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[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；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2.26MWp分布式光伏发电项目概况：
1）项目名称：**公司2.26MWp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 2.5万平方米，装机容量为2.26MWp，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0.4kV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：1,498.29万元。
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0.4kV，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0.4kV 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169.92kWp，符合小型电站并网要求，采用0.4kV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1559.52kWp(1.56MW)，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2.26044MWp，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：