15MW农光互补发电项目-接入系统设计报告

洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目接接入系统设计(审定版)洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目(以下简称：华宇康农光)业主为海南华宇康新能源科技有限公司，本项目立足叶菜类种植示范及农光互补一体化发展，利用农业大棚顶部建设光伏电站，提高了土地利用率，提升生态种植经济收益，解决项目周边农民就业问题，为地区创收做出贡献。由24块200Wp多晶硅双玻组件串联组成一个电池组串，10到16个通过直流配电柜接入光伏并网逆变器。电站由15个1MWp发电单元组成，每1MWp发电单元逆变升压后输出10kV电压，每个发电单元划于2018年6月底建成投产，预计年均发电量约1781万kWh,年海南华宇康新能源科技有限公司委托我公司对洋浦开发区三都3、接入系统工程建设规模及投资估算。I1设计依据、范围和原则 1 2 21.4设计水平年 2 32.1洋浦电力系统现状 32.2洋浦电力系统发展规划 52.3光伏电站概况 62.4洋浦电网电力平衡 92.5接入系统方案拟定 2.6系统对光伏发电并网的有关技术要求 3.1系统继电保护和安全自动装置 3.2调度自动化 3.3电能计量 4.1通信概述 4.2系统通信 4.3站内通信及辅助设施 5结论及建议 5.1项目基本情况 I5.2接入系统方案 5.3系统二次 5.4系统通信 5.5电能质量 5.6投资估算 附图01洋浦开发区电网2017年地理接线图附图02洋浦开发区电网2018年地理接线图(含推荐方案示意)附图03洋浦开发区电网2020年地理接线图(含推荐方案示意)通光伏电站优选名单及规模(洋浦)的通知》附图0610kV汇流#1光伏系统一次接线图附图0710kV汇流#2光伏系统一次接线图附图09220kV三都站附图10洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目接11设计依据、范围和原则3)《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB/T14285-2006);5)《城市电力规划规范》(GB/T50293-1999);6)《电力系统安全稳定导则》(DL/T755-2001);8)《电力系统通信设计技术规定》(DL/T5391-2007);9)《光伏(PV)发电系统过电压保护-导则》(SJ/T11127-1997);13)《架空线路及电缆安健环设施标准》(Q/CSG10002-2004);14)《110千伏及以下配电网规划技术指导原则》,中国南方电网，15)《110kV及以下配电网装备技术导则》(Q/CSG10703-2009);16)《中国南方电网有限责任公司35～110kV配电网项目可行性研究内容深度规定》(Q/CSG115003-2011);17)《城市配电网技术导则》,中国南方电网，2005;19)国家、电力行业及南方电网公司相关的规程规范等；20)《洋浦经济开发区经济发展局关于印发海南省2017年度普通2光伏电站优选名单及规模(洋浦)的通知》;22)洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目接入系统设计评审意见。本项目为洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目接入系统设计，设计坚持以下原则：1、符合省、地区电力系统规划总体要求和洋浦总体发展规划、安全可靠、节能环保、系统优化。2、满足业主发电需求、节能降耗、节约用地、设备先进实用。1、结合洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目的装机容量和发电出力，结合周边电网现状，提出接入系统方案，进行多方案比较并提出推荐方案。2、提出项目建设和投产时间。3、提出接入系统工程的建设规模。4、提出接入系统工程的投资估算及其构成。1.4设计水平年洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目计划于2018年6月底建成投运，因此，本项目设计水平年选为2018年。32电力系统一次部分2.1洋浦电力系统现状洋浦经济开发区位于海南西北部的洋浦半岛，现有面积31平方公里，规划面积69平方公里。近年来，洋浦经济开发区经济持续快速发展，显示出巨大的活力和潜力。2011-2016年间，国内生产总值由189.53亿元增长到256亿元，年均增长率为6.04%。2011年洋浦经济开发区第一产业为1.8亿元，第二产业为135.72亿元，第三产业为52.01亿元，第一、二、三产业占生产总值的比重为0.93:73.83:25.24。截至2017年底，洋浦开发区内电源装机容量为1203.77MW。其中，110kV及以下电压等级统调电源装机容量合计39.27MW,主要有金海浆纸光伏电站(装机容量35.5MW)、海之星光伏发电站(装机容量3.77MW)。截至2017年底，洋浦电网最高电压等级为220kV,主要通过三都～大成1回、三都～洛基1回、干冲～李坊2回，共4回220kV线路以及三都～木棠1回、三都～特钢1回、三都～峨蔓风电2回共4回110kV线路与儋州电网相联。现有220kV变电站4座，主变7台，总变电容量860MVA。其中公用站2座，即三都站(容量为2×120MVA)、干冲站(容量为现有132kV公用变电站2座，主变3台，总变电容量为120MVA,4132kV电网从洋浦电厂132kV母线直接引出，132kV线路共3回。现有110kV公用变电站2座，主变3台，总变电容量为140MVA,分别是浦东站(容量为1×40MVA)、德义站(容量为2017年洋浦经济开发区电网地理接线图见附图01。洋浦地区2017年全社会最大负荷为541MW,全社会用电量为39.9亿kWh。由表2-1可知，洋浦地区2017年最大负荷发生在10月，网供最大负荷183MW,如图2-1所示。从典型日负荷曲线来看，洋浦地区全天负荷高峰出现在中午12～16时，负荷低谷出现在凌晨4～5时。表2-12017年洋浦电网逐月负荷峰值单位：MW月份123456789负荷图2-1洋浦经济开发区年最大负荷日(2017年10月17日)负荷特性曲线52.2洋浦电力系统发展规划扩建浆纸厂生物质发电项目(该电厂为自备电广),装机容量为90MW,该电厂预计2018年初建成投产。2)中广核国投洋浦港5MW屋顶分布式光伏发电项目新建2回10kV线路接入电网，该电厂预计2019年底建成投产。2.2.2洋浦电网建设规划根据《海南电网“十三五”输电网规划修编》、《洋浦经济开发区“十三五”配电网规划滚动修编》及洋浦电网建设情况，本工程周边“十三五”期间电网规划建设情况如下。1)干冲π接洋浦电厂至三都220kV线路新建工程新建干冲π接洋浦电厂至三都220kV线路，长约1km,导线截面采用2×300mm2,预计2018年建成投运。2)干冲至三都Ⅱ回220kV线路新建工程6新建干冲～三都Ⅱ回220kV线路，长约6km,导线截面采用2×300mm2,预计2018年建成投运。3)新英湾110kV输变电新建工程新建110kV新英湾站，主变最终规模3×40MVA,本期规模2×40MVA;110kV出线最终4回，本期2回。新英湾站π接三都至浦东I回110kV线路，预计2018年建成投产。4)浦东110kV变电站#2主变扩建工程年建成投产。根据《洋浦“十三五”配电网规划滚动修编》,通过对洋浦历史负荷、供电量、国民经济相关情况及今后发展趋势等基础资料的分析，采用增长率法、分行业产值单耗法和人均用电量法对洋浦今后用电水平进行了详细预测，并提出了推荐方案，本报告中采用其推荐的预测结果，并根据现状稍作调整。洋浦电网负荷预测结果见下表。实绩实绩"十三五"增长率全社会用电量全社会最高负荷网供最大负荷本项目为洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项7目，建设地点位于海南省洋浦三都镇漾月村委会琅珩村。项目所在地地处海南省西北部。王村小城边村上容学雄段公学雄村等东方职类八路小爱墙新完村壮兰小爱墙大山疆汉村兰疆汉村兰里公壁下公壁下扬科村扬科村温文时m大猫m奶晒样奶晒样锦服打锦服打山市两路下水语當车當车笔坡村NV洋NV洋来疆村图2-3项目所在地华宇康农光项目利用农业大棚顶部建设光伏电站。电站由15个1MWp发电单元组成，每个发电单元的电力经集电线路汇集电力后集中输出至开关站。电站本期建设规模为15MWp,预计年均发电量约1781万kWh,年利用小时约为1187h。本工程计划于2018年6月底建成投产。8根据《洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目组件。具体参数见表2-3。编号单位数量峰值功率开路电压错误!未找到引V短路电流错误!未找到引A工作电压错误!未找到引V工作电流错误!未找到引A峰值功率温度系数开路电压稳的系数短路电流温度系数10年功率衰减%25年功率衰减%外形尺寸重量本项目装机容量15MWp,每个1MWp光伏发电单元系统由2个500kWp晶硅光伏方阵组成。本项目拟采用15个1MWp子方阵，每每个发电单元的电力拟采用电缆分接箱接线，即在每台箱变附近设置一个10kV电缆分接箱，经集电线路汇集成2个7.5MW的光伏，分开关站。92.4洋浦电网电力平衡根据《洋浦开发区三都华宇康新能源15MW农光互补发电项目可研报告》结果，典型晴天，华宇康农光互补项目日出力曲线如图2-4所示。从图中可看出，光伏出力时间集中在8点到18点。太阳辐射最高峰的12点到14点，光伏出力处于最高出力阶段，下午13:00出现光伏出力峰值。2.4.2计算条件2、计算年为2017～2020年；3、选取12月、10月的典型日负荷所代表冬小、夏大方式的负日的午间13点负荷);故不重复进行电力平衡计算，此外，海之星光伏发电站、生物质发电厂、海南炼化余热发电厂均为用户自备电厂，不计入本次电力平衡计5、光伏最大出力出现在中午13:00左右，光伏电站按满发与出力75%两种情况参与平衡；6、洋浦经济开发区采用13:00(光伏出力最大时刻)的负荷数据参与电力平衡，其中冬小取全年最大负荷的70%,夏大取全年最大负荷的85%;7、本工程光伏电站计划2018年6月建成投产，出力计入20182.4.3计算结果计算结果详见表2-4。2017年2018年2019年2020年夏大冬小夏大冬小夏大冬小夏大冬小一、网供最大负荷机容量00000055552.华宇康农光00光伏按满发出力及以下电源出力00四、本区光伏按75%出力及以下电源出力00六、本区电力平衡(盈+亏-)根据平衡结果可知，2018年洋浦华宇康农光互补项目投产后，2018年至2020年，洋浦110kV及以下电网存在一定电力缺额，仍需从主网输入约129~271MW电力，华宇康农光互补项目电力可以完全2.5接入系统方案拟定2.5.1发电厂(含分布式能源)接入系统原则发电厂(含分布式能源)接入系统主要有以下原则。(1)发电厂接入原则发电厂接入配电网应以审定的中长期电力规划为基础，从实际出发，遵循分层、分区、分散接入的原则，就近供电。(2)发电厂接入系统电压等级装机容量、电网运行要求和承受能力等因素，经论证后确定其接入配电网电压等级。不同规模发电厂接入的配电网电压宜按表2-5考虑。发电厂总装机容量接入电压等级(kV)A+、A、B类供电区C、D、E类供电区小于100kW100kW至1MW30MW及以上及以下配电网规划指导原则》,一般情况下总装机容量为10MW至30MW的发电厂接入电压等级宜采用110kV、35kV接入。入系统电压等级按110kV、35kV或10kV考虑。(1)220kV三都站三都站位于本项目西南方约4.0km处(直线距离，下同),主变最终规模3×180MVA,本期规模2×120MVA;电压等级为浦东Ⅱ、德义I、德义ⅡI,至2020年新增出线3回，分别规划至山东高速、海峡石化、汉地阳光，预留1回；10kV母线远期、终期均采用单母线分段接线，10kV终期出线规模3×10回，现状、规划均未(2)110kV德义站远期出线4回，已出线4回，分别至三都I回、三都Ⅱ回、德义I回、8回，目前已出线3回，分别至国投孚宝、华信油储、原油储备，至2020年规划未新增出线，剩余5回。(3)10kV三都线线混合，电缆段截面为185mm²,架空段截面为120mm²(LGJ),线路允许最大载流量为300A,主线总长约13.5km。峨蔓线由木棠站出线混合，电缆段截面为240mm²,架空段截面为185mm²(JKLYJ),线路允许最大载流量为465A,主线总长约13.5km。峨蔓线由木棠站出线后，向西北方向走线，主线距离华宇康光伏站址最近距离约2km。德义。O三都三者践峨线木常特冈(专用站)Ro木棠o木棠至李坊表示新建根据投产年周边电网情况，本报告共拟定了以下4个接入系统方案，并对各方案进行比较。方案一(110kV接入):华宇康农光项目新建1回110kV线路接至220kV三都站，新建线路长约5km。本期需在三都站扩建110kV方案二(35kV接入):华宇康农光项目新建1回35kV线路接至方案三：(10kV接入)华宇康农光项目新建2回10kV线路接至220kV三都站，每回线路长约5km。本期需在三都站扩建10kV间隔方案四(10kV接入):新建1座10kV开闭所(暂命名“#1开闭所"),新建#1开闭所-三都站2回10kV线路，线路长约1.5km,导线截面185mm²;新建华宇康农光-#1开闭所2回10kV线路，线路长约。干中华宇农光8O◎四◎四备注：实线表示已建、麻线备注：实线表示已建、麻线光伏发电站图2-6接入系统方案示意图(方案一，110kV接入三都站)德义干中华光g蚝线木特钢(专用站)80木棠图光伏发电站备注：实线表示已建、虚线表示新建图2-7接入系统方案示意图(方案二，35kV接入德义站)德义德义6O三都峨蔓线木棠特钢(专用站)80至李坊◎干冲表示新建0蓝岛水泥(专用站) 光伏发电站木棠德义德义₆%P峨蔓线木棠特钢(专用站)新建开闭所三都线至李坊◎干冲表示新建O蓝岛水泥(专用站)R三都至李坊1)可行性线路实施方面：方案一：三都站位于光伏电站西南部，新建华宇康农光-三都均地势开阔，进站无障碍。方案二：德义站位于光伏电站西南部，新建华宇康农光-德义35kV线路长度约10km。经初步了解，方案二光伏上网线路所经区域均地段线路需采用电缆型式敷设，电缆长度约5km。地势开阔，进站无障碍。站的2回10kV线路路障碍。变电实施方面：方案一三都站目前剩余110kV间隔4回，其中3回已分别规划至德义、海峡石化、汉地阳光，剩余1回。方案二德义站目前剩余35kV间隔5回，接入便利。方案三、方案四，三都站目前10kV间隔数量充足，接入便利。2)可靠性四个方案正常方式下均能满足光伏电站的外送要求，其中方案一、方案二送出线路N-1情况下光伏电力均四因有两回10kV线路送出，可在送出线路N-1情况下满足部分光伏电力送出。方案三、方案四可靠性较方案一和方案二好。3)潮流合理性2018年和2020年本项目周边站点计算负荷见下表所示。表2-6洋浦电网计算负荷表(方案一至方案三)单位：MW序号(实绩)最大负荷夏大方式冬小方式夏大方式冬小方式1三都站66(含德义)2德义站3李坊站85.3(含木棠)4木棠站5洛基站6大成站7干冲站表2-7洋浦电网计算负荷表(方案四)单位：MW序号(实绩)最大负荷夏大方式冬小方式夏大方式冬小方式1木棠站210kV三都线232310kV峨蔓线--410kV联络I线-1注：1.未列入本表站点的计算负荷，与表2-6取值一致。2.木棠110kV站2017年实绩最大负荷值包括10kV三都线、10KV峨蔓线供电负荷。线路上的分布情况等因素，10kV联络I线暂按分担原10kV峨蔓线负荷的1/3进行计算。图2-11木棠110kV站10kV峨蔓线典型日(8月13日)电流曲线(A)图2-12木棠110kV站10kV峨蔓线典型日(1月25日)电流曲线(A)图2-13木棠110kV站10kV峨蔓线2017年最大电流曲线(A)图2-14木棠110kV站10kV峨蔓线典型日(8月13日)电流曲线(A)图2-15木棠110kV站10kV三都线典型日(1月26日)电流曲线(A)(1)潮流分析方案一2018年大方式、小方式、2020年大方式、小方式下：本项目所发15MW电力送至220kV三都站后，因三都站10kV侧未供负荷，15MW电力均需转至三都站周边110kV站点消纳。方案二2018年大方式下：本项目所发15MW电力送至110kV德义站后，全部消纳。小方式下：本项目所发15MW电力送至110kV方案二2020年大方式下：本项目所发15MW电力送至110kV德义站后，全部消纳。小方式下：本项目所发15MW电力送至110kV方案三2018年大方式、小方式、2020年大方式、小方式下：本项目所发15MW电力送至220kV三都站，因三都站10kV侧未供负方案四2018年大方式下：本项目所发15MW电力送至10kV#1开闭所，在#1开闭所消纳3.5MW后，剩余11.5MW电力送至220kV方案四2020年大方式下：本项目所发15MW电力送至10kV#1开闭所，在#1开闭所消纳3.8MW后，剩余11.2MW电力送至220kV220kV、110kV侧消纳。2020年小方式下：本项目所发15MW电力送至10kV#1开闭所，在#1开闭所消纳2.6MW后，剩余12.4MW电力送至220kV三都站，因三都站10kV侧未供负荷，剩余电力经三都站主变升压至220kV、110kV侧消纳。(2)网损分析电网侧损耗方案二最低，方案三最高。以方案二(35kV单回接德义)网损为基准，方案一(110kV单回接三都)较方案二损耗高0.007MW,方案三(2回10kV接三都站)较方案二损耗高0.449MW,方案四(2回10kV接#1开闭所)较方案二损耗高0.448MW。为基准，方案二送出线路损耗较方案一高0.013MW,方案三送出线路损耗较方案一高0.580MW,方案四送出线路损耗较方案一高综上所述，方案一和方案三均接三都站，2017年最大负荷约为80MW,最小负荷日13:00时刻负荷为54MW,能完全消纳该光伏出力；但目前三都站无10kV出线，上网电力均需通过110kV线路转移方案二接德义站，德义站2017年最小负荷日13:00时刻负荷为方案四光伏接入#1开闭所，将10kV三都线全部负荷、10kV峨蔓线部分负荷转入#1开闭所，#1开闭所预计2018年最大负荷日13:00时刻负荷为3.5MW,#1开闭所消纳部分光伏电力。剩余11MW光伏电力送至三都站，因目前三都站无10kV出线，上网电力均需通过110kV线路转移至周边站点消纳。G:15.0L:20.0德义炼化洋浦电厂L:20.0易注椅电L:60.0三都干冲木前L:60.0大成洛基图2-16海南电网2018年夏大方式潮流图(方案一，1回110kV接入三都站)的的华宇康光伏木菜L:20.0L:20.0洛基L:20.0L:50.0炼化L:90.0干冲昌江杨电侮义大成9图2-17海南电网2018年冬小方式潮流图(方案一，1回110kV接入三都站)日日华宇康农光炼化L:90.0洋浦电厂L:40.0李坊L:35.0大成干冲德义洛基金海图2-18海南电网2020年夏大方式潮流图(方案一，1回110kV接入三都站)华宇康光伏华宇康光伏德义G:15.0木棠L:25.0李坊L:70.0炼化L:90.0洋浦电厂L:40.0干冲洛基L:60.05那大图2-19海南电网2020年冬小方式潮流图(方案一，1回110kV接入三都站)木棠炼化洋浦电厂李坊洛基L:85.0干冲L:30.0图2-20海南电网2018年夏大方式潮流图(方案二，1回35kV接入德义站)木棠金海炼化洋浦电厂L:50.0李坊那大5.0图2-21海南电网2018年冬小方式潮流图(方案二，1回35kV接入德义站)华华宇康农光木業李坊L:90.0洋浦电L:20.0昌江楼电那大博攀洛基干冲L:35.0L:25.0L:110.0金海图2-22海南电网2020年夏大方式潮流图(方案二，1回35kV接入德义站)金海李坊L:70.0炼化231.1G:1100.0洋浦电厂三都干冲洛基图2-23海南电网2020年冬小方式潮流图(方案二，1回35kV接入德义站)木棠木棠L:30.0博厚大成+L:20.0G:1100.0|干冲L:30.0图2-24海南电网2018年夏大方式潮流图(方案三，2回10kV接入三都站)干冲炼化博厚大成晶江移电三都L:20.0洋浦电厂洛基L:20.0图2-25海南电网2018年冬小方式潮流图(方案三，2回10kV接入三都站)金海金海L:25.0德义又干冲木棠李坊博厚那大大成洛基²图2-26海南电网2020年夏大方式潮流图(方案三，2回10kV接入三都站)木棠干冲洋浦电厂晶江核电A大成552.8(2)洛基华宇康光伏G:1100.0李坊炼化图2-27海南电网2020年冬小方式潮流图(方案三，2回10kV接入三都站)L:20.0木棠L;26.5李坊炼化大成L:3.5洛基6sW德义博厚L:20.0个2图2-28海南电网2018年夏大方式潮流图(方案四，2回10kV接入#1开闭所)德义o炼化洋浦电厂#1开闭所木棠洛基博厚那大大成L:50.0昌江核电干冲图2-29海南电网2018年冬小方式潮流图(方案四，2回10kV接入#1开闭所)L:25.0金海炼化洋浦电厂+李坊博厚大成洛基干冲德义图2-30海南电网2020年夏大方式潮流图(方案四，2回10kV接入#1开闭所)三都#1开闭所E:2.6干冲洛基博厚那大洋浦电厂炼化昌江核电木棠大成金海图2-31海南电网2020年冬小方式潮流图(方案四，2回10kV接入#1开闭所)3)投资经济性根据海南省电力工程建设的实际情况，参考近期同类工程的综合造价，确定经济比较中采用的造价如下：110kV升压站按1100万元/座；110kV出线间隔按150万元/个；110kV线路按110万元/公里；35kV升压站按550万元/座；35kV出线间隔按50万元/个；35kV架空线路按60万元/公里、电缆线路按250万元/公里；10kV升压站按400万元/座；10kV开闭所按280万元/座；10kV出线间隔按25万元/个；同塔双回10kV架空线路按50各方案一次部分工程建设规模及投资比较见表2-8。由表可知，投资经济上来看方案三初投资较省。以方案三初投资为基准值，方案一要高1234万元，方案二要高1584万元，方案四要高472.5万元。方案一方案二方案三方案四规模投资规模投资规模投资规模投资隔1个35kV间隔1个10kV间隔2个10kV间隔2个空线35kV线线5.0km+电缆两回10kV架空线5km10kV同塔双回架空线5.5km压站1座35kV升压站1座10kV升压站1座资差0从表2-9可知，总年费用方面，方案一总年费用最低，方案四一般，方案二、三较高。方案一方案二方案三方案四初投资投资差值0投资年费用年运行维护费年电能损耗费差值01总年费用总年费用差值2.5.6推荐方案根据上述比较，虽然方案四投资较略高，但其可实施性、电网适应性均较好，潮流合理，综合考虑，本报告推荐采用方案四，即：新建1座10kV开闭所(暂命名“#1开闭所”),新建#1开闭所-三都站光-#1开闭所2回10kV线路，线路长约4km,导线截面185mm²。送至三都站，因三都站无10kV出线，上网电力均需通过110kV线路转移至周边站点消纳。2.5.8导线截面选择按经济经济输送容量选择导线，光伏电站本期装机容量为15MW,推荐接入方案为2回10kV线路送出。考虑到光伏利用小时数较低，约1187h,建议本工程采用导线截面185mm²的架空绝缘导10kV线路经济输送容量(详见表2-10),能够满足送出要求，建议上网线路选用导线截面为185mm²的架空绝缘导线。导线型号2.6系统对光伏发电并网的有关技术要求根据本次光伏发电接入系统方案，本期光伏电场内配套建设1座10kV开关站，建议10kV开关站采用两段母线接线，两段母线之间不具备电气连接，各段母线上汇流光伏电力独立送入公网系统。另外，在距离三都220kV站约1.5km处建设1座10kV开闭所，开闭所采用单母线分段接线。序号母线名称三相短路电流光伏零出力光伏满发增加幅度1光伏电站并网点2#1开闭所10kV母线3三都110kV母线由表可知，三相短路故障时，光伏电站并网运行使得其附近相关母线的短路电流有小幅增加，其中三都站110kV母线短路电流增幅为光伏电站并网后，各母线的三相短路电流增幅较小。根据宝邑站等公用站的开关设备情况，能满足要求，无需对设备进行更换。根据GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》中所规定的：当光伏系统中逆变器的输出大于其额定输出的50%时，平均功率因数应不小于0.9(超前或滞后)。一段时期内的平均功率因数(PF)公太阳能光伏发电站所发电力功率因数较高，约在0.98以上，基2018年6月底建成投产。3电力系统二次部分3.1系统继电保护和安全自动装置220kV三都站计算机监控系统为国电南自的设备。新建1座10kV开闭所(暂命名“#1开闭所”),新建#1开闭所-三都站2回10kV线路，线路长约1.5km,导线截面185mm²;新建华接入系统方案示意图如下图所示：根据《南方电网电力二次装备技术导则》及《光伏发电并网技术标准》配置原则：新建2回10kV线路，作为#1开闭所的进线，由三都220kV站断和过流保护功能。#1开闭所2回出线：华宇康农光互补项目新建2回10kV线路接入#1开闭所，线路长约4km,导线截面185mm2,本期工程考虑在10kV光伏并网线路两侧各配置1套保护测控一体化装置，具有方向10kV开关站母线采用单母线接线，根据《南方电网电力二次装置10kV母线保护。10kV开闭所母线采用单母线分段接线，根据《南方电网电力二次装备技术导则》配置原则，本期工程配置1套10kV分段保护。3.1.5故障录波根据《光伏发电站设计规范》(GB50797-2012)要求，华宇康农光互补项目10kV开关站配置一套故障录波装置，故障录波装置应记录故障前10秒到故障后60秒的情况，并能够与电力调度部门进行崩溃等发生后的有关系统电参量的变化过程及继电保护与安全自动号可接入故障录波装置的外部触发节点。故障录波装置按80路模拟量，含4路直流母线电压模拟量，160路开关量配置。求，光伏电站应配置安全自动装置1套，即电压频率紧急控制装置，岛保护方式主要有电压相位跳动、3次谐波变动、频率变化率等。(1)针对光伏系统内部低压侧保护配置，逆变器须自带极性反(2)逆变器自身应具备低周低压及高周保护，且整定值能够手(3)为避免孤岛引起的安全问题，如线路维护人员人身安全受(4)光伏逆变器系统应具备根据系统电压自动调整出口电压。(1)对直流电源的要求直流电源采用220V站用直流电源系统提供的电源，每回线路的(2)对保护用电流互感器二次绕组的要求a.保护用电流互感器的配置及二次绕组的分配应避免出现保护死区，同时又要尽可能减轻电流互感器本身故障时所PT绕组，其中一组星形绕组用于线路保护和测量装置，一组星形绕组用于计量装置，一组开口三角形绕组用于保护和测量。本投资估算只考虑与电力系统相关的二次部分，不含光伏系统本体及光伏升压站等相关二次投资。本期方案投资估算如下：(1)华宇康农光互补项目10kV开关站序号保护设备名称数量单位价格备注110kV线路保测控装置4台2故障录波屏1面3频率电压紧急控制/防孤岛保护屏1面4二次电缆4千米8合计序号保护设备名称数量单位价格备注110kV线路保护测控装置2台2二次电缆2千米4合计(3)10kV开闭所序号保护设备名称数量单位价格备注110kV线路保护测控装置8台序号保护设备名称数量单位价格备注210kV分段保护测控装置1台53二次电缆2千米4合计3.2调度自动化本期新建的华宇康农光互补项目利用新建的10kV开关站10kV州地调。实现了SCADA/EMS、WAMS、自动配置。光伏发电站调度管辖设备供电电源应采用不间断电源装置 动化技术规程》的要求，结合调度运行需要，光伏发电系统应向相关调度部门传送如下远动信息并接收调度端的遥控、遥调命令：1)遥测10kV线路有功功率、无功功率及有功/无功电能量；10kV母线电压；站用电源的有功功率和无功功率及无功/有功电能量；光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；光伏电站并网点的电压和频率、注入电网电流；所有断路器位置信号；10kV出线隔离开关，地刀位置信号；10kV线路保护和重合闸动作信号；光伏电站并网状态、辐照度、环境温度；变压器分接档位、主断路器开关状态；调度范围内的通信设备运行状况信号。3)遥控/遥调10kV断路器分/合控制：在紧急事故情况下，调度部门有权临时将光伏发电解列，事故处理完毕，应立即恢复光伏电站的并网运行。远动数据向中调、备调传输本期采用一路2M专线(路由器方式)和一路调度数据网，支持的通信协议有IEC61870-5-104等；远动数据向儋州地调传输采用一路2M专线(路由器方式)和一路调度数据网，支持的通信协议有IEC61870-5-104等。远动通道应具有一定的传输质量，符合ITU有关规定。号漏发、VQC控制指令拒动等相关问题，光伏电站侧配置通信在线分析，使电站检修维护人员对并网设备进行透明监视、管理，对AVC/VQC调节指令、开关控制指令下发情况可进行直接跟踪。由于10kV开关站的接入，有关各调度端需增设必要的硬、软件有功功率控制系统、无功功率控制系统共组1面屏，上传中调采用一路2M专线(采用路由器形式)和一路调度数据网。上传儋州地调采用一路2M专线(采用路由器形式)和一路调度数据网。光伏电站的输出功率预测能根据海南电网调度部门统筹安排常上传中调采用一路2M专线(采用路由器形式)和一路调度数据要求的电能质量监测装置，在10kV并网线路两侧各配置一套电能质测系统暂未使用，因此要求电能质量监测装置具备数据存储一年及以上的能力，以备电网相关管理部门查询，保证电网对电能质量的监控，同时要求装置具备远传接口，待主站开通时通过现有光纤通道接至海南电网公司电能质量在线监测系统主站端。光伏电站调度自动化投资估算见表3.2-1。远动系统投资含在光伏本体计算机监控系统内，不包括在本表内。(1)华宇康农光互补项目10kV开关站序号数量单位价格备注1有功、无功控制系统1套2光功率预测系统1套3电能质量监测系统1套41项包括自动化、远动等5儋州地调系统扩容1项5包括自动化、远动等合计序号数量单位价格备注1儋州地调系统扩容1项52站内综自系统扩容1项1合计6(3)10kV开闭所数量单位价格备注1电能质量监测系统1套2儋州地调系统扩容1项53站内综自系统扩容1项1数量备注合计3.3电能计量电网辖区内各类专变用户、居民用电、公变台区和关口计量点进行自动抄表和用电监测等功能。计量自动化系统主站与厂站端电能量采集终端的通信协议采用海南电网版102规约。典型设计》(2014版)及DL/T448《电能计量装置技术管理规程》的相关要求。网结算关口。10kV开关站至开闭所两侧计量配置按典设CSG-10KJL-01方案功0.2S级、无功2级、双向双485口三相四线多功能电能表，主副表配置。方案设计，计量表采用国产有功0.5S级、无功2级三相四线多功能电能表，单表配置。其他10kV线路为企业内部考核点，按典设CSG-10KJL-02方案设计，计量表采用国产有功0.5S级、无功2级三相四线多功能电能表，单表配置。10kV开关站配置1台电量数据采集终端，10kV上网线路电能量信息接入采集终端，采集终端安装于计量柜内，不单独组屏。接入采集终端，采集终端安装于计量柜内，不单独组屏。电能量信息传输应采用主/备信道的通信方式，光伏电站计量信息采用1路调度数据网接入现有计量自动化主站。远期调度数据网双平面建成后，计量信息传输采用2路调度数据网接入。本期方案投资估算：(1)华宇康农光互补项目10kV开关站序号数量单位价格备_注1关口计量表4块双向485口、有功0.2S级三相四线多功能电能表，相应辅材2电能采集终端1台23计量主站系统扩容1项2合计序号数量单位投资估算备注1参考计量表2块2双向485口、有功0.5S级三相四线多功能电能表，相应辅材2本站计量系统扩容1项2合计4序号数量单位价格序号数量单位价格1关口计量表4块双向485口、有功0.2S级三相四线多功能电能表，相应辅材2参考计量表6块6双向485口、有功0.5S级三相四线多功能电能表，相应辅材3电能采集终端1台24计量主站系统扩容1项2合计3.4二次系统安全防护10kV开关站二次系统的网络安全防护及具体配置按《电力监控系统安全防护规定》(发改委【14】号文)、《关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》(国能安全【36】号文)和《南方电网电力二次系统安全防护技术规范》的要求执行。本期将变电站二次安全防护设备一次上齐，横向安全防护由各计算机系统自行设置。生产控制大区配置3台纵向加密认证网关，2台纵向互联交换机，1台防火墙，1台专线交换机，1台专线路由器。序号数量单位投资估算备注1二次系统安全防护屏1套包括：3台纵向加密认证网关，1台纵向互联台专线交换机，1台专线路由器；合计4.1通信概述1)参照标准和依据本工程接入系统方案；海南电网通信系统现状及发展；《电力系统光缆通信工程可行性研究内容深度规定》DLGJ151;《数字同步网工程设计规范》YD/T5089;《同步数字系列(SDH)长途光缆传输工程设计规范》YD/T5095;《电力系统光纤通信运行管理规程》DL/T547;《南方电网光通信网络技术规范》Q/CSG10002;《分布式光伏发电系统接入电网技术规范》Q/CSG1211001;其他有关电力通信系统设计的行业标准、企业标准、规程规范。2)通信网建设原则a)电力工业是国民经济的基础产业，电力专用通信网是电网生根据电网一次网架现状布点情况进行规划改造；b)电力通信建设应满足我省电网发展和安全运行的要求，满足电力系统的生产调度自动化、管理现代化和电力市场化运营的需求，在确保满足电力生产调度、经营管理和电力系统信息化等需求的同模效益；适合电力的通信新技术，保证电力通信网的可持续发展性；纤环形组网方式，不能形成环网的地方尽量逐步形成分层环形通信网，并适当考虑以电力载波通信为辅；e)科学地规划和优化网络拓扑结构，合理的配置通信枢纽节点，设的投资效益；f)电力专用通信网的规划和建设必须统一技术标准和技术体制。技术标准应执行ISO(国际标准化组织),ITU-T(国际电信联盟电信标准),ITU-R(国际电信联盟),DL(电力系统光纤通信工程设计规程)等其他国际标准或建议；复建设，提高电力专用通信网资源使用效率和投资效益。3)通信设计范围及内容系统通信：主要设计范围包括系统光纤接入方案、光传输网络方分内容。4.2系统通信1)概述本站是儋州供电局管辖范围内的一个光伏接入站点，位于儋州市，它要由地调进行调度，本站的远动、自动化、话音业务的话路信号需传送到地调，且可根据实际需要上传至中调(备调)。2)业务需求分析a)本站是一个光伏接入站点，作为一个通信终端节点，线路和电站向调度中心传送如下信息：系统调度电话；生产管理电话；调度自动化信息；系统继电保护信号；保护及故障信息；安全稳定控制信息；计算机信息；电能计量信息；b)业务特性表站内具体业务种类及其特性见表4.2-1。序号业务种类传输速率接口类型传输时延要求1话音业务FXS接口2线路保护专用纤芯或2M接口3远动系统4E/M/2M接口/数据网4电能计量2M/数据网5数据网2M接口或以太网口6计算机信息2M接口及以太网口3)各专业对通信通道的要求a)调度通信通道要求光伏电站—中调：2路调度话音通道；b)远动通道光伏电站—中调：1路2M及1路调度数据网FE通道；光伏电站—地调：1路2M及1路调度数据网FE通道；c)调度数据网通道：光伏电站至电力调度数据网接入网汇聚层节点组织一路2×2M数字通道；光伏电站—营销自动化主站系统(通过调度转传):1路数据网FE通道及1路综合数据网通道；e)保护通道各类业务通道带宽需求分析见表4.2-2。名称业雾类型通道需求备注合计厂站远动自动化话音调度交换网预留通道行政交换网预留通道调度数据网综合数据网视频监控预留其他业务结合以上各专业对通信通道的要求及业务需求分析的结果，本项4)电网通信现状及发展目前光缆架设已形成全省环网结构，沿随220kV、110kV线路架设OPGW及ADSS光缆。本站周边的110/220kV线路也架设了光缆，三都站出口的海南省2.5G光通信主干环网建设已形成A、B环网，覆盖省内地区已建成一张地区网，覆盖地区局管辖范围内的110kV及以海南省调度数据网已建成，采用华三设备，已实现35kV及以上换机设备，地区局和重要的220kV站点作为汇聚层节点。不配置调度交换机，厂站端通过PCM设备从调度端下调度电话小号海南电网软交换系统已建成，中调端配置1套广州哈里斯设备，站端通过IP通道下话音方式实现厂站到调度端的话音通信。e)通信网发展情况海南省新主干A网工程已建成，采用华为设备，覆盖省内所有110kV及以上站点。及以上站点。5)通信方式a)通信方案的选择应考虑电力调度通信的发展趋势，并遵循电方式。b)光纤通信以其容量大、保密性好、不受电磁干扰等优点，被所不具备的优点。c)通信通道建议：为保证整个电网的安全、可靠运行，保证通信的方式。6)光缆架设方案a)光缆纤芯需求分析本站光缆纤芯需求具体分析如表4.2-3所示。表4.2-3光缆纤细需求分析表序号应用分类纤芯需求备注12芯2地区网2芯预留3线路保护2芯4其他信息业务2芯预留5备用》4芯6合计》12芯根据上表分析，本项目每回线路光缆纤芯不小于12芯，根据电网通信规划指导原则，新建段10kV线路光缆按24芯考虑。b)光缆架设路由方案根据系统通信现状和发展，以及本站推荐的系统接线方式和各专业对通信的需求，本站系统通信光缆架设方案如下：新建1座10kV开闭所，由三都220kV站10kV侧新建2回10kV线路至开闭所，线路长度约1.5km;华宇康农光互补项目新建2回10kV线路接入#1开闭所，线路长约4km。架设2根24芯ADSS光缆，形成光伏电站至三都的2根24芯光缆架设结构，新建光缆长度约5.5km。光纤型号全采用G652型。进站段光缆从构架引下敷设于电缆沟、电缆井直至室内机房。光缆架设方案如下图所示。光伏站Q光伏站Q三都◎16芯干冲32芯炼化◎洛基7)光传输网络方案光伏电站新增1套STM-64的省新A网光传输设备接入省新A网，三都站省新A网光传输设备进行STM-4光接口板扩容，本站以电站——三都——中调/备调/地调的622Mbit/s光纤通信电路。光伏电站新增1套STM-64的省B网光传输设备接入省B网，三都站省B网光传输设备进行STM-4光接口板扩容，本站以站——三都——中调/备调/地调的622Mbit/s光纤通信电路。光纤通信网络结构如下图所示。光纤通道光纤通道光纤通道光纤通道光纤通道B网MSTP本站由软交换下发调度电话，业务信息分别走光传输设备及调度e)网元管理及时钟跟踪光传输网网管系统已经设置在调度端，已经设置调度的设备为主8)数据网方案a)调度数据网过主干网传输设备2M接口以2×2M通道接入海南调度数据网汇聚层设备。输设备FE口以4×2M通道接入综合数据网络在地调的汇聚层交换地区局调度地区局调度综合数据网汇聚层交换机FE通道MSTP光传输设备光纤通道MSTP光传输设备FE通道综合数据网接入层交换机变电站汇聚层站点调度数据网汇聚层路由器调度数据网接入层路由器MSTP光传输设备MSTP光传输设备光纤通道2*E1通道10)各种业务通道方案a)纤芯分配线路光缆根据通信和保护的需求分别分配纤芯使用，其余纤芯预留作为备用。10kV线路24芯光缆：各分4芯给通信用，其余备用。b)通道组织光伏电站——对侧变——地调、中调/备