光伏发电项目系统接入方案
光伏发电接入系统方案
光伏发电接入系统方案**光伏发电接入系统方案****介绍**光伏发电是指利用太阳能将光能转化为电能的一种技术。
在近年来，由于对可再生能源的需求不断增长，光伏发电逐渐成为一种受欢迎的发电方式。
然而，要实现光伏发电系统的接入并安全高效地实现电能输送并不简单。
本文将介绍一个光伏发电接入系统方案。
**系统概述**光伏发电接入系统包括光伏电池阵列、逆变器、配电箱、电能计量装置等组件。
其中，光伏电池阵列负责将太阳能转化为电能，逆变器将直流电转化为交流电并输送到配电箱中，再经过电能计量装置测量电能的使用情况。
**系统设计**光伏电池阵列光伏电池阵列是光伏发电系统的核心组件，其设计需要考虑光照条件、发电功率和阵列布局等因素。
光伏电池阵列可以采用串联和并联的方式组成，以提高输出电压和电流。
此外，阵列布局的选择和安装角度的调整也是重要的设计因素，以确保太阳能的充分吸收。
逆变器逆变器是将直流电转化为交流电的设备，其作用是将光伏电池阵列产生的直流电转化为标准的交流电。
在逆变器的设计中，需要考虑输入电压范围、输出功率和效率等因素。
逆变器还需要具备一些保护功能，如过压保护、过流保护和短路保护等，以确保系统的安全运行。
配电箱配电箱是将逆变器输出的交流电连接到电网的设备。
在设计配电箱时，需要考虑输入电压、额定电流和安全保护等因素。
同时，为了方便电能计量和监测，可以在配电箱中加入电能计量装置和通信模块。
电能计量装置电能计量装置用于测量光伏发电系统产生的电能并记录使用情况。
它可以提供电能计量、功率因数测量和电能质量分析等功能。
此外，电能计量装置还可以通过通信模块将数据传输到监测中心，实现远程监控和管理。
**系统优势**可再生能源利用光伏发电系统利用太阳能进行发电，是一种可再生能源。
相比于传统能源，光伏发电系统减少了对化石燃料的依赖，对环境更加友好。
接入电网光伏发电系统可以与电网进行连接，将多余的电能输送到电网上。
当光伏发电系统产生的电能不足时，可以从电网上补充所需的电能。
光伏发电项目系统接入方案
*********有限公司**光伏发电项目接入系统方案云南省电力设计院201*年* 昆明准：批核：审核：校编写：目录1项目概况及设计范围 (1)1.1项目概况 (1)1.2设计范围 (1)2******电网概况 (2)2.1***电网概况 (2)2.1.1***电源现状 (2)2.1.2***用电情况 (2)2.1.3***电网现状 (3)2.2**市电网概况 (4)2.2.1**市电源现状 (4)2.2.2**市用电情况 (4)2.2.3**市电网现状 (4)3负荷预测及电力平衡 (5)3.1***负荷预测及电力平衡 (5)3.1.1***负荷预测 (5)3.1.2***电源规划情况 (5)3.1.3***电力平衡结果 (6)3.2**市负荷预测及电力平衡 (6)3.2.1**市负荷预测 (6)3.2.2**市电源规划情况 (7)3.2.3**市电力平衡结果 (7)4**光伏发电项目在电力系统中的作用 (7)5**光伏发电项目供电范围 (9)6 **光伏发电项目接入系统方案.................................................................................96.1光伏电站附近电网概况 (9)6.2接入系统方案设想 (10)6.2.1接入系统电压等级及接入点分析 (10)6.2.2接入系统方案 (12)6.2.3方案比较及推荐方案 (15)6.2.4 推荐方案接入系统导线截面选择 (16)7 对电站电气主接线及相关电气设备参数的推荐意见 (17)7.1 接入系统的电压等级及出线回路数 (17)7.2 对电站主接线的建议 (17)7.3 对主要电气设备参数的建议 (17)8 投资估算 (18)9 结论 (18)1项目概况及设计范围1.1项目概况*********有限公司**光伏发电项目位于**市苍岭镇南侧，场址至***城公路里程约12km，距离省会昆明高速公路里程约140公里。
太阳能光伏发电系统接入电网配置方案
太阳能光伏发电系统接入电网配置方案随着可再生能源的快速发展，太阳能光伏发电系统成为了一个备受关注的热门话题。
光伏发电系统利用太阳能将光能转化为电能，为人类社会提供了一种清洁、可再生的能源选择。
然而，将光伏发电系统接入电网需要一个合理的配置方案，以确保系统的稳定运行并最大化能源利用。
本文将介绍太阳能光伏发电系统接入电网的配置方案，以满足任务名称描述的内容需求。
第一步是进行场地合适性评估。
在选择太阳能光伏发电系统接入电网的配置方案之前，需要对场地进行彻底的评估，以确定是否适合安装光伏发电系统。
评估包括对场地的地形、朝向、阴影以及土壤条件进行综合分析。
合适的场地能够提供充足的太阳辐射和适宜的安装角度，从而最大化发电效率。
第二步是选择适当的逆变器。
逆变器是将直流电转换为交流电的关键设备，在接入电网配置方案中起到重要作用。
选择适当的逆变器可以确保光伏发电系统的稳定运行并实现最大化的能源利用。
在选择逆变器时，需要考虑其额定功率、效率、过载能力和抗干扰能力等技术指标，以满足系统的需求。
第三步是设计并安装光伏组件阵列。
光伏组件阵列是太阳能光伏发电系统的核心部分，其设计和安装也是接入电网配置方案中的关键步骤。
在设计阵列时，需要考虑光伏组件的类型、面积、布局和倾斜角度等因素，以确保光伏组件能够高效地吸收太阳能并转化为电能。
此外，还需要注意阵列与电网接口和光伏支架等细节设计，以确保系统的稳定性和安全性。
第四步是选择合适的电网接口设备。
在将光伏发电系统接入电网时，需要选择合适的电网接口设备，以实现系统与电网之间的无缝连接。
电网接口设备包括电网并网逆变器、电网保护装置和电网监控装置等。
这些设备的选择应符合国家和地区的相关标准和规范，以确保系统的安全性和稳定性。
第五步是进行系统调试和性能优化。
在光伏发电系统接入电网后，需要进行系统调试和性能优化，以确保系统能够正常运行并达到预期的发电效率。
系统调试包括对逆变器和电网接口设备的设置和调整，以及对光伏组件阵列的输出功率和电流进行监测和分析等。
光伏并网发电系统典型接入方案及要求全套
光伏并网发电系统典型接入方案及要求全套1接入方案分类及要求⑴单点接入方案。
按照接入电压等级，分为接入IOkV、380/220V 两类:按照接入位置，分为接入变电站/配电室/箱变、开闭站∕≡己电箱、环网柜和线路四类:按照接入方式，分为专线接入和工接两类;按照接入产权，分为接入用户电网和接入公共电网两类。
(2)多点接入方案。
考虑单个项目多点接入用户电网，或多个项目汇集接入公共电网情况，设计多点接入组合方案。
按照接入电压等级，分为多点接入380V组合方案、多点接入IOkV组合方案、多点接入IOkV/38OV组合方案三类。
按照接入产权，分为接入单一用户组合方案、接入公共电网组合方案两类。
(3)计量点设置。
对于接入用户电网，计量点设置分为两类，一是装设双向关口计量电能表，用户上、下网电量分别计量另一类装设发电量计量电能表，用于发电量和电价补贴计量。
对于接入公共电网，计量点设置在产权分界点处，装设发电量计量电能表，用于电量计量和电价补偿。
(4)防孤岛检测和保护。
分布式光伏发电系统逆变器必须具备快速主动检测孤岛、检测到孤岛后立即断开与电网连接的功能。
接入IOkV 的分布式光伏发电项目，形成双重检测和保护策略。
380V电压等级由逆变器实现防孤岛检测和保护功能，但在并网点应安装易操作、具有明显开断指示的开断设备。
⑸通信方式。
根据配电网区域发展差异，按照降低接入系统投资和满足配网智能化发展的要求考虑通信方式。
优先利用现有配网自动化系统和营销集抄系统通信。
(6)发电系统信息采集。
接入IOkV的项目，采集电源并网状态、电流、电压、有山无功、发电量等电气运行工况。
接入380V的项目，暂只采集电能信息，预留并网点断效工位等信息采集的能力。
2.接入设计方案光伏发电系统单点接入方案表方案标号输入电压运营模式接入点送出回路数单并点参考容量XGF1O-T-I IOKW全额专线1回1MW^6MW上网接入模式变电（接入站公共IOkV电网）母线XGF10-T-2专线1回40OkW~6MW接入IOkV开关站、配电室或箱变XGF10-T-3T接1回400kW-IOkV IMW线路XGF1O-Z-I自发专线1回40OkW~6MW自用/ 接入>ħ里用户上网IOkV（接入母线用户电网）XGF380-T-1380V全额配电1回≤100kW,上网箱/线8kW及以下模式路可单相接入XGF380-T-2（接入箱变1回20kW~公共或配400kW电网）电室低压母线XGF380-乙1自发用户1回≤400kW,自用/ 配电8kW及以下余量上网箱/线路可单相接入（接入用户1回XGF380-Z-220kW~用户箱变400kW电网）或配电室低压母线光伏发电系统多点接入方案表方案标号接入电压运营模式接入点XGF380-Z-Z1380V/220自发多点接入配电箱/线路、箱变或配电室低压母线（用户）XGF1O-Z-Z1自IOkV用/多点接入用户IokV母线、用户箱变或配电室（用户）XGF380/10-Z-Z110kV∕380V余以380V一点或多点接入配量上网（接入用户电网）电箱/线路、箱变或配电室低压母线（用户），以IOkV一点或多点接入用户IOkV母线、用户箱变或配电室（用户）XGF38O-T-Z1380V/220全额多点接入配电箱/线路、箱变或配电室低压母线（公用）XGF380/10-T-Z1上10kV∕380V网模式（接入公共电网）以380V一点或多点接入配电箱/线路、箱变或配电室低压母线（公用），以IokV一一点或多点接入IokV配电室或箱变开关站变电站IOkV母线、T接IOkV线路（公用）。
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2260kWp;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201221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；第二,对项目补贴资格申请实行按季上报并形成目录；第三,对自发自用比例低、用电负荷不稳定或者无法履行合同能源管理合约的项目,可执行光伏电站标杆电价政策选择变更,原则上不再转回,降低光伏电站利润;五、电力系统现状1、公共电网现状2、接入点的电网现状六、电力需求接入区域周边的用电需求七、接入系统分析1、公司分布式光伏发电项目概况：1项目名称：公司分布式光伏发电项目;2项目性质：已建建筑屋顶;3建设规模：本项目光伏电站可利用面积为万平方米,装机容量为,拟采用“自发自用、余电上网”的模式,彩钢瓦屋顶通过10kV电压等级接入电网,水泥屋顶通过电压等级接入电网;4项目地址：5项目投资：本项目静态总投资：1500万元,动态总投资：1,万元;6项目回收期：投资回收期为6年;7项目投资方：8资金来源：本工程可行性研究暂按自有资金占工程静态总投资的30%考虑,资本金以外建设资金考虑为银行融资;9建设进度：本项目计划于2017年3月初开工,预计将于20年月底建成投产;2、电力系统接入方案根据国家电网公司2009年7月光伏电站接入电网技术规定试行,小型光伏电站小于等于1MWp接入电压等级为,中型光伏电站大于1MWp和小于等于30MWp接入电压等级为10-35kV,大型光伏电站接入电压等级为66kV及以上电网;并网点1：A1栋利盈水泥屋顶装机容量共531kWp,符合小型电站并网要求,采用电压等级经1250kVA变压器接入电网;并网点2：A2栋嘉宏水泥屋顶装机容量共,符合小型电站并网要求,采用电压等级经630kVA变压器接入电网;并网点3：C1、C2、C3、C4栋彩钢瓦屋顶装机容量共,符合中型电站并网要求,采用10kV电压等级接入电网;考虑本项目现场实际情况,建议本期光伏发电系统经1250kVA箱变升压至10kV后,以10kV电压等级接入电网;3、继电保护1所有保护均选用微机型保护装置;2保护装置出口一律采用继电器无源接点的方式;3继电保护和安全自动装置应满足可靠性、选择性、灵敏性和速动性的要求;4安全自动装置安全自动装置按接入系统要求配置;5并网逆变器保护：并网逆变器为制造厂成套供货设备,具有低电压穿越能力及孤岛效应保护、直流过电压/过流保护、极性反接保护、短路保护、接地保护具有故障检测功能、交流欠压/过压保护、过载保护、过热保护、过频/欠频保护、三相不平衡保护及报警、相位保护以及对地电阻监测和报警功能;4、系统调度自动化本项目安装容量为,属于中小型光伏发电系统,因此不设置调度管理系统;电站设置一套监控系统,具体要求如下：1、计算机监控系统主要任务计算机监控系统的任务是根据电力系统的要求和电站的运行方式,完成对站内线路、10kV开关柜、控制电源系统、光伏发电设备及逆变器等电气设备的自动监控和调节,主要包括：1准确、及时地对整个电站设备运行信息进行采集和处理并实时上送;2对电气设备进行实时监控,保证其安全运行和管理自动化;3根据电力系统调度对本站的运行要求,进行最佳控制和调节;2、计算机监控系统功能计算机监控系统设置如下功能：1数据采集与处理功能系统对站内主要设备的运行状态和运行参数进行实时自动采集,包括模拟量、数字量包括状态量和报警数据等、脉冲量、通讯数据的采集;对所采集的数据进行分析、处理、计算,形成电站管理所需的数据;对重要数据作为历史数据予以整理、记录、归档;将部分重要数据实时上传至电力系统调度中心;2安全监测和人机接口功能各个间隔层测控单元能实时监测本间隔各设备的运行状态和参数,并能完成越限报警、顺序记录、事故追忆等功能;在各个间隔层测控装置上所带人机接口设备实现人机对话;3控制和调整功能根据运行要求,自动完成对电站内设备的实时控制和调节,主要包括：断路器及有关隔离开关的断合操作、隔离开关操作连锁功能、逆变器启/停、逆变器有功及无功输出调节、设备运行管理及指导功能等;计算机监控系统能根据电站运行管理的要求,对其重要设备和相关部件的运行状态检测数据进行记录和统计分析,为主设备检修和安全运行提供依据和指导;4数据通讯功能通过通讯装置,实现计算机监控系统与电能计费系统的通讯,实现监控系统内部电站层与各间隔层测控单元和保护单元之间的数据通讯;5系统自诊断功能计算机监控系统自诊断功能包括硬件自诊断和软件自诊断,在线及离线自诊断;6培训仿真和软件开发功能7时钟系统通过卫星同步时钟系统,实现计算机监控系统与监控系统内部时钟同步;8语音报警功能9远程维护功能3、计算机监控系统结构电站计算机监控系统采用开放式、分层全分布系统结构;整个系统分为电站层和间隔层,数据分布管理;电站层采用功能分布结构,间隔层按监控间隔设置现地测控单元;电站层和间隔层之间采用单以太网连接;网络介质可选用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆;4、计算机监控系统配置系统配置包括硬件配置和软件配置,本阶段主要考虑系统硬件配置;电站层为电站实时监控中心,负责整个光伏电站设备的控制、管理和对外部系统通讯等;按如下方案配置：1电站层配置a主机/操作员工作站2套系统的主计算机完成对电站计算机监控系统的管理,主要内容包括：数据库管理、在线及离线计算、各图表曲线的生成、事故及故障信号的分析处理、语音报警、电话查询等功能;操作员工作站配大屏幕单彩显、键盘、鼠标、打印机;操作员工作站主要完成系统人机接口功能;b工作站1套c公用接口装置1套公用接口装置通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的信息交换,经过规约转换后通过网络传送至监控系统主机;d系统时钟1套采用GPS卫星同步时钟保证系统时钟同步;e网络设备5、与光伏发电系统信息交换方式光伏发电系统的监控信息以通讯的方式接入电站计算机监控系统公用接口装置;报警信号以I/O的方式接入公用测控单元;6、光伏发电系统计算机监控系统1光伏发电区包括以下几个部分：光伏阵列、直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器、交流柜;2光伏发电区的监控配置如下：a光伏发电系统中光伏组件不单独设监控装置,而是通过汇流箱对光伏组件串的实时数据进行测量和采集;b直流汇流箱、直流配电柜、并网逆变器均设有现地监控装置,对监控信号进行分析处理、故障诊断和报警并及时发现设备自身存在的问题;逆变器室设数据采集装置对监控装置的实时数据进行采集,将采集到的数据和处理结果以通讯方式传输到电站层,由光伏电站运行人员进行集中远方监视和控制;3光伏发电系统的监控功能如下：a汇流箱内设置直流熔断器、直流断路器、避雷器等;汇流箱监控装置采集直流断路器状态、各路电流、电压等信号,对光伏组件串及直流线路进行监控和管理;b逆变器的监控功能①逆变器LCD上显示运行、故障类型、实时功率、电能累加等参数;电站运行人员可以操作键盘对逆变器进行监视和控制;②逆变器就地监控装置可实现集中控制室微机监控的内容;逆变器的保护和检测装置由厂家进行配置,如：低电压穿越、防孤岛保护、温升保护、过负荷保护、电网故障保护和传感器故障信号等;保护装置动作后跳逆变器出口断路器,并发出信号;③可查看每台逆变器的运行参数,主要包括：直流电压、直流电流、直流功率、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、时钟、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、累计CO2减排量、每天发电功率曲线图;④采用声光报警方式提示设备出现故障,可查看故障原因及故障时间,监控的故障信息至少应包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败;c直流柜内设置直流线路保护开关,电流表、电压表、功率表;现地测控装置采集各路开关状态及电流、电压、功率等信号,上传至逆变器室数据采集器;5、远动方式暂无6、电能计量7、通信通道要求通过设在间隔层的测控单元进行实时数据的采集和处理;实时信息将包括：模拟量、开关量、脉冲量、温度等信号;它来自温度计、每一个电压等级的CT、PT、断路器和保护设备及直流、逆变器、调度范围内的通信设备运行状况信号等;微机监控系统根据CT、PT的采集信号,计算电气回路的电流、电压、有功、无功和功率因数等,以及低压配电室温度和轴流风机状态显示在LCD 上;开关量包括报警信号和状态信号;对于状态信号,微机监控系统能及时将其反映在LCD上;对于报警信号,则能及时发出声光报警并有画面显示;电度量为需方电度表的RS485串口接于监控系统,用于电能累计,所有采集的输入信号应该保证安全、可靠和准确;报警信号应该分成两类：第一类为事故信号紧急报警即由非手动操作引起的断路器跳闸信号;第二类为预告信号,即报警接点的状态改变、模拟量的越限和计算机本身,包括测控单元不正常状态的出现;监控的故障信息至少因包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、直流电压过低、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、散热器过热、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败,汇流箱数据异常等；控制对象为配电室断路器、逆变器等;控制方式包括：现场就地控制：电厂控制室内集中监控PC操作;室外逆变房、箱变、屋顶光伏阵列安装红外防盗报警系统;监控系统显示的主要画面至少如下：·电气主接线图,包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量电流、电压、频率、有功、无功、功率因素等的实时值·直流系统图·趋势曲线图,包括历史数据和实时数据·棒状图·计算机监控系统运行工况图·各发电单元及全站发电容量曲线·各种保护信息及报表·逆变器运行相关参数及设备运行状况·汇流箱各支路电流·防止逆流控制系统数据·控制操作过程记录及报表·事故追忆记录报告或曲线·事故顺序记录报表·操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面·发电量的历史、实时和预测数据·实时的环境信息·各种统计报表·并网点电能质量检测与记录功能·系统具有远传功能,所有数据可以通过网络传输至公司的总部,系统具有与其他监控系统兼容功能或接口;八、接入系统示意图九、约定条款1.甲方建筑项目须符合政府有关规定要求,并对提供的相关资料的真实性、合法性负责;2.甲方对接入工程可自主选择有资质的设计、施工及设备材料供应单位;有关信息可浏览供电营业厅公告或国家电监会网站、省级建设单位信息网查询;乙方不得指定设计、施工及设备材料供应单位;3.关于工程设计审查,甲方可自行组织或由乙方组织审查;甲方应将接入工程所涉及的全套设计图纸及相关资料一式两份送乙方审核,乙方应按规定时限答复审核结果;工程设计审查通过后方可开展施工;4.甲方不得委托无承装修、试许可证或者超越许可范围的施工单位进行施工;乙方对施工单位资质进行审查,对不符合从业条件的施工单位的受电工程,不予验收接电;5.工程竣工后,甲方应向乙方递交竣工检验申请资料,办理报竣工手续;甲方根据乙方的检验意见进行相应整改;装表接电前,甲方与乙方应签订购售电合同;乙方应按规定时限完成检验,检验合格并具备接电条件,乙方应按规定时限装表接电;6.本方案未尽事宜,双方均按电力供应与使用条例和供电营业规则等法规执行;7.本方案为一式份,甲方执份,乙方执份,份具有同等效力;甲方：签章乙方：签章经办人：经办人：地址：地址：联系电话：联系电话：签字日期：签字日期：接入系统方案通知客户时间：年月日客户确认：。
XXX项目380V光伏发电接入系统方案
XXXX项目380V光伏发电接入系统方案工作单号：项目业主：XXX （以下简称甲方）供电企业：XXX供电局（以下简称乙方）根据国家和地方政府有关规定，结合XXX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：XXXXXXXXXX二、发电量使用情况：XXXXX屋顶光伏发电年平均发电量为：0.6925万度电，25年累计发电量为：17.3115万度电。
本方案为光伏产生电量全额上网。
三、发电设备容量：原有 0 kWp，新增7.65kWp，合计 7.65kWp。
四、接入方案：1.接入电压等级。
从屋顶分布式系统装机规模、就近供电及电力分层接入考虑，以380V电压等级接入系统。
2.接入方式。
XXXXX接入线路为XXX区XXX380V线路，公用线路采用35平方毫米电缆。
因此线路满足接入7KW三相逆变器的载流量要求，符合接入技术条件。
逆变器输出到交流并网箱线缆截面积采用6平方毫米。
采用1回线路直接T接于XXXXX380V线路。
3.计量及计价方式。
本方案为光伏发电全额上网，需要独立安装光伏发电计量表（三相单向电表）。
为保证光伏发电全额上网，光伏上网电量计量点设在产权分界点，具备关口电能计量表，表计精度要求为1.0级。
作为电能量计量和电价补贴依据。
详见下图。
图1 光伏发电系统接入计量方案4.投资分界。
以并网点（产权分界点）为投资分界点，并网点之前由甲方投资，并网点后级由乙方投资，电能计量装置由乙方投资提供。
5.其它。
无五、接入系统示意图图2 接入系统方案六、约定条款1.甲方建筑项目须符合政府有关规定要求，并对提供的相关资料的真实性、合法性负责。
2.甲方对接入工程可自主选择有资质的设计、施工及设备材料供应单位。
有关信息可浏览供电营业厅公告或国家电监会网站、省级建设单位信息网查询。
乙方不得指定设计、施工及设备材料供应单位。
3.工程施工前请甲方将接入工程所涉及的供、发电设施的全套设计图纸及相关资料（一式两份）送乙方审核，乙方应按规定时限答复审核结果。
光伏电站智能接入系统方案(35kV单点接入)
光伏电站智能接入系统方案（35kV单点接入）1. 概述随着可再生能源的快速发展，光伏电站作为清洁能源的重要组成部分，其并网需求日益增长。
为了提高光伏电站的接入效率和可靠性，本文将介绍一种光伏电站智能接入系统方案，该方案以35kV单点接入为基础，通过采用先进的光伏逆变器、智能化监控系统和优化接入方案，实现光伏电站高效、稳定地接入电网。
2. 系统架构2.1 光伏发电系统光伏发电系统主要由光伏组件、光伏逆变器、蓄电池等组成。
其中，光伏组件将太阳光能转化为直流电能，光伏逆变器将直流电能转换为交流电能，蓄电池则用于存储多余的电能。
2.2 智能化监控系统智能化监控系统主要包括数据采集与处理、远程通信、故障诊断等功能。
数据采集与处理模块负责实时监测光伏发电系统的运行状态，包括发电功率、电压、电流等参数；远程通信模块通过有线或无线方式将监测数据传输至远程监控中心；故障诊断模块则可自动检测并诊断系统故障，提醒运维人员进行处理。
2.3 接入电网系统接入电网系统主要包括35kV单点接入、输电线路、变电站等。
35kV单点接入是指将光伏电站的输出电压升高至35kV，然后通过一条或多条输电线路接入电网。
3. 技术方案3.1 光伏逆变器选型为了实现高效、稳定的电能转换，本项目选用高效、高品质的光伏逆变器。
光伏逆变器应具备以下特点：- 高转换效率（≥98%）；- 具有较强的抗干扰能力；- 支持多路MPPT，以适应不同倾角和光照条件；- 具备远程监控和故障诊断功能。
3.2 智能化监控系统设计智能化监控系统应包括以下几个部分：- 数据采集与处理：采用高精度传感器实时监测光伏发电系统的运行参数，如发电功率、电压、电流、温度等，并通过数据处理模块进行实时分析与处理。
- 远程通信：利用有线或无线通信技术（如光纤、4G/5G、NB-IoT等）将监测数据传输至远程监控中心，以便进行远程监控与调度。
- 故障诊断：根据实时监测数据，采用人工智能算法进行故障预测与诊断，实现故障的及时发现与处理。
光伏发电接入系统方案
光伏发电接入系统方案1. 引言光伏发电作为一种可再生能源，具有环境友好、能源可持续等优势，受到越来越多的关注。
光伏发电接入系统是将光伏发电系统与电网进行连接的关键环节，合理的接入系统设计可以提高光伏发电的效率和稳定性。
本文将介绍光伏发电接入系统的方案设计。
2. 光伏发电接入系统的主要组成光伏发电接入系统主要由光伏发电设备、电池储能装置、逆变器、电网连接设备等组成。
2.1 光伏发电设备光伏发电设备主要包括光伏电池板和支架。
光伏电池板是将太阳能辐射转化为直流电能的关键设备，支架用于安装光伏电池板在合适的角度和位置。
2.2 电池储能装置电池储能装置用于存储光伏发电系统所产生的电能。
电池装置可以在光照不足或电网故障时提供电力支持，提高光伏发电系统的可靠性和稳定性。
2.3 逆变器逆变器是将光伏发电系统产生的直流电能转化为交流电能的设备。
逆变器具有多种保护功能，可以提高光伏发电系统的性能和安全性。
2.4 电网连接设备电网连接设备用于将光伏发电系统与电网连接，使得光伏发电系统可以向电网注入电力或从电网获得电力。
电网连接设备包括电网接口保护装置、电表、电网过电压保护装置等。
3. 光伏发电接入系统的方案设计光伏发电接入系统的方案设计需要考虑多个因素，包括技术要求、经济成本、环境因素等。
3.1 技术要求光伏发电接入系统的技术要求主要包括以下几个方面： - 输出电压和电流的稳定性：光伏发电系统的输出电压和电流应在一定范围内保持稳定，以确保电网的安全运行。
- 对电网的影响：光伏发电系统接入电网时，应满足电网对于功率、频率、电压波形等方面的要求，以减少对电网的影响。
- 故障保护：光伏发电接入系统应具有故障保护功能，当光伏发电系统或电网出现故障时，能够自动切断连接，避免事故发生。
3.2 经济成本光伏发电接入系统的方案设计需要考虑经济成本因素。
包括光伏发电设备、电池储能装置、逆变器、电网连接设备的选型和采购成本，以及安装调试、运维、维修等方面的成本。
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光伏发电项目系统接入方案*********有限公司**光伏发电项目接入系统方案云南省电力设计院201*年* 昆明批准：审核：校核：编写：目录1项目概况及设计范围 (1)1.1项目概况 (1)1.2设计范围 (1)2******电网概况 (2)2.1***电网概况 (2)2.1.1***电源现状 (2)2.1.2***用电情况 (2)2.1.3***电网现状 (3)2.2**市电网概况 (4)2.2.1**市电源现状 (4)2.2.2**市用电情况 (4)2.2.3**市电网现状 (4)3负荷预测及电力平衡 (5)3.1***负荷预测及电力平衡 (5)3.1.1***负荷预测 (5)3.1.2***电源规划情况 (6)3.1.3***电力平衡结果 (6)3.2**市负荷预测及电力平衡 (7)3.2.1**市负荷预测 (7)3.2.2**市电源规划情况 (7)3.2.3**市电力平衡结果 (8)4**光伏发电项目在电力系统中的作用 (8)5**光伏发电项目供电范围 (9)6 **光伏发电项目接入系统方案 (10)6.1光伏电站附近电网概况 (10)6.2接入系统方案设想 (11)6.2.1接入系统电压等级及接入点分析 (11)6.2.2接入系统方案 (13)6.2.3方案比较及推荐方案 (16)6.2.4 推荐方案接入系统导线截面选择 (17)7 对电站电气主接线及相关电气设备参数的推荐意见 (18)7.1 接入系统的电压等级及出线回路数 (18)7.2 对电站主接线的建议 (18)7.3 对主要电气设备参数的建议 (18)8 投资估算 (19)9 结论 (20)1项目概况及设计范围1.1项目概况*********有限公司**光伏发电项目位于**市苍岭镇南侧，场址至***城公路里程约12km，距离省会昆明高速公路里程约140公里。
安楚高速公路和G320国道分别从场址的北侧通过，分别距离场址约2km、2.5km，交通十分方便。
本光伏电站的建设规模为6MWp，预计2010年12月建成投运。
6MWp光伏发电系统由6个1MWp光伏发电分系统组成；每个1MWp光伏发电分系统由4个250kWp光伏发电单元系统组成；每个光伏发电单元系统主要由1个250kWp太阳电池方阵和1台250kW 逆变器组成；项目共24个250kWp光伏发电单元系统。
在1个光伏发电单元系统中，250kWp太阳电池组件经串并联后发出的直流电经汇流箱汇流至各自相应的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧，通过逆变器将直流电转变成交流电。
1.2设计范围本报告仅对工程的建设必要性、送电范围等进行了分析，对6MWp并网光伏电站进行接入系统方案设想，该光伏电站接入系统的电压等级、出线回路、电站主接线、升压变容量及抽头选择等主要电气设备参数由审定的电站接入系统确定。
2******电网概况2.1***电网概况2.1.1***电源现状截至2008年底，***境内电源总装机容量287.527MW，其中，水电装机231.027MW，自备火电厂装机56.5MW，自备火电厂全部位于禄丰县境内。
***分县电源装机现状情况见表2.1-1所示，表中不含自备火电厂。
表MW州市县市名称装机总容量（MW）*****市41.57**县0.6**县 1**县31.9**县13.2**县20.4**县75.8**县19.9**县26.6 电源装机总计231.0272.1.2***用电情况2008年***全社会用电量约为35.1亿kW.h，最大负荷为689MW。
2000年~2008年电量年均增长率为16.5％。
2008年**市、**县电量约占**全州的72%，其中**市占28%、禄丰县占44%，为***的负荷集中区。
2008年***全社会用电量约为35.1亿kW.h，最大负荷为689MW。
2000年~2008年电量年均增长率为16.5％。
2008年**市、**县电量约占**全州的72%，其中**市占28%、**县占44%，为***的负荷集中区。
项目\年份2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 全社会用电量/亿kW.h10.36 13.55 14.26 15.30 16.96 22.60 25.55 31.59 35.14 最大负荷/MW 212 283 297 323 357 474 523 633 689 2.1.3***电网现状**电网供电范围为***所辖1市9县，分别为**市、**县，**县、**县、**县、**县、**县、**县、**县、**县。
网内电源均以110kV 及以下电压等级接入。
至2008年底，**电网共有500kV变电站1座——500kV和平变，变电容量1×750MV A，境内500kV线路长度为729.583km。
220kV 变电站5座，变电容量1530MV A，境内220kV线路长度为350.522km。
2008年**220kV电网已形成以和平变为中心的500kV和平变~谢家河变~元谋变~500kV和平变单环网，向禄丰变辐射供电的格局。
**电网已建220kV变电站情况详见表2.1-3。
变电所名称容量(MVA) 最大负荷(MW)所在县份已建谢家河变2×150 187 **市禄丰变150+180 219 禄丰县元谋变2×120 126 元谋县狮山变2×180 武定县紫溪变2×150 **市小计15302.2**市电网概况2.2.1**市电源现状**市水能资源较为丰富，全市境内大小河流有14条，分属于长江水系（金沙江流域龙川江支流）和红河水系（礼社江流域和马龙河流域），水资源总量9.66亿立方米。
至2008年底，**市境内共有水电站11座，总装机容量为41.57 MW。
110kV并网电站2座，总装机容量33.9MW；35kV并网电站1座，总装机容量3MW；10kV并网电站8座，总装机容量4.67MW；以35kV及以下电压等级并网的9座电站均为季节性径流发电，没有库容调节容量。
2.2.2**市用电情况2000～2008年间，**市最高负荷与全社会用电量增长迅速，2008年全县用电量为10亿kW.h，最大负荷21.1万kW。
2000年～2008年用电量年均增长率12％。
2.2.3**市电网现状截至2008年底，**市有2座220kV变电站,即220kV谢家河变（2×150MV A）和2008年底新投运的220kV紫溪变（2×150MV A），主变容量共计600MV A。
110kV变电站4座（西郊变、东郊变、白龙新村变和东瓜变），主变7台，容量为234.5MV A；110kV输电线路6条，总长度为38.948km。
35kV公用变电站13座，主变21台，主变容量96.95MV A；35kV公用输电线路17条，线路总长度263.16km。
3负荷预测及电力平衡3.1***负荷预测及电力平衡3.1.1***负荷预测根据云南电网公司、云南省电力设计院编制的《**电网规划（2009~2013年）》的负荷预测结果，至2010年***全社会用电量为41.4亿kW.h，负荷825MW；2013年全社会用电量为56.7亿kW.h，负荷1112MW；2015年全社会用电量将达到68.3亿kW.h左右，负荷约1350MW。
如表3.1-1所示。
项目/年份20092010201120122013201420152008-2015年增长率全社会用电量（亿kW.h）38.041.448.553.156.761.068.310.0%最高负荷（MW）754825952102711121201135010.1%最高负荷利用小时（h）50415024509951705103508350583.1.2***电源规划情况***地处金沙江和元江的分水岭上，境内无天然湖泊，也无入境暗河，水资源多由大气降水形成。
经水力普查和规划，***各河流水能理论蕴藏量为4163.6MW，其中，州境内中小河流水能理论蕴藏量1880.6MW，近期可开发量水能资源约1063MW；金沙江干流2283MW。
不考虑自备火电厂的基础上，2009-2015年间**电网规划新增电源194MW（均为水电），预计至2013年电源总装机将达405MW，至2015年电源装机将达到425MW，新增水电项目主要集中在***南部。
3.1.3***电力平衡结果按照***电源规划及推荐负荷需求预测水平，进行全州电力平衡计算，结果如表3.1-2所示。
项目\月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2009 -638 -632 -683 -741 -694 -639 -484 -430 -553 -635 -622 -768 2010 -688 -682 -737 -802 -750 -688 -506 -437 -585 -680 -659 -830 2011 -808 -800 -864 -937 -878 -810 -617 -550 -703 -805 -790 -973 2012 -862 -854 -923 -1003 -938 -862 -640 -558 -738 -853 -830 -1038 2013 -929 -921 -995 -1082 -1012 -929 -685 -593 -792 -918 -892 -1120 2014 -1007 -998 -1078 -1172 -1096 -1008 -748 -652 -862 -997 -970 -1213 2015 -1147 -1137 -1227 -1331 -1247 -1150 -879 -786 -1001 -1144 -1124 -1381由平衡结果可知，2009~2015年期间，***全年依靠外区送电，最大电力缺额为1381MW。
3.2**市负荷预测及电力平衡3.2.1**市负荷预测根据《**电网规划（2009~2013年）》的负荷预测结果，至2010年**市全社会用电量为11亿kW.h，负荷232MW；2013年全社会用电量为14.9亿kW.h，负荷306MW；2015年全社会用电量将达到16.2亿kW.h左右，负荷约346MW。
如表3.2-1所示。
项目/年份20092010201120122013201420152008-2015年增长率全社会用电量（亿kW.h）10.311.012.813.814.915.416.27.2%最高负荷（MW）21823226274306323467.3%最高负荷利用小时（h）47464761493550194863481246893.2.2**市电源规划情况2009-2015年间**市规划建设3座水电站，新增装机总容量27MW。