mw光伏扶贫电站接入系统设计

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1、东至县东城新能源开发有限公司黄泥湖1.6MW光伏扶贫电站接入系统设计批　准：审　核：校　核：编　写：项目概况黄泥湖1.6MW光伏扶贫电站总装机容量1.6MW，项目现场位于东至县黄泥湖渔场厂部西侧，距离东至县城12公里。全年日照时数约940小时。并网发电系统由太阳能电池方阵、逆变器、交流箱、配电柜、电缆等组成。1方案概述根据项目概况和现场勘查情况，光伏接入电网系统方案可采用国网公司分布式光伏扶贫项目接网工程典型设计中10千伏集中接入公共电网变电站方案典型设计。本方案采用1回10kV线路将分布式光伏接入建新变10kV建东113线，接入容量为1.6MW。2接入系统

2、一次光伏电站接入系统方案需结合电网规划、分布式电源规划，按照就近分散接入，就地平衡消纳的原则进行设计。2.1送出方案通过1回10kV线路分别就近接入10kV建东113线。光伏项目接入产权分界点至光伏电站侧线路及设备改造由光伏企业承担。本方案主要适用于统购统销（接入公用电网）的光伏电站，公共连接点为建新变10kV建东113线。2.2电气计算⑴潮流分析建新变2016年最大负荷为2.1MW，最小负荷0.166MW,本光伏电站容量较小，其接入对电网潮流分布及电压影响不大。周边电网各节点电压、各线路潮流均在允许范围内。⑵电能质量分析1)光伏发电系统向当地交流负荷提供电

3、能和向电网送出电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡、电压波动等方面，满足现行国家标准GB/T14549-93《电能质量公用电网谐波》、GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》、GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的有关规定；2)光伏发电系统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%。（3）无功平衡计算1)本方案光伏发电系统的无功功率和电压调节能力应满足相关标准的要求，选择合理的无功补偿装置；2)光伏发电系统无功补偿容量的计算，应充分考虑逆变器功率因素、

4、汇集线路、变压器和送出线路的无功损失等因素；3)通过10kV电压等级并网的光伏发电系统功率因素应实现超前0.95-滞后0.95范围内连续可调；4)光伏电站配置的无功补偿装置类型、容量及安装位置应结合光伏发电系统实际接入情况确定，必要时安装动态无功补偿装置。2.3主要设备选择原则（1）主变压器根据《光伏电站接入电力系统技术规定》（GB/Z19964-2012），通过10kV及以上电压等级接入电网的光伏发电站，其升压站的主变压器可以选用双分裂变压器。主变型式：双分裂变压器；额定容量：1000KVA；容量比：100/100；电压比：10.5±2×2.5%/0.27

5、0-0.270kV；短路阻抗：6.5%；接线组别：Dy11y11；（2）送出线路导线截面根据本项目光伏可行性研究报告分析结果，系统发电效率按85%计算，输出有功为1.36MW；功率因素按0.95计算，最大送出容量约1.292MVA。经计算，本光伏电站并网线路推荐采用95mm2导线或120mm2电缆。（3）开断设备根据短路电流水平选择设备开断能力，并需留有一定裕度，断路器一般宜采用20kA或25kA。本工程”T”接点处10kV开关断路器短路开断电流选用25kA。2.4电气主接线本工程光伏电站装机容量1.6MW，通过2个光伏逆变单元整流升压后，汇集为一条集电线路

6、，经过两台10kV升压变升至10kV电压等级，光伏站区电站母线新建一条10kV线路接至建新变10kV建东113线。电气主接线见下图：2.5系统对光伏电站的技术要求2.5.1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。⑴谐波光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波电压应满

7、足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定。光伏电站接入电网后，公共连接点处的总谐波电流分量（方均根)应满足GB/T14549-1993《电能质量公共电网谐波》的规定，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按此光伏电站安装容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。⑵电压偏差光伏电站接入电网后，公共连接点的电压偏差应满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，10kV三相供电电压偏差为标称电压的±7%。⑶电压波动光伏电站接入电网后，公共连接点的电压波动应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定。

8、对于光伏电站出力变化引起的电压变动，其频度可以按照1