目錄1光伏電站概 1.1擬建站址及太陽(yáng)能資 目錄1光伏電站概 1.1擬建站址及太陽(yáng)能資 1.2建設(shè)規(guī) 1.3電站布 2相關(guān)電網(wǎng)概 2.1安陽(yáng)電網(wǎng)概 2.2林州電網(wǎng)概 2.3水冶電網(wǎng)概 2.4相關(guān)電源、電網(wǎng)規(guī) 3負(fù)荷預(yù)測(cè)及電力平 3.1負(fù)荷預(yù) 3.2電力平 4接入系統(tǒng)方案論 4.1接入電壓等級(jí)分 4.2接入點(diǎn)分 4.3接入系統(tǒng)方案擬 4.4電氣計(jì) 4.4.1最大工作電 4.4.2短路電 14.4.3潮流計(jì) 4.5經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較及推薦方4.4.3潮流計(jì) 4.5經(jīng)濟(jì)技術(shù)比較及推薦方 4.5.1經(jīng)濟(jì)比 4.5.2技術(shù)比 4.5.3推薦方 4.6穩(wěn)定性校 4.6.1計(jì)算條 4.6.2計(jì)算結(jié) 4.6.3穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果分 5電能質(zhì)量要 5.1諧 5.2電壓偏 5.3電壓波動(dòng)和閃 5.4電壓不平衡 5.5直流分 6功率控制和電壓調(diào) 6.1有功功率控 6.2電壓調(diào)節(jié)及無(wú)功容 7運(yùn)行適應(yīng) 8其他技術(shù)參數(shù)要 8.1斷路器參數(shù)要 28.2送出線路截面選 8.3升壓變參數(shù)要 8.48.2送出線路截面選 8.3升壓變參數(shù)要 8.4逆變器無(wú)功調(diào)節(jié)能力要 9結(jié)論和建 04：林州橫水鎮(zhèn)光伏電站接入系統(tǒng)方05：光伏升壓站電氣主接線（可研階段34411.1擬建站址及太陽(yáng)能資林州橫水鎮(zhèn)60MWp光伏發(fā)電項(xiàng)目場(chǎng)址位于安陽(yáng)林州市橫水鎮(zhèn)上11.1擬建站址及太陽(yáng)能資林州橫水鎮(zhèn)60MWp光伏發(fā)電項(xiàng)目場(chǎng)址位于安陽(yáng)林州市橫水鎮(zhèn)上臺(tái)村東南側(cè)荒山上，工程場(chǎng)址地貌單元為丘陵山區(qū)，場(chǎng)地地形起伏林州位于河南省北部，太行山脈東麓，處于晉、豫、冀三省交處，境內(nèi)多山，地勢(shì)西北高，東南低。歷年平均氣溫13℃～15.4℃,極端最高氣溫43.2℃，極端最低氣溫-17℃，多年平均降雨量為550.3mm。屬于典型的暖溫帶大陸性季風(fēng)氣候。林州橫水鎮(zhèn)光伏發(fā)電項(xiàng)目擬建場(chǎng)區(qū)域海拔高度為380m。根據(jù)可研報(bào)告，工程1.2建設(shè)規(guī)林州橫水鎮(zhèn)60MWp光伏發(fā)電項(xiàng)目利用橫水鎮(zhèn)上臺(tái)村東側(cè)未利用荒山安裝太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施，以發(fā)電為主。規(guī)劃總裝機(jī)容量60MWp，60MWp2015年12項(xiàng)目采用轉(zhuǎn)換效率較高、制造技術(shù)成熟、產(chǎn)品性能穩(wěn)定的多晶太陽(yáng)能電池，考慮到組件用量大，占地面積廣，本工程擬選用11234567891011126996.01×104kWh25年及設(shè)備損耗，可計(jì)算出年均發(fā)電量6363.83×104kWh，年均發(fā)電設(shè)備利用小時(shí)數(shù)約為1052.2h。林州橫水鎮(zhèn)60MWp21.21.231.3電站布1.3電站布林州橫水鎮(zhèn)60MWp光伏發(fā)電項(xiàng)目利用橫水鎮(zhèn)上臺(tái)村東南側(cè)未用的荒山安裝太陽(yáng)能發(fā)電設(shè)施根據(jù)本項(xiàng)目可行性研究報(bào)告，本電站每個(gè)發(fā)電單元容量為1MWp2500kW1MWp1個(gè)一體化逆變房，每個(gè)一體化逆變房包含2500kW逆變器，經(jīng)1臺(tái)雙分裂繞組組合式變壓器升壓至35kV。每臺(tái)雙分裂組合式變壓器以1電纜出線采用地埋及架空集電線路相結(jié)合的方式引至光伏電站內(nèi)本項(xiàng)目計(jì)劃安裝單臺(tái)容量為1MVA35kV箱式變壓器60臺(tái)，考慮光伏電站最終規(guī)模站內(nèi)新建一座60MVA110kV升壓變電站，工程擬通過(guò)635kV集電線路匯集后送至110kV升壓站。6回集電線路匯集的發(fā)電單元分別為集電線路I：1#方陣～10#方陣；集電線路II：10#方陣～20#方陣；集電線路V：41#方陣～50#方陣集電線路VI：51#方陣～60#4光伏電站電氣系統(tǒng)原理5光伏電站電氣系統(tǒng)原理52關(guān)電網(wǎng)2關(guān)電網(wǎng)概2.1安陽(yáng)供電區(qū)位于河南電網(wǎng)的最北端，是河南電網(wǎng)的重要組成部分安陽(yáng)供電區(qū)供電范圍包括安陽(yáng)市區(qū)及所轄五縣市（林州市、安陽(yáng)縣、湯縣、內(nèi)黃縣、滑縣。安陽(yáng)市面積7413km2，2014年底全市常住人口萬(wàn)人2014年底，安陽(yáng)供電區(qū)共有統(tǒng)調(diào)電廠兩座，裝機(jī)容量為1940MW，即大唐安陽(yáng)電廠（2300+2320MW、林州熱電（2350MW；地方及企業(yè)自備電廠裝機(jī)容量240.1MW安陽(yáng)供電區(qū)2013年最大負(fù)荷為3054MW，全社會(huì)用電量196.57×108kWh，2014年最大負(fù)荷為3452MW，全社會(huì)用電量216.22×108kWh，同比分別增長(zhǎng)13.03%、10.00%。至2014年底，安陽(yáng)供電區(qū)擁有500kV變電站2座，總變電容量3500MVA（2×750MA（2×1000MA220kV175220MVA220kV4座，主變總?cè)萘?570.2MVA。2014年底，安陽(yáng)供電區(qū)220kV電網(wǎng)已形成多個(gè)環(huán)網(wǎng)，其中市區(qū)220kV環(huán)網(wǎng)為安陽(yáng)電廠～范家變～梅元變～崇義變～500kV洹安變～優(yōu)創(chuàng)變～杜家庵變～安陽(yáng)電廠。安陽(yáng)供電區(qū)與鶴壁供電區(qū)220kV電網(wǎng)緊密相連，2014220kV8回，其中湯陰變是安鶴電網(wǎng)聯(lián)系的樞紐。此外，安陽(yáng)供電區(qū)還通過(guò)220kV湯茂線、湯岳線、濮藍(lán)線與濮陽(yáng)2014110kV012.217鄉(xiāng)鎮(zhèn)，林州市面積2046km2，2014年底全市人口約110萬(wàn)人。62014年底，林州電網(wǎng)共有統(tǒng)調(diào)電廠1座，裝機(jī)容量為700MW，（2×350MW2014年底，林州電網(wǎng)共有統(tǒng)調(diào)電廠1座，裝機(jī)容量為700MW，（2×350MW同比分別增長(zhǎng)13.1%、14.8%。2014500kV220kV960MVA（2×150MVA（1×180MVA林州北變（2×240MVA戶自備變1座，即林豐鋁廠的晉家莊變（2×40+6×109.2MVA35kV18249.1MVA2014220kV4I彰紅線、IIII220kV2.3水冶電網(wǎng)概冶鐵”而聞名。南林高速、安姚公路、晉中南鐵路橫貫東西，交通便利分別為茶棚變（2×180MVA、蔣村變（180+240MVA）及珍珠泉變240MVA110kV6419MVA（2×31.5+40MVA（2×31.5MVA（2×40MVA（1×10MVA（1×63MVA戶變7座，變電總?cè)萘?95MVA，（1×8MVA（6.3+10MVA7（8+10MVA（8+10MVA水冶電網(wǎng)負(fù)荷特性與其它區(qū)域較為不同，全年中2月～10重，冬季11月～次年1月受國(guó)家政策影響（822，22時(shí)～82.4相關(guān)電源、電網(wǎng)規(guī)水冶諾丁光伏：規(guī)劃容量30MW，計(jì)劃2016年投運(yùn)；林州橫水鎮(zhèn)光伏：規(guī)劃容量60MW，計(jì)劃2016根據(jù)規(guī)劃，2017年左右林州還將建設(shè)任村風(fēng)電（50MW）和五龍風(fēng)（50MW電網(wǎng)規(guī)“十三五末期擴(kuò)建220kV紅旗渠變新增主變?nèi)?×180MVA變，擴(kuò)建110kV申家泊變，臨淇變等變電站。3）2015年水冶區(qū)將新建110kV蔣村北變，新增主變?nèi)萘俊笆濉逼陂g水冶將擴(kuò)建開(kāi)祥變、鋪嶺增容50-10MVA，新建鎮(zhèn)西變820162016附圖03所示年安陽(yáng)市及以上相關(guān)電網(wǎng)規(guī)劃接線圖見(jiàn)附圖0293負(fù)荷預(yù)測(cè)及電力平3.1負(fù)荷預(yù)安陽(yáng)市位于河南省最北部晉冀豫三省交會(huì)處，是中國(guó)八大古都之一國(guó)家歷史文化名城。安陽(yáng)市距省會(huì)鄭州市170km，3負(fù)荷預(yù)測(cè)及電力平3.1負(fù)荷預(yù)安陽(yáng)市位于河南省最北部晉冀豫三省交會(huì)處，是中國(guó)八大古都之一國(guó)家歷史文化名城。安陽(yáng)市距省會(huì)鄭州市170km，地理位置優(yōu)越，交通便利，域內(nèi)有15條省級(jí)干線公路通過(guò)，京廣鐵路、京港澳高速、107國(guó)道、大廣高速以及正在建設(shè)的石武鐵路客運(yùn)專線縱穿南北安陽(yáng)市是河南省重要的工業(yè)生產(chǎn)基地，初步形成了以冶金、電子、械、化工、食品、紡織、醫(yī)藥、電力、煤炭、煙草為主的工業(yè)體系。重規(guī)劃了西部新型制造業(yè)中部高新技術(shù)產(chǎn)業(yè)東部農(nóng)副產(chǎn)品加工三大工功能區(qū)，著力培育壯大冶金建材、煤化工、電力信息、裝備制造、食品紡織、新能源七大支柱產(chǎn)業(yè)2014 年全市實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)總值億元，同比增長(zhǎng)8.7%，一、二、三次產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)占比為9:58:333.2電力平20142015201620203.2-13.2-五”期間一直存在電力缺額，2016年電力缺額2126MW?？紤]光伏電站2016年安陽(yáng)供電區(qū)電力缺額為1930MW表3.2-00003.2-13.2-五”期間一直存在電力缺額，2016年電力缺額2126MW?？紤]光伏電站2016年安陽(yáng)供電區(qū)電力缺額為1930MW表3.2-0000--------考慮光伏電站裝機(jī)后，電力盈3、電力盈虧（有光伏----4、停一臺(tái)大機(jī)電力盈虧（有光伏----根據(jù)林州電力平衡結(jié)果，全開(kāi)機(jī)方式下，林州電網(wǎng)“十三五”期間在電力缺額，2016231MW?？紤]光伏電站所發(fā)電力，停一臺(tái)大機(jī)方式下，林州地區(qū)2016年電力缺額為529MW。表3.2-----考慮光伏電站后根據(jù)林州電力平衡結(jié)果，全開(kāi)機(jī)方式下，林州電網(wǎng)“十三五”期間在電力缺額，2016231MW。考慮光伏電站所發(fā)電力，停一臺(tái)大機(jī)方式下，林州地區(qū)2016年電力缺額為529MW。表3.2-----考慮光伏電站后，電力盈3、電力盈虧（有光伏-----------考慮光伏電站后，電力盈0003、電力盈虧（有光伏----4、停一臺(tái)大機(jī)，電力盈虧（有光伏----鎮(zhèn)光伏所發(fā)電力在水冶區(qū)消納，水冶區(qū)2016年電力缺額為469MW。3.3光伏電站出力特性及調(diào)峰影響分光伏電站發(fā)電量年特性曲線及光伏電站出力典型日特性曲線見(jiàn)圖3.3-1～24.1接入電壓等級(jí)分根據(jù)Q/GDW617-2011《國(guó)家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定小型光伏電站一般通過(guò)380V電壓等級(jí)接入電網(wǎng)4.1接入電壓等級(jí)分根據(jù)Q/GDW617-2011《國(guó)家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定小型光伏電站一般通過(guò)380V電壓等級(jí)接入電網(wǎng)中型光伏電站一般通過(guò)10kV～35kV電壓等級(jí)接入電網(wǎng)，大型光伏電站一般通過(guò)66kV及以上電60MWp110kV電壓等220kV官莊變?nèi)萘繛?×150MVA，該變電站于2002年投運(yùn)。官莊變110kV出線規(guī)模10回，已出線9回，備用1回。其中I、官電線，I、II官鳳線及官鋁線均已停運(yùn)。其中官鋁線線路為電網(wǎng)資產(chǎn)。官莊變110kV間隔排列示意圖如圖4.2-1所示。b)220kV紅旗渠現(xiàn)有主變?nèi)萘繛?×180MVA，該變電站于2008年投運(yùn)。紅旗渠變110kVb)220kV紅旗渠現(xiàn)有主變?nèi)萘繛?×180MVA，該變電站于2008年投運(yùn)。紅旗渠變110kV出線規(guī)模10回，已出線7回，備用3回。其中I紅鋁線已停運(yùn)，該線路按同塔雙回雙側(cè)掛線建設(shè)，只有1回接入鋁廠變，線110kV4.2-2N4.2-紅旗渠變110kV間隔排列示意c)110kV陵陽(yáng)110kV16km，該變電站為2×31.5MVA，110kV主接線為單母分段接陵陽(yáng)變110kV出線規(guī)模4回，已有4回出線，分別為至官莊變1回，至林州北變1回，至用戶變2回。該變電站110kV無(wú)備用間隔，且不具備擴(kuò)建條件d）110kV改造為110kV變電站，該站距離橫水鎮(zhèn)光伏電站約3km。（10+31.5MA其中容量31.5MVA主變?yōu)榕R時(shí)變壓器，額定電壓為110±8×1.25％/10.5kV。鋪嶺變 LGJ-185。110kV出線規(guī)4回，現(xiàn)出2回，備2（30MWp伏電站考慮以110kV電壓等級(jí)接入鋪嶺（30MWp伏電站考慮以110kV電壓等級(jí)接入鋪嶺變，占用鋪嶺變西側(cè)第一個(gè)備用間隔。鋪嶺變110kV間隔排列示意圖如圖4.2-3所示。備（諾丁光伏0kV太平110kV太平變位于安陽(yáng)縣西部水冶區(qū)太平崗村附近該站距離橫水鎮(zhèn)光伏電站距離約8km。110kV太平變電壓等級(jí)為110/35/10kV，規(guī)劃2臺(tái)主變，現(xiàn)有2臺(tái)，主變?nèi)萘?×50MVA。太平變110kV規(guī)劃出線42回，另2珍珠泉變，目前已無(wú)110kV0kV相村110kV相村變位于安陽(yáng)縣西部水冶區(qū)相村附近該站距離橫水鎮(zhèn)光伏電站距離約12km。相村變現(xiàn)有3臺(tái)主變，主變?nèi)萘?0+2×31.5MVA。110kV552回，至用戶變1回，至茶棚變1回，至鋪嶺變1回。目前已無(wú)110kV備用線，且該變電站不具備擴(kuò)建條件 0kV珍珠泉水鎮(zhèn)光伏電站距離約12km。珍珠泉變現(xiàn)有2臺(tái)主變，主變?nèi)萘?×240MVA。該變電站為GIS站。110kV1042至太平變2回，備用6回h）0kV相鐵110kV相鐵線原為相村變至林鋼變的線路，該線路于h）0kV相鐵110kV相鐵線原為相村變至林鋼變的線路，該線路于1972年建成運(yùn)，目前已運(yùn)行超過(guò)40年，線路老化嚴(yán)重。該線路幾經(jīng)改接，目前形成相村至鋪嶺線路，該線路導(dǎo)線截面為L(zhǎng)GJ-185。0kV官鋁110kV官鋁線為官莊變至鋁廠變線路目前鋁廠變已退運(yùn)線路資為安陽(yáng)供電公司資產(chǎn)。線路導(dǎo)線截面為L(zhǎng)GJ-300/7.5km4.3接入系統(tǒng)方案擬現(xiàn)有供電網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)及相關(guān)電網(wǎng)近遠(yuǎn)期發(fā)展規(guī)劃，考慮水冶區(qū)110kV太平變和相村變及林州市的110kV陵陽(yáng)變均無(wú)備用的110kV間隔，且鋪嶺變110kV等級(jí)接入電網(wǎng)，擬定各接入系統(tǒng)方案如下方案一110kV110kV回接入220kV官莊變的110kV側(cè)，部分線路可利用已建成的官鋁線方案如圖4.3-1所示LGJ-300，線路長(zhǎng)度約10km。方案一接入系4.3-1方案方案二：光伏電站新建110kV升壓變電站，以110kV電壓等級(jí)出線1VV新建部分線路導(dǎo)線型號(hào)選擇為L(zhǎng)GJ-300，線路長(zhǎng)度約8k。方案二接入系統(tǒng)方案如圖4.3-2所示。方案二：光伏電站新建110kV升壓變電站，以110kV電壓等級(jí)出線1VV新建部分線路導(dǎo)線型號(hào)選擇為L(zhǎng)GJ-300，線路長(zhǎng)度約8k。方案二接入系統(tǒng)方案如圖4.3-2所示。茶橫水光伏丁光官相鋁太鋪鳳曹家4.3-2方案方案三：光伏電站新建110kV升壓變電站，以110kV電壓等級(jí)出1回接入220kV珍珠泉變的110kV新建線路導(dǎo)線型號(hào)選擇為L(zhǎng)GJ-300，線路長(zhǎng)度約12km。方案三接入系統(tǒng)方案如圖4.3-3所示。4.3-3方案林州橫水鎮(zhèn)光伏電站本期接入系統(tǒng)方案見(jiàn)附圖04在林州橫水鎮(zhèn) 60MWp，若不考慮逆變、60MWp，若不考慮逆變、匯流、升壓過(guò)程中的電能損失，則三個(gè)方案中，經(jīng)過(guò)逆變、匯流、升壓為110kV交流電后最大工作電流為332A。4.4.2短路電60MWp光伏發(fā)電項(xiàng)目擬采用120臺(tái)逆變211500kW315260V，在發(fā)生短路故障后，忽略逆變器保護(hù)動(dòng)作差異，則兩315V側(cè)提供短路電流2221A35k，整個(gè)光伏電站提供短路電流1200A，折算至10kV3816。交流系統(tǒng)所提供短路電流采用BPA 在2015年底投運(yùn)，因此，計(jì)算水平年選擇2016年和2020年，故障形式為三相接地短路故障。公用電網(wǎng)提供的短路電流如下表所示4.4-4.4-4.4-4.4-2015————2016—4.4-4.4-4.4-4.4-2015————2016————2020————2016———— 側(cè)的短路電流最大值為6.90kA計(jì)算水平年：考慮林州橫水鎮(zhèn)光伏電站在2015年底 側(cè)的短路電流最大值為6.90kA計(jì)算水平年：考慮林州橫水鎮(zhèn)光伏電站在2015年底投運(yùn)，選2016負(fù)荷水平：計(jì)算采用2016年夏季大負(fù)荷方式，安陽(yáng)供電區(qū)各變電廠出力：林州橫水鎮(zhèn)光伏電站按照滿出力，其他電廠保留220kV220kV計(jì)算軟件采用電力系統(tǒng)計(jì)算分析軟件BPAb)計(jì)算結(jié)1）2016年潮流計(jì)算結(jié)20164.4.3-1～4.4.3-3中官陵橫水鎮(zhèn)光曹家惠紅旗湖波水平房桂臨中官陵橫水鎮(zhèn)光曹家惠紅旗湖波水平房桂臨4.4.3-方案 4.4.3-方案2015年底林州橫水鎮(zhèn)光伏電站建成投運(yùn)，由2016可知，正中官陵橫水鎮(zhèn)光曹家惠紅旗湖波水平房桂臨4.4.3-方案 4.4.3-方案2015年底林州橫水鎮(zhèn)光伏電站建成投運(yùn)，由2016可知，正常方式在光伏電站滿出力的情況下，三個(gè)方案中，光伏電站所110kV線路將電力送入水冶電網(wǎng)，在珍珠泉變110kV電網(wǎng)供電范圍內(nèi)消2）2020年潮流110kV線路將電力送入水冶電網(wǎng)，在珍珠泉變110kV電網(wǎng)供電范圍內(nèi)消2）2020年潮流計(jì)算結(jié)20204.4.3-4～4.4.3-6官中陵曹莊橫水鎮(zhèn)光曹家惠紅旗湖波水平房東桂臨遠(yuǎn)期方案4.4.3-4.4.3-遠(yuǎn)期方案4.4.3-6遠(yuǎn)期方案中，4.4.3-遠(yuǎn)期方案4.4.3-6遠(yuǎn)期方案中，光伏電站所發(fā)電力仍可就地消納。從2016年及遠(yuǎn)期（2020年）潮計(jì)算結(jié)果可以看出，本工程各方案正常方式下無(wú)線路過(guò)載情況110kV間隔費(fèi)用按100萬(wàn)元/個(gè)，110kV號(hào)LGJ-30055km4.5.1-注：1、方案一投資最小，故以方案一為基從投資上看，方110kV間隔費(fèi)用按100萬(wàn)元/個(gè)，110kV號(hào)LGJ-30055km4.5.1-注：1、方案一投資最小，故以方案一為基從投資上看，方案三由于需要擴(kuò)建一個(gè)110kV間隔，且新建線路較報(bào)告還對(duì)兩個(gè)接入方案進(jìn)行網(wǎng)損差異比較，見(jiàn)表4.5.1- 4.5.1-網(wǎng)電價(jià)按1元/kwh計(jì)。三個(gè)方案中光伏電站所發(fā)電力均可就地消納但方案一和方案二由于光伏電站送出線路較長(zhǎng)，故網(wǎng)損較方案三大4.5.2技術(shù)比根據(jù)電氣計(jì)算擬定的三個(gè)接入方案均可滿足光伏電站所發(fā)電力送需要網(wǎng)損差值0年損耗費(fèi)用（萬(wàn)元00方案方案方案并網(wǎng)線路并網(wǎng)間隔（個(gè)001并網(wǎng)投資投資差00以就地消納，由于需要擴(kuò)建伏電站東以就地消納，由于需要擴(kuò)建伏電站東側(cè)地形復(fù)雜，目前林州電網(wǎng)與系統(tǒng)相連的110kV及以上線路4.5.3推薦方少，遠(yuǎn)期還有規(guī)劃的110kV州橫水鎮(zhèn)60MWp光伏電站項(xiàng)目采用方案一接入電網(wǎng)。即光伏電站建設(shè)110kV升壓變電站，以110kV電壓等級(jí)出線1回接入官莊變，部分線路可利用已建成的官鋁線，新建部分線路導(dǎo)線型號(hào)選擇為L(zhǎng)GJ-300，線路長(zhǎng)10km4.5.34.5.3推薦方案(方案一計(jì)算水平年：選擇20162016年夏季大負(fù)荷方式，安陽(yáng)供電區(qū)各出力，其他電廠保留10%備用容量計(jì)算軟件采用電力系統(tǒng)計(jì)算分析軟件BPA三相永久接地故障光伏電站送出110kV線路0.0秒故障，0.15秒三端同時(shí)跳開(kāi)，不重合；其它110kV線路0秒故障，0.15秒近端三相跳開(kāi)，線路0.0秒故障，0.12秒線路兩端三相跳開(kāi)，不重合。單相永久接地故障：220kV線路0.0秒故障，0.12秒單相跳開(kāi)，1.12秒單相重合，1.24秒三相跳開(kāi)。穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果表明，接入系統(tǒng)為方案一時(shí)，光伏電站110kV并網(wǎng)線4.6.2-穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10123454.6.2-并網(wǎng)線路光伏電站側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10-0123454.6.2-并網(wǎng)線路官莊變側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲4.6.2-穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10123454.6.2-并網(wǎng)線路光伏電站側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10-0123454.6.2-并網(wǎng)線路官莊變側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲b)相關(guān)110kV線路故障時(shí)穩(wěn)定計(jì)穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果表明，接入系統(tǒng)為推薦方案時(shí)，相關(guān)110kV線路各跳開(kāi)，系統(tǒng)側(cè)均無(wú)電壓穩(wěn)定問(wèn)題。方案一相關(guān)母線電壓波動(dòng)曲線如圖4.6.2-穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果100123454.6.2-官莊～陵陽(yáng)110kV線路陵陽(yáng)側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲b)相關(guān)110kV線路故障時(shí)穩(wěn)定計(jì)穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果表明，接入系統(tǒng)為推薦方案時(shí)，相關(guān)110kV線路各跳開(kāi)，系統(tǒng)側(cè)均無(wú)電壓穩(wěn)定問(wèn)題。方案一相關(guān)母線電壓波動(dòng)曲線如圖4.6.2-穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果100123454.6.2-官莊～陵陽(yáng)110kV線路陵陽(yáng)側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲官莊110kV母 官莊220kV母穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果官莊110kV母官莊220kV母10-012345圖4.6.2- 官莊～陵陽(yáng)110kV線路官莊側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲220kV線路各側(cè)發(fā)生三相及單相永久故障時(shí)繼電保護(hù)裝置及穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果官莊110kV母官莊220kV母10-012345圖4.6.2- 官莊～陵陽(yáng)110kV線路官莊側(cè)故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲220kV線路各側(cè)發(fā)生三相及單相永久故障時(shí)繼電保護(hù)裝置及斷路器正確動(dòng)作故障線路正常開(kāi)，系統(tǒng)側(cè)均無(wú)電壓穩(wěn)定問(wèn)題。光伏電站110kV母線電壓在林州北～220kV線路兩側(cè)三相故障時(shí)均降低至0.2p.u.以下，光伏電站可退出運(yùn)110kV母線電壓在林州北～220kV0.53～0.55p.u.，光伏電站應(yīng)保證不間斷并網(wǎng)運(yùn)行。方案一關(guān)母線電壓波動(dòng)曲線如圖4.6.2-5～8穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果官莊110kV母官莊220kV母10123454.6.2-5官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)三相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10-0123454.6.2-官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)三相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果官莊110kV母官莊220kV母10123454.6.2-5官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)三相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10-0123454.6.2-官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)三相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10123454.6.2-官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)單相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲1012345圖4.6.2- 官莊～紅旗渠220kV線路紅旗渠側(cè)單相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲4.6.3穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果分推薦方案相關(guān)線路故障穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果如表4.6.3所示穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲官莊110kV母官莊220kV母10123454.6.2-官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)單相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果曲1012345圖4.6.2- 官莊～紅旗渠220kV線路紅旗渠側(cè)單相故障時(shí)相關(guān)母線電壓曲4.6.3穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果分推薦方案相關(guān)線路故障穩(wěn)定計(jì)算結(jié)果如表4.6.3所示推薦方案相關(guān)線路故障穩(wěn)定計(jì)算結(jié)官莊110kV母 官莊220kV母相關(guān)110kV線路各側(cè)發(fā)生三相永久接地故障，繼電保護(hù)裝置及斷路相關(guān)110kV線路各側(cè)發(fā)生三相永久接地故障，繼電保護(hù)裝置及斷路相關(guān)220kV線路各側(cè)發(fā)生三相及單相永久故障時(shí)，繼電保護(hù)裝置斷路器正確動(dòng)作，故障線路正常跳開(kāi)，系統(tǒng)側(cè)均無(wú)電壓穩(wěn)定問(wèn)題。光伏站在官莊～紅旗渠光伏電站在官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)或紅旗渠側(cè)單相故障時(shí)應(yīng)故障計(jì)算結(jié)對(duì)光伏電站要光伏電站并網(wǎng)線路光伏電站側(cè)三相故電網(wǎng)保持穩(wěn)光伏電站全部切光伏電站并網(wǎng)線路紅旗渠側(cè)三相故電網(wǎng)保持穩(wěn)光伏電站全部切官莊～陵陽(yáng)110kV線路官莊側(cè)三相故電網(wǎng)保持穩(wěn)光伏電站全部切官莊～陵陽(yáng)110kV線路陵陽(yáng)側(cè)三相故電網(wǎng)保持穩(wěn)光伏電站全部切官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)三相故電網(wǎng)保持穩(wěn)光伏電站全部切官莊～紅旗渠220kV線路紅旗渠側(cè)三相故電網(wǎng)保持穩(wěn)光伏電站全部切官莊～紅旗渠220kV線路官莊側(cè)單相故電網(wǎng)保持穩(wěn)應(yīng)具備相應(yīng)的低電壓穿越能官莊～紅旗渠220kV線路紅旗渠側(cè)單相故電網(wǎng)保持穩(wěn)應(yīng)具備相應(yīng)的低電壓穿越能5能質(zhì)量要一般情況5能質(zhì)量要一般情況下應(yīng)保證在并網(wǎng)光伏系統(tǒng)電網(wǎng)接口（并網(wǎng)點(diǎn)或公共連點(diǎn)）可測(cè)量到諧波、電壓等所有電能質(zhì)量參數(shù)。在出現(xiàn)電能質(zhì)量偏離標(biāo)的越限狀況時(shí)，系統(tǒng)應(yīng)能檢測(cè)到這些偏差并將光伏系統(tǒng)與電網(wǎng)安全斷開(kāi)以免損害公用電網(wǎng)的供電質(zhì)量5.1諧光伏電站接入電網(wǎng)后，公共連接點(diǎn)的諧波注入電流應(yīng)滿GB/T14549-1993《電能質(zhì)量公用電網(wǎng)諧波》的規(guī)定，各次間諧波電壓含有率及單個(gè)光伏電站引起的各次間諧波電壓含有率應(yīng)滿足GB/T24337-2009本工程的公共連接點(diǎn)電壓等級(jí)為110kV，公共連接點(diǎn)的最小短路容量為1717MVA，根據(jù)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定，公共連接點(diǎn)的諧波電壓限值及諧波電流許值如5.1-15.1-2所示表5.1-表5.1-諧波次國(guó)標(biāo)要（基準(zhǔn)短路容量23465647電網(wǎng)標(biāo)稱電壓總畸各次諧波電壓含有奇偶2光伏電站接入電網(wǎng)后，光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)的電壓偏差應(yīng)滿GB/T12325-2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》的要求。GB/T12326-2008《電能質(zhì)量壓波動(dòng)和閃變光伏電站接入電網(wǎng)后，光伏電站并網(wǎng)點(diǎn)的電壓偏差應(yīng)滿GB/T12325-2008《電能質(zhì)量供電電壓偏差》的要求。GB/T12326-2008《電能質(zhì)量壓波動(dòng)和閃變》及Q/GDW617-2011《國(guó)諧波次國(guó)標(biāo)要（基準(zhǔn)短路容量839213%3%根據(jù)Q/GDW617-2011《國(guó)家電網(wǎng)公司光伏電站接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》變值應(yīng)滿足GB/T12326-2008《電能質(zhì)量電壓波動(dòng)和閃變》的要求。60MWp點(diǎn)處產(chǎn)生的電壓波動(dòng)值為0.67%，滿足相關(guān)要求。5.4光伏電站接入電網(wǎng)后，在公共連接點(diǎn)處引起的電壓不平衡度應(yīng)滿接點(diǎn)的每個(gè)用戶引起該點(diǎn)負(fù)序電壓不平衡度允許值一般為1.3%，短時(shí)不超過(guò)2.6%”。光伏電站接入電網(wǎng)后，向公用電網(wǎng)輸送電能的直流分量應(yīng)滿GB/T變器向電網(wǎng)饋送的直流電流分量不應(yīng)超過(guò)其交流額定值1%（逆變電源系統(tǒng)和電網(wǎng)宜通過(guò)專用變壓器隔離連接。根據(jù)Q/GDW617-2011《國(guó)家電網(wǎng)公送的直流電流分量不應(yīng)超過(guò)其交流額定值0.5%。取其較小限工程中逆變器向電網(wǎng)饋送的直流電流分量允許值為05%×332A=1658mA6功率控制和電壓調(diào)6.1根據(jù)GB/T6功率控制和電壓調(diào)6.1根據(jù)GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》的規(guī)定要求，光伏發(fā)電站應(yīng)具備參與電力系統(tǒng)的調(diào)頻、調(diào)峰的能力，應(yīng)配置有功率控制系統(tǒng)具備有功功率連續(xù)平滑調(diào)節(jié)的能力并能夠參與系統(tǒng)功率控制光伏發(fā)電站有功功率控制系統(tǒng)應(yīng)能夠接收并自動(dòng)執(zhí)行電網(wǎng)調(diào)機(jī)構(gòu)下達(dá)的有功功率及有功功率變化的控制指令在光伏發(fā)電站并網(wǎng)正常停機(jī)以及太陽(yáng)能輻照度增長(zhǎng)過(guò)程中光伏電站有功功率變化速率應(yīng)滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的要求其限值應(yīng)據(jù)所接入電力系統(tǒng)的頻率調(diào)節(jié)特性由電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)確定光伏發(fā)電/min而引起的光伏發(fā)電站有功功率變化速率超出限值的情況在電力系統(tǒng)事故或緊急情況下光伏發(fā)電站應(yīng)根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)的令控制其輸出的有功功率)當(dāng)電力系統(tǒng)頻率高于50.2Hz時(shí)，按照電網(wǎng)調(diào)度機(jī)構(gòu)指令降低光伏事故處理完畢電力系統(tǒng)恢復(fù)正常運(yùn)行狀態(tài)后光伏發(fā)電站應(yīng)按照度指令并網(wǎng)運(yùn)行6.2根據(jù)GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》要求通過(guò)110（66）kV及以上電壓等級(jí)接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應(yīng)配置無(wú)功電110（66）kV電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應(yīng)能夠控制光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓在標(biāo)稱電壓的1）光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌至001234圖6.2-1110（66）kV電網(wǎng)的光伏發(fā)電站應(yīng)能夠控制光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓在標(biāo)稱電壓的1）光伏發(fā)電站并網(wǎng)點(diǎn)電壓跌至001234圖6.2-1后應(yīng)快速恢復(fù)，自故障清除時(shí)刻開(kāi)始，以至少30％額定功率/s的功率變前0.95～滯后0.9501圖6.2-2光伏發(fā)電站的前0.95～滯后0.9501圖6.2-2光伏發(fā)電站的逆變器無(wú)功出力范光伏發(fā)電站的無(wú)功容量應(yīng)按照分層和分區(qū)基本平衡的原則進(jìn)行配置并滿足檢修備用要求根據(jù)GB/T19964-2012《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定》及kV及以上電壓等級(jí)接入電網(wǎng)的光伏發(fā)電站，無(wú)功容量配置應(yīng)滿足下列求：光伏電站配置的容性無(wú)功容量能夠補(bǔ)償光伏電站滿發(fā)時(shí)站內(nèi)匯集感性無(wú)功容量能夠補(bǔ)償光伏電站自身容性充電無(wú)功功率及光伏電站送線路的一半充電無(wú)功功率之和電站最大出力時(shí)，升壓站內(nèi)主變壓器的無(wú)功損耗為5.95Mvar，光伏電站內(nèi)匯集線路的無(wú)功損耗之和為0.2Mvar，各箱式變的無(wú)功損耗之和為4.2Mvar，光伏發(fā)電站送出線路的一半感性無(wú)功損耗為1.1Mvar，以上項(xiàng)之和共計(jì)11.45Mvar12Mvar。光伏發(fā)電站自身容性充電無(wú)功功率及光伏發(fā)電站送出的一半的一半充電無(wú)功功率之和為2.45Mvar，故本光伏發(fā)電站應(yīng)配置的感性無(wú)功補(bǔ)償容量應(yīng)不小于3Mvar。光伏發(fā)電站升壓站低壓側(cè)短路容量為345MA，若每組電容器不超過(guò)86Mvar，則每投切一組電容器，電壓波動(dòng)均不超過(guò)25%，而本光伏發(fā)電站容性無(wú)功補(bǔ)償裝置總?cè)萘堪?2var計(jì)，可直接根據(jù)場(chǎng)地布置等要求選擇分10kV側(cè)功率因數(shù)運(yùn)行于規(guī)程規(guī)25?？紤]到光伏發(fā)電站出力可能突然增加或減小，為滿足