接入系统报告兴隆地审后修改版

概 设计依 设计内容和范 主要设计原 兴隆地光伏发电项目简 工程建设必要 电力系统概 松山区概 翁牛特旗电网现 电力负荷预 赤峰市特旗电力负荷预 电力平 兴隆地40MWP光伏发电项目接入系统方案及电气计 15兴隆地40MWP光伏发电项目接入系统方 15电气计 兴隆地40MWP光伏发电项目升压站电气主接线及有关电气设备参 主变压器容量选 66kV进出 26电气主接 主变压器选 66kV电气设备选择要 26对光伏电站接入电网的要 对电能质量要 功率和电 无功功率和电 电网异常时的响应特 频率异常时的响应特 安全与保 电气一次部 方案说 变电站现 方案 方案 继电保护及二次接 系统接线及工程概 错误！未定义书签系统保 错误！未定义书签对兴隆地光伏电站的要 错误！未定义书签调度自动 调度组织关 远动信息采集通 电力调度数据网接入及安全防 远动信息内 接入电力系统涉及的变电 光伏发电升压站站内自动化设备的配置原 电量计 图像安全监视系 有功功率控制系 无功电压控制系 功率预测系 相关调度端系 通信部 调度关 一次系统概 通信系统现 通道要 光缆建设方 光通信电路建设方 通信组 站内通 土建部 方案 方案 投资估 编制原则及依 投资估 结论与建 概述设计依据赤峰永能新能源与辽宁新创达电力设计研究签定的设计咨询合同。设计内容和范围赤峰永能新能源拟在赤峰特旗兴隆地村建设兴隆地光伏发电项目，本期装机容量40MWp，为终期建设规模。根据兴隆地能资源概况，提出该工程建设必要性。根据兴隆地光伏发电的建设规模，提出该项目的接入系统方案。根据系统接入方案，提出相应的二次系统设计；对光伏发电接入系统相关的电气设备参数提出要求；1.26编制兴隆地光伏发电项目接入系统可研的投资估算；主要设计原则编制深度依据《电力系统设计技术规程》DL/T5429-2009,《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011,《分布式电源接入电网技术规定》Q/GDW480-2010及国家颁发的有关技术规程、规范和规定。设计水平年兴隆地光伏发电项目计划2014年末投产，设计水平年为2014年。兴隆地光伏发电项目简介兴隆地光伏发电项目地理位置拟建的兴隆地光伏发电项目位于赤峰市特旗兴隆地村境内，经初步勘察，场区属丘陵地貌，拟选丘陵 较平缓旱地作为场址区域，场址内部有多条丘陵山自然形成排洪沟，海拔高度682m-764m之间。根据风电场岩土勘察结果，在钻孔控制深度内，场地岩土主要成分为耕土、粉土及玄武岩，地质相对稳定，适合建设能光伏电站。拟建站址位于相对稳定的地带，区域稳定性满足建站要求，适宜建站。能资源概况内海拔较高，地处中纬度内陆地区，以温带大陆性气候为主，全年降水较少，多晴朗天气，云量低，相对的日照时间长，日照时数在2700～3200h之间，能辐射较强，是的高值地区之一。全区年辐射总量在4830～7014MJ/m2之间，仅次于青藏高原，居第2位。全区能资源的分布自东部向西南增多，以巴彦淖尔市西部及阿拉善盟最好。一年之中，4～9月农作物与牧草生长期的辐射总量与日照率都在全年的50别是4～6月，东南季风还未推进到内境内，所以空气干燥，阴云天气少，日照充足。本项目位于赤峰市特旗中部，气候干燥、光照充足，年总辐射量1400kWh/m2-1750kWh/m2，属于我国能资源B类“很丰富区”,具备良好的能基础条件，适宜建设大规模官府发电项目。光伏系统选型及发电量计算光伏系统选型光伏系统选型包括光伏组件、支架、汇流箱、直流配电柜和逆变器选型。光伏组件选用规格为250多晶硅电池组件。本项目能阵列支架采用热浸锌处理过的优质钢件，设计年限为30年，安全等级为二级，固定方式采用灌注桩基础与地面固定。汇流箱选用输入路数为16路的型号。直流配电柜选用功率为500kW、直流输入接口为8路的直流配电柜。逆变器选用功率为500kW的逆变器。光伏系统布置光伏系统的布置，包括运行方式的确定、最佳倾角和方位角的确定、光伏组件串设计、支架光伏组件串设计、行间距和列间距设计、光伏发电单元设计及逆变器室的设计。根据项目建设地的气候特点、支架的承载力及合理布局要求，本项目每个光伏组件串由22块光伏组件串联而成，每个光伏阵列支架按照2串光伏组件串设计，光伏组件串按照2排竖排放置有利于冬季积雪的滑落，本项目采用2排竖排放置光伏组件串，即40块光伏组件。同时，为方便安装组件并减少风压，组件间留20mm的间距空隙。经计算，支架斜面尺寸为22.244m×3.3m（长×宽）。因此拟建项目接入500kW逆变器的阵列采用91串光伏组件串组成，每个阵列容量约为500.5Wp按照拟建项目设计，共有80个阵列，需7280个光伏组件串、160160伏组件，实际功率为40.04MWp发电量估算根据所在地的能资源情况，综合考虑光伏发电站系统设计、光伏阵列布置、环境条件、各类折减因素，以及光伏组件的衰减率，在25年的使用期内，电池板在使用过程中光电转化效率会降低。根据厂家提供的光伏组件性能，首年衰减1%25年总衰减率不超过20%。各年光伏电站发电量预测如下表示。本项目运营期内25年总发电量为13697394kWh，平均年发电量为5478.96万kWh，年平均等效利用时数为1368h，前20平均年发电量为5598.41MWh，年等效利用时数为1398h工程建设必要性合理开发利用光能资源，是能源和环境可持续发展的需要世界能源问题位列世界十大焦点问题之首，特别是随着世界经济的发展、世界人口的剧增和人民生活水平的不断提高，世界能源需求量持续增大，由此导致全球化石能源逐步枯竭、环境污染加重和环保压力加大等问题日趋严重。我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国之一，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，在能源生产和消费中，煤炭约占商品能源消费构成的75％，已成为我国大气污染的主要来源。因此，大力开发能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。根据《中国应对气候变化国家方案》和《可再生能源中长期发展规划》，我国将通过大力发展可再生能源，优化能源消费结构，到2020年，力争使可再生能源开发利用总量在一次能源供应结构中的提高到15%。今后我国在能源领域将实行的工作重点和主要任务仍是加快能源工业结构调整步伐，努力提洁能源开发生产能力。以光电、风力发电、能热水器、大型沼气工程为重点，以”设备、产品标准化、产业规模化、市场规范化为目标，加快可再生能源开发。近几年，国际光伏发电迅猛发展，光伏发电已由补充能源向替代能源过渡，并在向并网发电的方向发展。201112月15日，国家能源局公布了了一系列可再生能源“十二五”规划目标，到2015年能发电将达1500万千瓦，年发电量200亿千瓦时。内“十二五”规划要依托国家特高压电网建设，充分发挥内风能、能资源优势，以风电和光伏产业为重点，适度发展生物质、沼气发电项目。重点推进呼伦贝尔和兴安、通辽和赤峰、锡林郭勒、察布、包头和巴彦淖尔5个千万千瓦级风电基地建设。建设西部沙漠地区兆瓦级光伏发电示范工程，优化能源结构，打造国家绿色能源。争取“十二五”期末风电装机达到3000万千瓦左右，光伏发电达50万千瓦，生物质、沼气发电达到20万千瓦。本能并网光伏电站选址在内，是国家政策鼓励扶持地区。从资源量以及能产品的发展趋势来看，在内开发光伏发电项目，有利于增加可再生能源的比例，优化系统电源结构，且没有任何污染，减轻环保压力。促进地区国民经济可持续发展的需要要实现地区经济的可持续发展，必须改变以往依赖农业资源开发利用的单一经济结构，需对资源进行重新配置。要充分利用风力、水力、矿产、旅游、野生植物、农副产品等潜在优势，加快产业结构调整，逐步提高科技含量，增进经济效益。充分利用该地区清洁、丰富的能资源，把能资源的开发建设作为今后经济发展的产业之一，以电力动农业生产，同时以电力动矿产资源开发，促进人民群众物质文化生活水平的提高，推动农村经济以及各项事业的发展，摆脱地区经济的局面。加快能源电力结构调整的需要国家要求每个省（）常规能源和再生能源必须保持一定的比例。内蒙古的再生能源中，风能资源和能资源都比较丰富，但是能开发程度比较低。目前能发电开发已日趋成熟，大力发展能发电，将一定程度上促进能源结构的改善。改善生态、保护环境的需要保护与改善人类赖以生存的环境，实现可持续发展，是世界各国人民的共同愿望。我国已把可持续发展作为经济社会发展的基本战略，并采取了一系列重大举措。合理开发和节约使用自然资源，改进资源利用方式，调整资源结构配置，提高资源利用率，都是改善生态、保护环境的有效途径。我国能源消费占世界的10%以上，同时我国一次能源消费中煤占到70%左右，比世界平均水平高出40多个百分点。燃煤造成的二氧化硫和烟尘排放量约占排放总量的70%～80%，二氧化硫排放形成的酸雨面积已占面积的1/3。环境质量的总体水平还在不断，世界十大污染城市我国一直占多数。环境污染给我国社会经济发展和人民健康带来了严重影响。世界银行估计2020年中国由于空气污染造成的环境和健康损失将达到GDP总量的13%。能是清洁的、可再生的能源，开发能符合国家环保、节能政策。内蒙中部和西部地区具有丰富的能资源，且区内多戈壁和沙漠，干旱少雨，地广人稀，非常适合于建设大规模高压并网光伏电站。大规模光伏电站的开发建设可有效减少常规能源尤其是煤炭资源的消耗，保护生态环境。经计算，本项目40MWp光伏并网发电建成后年均发电量约5478.96万kWh，与同类容量的燃煤火电厂相比，按照火电煤耗（）350gkW·h计，每年可节约标准煤约19177t，减排CO2:5.8万t。综上所述，赤峰永能新能源特旗兴隆地村40MWp光伏发电项目充分利用当地丰富的能资源，改善能源结构，保护生态环境，具有较好的社会效益、经济效益和环保效益。赤峰永能新能源特旗兴隆地村40MWp光伏发电项目的建设是必要的。电力系统概况松山区概况特旗位于内赤峰市中部，大兴安岭山脉与七老图山脉汇接地带东麓，科尔沁沙地西缘。地处东经117°49′～120°43′，北纬42°26～43°25′。北隔西拉沐沦河与林西县、巴林右旗、阿鲁科尔沁旗、通辽市开鲁县相望，东与敖汉旗、通辽市奈曼旗毗邻，南与赤峰市松山区接壤，西与克什克腾旗相连。全旗总面积为11807平方公里，其中耕地218万亩，草牧场1042万亩，林地420万亩，森林覆盖率24％；特旗所辖8镇，1乡，3个苏木和20个国营农牧林场，全旗总人口4751万人。近年来，随着各级招商引资力度的加大，特旗经济适应快速增长，综合实力明显增强。2013年地区生产总值达到130.3亿元，是2005年的4.2“十二五”前三年，年均增长16.93%，其中，第一产业38.8亿元，年均增长85%；第二产业595亿元，年均增长20.31%；第三产业32亿元，年均增长13.92%产业结构优化升级。三次产业比例由2005年的46.7：26.3：27演进到年的29.77：45.66：24.6。工业增加值占地区生产总值的由2005年的21.3%提高到33%，提高了117个百分点。工业在全旗经济中的主导地位已经确立，以机械制造、服装加工、农畜产品加工、新能源、矿产开发、建材工业为主的新型工业框架基本形成。农牧业经营取得积极进展，设施农业、产业、肉牛养殖业和绿色有机农业等主导产业快速发展。传统服务业和新兴服务业竞相发展，结构进一步优化，对经济发展的拉动作用明显增强。翁牛特旗电网现状目前，特旗供电区仅有来自220千伏乌丹一次变一个电源点，位于翁牛特旗所在地乌丹镇板村，现主变2台，总容量180MVA。截止2013年底，特特所属供电区域内共有66千伏变电站19座，主37台，总容量355.15兆伏安，其中：农电局属66千伏变电站17座，半户外形式的16座，全户外形式的3座，主变33台，容量为317.15兆伏安。输电线路19条，线路长度为461.671公里，其中：运行0-5年的输电线路长度92.975公里，占比20.13%610年输电线路长度为20567844.55%11-20年的输电线路长度为103.078公里，占比2232%；运行30年以上的输电线路长度为27.74公里，占比6%。目前，仅有红河线、宝海线是备用联络线与周边旗县相联，但由于这两条线路建设年限长，老化严重，不能实现66千伏负荷互供。赤峰特旗2013年电网现状见图2-1图2-1赤峰特旗2013年电网现状图电力负荷预测赤峰市特旗电力负荷预测特旗是内赤峰市重要的农业发展，用电结构中以第二产业用电为主，占全社会用电量的近一半；其次是第三产业用电，约占全社会用电量的三分之一；其余为居民用电，约占全社会用电量的三分之一。近年来，特旗全社会最大用电负荷增长较为迅猛，特别是农业负荷增长速度较快，“十一五”期间从2005年的45MW增长至2010年的138MW，增长了306.67%，但“十二五”前三年最大用电负荷出现副增长，主要原因是自2012年部分工业园区内企业未生产，但总体来看负荷利用小时数较往年有所增长。人均用电量从2005年的337kWh/人增长至2013年的773.66kWh/人。且伴随经济的发展，居民生活水平不断提高的结果，人均生活用电量和农村居民生活用电量也有显著增加，预计“十二五”期间全社会用电量年均增速在8%左右。表3- —产区最大用电负荷预测根据特旗负荷历史数据，采用数学模型外推法对2012~2015年扣除大用户后负荷进行预测，2012~2020年特旗扣除大用户后负荷各种模型预测结果。预计至2015年，特旗自然增长负荷预测结果处于175至于220范围之间；至2020年，特旗自然增长负荷预测结果处于255至360范围之间。通过数据分析和专家干预，取两种方案的平均值作为特旗自然增长负荷发展的高、中、低方案，如表3-2所示。 96特旗电力负荷预测表33。

201320142015201720201297987899695655557电源规划特旗地区电源规划见表34。特旗电源装机规划表表3- 单位：MW序号2013201420152017202040.15560.060.060.060.060.0670.0040.0040.0040.0040.0040.3340.334电力平衡根据该地区66kV电网负荷预测及电源规划，特旗水电站容量都比较小，因此 特旗所需电力，均须由电网供给。兴隆地40MWp光伏发电项目接入系统方案及电气计算兴隆地40MWp光伏发电项目接入系统方案兴隆地40MWp光伏发电项目周边现状拟建的兴隆地光伏发电项目位于赤峰市特旗兴隆地村境内，场址内部有多条丘陵山自然形成排洪沟，海拔高度682m-764m之间。该项目距220kV变电站7-8km左右；距66kV二次变12km左右，与66kV-头分地线路直线距离300-400米左右。兴隆地40MWp光伏发电项目接入系统电压等级兴隆地光伏发电项目本期是40MW，也是终期规模。考虑到最终规模比较小，拟接入的66kV变电站又比较近，采用66kV电压等级即可满足送出要求，因此本期兴隆地光伏发电项目采用66kV电压等级接入系统。兴隆地40MWp光伏发电项目接入系统方案方案一：接入66kV二次该方案拟在兴隆地40MWp光伏发电项目场址内新建一座66kV升压站，由升压站新建一回66kV线路至二次变66kV母线，线路长约12km，采用LGJ-240导线，同时在二次变场区内扩建一个66kV间隔。接入系统方案见图4-1。方案二：接入220kV一次该方案拟在兴隆地40MWp光伏发电项目场址内新建一座66kV升压站，由升压站新建一回66kV线路至一次变66kV母线，线路长约8km，采用LGJ-240导线，同时在一次变扩建一个66kV间隔。目前220kV一次变内有两个空余间隔，其中一个已有间隔设备，但都有去向。由于220kV乌丹一次变没有空余66kV间隔，本期需拆除围墙向北扩建,又由于乌丹一次变扩建比较，因此本期向北扩建了2个间隔，本期占用一个间隔，另一个为留间隔。接入系统方案见图4-2。 导线截面计算如下S 式中S—导线截面（mm2）;U—线路额定电压J—经济电流密度（A∕mm240MWp,又根据光伏发电的运行小时数，经济电流密度取1.65，则计算出导线截面为236mm2，因此建议选择240mm2导线。电气计算潮流计算条件计算程序采用中国电力科学的《中国版BPA潮流程序》（4.0版。潮流计算水平年选为2014年。计算方式选择冬大方式。潮流计算结果2014年兴隆地40MWp光伏发电项目接入系统后，方案一、方案二光伏发电项目满发潮流如图4-34-4所示。根据潮流计算结果可以看出，兴隆地光伏发电项目接入系统后，冬大负荷正常方式下潮流分布均匀，各节点电压均在合理范围内，线路没有过载现象。网损两个方案正常方式网损比较见表41各方案网损比较表表4- 单位：MW，万方案方案一方案二网损0.1370电能损失费408.2-短路电流计算根据《电力系统设计内容深度规定》中的有关要求，对松山地区电网进行了短路电流计算，校验电网中现有断路器的短路容量是否满足远景年电网短路水平要求，为新建电力工程的设备选择提供参考。计算水平年采用2020年。计算方式采用机组最大运行方式。经计算，兴隆地升压站66kV母线三相短路电流为5.916（kA无功补偿无功补偿容量按能的箱式变电站和升压站内的主变压器无功损耗以及线的无功损耗来确定。“无功补偿装置应采用能够实现动态、连续调节的动态无功补偿装置，其调节速度应满足电网调压要求，并且具备根据能功率因数进行自动调节的功能”，因此建议选择动态无功补偿装置。经初步计算，建议本期安装±3MvarSVG型动态无功补偿装置，以满足该项目投运后的无功补偿要求，具体以无功专题为准。方案技术经济比较及推荐方案方案技术经济比较技术比较从电网结构看，方案一、方案二其送出线路都能满足兴隆地光伏发电送出要求。从潮流分析角度看，方案一、方案二没有大的差别，线路没有过载情况。方案一直接送到负荷中心，而方案二电力负荷送至220kV乌丹一次变后，再进行负荷分配，从送出的可靠性角度看，两个方案没有多大区别。从送出经济角度看，方案二送电距离较近，因此方案一较方案二网损多0.137MW经济比较经济比较采用最小年费用法，主要输变电设备的综合造价采用2009年电力规划设计总院编制的《电网工程限额设计控制指标(2009年水平)》并结合赤峰地区实际情况进行调整。比较结果见表42

经济比较结果表 单位：万1LGJ-240,LGJ-240,24403450由上述经济比较表4-2可知，方案一比方案二总投资多37万元，电能损失方案一比方案二多0.137MW，因此方案一年费用高，计算结果方案一年费用比方案二高5万元。推荐方案上述技术经济比较后，两个方案相差不大，方案一比方案二多建4km线路，但方案一次变扩建难度比较大，其不单单是扩建间隔问题，而且由于主控楼屏位也没有空余的，需将主控楼向外扩建，施工期间将对变的安全运行带来一定影响，同时扩建66kV间隔需要征地，而征地部分均为果树地，需砍伐成年果树250棵。相应增加投资。综上所述，经过技术经济比较，方案一虽然比方案二多投资37万元，年费5万元，但方案一兴隆地光伏发电所发电力直送负荷中心，就近就地消耗，扩建条件简化，故本期推荐方案一作为兴隆地光伏发电项目接入系统方案。兴隆地40MWp光伏发电项目升压站电气主接线及有关电气设备参数主变压器容量选择兴隆地光伏发电项目装机容量40MWp，为终期规模，本期.在兴隆地40MWp光伏发电项目场址内设置66kV升压站，建议本期在升压站内装设一台50MVA主变压器。66kV进出线本期66kV出线1回，10kV汇集线8回。电气主接线本期升压站安装1台主变压器，一回66kV出线，光伏发电项目所发电力通过8回10kV汇集线路送至升压站，再由升压站新建的66kV线路将光伏发电电力送出。66kV电气主接线采用线路-变压器组单元接线方式，10kV电气主接线方式采用单母线接线方式。电气主接线单线如图51所示。主变压器选择主变压器应选择低损耗、低噪音的变压器。由于光伏发电同风能的特点基本相同，它也是有随机性、间歇性特点，致使电网电压波动很大。因此，建议本66±8×1.25%/10.5kV66kV电气设备选择要求根据短路电流计算结果，66kV相关电气设备的短路水平按315kA考虑，10kV短路水平按20kA考虑，以满足系统远期规划发展要求。51升压站电气主接线单线图对光伏电站接入电网的要求对电能质量要求IEC61000-4-30-2003标准要求的A类电能质量监测装置2）电能质量检测装置的技术水平、数据传输协议、点、平率、精度等应满足省调相关技术要求。光伏电站接入电网后，光伏电站并网点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。光伏电站所接入的公共连接点的电压波动和闪变应满足GB/T12326的要求，其中光伏电站引起的闪变值按照光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。光伏电站所接入的公共连接点的电压不平衡度及光伏电站引起的电压不平衡度应满足GB/T15543的要求，其中光伏电站引起的电压不平衡度允许值按照GB/T15543的原则进行换算。光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流电流额定值的0.5%。功率和电压光伏电站有功功率变化包括10min有功功率变化和1min有功功率变化。光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求。光伏电站有功功率变化最大限值参照表1。表 光伏电站有功功率变化最大限在电力系统事故或紧急情况下，大中型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，此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限值。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。无功功率和电压光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功功率设备投入量、调整光伏电站升压变压器的变比等。光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力进行无功功率和电压调节。电网异常时的响应特性对于小型光伏电站，应按照表2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。表 50%UN85%UN110%UN大中型光伏电站应具备一定有低电压穿越能力。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的低电压穿越要求由电力调度部门确定。电力系统发生不同类型故障时，若光伏电站并网点考核电压全部在图1中电压轮廊线及以上的区域内时，光伏电站必须保证不间断并网运行；并网点电压在图1中电压轮廓线以下时，允许从电网切除。低电压穿越要求为：（1）光伏电站并网点电压跌至20标称电压时，应具备保持并网运行1S的低电压穿越能力。（2光伏电站并网点电压在发生跌3S内能够恢复至标称电压的时，应能保证不间断并网运行。对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，以至少每秒10额定功率的功率变化率恢复至故障前状态。4）低电压穿越过程中光伏电站宜提供动态无功支撑。频率异常时的响应特性光伏电站高、低周保护定值应与电网调度部门的切机策略相配合，应具备在表3所示电网频率偏离下运行的能力表 电网频率异常时的运行时间要同时具备0.2s内停止向电网线路送电的能力，实际运行时间由电力＞50.5安全与保护防孤岛非计划性孤岛现象发生时，由于系统供电状态未知，将造成以下不利影响；（1）可能危及电网线路维修人员和用户的生命安全；（2）干扰电网的正常合闸；（3）电网不能控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。故此，光伏电站应非计划性孤岛现象的发生。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，其防孤岛保护应与电网侧线路保护相配合。光伏电站的防孤岛保护必须同时具备主动式和式两种，应设置至少各一种主动和防孤岛保护。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、电流脉冲注入引起阻抗变动等；防孤岛保护方式主要有电压相位跳动、3次电压谐波变动、频率变化率等。光伏电站短路电流约束当检测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。恢复并网系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站需要经过一个可调的延时时间后才能重新并网，这个延时取决于当地条件。具体由地调确定。电气一次部分方案说明方案一：接入二次变，扩建1回66kV出线间隔方案二：接入一次变，扩建2回66kV出线间隔，但只上一个间隔的设备。变电站现状 二次变现状目前，二次变为66kV变电站，现有两台主变压器，容量均为10MVA。66kV侧出线2回，无预留间隔。66kV侧采用单母线接线方式。 一次变现状目前，一次变为220kV变电站，现有两台主变压器，容量均为90MVA。66kV侧出线11回，有两回预留间隔（其中一回有设备）66kV侧为双母线带旁路接线方式，设有母联和旁路断路器。方案一扩建规模二次变66kV侧新增1回出线，无需扩围墙，利用场内空闲地方建一个间隔。电气主接线本期在二次变扩1回66kV线。扩建后，二次变66kV侧仍为单母线接线。详见附图1。主要电气设备及导体的选择主要电气设备选择为与现场设备保持一致，主要电气设备选为户外常规设备。参数如下：断路器最高工作电压725k额定电流：2500额定开断电流：31.5kA额定动稳定电流：80kA3s热稳定电流：315kA导线选择根据联网方案，扩建至光伏电场的66kV出线间隔采用LGJ-240型钢芯铝绞线。经核对，站内现有设备及扩建工程新增设备均满足额定电流、额定电压及短路电流动、热稳定的要求。66kV屋外配电装置布置66kV配电装置布置在变电站的南侧，出线向南。本期增加1回出线。电气平面布置见附图2。防雷接地由于需要移动#1避雷针，所以重新校验场区避雷针保护范围。经计算，本次工程扩建部分在避雷针保护范围之内。站内接地网已经全部形成，因此本期仅将需要接地的设备接入原接地网。新增设备的接地引下线采用60×6的镀锌扁钢；并考虑施工对主地网破坏的修补。方案二扩建规模本期工程接入一次变，扩建2回66kV出线间隔，但只上一个间隔的设备。本次需要往北扩13米围墙，围墙外是果树，本次约砍250棵。电气主接线本期在一次变扩1回66kV出线。扩建后，一次变66kV侧仍为双母线带旁路接线。详见附图3。主要电气设备及导体的选择主要电气设备选择为了与现场设备保持一致，主要电气设备选为户外常规电器。参数如下：最高工作电压:72.5kV额定电流：2500额定开断电流：31.5kA额定动稳定电流：80kA3s热稳定电流：315kA导线选择根据联网方案，扩建至光伏电场的66kV出线间隔采用LGJ-240型钢芯铝绞线。经核对，站内现有设备及扩建工程新增设备均满足额定电流、额定电压及短路电流动、热稳定的要求。66kV屋外配电装置布置66kV配电装置布置在变电站的东侧，东向出线。本期扩建2个间隔，但增加1回出线（需要向北扩围墙13米宽)，本期工程占用新扩的第一个间隔位置，电气平面布置见附图4。防雷接地由于需要移动避雷针，所以重新校验场区避雷针保护范围。经计算，本次工程扩建部分在场区避雷针保护范围之内，无需增加构架避雷针。站内接地网已经全部形成，但是扩建部分需要增加主接地网。新增设备的接地引下线采用60×6的镀锌扁钢；并考虑施工对主地网破坏的修补。图7-1方案二次变电气主接线图7-2方案二次变电气平面布置图7-3方案一次变电气主接线图7-4方案一次变电气平面布置继电保护及二次接线系统接线及工程概况兴隆地光伏发电项目装机容量40MWp。二次部分设计按照系统专业提供的两个接网方案进行设计：方案一：新建1回至二次变电站的66kV送电线路，线路全长约12km。方案二：新建1回至66kV线路至220kV变电站66kV母线入网，路全长约8km66kV变电站现有2台10MVA变压器；66kV进出线2回，分别为乌二线和板桥线；主接线形式为单母线接线，本期光伏接入后主接线形式不变。220kV变电站现有220kV线路6回，变压器2组，采用双母线带旁路接线；66kV出线12回，主接线采用双母线带旁路接线方式，本期光伏接入后主接线形式不变。系统保护光伏联网线路保护配置配置原则方案一：《光伏电站接入电网技术规定》中8.5.1条款，“一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜配置光线电流差动保护”。本期光伏电站联网线路配置1套光纤纵差保护，该保护具有完善的后备保护及操作回路。保护通道采用专用光纤通道。方案二：《光伏电站接入电网技术规定》中8.5.1条款，“一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜配置光线电流差动保护”。本期光伏电站联网线路配置1套光纤纵差保护，该保护具有完善的后备保护及操作回路。保护通道采用专用光纤通道。保护组柜方案一：光纤差动保护装置+线路测控装置组1面柜。方案二：光纤差动保护装置、测控装置及电能表组1面柜。防孤岛保护配置电网失压时，光伏电站仍保持对失压电网继续供电的状态称之为孤岛现象。孤岛现象可能危及电网线路人员和用户的生命安全；干扰电网的正常合闸；电网不能在非计划性孤岛现象发生时控制孤岛中的电压和频率，从而损坏配电设备和用户设备。真对不同的接入系统方案，具体孤岛保护配置如下：方案一：本方案光伏电站通过66kV变电站母线接220kV乌丹变电站入网。66kV板桥线上现“T”接有梧桐花变电站，该变电站出1回66kV线路给解放营变电站供电。根据农电局收资情况，正常运行时板桥线在桥头变电站侧断开，由乌二线带66kV变电站、梧桐花变电站、解放营变电站运行。当乌二线检修时投入板桥线。66kV变电站、梧桐花变电站、解放营变电站三个变电站的最小负荷为10MVA左右。综合考虑网络结构和负荷情况。本方案孤岛保护按三个方案设计。在220kV变电站侧配置远方跳闸装置1套做为远跳命令的发起端，光伏电站安装远跳装置1套作为执行终端。乌二线在220kV乌丹变电站侧断路器跳开时，发跳闸命令，跳开光伏电站升压站66kV并网点断路。由于220kV乌丹变电站保护室屏位已经占满，无扩屏位空间和能用来改建的附属房间，所以建议更换乌二变现有保护装置为光纤纵差保护，在66kV变电站配置一套远跳装置（），在光伏电站升压站配置一套远跳装置（执行终端。当线路故障时，乌二线光纤差动保护装置动作后，通过远跳装置向光伏电站升压站发跳闸命令，跳开光伏升压站66kV侧断路器，实现孤岛防护要求。当乌二线检修，由板桥线供电时，考虑到是极短的运行方式，避免无休止的配置自动装置，采用“陪停”方式。光伏变电站本期装机容量40MW，66kV变电站、梧桐花变电站、解放营变电站三个变电站的最小负荷为10MVA左右，考虑到光伏电站发电的不稳定性，在66kV变电站配置电压、频率异常（含低压、过压、低频、过频）解裂装置，当66kV变电站66kV母线电压或频率出现异常状况时，跳开光伏电站联网线路在66kV乌丹变电站侧断路器。本方案综合上述两个方案的配置，取消方案一中的陪停方式。综合比较分析方案一的孤岛防护方案很可靠，但是乌二线检修时，光伏电站会损失部分电量，具体由检修停电时间、天气及光伏电站设备情况决定。方案二基本上能满足两种运行方式孤岛防护的需要，但是考虑到光伏电站发电量的不确定性，存在一个可能，发电量和系统变电站用电量匹配，此时电压和频率解裂装置无法正确动作，孤岛会继续存在，直至负荷和发电量不匹配，电压及频率异常装置动作。但是本方案不会损失光伏电站的发电量。方案三集合了前两个方案的配置，取消了陪停方案。可以理解为主要运行方式时，由于采用了方案一的配置方式，孤岛防护可以可靠动作。当乌二线检修时，孤岛防护靠方案二的配置设备来防护，那么也存在方案二的缺点，但是同时也不损失光伏电站电量。综合上述可见：可靠性：方案一最高，方案三次之，方案二；投资：方案一和二基本相差不多，方案三最大；施工难度：方案二最简单，方案一次之，方案三最复杂；光伏发电：方案二及方案三不影响光伏电站发电，方案一由于存在陪停的可能，所以可能影响光伏电站的发电。本次推荐方案一。方案二：考虑到220kV变电站的网络结构，本方案不配置孤岛保护。对于220kV变采用两台主变分列运时，光伏联网线路所处母线变跳闸出现的孤岛现象，本工程没有进行深入的分析。因为220kV变为枢纽变电站，220kV线路较多，两台主变，66kV母线还有相应的电源联络线。变电站的运行方式比较多比较灵活。如果整个网架的去分析运行和检修方式，孤岛的配置会很复杂。通过外部电气回路的搭建，逐级配合，可靠性较低，运维管理都很，随着光伏电站的增多，必将会造成的局面。对于孤岛是不是一定要无限配置这个普遍性的问题，我个人建议：首先将孤岛保护配置到一定层面（除某些特殊情况下，常规的孤岛现象都可以保护，再往下就通过调度发令跳闸，光伏的接入电网规程，要求快速跳闸，没有明确的时间。其次可以考虑为分列运行的主变配置备自投装置；最后，对于孤岛产生会造成的潜在危害的，运行检修单位，在日常运行检修的相应条例里完善相应规定，当孤岛产生时避免触电事故的发生。本工程为了避免220kV变采用两台主变分列运时，光伏联网线路所处母线变跳闸出现的孤岛现象，也可以在220kV乌丹变配置远跳装置1套，通过监视主变低压侧断路器位置来实现孤岛配置。对兴隆地光伏电站的要求过流保护光伏电站应具备一定的过电流能力，在120额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1min。恢复并网系统发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在系统电压频率恢复正常后，光伏电站按电力调度部门指令执行，不可自行并网。故障录波装置根据Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》的要求，光伏电站应配置故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10S到故障后60S的情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。故障录波装置录取66kV并网点交流电压、电流及保护动作、电能质量检测装置触发输出信号等开关量。电能质量监测装置光伏电站配置电能质量监测装置一套，用于和录取光伏电站谐波、电压偏差、电压波动、闪变和电压不平衡等各项电能质量指标，配置电能质量监测装置安装于光伏电站并网点处，电能质量监测装置应具备上传总站及地区子站信息的功能。电能计量设光伏电站66kV并网点为计量关口贸易结算点，选用主副两块全电子式关口电能表做新增线路的电能计量用，新增的两块电能表安装在光伏电站电度表屏内。系统变电站侧做为考核计量点，配置1块多功能电能表。本光伏电站应具备一定的耐受电压异常及耐受系统频率异常的能力，需满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中在电网电压或频率异常时的运行时间要求。逆变器并网逆变器应为制造厂成套供货设备，且具有孤岛效应保护、直流过电压过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护（具有故障检测功能、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护、同期功能，可自动投入/退出逆变器以及对地电阻监测和功能。调度自动化调度组织关系兴隆地光伏电站由赤峰地调调度指挥，信息送至赤峰调度。远动信息通电站远动信息通过网络104规约接入电力调度数据网，并采用2M规约方式直接送入赤峰地调。电力调度数据网接入及安全防护电力调度数据网接入本工程调度数据网接入节点设在东北网调度数据网的骨干接点,即赤峰地调。电站通过不同路由的22M带宽的通道直接接入赤峰地调的骨干节点。变电所内计算机系统与调度中心之间的通信协议采用DL/T634.5104-2002协议，电能计量系统与调度中心之间的应用层通信协议采用DL/T719-2000协议。故障信息管理系统与调度中心之间的应用层通信协议采用IEC60870-5-103协议。本期工程配置的数据网接入设备主要包括：2台路由器、4台接入交换机。系统安全防护根据国家电网公司[2006]1167号国家电力 下发的电监安全[2006]34号文《电力二次系统安全防护总体方案》和《变电站二次系统安全防护方案》的有关要求，光伏电站防护方案为：计算机系统与东北网调、相关地调通过MPLS- 1进行通信。电量计量系统、继电保护和故障信息子站与赤峰地调电量计费主站系统、继电保护和故障信息主站系统通过MPLS-2进行通信。在控制区与广域网的纵向连接设置经国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置，实现双向认证、数据加密和控制。在非控制区与广域网的纵向连接设置经国家指定部门检测认证的电力纵向加密认证装置。本工程配置4套二次纵向加密装置。远动信息内容根据《地区电网调度自动化设计技术规程》(DL5002-2005)、《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL5003-2005)、及《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》，光伏电站及接入电力系统的线路应根据调度需要向调度端传送下列信息光伏发电升压站侧遥测量光伏发电升压站总有功功率和无功功率，发电量，功率因数与系统连接的各线路有功功率、无功功率、电流光伏发电升压站气象信息（福照度、气温、气压）预计开机容量66kV母线电压/10kV母线电压系统频率遥信量事故总、预告总信号；断路器位置信号；隔离刀闸位置信号；主保护及自动装置动作信号；孤岛效应保护动作信号；逆变器的位置信号；量并网断路器的分合；有载调压变压器分接头的调节；光伏电站的启停；光伏发电站的功率调节。系统变电站侧66kV线路线路有功功率、无功功率、电流。接入电力系统涉及的变电站兴隆地光伏电站的两个接网方案分别为66kV变电站和220kV变电站。每个方案中的每个变电站本期工程新增加线路测控装置1套，同时新增测控单元与原有通信控制单元需进行接口调试。并对变电站系统数据库、画面、报表信息需进行修改。光伏发电升压站站内自动化设备的配置原则光伏发电升压站远动系统和系统统一考虑。共用，实现资源共享，完成对光伏发电升压站设备的就地和远传。此站配置一套计算机监控系统，该系统必须满足DLT5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》的有关要求。系统能根据运行人员令进行断路器、开关及接地刀闸的正常远方操作等。还能根据系统调度要求进行 、无功补偿设备的投切控制等。系统间隔层设备以对象（即电气间隔）为单元，各自相对独立。配置通讯管理机1台，接入各种通讯方式的二次设备，装置预留充足接口。站内闭锁方式为间隔层采用电气闭锁方式，站控层采用微机五防闭锁方式。站内计算机系统投资不在系统投资范围内站内设置一套3kVA交流逆变电源，为站内计算机系统、数据网接入设备及电能计量等重要负荷提供可靠交流工作电源。交流逆变电源不自带蓄电池。系统输入电源取自所用电，备用电源取自直流系统。升压站全站配置1套公用的同步时钟对时系统。系统具备多时间源、具有内部守时，输出多制式，系统输出可以扩展，可以满足系统的对时要求，保证时间需求的高精确度、高稳定性、高安全性，高可靠性，以B码进行对时。电量计量关口点设置电量计费关口点设置原则：设置在分界的并网点。两个方案均设置在光伏电站66kV并网点；系统变电站66kV线路侧设置为考核点，装设多功能电能表（列入二次专业。电能表信息接入电量计量远方终端。电能计量系统的设置站内应配置电能量计量系统，电量计量装置负责对所有电度量数据和处理。该系统必须满足DL/T5202-2004《电能量计量系统设计技术规程》的有关要求。本期工程配置电能量终端设备2套。电能计量信息的传输电能量装置主要通过RS485口采集电度表的数据电能量装置通过数据通信向有关部门传送电能量信息，也可以通过电话拨号方式传送电能信息，两种方式互为备用。通信规约采用DLT7192000即IEC60870-5102规约。图像安全监视系统为便于运行管理，保证安全运行，站内配备一套图像安全监视系统，调度端通过所内的监视设备对开关场、保护室、室等进行实时监视。当有事故发生时自动告警，使事故的发生降低至最小点。根据电气设备布点及运行需要，配置不同数量和类型的设备。监视主机按最终规模配置，设备按本期规模配置；在开关场、大门口设置室外快球；保护室等设置室内快球；在围墙上设置电子围栏；、信号远传至调度端。有功功率控制系统根据国家电网发展[2009]327号文要求，光伏电站需安装一套有功功率控制系统，具备有功调节能力。能够自动接收电网调度指令或人工调节光伏电站有功出力的能力。无功电压控制系统光伏发电升压站需安装一套无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制光伏发电升压站并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。功率预测系统光伏发电升压站需安装一套光伏电站端功率预测系统，短期功率预测应能与财务次日零时起未来3天地输出功率，时间分辨率为15min（在国家法定节假日前一天，预测未来38天地分电场输出功率）；超短期功率预测应能预测未来04h的输出功率，时间分辨率为15min。。相关调度端系统为接收本期工程的远动信息，赤峰电网调度中心的调度自动化系统、电量计量系统需对现有SCADA系统、电网电量系统进行增容，并对负荷预测软件、状态估计、调度室潮流、静态安全分析等软件进行修改。同时预留司调度接口所需费用。投资均计列入本公司。通信部分调度关系赤峰永能新能源公司40MWp光伏电站建成投运后由赤峰地调调度管理和控制操作。一次系统概况方案一：由兴隆地升压站新建一回66kV线路至66kV二次变；线路长约12km，采用LGJ-240。方案二，由兴隆地升压站新建一回66kV线路至220kV变电站；线路长约8km，采用LGJ-240。通信系统现状光缆路由现状赤峰地区光缆多采用OPGW、ADSS光缆沿送电线路架设。变-西郊变现架设有1根12芯OPGW（光缆长度88.6km），变、西郊变至赤峰局及、巴林变、青山变、元宝山变至赤峰局均有光缆。光通信电路现状图目前，赤峰地区有多个光环网，赤峰地区AB两个2.5G骨干网，光传输设备均采用公司的产品；电场A、B两个622M光环网，光传输设备均采用中兴公司的S385、S330产品。通道要求待光伏站电路建成后需向地调传输各种数据，组织调度及行政通信通道，光伏站赤峰地调应具备独立的系统通信通道，用于传输调度、自动化等业务信息。通道需求表调度交换机（2数据网(IEC60870-5-104、102规约光缆建设方案方案二：随光伏站-220kV变电站新建的66kV送电线路架设1根24OPGW光缆，长度为8km光通信电路建设方案结合本工程相关情况，提出如下电路建设方案：方案一：在光伏站增设1622M光通信设备，在66kV乌丹二次变现有的光传输设备新增一块光接口板，开通光伏站-66kV乌丹二次变的（1+0）光链路，光伏站接入赤峰地区骨干网。赤峰地调和光伏站间配置1对PCM，由系统放小号实现对光伏站的行政通信。3光通信电路建设方案一方案二：在光伏站增设1套622M光通信设备，在220kV变电站现有的光传输设备新增一块光接口板，开通光伏站220kV乌丹变电站的（1+0）光链路，光伏站接入赤峰地区电厂光环网。赤峰地调和光伏站间配置1PCM，由系统放小号实现对光伏站的行政通信。热水 铜 巴西青锦 上 蔡家4光通信电路建设方案二通信组织本工程实现后，需组织光伏站至赤峰地调的光纤通信通道，分别实现调度、系统 、远动信息、计费信息的传输。方案一：光伏站新建OPGW光缆线路66kV二次变光缆线路220kV变光缆线路西郊变光缆线路赤峰地调。方案二：光伏站新建OPGW光缆线路220kV乌丹变光缆线路西郊变光缆线路赤峰地调。站内通信调度通信光伏站配置148线调度交换机(含两个调度台、1套录音设备)，该交换机采用2M接口以Q信令接入赤峰地调的调度汇接交换机。赤峰地调和青山备调各增加12M接口板和12M中继板。站内各配置一部公网 ，解决与当地的通信联系，并作为备用调度通信通道。行政站内各配置一套PCM接入设备，与赤峰地调形成对接，由赤峰地调放小号实现电厂的行政通信。综合数据网综合数据通信网主要由日常办公应用系统和生产指挥系统的图像、MIS网数据信息、市场信息以及地区负荷控制信息等。该系统整套设备独立组屏，结合东北网公司整体发展规划，光伏站配置一套综合数据通信网接入设备，组织至赤峰地调和青山备调。通信电源光伏站通信设备各需要一套独立的48V直流通信电源。配置1台30A×4/48V高频开关电源，1组100Ah/48V全密封阀控式铅酸蓄电池，1面交直流配电屏，组成一套48V直流通信电源。通信机房及防雷保护光伏站通信设备和系统通信设备均放置在变电站的二次设备室。光伏站配置一套通信防雷接地装置，主要包括电源防雷和信号防雷两部分，各保护器安装在相应的设备内部。配线架系统本工程中采用的配线架为综合配线架。a）光伏站配置1套综合配线架。b）变和二次变各配置1台光配线单元（ODF24c）赤峰地调配置1套数字配线单元（DDF16通信设备安装材料站内配置通信设备安装材料一套，包括电力电缆、通信电缆、2M同轴电缆、超5类双绞线等。土建部分方案一乌二变为66kV变电站。构架构式钢横梁，构架柱为格构式钢柱。设备支架为直径为300mm的杆，槽钢横梁。构支架基础均采用钢筋混凝土基础。主控楼为一层砖混结构，坡屋顶。地质条件乌二变电站工程地质条件良好，无不良地质条件，地质构造属于稳定区域地段，该地区冻土标准深度为1.8米，抗震设防烈度为6度。本期建设规模本期新增66kV出线1回，原有变电站没有空余间隔，在