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海南昌江海螺光伏发电项目
5.878MW接入系统设计(审定版)二二三年六月2电力系统一次部分
2.1周边电力系统现状及发展规划
2.
1.1昌江县电力系统现状昌江县位于中国海南省西部,现辖石碌镇、叉河镇、海尾镇、昌化镇、乌烈镇、十月田镇、七叉镇和王下乡五7个乡镇,全县总面积
1617.7km2o2018年昌江县常住人口
23.35万人,常住人口密度
144.34人/km22019年,昌江县全社会用电量
48.26亿kWh,同比增长
9.69%;供电量
48.07亿kWh,同比增长9/77%,售电量
46.28亿kWh,同比增长10%,UOkV及以下综合线损率
3.72%o全社会用电最高负荷823MW,同比增长
5.86%;网供最大负荷798MW,同比增长
5.76%;
1、昌江县电源现状昌江县全县UOkV及以下电源总装机容量为
148.64MW,其中包括余热发电总装机容量为
80.25MW,水电总装机容量
27.24MW及光伏发电总装机容量为45MW,其中接入电压为llOkV的电源总装机容量为
80.25MW,接入电压为35kV的电源总装机容量为60MW,接入电压为10kV及以下的电源总装机容量为
8.39MWo
2、昌江县电网现状目前,昌江县电网UOkV变电站形成以各220kV变电站为中心的供电格局,绝大多数变电站的运行方式比较灵活,电网接线模式包括双回辐射式、双侧电源单回链式接线形式昌江县35kV电网有5座35kV变电站,分别为十月田站、海尾站、叉河站、乌烈站、霸王岭站;以双回辐射式、双侧电源单回链式、单回辐射型接线为主的电网结构3叉河所电源现状截止2019年12月,向叉河站供电的变电站1座,总容量为
12.6MVA具体情况如下表所示表叉河所上级电源情况表单位、
2.1-1MVA MW主变无功主变电压总容量最大负荷负载率序号变电站名称主变编号容量10kV出线间隔情况个投运时间等级kV MVAMW%补偿总年MVA容量Mvar最终设已使用出计间隔已建出线线问隔数总数间隔数#
16.3/1叉河站
3512.
67.
160.
068550.75#
26.3/电力系统发展规划
1、电源规划根据《昌江县“十四五”智能配电网规划》得知,“十四五”期间昌江县新增常规发电装机容量130万千瓦,其中
2021、
2022、
2023、
2024、2025年分别新增
0、
0、
0、
0、130万千瓦,至2025年昌江县总计有常规发电装机容量370万千瓦“十四五”期间昌江县无UOkV及以下分布式新能源发电装机,至2025年昌江县总计有UOkV及以下分布式新能源发电装机容量
14.748万千瓦综上所述,“十四五”期间昌江县总计新增电源装机容量370万千瓦,至2025年昌江县电源装机容量
384.748万千瓦
2、电网规划“十四五”期间,昌江县电网规划情况如下根据昌江县及下属各区的电力需求预测及平衡结果,并结合昌江县目前已开展的电网项目及局部的负荷发展需要,提出2020-2025年期间UOkV变电站布点规划昌江县电网现有UOkV变电站3座,总容量203MVA,其中农网现有UOkV变电站3座,总容量203MVA222025期间,昌江县电网规划新建UOkV变电站1座,容量80MVA,增容UOkV变电站1座,容量20MVA,至2025年共有UOkV变电站4座,总容量303MVAo其中,农网规划新建UOkV变电站1座,容量80MVA,增容UOkV变电站1座,容量20MVA,至2025年共有UOkV变电站4座,总容量303MVA按供电片区划分,主城区片区规划新建UOkV变电站1座,容量80MVA,至2025年城网共有UOkV变电站3座,总容量223MVA乌烈片区规划增容1座,容量20MVA,至2025年乌烈片区共有UOkV变电站1座,总容量80MVAo昌江县UOkV电网按照规划实施后,至2025年昌江县有UOkV变电站4座,变电容量303MVA,容载比为
2.36;容载比偏高的原因为新建保梅变电站满足昌江城区的符合发展需求,随着负荷发展,容载比将趋于正常至2030年昌江县有UOkV变电站6座,变电容量463MVA,容载比为
2.19o
2.2海螺光伏概况
2.
2.1项目概况
1、项目概况本项目位于海南昌江海螺水泥有限责任公司,项目利用厂区屋面、空地作为场地,装机容量为
5.878MW o拟采用自发自用,余电上网模式,建成投产后,25年P平均发电量约
692.23万kWh,首年等效利用小时数为
1262.60h,25年平均等效利用小时数为
1177.57h,根据项目本体工作成果,计划安装光伏组件屋顶荷载满足本次设计要求图光伏组件分布示意图
2.2-
12、光伏发电系统概况将光伏组件通过逆变器逆变成交流电后接至并网至辐压机电力室10kV母线,新增加一面光伏并网柜,光伏系统发出的电能优先供给厂区内部进行使用辐压机电力室经10kV高压线路接引至UOkV用户变电站
2.
2.2园区电网现状目前,海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区内部建设有1座HOkV用户变电站厂区用电为经过该用户变电站接引一条10kV线路至海南昌江海螺水泥有限责任公司10kV电力室中压母线供厂区内部使用,HOkV用户变电站至辑压机电力室的电缆为YJV-
8.7/15kV-3*3OO,满足光伏发电完全返送时的载流量要求
2.
2.3厂区区用电负荷现况截止2021年底,海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区年用电量
18470.84万kwh供电部门年供电量
12864.9万kwh,最大购电负荷约25MW(不含余热发电机组负荷8MW,加一起约33MW)
2.3电力平衡
2.
3.1平衡条件综合考虑厂区用电量以及用电负荷情况
2.
3.2平衡结果根据项目现场收资及业主方提供的资料显示,厂区受供电部门年供电量
12864.9万kwh/年,厂区用电最大总负荷约为33MW,其中厂区原有余热发电机组提供负荷8MW,最大购电负荷约25MWo本项目建设总装机为
5.878MW即本期光伏项目建成投产后,厂区可完全消纳本项目发出的全部电能233电能返送在停电检修或者发生极端情况下海南昌江海螺水泥有限责任公司无法完全消纳本光伏电站发出的电能的影响1)对送出线路的影响根据现场收集的资料以及业主提供的数据资料显示,本项目内部辐压机电力室10kV至llOkV海螺用户站之间导线为YJV-
8.7/15kV-3*240,满足光伏发电完全返送时的载流量要求UOkV海螺站与220kV昌江站之间的UOkV昌螺线在海南昌江海螺水泥有限责任公司正常运营时最大的输送的电能负荷为25MWo满足光伏发电完全返送时的载流量要求2)对昌江站HOkV侧的影响根据现场收集的资料显示22()kV昌江站主变容量为2*150MW;昌江县现有UOkV变电站3座,容量203MVA;负荷率均在
34.50%以上,满足光伏发电完全返送时的要求
2.4工程建设的必要性1)响应国家号召,合理开发利用光能资源,符合能源产业发展方向当前能源问题已引起党中央、国务院的高度重视,为响应海南省发改委关于光伏产业的发展规划,大力投资新能源建设是顺应国家政策形势的2)推进国内光伏并网发电产业的发展2009年7月以来,国家先后颁发了《关于加快推进太阳能光电建筑应用的实施意见》、《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂行办法》等政策文件,海螺光伏的实施符合落实国家开拓国内光伏市场的政策,促进光伏发电系统在国内应用3)提高清洁能源发电占比,取得经济效益和社会效益海螺光伏的建设,符合将海南建成“低碳、绿色生态区”的目标并以此为起点,在海南境内建设区域性光伏并网发电及应用推广示范,为海南及全国资源枯竭型城市的经济转型和可持续发展探出一条新路海螺光伏有利于获取建设经验,有利于提升企业业内形象,有助于获得社会声誉、提升信任程度,取得社会效益,同时可通过出售光伏发电电量给企业和单位带来经济效益4)运用新技术,推动科学技术进步,保护自然资源和生态环境太阳能是干净的、清洁的、储量极为丰富的可再生能源,太阳能发电是目前世界上先进的能源利用技术建设海螺光伏,不消耗煤、石油、天然气、水、大气等自然资源;亦不产生有害气体、污染粉尘,不引起温室效应、酸雨现象等,可有效的保护生态环境
2.5接入系统方案拟定
2.
5.1光伏电站(含分布式能源)接入系统原则根据《光伏发电并网技术标准》(Q/CSG1211006-2016),光伏电站(含分布式电源)接入系统主要有以下原则1)接入原则光伏电站接入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、就近供电的原则2)接入系统电压等级有不同接入电压等级可供选择的时候,宜根据送电方向选取适合接入的电压等级,原则上应在本电压等级内消纳经过技术经济比较,并考虑发展规划等原因,采用低一级的电压等级接入优于高一级的电压等级接入时,推荐采用低一级的电压等级接入不同规模光伏电站接入电网电压宜按表
2.5-1考虑表光伏电站(含分布式电源)接入电网电压等级
2.5-1并网电压等级(kV)总容量范围、、类供电区、、类供电区A BC DE F小于8kW
0.
220.228kW至5XkW
0.
380.38500kW至6MW10
(6)10
(6)6MW至10MW10203510MW至30MW
1020、
11035、11030MW至100MW110110100MW及以上
110220110、220供电范围根据电力平衡结果可知,海螺光伏的优先供电范围是海南昌江海螺水泥有限责任公司内部
2.
5.3接入系统电压等级论证据依据Q/GDW《分布式电源接入电网技术规定》第4条(e)分布式电源并网电压等级可依据并网点装机容量进行初步选择推荐如下8kW~400kW可接入380V,400kW-6000kW可接入10kV;5000kW-30000kW以上可按入35kVo如上所述,本项目装机容量为
5.878MW,可接入10kV电压等级
2.
5.4接入系统方案拟定根据厂区电力平衡分析可知,海螺光伏优先在园区内部消纳,因此接入系统方案主要考虑厂区内部,对接入周边较远的公用10kV公用线路方案不予考虑现阶段拟定接入系统方案如下
2.
5.6接入方案论述本项目光伏总容量为
5.878MWp,结合该公司用户变电站及电力室系统现状及规划,接入系统方案如下光伏电站系统设计分为1个10kV并网点,共3个并网发电单元每个并网单元均采用单晶硅545Wp组件混合材堆棚及附近空地每18块组件串成一串,每14/15个组串接入一台225kW的组串式逆变器,其他地面区域每26块组件串成一串,每13/14个组串接入一台225kW的组串式逆变器或每14/15/16个组串接入一台225kW的组串式逆变器混合材堆棚及附近设置1台125OkVA作为一个集电线路;其他地面区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA升压变,以上三台变压器T接为一个集电线路;共计一个集电线路接入光伏一次舱,并网至辐压机电力室10kV母线,新增加一面光伏并网柜最终接入方案以电网部门审核意见为准
2.
5.7导线截面选择按最严重的情况考虑,在光伏最大出力时刻,上网线路最大输送容量为
5.878MW o根据lkV三芯电缆持续载流量表,考虑留有一定裕度的同时,方便备品及备件的选择和更换,选用导线ZRC-YJV22-
8.7/15kV3*240的电缆可以满足要求预计电缆用量为50m.o
2.
5.8短路电流计算根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定试行》中的规定“当检测到电网发生短路时,光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额度电流的150%”本工程共计
5.87844MW采用lkV接入车昆压机电力室中压母线,贡献的短路电流最大有效值为
0.5IkA根据接入系统方案,本工程的用户电网接入点为原厂变电所的10kV母线,厂区原有lkV母线断路器开断能力
31.5kA,光伏并网后贡献的短路电流很小,不对断路器分断能力级别构成影响综合考虑,根据短路电流水平选择设备开断能力,并需留有一定裕度,本次光伏方案与厂区原有系统保持一致,按短路电流水平
31.5kA设计
2.6系统对光伏发电并网的有关技术要求
2.
6.1升压变选择根据光伏升压站设计情况,混合材堆棚及附近设置1台1250kVA作为一个集电线路;其他地面区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA升压变
2.
6.2其他设备选择要求本工程共计
5.87844MW采用10kV接入辐压机电力室中压母线,贡献的短路电流最大有效值为
0.51kA厂区原有10kV母线断路器开断能力
31.5kA,光伏并网后贡献的短路电流很小,不对断路器分断能力级别构成影响辐压机电力室中压母线现有负荷约为10MW左右,断路器规格均为1250A,现有中压母线各参数均满足光伏并网要求,现有中压母线至上一级中压电缆YJV-
8.7/15kV-3*240满足光伏发电完全返送时的载流量要求
2.
6.3电气设备爬电距离本工程的设备需进行招标采购,具体选厂选型有待招标确定,设计仅对其技术性能提出要求根据DL/T5222-2005《导体和电器选择设计技术规定》,确定以下条件屋内及电缆沟隧道内最高环境温度,按40°考虑;计算导体日照的附加温升时,日照强度取0/W/cm2虑风速取
0.5nVs;最大风速按
20.3m/s来考虑污秽等级按d Ill级考虑,爬电比距按
2.8cm/kV计算对安装在海拔高度超过1000m地区的电器外绝缘应予校验本工程无需校验电器噪声水平应满足环保标准要求,电器的连续噪声水平不应大于85dB o断路器的非连续噪声水平,屋内不宜大于9dB;屋外不应大于HOdBo
2.
6.4主要电气设备参数
1、箱式变电站箱式变电站可选择欧式箱式升压变电站或美式箱式升压变电站,欧变及美变比较如下箱式变电站选择比较比较内容美式箱变欧式箱变技术成熟,各元器件相互隔离,任技术优点技术成熟,高压元器件封闭在变压何元件故障不影响其它部分,变压器油箱内,散热条件好,布置紧凑,器不直接接出外界,防腐蚀性能较体积小好散热片直接裸露在外且工作时高技术缺点体积比较大温,易腐蚀高压开关检修比较复杂,维护工作维护三室分开,检修维护方便比较多屋外单台油量为1000kg以上的电气设备,应设置贮油或挡油设选用干式变压器没有油贮油或挡油设施施价格价格约为同容量欧变的60%~70%较贵I)预装箱式变电站,俗称欧式箱变其由高压开关设备、电力变压器、低压开关设备、电能计量设备、辅助设备和联结件组成,这些元件在工厂内预先组装在一个或几个箱壳内,结构为品(目)字排列,即变压器与高低压设备相互紧密地连接为一体,且又能相互分离,高低压回路之间用钢板隔开,高压、低压、变压器既相对独立,又是一个完整的共箱式变电站整体结构紧凑、体积较小、配置灵活;2)组合式变电站,俗称美式箱变和欧式箱变不同,美式箱变将变压器器身、负荷开关、熔断器、分接开关及相应辅助设备进行组合,高压开关、熔断器均进入油箱变压器、油箱均为封闭式结构,整体外形尺寸小欧式箱变,配置灵活,安装快速,可靠性要高于美变及落地式变压器台,其缺点为价格高,体积稍大于美变;美式箱变,配置不太灵活,电缆进出线施工较难,可靠性不如欧变,但体积小,安装方便本工程于海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区内,欧式箱变因没有绝缘油,也就没有火灾、爆炸、污染等问题隐患,不增加火灾、消防方案环境保护、安全生产投入,且减少运维工作量,故推荐选用欧式箱变光伏区箱变内含五防闭锁,费用计列在箱变内本项目箱式变压器参数如下10kV双绕组升压变压器容量2500/1250kVA变比
10.5±2*
2.5%/
0.8kV容量2500/1250kVA
10.5±2*
2.5%/
0.54kV变比无励磁调压调压方式D,yll联接组标号6%短路阻抗
2、10kV高压开关柜10kV配电装置采用铠装移开式交流金属封闭开关柜,单母线接线采用加强绝缘型结构,运行灵活、供电可靠,综合保护装置安装在开关柜面板对于误操作可能带来人身触电或伤害事故的设备或回路,设置电气联锁或机械联锁装置,或采取其它防护措施高压开关柜配置五防锁具,具有“五防”功能在远离电源的负荷点或配电箱的进线侧,装设隔离电器,避免触电事故的发生一次元件主要包括真空断路器、操动机构、电流互感器、电压互感器及避雷器等,真空断路器采用小车式
①真空断路器额定电压10kV额定电流630/1250A最高工作电压12kV额定频率50Hz额定短路断开电流
31.5kA额定短时耐受电流
31.5kA/4s额定峰值耐受电流8kA弹簧操作机构操作机构
②电流互感器(装设在柜内)型号LZZBJ9-10额定电压lOkV计量柜流互精度进线柜流互精度0
③.2电S/
0.2S压互感器5P20/5P20/
0.5/
0.2S变比10//
0.1//
0.1//
0.1/3kV熔断器型号XRNP1-12/
0.5避雷器型号HY5WZ-17/45电能质量要求无功补偿配置光伏电站并网对附近llOkV及220kV母线电压波动幅度影响很小,且厂区供电系统装设的无功补偿容量较为充裕,从当前电压水平考虑,无需在该光伏电站安装无功补偿装置项目的投产时机根据海南昌江海螺
5.878MW分布式光伏发电项目实际进度情况,海螺光伏接入系统工程计划于2022年建成投产3电力系统二次部分
3.1系统继电保护及安全自动装置
3.
1.1接入系统本工程装机容量为
5.878MWp,并网方式为“自发自用,余量上网”为分布式光伏工程共分3个并网发电单元,混合材堆棚及附近设置1台1250kVA作为一个集电线路;其他地面区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA升压变,以上三台变压器T接为一个集电线路;共计一个集电线路接入光伏一次舱,并网至辐压机电力室10kV母线,新增加一面10kV光伏并网柜
4.
1.2线路保护根据《南方电网电力二次装备技术导则》和《南方电网光伏发电并网技术标准》配置原则,本工程新建的光伏电站10kV集电线路,各配置一套线路保护作为线路主保护光伏电站至10kV电力室线路属于双侧电源线路,属超短线路(过流速断保护无法避免伸入用户侧),线路各配置1套纵联电流差动保护,两侧加装带纵差保护的线路保护装置,实现全线速动
5.
1.3故障录波根据国家电网公司《光伏发电系统接入配电网电网技术规定》(2012版)相关规定“大型光伏电站应装设专用故障录波装置本工程是中型光伏电站,可不配置专用故障录波器,相关信息在站内监控系统查阅
6.
1.4安全稳定控制系统根据海南电网安全稳定控制配置情况及南网相关配置原则,本项目配置故障解列装置1套,当系统高周、高压或低周、低压时,光伏站应与系统自动解列光伏电站必须具备快速检测孤岛且立即断开与电网连接的能力,在本光伏电站侧配置一套防孤岛效应保护装置防孤岛保护动作时间应与线路重合闸时间整定配合,即孤岛保护动作时间小于线路重合闸时间防孤岛保护必须同时具备主动式和被动式两利I,应设置至少一种主动和被动防孤岛保护主动防孤岛保护方式主要有频率偏离、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等;被动孤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
7.
1.5对逆变器保护配置要求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接保护、短路保护、孤岛效应保护、过热保护、直流过载保护、接地保护、电网过欠压、过欠频保护等2逆变器自身应具备低周低压及高周保护,且整定值能够手动调整同时光伏逆变器设备需能够自动适应电网电压的变化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到威胁、电网供电恢复后会造成相位不同步、孤岛电网与主网非同步重合闸造成操作过电压等问题光伏电站需配置孤岛效应保护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
8.
1.6对相关专业的要求1对直流电源的要求直流电源采用220V直流电源系统提供的电源,每套保护需提供一路装置电源和一路控制电源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产生的影响b.保护用电流互感器二次绕组按正极性接线以母线侧为正3对保护用电压互感器二次绕组的要求10kV母线电压互感器应提供两组星形和一组开口三角形二次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
9.
1.7投资估算本投资估算只考虑光伏汇流站与电力系统相关的二次部分,不含光伏系统本体相关二次投资本期方案投资估算如下:表
3.1・110kV光伏开关站二次投资估算单位万元保护设备名称序号数量单位单价备注110kV线路保护测控装置1台22故障解列及防孤岛保护屏1面103直流系统(1面充馈电屏和1面蓄电池屏)套814二次电缆千米21合计22表电力室二次投资估算单位万元
3.1-210kV保护设备名称数量序号单位单价备注110kV线路保护测控装置1台22二次电缆
0.5千米2310kV线路保护定值修改及联调间隔21合计
53.2调度自动化
3.
2.1调度关系本期新建的光伏项目利用新建的光伏电站10kV线路送出,结合光伏发电容量及海南电网现有调度管理体制,本期光伏发电系统由海口三亚配网主站调度,远动相关信息上传海口三亚配网主站
3.
2.2站端自动化配置本光伏电站采用无人值班的集中控制方式,配置一套电气监控系统,实现对太阳能光伏发电电气设备监控,预留上级电网公司的监控接口远动系统按单机配置,应能满足直采直送要求,收集发电站测控装置、保护装置等设备的数据,将相关信息上传至调度中心,并能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令本期配置远动装置1台,将10kV光伏并网柜的信息接入,同时将汇流站的信息将接入光伏电站的监控系统,然后通过远动机一并将相关信息上传至海口配网主站本期光伏站配置一台无线加密模块,并配置SIM/UIM卡,与海口、三亚配网主站进行点对点无线通信
3.
2.3远动系统
3.
2.
3.1远动信息根据《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003和《地区电网调度自动化技术规程》DL/T5002的要求,结合调度运行需要,本期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;厂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2遥信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;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,应立即恢复发电厂的并网运行
323.2调度端接口本期光伏发电的各类远动信息将送往海口三亚配网主站,为保证各类远动信息顺利接入调度端,需对调度端进行必要的扩充,扩充费用单独列入本工程概算中
323.3通道要求远动通道采用4G无线方式上传至海口三亚配网主站
3.
2.4电能质量监测系统由于本光伏发电为非线性能源,在并网点应装设满足《南方电网电能质量监督管理规定》及《南方电网电能质量监测系统技术规范》要求的电能质量监测装置,光伏电站配置一套电能质量监测系统,接线路电流及母线电压,由于海南电网电能质量在线监测系统暂未使用,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
3.
2.5投资估算本期方案投资估算表光伏开关站二次投资估算单位万元
3.2-110kV序号名称数量单位价格备注含套远动装置和套无线加密模块111远动屏1面102含套电能质量监测装置电能质量监测屏1面513海口配网主站系统扩容项5包括自动化、远动等1合计
203.3电能计量
3.
3.1营销自动化系统现状海南电网现有配置一套计量自动化系统主站,主要功能包括对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
3.
3.2电能计量配置根据《GB29319-2012光伏发电系统接入配电网电网技术规定》的
10.1条规定光伏电站接入电网前,应明确上网电量和用网电量计量点计量点应装设电能计量装置,其设备配合和技术要求符合DL/T488的规定电能计量设计应满足《南方电网公司11OkV变电站电能计量装置典型设计》(2014版)及DL/T448《电能计量装置技术管理规程》的相关要求本期光伏接入系统后,220kV昌江站UOkV线路侧为发电企业上网计量关口点,用于统计上网电量,利旧220kV昌江站UOkV线路侧原有计量表,只需计量厂家现场调整方案光伏电站1OkV计量柜为考核关口点,用于统计光伏发电量计量表采用有功
0.2S级、无功2级、双向双485口三相四线多功能电能表,单表配置220kV昌江变电站已配置电能采集终端,本期光伏项目上传计量主站通道利旧;光伏电站配置1台负控终端,10kV上网电能量信息接入负控终端,负控终端通过GPRS把电能量信息上传至计量主站全站所有计量应用的PT均采用
0.2级独立绕组,CT均采用
0.2S级独立绕组
3.
3.3投资估算本投资估算只考虑与电力系统相关的计量部分,不含光伏本体相关二次投资表光伏开关站计量投资估算单位万元
3.3-110kV序号名称数量单位单价备注1块双向485口、有功
0.2S级三相四1电能表1台
1.5线多功能电能表、相应辅材2负控终端
0.2GPRS通信13计量主站系统扩容项31合计
4.7表昌江站二次投资估算单位万元
3.3-2序号名称数量单位价格备注3计量主站系统扩容1项34项3本站计量系统扩容1合计
63.3系统通信本工程采用4G无线方式上传至配网主站,10kV光伏开关站经无线加密模块后接入海口三亚配网主站转借州地调批准:审核:校核:编制:4结论及建议
4.1项目基本情况海螺光伏建设地点位于海南昌江海螺水泥有限责任公司厂区屋面、空地布置光伏组件利用屋面面积约为3000平米,地面面积约为50000平米拟建设
5.878MW光伏电站,包括光伏发电系统相应的配套设施,根据项目本体设计成果,计划安装光伏组件屋顶荷载满足本次设计要求海螺光伏投产后,项目25年总发电量约为
17305.65万kWh,25年平均发电量约
692.23万kWh,首年等效利用小时数为
1262.60h,25年平均等效利用小时数为
1177.57k
4.2接入系统方案光伏电站系统设计分为1个10kV并网点,共3个并网发电单元每个并网单元均采用单晶硅545Wp组件混合材堆棚及附近空地每18块组件串成一串,每14/15个组串接入一台225kW的组串式逆变器,其他地面区域每26块组件串成一串,每13/14个组串接入一台225kW的组串式逆变器或每14/15/16个组串接入一台225kW的组串式逆变器混合材堆棚及附近设置1台1250kVA作为一个集电线路;其他地面区域设置1台1250kVA升压变、1台2500kVA升压变,以上三台变压器T接为一个集电线路;共计一个集电线路接入光伏一次舱,并网至辐压机电力室10kV母线,新增加一面光伏并网柜最终接入方案以电网部门审核意见为准
4.3系统二次1)本光伏工程电量在光伏电站汇集后,通过1回10kV线路接入10kV电力室新增光伏并网柜上网2)本光伏电站配置防孤岛保护装置及故障解列装置各1套3)在光伏电站站配置一套电能质量监测系统,装置具备远传接口4)本期光伏发电系统由海口三亚配网主站调度由于本站的接入,有关各调度端需增设必要的硬、软件接口设备,并作系统测试、联调等工作5)本光伏接入系统后,220kV昌江站llOkV线路侧为发电企业上网计量关口点,1OkV开关站计量柜为考核关口点
4.4投资估算本接入系统工程总投资
127.7万元,其中一次部分65万元,线路部分5万元,系统二次
57.7万元(注本投资不作为投资费用指导,具体投资费用由一步工作确定)目录前言11设计依据、范围和原则
21.1设计依据
21.2设计原则和要求
31.3设计范围和内容
31.4设计水平年32电力系统一次部分
42.1周边电力系统现状及发展规划
42.2海螺光伏概况
62.3电力平衡
82.4工程建设的必要性
82.5接入系统方案拟定
92.6系统对光伏发电并网的有关技术要求123电力系统二次部分
173.1系统继电保护及安全自动装置
173.2调度自动化
193.3电能计量
213.4系统通信234结论及建议
214.1项目基本情况
244.2接入系统方案
244.3系统二次
244.4投资估算24附图、附件附图1本项目接入系统方案示意图附件1海南省企业投资项目备案表附件2本项目评审批复文件前言海南昌江海螺
5.878MW分布式光伏发电项目(以下简称“海螺光伏”)业主为海南昌江海螺新能源有限公司海螺光伏建设地点位于海南昌江海螺水泥有限责任公司内,项目利用厂区屋面、空地作为场地,装机容量为
5.878MWpo海螺光伏拟采用自发自用,余电上网模式,建成投产后,25年平均发电量约
692.23万kWh,首年等效利用小时数为
1262.60h,25年平均等效利用小时数为
1177.57h项目计划于2022年建成投运o为此,海南昌江海螺水泥有限责任公司委托我司开展海螺光伏接入系统设计工作本报告主要研究以下内容
1、一次接入系统方案设计包括工程建设必要性,接入系统方案拟定,导线截面选择等
2、二次接入系统方案设计包括系统保护、通信、调度自动化等
3、接入系统工程建设规模及投资估算1设计依据、范围和原则
1.1设计依据1海南省企业投资项目备案表;2《海南省十四五智能配电网规划报告》;3《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2016;4《电力工程电缆设计规范》GB50217-2018;5《城市电力规划规范》GB/T50293-2014;6《电力系统安全稳定导则》DL755-2001;7《电力系统设计技术规程》DL/T5429-2009;8《电力系统通信设计技术规定》DL/T5391-2007;9《电力系统电压和无功电力技术导则》DL/T1773-2017;10《城市电力网规划设计导则》Q/GDW156-2006;11《国家电网公司电力系统电压质量和无功电力管理规定》;12《架空线路及电缆安健环设施标准》Q/CSG10002・2004;13《110千伏及以下配电网规划技术指导原则》,中国南方电网,2016;14《110kV及以下配电网装备技术导则》Q/CSG10703-2009;16《中国南方电网城市配电网技术导则》Q/CSG10012-2005;17《昌江县“十四五”智能配电网规划》
2020.05;18《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005;19《南方电网电力二次装备技术导则》Q/CSG1203005-2015;20《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285-2006;21《地区电网调度自动化设计技术规程》DL5002-91;22《远动终端通用技术条件》GB/T13729-92;23《南方电网公司UOkV变电站电能计量装置典型设计》2014版;24《电能计量装置技术管理规程》DL/T448-2016;25国家、电力行业及南方电网公司相关的规程规范等
1.2设计原则和要求海螺光伏项目接入系统,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海南昌江海螺水泥有限责任公司发展规划、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
1.3设计范围和内容
1、结合海螺项目的装机容量和发电出力,论证接入系统的必要性
2、提出接入推荐方案
3、提出系统保护及通信方案
4、提出接入系统工程的建设规模、投资估算及其构成(不含升压部分)O
1.4设计水平年海螺光伏项目计划2022年投产,本报告研究年份选为2022年。