河北廊坊地面分布式光伏项目调度接入系统方案以及二次系统配置

河北廊坊地面分布式光伏项目对分布式电源的技术要求

1. 电能质量
    由于光伏发电系统出力具有波动性和间歇性，另外光伏发电系统通过逆变器将太阳能电池方阵输出的直流转换交流供负荷使用，含有大量的电力电子设备，接入配电网会对当 地电网的电能质量产生一定的影响，包括谐波、电压偏差、电压波动、电压不平衡度和直流分量等方面。为了能够向负荷提供可靠的电力，由光伏发电系统引起的各项电能质量指标应该符合相关标准的规定。
1.2 谐波
   分布式电源接入电网后，公共连接点的谐波电压、谐波电流应满足GB/T 14549《电能质量 公共电网谐波》的规定。总谐波电流分量（方均根）应不超过表2中规定的允许值，其中分布式电源向电网注入的谐波电流允许值按此分布式电源安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。

 1.3 电压偏差
      分布式电源接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T 12325《电能质量 供电电压偏差》的规定，20kV及以下三相公共连接点电压偏差不超过标称电压的±7%；220V单相公共连接点电压偏差不超过标称电压的+7%、-10%。
1.4 电压波动
     分布式电源接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T 12326《电能质量 电压波动和闪变》的规定。对于分布式电源出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1<r≤10（每小时变动的次数在 10 次以内）考虑，因此分布式电源接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。
1.5 电压不平衡度
     分布式电源接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过B/T 15543《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%；其中由分布式电源引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。
1.6 直流分量
     分布式电源向公共连接点注入的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。
1.7 电磁兼容
     分布式电源应具备一定的抗电磁干扰能力，且所产生的电磁干扰不应超过相关设备对电磁干扰的要求。
1.8 电压异常时的响应特性
     并网点处电压发生异常时响应要求如表3所示，适用于多相系统中的任何一相。

1.9 频率异常时的响应特性
     应满足Q/GDW 1480要求，如表4所示

2. 系统继电保护及安全自动装置
2.1 技术原则
    分布式光伏发电的继电保护及安全自动装置配置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求，其技术条件应符合GB/T 14285《继电保护和安全自动装置技术规程》的配置要求。
2.2 线路保护
    光伏电站侧应配置1套方向过流保护，保障供电可靠性，减小停电范围。光伏电站线路发生短路故障时，线路保护应能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。
2.3 系统侧相关保护校验及要求
    光伏电站并网后，三郎站侧相关线路保护、母线保护、CT变比等可以满足校验要求。线路开关柜应加装带电显示装置，微机五防锁完善后柜门带电闭锁功能，保护重合闸检无压配置根据调度部门要求设置。考虑该站已并网光伏容量及负荷情况，电网与电源侧均配置主变过负荷联切系统。
2.4 安全自动装置
      应在并网点设置安全自动装置，具备防孤岛和故障解列功能，能够实现频率电压异常紧急控制，按照整定值跳开并网点断路器。
3.系统调度自动化
3.1 调度管理
    分布式电源由衡水地调管理，应满足实时监控、运维管理、应急处置等基本要求。正常运行情况下，分布式电源应能具备上传电流、电压、功率、发电量、功率因数和设备状态等信息的能力,上送至本地能量管理系统、电网调控系统的实时运行信息应能满足配电自愈控制、网络重构功能需求。
3.2 控制系统
     光伏电站应配置AGC、AVC系统，由远动系统接入地调主站,输出功率偏差和功率变化率不应超出给定值，并能根据电网频率值、调度指令等信号调节电源的有功功率输出。
3.3电能质量监测
    分布式电源并网点装设A 级电能质量在线监测装置，每10分钟保存一次电能质量指标统计值，并定期上传。
3.4 远动传输
     光伏电站配置1台电能量采集终端，远动机2台，配置2套调度数据网设备，分别接入地调的调度数据网（接入主用平面链路带宽至少为6Mbps，接入备用平面链路带宽至少为2Mbps），每套调度数据网设备含路由器1台、交换机2台、纵向加密认证装置2台；配置入侵检测系统(IDS)1台。
3.5 对时方式
      配备双机冗余的统一时钟装置，均应支持北斗和GPS双对时（北斗优先）。
3.6监测装置
    光伏电站配置网络安全监测装置及就地监视工作站1套(I、II区通过防火墙互联互通)。网络安全监测装置应接入站端监测主机（NCS）、五防机、远动机、电能采集等主机类设备，数据网交换机、站控层交换机等网络设备，以及防火墙等安防设备。
3.7 互联网管理终端
      配置互联网管理终端2台，接入省调互联网管理平台。另应于并网前至少45天联系地调办理UK认证。
3.8 信息安全
     光伏电站需配置运维堡垒机1台，恶意代码防护设备1套，电脑均应使用安全操作系统。应根据相关要求完成等保测评、安全评估、密码应用安全性评估等，并到公安机关、密码管理局办理备案。
4. 系统通信
4.1技术原则
    分布式光伏应具备与电网调度双向数据通信的能力，满足继电保护、调度运行及信息采集等业务对电力通信的要求，其通信方式和信息传输应满足电力系统二次安全防护要求。
4.2通信方式
    采用光纤通信方式，满足信息安全防护要求。沿5312线路架设一条24芯ADSS光缆至三郎站，形成光伏电站—三郎站—故城站通道，长度约2km，纤芯采用 ITU-T G.652光纤。
4.3通信设备配置
     故城站扩容1块综合数据网接口板（含光模块）和2个622M光口板（1+1）。
    光伏电站本期配置1台2.5G平台SDH光端机、1套综合数据网及1台软交换设备（IAD），利用光缆实现光伏电站至故城站的1＋1通信，同时预留接口接入调度电话。光伏电站配置一套综合配线柜并在变电站侧增加相应配线模块。光伏电站应配置-48V一体化直流电源。
5.计量与结算
   由于该光伏项目所发电量全部上网，因此只配置关口计量电能表。关口计量电能表在产权分界点处装设，按1+1配置，计量方式为高供高计、组合计量。同时5312线路关口计量表设置为双向表。计量表精度0.5S级。电压互感器变比为10000/100、准确度等级为0.2级；电流互感器变比为200/5、准确度等级为0.2S级。 应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，应具备电流、电压、电量等信息采集和三相电流不平衡监测功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。光伏电站配置1台计量终端服务器，各计量表采集信息通过调度数据网接入计费主站系统和电能信息采集系统。分布式电源的电价与结算按照相关规定执行。

 附： 二次设备配置表