XXXXXX6MW分布式光伏發電接入系統方案2022.11項目概況XXXXXX光伏發電項目位于XX縣XX鎮XX村，該區域屬暖溫帶半濕潤大陸性氣候，四季分明，光照充足，年平均氣溫12.5℃。春秋季較短，夏冬季稍長。一月份較冷，月均氣溫-2.9℃，七月份稍熱，月均氣溫26.7℃；屬于太陽能輻射三類地區，全年日照時數為2200～3000h，輻射量在5015～5852MJ/（㎡?a），屬太陽能資源較豐富地區。本項目規劃利用XX村周邊坑塘（約77537㎡）進行分布式項目建設，預計總裝機容量5995kWp，年利用小時數約為1048h，年均發電量約為687萬kWh，所發電量通過3臺2000kVA升壓變升壓到10kV，T接XXXX站523線路并入電網。運行方式為全部上網。2引用文件本方案編制主要遵循的技術規程規范有：GB/T12325電能質量供電電壓偏差GB/T14285繼電保護和安全自動裝置技術規程GB/T37408光伏發電并網逆變器技術要求GB/T37409光伏發電并網逆變器技術規范GB/T33592分布式電源并網運行控制規范GB/T33593分布式電源并網技術要求GB/T29319光伏發電系統接入配電網技術規定GB/T36558電力系統電化學儲能系統通用技術條件GB/T36547電化學儲能系統接入電網技術規定DL/T5542配電網規劃設計規程DL/T5729配電網規劃設計技術導則DL/T2041分布式電源接入電網承載力評估導則DL/T5202電能量計量系統設計技術規程3接入系統方案3.1周邊電網現狀XX鎮XX村位于XX縣東南部，周邊為XXXX站523、526線路，導線規格分別為JKLGYJ-240、LGJ-120。35kVXXXX站當前主變容量為8MVA+10MVA，2021年XXXX站最高供電負荷為11.41MW，最低供電負荷為-2.02MW，該站已并網光伏總容量6.35MW（均為低壓）。2021年523線路最大負荷為2630kW，最小負荷為-173kW，已并網光伏容量約1.046MW；526線路最大負荷為2250kW，最小負荷為-376kW，已并網光伏容量約1.06MW。3.2接入系統方案本項目規劃在XX縣XX鎮XX村周邊坑塘進行分布式項目建設，裝機容量為5995kWp。為了保證光伏發電設備所發電力利用程度最高，光伏發電設備采取分散升壓集中并網模式，該項目6MW由3臺2000kVA升壓變升壓到10kV，T接XXXX站武專線523線路43#桿并入電網。接入系統示意圖如下：4電氣計算4.1短路計算及穩定計算35kVXXXX站10kV母線出口短路電流為13kA，分布式電源接入系統后，在最大運行方式下，10kV母線出口處發生短路故障時，分布式電源提供的短路電流很小（約為0.346kA），XXXX站內10kV側現有設備額定開斷電流為25KA，原有斷路器短路分斷能力及熱穩定仍滿足要求。由于光伏電場容量較小，接入系統后不會對電網穩定運行產生影響，穩定計算不再進行。4.2無功平衡分布式電源并網點功率因數應能在0.98（超前）-0.98（滯后）范圍內連續可調，光伏電站配置的無功補償裝置類型、容量及安裝位置應結合光伏發電系統實際接入情況確定，必要時安裝動態無功補償裝置。5主要設備選擇5.1主接線10kV采用單母線接線5.2升壓變壓器升壓變電壓等級10/0.4kV，短路阻抗等技術及性能參數應滿足相關規定的要求。5.3送出線路導線截面分布式電源送出導線截面選擇需根據所需送出的光伏容量、并網電壓等級選取，并考慮光伏發電效率等因素；由升壓變高壓側至線路T接點推薦使用YJLV-10-3*150電纜。5.4斷路器并網點應安裝易操作、可閉鎖、具有明顯斷開點、具備接地條件的斷路器，且應具備電源端與負荷端反接能力，并留有一定的裕度。根據短路電流水平選擇斷路器的分斷水平，推薦采用分斷電流為25kA的斷路器。5.5電源及逆變器分布式電源應配置直流電源，供保護裝置、電能質量在線監測等設備使用，還應配置UPS交流電源，供電能表、電能量終端服務器等設備使用。并網逆變器及SVG應具備有功、無功功率調節功能，應具備與本地能量管理系統、調度系統等通信的功能，接受電網調度功率輸出的控制指令。6系統對分布式電源的技術要求6.1電能質量由于光伏發電系統出力具有波動性和間歇性，另外光伏發電系統通過逆變器將太陽能電池方陣輸出的直流轉換交流供負荷使用，含有大量的電力電子設備，接入配電網會對當地電網的電能質量產生一定的影響，包括諧波、電壓偏差、電壓波動、電壓不平衡度和直流分量等方面。為了能夠向負荷提供可靠的電力，由光伏發電系統引起的各項電能質量指標應該符合相關標準的規定。6.2諧波分布式電源接入電網后，公共連接點的諧波電壓應滿足GB/T14549-1993《電能質量公共電網諧波》的規定。公共電網諧波電壓限值電網標稱電壓（kV）電壓總畸變率（%）各次諧波電壓含有率（%）奇次偶次0.385.04.02.0104.03.21.6分布式電源接入電網后，公共連接點處的總諧波電流分量（方均根）應滿足GB/T14549-1993《電能質量公共電網諧波》的規定，應不超過表2中規定的允許值，其中分布式電源向電網注入的諧波電流允許值按此分布式電源安裝容量與其公共連接點的供電設備容量之比進行分配。注入公共連接點的諧波電流允許值標準電壓（kV）基準短路容量（MVA）諧波次數及諧波電流允許值（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電壓偏差分布式電源接入電網后，公共連接點的電壓偏差應滿足GB/T12325-2008《電能質量供電電壓偏差》的規定，20kV及以下三相公共連接點電壓偏差不超過標稱電壓的±7%；220V單相公共連接點電壓偏差不超過標稱電壓的+7%、-10%。6.4電壓波動分布式電源接入電網后，公共連接點的電壓波動應滿足GB/T12326-2008《電能質量電壓波動和閃變》的規定。對于分布式電源出力變化引起的電壓變動，其頻度可以按照1<r≤10（每小時變動的次數在10次以內）考慮，因此分布式電源接入引起的公共連接點電壓變動最大不得超過3%。6.5電壓不平衡度分布式電源接入電網后，公共連接點的三相電壓不平衡度應不超過B/T15543-2008《電能質量三相電壓不平衡》規定的限值，公共連接點的負序電壓不平衡度應不超過2%，短時不得超過4%；其中由分布式電源引起的負序電壓不平衡度應不超過1.3%，短時不超過2.6%。6.6直流分量分布式電源向公共連接點注入的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5%。6.7防雷接地分布式電源內的防雷接地裝置應滿足《交流電氣裝置的接地DL_T_621-1997》要求。6.8電壓異常時的響應特性按照表3要求的時間停止向電網線路送電。此要求適用于三相系統中的任何一相。分布式電源在電網電壓異常時的響應要求并網點電壓最大分閘時間U<0.5UN≤0.2秒0.5UN≤U＜0.85UN≤2.0秒0.85UN≤U≤1.1UN連續運行1.1UN＜U＜1.35UN≤2.0秒1.35UN≤U≤0.2秒注：1.UN為分布式電源并網點的電網標稱電壓；2.最大分閘時間是指異常狀態發生到逆變器停止向電網送電的時間。6.9頻率異常時的響應特性本方案應具備一定的耐受系統頻率異常的能力，應能夠在表6-4所示的電網頻率偏離下運行。分布式電源在電網頻率異常時的響應要求頻率范圍運行要求低于48HZ根據分布式電源逆變器允許的最低頻率或電網要求而定。48HZ-49.5HZ低于49.5Hz時要求至少運行10分鐘49.5HZ-50.2HZ連續運行50.2HZ-50.5HZ每次頻率高于50.2Hz時，分布式電源應具備降低有功輸出的能力，實際運行可由電網調度機構決定，此時不允許處于停運狀態的分布式電源并網。高于50.5HZ立刻停止向電網線路送電，且不允許處于停運狀態的分布式電源并網。7系統繼電保護及安全自動裝置7.1技術原則分布式光伏發電的繼電保護及安全自動裝置配置應滿足可靠性、選擇性、靈敏性和速動性的要求，其技術條件應符合GB/T14285《繼電保護和安全自動裝置技術規程》的配置要求。7.2線路保護光伏電站側應配置1套方向過流保護，保障供電可靠性，減小停電范圍。光伏電站線路發生短路故障時，線路保護應能快速動作，瞬時跳開斷路器，滿足全線故障時快速可靠切除故障的要求。7.3系統側相關保護校驗及要求光伏電站并網后，XXXX站側相關線路保護、母線保護、CT變比等應校驗滿足要求。523線路開關柜應加裝帶電顯示裝置，微機五防鎖完善后柜門帶電閉鎖功能，保護重合閘檢無壓配置根據調度部門要求設置。7.4安全自動裝置應在并網點設置安全自動裝置，具備防孤島和故障解列功能，能夠實現頻率電壓異常緊急控制，按照整定值跳開并網點斷路器。8系統調度自動化8.1調度管理分布式電源由衡水地調管理，應滿足實時監控、運維管理、應急處置等基本要求。正常運行情況下，分布式電源應能具備上傳電流、電壓、功率、發電量、功率因數和設備狀態等信息的能力,上送至本地能量管理系統、電網調控系統的實時運行信息應能滿足配電自愈控制、網絡重構功能需求。8.2控制系統光伏電站應配置AGC、AVC系統并接入地調主站,輸出功率偏差和功率變化率不應超出給定值，并能根據電網頻率值、調度指令等信號調節電源的有功功率輸出。8.3電能質量監測分布式電源并網點裝設A級電能質量在線監測裝置，每10分鐘保存一次電能質量指標統計值，并定期上傳。8.4遠動傳輸光伏電站配置遠動機2臺；配置2套調度數據網設備，分別接入地調的調度數據網（接入主用平面鏈路帶寬至少為6Mbps，接入備用平面鏈路帶寬至少為2Mbps），每套調度數據網設備含路由器1臺、交換機2臺、縱向加密認證裝置2臺；配置入侵檢測系統(IDS)1臺。8.5對時方式配備雙機冗余的統一時鐘裝置，均應支持北斗和GPS雙對時（北斗優先）。8.6監測裝置光伏電站配置網絡安全監測裝置及就地監視工作站1套(I、II區通過防火墻互聯互通)。配置1套惡意代碼防護管理模塊，電腦均應使用安全操作系統。8.7Ⅲ區管理終端配置Ⅲ區管理終端一臺，通過綜合數據網接入省調OMS系統，實現自動化設備檢修申請及相關報表報送。8.8信息安全光伏電站應根據相關要求完成等保測評、安全評估、密碼應用安全性評估等，并到公安機關辦理備案。9系統通信9.1技術原則分布式光伏應具備與電網調度雙向數據通信的能力，滿足繼電保護、調度運行及信息采集等業務對電力通信的要求，其通信方式和信息傳輸應滿足電力系統二次安全防護要求。9.2通信方式采用光纖通信方式，滿足信息安全防護要求。利用現有線路架設24芯ADSS光纜，形成光伏電站—XXXX站—西半屯站通道，總長度約13km，纖芯采用ITU-TG.652光纖。9.3通信設備配置光伏電站應配置-48V直流電源，并配置1臺SDH155M光端機，1套綜合數據網及綜合接入設備（IAD），預留接口接入調度電話。同時在西半屯站現有的通信設備上增加2個155M光口板和1塊綜合數據網業務接口盤，利用光纜實現光伏電站至西半屯站的1＋1通信。10計量與結算由于該光伏項目所發電量全部上網，因此只配置關口計量電能表。關口計量電能表在產權分界點處裝設，按1+1配置，同時10kV523線路關口計量表設置為雙向表，計量方式為高供高計。計量表精度0.5S級。電壓互感器變比為10000/100、準確度等級為0.2級；電流互感器變比為400/5、準確度等級為0.2S級。應采用靜止式多功能電能表，至少應具備雙向有功和四象限無功計量功能、事件記錄功能，應具備電流、電壓、電量等信息采集和三相電流不平衡監測功能，配有標準通信接口，具備本地通信和通過電能信息采集終端遠程通信的功能。光伏電站配置1臺計量終端服務器及1套橫向隔離裝置，各計量表采集信息通過調度數據網接入計費主站系統和電能信息采集系統。分布式電源的電價與結算按照相關規定執行。附：光伏項目接入系統二次設備配置表序號項目設備型號及技術條件單位數量一光伏電站1智能電能