50mw光伏电站二次电力接入系统报告

(完整(完整word)50mw光伏电站二次电力接入系统报告XXXX 光伏公司50MWp光伏发电并网工程接入系统设计〔系统二次局部〕目录系统继电保护及安全自动装置 01。1设计依据 0设计范围 0光伏电站及钧州变接线状况 01。4系统保护现状 1\l“_TOC_250014“1.5系统继电保护及安全自动装置配置原则 3\l“_TOC_250013“1。6系统继电保护配置方案 3\l“_TOC_250012“1。7对相关专业的要求 5\l“_TOC_250011“1。8投资估算 5\l“_TOC_250010“调度自动化 6\l“_TOC_250009“2。1调度治理方式 6\l“_TOC_250008“调度自动化现况 6\l“_TOC_250007“远动信息内容 6系统调度自动化配置方案 7\l“_TOC_250006“信息传输方式和远动通道 11\l“_TOC_250005“投资估算 11\l“_TOC_250004“3通信 13\l“_TOC_250003“通信现状 13\l“_TOC_250002“调度关系 13\l“_TOC_250001“业务需求 143。4系统通信方案 143。5通道组织 143。6其它设备 15\l“_TOC_250000“3。7投资估算 15附图01:XXXX202335kV02:202335：远动信息图(完整(完整word)50mw光伏电站二次电力接入系统报告·0··0·系统继电保护及安全自动装置11设计依据1本设计依据XXXX光伏公司50MWp光伏发电并网工程接入系统一次推举110kV110/35kV110kV1220kV110kVLGJ—300,线路长度约11km。20231.1。3与光伏电站接入系统有关的系统继电保护现况。1.1。4有关的设计规程标准等：Q/GDW617—2023GB/T19964—2023《光伏发电站接入电力系统技术规定》;GB/T50866-2023GB50797—2023GB/T14285-2023《继电保护和安全自动装置技术规程》.1.2设计范围1。2.1110kV。2110kV1.2。3安全自动装置1.2.41。2.51.2.61.3光伏电站及钧州变接线状况XXXX50MWp110kV1110kV110kV1220kV110kV钧州220kV变电站目前主变容量为2＊150MVA,电压等级均为220/110/10kV，(完整(完整word)50mw光伏电站二次电力接入系统报告·1··1·220kV侧双母线接线，最终8回出线，现已出线8110kV侧双母线接线，最终97211km。14系统保护现状220kV150MVA8111220kV11称名保护式方设备型号投运年夏都1光差国电南瑞RCS-931B2023。062光差许继电气WXH-803襄城1光差RCS—931B2023。062光距WXH—803屯田1光差CSC—1032023.042光距长园深瑞PRS-753锁蛟1光差国电南瑞RCS-931B2023。062光差北京四方CSC-103(完整(完整word)50mw光伏电站二次电力接入系统报告··10·苏园1向方RCS—901B2023.042离距WXH—802I1光差WXH—8032023。042光差RCS—931BII1光差WXH—8032023.042光差国电南瑞RCS-931BV1光差许继电气WXH-8032023.112光差RCS—931B110kV73111〔111110kVWMH-800，202311110kV间隔名称保护方式设备型号投运年鸿畅文殊2023.112023。08横山田庄距离零序距离零序WXH—811APSL—621C2023.032023。06电厂电厂光纤差动许继电气WXH-13A2023。04桑园距离零序许继电气WXH-811A2023.03锦瑞距离零序许继电气WXH-811A2023.10龙距离零序2023。1015系统继电保护及安全自动装置配置原则1。5。1光伏发电站专用送出线路应按双侧电源线路配置保护。专线接入公用电网的大、中型光伏电站可配置光纤电流差动保护.1。5.21.5.3应重配置保护。故障，以保证系统安全稳定运行和牢靠供电，应装设专用的母线保护。1。5。5110kV〔66kV〕故障录波设备.110kV1。5。6光伏发电站应配置独立的防孤岛保护，防孤岛保护应与线路保护、重合闸、低电压穿越力气相协作。。7有打算性孤岛要求的光伏发电站,应配置频率、电压把握装置，当孤岛内消灭频率或电压特别时，可调整光伏发电站有功、无功出力.6系统继电保护配置方案1.6.1 110kV线路保护XXXX~220kV110kV间距离、接地距离保护、零序过流保护作为后备保护。光纤保护通道承受专用直达光缆纤芯方式.1.6。2 110kV母线保护110kV母线保护装置。110kV18路接入需要,本期只需将并网线路接入。1。6。3故障录波XXXX110kV50MWp,属大型光伏电站，需配置一套故障录波装置,用于将并网线路的信息接入。以便分析有关220kV2,110kV110kVYS—89A，202396路模拟量，192路开关量的接入，满足光伏并网线路接入的需要，本期不再增故障录波装置。IEC61850标准建模，遵循DL/T663的自描述功能;应具有保护装置的状态监测功能,具有对记录的录波数据及网络报文10S60S度〔调控〕中心远程调阅及综合故障分析等功能。1.6.4安全自动装置防孤岛保护应与线路保护、重合闸、低电压穿越力气相协作。。5光伏电站升压站配置一面继电保护试验电源柜和一套继电保护试验仪器仪表。17对相关专业的要求1。7.1XXXX～110kV221。7。25P、10P3P110kV线路保护、母线保护使用。线路两侧均安装线路电压互感器，以备重合闸使用。18投资估算1.88065151。8系统继电保护及安全自动装置投资估算表序号单位数量〔〕备注一XXXX110kV1110kV套1152套1153套1154面155套11565二220kV1110kV套1151580注：该表仅列设备费用，不包括运输安装及其他费用。调度自动化21调度治理方式依据电网治理体制和调度规程，XXXX需要。2调度自动化现况河南省调的智能电网调度技术支持系统D5000已投入运行,系统具备SCADA/AGC/AVC/PAS等应用功能。目前省调形成D5000和OPEN3000并列运行的根本的SCADA/AGCD5000OPEN3000地区调度数据接入网依据分层设计，分为会聚、接入层。23远动信息内容2.3.1a〕110kV光伏电站辐照度、环境温度、光伏组件温度；2。3.2a)全站事故总信号；b〕光伏发电单元运行状态信号;c〕110kVd〕110kVe〕SVG、站用变保护动作信号；f)110kV110kV隔离升压〔含接地刀闸〕位置信号;变压器分接头位置信号；遥控量a〕110kV断路器分/合把握命令；遥调量光伏电站有功出力目标值；b〕光伏电站无功值。4系统调度自动化配置方案2。4。1依据GB/T19964—2023《光伏发电站接入电力系统技术规定》和GB/T50866—2023远动信息采集范围应符合电网调度自动化能量治理系统〔EMS)的远动信息接入规包括逆变器和单元升压变压器运行状态等；光伏发电站并网点电压、电流、频率;光伏电站主变高压侧出线的有功功率、无功功率、发电量；光伏电站高压断路器和温度。光伏矩阵监控和气象监测系统通信猎取远动信息，以直采直送方式实现远动信息送往调度端，同时可承受调度端下发的调控指令。电能量计量系统本期工程应在光伏发电站内配备电能量计量系统设备，以实现计量点电量信屏等设备.光伏电站与电网结算关口点原则上位于厂网产权分界点,本工程关口计量设20.2s计量电能表，按主/副表配置。20。2s1IEC60870—5—102进展通信。调度专网设备依据国家电网调度数据网络总体方案的要求，本工程为光伏电站内调度生产21光伏电站内调度生产业务包含监控系统、电能计量系统、保护子站等，依据安全区分区要求划分为2个VPN，分别为安全区IVPN(监控系统〕和安全区IIFEVPN2×2M220kV2×2M220kV220kV2.4。4接入电网的厂站在应用系统的建设中应依据“安全分区、网络专用、横向隔离、纵控系统及电力调度数据网络〔SPDnet)接入设备实行相应的安全防护措施.光伏发电主控站应依据生产和治理的四个安全分区配置安全防护设备，以保产应用系统的安全防护。本期工程为光伏电站配置一套二次系统安全防护设备,包括一套正向物理隔实时调度系统度和并网发电运行考核与关心效劳补偿等.UPS功率推想系统工作站以及系统软件等。0～72h短期光伏发电功率推想以及15min～4h超短期光伏发电功率推想功能。光伏电站每15min～4h的时间区分率为15min;每天依据电网调度机构规定的时间上报次日0时至2415min.有功功率把握系统故障和特别运行方式时保证电力系统稳定性.2。4。8光伏电站应配置无功电压把握系统，具备无功功率及电压把握力气。依据电力调度部门指令，光伏电站自动调整其发出(或吸取〕的无功功率，把握光伏电站的要求.本光伏电站配置一套无功电压把握系统.2。4.9否满足要求.光伏电站应当在并网点装设满足IEC61000-4-30-2023《电磁兼容第A类电能质量在线监测装置。电能质量数据应能够远程传送到电网企业,保证电网企业对电能质量的监控。依据河南省电力公司电能质量相关治理规定，电能质量在线监测装置应接入河南电网电能质量在线监测系统.电能质量在线监测装置需满足相关技术标准，能满足数据现场猎取和向远方电能质量监测中心传输的功能，以备在线查询和电能质量治理.本工程配置一套电能质量在线监测装置，实现电能质量信息的采集、计算、分析和显示,信息送入河南电网电能质量在线监测系统。2.4.101装置、故障录波、计量设备等自动化系统供给统一的时间源，保证全站时间的全都GPS时间信号作为基准时钟源,优先承受北斗信号IRIG-B时间报文,在失去外部时间基准信号时具备守时功能。2。4。11为保证系统的牢靠性，应为调度自动化系统供给不停电电源系统〔UPS)，承受及调度自动化其它设备的供电要求，UPS2小时.建议UPS2.4.12钧州变电站侧设备配置2.4。13电站各自动化系统接入调度主站的需要。25信息传输方式和远动通道至河南省供电公司调度直接远动信息以调度数据专网为主备用通道，许昌供9600bit/s.远动系统、用电通道由通信专业统一组织.26投资估算2.6－1181170112.6-12 15套115310套220410套110550套150615套115710套110820套120910套1101010套110二17013套1320.2S8套1811181〕一1〔210套110通信XXXX50MWp,本期建设110kV1110kV出线1回，至220kV钧州变，建线路长度约11km。依据运行治理习惯和自动化专业要求,光伏电站按河南省调和许昌地调二级调度设计。31通信现状相关传输网现况及进展河南省电网已建有以光纤通信为主的系统通信网络;许昌供电公司也已形成了以地调为中心的光纤通信网。与本工程相关的通信现况如下：a〕省网通信现状220kVOSN-35002.5Gbit/s，与本工程有关的许昌接入网局部主环路径如下：许昌地调-付庄—夏都—钧州—襄城—薛坡—许昌地调。然后地调通过b)许昌地区通信网现状220kV2。5G〔STM—16〕光纤骨干环网，承受华为OSN3500钧州变通信现状220kV州站目前有通往省调及许昌地调的调度双通道，满足本工程接入要求。32调度关系依据电网治理体制和调度规程，建XXXX许昌地调二级调度。33业务需求光伏电站通信通道需求如下：1)22芯;2x2Mbit/s；2＊64kbit/s，PCM单独话路;数字专线通道，9600bit/sPCM4系统通信方案3.4。1光缆建设方案依据通信现况和地区网规划，推举承受光纤通信方式组织XXXX电站系统通信通道,提高接入牢靠性.124OPGW11km。建光伏电站通过钧州变接入许昌地区传输网。3。4。2STM-12155Mbit/s1+11PCM设备，用于光伏电站信息的接入。35通道组织通信通道OPGW电力传输网花都变河南省骨干传输网河南省调OPGW地区传输网许昌地调河南省骨干传输网河南省调OPGW区传输网许昌地调至地调备用通道:光伏电站建OPGW光缆钧州变原有光缆襄城变许昌地远动通道：依据