(完整(完整word)50mw光伏電站二次電力接入系統報告XXXX 光伏公司50MWp光伏發電并網工程接入系統設計〔系統二次局部〕目錄系統繼電保護及安全自動裝置 01。1設計依據 0設計范圍 0光伏電站及鈞州變接線狀況 01。4系統保護現狀 1\l“_TOC_250014“1.5系統繼電保護及安全自動裝置配置原則 3\l“_TOC_250013“1。6系統繼電保護配置方案 3\l“_TOC_250012“1。7對相關專業的要求 5\l“_TOC_250011“1。8投資估算 5\l“_TOC_250010“調度自動化 6\l“_TOC_250009“2。1調度治理方式 6\l“_TOC_250008“調度自動化現況 6\l“_TOC_250007“遠動信息內容 6系統調度自動化配置方案 7\l“_TOC_250006“信息傳輸方式和遠動通道 11\l“_TOC_250005“投資估算 11\l“_TOC_250004“3通信 13\l“_TOC_250003“通信現狀 13\l“_TOC_250002“調度關系 13\l“_TOC_250001“業務需求 143。4系統通信方案 143。5通道組織 143。6其它設備 15\l“_TOC_250000“3。7投資估算 15附圖01:XXXX202335kV02:202335：遠動信息圖(完整(完整word)50mw光伏電站二次電力接入系統報告·0··0·系統繼電保護及安全自動裝置11設計依據1本設計依據XXXX光伏公司50MWp光伏發電并網工程接入系統一次推舉110kV110/35kV110kV1220kV110kVLGJ—300,線路長度約11km。20231.1。3與光伏電站接入系統有關的系統繼電保護現況。1.1。4有關的設計規程標準等：Q/GDW617—2023GB/T19964—2023《光伏發電站接入電力系統技術規定》;GB/T50866-2023GB50797—2023GB/T14285-2023《繼電保護和安全自動裝置技術規程》.1.2設計范圍1。2.1110kV。2110kV1.2。3安全自動裝置1.2.41。2.51.2.61.3光伏電站及鈞州變接線狀況XXXX50MWp110kV1110kV110kV1220kV110kV鈞州220kV變電站目前主變容量為2＊150MVA,電壓等級均為220/110/10kV，(完整(完整word)50mw光伏電站二次電力接入系統報告·1··1·220kV側雙母線接線，最終8回出線，現已出線8110kV側雙母線接線，最終97211km。14系統保護現狀220kV150MVA8111220kV11稱名保護式方設備型號投運年夏都1光差國電南瑞RCS-931B2023。062光差許繼電氣WXH-803襄城1光差RCS—931B2023。062光距WXH—803屯田1光差CSC—1032023.042光距長園深瑞PRS-753鎖蛟1光差國電南瑞RCS-931B2023。062光差北京四方CSC-103(完整(完整word)50mw光伏電站二次電力接入系統報告··10·蘇園1向方RCS—901B2023.042離距WXH—802I1光差WXH—8032023。042光差RCS—931BII1光差WXH—8032023.042光差國電南瑞RCS-931BV1光差許繼電氣WXH-8032023.112光差RCS—931B110kV73111〔111110kVWMH-800，202311110kV間隔名稱保護方式設備型號投運年鴻暢文殊2023.112023。08橫山田莊距離零序距離零序WXH—811APSL—621C2023.032023。06電廠電廠光纖差動許繼電氣WXH-13A2023。04桑園距離零序許繼電氣WXH-811A2023.03錦瑞距離零序許繼電氣WXH-811A2023.10龍距離零序2023。1015系統繼電保護及安全自動裝置配置原則1。5。1光伏發電站專用送出線路應按雙側電源線路配置保護。專線接入公用電網的大、中型光伏電站可配置光纖電流差動保護.1。5.21.5.3應重配置保護。故障，以保證系統安全穩定運行和牢靠供電，應裝設專用的母線保護。1。5。5110kV〔66kV〕故障錄波設備.110kV1。5。6光伏發電站應配置獨立的防孤島保護，防孤島保護應與線路保護、重合閘、低電壓穿越力氣相協作。。7有打算性孤島要求的光伏發電站,應配置頻率、電壓把握裝置，當孤島內消滅頻率或電壓特別時，可調整光伏發電站有功、無功出力.6系統繼電保護配置方案1.6.1 110kV線路保護XXXX~220kV110kV間距離、接地距離保護、零序過流保護作為后備保護。光纖保護通道承受專用直達光纜纖芯方式.1.6。2 110kV母線保護110kV母線保護裝置。110kV18路接入需要,本期只需將并網線路接入。1。6。3故障錄波XXXX110kV50MWp,屬大型光伏電站，需配置一套故障錄波裝置,用于將并網線路的信息接入。以便分析有關220kV2,110kV110kVYS—89A，202396路模擬量，192路開關量的接入，滿足光伏并網線路接入的需要，本期不再增故障錄波裝置。IEC61850標準建模，遵循DL/T663的自描述功能;應具有保護裝置的狀態監測功能,具有對記錄的錄波數據及網絡報文10S60S度〔調控〕中心遠程調閱及綜合故障分析等功能。1.6.4安全自動裝置防孤島保護應與線路保護、重合閘、低電壓穿越力氣相協作。。5光伏電站升壓站配置一面繼電保護試驗電源柜和一套繼電保護試驗儀器儀表。17對相關專業的要求1。7.1XXXX～110kV221。7。25P、10P3P110kV線路保護、母線保護使用。線路兩側均安裝線路電壓互感器，以備重合閘使用。18投資估算1.88065151。8系統繼電保護及安全自動裝置投資估算表序號單位數量〔〕備注一XXXX110kV1110kV套1152套1153套1154面155套11565二220kV1110kV套1151580注：該表僅列設備費用，不包括運輸安裝及其他費用。調度自動化21調度治理方式依據電網治理體制和調度規程，XXXX需要。2調度自動化現況河南省調的智能電網調度技術支持系統D5000已投入運行,系統具備SCADA/AGC/AVC/PAS等應用功能。目前省調形成D5000和OPEN3000并列運行的根本的SCADA/AGCD5000OPEN3000地區調度數據接入網依據分層設計，分為會聚、接入層。23遠動信息內容2.3.1a〕110kV光伏電站輻照度、環境溫度、光伏組件溫度；2。3.2a)全站事故總信號；b〕光伏發電單元運行狀態信號;c〕110kVd〕110kVe〕SVG、站用變保護動作信號；f)110kV110kV隔離升壓〔含接地刀閘〕位置信號;變壓器分接頭位置信號；遙控量a〕110kV斷路器分/合把握命令；遙調量光伏電站有功出力目標值；b〕光伏電站無功值。4系統調度自動化配置方案2。4。1依據GB/T19964—2023《光伏發電站接入電力系統技術規定》和GB/T50866—2023遠動信息采集范圍應符合電網調度自動化能量治理系統〔EMS)的遠動信息接入規包括逆變器和單元升壓變壓器運行狀態等；光伏發電站并網點電壓、電流、頻率;光伏電站主變高壓側出線的有功功率、無功功率、發電量；光伏電站高壓斷路器和溫度。光伏矩陣監控和氣象監測系統通信獵取遠動信息，以直采直送方式實現遠動信息送往調度端，同時可承受調度端下發的調控指令。電能量計量系統本期工程應在光伏發電站內配備電能量計量系統設備，以實現計量點電量信屏等設備.光伏電站與電網結算關口點原則上位于廠網產權分界點,本工程關口計量設20.2s計量電能表，按主/副表配置。20。2s1IEC60870—5—102進展通信。調度專網設備依據國家電網調度數據網絡總體方案的要求，本工程為光伏電站內調度生產21光伏電站內調度生產業務包含監控系統、電能計量系統、保護子站等，依據安全區分區要求劃分為2個VPN，分別為安全區IVPN(監控系統〕和安全區IIFEVPN2×2M220kV2×2M220kV220kV2.4。4接入電網的廠站在應用系統的建設中應依據“安全分區、網絡專用、橫向隔離、縱控系統及電力調度數據網絡〔SPDnet)接入設備實行相應的安全防護措施.光伏發電主控站應依據生產和治理的四個安全分區配置安全防護設備，以保產應用系統的安全防護。本期工程為光伏電站配置一套二次系統安全防護設備,包括一套正向物理隔實時調度系統度和并網發電運行考核與關心效勞補償等.UPS功率推想系統工作站以及系統軟件等。0～72h短期光伏發電功率推想以及15min～4h超短期光伏發電功率推想功能。光伏電站每15min～4h的時間區分率為15min;每天依據電網調度機構規定的時間上報次日0時至2415min.有功功率把握系統故障和特別運行方式時保證電力系統穩定性.2。4。8光伏電站應配置無功電壓把握系統，具備無功功率及電壓把握力氣。依據電力調度部門指令，光伏電站自動調整其發出(或吸取〕的無功功率，把握光伏電站的要求.本光伏電站配置一套無功電壓把握系統.2。4.9否滿足要求.光伏電站應當在并網點裝設滿足IEC61000-4-30-2023《電磁兼容第A類電能質量在線監測裝置。電能質量數據應能夠遠程傳送到電網企業,保證電網企業對電能質量的監控。依據河南省電力公司電能質量相關治理規定，電能質量在線監測裝置應接入河南電網電能質量在線監測系統.電能質量在線監測裝置需滿足相關技術標準，能滿足數據現場獵取和向遠方電能質量監測中心傳輸的功能，以備在線查詢和電能質量治理.本工程配置一套電能質量在線監測裝置，實現電能質量信息的采集、計算、分析和顯示,信息送入河南電網電能質量在線監測系統。2.4.101裝置、故障錄波、計量設備等自動化系統供給統一的時間源，保證全站時間的全都GPS時間信號作為基準時鐘源,優先承受北斗信號IRIG-B時間報文,在失去外部時間基準信號時具備守時功能。2。4。11為保證系統的牢靠性，應為調度自動化系統供給不停電電源系統〔UPS)，承受及調度自動化其它設備的供電要求，UPS2小時.建議UPS2.4.12鈞州變電站側設備配置2.4。13電站各自動化系統接入調度主站的需要。25信息傳輸方式和遠動通道至河南省供電公司調度直接遠動信息以調度數據專網為主備用通道，許昌供9600bit/s.遠動系統、用電通道由通信專業統一組織.26投資估算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,本期建設110kV1110kV出線1回，至220kV鈞州變，建線路長度約11km。依據運行治理習慣和自動化專業要求,光伏電站按河南省調和許昌地調二級調度設計。31通信現狀相關傳輸網現況及進展河南省電網已建有以光纖通信為主的系統通信網絡;許昌供電公司也已形成了以地調為中心的光纖通信網。與本工程相關的通信現況如下：a〕省網通信現狀220kVOSN-35002.5Gbit/s，與本工程有關的許昌接入網局部主環路徑如下：許昌地調-付莊—夏都—鈞州—襄城—薛坡—許昌地調。然后地調通過b)許昌地區通信網現狀220kV2。5G〔STM—16〕光纖骨干環網，承受華為OSN3500鈞州變通信現狀220kV州站目前有通往省調及許昌地調的調度雙通道，滿足本工程接入要求。32調度關系依據電網治理體制和調度規程，建XXXX許昌地調二級調度。33業務需求光伏電站通信通道需求如下：1)22芯;2x2Mbit/s；2＊64kbit/s，PCM單獨話路;數字專線通道，9600bit/sPCM4系統通信方案3.4。1光纜建設方案依據通信現況和地區網規劃，推舉承受光纖通信方式組織XXXX電站系統通信通道,提高接入牢靠性.124OPGW11km。建光伏電站通過鈞州變接入許昌地區傳輸網。3。4。2STM-12155Mbit/s1+11PCM設備，用于光伏電站信息的接入。35通道組織通信通道OPGW電力傳輸網花都變河南省骨干傳輸網河南省調OPGW地區傳輸網許昌地調河南省骨干傳輸網河南省調OPGW區傳輸網許昌地調至地調備用通道:光伏電站建OPGW光纜鈞州變原有光纜襄城變許昌地遠動通道：依據