6MW分布式光伏发电接入系统方案

XXXXXX6MW分布式光伏发电接入系统方案2022.11项目概况XXXXXX光伏发电项目位于XX县XX镇XX村，该区域属暖温带半湿润大陆性气候，四季分明，光照充足，年平均气温12.5℃。春秋季较短，夏冬季稍长。一月份较冷，月均气温-2.9℃，七月份稍热，月均气温26.7℃；属于太阳能辐射三类地区，全年日照时数为2200～3000h，辐射量在5015～5852MJ/（㎡•a），属太阳能资源较丰富地区。本项目规划利用XX村周边坑塘（约77537㎡）进行分布式项目建设，预计总装机容量5995kWp，年利用小时数约为1048h，年均发电量约为687万kWh，所发电量通过3台2000kVA升压变升压到10kV，T接XXXX站523线路并入电网。运行方式为全部上网。2引用文件本方案编制主要遵循的技术规程规范有：GB/T12325电能质量供电电压偏差GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T37408光伏发电并网逆变器技术要求GB/T37409光伏发电并网逆变器技术规范GB/T33592分布式电源并网运行控制规范GB/T33593分布式电源并网技术要求GB/T29319光伏发电系统接入配电网技术规定GB/T36558电力系统电化学储能系统通用技术条件GB/T36547电化学储能系统接入电网技术规定DL/T5542配电网规划设计规程DL/T5729配电网规划设计技术导则DL/T2041分布式电源接入电网承载力评估导则DL/T5202电能量计量系统设计技术规程3接入系统方案3.1周边电网现状XX镇XX村位于XX县东南部，周边为XXXX站523、526线路，导线规格分别为JKLGYJ-240、LGJ-120。35kVXXXX站当前主变容量为8MVA+10MVA，2021年XXXX站最高供电负荷为11.41MW，最低供电负荷为-2.02MW，该站已并网光伏总容量6.35MW（均为低压）。2021年523线路最大负荷为2630kW，最小负荷为-173kW，已并网光伏容量约1.046MW；526线路最大负荷为2250kW，最小负荷为-376kW，已并网光伏容量约1.06MW。3.2接入系统方案本项目规划在XX县XX镇XX村周边坑塘进行分布式项目建设，装机容量为5995kWp。为了保证光伏发电设备所发电力利用程度最高，光伏发电设备采取分散升压集中并网模式，该项目6MW由3台2000kVA升压变升压到10kV，T接XXXX站武专线523线路43#杆并入电网。接入系统示意图如下：4电气计算4.1短路计算及稳定计算35kVXXXX站10kV母线出口短路电流为13kA，分布式电源接入系统后，在最大运行方式下，10kV母线出口处发生短路故障时，分布式电源提供的短路电流很小（约为0.346kA），XXXX站内10kV侧现有设备额定开断电流为25KA，原有断路器短路分断能力及热稳定仍满足要求。由于光伏电场容量较小，接入系统后不会对电网稳定运行产生影响，稳定计算不再进行。4.2无功平衡分布式电源并网点功率因数应能在0.98（超前）-0.98（滞后）范围内连续可调，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。5主要设备选择5.1主接线10kV采用单母线接线5.2升压变压器升压变电压等级10/0.4kV，短路阻抗等技术及性能参数应满足相关规定的要求。5.3送出线路导线截面分布式电源送出导线截面选择需根据所需送出的光伏容量、并网电压等级选取，并考虑光伏发电效率等因素；由升压变高压侧至线路T接点推荐使用YJLV-10-3*150电缆。5.4断路器并网点应安装易操作、可闭锁、具有明显断开点、具备接地条件的断路器，且应具备电源端与负荷端反接能力，并留有一定的裕度。根据短路电流水平选择断路器的分断水平，推荐采用分断电流为25kA的断路器。5.5电源及逆变器分布式电源应配置直流电源，供保护装置、电能质量在线监测等设备使用，还应配置UPS交流电源，供电能表、电能量终端服务器等设备使用。并网逆变器及SVG应具备有功、无功功率调节功能，应具备与本地能量管理系统、调度系统等通信的功能，接受电网调度功率输出的控制指令。6系统对分布式电源的技术要求6.1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。6.2谐波分布式电源接入电网后，公共连接点的谐波电压应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。公共电网谐波电压限值电网标称电压（kV）电压总畸变率（%）各次谐波电压含有率（%）奇次偶次0.385.04.02.0104.03.21.6分布式电源接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根）应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，应不超过表2中规定的允许值，其中分布式电源向电网注入的谐波电流允许值按此分布式电源安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。注入公共连接点的谐波电流允许值标准电压（kV）基准短路容量（MVA）谐波次数及谐波电流允许值（A）23456789101112130.381078623962264419211629122410100262013208.5156.46.85.19.34.37.91415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.512101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.16.3电压偏差分布式电源接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，20kV及以下三相公共连接点电压偏差不超过标称电压的±7%；220V单相公共连接点电压偏差不超过标称电压的+7%、-10%。6.4电压波动分布式电源接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。对于分布式电源出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在10次以内）考虑，因此分布式电源接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。6.5电压不平衡度分布式电源接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过B/T15543-2008《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%；其中由分布式电源引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。6.6直流分量分布式电源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%。6.7防雷接地分布式电源内的防雷接地装置应满足《交流电气装置的接地DL_T_621-1997》要求。6.8电压异常时的响应特性按照表3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。分布式电源在电网电压异常时的响应要求并网点电压最大分闸时间U<0.5UN≤0.2秒0.5UN≤U＜0.85UN≤2.0秒0.85UN≤U≤1.1UN连续运行1.1UN＜U＜1.35UN≤2.0秒1.35UN≤U≤0.2秒注：1.UN为分布式电源并网点的电网标称电压；2.最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电的时间。6.9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，应能够在表6-4所示的电网频率偏离下运行。分布式电源在电网频率异常时的响应要求频率范围运行要求低于48HZ根据分布式电源逆变器允许的最低频率或电网要求而定。48HZ-49.5HZ低于49.5Hz时要求至少运行10分钟49.5HZ-50.2HZ连续运行50.2HZ-50.5HZ每次频率高于50.2Hz时，分布式电源应具备降低有功输出的能力，实际运行可由电网调度机构决定，此时不允许处于停运状态的分布式电源并网。高于50.5HZ立刻停止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的分布式电源并网。7系统继电保护及安全自动装置7.1技术原则分布式光伏发电的继电保护及安全自动装置配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，其技术条件应符合GB/T14285《继电保护和安全自动装置技术规程》的配置要求。7.2线路保护光伏电站侧应配置1套方向过流保护，保障供电可靠性，减小停电范围。光伏电站线路发生短路故障时，线路保护应能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。7.3系统侧相关保护校验及要求光伏电站并网后，XXXX站侧相关线路保护、母线保护、CT变比等应校验满足要求。523线路开关柜应加装带电显示装置，微机五防锁完善后柜门带电闭锁功能，保护重合闸检无压配置根据调度部门要求设置。7.4安全自动装置应在并网点设置安全自动装置，具备防孤岛和故障解列功能，能够实现频率电压异常紧急控制，按照整定值跳开并网点断路器。8系统调度自动化8.1调度管理分布式电源由衡水地调管理，应满足实时监控、运维管理、应急处置等基本要求。正常运行情况下，分布式电源应能具备上传电流、电压、功率、发电量、功率因数和设备状态等信息的能力,上送至本地能量管理系统、电网调控系统的实时运行信息应能满足配电自愈控制、网络重构功能需求。8.2控制系统光伏电站应配置AGC、AVC系统并接入地调主站,输出功率偏差和功率变化率不应超出给定值，并能根据电网频率值、调度指令等信号调节电源的有功功率输出。8.3电能质量监测分布式电源并网点装设A级电能质量在线监测装置，每10分钟保存一次电能质量指标统计值，并定期上传。8.4远动传输光伏电站配置远动机2台；配置2套调度数据网设备，分别接入地调的调度数据网（接入主用平面链路带宽至少为6Mbps，接入备用平面链路带宽至少为2Mbps），每套调度数据网设备含路由器1台、交换机2台、纵向加密认证装置2台；配置入侵检测系统(IDS)1台。8.5对时方式配备双机冗余的统一时钟装置，均应支持北斗和GPS双对时（北斗优先）。8.6监测装置光伏电站配置网络安全监测装置及就地监视工作站1套(I、II区通过防火墙互联互通)。配置1套恶意代码防护管理模块，电脑均应使用安全操作系统。8.7Ⅲ区管理终端配置Ⅲ区管理终端一台，通过综合数据网接入省调OMS系统，实现自动化设备检修申请及相关报表报送。8.8信息安全光伏电站应根据相关要求完成等保测评、安全评估、密码应用安全性评估等，并到公安机关办理备案。9系统通信9.1技术原则分布式光伏应具备与电网调度双向数据通信的能力，满足继电保护、调度运行及信息采集等业务对电力通信的要求，其通信方式和信息传输应满足电力系统二次安全防护要求。9.2通信方式采用光纤通信方式，满足信息安全防护要求。利用现有线路架设24芯ADSS光缆，形成光伏电站—XXXX站—西半屯站通道，总长度约13km，纤芯采用ITU-TG.652光纤。9.3通信设备配置光伏电站应配置-48V直流电源，并配置1台SDH155M光端机，1套综合数据网及综合接入设备（IAD），预留接口接入调度电话。同时在西半屯站现有的通信设备上增加2个155M光口板和1块综合数据网业务接口盘，利用光缆实现光伏电站至西半屯站的1＋1通信。10计量与结算由于该光伏项目所发电量全部上网，因此只配置关口计量电能表。关口计量电能表在产权分界点处装设，按1+1配置，同时10kV523线路关口计量表设置为双向表，计量方式为高供高计。计量表精度0.5S级。电压互感器变比为10000/100、准确度等级为0.2级；电流互感器变比为400/5、准确度等级为0.2S级。应采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。光伏电站配置1台计量终端服务器及1套横向隔离装置，各计量表采集信息通过调度数据网接入计费主站系统和电能信息采集系统。分布式电源的电价与结算按照相关规定执行。附：光伏项目接入系统二次设备配置表序号项目设备型号及技术条件单位数量一光伏电站1智能电能