 1.5对逆变器保护配置要求(1)针对光伏系统内部低压侧保护配置，逆变器须自带极性反接保 护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、直流过载保护、接地保护、 电网过欠压、过欠频保护等。(2)逆变器自身应具备低周低压及高周保护，且整定值能够手动调 整。同时光伏逆变器设备需能够自动适应电网电压的变化。(3)为避免孤岛引起的安全问题，如线路维护人员人身安全受到威 胁、电网供电恢复后会造成相位不同步、孤岛电网与主网非同步重合闸 造成操作过电压等问题光伏电站需配置孤岛效应保护。(4)光伏逆变器系统应具备根据系统电压自动

29、调整出口电压。8. 1.6对相关专业的要求(1)对直流电源的要求直流电源采用220V直流电源系统提供的电源，每套保护需提供一路 装置电源和一路控制电源。(2)对保护用电流互感器二次绕组的要求a.保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应避免出现保护死区, 同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所产生的影响。b.保护用电流互感器二次绕组按正极性接线(以母线侧为正)。(3)对保护用电压互感器二次绕组的要求10kV母线电压互感器：应提供两组星形和一组开口三角形二次PT 绕组，其中一组星形绕组用于线路保护和测量装置，一组星形绕组用于 计量装置，一组开口三角形绕组用于保护和测量。9. 1.7投资估算本投资

30、估算只考虑光伏汇流站与电力系统相关的二次部分，不含光伏系统本体相关二次投资。本期方案投资估算如下:表3.11 10kV光伏开关站二次投资估算单位：万元序号保护设备名称数量单位单价备注110kV线路保护测控装置1台22故障解列及防孤岛保护屏1面103直流系统（1面充馈电屏和1面蓄电池屏）1套84二次电缆1千米2合计22表3.1-2 10kV电力室二次投资估算单位：万元序号保护设备名称数量单位单价备注110kV线路保护测控装置1台22二次电缆0.5千米2310kV线路保护定值修改及联调1间隔2合计53.2 调度自动化3.2.1 调度关系本期新建的光伏项目利用新建的光伏电站10kV线路送出，结合光伏

31、 发电容量及海南电网现有调度管理体制，本期光伏发电系统由海口三亚 配网主站调度，远动相关信息上传海口三亚配网主站。3.2.2 站端自动化配置本光伏电站采用无人值班的集中控制方式，配置一套电气监控系统， 实现对太阳能光伏发电电气设备监控，预留上级电网公司的监控接口。 远动系统按单机配置，应能满足直采直送要求，收集发电站测控装置、 保护装置等设备的数据，将相关信息上传至调度中心，并能接收、执行 调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。本期配置远动装置1台，将10kV光伏并网柜的信息接入，同时将汇 流站的信息将接入光伏电站的监控系统，然后通过远动机一并将相关信 息上传至海口配网主站。本期光伏站配

32、置一台无线加密模块，并配置SIM/UIM卡，与海口、三亚配网主站进行点对点无线通信。3.2.3 远动系统3.2.3.1 远动信息根据电力系统调度自动化设计技术规程(DL/T5003)和地区 电网调度自动化技术规程(DL/T5002)的要求，结合调度运行需要， 本期光伏发电系统应向相关调度部门传送如下远动信息并接收调度端的 遥控、遥调命令：(1)遥测10kV线路有功功率、无功功率及有功/无功电能量；厂用电源的有功功率和无功功率及无功/有功电能量；光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；光伏电站并网点的电压和频率、注入电网电流。(2)遥信所有断路器位置信号；10kV出线隔离开关，地刀位置信号；1

33、0kV线路保护和重合闸动作信号；光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；调度范围内的通信设备运行状况信号。(3)遥控/遥调10kV断路器分/合控制：在紧急事故情况下，调度部门有权临时将光 伏发电解列，事故处理完毕，应立即恢复发电厂的并网运行。323.2 调度端接口本期光伏发电的各类远动信息将送往海口三亚配网主站，为保证各 类远动信息顺利接入调度端，需对调度端进行必要的扩充，扩充费用单 独列入本工程概算中。323.3 通道要求远动通道：采用4G无线方式上传至海口三亚配网主站。3.2.4 电能质量监测系统由于本光伏发电为非线性能源，在并网点应装设满足南方电网电 能质量监督管理规定及南方电网电能质量监测

34、系统技术规范要求 的电能质量监测装置，光伏电站配置一套电能质量监测系统，接线路电 流及母线电压，由于海南电网电能质量在线监测系统暂未使用，因此要 求电能质量监测装置具备数据存储一年及以上的能力，以备电网相关管 理部门查询，保证电网对电能质量的监控，同时要求装置具备远传接口， 待主站开通时通过现有光纤通道接至海南电网公司电能质量在线监测系 统主站端。3.2.5 投资估算本期方案投资估算：表3.2-1 10kV光伏开关站二次投资估算单位：万元序号名称数量单位价格备注1远动屏1面10含1套远动装置和1套无线加密模 块2电能质量监测屏1面5含1套电能质量监测装置3海口配网主站系统扩容1项5包括自动化、

35、远动等合计203.3电能计量3.3.1 营销自动化系统现状海南电网现有配置一套计量自动化系统主站，主要功能包括：对电 网辖区内各类专变用户、居民用电、公变台区和关口计量点进行自动抄 表和用电监测等功能。计量自动化系统主站与厂站端电能量采集终端的通信协议采用海南 电网版102规约。3.3.2 电能计量配置根据GB 29319-2012：光伏发电系统接入配电网电网技术规定 的10.1条规定：光伏电站接入电网前，应明确上网电量和用网电量计量 点。计量点应装设电能计量装置，其设备配合和技术要求符合DL/T488 的规定。电能计量设计应满足南方电网公司11 OkV变电站电能计量装 置典型设计（2014版

36、）及DL/T448电能计量装置技术管理规程的 相关要求。本期光伏接入系统后，220kV昌江站UOkV线路侧为发电企业上网 计量关口点，用于统计上网电量，利旧220kV昌江站UOkV线路侧原有 计量表，只需计量厂家现场调整方案。光伏电站1 OkV计量柜为考核关口 点，用于统计光伏发电量。计量表采用有功0.2S级、无功2级、双向双 485 口三相四线多功能电能表，单表配置。220kV昌江变电站已配置电能采集终端，本期光伏项目上传计量主 站通道利旧；光伏电站配置1台负控终端，10kV上网电能量信息接入负 控终端，负控终端通过GPRS把电能量信息上传至计量主站。全站所有计量应用的PT均采用0.2级独立

37、绕组，CT均采用0.2S级 独立绕组。3.3.3 投资估算本投资估算只考虑与电力系统相关的计量部分，不含光伏本体相关 二次投资。表3.3-110kV光伏开关站计量投资估算单位：万元序号名称数量单位单价备注1电能表1台1.51块双向485 口、有功0.2S级三相 四线多功能电能表、相应辅材2负控终端10.2GPRS通信3计量主站系统扩容1项3合计4.7表3.3-2昌江站二次投资估算单位：万元序号名称数量单位价格备注3计量主站系统扩容1项34本站计量系统扩容1项3合计63.3系统通信本工程采用4G无线方式上传至配网主站，10kV光伏开关站经无线 加密模块后接入海口三亚配网主站转借州地调。批准:审核

38、:校核:编制:4结论及建议4.1 项目基本情况海螺光伏建设地点位于海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区屋面、 空地布置光伏组件。利用屋面面积约为3000平米，地面面积约为50000 平米。拟建设5.878MW光伏电站，包括光伏发电系统相应的配套设施。， 根据项目本体设计成果，计划安装光伏组件屋顶荷载满足本次设计要求。海螺光伏投产后，项目25年总发电量约为17305.65万kWh, 25年 平均发电量约692.23万kWh,首年等效利用小时数为1262.60h, 25年平 均等效利用小时数为1177.57k4.2 接入系统方案光伏电站系统设计分为1个10kV并网点，共3个并网发电单元。每 个并网单元

39、均采用单晶硅545Wp组件。混合材堆棚及附近空地每18块组件串成一串，每14/15个组串接入一台 225kW的组串式逆变器，其他地面区域每26块组件串成一串，每13/14 个组串接入一台225kW的组串式逆变器或每14/15/16个组串接入一台 225kW的组串式逆变器。混合材堆棚及附近设置1台1250kVA作为一个集电线路；其他地面 区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA升压变,以上三台变压器 T接为一个集电线路；共计一个集电线路接入光伏一次舱，并网至辐压机 电力室10kV母线，新增加一面光伏并网柜。最终接入方案以电网部门审 核意见为准。4.3 系统二次1）本光伏工程电量在光伏

40、电站汇集后，通过1回10kV线路接入10kV 电力室新增光伏并网柜上网。2）本光伏电站配置防孤岛保护装置及故障解列装置各1套。3）在光伏电站站配置一套电能质量监测系统，装置具备远传接口。4）本期光伏发电系统由海口三亚配网主站调度。由于本站的接入， 有关各调度端需增设必要的硬、软件接口设备，并作系统测试、联调等 工作。5）本光伏接入系统后，220kV昌江站llOkV线路侧为发电企业上网 计量关口点，1 OkV开关站计量柜为考核关口点。4.4 投资估算本接入系统工程总投资127.7万元，其中一次部分65万元，线路部 分5万元，系统二次57.7万元（注：本投资不作为投资费用指导，具体 投资费用由一步

41、工作确定）。目录前言11设计依据、范围和原则21.1 设计依据21.2 设计原则和要求31.3 设计范围和内容31.4 设计水平年32电力系统一次部分42.1 周边电力系统现状及发展规划 42.2 海螺光伏概况62.3 电力平衡82.4 工程建设的必要性82.5 接入系统方案拟定 92.6 系统对光伏发电并网的有关技术要求 123电力系统二次部分173.1 系统继电保护及安全自动装置 173.2 调度自动化193.3 电能计量213.4 系统通信234结论及建议214.1 项目基本情况244.2 接入系统方案244.3 系统二次244.4 投资估算24附图、附件：附图1：本项目接入系统方案示意

42、图附件1：海南省企业投资项目备案表附件2：本项目评审批复文件前言海南昌江海螺5.878MW分布式光伏发电项目（以下简称“海螺光 伏”）业主为海南昌江海螺新能源有限公司。海螺光伏建设地点位于海 南昌江海螺水泥有限责任公司内，项目利用厂区屋面、空地作为场地， 装机容量为5.878MWpo海螺光伏拟采用自发自用，余电上网模式，建成投产后，25年平均 发电量约692.23万kWh,首年等效利用小时数为1262.60h, 25年平均等 效利用小时数为1177.57ho项目计划于2022年建成投运。为此，海南昌江海螺水泥有限责任公司委托我司开展海螺光伏接入 系统设计工作。本报告主要研究以下内容：1、一次接

43、入系统方案设计：包括工程建设必要性，接入系统方案拟 定，导线截面选择等。2、二次接入系统方案设计：包括系统保护、通信、调度自动化等。3、接入系统工程建设规模及投资估算。1设计依据、范围和原则1.1设计依据1)海南省企业投资项目备案表；2)海南省十四五智能配电网规划报告；3)继电保护和安全自动装置技术规程(GB 14285-2016)；4)电力工程电缆设计规范(GB 50217-2018)；5)城市电力规划规范(GB/T 50293-2014)；6)电力系统安全稳定导则(DL 755-2001)；7)电力系统设计技术规程(DL/T 5429-2009)；8)电力系统通信设计技术规定(DL/T 5

44、391-2007)；9)电力系统电压和无功电力技术导则(DL/T 1773-2017)；10)城市电力网规划设计导则(Q/GDW 156-2006)；11)国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定；12)架空线路及电缆安健环设施标准(Q/CSG 1 00022004)；13)110千伏及以下配电网规划技术指导原则，中国南方电网，2016；14)110kV及以下配电网装备技术导则(Q/CSG 1 0703-2009)；16)中国南方电网城市配电网技术导则(Q/CSG 1 0012-2005)；17)昌江县“十四五”智能配电网规划(2020.05)；18)导体和电器选择设计技术规定(DL/T

45、 5222-2005)；19)南方电网电力二次装备技术导则(Q/CSG 1203005-2015)；20)继电保护和安全自动装置技术规程(GB/T 14285-2006)；21)地区电网调度自动化设计技术规程(DL5002-91)；22)远动终端通用技术条件(GB/T 13729-92)；23)南方电网公司UOkV变电站电能计量装置典型设计(2014 版)；24)电能计量装置技术管理规程(DL/T 448-2016)；25)国家、电力行业及南方电网公司相关的规程规范等。1.2 设计原则和要求海螺光伏项目接入系统，设计坚持以下原则：1、符合省、地区电力系统规划总体要求和海南昌江海螺水泥有限责 任公司发展规划、安全可靠、节能环保、系统优化。2、满足业主发电需求、节能降耗、节约用地、设备先进实用。1.3 设计范围和内容1、结合海螺项目的装机容量和发电出力，论证接入系统的必要性。2、提出接入推荐方案。3、提出系统保护及通信方案。4、提出接入系统工程的建设规模、投资估算及其构成（不含升压部 分）O1.4 设计水平年海螺光伏项目计划2022年投产，本报告研究年份选为2022年。