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1、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1 系统继电保护及平安自动装置11.1 设计依据11.2设计范围11.3光伏电站及钧州变接线情况11.4系统保护现状21.5系统继电保护及平安自动装置配置原那么31.6 系统继电保护配置方案41.7 对相关专业的要求51.8 投资估算62调度自动化72.1调度管理方式72.2 调度自动化现况72.3 远动信息内容72.4 系统调度自动化配置方案82.5 信息传输方式和远动通道122.6 投资估算123通信143.1通信现状143.2 调度关系153.3 业务需求153.4 系统通信方案153.5 通道组织153.6 其它设
2、备163.7 投资估算16附图附图01：XXXX市2021 年35kV及以上电网理接线图附图02：2021 年许昌供电公司35千伏及以上电力光缆地理接线图附图03：通信通道组织图附图04：保护配置图附图05: 远动信息图1 系统继电保护及平安自动装置1.1 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荐方案：光伏电站建立110kV升压站一座，电压等级为110/35kV，升压站110kV出线1回，接至220kV钧州变110kV侧。新建线路导线型号选择为LGJ-300，线路长度约11km。1.1.2设计水平年与一次接入系统设计一致，即2021年。 与光伏电站接入系统有关的系统继
3、电保护现况。1.1.4 有关的设计规程标准等：Q/GDW 617-2021?光伏电站接入电网技术规定?；GB/T 19964-2021?光伏发电站接入电力系统技术规定?；GB/T 50866-2021?光伏发电站接入电力系统设计标准?；GB 50797-2021?光伏发电站设计标准?；GB/T 14285-2006?继电保护和平安自动装置技术规程?。1.2.1 110kV线路保护1.2.2 110kV母线保护1.2.3 平安自动装置 故障录波 1.2.5 保护试验设备1.2.6 对光伏电站保护的其他要求。光伏电站及钧州变接线情况根据XXXX光伏公司50MWp光伏发电站可研设计，光伏发电站建立1
4、10kV升压站1座，110kV侧线路变压器组接线， 110kV出线1回，接至220kV钧州变110kV 侧。钧州220kV变电站目前主变容量为2*150MVA,电压等级均为220/110/10kV，220kV侧双母线接线，最终8回出线，现已出线8回；110kV侧双母线接线，最终9回出线，现已出线7回，备用2回。XXXX光伏公司光伏电站至钧州变110kV并网线路长度约11km。XXXX光伏公司光伏电站并网点为钧州220kV变电站。钧州变现有150MVA主变两台。220kV现已出线8回，分别为至夏都变1回，至襄城变1回，至屯田变1回，至220kV锁蛟变1回，至平顶山苏园变1回，至龙岗电厂三回；其保
5、护配置如下： 间隔名称保护保护方式设备型号投运年夏都主保护1光差国电南瑞RCS-931B主保护2光差许继电气WXH-803襄城主保护1光差国电南瑞RCS-931B主保护2光距许继电气WXH-803屯田主保护1光差北京四方CSC-103主保护2光距长园深瑞PRS-753锁蛟主保护1光差国电南瑞RCS-931B主保护2光差北京四方CSC-103苏园主保护1高频方向国电南瑞RCS-901B主保护2高频距离许继电气WXH-802I岗钧主保护1光差许继电气WXH-803主保护2光差国电南瑞RCS-931BII岗钧主保护1光差许继电气WXH-803主保护2光差国电南瑞RCS-931BV岗钧主保护1光差许继
6、电气WXH-803主保护2光差国电南瑞RCS-931B110kV现已出线7回，备用3回，其中一回已建立完整间隔，分别为至鸿畅变1回，至文殊变1回，至横山变1回目前备用，至田庄变1回，至禹火电厂变1回，至桑园变1回，至锦瑞变1回，至新龙变1回， 110kV母线配置有单套母线保护，设备为许继电气的WMH-800,2007年11月投运。110kV出线保护配置如下：间隔名称保护方式设备型号投运年鸿畅距离零序许继电气WXH-811A文殊距离零序许继电气WXH-811A横山距离零序许继电气WXH-811A田庄距离零序国电南自PSL-621C电厂光纤差动许继电气WXH-13A桑园距离零序许继电气WXH-81
7、1A锦瑞距离零序许继电气WXH-811A新龙距离零序许继电气WXH-811A1.5.1 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。1.5.2 光伏发电站送出线路配置重合闸。1.5.3 光伏发电站送出线路相邻线路现有保护应进展校验，当不满足要求时，应重新配置保护。1.5.4 对于110kV 分段单母线，如果需要快速而有选择地切除一段母线上的故障，以保证系统平安稳定运行和可靠供电，应装设专用的母线保护。1.5.5 通过 110kV66kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站应 配备故障录波设备。110kV 重要变电所应装设专用故障录波装
8、置。1.5.6 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、低电压穿越能力相配合。1.5.7 有方案性孤岛要求的光伏发电站，应配置频率、电压控制装置，当孤岛内出现频率或电压异常时，可调节光伏发电站有功、无功出力。1.6 系统继电保护配置方案 110kV 线路保护XXXX光伏公司光伏电站220kV钧州站110kV 并网线路：线路两侧均装设一套光纤电流差动保护作为线路故障的主保护，以三段式相间距离、接地距离保护、零序过流保护作为后备保护。光纤保护通道采用专用直达光缆纤芯方式。 110kV母线保护XXXX光伏公司光伏电站110kV 升压站采用线变组接线方式，不需配置110kV母
9、线保护装置。钧州变110kV 为双母线接线方式，目前站内已按终期规模配置110kV母线保护装置，设备为许继电气生产的WMH-800，具有18路回路接入能力，满足光伏并网线路接入需要，本期只需将并网线路接入。1.6.3 故障录波XXXX光伏公司光伏电站通过110kV 电压等级接入电网，容量为50MWp，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。以便分析有关事故和保护装置等在事故过程中的动作情况，也便于监测光伏电站对系统电网的影响。钧州变目前已配置有220kV故障录波装置2台，110kV故障录波装置一台，其中110kV故障录波为南京银山电子生产的YS-89A，2021年投运
10、，设备支持96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，本期不再新增故障录波装置。故障录波装置按照 IEC61850 标准建模，遵循 DL/T 663 标准要求，具备完善的自描述功能；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在线转存及离线状态下故障反演及分析的功能；具备故障前10S故障后60S录波记录功能；经防火墙与监控系统通信；有关信息上传至调度端保护与故障信息管理系统主站。传至监控系统、调度主站的信息应能够按照运行要求进展设定；应支持调度调控中心远程调阅及综合故障分析等功能。1.6.4 平安自动装置根据GB/T 50866-2021 6.3.2条要求，
11、电站本期配置1套防孤岛保护装置。防孤岛保护应与线路保护、重合闸、低电压穿越能力相配合。1.6.5 继电保护试验设备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。1.7 对相关专业的要求1.7.1 保护通道要求XXXX光伏公司光伏电站钧州变110kV 并网线路采用光纤电流差动保护，专用直达光缆2 芯，备用2 芯。1.7.2 对电气一次专业的要求系统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3P 级。本期110kV 并网线路两侧的电流互感器均应提供至少两组独立的二次绕组供线路保护、母线保护使用。线路两侧均安
12、装线路电压互感器，以备重合闸使用。1.8 投资估算系统继电保护及平安自动装置投资估算见表，总投资约为80万元。其中光伏电站侧65万元，钧州变侧15 万元。表1.8 系统继电保护及平安自动装置投资估算表序号设备名称单位数量单价万元备注一XXXX光伏公司光伏电站110kV升压站1110kV线路光纤电流差动保护套1152防孤岛保护装置套1153故障录波装置套1154继电保护试验电源柜面155继电保护试验仪器仪表套115小计65二钧州220kV变电站1110kV线路光纤电流差动保护套115小计15共计80注:该表仅列设备费用，不包括运输安装及其他费用。2调度自动化调度管理方式根据电网管理体制和调度规程
13、，XXXX光伏公司光伏电站应属河南省调及许昌地调调度管理，调度自动化信息同时送往两级调度主站。光伏电站应具备满足相关调度管理部门对该变电站进展远方实时监测的调度管理需要、用电信息采集系统的需要。2.2 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 并列运行的模式，满足本期工程远动信息的接入要求。河南电网备调系统运行正常，系统具备根本的 SCADA/AGC 等应用功能，远动信息同时送往省调备调系统。许昌供电公司调度自动化系统为南瑞科技的新一代智能电网调度技术支持系统
14、D5000和OPEN3000并列运行，系统配置容量满足本期工程要求。河南省调调度数据接入网接入网按照分层设计，分为核心、会聚、接入层。地区调度数据接入网按照分层设计，分为会聚、接入层。2.3 远动信息内容2.3.1 遥测量a110kV 线路有功、无功功率、电流；b主变35kV侧有功功率、无功功率和电流遥测；c光伏电站辐照度、环境温度、光伏组件温度；2.3.2 遥信量a全站事故总信号；b光伏发电单元运行状态信号;c110kV 线路继电保护动作信号；d110kV 母线保护动作信号；eSVG、站用变保护动作信号；f110kV 断路器位置信号；g110kV 隔离升压含接地刀闸位置信号；h变压器分接头位
15、置信号；2.3.3 遥控量a110kV 断路器分/合控制命令；2.3.4 遥调量a光伏电站有功出力目标值；b光伏电站无功值。2.4 系统调度自动化配置方案2.4.1 远动通信装置根据GB/T 19964-2021?光伏发电站接入电力系统技术规定?和GB/T50866-2021?光伏发电站接入电力系统设计标准?，光伏电站调度自动化系统远动信息采集范围应符合电网调度自动化能量管理系统EMS的远动信息接入规定，光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应包括：每个光伏发电单元运行状态，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
16、；光伏电站高压断路器和隔离升压的位置；光伏电站气象监测系统采集的实时辐照度、环境温度、光伏组件温度。本工程配置1套远动通信装置，采用双机冗余配置并列运行方式，与监控系统、光伏矩阵监控和气象监测系统通信获取远动信息，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。2.4.2 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息的采集和远传。计量系统的设备包括多功能电能表、电能量计量终端、电能计量屏等设备。光伏电站与电网结算关口点原那么上位于厂网产权分界点，本工程关口计量设在并网线路的钧州变侧。本工程在并网线路钧州变侧配置2只0.2s 级多功能关
17、口计量电能表，按主/副表配置。XXXX光伏公司光伏电站配置2只级多功能电能表，1台电能量远方终端，组1面屏。电能量终端能够以IEC60870-5-102规约和河南省调及许昌地调进展通信。2.4.3 调度专网设备根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应用系统配置2套接入网设备。调度专网设备包含1台接入层路由器，2台接入层交换机及屏柜等。接入路由器分别通过2M带宽接入到省调、地调调度专网会聚节点。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，按照平安区分区要求划分为2 个VPN，分别为平安区I VPN监控系统和平安区II VPN电能计量系统等，各业务系统
18、通过FE 端口和接入层交换机互联，接入到不同的VPN 中。至河南省调远动主、备用通道采用调度数据专网通道，以22M通道接入省调接入网会聚点220kV钧州变和许昌地调。至许昌地调远动主通道采用调度数据专网通道，以22M通道接入地调接入网会聚点220kV钧州变和220kV襄城变。二次系统平安防护根据国家有关电力二次系统平安防护规定的要求，为确保电网平安稳定运行，接入电网的厂站在应用系统的建立中应根据“平安分区、网络专用、横向隔离、纵向防护、突出重点、联合防护总体平安防护策略，对具有实时控制功能的电力监控系统及电力调度数据网络SPDnet接入设备采取相应的平安防护措施。光伏发电主控站应按照生产和管理
19、的四个平安分区配置平安防护设备，以保证生产、管理系统及调度端应用系统的物理和逻辑平安。本工程设计范围仅包括生产应用系统的平安防护。本期工程为光伏电站配置一套二次系统平安防护设备，包括一套正向物理隔离装置、一台硬件防火墙、一台纵向加密认证装置及防病毒软件和其它应用软件等。实时调度系统根据?节能发电调度管理方法?等规定的要求，光伏电站需要配置调度管理和实时调度系统，以利于光伏电站上报数据、厂网沟通，以及更好地实现节能发电调度和并网发电运行考核与辅助效劳补偿等。本期工程为光伏电站配置实时调度系统一套，包括数据库效劳器、工作站等设备，设备采用UPS交流电源供电。2.4.6功率预测系统光伏发电主控站的功
20、率预测系统设备包括功率预测系统效劳器、气象效劳器、工作站以及系统软件等。根据GB/T 19964-2021?光伏发电站接入电力系统技术规定?，装机容量10MW 及以上的光伏电站应配置光伏发电功率预测系统。功率预测系统具有072h 短期光伏发电功率预测以及15min4h 超短期光伏发电功率预测功能。光伏电站每15min 自动向电网调度部门滚动上报未来15min4h 的发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min；每天按照电网调度机构规定的时间上报次日0 时至24 时发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。2.4.7有功功率控制系统光伏电站应具备有功功率调节能力，确保光伏电站有功功率
21、变化满足电力系统平安稳定运行的要求。为实现对有功功率的控制，光伏电站需配置有功功率控制系统，能够接收并自动执行调度部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要求运行，以便在电网故障和特殊运行方式时保证电力系统稳定性。2.4.8无功电压控制系统光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出或吸收的无功功率，控制光伏电站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。本光伏电站配置一套无功电压控制系统。2.4.9电能质量监测系统光伏电站应配置电能质量监测系
22、统，以实时监测光伏电站的电能质量指标是否满足要求。光伏电站应该在并网点装设满足IEC 61000-4-30-2003?电磁兼容第4-30 局部试验和测量技术-电能质量?标准要求的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。按照河南省电力公司电能质量相关管理规定，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，能满足数据现场获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管理。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
23、测系统。2.4.10时间同步系统本期为光伏发电主控站内配置1 套统一的时间同步系统，为监控系统、保护装置、故障录波、计量设备等自动化系统提供统一的时间源，保证全站时间的一致性。时间同步装置可接收北斗和GPS 时间信号作为基准时钟源，优先采用北斗信号作为时间基准。时间同步装置可输出脉冲信号、IRIG-B码、串行口时间报文和网络时间报文，在失去外部时间基准信号时具备守时功能。时间同步系统设备包括主时钟、扩展装置、屏柜等。1自动化设备电源为保证系统的可靠性，应为调度自动化系统提供不停电电源系统UPS，采用模块冗余配置，以满足远动通信终端、电能量计费采集装置、网络设备、打印机及调度自动化其它设备的供电
24、要求，UPS在交流电源失电后，供电时间应不小于2小时。建议UPS系统全站统一考虑，自动化局部费用不计列。2 钧州变电站侧设备配置钧州变配置测控单元采集装置一套。3 调度端设备配置本期工程为省调和地调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。2.5 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，许昌供电公司调度之间远动信息以调度数据网设备为主通道送往各级调度自动化系统，远动信息的备用通道为数字专线通道，信息传输速率为9600 bit/s。远动系统、用电信息采集系统与各调度端通信规约应满足河南电网调度主站通信规约要求。自动
25、化通道由通信专业统一组织。2.6 投资估算系统调度自动化装置投资估算见表1，总投资约为 181万元。其中光伏电站及主控站170万，电力系统侧11万。表2.6-1 调度自动化设备投资估算表序号设备名称单价单位数量总价(万元)一光伏电站1远动终端系统10套1102电能量计量终端含表计2块15套1153调度数据专网设备10套2204二次系统平安防护设备10套1105实时调度系统50套1506功率预测系统15套1157有功功率控制系统10套1108无功电压控制系统20套1209电能质量监测系统10套11010时间同步系统10套110小计170二钧州变电站1测控单元采集装置3套1328套18小计11合计
26、181注：上述费用仅为设备费，不包括安装调试等附加费用。3通信XXXX光伏公司光伏发电并网工程建立规模50MWp，本期建立110kV升压站1座，110kV 出线1回，至220kV钧州变，新建线路长度约11km。根据运行管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。通信现状相关传输网现况及开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 许昌地区以地调及220kV变电站根底上建立的许昌地区省接入网光纤、环网电路已经形成，省网光传输网络选用华为OSN-3500型光传输设备，作为省网的
27、一局部，接入网传输容量为，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。然后地调通过付庄、薛坡至花都、邵陵两点接入省主干传输网至省调。省网光传输网络选用依赛DXM1000型光传输设备，许昌地调通过花都、邵陵两点接入省主干传输网至省调。b)许昌地区通信网现状截至2021 年，许昌地区以220kV变电站为节点，建成了覆盖地调和所有220kV变电站的2.5GSTM-16光纤骨干环网，采用华为 OSN3500设备。3.1.2 钧州变通信现状与本工程有关的变电站有220kV钧州变，目前站内配置有省网光端机和地网光端机各一台；型号为OSN3500，光端机上目前有空余槽位，
28、满足光伏站接入需要。钧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。3.2 调度关系按照电网管理体制和调度规程，新建XXXX光伏公司光伏电站应由河南省调和许昌地调二级调度。3.3 业务需求光伏电站通信通道需求如下：1线路保护光纤通道，接口专用纤芯2 芯，备用2 芯；2调度数据网组网通道，接口2x2Mbit/s；3调度 组网通道，接口2*64kbit/s，占用PCM 单独话路；4数字专线通道，9600bit/s，占用PCM 单独话路。3.4 系统通信方案3.4.1 光缆建立方案根据通信现况和地区网规划，推荐采用光纤通信方式组织XXXX光伏公司光伏电站系统通信通道，提高接入可靠性。
29、随新建光伏电站至钧州变110kV线路架设1根24芯OPGW光缆，长度11km。新建光伏电站通过钧州变接入许昌地区传输网。3.4.2 传输网方案新建光伏电站配置1台华为STM-1光纤传输设备，钧州变地网光端机上新增2块155Mbit/s光接口板，按1+1保护配置。光伏电站至地调配置1对PCM数字复接设备，用于光伏电站信息的接入。3.5 通道组织通信通道至省调主通道：光伏电站 新建OPGW光缆 钧州变 原有光缆 夏都变 河南省电力传输网 花都变 河南省骨干传输网 河南省调至省调备用通道：光伏电站 新建OPGW光缆 钧州变 原有光缆 襄城变 许昌地区传输网 许昌地调 河南省骨干传输网 河南省调至地调
30、主通道：光伏电站 新建OPGW光缆 钧州变 原有光缆 夏都变 许昌地区传输网 许昌地调至地调备用通道：光伏电站 新建OPGW光缆 钧州变 原有光缆 襄城变 许昌地区传输网 许昌地调远动通道：根据远动专业要求，本期分别组织光伏电站至河南省调和许昌地调远动、计量信息主备用传输通道。至河南省调远动主、备用通道采用调度数据专网通道，以22M通道接入省调接入网会聚点220kV钧州变和许昌地调。至许昌地调远动主通道采用调度数据专网通道，以22M通道接入地调接入网会聚点220kV钧州变和220kV襄城变。至许昌地调配置1路数字专线通道作为备用，速率9600bit/s，站用PCM单独话路。保护通道：光伏电站至
31、钧州变线路保护采用光纤电流差动保护，占用OPGW专用纤芯。3.6 其它设备光伏电站不单独设置通信直流电源系统，通信设备供电电源由站内一体化电源统一提供。光伏电站配置综合配线架屏一面，对端钧州变配置48芯光配单元一套，安装在原有配线屏中。3.7 投资估算表通信设备投资估算表名称标准单位数量单价万元合计万元光传输设备SDH-1/4套12525光接口板155M个224数字复接设备PCM端2612进站光缆GYFTZYkm3综合配线架48芯ODF+4X21系统DDF面133配线模块光配个111 机部31.5合计48万元注：1、占用地调电网的通信电路，按国网公司规定，在签订调度协议时协商解决。2、通信设备型号应与地调保持一致。3、线路光缆在线路工程中计列。4、该表为设备费，不含安装调试等费用。