某光伏电站接入电网方案的研究
目录
绪论 (1)
1 概述 (4)
1.1设计依据 (4)
1.2主要设计原则 (4)
1.3主要设计内容 (5)
2 电力系统现状及本光伏电站的概况 (6)
2.1新疆电网概况 (6)
2.2阿克苏电网概况 (7)
2.3阿克苏变供电区电网概况 (8)
2.4新疆太阳能资源区域分布情况 (8)
2.5某光伏电站项目概况 (9)
3 光伏电站在系统中的地位和作用 (11)
3.1电力需求预测 (11)
3.2负荷特性分析 (14)
3.3光伏电站太阳能资源特性 (16)
3.4某光伏电站出力特性曲线 (19)
3.5相关性分析 (21)
3.6电力和电量平衡 (22)
3.7光伏电站建设的必要性及其在电力系统中的地位和作用 (25)
4 接入系统方案 (28)
4.1接入系统原则 (28)
4.2本工程周边电网及相关规划建设概况 (28)
4.3某光伏电站接入系统方案 (31)
4.4台兰河一、二级水电送出的建议 (38)
5 电气计算 (41)
5.1潮流及调相调压计算 (41)
5.2短路计算 (43)
6 光伏电站电气原则主接线及有关电气设备参数 (44)
6.1光伏电站电气原则主接线 (44)
6.2无功补偿 (44)
6.3中性点接地方式 (46)
6.4送出线路导线截面选择 (46)
7 谐波 (47)
7.1谐波要求 (47)
7.2电压偏差 (49)
7.3电压波动与闪变 (49)
7.4电压不平衡度 (50)
7.5直流分量 (51)
7.6电压/无功调节 (51)
7.7电压与频率响应特性 (51)
7.8防孤岛效应 (53)
7.9恢复并网 (54)
8 结论 (55)
绪论
能源是国民经济的基本动力。面对目前严峻的能源形势和人类生态环境（气候变暖）压力，世界各国都把开发利用可持续的清洁能源作为未来的能源发展战略，其中太阳能以资源丰富、没有地域界线、清洁等独特优点而成为人们关注的热点之一，已经成为继水电、风电之后最具有大规模开发利用潜力的可再生能源。不论从近期和从远期看，光伏发电可以作为常规能源的补充，在解决特殊应用领域，如通信、信号电源，和边远无电地区民用生活用电需求方面，从环境保护及能源战略上都具有重大的意义。
我国是太阳能资源十分丰富的国家，我国政府一直非常重视新能源和可再生能源的开发利用。随着国家《可再生能源法》等一系列激励政策的实施，我国的光伏产业显现出快速发展的势头。国家发改委在2007年8月所作的《可再生能源中长期发展规划》中也强调了未来到2020年太阳能发展将达到180万kW，其中太阳能光伏发电为160万kW。文中指出，到2010年，建成大型并网光伏电站总容量2万kW、太阳能热发电5万kW。
为了进一步指导、推进光伏发电的发展，国家发改委在2007年发布了《国家发展改革委办公厅关于开展大型并网光伏示范电站建设有关要求的通知》（发改委能源〔2007〕2898号），文中对规划建设的光伏并网示范电站提出了具体的建设性指导意见：（1）建设规模大于5MWp；（2）占地厂址选择应主要为沙漠、戈壁、荒地等非耕用土地；（3）电站靠近电网，并可考虑与大型风电站配合建设；（4）推行电价招标制。
2009年财政部陆续出台了《太阳能光电建筑应用财政补助资金管理暂
行办法》（财建[2009]129号）和《关于实施金太阳示范工程的通知》（财建【2009】397号）文件，对光伏发电产业进行补贴。2009年敦煌10MWp太阳能光伏发电工程电价招标结果为上网电价1.09元/kW·h，享受国家可再生能源电价分摊政策，从而从根本上解决光伏上网电价的难题。
《关于实施金太阳示范工程的通知》（财建【2009】397号）文件主要补贴对象为大型并网型光伏电站或用户侧并网电站，其要点为：（1）并网型电站补贴50%建设投资（含配套送出）；（2）偏远无电地区补贴70%建设投资；（3）有条件的地方还可获得一定资金支持；（4）上网电价按国家核定的当地脱硫燃煤机组标杆电价全额收购。
近年来新疆经济取得了快速发展，自2000年国家开始实施西部大开发战略，把促进新疆发展摆在更加突出的位置，西部大开发战略实施10年间新疆GDP年均递增10.1%。尤其是近两年国家出台了一系列援疆政策，大力扶持新疆经济发展，给新疆带来巨大发展机遇。
新疆太阳能资源十分丰富，全年日照时数为2550-3500小时，居全国第二位。2009年，新疆太阳能发电企业的产值比2008年增长了255%。太阳能发电和风力发电企业的产值，在2009年新疆机电工业的总产值中，占了半壁江山。
新疆的东疆、南疆南部属于太阳能资源丰富区，同时具有大片的荒漠化土地，非常适合于建设大规模的高压并网型光伏电站。从资源的潜力和长远来看，光伏发电是最具有潜力的可再生能源的发电技术；从资源的合理开发利用来说，在新疆开发沙漠、戈壁滩太阳能具有得天独厚的优势，可以使其广大的沙漠、戈壁滩变废为宝，实现自治区经济乃至全国经济的
可持续性发展。
本报告对阿克苏某20MWp光伏电站（本报告中简称为“某光伏电站”）接入阿克苏电网方案进行研究。
1 概述
1.1 设计依据
（1）《某光伏电站可行性研究报告》；
（3）《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011；；
（4）《光伏电站接入电力系统技术规定》GB/Z 19964-2005；
（5）《光伏系统并网技术要求》GB/T 19939-2005；
（6）《西北区域并网光伏电站管理暂行规定》西电监办[2011]165号；
（7）设计深度参照《国家电网公司风电场接入系统设计内容深度规定》（国家电网发展〔2009〕327号，修订版）；
（8）《城市配电网技术导则》，国家电网公司2009版；
（9）《阿克苏地区电网“十二五”规划》；
（10）《阿克苏地区电网2014年运行方式》；
（11）其他有关规程规范。
1.2 主要设计原则
（1）设计规模：本次设计接入系统方案考虑本期项目20MWp送出的同时兼顾后期二期项目20MWp。
（2）设计水平年：本期光伏电站计划2015年投产，考虑项目的审批、施工建设存在一定周期，所以本次设计水平年取2016年。
（3）电网范围：阿克苏西片区电网。
（4）地域范围：阿克苏西片区。
（5）满足分布式电源分层接入、就地消纳的原则，满足光伏电站电力可靠送出。
（6）接入系统方案满足电网结构合理、接入方便可行，并满足电网的安全可靠运行。
1.3 主要设计内容
（1）温宿县地区电网现状、电力市场预测、电力电量平衡、阿克苏地区太阳能资源特性和电网负荷特性；
（2）接入系统方案分析与技术经济比较；
（3）相关电气计算及校核；
（4）系统保护、自动化及通信配置方案；
（5）并网光伏电站相关要求的分析；
（6）配套送出工程建设项目及投资估算。
2 电力系统现状及本光伏电站的概况
2.1 新疆电网概况
新疆电网近年来取得了快速发展，目前已形成以乌鲁木齐为核心，东至哈密，西至博州、伊犁，北到阿勒泰，南至喀什、和田，以750kV、220kV、110kV电压等级为主体的覆盖全疆的输、配电网络。电网东西伸展约2200km、南北约3300km，覆盖地域约120万km2，其220kV是世界上覆盖面积最广的区域性电网。截至2014年底，新疆电网系统规模如下。
（1）电源装机：全网总装机容量26089MW，其中火电19165MW，占总装机容量的73.52%；水电3860MW，占总装机容量的14.75%；风电2126MW，占总装机容量的8.14%；光伏发电170MW，占总装机容量的0.65%。其他发电769MW，占总装机容量的2.54%；若考虑新疆电网以及个别独立运行的小电网装机，则总装机约为26414MW。
（2）110kV及以上变电设备：新疆电网共有5座750kV降压变电站，变压器5台，总变电容量7000MVA；220kV降压变电站86座，变压器149台，总变电容量21529MVA，220kV升压变电站有7座，分别为：达风变、盐湖变、小草湖变、口岸变、顺唐变、安泰变、麻黄沟东，变压器10台，变电容量1710MVA；110kV降压变电站469座，变压器797台，总变电容量24770MVA。
（3）110kV及以上输电线路：新疆电网750kV线路8条，长度为2328.475km，同比增长25.4%；220kV线路271条，长度14830.5km，同比增长46.50%；110kV线路919条，长度24640km，同比增长13.17%。
2014年全疆发电量1092.33亿kW·h，较2013年增长28.63%。2014年新疆电网全疆最大用电负荷12970MW，出现在11月，较2013年同比增长24.32%；2014年全疆最大发电负荷13536MW，较2013年同比增长26.72%。
2.2 阿克苏电网概况
截止到2014年底，阿克苏电网已形成以220kV龟兹变、牙哈变、拜城变、海楼变、阿克苏变、白水变、阿拉尔变为核心，供电区域东至库车二八台，西至柯坪县，北到库车俄矿，南至阿瓦提丰收三场，以110kV、35kV 电压等级为主体的输、配电网络。电网东西伸展约400多km，南北约150多km，覆盖地区及农一师部分区域，约13.2万km2。
截止2014 年底，阿克苏电网现状如下：
（1）阿克苏地区内省调调管电源装机容量为1708MW，其中：火电1350MW，占总装机容量的79.07%；水电358MW，占总装机容量的20.93%。
阿克苏本电网电源装机容量为527.65MW，其中：火电144MW，占总装机容量的27.29%；水电311.65MW，占总装机容量的59.06%；其他42MW（生物电厂12MW，余热电厂30MW），占总装机容量的7.96%；光伏30MWp，占总装机容量的5.69%。
农一师电网内总装机容量为189MW，其中：火电150MW，占总装机容量的79.37%；水电39MW，占总装机容量的20.63%。
全地区总装机容量为2424.65 MW，其中：火电1644MW，占总装机容量的67.8%；水电708.65 MW，占总装机容量的29.23%；其他42MW占总装机容量的1.73%;光伏30MWp，占总装机容量的1.24%。
（2）阿克苏电网220kV降压变电站7座，变压器13台，总变电站容量
2160 MVA，同比增长100%；110kV降压变电站25座，变压器41台，总变电容量1495.5MVA，同比增长19.12%。35kV降压变电站70座，变压器108台，总变电容量502.25MVA同比增长6.87%。其中110kV用户变电站15座，变压器31台，变电容量为841.5MVA。
农一师电网110kV降压变电站12座，变压器23台，总变电容量658.2MVA。
（3）阿克苏电网220kV 输电线路21条，长度1890.355km，同比增长45.77%； 110kV输电线路76条，长度为2137.59km，同比增长15.98%；35kV 输电线路122条，长度为2159.821km，同比增长4.95%。
2.3 阿克苏变供电区电网概况
220kV阿克苏变接带12座110kV变电站，分别为110kV中心变、胡杨变、红旗坡变、丝绸变、阿瓦提变、丰收三场变林园变一半、天山水泥变、哈拉塔变、市中变、佳木变、北城变一半等，电源分别为台兰河一二级电站、拜城电厂一大一中炉机、生物电厂、舒启蒙光伏电站等。
2.4 新疆太阳能资源区域分布情况
新疆位于北纬33.5～48.5°，其太阳能资源比同纬度的华北、东北地区高，也比低纬度的长江中下游地区和华南地区高。主要由其特定的地理位置和气侯条件造成的，到达地表水平面上的太阳辐射能受气候条件和大气下垫面特性的影响十分显著，干燥的气候，少量的云雨，使新疆具有得天独厚的太阳能资源优势。
新疆水平表面太阳辐照度年总量为5000～6500MJ/(m2·a)，年平均值为5800MJ/(m2·a)，年总辐射量比同纬度地区高10%～15%，比长江中下
游高15%～25%，仅次于青藏高原，居全国第二位。
新疆太阳能资源主要分布于五大区域（天山南麓、天山北麓、东疆东部、北疆中部、北疆北部），依据太阳辐射量分为四个资源带。
1）东疆东部为资源丰富带，年均总辐射量大于6200MJ/m2。
2）天山南麓为资源次丰富带，年均总辐射量5800MJ/m2～6200MJ/m2。
3）天山北麓为资源较丰富带，年均总辐射量5400MJ/m2～5800MJ/m2。
4）北疆中部、北部为资源亚丰富带，年均总辐射量5000MJ/m2～5400MJ/m2。
图2.4-1 新疆太阳能资源空间变化分布图(单位：kW.h/m2.a)
2.5 某光伏电站项目概况
本次某光伏电站拟建于新疆阿克苏地区温宿县。工程场址位于温宿县城东北侧方向，距离温宿县30km，距离阿克苏市40km，场区南8km为G314国道，紧邻乡村道路，交通方便。电站总占地面积约53.33公顷，场地西
北高东南低，海拔高度为1270m~1290m。项目所在地温宿县地处塔里木盆地西北的天山南麓，地域辽阔，地形复杂，地势高差悬殊，气候差异性大，气候变化体现了大陆性山地气候特征，气候垂直分布明显，四季特点；春季天气多变，浮尘和大风天气多；夏季凉爽，降水集中；秋季云淡气爽，降温迅速，降水稀少；冬季晴朗严寒，风小雪少。
根据太阳辐射能量、系统组件总功率、系统总效率等数据,可预测20MWp并网光伏发电系统的年总发电量和各月的发电量。经估算，计算出本工程发电系统25年的总发电量约为70038.5万kW·h，年平均发电量2801.5万kW·h，年等效利用小时数为1379.8h。
本期工程建设规模为20MWp，全部采用250Wp多晶硅电池组件，电站共设20个1MWp的子方阵。每500kWp太阳电池经一台直流柜与一台500kW 逆变器构成一个光伏发电单元，每个光伏发电单元经500kW逆变器将直流电转换为低压交流电。每2个光伏发电单元系统中的2台逆变器输出的交流电由1台1000kVA升压变压器将电压从0.3kV升至35kV，每10个光伏发电分系统并联后，经一回35kV电缆线路接入开关站35kV母线。
3 光伏电站在系统中的地位和作用
3.1 电力需求预测
3.1.1 阿克苏地区电力需求预测
“十二五”期间，阿克苏地区实施工业强区战略，①做大做强石油天然气化工产业。②大力发展煤电能源产业。③推进煤化工盐化工产业发展。
④壮大钢铁冶炼和矿产资源开发利用产业，抓好八钢拜城钢铁基地和温宿县硅铝产业建设。⑤加快纺织工业建设步伐，打造现代化纺织工业城。⑥发展农产品精深加工产业。⑦加快装备制造业发展。⑧培育发展高新技术产业。⑨提升新型建材和建筑业。⑩着力推进园区建设，促进产业集聚发展。“十二五”期间，随着阿克苏地区工业强区战略的逐步推进，工业布局和结构的调整，工业实力的增强，势必带动阿克苏地区工业用电的快速增长。
阿克苏电网2013～2015年预计新增的大负荷项目还将有如下几个：
①新疆翔云工贸项目：新疆新疆翔云工贸有限公司拟在库车经济开发区建设50万吨/年PVC项目，其中一期一期30万吨/年PVC项目，二期30万吨/年PVC项目， 2014年建成投产，新增用电容量为200MVA。
②山西金晖项目：山西金晖公司拟在拜城西工业园建设年产100万吨PVC、80万吨离子膜烧碱、150万吨/年电石、300万吨/年水泥项目， 2014年建成投产，新增用电容量为300MVA。
③湖北兴发项目：新疆兴发化工有限公司在阿克苏市西工业园区拟规划建设集“煤化工、盐化工、硫化工、天然气化工”为一体的循环经济产
业，主要规划建设100万吨/年PVC项目及配套的烧碱、焦化、电石等项目。本着总体规划、分期建设的原则，一期项目建设5万吨/年二甲基亚砜项目、200万吨/年水泥项目，新增用电容量30MVA， 2012年年底投产，该公司二期2014年底建成30万吨/年PVC及配套项目，新增用电容量为200MVA。
④河北冀衡项目：河北冀衡集团有限公司拟在温宿循环工业园建设30万吨/年烧碱项目、7万吨/年消毒剂项目、500吨/天精制棉项目、10万吨/年环氧聚丙烯项目，计划2015年建成投产，新增用电容量为150MVA。
《阿克苏地区“十二五”电网发展规划》对阿克苏电网负荷进行预测，2014年由于社会经济的影响，八钢集团、华锦化肥、金晖集团等部分大用户未按计划时间投运生产及网内水泥用户生产量不足等原因，2014年度预计负荷和实际负荷差距较大。本报告根据阿克苏电网负荷的最新发展情况对其“十二五”和“十三五”期间负荷预测结果进行适当调整，调整后的负荷预测结果如下。
表3.1-1 阿克苏电网电力市场预测单位：亿kW?h，MW
项目
2011年
（实际）
2012年
（实际）
2013年
（实际）
2014年
（实际）
2015年2020年
十二五
增长率
十三五
增长率
需电量43 58 71 86 105 221 22% 16%
最大负荷731 962 1174 1432 1747 3669 22% 16% 根据预测结果，阿克苏电网到2015年用电量约86亿kW·h，最大负荷约1432MW；到2020年用电量约221亿kW·h，最大负荷约3669MW。
3.1.2 温宿县电力市场发展预测
根据阿克苏“十二五”规划，“十二五”期间温宿县是阿克苏重要的工业负荷聚集地，目前，温宿县工业经济形成了昆托米业、啤酒、棉纺、制药、煤炭、建材六大支柱产业，城市经济在国民经济发展中的比重进一
步提高。“十二五”期间，由于国家对口支援力度的加大，温宿县重点产业发展项目将进一步增加。棉纺、煤炭、建材、油气化工、制药和农副产品加工等产业将陆续进驻温宿县境内的工业园区。根据温宿县历年负荷及电网发展情况，对温宿县电网电力市场预测3.1-2如下表所示。
表3.1-2 温宿县电网电力市场预测单位：亿kW?h，MW
年份项目
2012年
（实际）
2013年
（实际）
2014年
（实际）
2015年2020年
“十二五”年
均增长率
“十三五”
年均增长率
电量 3.61 4.37 5.29 6.41 14.05 21% 17% 电力70 86 107 120 263 21% 17%
根据预测结果，温宿县电网到2015年用电量约6.41亿kW·h，最大负荷约120MW；到2020年用电量约14.1亿kW·h，最大负荷约263MW。
3.1.3 阿克苏220kV变供电区电力市场发展预测
目前，阿克苏220kV变接带 12 座110 kV变电站；变电站分别为110 千伏中心变、胡杨变、红旗坡变、丝绸变、阿瓦提变、丰收三场变、林园变一半、天山水泥变、哈拉塔变、市中变、佳木变、北城变一半，覆盖了阿克苏市全部、温宿县部分、阿瓦提县和柯坪县全部。电源分别为台兰河一二级电站（98MW）、拜城电厂一大一中炉机、阿瓦提生物电厂（1×12MW）、舒奇蒙光伏电站等。根据推荐方案，本项目将接入阿克苏220kV变供电区。
根据阿克苏变供电区历年负荷及电网发展情况，对阿克苏变供电区电网电力市场预测3.1-3如下表所示。
表3.1-2 阿克苏变供电区电网电力市场预测单位：亿kW?h，MW
年份项目2012年
（实际）
2013年
（实际）
2014年
（实际）
2015年2020年
“十二五”年
均增长率
“十三五”年
均增长率
电量12.1 16.3 19.6 23.5 53.8 20% 18%
电力201 270 324 389 889 20% 18%
从上表预测结果可以看出，由于阿克苏220kV变所带区域为阿克苏地
区西部三县一市，负荷增长较快，而阿克苏220kV变目前主变容量为（2×120）MVA，显然目前主变容量无法满足后期负荷增长需求，因此，本报告建议在阿克苏220kV变供电区内新增1座220kV变电站转移部分负荷，或者增容扩建主变，以满足负荷快速增长的需求。
3.2 负荷特性分析
阿克苏电网2005-2011年各月负荷曲线见图3.2-1。
图3.2-1 阿克苏电网年负荷曲线变化图
阿克苏电网典型日负荷曲线预测表（冬季）
表3.2-1 单位：% 时间1时2时3时4时5时6时7时8时9时10时11时12时13时2005年66 72 70 59 57 61 67 62 70 76 81 89 83 2006年67 58 52 55 58 63 66 72 75 85 82 79 76 2007年62 51 50 50 52 56 59 62 66 69 73 75 78 2008年69 63 57 58 59 60 62 68 74 77 86 86 83 2009年74 70 66 67 67 67 71 78 81 87 89 90 89 2010年70 64 61 62 63 60 63 66 75 77 86 89 88 2011年73 68 65 64646365707583899190时间14时15时16时17时18时19时20时21时22时23时24时γβ2005年76 77 79 80 80 86 100 94 98 95 88 0.78 0.57 2006年74 71 77 90 93 97 100 92 87 72 69 0.76 0.52 2007年79 77 75 83 86 93 100 97 91 86 79 0.8 0.5
2008年81 76 77 84 88 94 100 94 89 86 76 0.77 0.57 2009年83 84 86 86 93 100 95 89 90 89 84 0.82 0.66 2010年86 81 82 85 88 91 100 91 90 87 79 0.78 0.60 2011年848184869097100949286800.810.64
图3.2-2 阿克苏电网冬季典型日负荷曲线变化图
阿克苏电网典型日负荷曲线预测表（夏季）
表3.2-2 单位：% 时间1时2时3时4时5时6时7时8时9时10时11时12时13时2005年65 60 54 50 50 52 54 60 62 76 86 88 90 2006年65 60 58 58 53 58 55 64 65 76 90 90 88 2007年62 65 50 57 55 56 58 61 60 75 80 89 86 2008年67 60 56 60 51 52 58 66 64 79 82 82 87 2009年76 67 66 63 63 65 72 79 85 88 92 92 91 2010年75 71 67 65 67 68 70 74 81 90 91 92 94 2011年73686764676765687584869599时间14时15时16时17时18时19时20时21时22时23时24时γβ2005年84 84 76 75 80 81 80 82 88 100 89 0.77 0.5 2006年85 83 73 74 75 86 88 84 85 100 94 0.75 0.53 2007年83 83 77 73 78 80 86 83 90 100 95 0.74 0.5 2008年89 87 77 71 76 87 90 86 93 100 89 0.75 0.51 2009年89 83 87 90 92 93 93 93 100 99 94 0.84 0.65 2010年90 85 85 90 93 94 93 95 100 96 85 0.84 0.65 2011年918787919196979910098910.840.64
图3.2-2 阿克苏电网夏季典型日负荷曲线变化图
根据阿克苏电网近六年典型日负荷表及曲线图可以看出，阿克苏电网冬季一般有上午11点和前夜20点两个负荷高峰，晚高峰大于午高峰，最低负荷出现在凌晨4点左右；阿克苏电网夏季一般有上午12点和前夜23点两个负荷高峰，两个高峰相差不是很大，最低负荷出现在凌晨3～5点左右。近年来阿克苏电网冬、夏季日最小负荷率有所上升，日平均负荷率有所提高。
3.3光伏电站太阳能资源特性
（1）太阳辐射量年际变化分析
根据《某光伏电站可行新研究报告》所述，根据收集到的阿克苏气象站1993年～2010年每月的太阳水平面总辐射量做出该地区太阳辐射量折线图3.3-1所示。
从图3.3-1可以看出，近18年阿克苏地区太阳辐射分布年际变化基本稳定，其数值区间稳定在4866.5~6052.75MJ/m2。最大值出现在1997年，
达到6052.75MJ/m 2；最小值出现在2006年，为4866.5MJ/m 2。
4000
45005000550060006500
1993年1994年1995年1996年1997年1998年1999年2000年2001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年2008年2009年2010年
太阳辐射量(M J /m 2·a )
图3.3-1 阿克苏地区1993年~2010年太阳总辐射量年际变化图
（2）太阳辐射量月变化分析
从图 3.3-2中可见，阿克苏太阳辐射的月际变化较大，其数值在188~711 MJ/m 2。月平均值7月最大，达711 MJ/m 2，12月~翌年1月最小250 MJ/m 2以下。
100200300400500600700
8001
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
月
太阳辐射量(M J /m 2·月)
图3.3-2 阿克苏地区1993年~2010年太阳总辐射量月际变化图
（3）太阳辐射量日变化分析
根据现有的阿克苏地区1993～2010年的年总日照时数数据，绘制出阿克苏近18年间的年总日照时数年际变化图，如图3.3-3所示。从图中可以看出，近18年间阿克苏地区日照时数多稳定在2500h ～3200h 之间。18年间的年日照时数最大值出现在1998年，最小值出现在2002
年。
图3.3-3 阿克苏1993～2010年总日照时数年际变化图
（4）日照时数变化分析
50100150200250300
3501
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
月
日照时数h /m o n t h
图3.3-4 阿克苏1993～2010年日照时数月际变化图
从图2-8中可见，阿克苏日照时数的月际变化较大，其数值在168.37~303.33MJ/m 2。月平均值7月最大，达303.33MJ/m 2，12月最小
光伏电站电气设备调试方案
光伏电站电气设备 调试方案
XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日
1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、 35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150- 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150- ）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313- 《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314- 《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥：
成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容： 5.1主要试验仪器设备 6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下：
光伏电站并网调试方案
光伏电站并网调试方案 批准 审核 编制 一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），
无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地） 8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测
光伏发电项目并网接入系统方案
光伏发电项目并网接入系统方案 工作单号： 项目业主：（以下简称甲方） 供电企业：（以下简称乙方）根据国家和地方政府有关规定，结合中山市供用电的具体情况，经甲、乙方共同协商，达成光伏发电项目接入系统方案如下： 一、项目地址： 二、发电量使用情况：平均日发电量为6433kWh,**工业园每月平均用电量约40万度，白天（6:00-18:00）日均用电量约为6600度，基本满足自发自用。 三、发电设备容量： 合计2260 kWp。 四、设计依据和原则 1、相关国家法律、法规 《中华人民共和国可再生能源法》 国家发展改革委《可再生能源发电有关管理规定》 国家发展改革委《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》
财建[2012]21号《关于做好2012年金太阳示范工作的通知》 《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》（试行） 国务院《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》 国家发改委《分布式发电管理暂行办法》 财政部《关于分布式光伏发电实行按照电量补贴政策等有关问题的通知》 国家能源局《关于开展分布式光伏发电应用示范区建设的通知》 国家发改委《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》 国家能源局《光伏电站项目管理暂行办法》 财政部《关于调整可再生能源电价附加征收标准的通知》 财政部《关于光伏发电增值税政策的通知》 国家能源局《分布式光伏发电项目暂行办法》 财政部《关于对分布式光伏发电自发自用电量免征政府性基金有关问题的通知》 国家能源局《光伏发电运营监管暂行办法》 2、最新政策解读： 国家能源局于2014年7月提出《关于进一步落实分布式光伏发电有关政策的通知》，并就这两份文件向各省市能源发改委相关部门以及部分企业征求意见。该文件针对分布式光伏电站提出了进一步完善意见，根据国内市场的特点扩大分布式光伏电站应用，在促进屋顶落实、项目融资、电网接入、备案管理和电力交易上提出进一步落实和保证性政策。 该文件的突出特点是分布式光伏电站的补贴可专为标高电价托底，同时提高补贴到位及时性，增加电站收益。第一，进而预留国家财政补贴的方式确保资金到位；
200KW分布式光伏电站技术方案
200KW 分布式光伏电站技术方案 2015 年3 月19 日
目录 目录 (1) 一、项目概况 (2) 项目地点及建设规 模................................................................ (2) 项目地理位 置................................................................ (2) 并网接入................................................................... ....................................... 2 二、项目场址太阳能资源................................................................... ......................... 2 三、光伏电站系统设计................................................................... .. (3) 并网光伏系统原 理................................................................ (3) 电站总体规 划................................................................ (3) 光伏发电系统设 计................................................................ (4) 设计原 则............................................................. (4) 发电系统 图............................................................. (4) 光伏系统主要配 件................................................................ (5) 光伏组 件............................................................. (5) 并网逆变 器............................................................. (6) 组件安装支 架................................................................ (7)
光伏发电项目并网调试方案
光伏发电项目并网调试 方案 Document number：PBGCG-0857-BTDO-0089-PTT1998
武威协合9MW光伏电站工程 调试方案 武威协合太阳能发电有限公司 2012年12月13日 批准： 审核： 编写： 目录
第一章工程概况 1、工程简介 武威协合太阳能发电有限公司光伏发电工程本期建设9MWp。电池板所发电力经逆变器由直流转换为交流，通过箱式变压器升压至35kV，通过单回35kV 电缆及架空线路组合送至110kV凉州光伏汇集升压站35kV系统，线路长度约为1.3km。本期共9个光伏发电单元，每个发电单元共安装3392片295W光伏板组件，分12个支路各接入到1面500kW逆变器柜。逆变器输出270V三相交流，通过交流电缆分别连接到1100kVA箱变升压接至35kV配电室送出。 2、工程范围 35kV升压变、无功补偿装置及站用变、35kV配电装置交接试验、特殊试验项目。 站内所有保护装置及分系统、整组的调试、配合后台厂家工作以及与中调信息对点工作、架空线路参数测试，继电保护定值的计算（包含升压变低压侧开关、低压柜开关定值计算）。 光伏站内所有高压电缆的交接试验（包含高压电缆头的试验）。 全站接地网的测试。 电站整体带电调试。 3、编制的依据
中国国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB 50150-2006） 根据业主提供的电气施工图； 设备制造厂带来的有关设备资料及技术说明书等 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150- 2006 《施工现场临时用电安全技术规范》 JGJ46-2005《继电保护和电网安全自动装置检验规程》 DL/T995- 2006 第二章调试条件及主要设备 1、调试的外部条件要求 所有箱变已全部安装到位，标牌明确。 电气室内整洁无杂物，门窗已全部装好，变压器室门能上锁； 电气室所有的盘柜已全部安装到位，电缆接线基本结束，直流电源（蓄电池）的安装已全部完毕，盘柜标牌明确； 电气室及变压器室的照明已亮灯，应设专人24小时值班，建立了进/出制度。 2、电气调试顺序 熟悉电气施工图纸和相关技术资料，准备调试所需的仪器、仪表和工具； 调试人员进入施工现场，准备调试所需的试验电源； 以设计施工图为准，对设备进行外观检查及电缆接线校对确认； 直流电源屏试验及蓄电池充放电试验； 35kV高压开关柜单体调试及保护继电器试验、整定值设定； 变压器铭牌核对及试验； 35kV变电所高压电气设备工频耐压试验； 35kV系统空操作试验，确认其动作是否正确； 35kV高压电缆绝缘测试及直流泄漏试验； 35kV电源受电，变压器送电考核； 低压控制盘送电操作检查。
光伏电站建设并网涉网流程完整细则
光伏电站涉网操作细则（天津市） 第一条项目发改备案：光伏企业在项目备案时应如实提供项目简介，包括项目名称（统一规范为：项目单位简称+建设地点+备案规模+“光伏发电项目”）、投资主体、建设规模及总投资、建设地点、所依托建筑物及落实情况（土地落实情况）、占地面积及性质、发电模式（全部自用、自发自用余电上网、全额上网）、关键技术、计划开（竣）工时间等，并在备案申请表中明确上述主要内容。 第二条接入系统方案：建设单位携相关资料向国家电网天津市电力公司经济技术研究院（以下简称“经研院”）申请受理制定拟建光伏项目接网方案，所需资料基本包括：经办人身份证原件及复印件和法人委托书原件（或法定代表人身份证原件及复印件）；企业法人营业执照、土地证等项目合法性支持性文件；项目地理位置图（标明方向、邻近道路、河流等）及场地租用相关协议；项目可行性研究报告；政府投资主管部门同意项目开展前期工作的批复（需核准项目）。受理后，经研院经现场勘察后制定接入系统方案。 第三条接入系统批复：项目业主凭经研院出具的接入系统方案到国网天津市电力公司（以下简称“市局”）发策部专责审查，获得批复，即接入系统批复。 第四条电价批复：项目业主向物价局价格收费科提交电价批复申请文件，并按要求提供相关资料（基本包括项目申请报告、发改委备案文件、接入系统批复、项目计划开/竣工时间等）。 第五条初步设计审查：项目业主凭可行性研究报告、接入系统
方案、接入系统批复、初步设计图纸到市局营销部专责申请组织初设评审会议。设计院绘制的施工设计蓝图必须与《初步设计审查意见》的精神相一致，项目业主依照施工设计图纸组织开展光伏电站的招标、采购、施工等工作事项。 第六条接入变电站间隔改造、送出线路工程建设：项目业主携营业执照、发改委备案文件、接入系统批复、初步设计审查意见、施工图纸及一次系统图（设计蓝图）到运检部专责处填写《光伏发电项目并网申请表》。受理后由区供电分公司基建处安排变电站间隔和线路施工等相关事宜。项目业主协助电网企业开展送出工程可研设计，共同推动送出工程与光伏发电项目同步建设、同步投运。 第七条项目质监申报：建设单位在工程开工前，必须按要求进行项目注册申报。申报时应满足：工程项目已经取得政府核准(审批)建设文件，勘察、设计、施工、监理单位已完成招标，建设单位各项目部的主要管理人员已到位，相关检测单位已明确。建设单位向天津市电力建设工程质量监督中心站（以下简称“质监站”）递交《电力工程质量监督注册申报书》进行申报。 第八条项目质监注册：建设单位携带《电力工程质量监督注册申报书》、核准文件，勘察、设计、施工、调试、监理单位资质证书的复印件，勘察、设计、施工、调试、监理单位主要管理人员相应执业资格证书的复印件，到质监站的进行正式的注册。符合要求的，质监站签发《电力工程质量监督注册证书》以及《电力工程质量监督检查计划书》。
光伏电站并网试运行方案说明
光伏发电项目 并 网 试 运 行 方 案 xxxxxxxx工程有限公司
目录 一、工程目标 (3) 1.1. 质量目标 (3) 1.2. 工期目标 (3) 二、启动试行前准备 (3) 四、启动试运行应具备的条件 (4) 五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合 (4) 六、启动试运行内容及步骤 (4) 6.1 启动前现场准备和设备检查 (4) 6.1.1 一次设备检查 (4) 6.1.2二次设备检查和保护投退 (5) 6.2 启动试运行步骤 (5) 6.2.1 35KV母线充电 (5) 6.2.2 #1接地变充电 (5) 6.2.3 无功补偿装置充电 (6) 6.2.4 35KV光伏进线一充电 (6) 6.2.5箱变充电 (6) 6.2.6 逆变器并网调试 (6) 七、质量管理体系与保证措施 (6) 7.1 质量方针、目标 (6) 7.2质量保证措施 (7) 7.3工序质量检验和质量控制 (8) 7.4 施工现场安全生产交底 (9) 7.5安全生产管理岗位及职责 (10) 7.6 安全生产管理措施 (11)
一、工程目标 1.1.质量目标 工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。 1.2.工期目标 开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。 二、启动试行前准备 1. 运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。 2. 所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。 3. 与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。 4. 启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。 5. 启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。 6. 施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。 7. 与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。 8. 施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。 三、启动试运行范围 35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。
光伏电站接入系统导则(2010年版)
光伏电站接入系统导则 （2010年版） 江苏省电力公司 2010年1月
目录 1 范围 (1) 2 规范性引用文件 (1) 3 术语和定义 (2) 4 一般原则 (3) 5 光伏电站接入系统技术原则 (4) 6 继电保护及自动装置 (7) 7调度自动化及通信 (8) 8 电能计量及电能质量在线监测 (9) 9 电源及设备布置 (10) 附录A 光伏电站接入系统典型方案示例 (11)
1 范围 本导则内所有光伏电站均指并网型光伏电站。 本导则规定了光伏电站接入系统应遵循的一般原则和技术要求。 本导则根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》（国家电网发展[2009]747号）制定，适用于接入江苏电网的光伏电站，包括有变压器和无变压器连接的光伏电站。 本导则未涉及的内容，还应执行现行的国家标准、规范及电力行业标准的有关规定。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而构成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语 GB/T 12325-2008 电能质量供电电压允许偏差 GB/T 12326-2008 电能质量电压波动与闪变 GB/T 14549-1993 电能质量公用电网谐波 GB/T 15543-2008 电能质量三相电压不平衡 GB/T 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则 GB/T 19939-2005 光伏电站并网技术要求 GB/Z 19964-2005 光伏发电站接入电力系统技术规定 DL/T 448 电能计量装置技术管理规程 DL/T 5202-2004 电能量计量系统设计技术规程 GB/T 14285-2006 继电保护和安全自动装置技术规程
光伏电站电气设备调试方案.
XX太阳能电站 电 气 调 试 方 案 XXXX有限公司 X年X月X日
1.工程概况： 本期新建光伏发电场区及35kV开关站1座、站用变1台、35KV配电柜9面、二次控制柜20面。 2.质量目标及要求： 严格按照GB50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》等有关技术规范,对光伏发电场区及35kV变电所电气设备进行交接性试验、以检验其性能，确保其能够在安全、良好的条件下投入运行。 3.主要试验依据及验收标准： 3.1（GB50150-2006）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 3.2 DL/T596-1996《电力设备预防性试验规程》 3.3 《电业安全工作规定（发电厂和变电所部分）》 3.4 《继电保护及电网安全自动装置现场工作规定》 3.5 《电力系统继电保护及安全自动装置反事故措施要点》 3.6 《继电保护及安全自动装置检验条例》 3.7 JJG313-2004《测量用电流互感器检定规程》 3.8 JJG314-2004《测量用电压互感器检定规程》； 3.9 甲方提供的有效书面要求和设备制造厂（商）的技术资料要求等有关规范标准进行。 4.试验的组织机构： 总指挥： 副总指挥： 成员： 现场指挥： 安全组： 5试验内容：
6.试验范围： 光伏发电场区汇流箱、箱逆变设备，以及开关站区站用变、35KV配电柜、二次柜。配电设备的耐压试验及系统调试。 6.1调试的范围为： 本期新建的主设备及其对应附属装置的常规的一次电气设备的试验，二次保护装置的试验检测。 7、调试准备 7.1汇流箱 汇流箱的试验项目如下： （1）测量汇流箱内电气一次元件的绝缘电阻。 7.1.1使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.1.2调试应具备的条件 （1）汇流箱、直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）汇流箱直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确。 7.1.3调试步骤和方法 （1）总回路电缆绝缘测试分别测量断路器下口相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （3）确认电缆回路通知直流柜侧人员确认电缆连接是否正确， 7.2直流柜 7.2.1直流柜的试验项目如下： （1）测量直流柜内电气一次回路的绝缘电阻. 7.2.2使用仪器设备 兆欧表一只：1000V 万用表一只 7.2.3调试应具备的条件 （1）直流柜安装完毕，并符合安装规程要求，办理完安装验收签证。 （2）直流柜外观检查，内部线连接正确，正负极标示正确 7.2.3调试步骤和方法 （1）测量各支路、干路和电缆绝缘电阻分别测量相间和相对地的绝缘电阻并记录数据。大于0.5M为合格。 （2）用万用表确认回路极性连接正确 7 .3低压柜 7.3.1 调试项目
电接入系统方案
中国油新疆销售有限公司哈密分公司加油站电力接入工程案 审批： 审核： 编制：
哈密市海能电力有限责任公司二〇一三年十一月
1.工程概况 中国油新疆销售有限公司哈密分公司加油站电力接入工程10KV采用双电源供电，供电线路为110KV西郊变电站10KV 西戈线67#杆提供电源，新建地埋线路330m,电缆末端新立12m混凝土杆1基，10m混凝土两基，新架160KVA变压器1台，有费控功能的断路器1台，高压计量箱1台，跌落保险1组，故障指示仪一组。计划于2013年12月建成投运。 2.建设必要性 建成后可就近供电，能有效利用资源和保护环境，经济、社会、环境效益显著。因此，本工程的建设是必要的。 3、接入系统 1）电厂定位 根据电力平衡，本工程定位为用户侧并网太阳能电站，所发电力在中南光电有限公司厂区就地消化。 2）主要技术原则 (1)本工程接入系统案应以电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计、电网现状及规划接线为基础，并与供电规划相结合。接入系统案应保证电网和电厂的安全稳定运行，技术、经济合理，便于调度管理。
(2)本工程光伏电站接入系统案应充分考虑并网太阳能电站的特殊性及其对电网的影响并采取有效的防措施。本工程接入系统应满足GB／Z 19964《光伏发电站接入电力系统技术规定》、GB／T 19939《光伏系统并网技术要求》、GB／T 12325《电能质量供电电压允偏差》、GB／T 15543《电能质量三相电压允不平衡度》等技术标准，以及电网公司Q／GDW 617-2011《光伏电站接入电网技术规定》。 3）接入系统案 根据供电规划，该厂区现建设有1座10kV环网柜。该环网柜采用压气式负荷开关，一进三出，预留1个10kV出线间隔。进出线保护均采用熔断器保护。环网柜电源“T”接在110kV 店埠变10kV19开关二水厂线公用线路上，安装630kVA、200kVA变压器各一台，电压等级为10/0.4kV。 根据供电现状对本工程接入系统提出2个案。
并网启动方案
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程#2主变启动试运行方案 启东市电力安装有限公司九江分公司 2019年11月
审批页 批准：年月日审核：年月日编制：年月日
彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程 #2主变启动试运行方案 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，根据启动验收委员会的要求，为保证彭泽核电现场20MW光伏电站升压站能安全、顺利的一次性投运成功，特编制了《彭泽核电现场20MW光伏电站升压站#2主变启动试运行方案》，待启动验收委员会通过后供现场执行。 一、新设备投产范围： 1、1、10kVII段母线经#2主变并网送出。投产10kVII段902开关间隔、110kVII 段102开关间隔； 2、#2主变102、902开关间隔设备有关的继电保护和安全自动装置；
二、系统运行方式： 1、送电前运行方式：经10kVI段母线、10kVII段母线及负荷→10kV母联刀闸9312→10kV母联开关931→10kV I段母线→#1主变→110kV泉电线。 2、送电后运行方式：10kV I段母线及负荷→#1主变→110kV泉电线、10kV II 段母线及负荷→#2主变→110kV泉电线. 3、主变中性点接地运行方式：送电后，核电升压站#1、#2主变110kV侧间隙接地。 三、设备管辖范围划分 1、本次新投产核电光伏全站设备归属九江地调管辖。 四、试运行前的准备工作 彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程已结束，所有需试送电的一、二次设备已按设计要求安装完毕，试验正常，验收合格，通信及自动化调试正常，具备启动条件，现场所有送电设备均在冷备用。 具体要求如下： 1、彭泽核电现场20MW光伏电站升压站施工工程全部按施工设计图纸和地调下达的整定值通知单安装调试完毕，并且做完带开关的传动试验； 2、现场运行规程、二次安全防护方案及其他相关规程，并已上报审查通过； 3、调度自动化及后台，现场名称及编号已按调度命名修改到位； 4、已完成相关OMS、PMS等系统的设备台账录入； 5、九江地区负荷总加光口省、地调已修改到位； 6、已完成电能量系统的接入工作； 7、已完成通信、自动化联调等相关工作。 五、110kV核电光伏启动试运行前的检查： 1、10kV 母线联络开关、10kV II段开关、母线及PT、避雷器等范围内设备按GB-50150-2006《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》检查合格。 2、启动试运前申请110kV I、II段母线处于停电状态，拆开母联柜、母联刀闸后盖板，恢复铜牌接线。将110kVII母线与I母、II母与#2主变、#2主变与10kVII母线、10kVII母线与10kVI母线的A、B、C三相分别进行核相，确定相序正确。 3、各集电线保护、母联保护试验正常。各保护装置定值已核对无误。 4、电能计量系统已安装调试完毕； 六、启动试运前系统状态 1、启动前，110kV泉电线、#1主变、10kV I 段母线均处于带电运行状态。 2、110kV母联1311刀闸、#2主变102开关、10kVII段902开关、10kV母联开关931、母联刀闸9312、10kV II段母线、PT、#2SVG929开关处于冷备用状态，具备带电条件； 3、#2变压器保护、故障录波装置、10kV母差、四条集电线路（Ⅴ、Ⅵ、Ⅶ、Ⅷ）、#2站用变、#2SVG无功补偿装置保护定值按定值单要求整定。 七、启动调试程序 110kV核电光伏启动送电工作应在“启动委员会”的统一领导下进行，启动调试的有关系统运行操作和事故处理，由核电光伏值班人员负责。 在主变冲击前： 1、110kV核电光伏#2主变有载调压档位调至1档； 2、110kV核电光伏#2主变保护按现场运行规程投入，地调对#2主变有关的
(整理)光伏电站接入电网技术规定
------------- 光伏电站接入电网技术规定 （征求意见稿） xxxx-xx-xx发布xxxx-xx-xx实施 国家电网公司发布
目次 1. 范围 (3) 2. 规定性引用文件 (3) 3. 术语和定义 (3) 4. 一般原则 (5) 5. 电能质量 (5) 6. 功率控制和电压调节 (7) 7. 电压与频率响应特性 (8) 8. 安全与保护 (9) 9. 通用技术条件 (9) 10. 电能计量（该部分内容提请国网营销部门提出修改和补充意见） (10) 11. 通信与信号 (10) 12. 系统测试 (11)
光伏电站接入电网技术规定 1.范围 本规定内所有光伏电站均指并网发电光伏电站，本规定不包括离网光伏电站。 本规定规定了光伏电站接入电网运行应遵循的一般原则和技术要求。 本规定适用于通过静态变换器（逆变器）接入电网的光伏电站，包括有变压器与无变压器连接。 2.规定性引用文件 下列文件中的条款通过本规定的引用而成为本规定的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本规定，但鼓励根据本规定达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规定。 GB/T 2297-1989 太阳光伏能源系统术语 GB/T 12325-2008 电能质量供电电压偏差 GB/T 14549-93 电能质量公用电网谐波 GB/T 12326-2008 电能质量电压波动和闪变 GB/T 15543-2008 电能质量三相电压不平衡 GB/T 18479-2001 地面用光伏（PV）发电系统概述和导则 GB/T 19939-2005 光伏系统并网技术要求 GB/T 20046-2006 光伏（PV）系统电网接口特性 GB 2894 安全标志（neq ISO 3864:1984） GB 16179 安全标志使用导则 DL/T 544 电力系统通信管理规程 DL/T 598 电力系统通信自动交换网技术规范 DL/T 448 电能计量装置技术管理规定 DL/T 5202 电能量计量系统设计技术规程 DL/T 1040-2007 电网运行准则 SJ/T11127 光伏（PV）发电系统过电压保护-导则 DL 755-2001 电力系统安全稳定导则 3.术语和定义 下列术语和定义适用于本规定：
光伏电站并网调试方案27288
光伏电站并网调试方案批准 审核 编制
一、并网准备 1逆变器检查 1）检查，确保直流配电柜及交流配电柜断路器均处于OFF位置； 2）检查逆变器是否已按照用户手册、设计图纸、安装要求等安装完毕； 3）检查确认机器内所有螺钉、线缆、接插件连接牢固，器件（如吸收电容、软启动电阻等），无松动、损坏； 4）检查防雷器、熔断器完好、无损坏； 5）检查确认逆变器直流断路器、交流断路器动作是否灵活，正确； 6）检查确认DC连接线缆极性正确，端子连接牢固； 7）检查AC电缆连接，电压等级、相序正确，端子连接牢固；（电网接入系统，对于多台500KTL连接，要禁止多台逆变器直接并联，可通过各自的输出变压器隔离或双分裂及多分裂变压器隔离；另其输出变压器N点不可接地）8）检查所有连接线端有无绝缘损坏、断线等现象，用绝缘电阻测试仪，检查线缆对地绝缘阻值，确保绝缘良好； 9）检查机器内设备设置是否正确； 10）以上检查确认没有问题后，对逆变器临时外接控制电源，检查确认逆变器液晶参数是否正确，检验安全门开关、紧急停机开关状态是否有效；模拟设置温度参数，检查冷却风机是否有效（检查完成后，参数设置要改回到出厂设置状态）； 11）确认检查后，除去逆变器检查时临时连接的控制电源，置逆变器断路器于OFF状态； 2、周边设备的检查 电池组件、汇流箱、直流配电柜、交流配电柜、电网接入系统，请按照其调试规范进行检查确认。 二、并网试运行步骤 在并网准备工作完毕，并确认无误后，可开始进行并网调试； 1）合上逆变器电网侧前端空开，用示波器或电能质量分析仪测量网侧电压
和频率是否满足逆变器并网要求。并观察液晶显示与测量值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 2）在电网电压、频率均满足并网要求的情况下，任意合上一至两路太阳能汇流箱直接空开，并合上相应的直流配电柜空开及逆变器空开，观察逆变器状态；测量直流电压值与液晶显示值是否一致（如不一致，且误差较大，则需核对参数设置是否与所要求的参数一致，如两者不一致，则修改参数设置，比较测量值与显示值的一致性；如两者一致，而显示值与实测值误差较大，则需重新定标处理）。 3）交流、直流均满足并网运行条件，且逆变器无任何异常，可以点击触摸屏上“运行”图标并确定，启动逆变器并网运行，并检测直流电流、交流输出电流，比较测量值与液晶显示值是否一致；测量三相输出电流波形是否正常，机器运行是否正常。 注意：如果在试运行过程中，听到异响或发现逆变器有异常，可通过液晶上停机按钮或前门上紧急停机按扭停止机器运行。 4）机器正常运行后，可在此功率状态下，验证功率限制、启停机、紧急停机、安全门开关等功能； 5）以上功能均验证完成并无问题后，逐步增加直流输入功率（可考虑分别增加到10%、25%、50%、75%、100%功率点）（通过合汇流箱与直流配电柜的断路器并改变逆变器输出功率限幅值来调整逆变器运行功率），试运行逆变器，并检验各功率点运行时的电能质量（PF值，THD值、三相平衡等）。 6）以上各功率点运行均符合要求后，初步试运行调试完毕。 备注：以上试运行，需由我公司人员在场指导、配合调试，同时需有相关设备供应商、系统集成商等多单位紧密配合，相互合作，共同完成。 三、并网检测 （说明：以下检测，为对光伏并网电站系统并网许可要求，最终结果需由电力部门认可的机构确认）
论光伏发电系统接入电网及解决对策 刘洪志
论光伏发电系统接入电网及解决对策刘洪志 发表时间：2018-04-18T15:51:09.893Z 来源：《电力设备》2017年第31期作者：刘洪志[导读] 摘要：光伏发电是一种有别于传统电源的新能源，是现今可开发的最大洁净能源。 （国网山东省电力公司龙口市供电公司山东龙口 265701）摘要：光伏发电是一种有别于传统电源的新能源，是现今可开发的最大洁净能源。由于光伏发电运用逆变器并网，如果电网出现故障，不能起到支撑作用，这一问题使得光伏并网发电对电网的安全稳定提出了更高要求。如何针对光伏发电系统出现的问题提出切实可行的方案是现今研究的重大课题。基于此，本文就针对光伏发电系统接入电网及解决对策展开讨论。 关键词：光伏发电系统；影响；解决对策； 引言： 随着光伏发电系统电源的接入，配电网的设计、规划、营运和控制都要升级换代来适应其发展。随着越来越多的光伏电源接入到配电网中，开展光伏发电并网对原配电网影响的研究很有必要。根据研究结果，应用新的技术，制定相应的管理措施，在保证光伏发电系统接入电网中电能质量、安全和可靠的前提下，最大程度地利用太阳能资源具有重要意义。 一、光伏发电系统的概述 1.光伏发电系统 在光生伏打效应的作用下，太阳能电池的两端产生电动势，将光能转换成电能。通常光伏系统由太阳能电池方阵、蓄电池、控制器、直流配电柜、逆变器和交流配电柜等设备组成。其中太阳能电池方阵和逆变器是光伏系统的基本要素。通过太阳能电池组件的串并联形成太阳能电池方阵，使得方阵电压达到系统输入电压的要求。太阳能通过光伏组件转化为直流电力，通过直流监测配电箱汇集至逆变器，将直流电能转化为交流电力。 与现有的主要发电方式相比较，光伏发电系统的特点有：工作点变化较快，这是由于光伏发电系统受光照、温度等外界环境因素的影响很大；输入侧的一次能源功率不能主动在技术范围内进行调控，只能被动跟踪当时光照条件下的最大功率点，争取实现发电系统的最大输出；光伏发电系统的输出为直流电，需要将直流电优质地逆变为工频交流才能带负荷。 2.光伏发电系统并网 光伏发电系统并网的基本必要条件是，逆变器输出之正弦波电流的频率和相位与电网电压的频率和相位相同。光伏发电系统并网有2种形式：集中式并网和分散式并网。集中式并网：特点是所发电能被直接输送到大电网，由大电网统一调配向用户供电，与大电网之间的电力交换是单向的。逆变器后380V三相交流电，接至升压变前380V母线，升压后上网，升压变比0.4/10.5kV。适于大型光伏电站并网，通常离负荷点比较远，荒漠光伏电站采用这种方式并网。分散式并网：特点是所发的电能直接分配到用电负载上，多余或不足的电力通过联接大电网来调节，与大电网之间的电力交换可能是双向的。适于小规模光伏发电系统，通常城区光伏发电系统采用这种方式，特别是与建筑结合的光伏系统。 二、光伏发电系统接入电网的影响 1.电压的影响 依据电网电压的降落情况对光伏发电接入配电网前后的电压变化进行研究，光伏电源接入后，因为其馈线上面的传输功率在减少，导致了沿馈线各个负荷节点的电压抬高，致使某些负荷节点的电压偏移超标，得到了光伏发电的介入把线路中的电压进行抬高，并且线路中某一点的电压变化情况和这个点所有的负荷情况与光伏发电出力有直接的联系。当然，进行合理的设置光伏电源的运行方式也尤为的重要。 2.孤岛效应的影响 光伏电源运用并网的逆变器进行并网，首先必须有防孤岛效应作为保护。孤岛效应的出现会产生很多的危害，一方面孤岛效应会对电网的检修人员的人身安全产生威胁，另一方面，如果除去了大电网的支持，供电的质量会受到阻碍，会使用电设备受到损坏，即使电网恢复用电使用后由于相位的不同步也会引发大的电流冲击。 3.电流谐波的影响 逆变器利用大多数的电力电子元件，在逆变器中把直流变换为交流的过程，难以避免的就会出现谐波。因此在对并网的逆变器进行选择的时候其质量和性能作为必须考虑的因素，它的质量和性能的好坏对电能的质量有着不容忽视的影响。配电的系统特征、进行连接的负载/设备类型、供电的类型决定着光伏并网电站谐波电压和电流的允许水平。依照光伏发电站接入电力系统的相关规定光伏发电站在并网运行的时候，在对公共的连接点进行谐波电流的注入时必须满足GB/T14549–1993的要求。 4.配电网的负荷特性、规划和调度自动化的影响 光伏电源的发电功率会跟着日照强度的不同而有所变化，当遇到晴天的时候，出现的是单峰曲线的形态，功率的峰值通常在10:00—14:00，光伏电源的接入会把配网的负荷曲线特征和最大的负荷点进行改变。比如；某一个小区的10:00—14:00之间内，园区从配电网接到的功率变小，一天中最高的负荷点在10:00前出现。这样的设计不仅使配网的配电规划有所改变，也在一定程度上改变了配网的潮流。由于现在有些光伏的电源接入没有调动自动化的功能，不可以参与到电压、电网频率的调整中去，这就可以减少配网的可调度的发电容量，进一步加大配网和调度的难度。 三、光伏发电系统接入电网的解决对策 1.研究开发支撑光伏发电接入公共电网运行的监测、保护和控制设备 （1）配电网的实时监视、控制、调节和计量单位。 原有的配电系统的监控和调度是由供电部门统一管理的，由于原配电网是一个无源的放射形电网，信息的采集、开关的操作、能源的调度相应都比较简单。光伏发电系统的接入使此过程趋于复杂化，电网运行需要监视的信息类型和范围增加，需要协调控制的对象增加。此外，由于分布式光伏电源的加入，个别的配电网区域内的潮流流向可能由原来的单一方向变为双向的，这样就有必要将原有的电能计量模式进行更改。
并网光伏电站110kV升压站工程投运方案110kV升压站
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网 光伏电站项目 110kV升压站工程 投运方案 编制人员： 审核： 批准： 前言 本投运方案是根据云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度审核批准后执行。 目次 一、工程概况 二、投运范围 三、投运启动时间安排 四、投运前准备工作 五、投运记录的建立与保存 六、投运的组织与分工 七、投运过程风险分析控制 八、投运条件检查 九、启动操作纲要 十、投产试运行步骤 十一、现场安全措施及异常、事故处理预案 十二、试运行阶段的管理 十三、试运行结束后的运行交接 十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图
附：技术交底签证表 一、工程概况 云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。 云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西，距宾川县城直线距离约22km。地理坐标介于东经100°21'26"～100°22'08"、北纬25°46'16"～25°47'10"之间。升压站共有110kV 和35kV两个电压等级。110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。35kV配电装置为金属铠装式开关柜。 110kV接线方式为单母线接线，共有三个间隔：一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。 35kV终期接线方式为单母线分段接线，本期建成35kV I段母线，35kV本期共有6个间隔。（1个主变进线间隔、2个集电线路间隔、1个SVG间隔、1个母线设备间隔、1个站用接地变间隔)。 全站户外动态无功补偿装置，采用SVG形式，额定容量20MVar。 中性点接地方式：110kV采用可以选择不接地或直接接地方式；35kV采用经接地变——小电阻接地方式。 二、投运范围 1、一次部分投运范围 1.1、电压等级：110kV/35kV两个电压等级。 1.2、主变压器：容量100MVA，终期两台，本期建成1号主变，本次投运110kV 1号主变。 1.3、110kV系统：110kV老海线， 110kV GIS 3个间隔：110kV老海线162断路器间隔、110kV 1号主变101断路器间隔、110kV母线PT间隔。 1.4、35kV系统：35kV 1号主变进线301断路器间隔、35kV 1号站用变361断路器间隔、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔、35kVI段母线电压互感器间隔；35kV 1号SVG 364断路器间隔、35kV 1号SVG 无功补偿系统一套，额定容量20MVar。35kV 1号站用接地变压器。使用10kV