1、1.总的部分 .11.1.项目简介 11.2.项目建设周期 11.3.设计内容 11.4.设计依据 12.项目建设规模和电力系统概况 .11.1.项目建设规模 11.2.项目所在电力系统概况 13.接入系统方案 .23.1.接入系统原则 23.2.接入系统方案 34.电气计算及设备选择原则 .44.1.潮流计算 44.2.最大工作电流 44.3.短路电流计算 54.4.无功补偿容量 64.5.主要设备选择原则 85.系统对光伏电站的技术要求 .105.1.电能质量要求 105.2.电压异常时的相应特性 135.3.频率异常时的相应特性 136.一次设备清单 .157.系统继电保护及安全自动装置
2、 .167.1.配置及选型 168.调度自动化 .208.1.调度关系及调度管理 208.2.配置及要求 209.系统通信 .259.1.通信方案 259.2.通信通道组织 259.3.通信设备供电 259.4. 主要设备材料清单 26附件 1：周口火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布式光伏发电项目备案确认书 .27附件 2：国网周口供电公司发展策划部关于周口火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函 28附图 01：光伏电站区域 10kV 线路现状图 .29附图 02：光伏发电子系统主接线图 .2911.总的部分1.1.项目简介周口火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布
3、式光伏发电项目场址位于周口市川汇产业集聚区河南省长城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所，场址中心位于东经 114.67、北纬 33.66，海拔高度 50m 左右。项目占用河南省长城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所，设计年发电量约 1300 万千瓦时，全额上网方式并入国家电网。主要建设内容：利用厂房屋顶及厂区附属场所建设 12MWp 分布式光伏发电设备及其他。工艺流程：太阳能光伏发电技术。主要设备：光伏组件、逆变器、变压器、汇流箱、配电柜及其他。1.2.项目建设周期2016 年 12 月至 2017 年 12 月。1.3.设计内容根据国家标准及国家电网企业标准及河南省电力公司有关规定，进行周口
4、火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布式光伏发电项目接入系统方案的编制。1.4.设计依据国网周口供电公司发展策划部关于周口火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函周口火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布式光伏发电项目备案2确认书布式电源接入电网技术规定Q/GDW480-2010光伏电站接入电网技术规定Q/GDW617-2011；光伏发电站接入电力系统技术规定GB/T19964-2012；光伏发电站接入电力系统设计规范GB/T50866-2013；光伏发电站接入电网检测规程GB/T31365-2015；电能质量 电压波动和闪变GB 12326-2008；电能质量 电力系统
5、供电电压允许偏差GB12325-2008；电能质量 公用电网谐波GBT14549-1993；电能质量 三相电压允许不平衡度GB/T 15543-2008；电能质量 电力系统频率允许偏差GB/T15945-2008；20kV 及以下变电所设计规范GB 50053-2013；低压配电设计规范GB 50054-2011；继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-2006；国家电网发展【2013】625 号文国家电网公司关于印发分布式电源接入系统典型设计的通知 ；国家电网办【2013】333 号文国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范的通知 ；12.项目建设规模和电力系统概况1.1.项目
6、建设规模周口火蓝科华新能源有限公司 12 兆瓦分布式光伏发电项目场址位于周口市川汇产业集聚区河南省长城门业有限公司,位于神农路与大庆路交叉口西北角。项目建设装机容量为 12 兆峰瓦屋顶光伏电站及配套输变电工程，利用河南省长城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所；本项目分为两期建设，一期建设 6 兆峰瓦，二期建设 6 兆峰瓦，一期、二期同时并网。采用全额上网方式并网。1.2.项目所在电力系统概况河南省长城门业有限公司南侧为神农路，沿神农路北侧，目前有两回 10 千伏公网线路同杆架设，分别为 10 千伏永 4 板神农路 1线和 10 千伏永 6 板神农路 2 线；导线型号均为：JKLGYJ-240/
7、10。河南省长城门业有限公司附近适合 T 接的杆号为 9#杆，9#杆距110 千伏永宁变 10kV 双回线路长度约 1.52 千米；分布式电源距 T接点线路大概长度约 0.2 千米。23.接入系统方案3.1.接入系统原则3.1.1.根据国家电网公司企业标准 Q/GDW4802010分布式电源接入电网技术规定第 4 条.接入系统原则：（1）并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。（2）当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的 25%。 （3）分布式电源并网点的短路电流与分布式电源额
8、定电流之比不宜低于 10。（4）分布式电源接入电压等级宜按照：200kW 及以下分布式电源接入 380V 电压等级电网；200kW 以上分布式电源接入10kV（6kV）及以上电压等级电网。经过技术经济比较，分布式电源采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。3.1.2.根据国家电网公司企业标准 Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定第 4.2 条.接入方式：光伏电站接入公用电网的连接方式分为专线接入公用电网、T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网的三种接入方式。3.1.3.根据国家电网公司企业标准 Q/GDW617-2011光伏电站3接入电网技术规
9、定第 4.3 条.接入容量：（1）小型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的 25%，（2）T 接于公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在公用电网线路最大输送容量的 30%以内。3.2.接入系统方案根据上述国家电网公司企业标准要求的光伏电站接入系统原则及周围电网条件，并结合本项目实际情况。建议本项目一期、二期工程分别采用 1 回 10 千伏并网线路 T 接于公用电网的接入系统方式。建议接入系统方案如下：一期工程（6 兆峰瓦）通过 1 回 10 千伏线路 T 接入公共电网 10千伏永 4 板神农路 1 线 9#杆，T 接点距 110 千伏永宁变约 1.52 千米。10 千伏
10、永 4 板神农路 1 线导线型号为：JKLGYJ-240/10。二期工程（6 兆峰瓦）通过 1 回 10 千伏线路 T 接入公共电网 10千伏永 6 板神农路 2 线 9#杆，T 接点距 110 千伏永宁变约 1.52 千米。10 千伏永 6 板神农路 2 线导线型号为：JKLGYJ-240/10。本方案参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为 XGF10-T-3。一次系统接线示意图见图 3-1。4图 3-1：一次系统接线示意图54.电气计算及设备选择原则4.1.潮流计算4.1.1.计算条件1) 本工程计算水平年选择为 2017 年，远景年取 2020 年；2）运行方式选取
11、系统大负荷大开机方式；3）负荷功率因数取 0.95；4）考虑光伏电站按照 70%出力；4.1.2.计算结果表 4.1-1：潮流分析数据 光伏电站接入容量（MWp）最大出力（MWp）T 接公用线路名称 导线型号导线载荷（MW）年最大负荷（MW）一期 6 4.2 神农路 1 线 JKLGYJ-240/10 8.8 2.0二期 6 4.2 神农路 2 线 JKLGYJ-240/10 8.8 1.8经计算，此光伏发电项目一期、二期光伏电站最大出力均为4.2MWp，如表所示，神农路 1 线、神农路 2 线均能满足。4.2.最大工作电流本项目太阳能电池阵列输出为直流电，经过逆变、汇流、升压等过程后，再连接
12、至 10kV 电网。本项目一期、二期光伏电站装机容量均为 6MWp。若考虑倾角、逆变、汇流、升压过程中的电能损失（30%） ，则经过逆变、汇流、升压为 10kV 交流电后的最大工作电流为 243A。64.3.短路电流计算4.3.1.计算条件1) 本工程计算水平年选择为 2017 年，远景年取 2020 年；2）故障类型为三相接地短路故障；3）考虑光伏电站按照最大出力计算；4.3.2.短路电流计算对于含有光伏电站的系统，发生短路故障时，故障点短路电流可以分为两部分，一部分是由系统提供，另一部分是由光伏发电系统提供。根据光伏电站接入电网技术规定 （Q/GDW617-2011）文中规定：光伏电站需具
13、备一定的过流能力，在 120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于 1 分钟；在 120%150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于 10 秒。当监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%。即：光伏短路电流最大不超过额定电流的 150%。参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案附录中光伏电站接入系统短路电流计算方法。1）光伏电站接入前：并网点的短路电流：I POI=UN2/3*U N1/(3*I pcc)+XLUN2：公共连接点基准电压，UN1：并网点基准电压，XL：并网点到公共连接点线路的阻抗，7Ipcc：公共连接点短路电流
14、，2）光伏电站接入后：公共连接点短路电流：I pcc=Ipcc+1.5*In并网点短路电流：I POI=IPOI+1.5*InIn：光伏电站额定工作电流，4.3.3.计算结果2017 年短路电流计算结果见表 4.3-1。表 4.3-1 2017 年短路电流计算结果 单位 kA接入系统前 接入系统后光伏电站至变电站距离光伏电站额定工作电流公共连接点短路电流并网点的短路电流公共连接点短路电流并网点的短路电流一期 1.52km 0.346 13.05 13.05 13.57 13.57二期 1.52km 0.346 13.05 13.05 13.57 13.572020 年短路电流计算结果见表 4.
15、3-2。表 4.3-2 2020 年短路电流计算结果 单位 kA接入系统前 接入系统后光伏电站至变电站距离光伏电站额定工作电流公共连接点短路电流并网点的短路电流公共连接点短路电流并网点的短路电流一期 1.52km 0.346 15.13 15.13 15.65 15.65二期 1.52km 0.346 15.13 15.13 15.65 15.654.4.无功补偿容量4.4.1.无功容量根据 GB/T19964-2012光伏电站接入电力系统技术规定对无功容量的规定要求：81）无功电源光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏电站无功补偿装置。光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率
16、因数在超前 0.95滞后 0.95 的范围内动态可调，并应满足在下图所示矩形框内动态可调。图 4.4-1 光伏发电站的逆变器无功出力范围2）无功容量配置光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。通过 10kV35kV 电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前 0.98滞后 0.98 范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。通过 110（66）及以上电压等级并网的光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：a)容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主9变压器的感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；b)感性无功
17、容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏电站送出线路的一半充电无功功率之和。4.4.2.无功补偿计算：经计算，一期、二期光伏电站内箱式升压变、汇集线路的无功损耗之和均为 570kvar，本项目光伏电站采用的逆变器具有无功调节能力，能够对光伏电站无功功率进行调节，因此，本项目不再新增无功补偿装置。4.5.主要设备选择原则4.5.1.主接线一期、二期光伏电站 10kV 均采用单母线接线。4.5.2.升压站主变一期、二期光伏电站 10kV 各采用 6 台容量 1000kVA 升压变压器，电压等级 10/0.4kV，短路阻抗满足 GB/T17438电力变压选用导则 、GB/T6451油浸式电
18、力变压器技术参数和要求等规定的要求。4.5.3.送电线路导线截面本项目一期光伏电站（6 兆峰瓦）和二期光伏电站（6 兆峰瓦） ，分别采用 1 回 10 千伏并网线路 T 接于公用电网，一期、二期光伏电站最大工作电流均为 243A。T 接电网公共线路导线型号均为：JKLGYJ-240/10,长期允许载流量为 500A。满足本项目需求。光伏电站送出线路导线截面一般按线路长期允许载流量选取， 10一期光伏电站（6 兆峰瓦）和二期光伏电站（6 兆峰瓦）至电网公共线路 T 接点均选用 ZR-YJV22-8.7/10 3x185 电力电缆，其长期允许载流量为 318A，可满足光伏电站送出需求，4.5.4.
19、断路器形式根据短路电流水平计算结果选择设备开断能力，并预留有一定裕度，本项目 10kV 断路器选择以开断电流 20kA 为标准4.5.5.电气主接线电气主接线方案见图 4.5-1。图 4.5-1 电气主接线方案示意图115.系统对光伏电站的技术要求5.1.电能质量要求光伏系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度、直流分量等方面应符合相关标准。一般情况下，应保证在并网光伏系统电网接口处（并网点或公共连接点）可测量到谐波、电压等所有电能质量参数。在出现电能质量偏离标准的越限状况时，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统与电网安全断开，以免损
20、害公用电网的供电质量。光伏电站应根据电力部门要求装设电能质量检测及治理装置。5.1.2.谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549-1993电能质量 公用电网谐波的规定，各次间谐波电压含有率及单个光伏电站引起的各次间谐波电压含有率应满足GB/T24337-2009电能质量 公用电网间谐波的规定。本工程的公共连接点电压等级为 10kV，公共连接点的最小短路容量为 226MVA，根据标准规定，公共连接点的谐波电压限值及谐波电流允许值如表 5.1-1 和表 5.1-2 所示。需要说明的是，由于太阳能光伏发电系统的输出功率不稳定，实际注入公共连接点的谐波电流需要在光伏发电
21、装置并网时按照规定测量方法进行测量。因此，在光伏发电系统实际并网时需要对其谐波电流、谐波电12压进行测量，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需要采取加装滤波装置等相应措施。表 5.1-1 公共连接点的谐波电压（相电压）限值各次谐波电压含有率（%）电网标称电压（kV）电压总谐波畸变率（%） 奇次 偶次0.38 5.0 4.0 2.010 4.0 3.2 1.6表 5.1-2 注入公共连接点的谐波电流允许值 单位 A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）2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 130.38 10 78 62 39 62 26 44
22、19 21 16 28 13 2410 100 26 20 13 20 8.5 15 6.4 6.8 5.1 9.3 4.3 7.914 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 250.38 10 11 12 9.7 18 8.6 16 7.8 8.9 7.1 14 6.5 1210 100 3.7 4.1 3.2 6 2.8 5.4 2.6 2.9 2.3 4.5 2.1 4.15.1.3.电压偏差光伏电站接入电网后，其公共连接点的电压偏差应当满足GB/T12325-2008电能质量供电电压偏差的规定，即：35kV 及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压
23、的10%，20kV 及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的7%（注：如供电电压上下偏差同号（同为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据） 。本工程拟采用的逆变器输出工作电压范围应满足要求。135.1.4.电压波动与闪变光伏电站接入电网后，公共连接点处产生的电压波动和闪变应满足 GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变的规定及Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求。由于天气、云层、环境等因素的影响，光伏电站可以看作一个具有一定随机性的波动负荷，电压波动限值为 3%。根据 Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定的要求，光伏电站接
24、入电网后，光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应满足 GB/T12326-2008电能质量电压波动和闪变的要求。因此光伏电站以 10kV 接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过 3%。5.1.5.电压不平衡度光伏发电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过 GB/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%，其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过 1.3%，短时不超过2.6%。5.1.6.直流分量光伏电站接入电网后，向公用电网输送电能的直流分量应满足 GB/T19939-2005光伏系统并网技术要求
25、的规定，即“光伏系统14并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的 1%（逆变电源系统和电网宜通过专用变压器隔离连接） ”。根据 Q/GDW617-2011国家电网公司光伏电站接入电网技术规定中规定，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额定值的 0.5%。取其较小限值，本工程中逆变器向电网馈送的直流电流分量允许值为 0.5%243A=1215mA。5.2.电压异常时的相应特性光伏电站在电网电压异常时的响应要求见表 5.2-1，按照下表要求时间停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中任何一相。表 5.2-1 光伏电站在电网电压异常时的响应要求并网点电
26、压范围 最大分闸时间U0.5U N 0.1 秒0.5UNU0.85U N 2.0 秒0.85UNU1.1U N 持续运行1.1UNU1.35U N 2.0 秒1.35UNU 0.05 秒注：1.U N为光伏电站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。5.3.频率异常时的相应特性光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在电网频率偏离下满足如下运行要求：15a）电网频率低于 48Hz 时，根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率而定。b）电网频率为 48Hz49.5Hz 时，每次低于 49.5Hz 时要求至少能运行 10min。c）电网频率为 49
27、.5Hz50.2Hz 时，连续运行。d）电网频率为 50.2Hz50.5Hz 时，每次频率高于 50.2Hz 时，光伏电站应具备能够连续运行 2min 的能力，并执行电网调度机构下达的降低出力或高周切机策略；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。e）电网频率高于 50.5Hz 时，立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。166.一次设备清单本方案一次主要设备清单详见表 6.1-1。表 6.1-1：一次主要设备清单序号 设备名称 型号及规格 数量 安装位置 备注一期光伏电站1 10kV 进线柜 2 面 光伏电站2 10kV 出线柜 1 面 光伏电站3 10kV PT 柜 1
28、面 光伏电站4 10kV 计量柜 1 面 光伏电站5 10kV 站用电柜 1 面 光伏电站6 柱上断路器 ZW32-12/630-20 1 台 T 接点 17 隔离开关 1 组 T 接点 1二期光伏电站1 10kV 进线柜 2 面 光伏电站2 10kV 出线柜 1 面 光伏电站3 10kV PT 柜 1 面 光伏电站4 10kV 计量柜 1 面 光伏电站5 柱上断路器 ZW32-12/630-20 1 台 T 接点 26 隔离开关 1 组 T 接点 2177.系统继电保护及安全自动装置7.1.配置及选型7.1.1.10kV 线路保护1）配置原则光伏电站线路发生短路故障时，线路保护能快速动作，瞬
29、时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。为保障供电可靠性，减少停电范围，宜在光伏电站侧配置 1 套单方向过流保护，用于 10kV“T”接线路。2）技术要求a线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。b被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换以及系统操作等情况下保护不应误动。c在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。d主保护整组动作时间不大于 20ms，返回时间不大于 30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。e手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相
30、跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。f保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。187.1.2.母线保护对于不设置 10kV 母线的光伏电站，10kV 母线可以靠各进线的后备保护切除故障,本期不考虑设置母线保护。7.1.3.防孤岛检测及安全自动装置在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器。若光伏电站侧 10kV 线路保护具备失压跳闸及低压闭锁合闸功能，可以实现按 Un（失压跳闸定值宜整定为 20%Un、0.5 秒）实现解列，也可不配置独立的安全自动装置。光伏电站逆变器
31、必须具备快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛方案应与继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。7.1.4.系统侧变电站1）线路保护110kV 永宁变 10kV 永 4 板神农路 1 线和 10kV 永 6 板神农路 2线均配备有微机线路保护装置，可满足本期光伏电站接入要求，建议增加联跳回路。2）故障解列故障解列应满足以下技术要求：a.动作时间宜小于公用变电站故障解列动作时间，且有一定级差。b.低电压时间定值应躲过系统及用户母线上其它间隔故障切除19时间，同时考虑符合系统重合闸的配合要求。c.过电压定值、低/过频率定值按 DL/T 584 要求整
32、定。3）其他要求a光伏电站线路接入变电站后，系统侧备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b10kV 公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。7.1.5.对其他专业的要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用 5P、10P 级，电压互感器准确级宜采用 0.5、3P 级。2）光伏电站内需具备直流电源和 UPS 电源，供新配置的保护装置、测控装置、电能质量在线监测装置等设备使用。7.1.6.系统继电保护配置图继电保护及安全自动装置方案如下图所示：20图 7.1-1：继电保护及安全自动装置方案示意图7.1.7.对逆变器的要
33、求并网逆变器具有完善的保护功能，保证设备和人身，以及电网的安全。主要保护功能如下： 电网电压过、欠压保护。 电网电压过、欠频保护。 电网短路保护。 孤岛效益保护：当网上发生故障时，光伏电站并网逆变器通过检查并网电压、频率、相位等，在逆变器交流侧将光伏电站与电网脱离，动作时间小于 0.2s。 逆变器过热保护。 光伏阵列输入极性反接保护。 逆变器过载保护。 逆变器对地漏电保护。217.1.8. 继电保护及安全装置设备清单系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表 7.1-1。表 7.1-1：继电保护及安全装置设备清单序号 设备名称 型号及规格 数量 安装位置 备注一期光伏电站1 安全自动装置 1 套
34、 光伏电站2 10kV 线路保护装置 1 套 光伏电站3 直流电源及 UPS 电源 1 套 光伏电站4一期光伏电站1 安全自动装置 1 套 光伏电站2 10kV 线路保护装置 1 套 光伏电站3228.调度自动化8.1.调度关系及调度管理调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、调度管理范围划分原则确定。远动信息的传输原则根据调度运行管理关系确定。本项目光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统。由周口地调实行调度管理，相关远动信息及电能量信息送周口地调。8.2.配置及要求8.2.1.光伏电站远动系统光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理
35、采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至周口地区调度；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。8.2.2.有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部23门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的
36、要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制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。8.2.3.电能量计量本方案电能量计量表设置上下网关口计量电能表、并网电能表、站用点计量表，用于光伏发电计费补偿。1）安装位置与要求在产权分界点增加高压综合计量箱，安装同型号、同规格、准确度相同的主、副表电能表各一套。主、副表应有明确标志，可考虑与智能断路器集成化配置。在光伏电站并网点安装电量计量表计用于考核。2）技术要求电能表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，配有标准通信
37、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。10kV 关口计量电能表精度为 0.2S 级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到 0.2S、0.2 级。3）计量信息统计与传输配置计量终端服务器 1 台，计费表采集信息通过计量终端服务器上传至周口地调，便于调度机构掌握光伏所发电量信息。248.2.4.电能质量监测装置需要在并网点装设满足 GB/T19862电能质量监测设备通用要求标准要求的类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。8.2.5.系统变电站本方案光伏电站接入系统变电站变后，变电站调
38、度管理关系不变。8.2.6.远动信息内容1）光伏电站光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：a.光伏电站并网状态；b.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c.并网点光伏电站升压变 10kV 侧电压和频率、注入电网的电流；d.主断路器开关状态等。2）系统变电站系统侧不增加新的间隔和出线，远动信息不变。8.2.7.远动信息传输光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采25取基于 DL/T634.5101 和 DL/T634.5104 通信协议。当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备 2 套，组
39、柜安装于光伏电站二次设备室。8.2.8.二次安全防护为保证光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装 IP 认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN 技术体制，划分为控制区 VPN 和非控制区 VPN。采用电力数据网接入方式，需相应配置 1 套纵向 IP 认证加密
40、装置和 1 套硬件防火墙。若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。8.2.9.调度端设备配置本期工程应为周口地调的调度自动化主站系统开列工程配合费用，以满足光伏电站各自动化系统接入调度主站的需要。8.2.10. 继电保护及安全装置设备清单26系统调度自动化配置清单详见表 8.2-1。表 8.2-1：系统调度自动化设备清单厂站 设备名称 型号及规格 数量 备注远程通信服务器 1 套 一期、二期共用考核电能表柜 含主、副表各 1 块及远传功能 2 面 一期、二期各一面电能量终端服务器 1 套 一期、二期共用电能量在线监测装置 2 套 一期、二期各一套MIS 网三层交换机 2 台 一期、二期各一台电力调度数据网接入设备柜含 2 台路由器，4台交换机 2 面 一期、二期共用纵向认证加密装置 4 套 与调度数据网络 设备共同组柜光伏电站时钟同步系统 1 套 一期、二期共用产权分界点 高压综合计量箱用于安装主、副表实现关口计量的作用并具备远传功能2 个 一期、二期各一个
