------光伏发电项目系统接入方案

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1、*光伏发电工程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 工程概况及设计范围 1.1.1 工程概况 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*

2、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* 光伏发电工程在电力系统中的作用 7.5* 光伏发电工程供电范围 9.6 * 光伏发电工程接入系统方案 9.6.1 光伏电站附近电网概况 9.6.2 接入系统方案设想 1.06.2.1 接入系统电压等级及接入点分析 1.0接入系统方案 1.2.6.2.3 方案比拟及推荐方案 1.56.2.4 推荐方案接入系统导线截面选择 1.67 对电站电气主接线及相关电气设备参数的推荐意见 1. 77.1 接入系统的电压等级及出线回路数 1.77.2 对电站主接线的建议 1.77.3 对主要电气设备参数的建议 1.78

3、投资估算 1.8.9 结论 1.8.1 工程概况及设计范围1.1 工程概况* 光伏发电工程位于 * 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。本光伏电站的建立规模为 6MWp ，预计 2021 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

4、；工程共 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立必要性、送电范围等进展了分析，对6MWp 并网光伏电站进展接入系统方案设想， 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。*电网概况2.1*电网概况 2.1.1*电源现状截至2021年底，*境内电源总装机容量287.527MW，其中， 水电装机231.0

5、27MW，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2.1-1 *2021年分县电源装机容量表 单位：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231.027注：上表中不含自备火电装机容量2.1.2*用电情况2021年*全社会用电量约为35.1亿kW.h,最大负荷为689MW。2000年2021年电量年均增长率为 16.5%。2021年*市、*县电量约 占*全州的72%，其中*市占28%、禄丰县占44%，为*

6、的负荷集 中区。2021年*全社会用电量约为35.1亿kW.h,最大负荷为689MW。 2000年2021年电量年均增长率为 16.5%。2021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。表2.1-2 *历史用电情况表工程年份200020012002200320042005200620072021全社会用电量/亿 kW.h10.3613.5514.2615.3016.9622.6025.5531.5935.14最大负荷/MW2122832973233574745236336892.1.3*电网现状*电网供电范围为*所辖1市9县，分别为*市、*县，

7、*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2021年底，*电网共有500kV变电站1座 500kV和平变，变电容量1 X750MVA,境内500kV线路长度为729.583km。220kV变电站5座，变电容量1530MVA,境内220kV线路长度为350.522km。2021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。表2.1-3 *电网220kV变电站现状表变电所名称容量(MVA)最大负荷(MW)所在县份已建谢家河变2

8、X150187*市禄丰变150+180 :219禄丰县兀谋变2X120126元谋县狮山变2X180武疋县紫溪变2X150 :*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 2021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、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20002021年间，*市最高负荷与全社会用电量增长迅速，2021 年全县用电量为10亿kW.h,最大负荷21.1万kW。2000年2021 年用电量年均增长率 12。2.2.3*市电网现状截至 2021 年底， *市有 2 座 220kV 变电站,即 220kV 谢家河变 2X 150MVA和2021年底新投运的220kV紫溪变2X 150MVA， 主变容量共计600MVA。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 234.5MVA;110kV 输电线路6条，总长度为 38.948k

10、m。 35kV 公用变电站 13座，主变 21 台，主 变容量 96.95MVA; 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20212021年？的负荷预测结果，至2021年*全社会用电量为41.4亿kW.h，负荷825MW ； 2021年全社会用电量为 56.7亿kW.h,负荷1112MW； 2021年全社会用电量将到达 68.3亿kW.h左右，负荷约1350MW。如表3.1-1所示。表3.1-1*电力需求预测表工程/年份202120212021202

11、12021202120212021-2021年增长率全社会用电量亿 kW.h38.041.448.553.156.761.068.310.0%最高负荷MW754825952102711121201135010.1%最高负荷利用小时h50415024509951705103508350583.1.2*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根底上

12、，2021-2021年间*电网规划新增电 源194MW均为水电，预计至2021年电源总装机将达405MW， 至2021年电源装机将到达425MW，新增水电工程主要集中在*南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，进展全州电力平衡 计算，结果如表3.1-2所示表3.1-2*2021-2021 年电力平衡结果表 单位：MW工程月份1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2021-638-632-683-741-694-639-484-430-553-635-622-7682021-688-682-737-802-750-688-506-437-585-680-6

13、59-8302021-808-800-864-937-878-810-617-550-703-805-790-9732021-862-854-923-1003-938-862-640-558-738-853-830-10382021-929-921-995-1082-1012-929-685-593-792-918-892-11202021-1007-998-1078-1172-1096-1008-748-652-862-997-970-12132021-1147-1137-1227-1331-1247-1150-879-786-1001-1144-1124-1381注：1+表示电力盈余、一表

14、示电力亏损；2上表含备用容量。由平衡结果可知，20212021年期间，*全年依靠外区送电, 最大电力缺额为1381MW3.2*市负荷预测及电力平衡3.2.1*市负荷预测根据？*电网规划20212021年？的负荷预测结果，至 2021年*市全社会用电量为11亿kW.h,负荷232MW; 2021年全社会用电量为14.9亿kW.h,负荷306MW;2021年全社会用电量将到达 16.2亿kW.h左右，负荷约346MW。如表3.2-1所示表3.2-1*市电力需求预测表工程/年份20212021202120212021202120212021-2021年增长率全社会用电量亿 kW.h10.311.01

15、2.813.814.915.416.27.2%最高负荷MW2182322602743063203467.3%最高负荷利用小时h4746476149355019486348124689322*市电源规划情况2021-2021年间*市规划建立 3座水电站，新增装机总容量27MW。3.2.3*市电力平衡结果根据*市负荷预测结果及2021 -2021年电源开发情况，进展电力平衡计算，结果见表3.2-2。表3.2-2 *市2021-2021年电力平衡结果表单位：MW年/月123456789101112202-171.-169.-182.-196.-184.-171.-140.-132.-155.-173

16、.-174.-205.1023699589530202-182.-180.-194.-209.-197.-183.-151.-143.-167.-185.-186.-218.1565626173597202-206.-204.-219.-236.-222.-207.-173.-166.-190.-210.-213.-247.1428788359612202-218.-216.-232.-250.-235.-220.-184.-178.-202.-223.-226.-261.1526480609236202-236.-234.-252.-273.-256.-237.-189.-175.-212.

17、-238.-237.-284.1847158694793202-248.-246.-265.-286.-269.-250.-200.-187.-224.-251.-251.-298.1835840944417202-270.-268.-288.-311.-293.-272.-221.-208.-246.-274.-275.-324.1929813442539由上表可见，*市境内用电负荷较大，所需电力根本上都由主网 提供。2021年丰季缺143.7MW，枯季电力缺 218.7MW; 2021年丰 季电力缺为208.4MW，枯季电力缺 324.9MW。4*光伏发电工程在电力系统中的作用1改善*的能

18、源电力构造2021 年， * 电网中水电装机 231.027MW ，占总装机容量的 80.35%；火电装机 56.5 MW 自备电厂，占总装机容量的 19.65%， 电网以水电为主。 太阳能发电技术已日趋成熟， 从资源量以及太阳能 产品的开展趋势来看，在 * 开发太阳能兆瓦级发电工程，将改变能 源构造，有利于增加可再生能源的比例，可与水电互补，优化系统电 源构造，没有任何污染减轻环保压力。2满足*市用电负荷开展和提高 * 市电网供电可靠性的需要 根据前面 * 市电力电量平衡结果， 由于 * 市用电负荷较大， 电源 装机无法满足境内负荷需求，20212021年*市丰、枯季均缺电， 至 2021

19、年*市的电力缺额到达 324.9MW。* 市光伏电站 6MWp 建成后将在一定程度上改善 * 市主要依靠系统主网供电的局面， 同时 增强了*市的 35kV 电网网架，对电网的供电可靠性也有一定提升。3工程的建立有利于保持能源可持续开展 光伏发电具有清洁无污染的特点，在促进当地经济开展的同时， 不会破坏原有的生态环境和居住环境。 在全球能源形势紧张、 全球气 候变暖严重威胁经济开展和人们生活安康的今天， 世界各国都在寻求 新的能源替代战略， 以求得可持续开展和在日后的开展中获取优势地 位。光伏电站的建立可以替代燃煤电厂，减少废气、废渣的排放，本 工程规模6MWp，理论年发电量0.0739亿kWh

20、，按火电单耗295g/kWh 计，每年可为电网节约标准煤约 0 . 2 1 8万吨，相应地可减少因燃煤产 生的废气、废渣排放处理所需消耗的资源。5* 光伏发电工程供电范围本工程装机为6MWp ,装机容量小，而*市电源缺乏，丰枯均从 主网下网电力。因此，光伏电站建成后，主要满足其所在地 *市的负 荷需求。6 * 光伏发电工程接入系统方案6.1 光伏电站附近电网概况根据？*市110kV及以下配电网规划20212021年?, *市规 划2021年新建110kV沙沟变，主变容量2X 50MVA, 110kV龙潭变， 主变容量 2X 50MVA,110kV东郊变增容改造，新增主变容量 1 X 50MVA

21、;2021年35kV中山变升压改造为110kV变电站，新增主变容 量1 X 40MVA , 110kV东瓜变更换主变，更换主变容量为2 X 50MVA。* 市 2021 年规划新建 35kV 东华变，主变容量 1X8MVA；2021 年规划 35kV 马石铺变更换 2X 10MVA 主变 2 台，新增主变容量1 3.2MVA ， 35kV 三街变新增 4MVA 主变 1 台；2021 年新建 35kV 八 角变，主变容量 2X 2.5MVA；35kV 富民变、中山变、田家屯变分别 于 2021 年、 2021 年、 2021 年停运。*市光伏电站位于 *市苍岭镇南侧，规划2021年12月建成投

22、运， 届时光伏电站近区 35kV 及以上电网简图如图 6.1-1不含用户变。 根据目前建立进度， 110kV 龙潭变和 110kV 沙沟变均在建，预计 2021 年投运。至110kV姚安变至110kV南华变至35kV吕合变110kV沙沟变110kV西郊变220kV谢家河变110kV冬瓜变110kV东郊变35kV东华变至老虎山电站至110kV中山o至110kV双柏变35kV子午变110kV白龙新村变OF35kV开发区变35kV田家屯变Q 220kV变电站110kV变电站35kV变电站光伏电站110kV龙潭变110kV烟厂变35kV马石铺变至大海波电站至110kV金山变.o -图6.1-1 202

23、1年*市电网规划接线图6.2接入系统方案设想接入系统电压等级及接入点分析*市苍岭镇光伏电站装机总规模为 6MWp，从电站装机规模、就 近供电及电力分层接入考虑，该电站宜以 35kV或10kV电压等级接 入系统。假设以35kV接入系统，根据光伏电站装机容量及与附近 35kV、 110kV变电站的相对位置，光伏电站适宜以单回35kV线路接入系统， 可能的接入点有220kV谢家河变、110kV龙潭变、110kV沙沟变、35kV 马石铺变1 220kV 谢家河目前， 220kV 谢家河变 35kV 侧为单母线分段接线，接有两台 35/10.5kV 的配电变压器至站内的 10kV 母线，共 5 回出线，

24、分别至 35kV 开发区变 2 回，至烟厂 1 回，至 35kV 富民变 1 回、至冶炼厂 用户变 1 回，无备用间隔。谢家河变投运较早，从场地等方面考虑扩 建 35kV 间隔较为困难。2 110kV 龙潭变根据?关于 110kV 龙潭输变电工程可行性研究的批复 ?，110kV 龙 潭变 35kV 侧为单母线分段接线，最终 10 回出线，初期电气建成 4 回，备用 6 回。3 110kV 沙沟变根据?关于 110kV 沙沟输变电工程可行性研究的批复 ?，110kV 沙 沟变 35kV 侧为单母线分段接线，最终 18 回出线，初期电气建成 8 回，备用 10 回。4 35kV 马石铺变35kV

25、马石铺变 35kV 侧为单母线接线，最终出线 2 回，均已建 成，分别至 35kV 田家屯变和大海波电站。根据当地供电公司提供资 料，马石铺变35kV侧还可扩建12个间隔。通过以上分析，除 220kV 谢家河变外，均可作为 * 光伏电站的 接入点假设以 10kV 接入系统，对于中、短距离输电线路，其传输能力 决定于运行的电压损失 (一般限制在 10%以内 )与功率及能量损耗。导 线型号为LGJ-120的10kV线路在电压降10%时的输送能力如表6.2-1 所示。* 市光伏电站采用电流源并网， 即控制逆变器交流侧功率因数 为1.0,因此送出线路的功率因数应在 0.91.0之间，相应的负荷距 在2

26、3200kW km37000kW km之间，距离光伏电站最近的接入点 线路长度为8.5km,可计算得出该线路最大传输功率在 2.734.35MW 之间，为满足光伏电站 6MW 功率的送出，光伏电站需以 23回 10kV 线路接入系统。表6.2-1导线型号为LGJ-120的10kV线路输电能力功率因数 cos1.00.950.9最大传输功率4.353.092.73(MW)通过上述分析，假设以10kV电压等级接入系统，挤占了较多的 10kV 接入间隔,占用过多的通道资源。因此, * 市光伏电站接入系 统方案仅考虑以 35kV 电压等级接入系统。接入系统方案根据上述分析，结合 * 市电网规划情况，提

27、出以下三个方案。方案一：光伏电站以单回35kV线路接入110kV龙潭变，线路长 度均为8.5km,导线截面均按70mm2选择。至110kV南华变220kV紫溪变110kV西郊变220kV谢家河变110kV冬瓜变35kV田家屯变O35kV开发区变,I 1 *35kV东华变o110kV白龙新村变110kV东郊变方案一35kV线路接入110kV沙沟变，线路长方案二：光伏电站以单回度均为14km，导线截面均按70mm2选择至35kV吕合变至老虎山电站o至110kV双柏变35kV子午变220kV变电站110kV沙沟变35kV马石铺变至大海波电站至110kV金山变110kV烟厂变至110kV姚安变110k

28、V变电站35kV变电站至110kV中山110kV龙潭变押 光伏电站2尸m至110kV姚安变Q 220kV变电站110kV变电站35kV变电站至35kV吕合变220kV紫溪变110kV沙沟变35kV马石铺变至大海波电站至110kV金山变110kV冬瓜变110kV西郊变220kV谢家河变35kV田家屯变70m. 235kV开发区变至110kV中山光伏电站110kV白龙新村变110kV龙潭变35kV东华变至老虎山电站110kV东郊变110kV烟厂变必至110kV双柏变35kV子午变方案二方案三：光伏电站以单回35kV线路接入35kV马石铺变，线路长度均为9.5km,导线截面均按70mm2选择。至老虎

29、山电站o至110kV双柏变35kV子午变方案三623方案比拟及推荐方案上述三个方案，均以1回35kV线路接入系统。本推荐方案综合 考虑造价、路损、沿线地形拆迁等因素：方案一，光伏电站接入110kV龙潭变，理论上投资较低，但是 沿途将进过三个村庄，拆迁任务较重，综合本钱较高。方案二，新建线路较长，理论上投资相对其余方案较高。通过长 距离送电，理论上线路损耗也相对其余方案高些，但地势相对平坦， 不涉及村庄，无拆迁费用，综合本钱相对合理。方案三，需要对35kV马石铺变进展扩建，而目前大海波电站接入马石铺变35kV侧，马石铺变仅通过一回 35kV线路至35kV田 家屯变与系统相连，该线路截面为120m

30、m2，经济输送能力为6.5MVA，当马石铺变负荷较低时，35kV马石铺变田家屯变 线需同时送出大海波电站3MW丨和光伏电站6MWp丨功率，线 路潮流较重。假设35kV马石铺变田家屯变线检修或故障， 两个电站送出功率均受阻。另外，方案三新建线路较方案一长，投资 比方案一高。另外，110kV龙潭变为新建变电站，主要对*东南城 区供电，预计2021年当地负荷约25MW。光伏电站接入可满足东南 城区的用电需求。通过上述分析和比拟，方案二较优，推荐方案二为光伏电站的接 入系统方案。推荐方案接入系统导线截面选择*光伏电站等效最大负荷利用小时数较低为1232h,按照最大负荷利用小时数为2000h进展导线截面

31、的比选。表6.2-2列出了不同截面的导线在35kV电压等级下的经济输送容量和持续输送功率。表6.2-2 35kV电压等级下导线截面与输送能力比拟表导线截面(mm2)经济输送容量(MW)持续极限输送功率(MW)备注505.29811.87经济电流密度J=1.84A/mm2COS =0.95温度修正系数取0.94707.41714.829510.06618.12从经济输送容量来看，送出线路导线截面选择 70mm2较为适宜,建议光伏电站送出线路导线截面均选择 70mm27 对电站电气主接线及相关电气设备参数的推荐意见7.1 接入系统的电压等级及出线回路数*6MWp 并网光伏电站接入系统方案推荐为：

32、* 并网光伏电站以 一回 35kV 线路接入 110kV 龙潭变 35kV 侧。*6MWp 并网光伏电站 35kV 侧出线按 1 回考虑：至 110kV 龙潭 变 1 回。7.2 对电站主接线的建议对 *6MWp 并网光伏电站升压站主接线提出如下建议：工程共24个250kWp光伏发电单元系统，每4台250kW逆变器 输出的交流电由1台1MVA升压变压器将电压从400V升至10kV, 并汇至一组10kV母线后经一台容量为8MVA升压并网变压器升压至 35kV 并入 35kV 电网。35kV 升压变 10kV 侧采用单母线接线， 35kV 侧采用线路变压器 组接线。7.3 对主要电气设备参数的建议

33、16MWp 太阳能光伏电站 35kV 升压变：35kV升压变为1台，容量为8MVA，为三相双卷有载调压变压 器，额定电压为：35 3X 2.5%kV/10.5kV，接线组别为：YN , dll; 35kV 中性点按不接地设计。备注：变压器分级调压抽头及阻抗电压最终由审定的电站接入系统确定26MWp太阳能光伏电站35kV升压变无功补偿：一般情况下，并网逆变器的功率因数都调整为1.0（或是接近1.0）, 也就是光伏组件本体在运行过程中不与电网进展无功交换。无功消耗主要来源于光伏电站单元升压变、光伏电站升压变以及送出线路的无 功损耗。目前，暂不考虑安装无功补偿装置，待进展该电站并网计算 分析后确定是

34、否需要无功补偿。8投资估算*6MWp并网光伏电站接入系统的一次工程及其投资如表8.1-1所示。*并网光伏电站接入系统一次局部投资为198万元。表8.1-1 *并网光伏电站接入系统一次工程投资估算（单位：万元）万案工程单价投资投资合计万案一*光伏电站110kV龙潭变35kV线路70mm2/8.5km18153198龙潭变需增加间隔1个35kV间隔45459结论1从*的电力开展需求和加快能源电力构造调整，满足 * 市用电负荷开展和提高*市电网供电可靠性，有利于保持能源可持续 开展等角度综合考虑，建立*6MWp并网光伏电站是必要的。2*6MWp并网光伏电站建成后，主要满足其所在地*市的 负荷需求。3

35、*6MWp并网光伏电站的接入系统推荐方案为：以单回 35kV线路接入110kV龙潭变，线路长度均为8.5km，导线截面均按70mm2 选择4本工程共24个250kWp光伏发电单元系统，每4台250kW 逆变器输出的交流电由 1 台 1MVA 升压变压器将电压从 400V 升至 10kV ，并汇至一组 10kV 母线后经一台容量为 8MVA 升压并网变压器 升压至 35kV 并入 35kV 电网。35kV 升压变 10kV 侧采用单母线接线， 35kV 侧采用线路变压器 组接线。 5主要电气设备参数35kV升压变为1台，容量为8MVA，为三相双卷有载调压变压 器，额定电压为：35 3X 2.5%kV/10.5kV，接线组别为：YN , dll; 35kV 中性点按不接地设计。目前，暂不考虑安装无功补偿装置， 待进展该电站并网计算分析 后确定是否需要无功补偿。 6投资估算* 并网光伏电站接入系统一次局部投资为 326万元