1.总的部分11.1.工程简介11.2.工程建设周期11.3.设计内容11.4.设计依据12.工程建设规模和电力系统简况1 1.1.工程建设规模11.2.工程所在电力系统简况13.接入系统技术方案23.1.接入系统原则23.2.接入系统技术方案34.电气计算及设备选择原则44.1.潮流计算44.2.最大工作电流44.3.短路电流计算54.4.无功补偿容量64.5.主要设备选择原则85.系统对光伏电站的技术要求10 5.1.电能质量要求105.2.电压异常时的相应特性135.3.频率异常时的相应特性136.一次设备清单157.系统继电保护及安全自动装置16 7.1.配置及选型168.调度自动化208.1.调度关系及调度经管208.2.配置及要求209.系统通信259.1.通信技术方案259.2.通信通道组织259.3.通信设备供电259.4.主要设备材料清单26附件1：周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程备案确认书27附件2：国网周口供电公司发展策划部关于周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程并网意见函28附图01：光伏电站区域10kV线路现状图29附图02：光伏发电子系统主接线图291.总的部分1.1.工程简介周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程场址位于周口市川汇产业集聚区河南省长城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所，场址中心位于东经114.67°、北纬33.66°，海拔高度50m左右。
工程占用河南省长城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所，设计年发电量约1300万千瓦时，全额上网方式并入国家电网。
主要建设内容：利用厂房屋顶及厂区附属场所建设12MWp分布式光伏发电设备及其他。
工艺流程：太阳能光伏发电技术。
主要设备：光伏组件、逆变器、变压器、汇流箱、配电柜及其他。
1.2.工程建设周期2016年12月至2017年12月。
1.3.设计内容根据国家规范及国家电网企业规范及河南省电力公司有关规定，进行周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程接入系统技术方案的编制。
1.4.设计依据国网周口供电公司发展策划部《关于周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程并网意见函》周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程备案确认书《布式电源接入电网技术规定》Q/GDW480-2010《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011；《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T19964-2012；《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866-2013；《光伏发电站接入电网检测规程》GB/T31365-2015；《电能质量电压波动和闪变》GB 12326-2008；《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008；《电能质量公用电网谐波》GB／T14549-1993；《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T 15543-2008；《电能质量电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008；《20kV及以下变电所设计规范》GB 50053-2013；《低压配电设计规范》GB 50054-2011；《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006；国家电网发展【2013】625号文《国家电网公司关于印发分布式电源接入系统典型设计的通知》；国家电网办【2013】333号文《国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范的通知》；2.工程建设规模和电力系统简况1.1.工程建设规模周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电工程场址位于周口市川汇产业集聚区河南省长城门业有限公司,位于神农路与大庆路交叉口西北角。
工程建设装机容量为12兆峰瓦屋顶光伏电站及配套输变电工程，利用河南省长城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所；本工程分为两期建设，一期建设6兆峰瓦，二期建设6兆峰瓦，一期、二期同时并网。
采用全额上网方式并网。
1.2.工程所在电力系统简况河南省长城门业有限公司南侧为神农路，沿神农路北侧，目前有两回10千伏公网线路同杆架设，分别为10千伏永4板神农路1线和10千伏永6板神农路2线；导线型号均为：JKLGYJ-240/10。
河南省长城门业有限公司附近适合T接的杆号为9#杆，9#杆距110千伏永宁变10kV双回线路长度约1.52千M；分布式电源距T接点线路大概长度约0.2千M。
3.接入系统技术方案3.1.接入系统原则3.1.1.根据国家电网公司企业规范Q/GDW480—2010《分布式电源接入电网技术规定》第4条.接入系统原则：（1）并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。
（2）当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。
分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。
（3）分布式电源并网点的短路电流与分布式电源额定电流之比不宜低于10。
（4）分布式电源接入电压等级宜按照：200kW及以下分布式电源接入380V电压等级电网；200kW以上分布式电源接入10kV（6kV）及以上电压等级电网。
经过技术经济比较，分布式电源采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。
3.1.2.根据国家电网公司企业规范Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》第4.2条.接入方式：光伏电站接入公用电网的连接方式分为专线接入公用电网、T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网的三种接入方式。
3.1.3.根据国家电网公司企业规范Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》第4.3条.接入容量：（1）小型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的25%，（2）T接于公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在公用电网线路最大输送容量的30%以内。
3.2.接入系统技术方案根据上述国家电网公司企业规范要求的光伏电站接入系统原则及周围电网条件，并结合本工程实际情况。
建议本工程一期、二期工程分别采用1回10千伏并网线路T接于公用电网的接入系统方式。
建议接入系统技术方案如下：一期工程（6兆峰瓦）通过1回10千伏线路T接入公共电网10千伏永4板神农路1线9#杆，T接点距110千伏永宁变约1.52千M。
10千伏永4板神农路1线导线型号为：JKLGYJ-240/10。
二期工程（6兆峰瓦）通过1回10千伏线路T接入公共电网10千伏永6板神农路2线9#杆，T接点距110千伏永宁变约1.52千M。
10千伏永6板神农路2线导线型号为：JKLGYJ-240/10。
本技术方案参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计技术方案，技术方案号为XGF10-T-3。
一次系统接线示意图见图3-1。
图3-1：一次系统接线示意图4.电气计算及设备选择原则4.1.潮流计算4.1.1.计算条件1)本工程计算水平年选择为2017年，远景年取2020年；2）运行方式选取系统大负荷大开机方式；3）负荷功率因数取0.95；4）考虑光伏电站按照70%出力；4.1.2.计算结果表4.1-1：潮流分析数据经计算，此光伏发电工程一期、二期光伏电站最大出力均为4.2MWp，如表所示，神农路1线、神农路2线均能满足。
4.2.最大工作电流本工程太阳能电池阵列输出为直流电，经过逆变、汇流、升压等过程后，再连接至10kV电网。
本工程一期、二期光伏电站装机容量均为6MWp。
若考虑倾角、逆变、汇流、升压过程中的电能损失（30%），则经过逆变、汇流、升压为10kV交流电后的最大工作电流为243A。
4.3.短路电流计算4.3.1.计算条件1) 本工程计算水平年选择为2017年，远景年取2020年；2）故障类型为三相接地短路故障；3）考虑光伏电站按照最大出力计算；4.3.2.短路电流计算对于含有光伏电站的系统，发生短路故障时，故障点短路电流可以分为两部分，一部分是由系统提供，另一部分是由光伏发电系统提供。
根据《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）文中规定：光伏电站需具备一定的过流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟；在120%~150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10秒。
当监测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。
即：光伏短路电流最大不超过额定电流的150%。
参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计技术方案附录中光伏电站接入系统短路电流计算方法。
1）光伏电站接入前：并网点的短路电流：I POI=U N2/{√3*[U N1/(√3*I pcc)+X L]}U N2：公共连接点基准电压，U N1：并网点基准电压，X L：并网点到公共连接点线路的阻抗，I pcc：公共连接点短路电流，2）光伏电站接入后：公共连接点短路电流：I pcc’=I pcc+1.5*I n并网点短路电流：I POI’=I POI+1.5*I nI n：光伏电站额定工作电流，4.3.3.计算结果2017年短路电流计算结果见表4.3-1。
表4.3-12017年短路电流计算结果单位kA2020年短路电流计算结果见表4.3-2。
kA表4.3-22020年短路电流计算结果单位4.4.无功补偿容量4.4.1.无功容量根据GB/T19964-2012《光伏电站接入电力系统技术规定》对无功容量的规定要求：1）无功电源光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏电站无功补偿装置。
光伏发电站安装的并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调，并应满足在下图所示矩形框内动态可调。
图4.4-1 光伏发电站的逆变器无功出力范围2）无功容量配置光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。
通过10kV～35kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。
通过110（66）及以上电压等级并网的光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：a)容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；b)感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏电站送出线路的一半充电无功功率之和。
4.4.2.无功补偿计算：经计算，一期、二期光伏电站内箱式升压变、汇集线路的无功损耗之和均为570kvar，本工程光伏电站采用的逆变器具有无功调节能力，能够对光伏电站无功功率进行调节，因此，本工程不再新增无功补偿装置。
4.5.主要设备选择原则4.5.1.主接线一期、二期光伏电站10kV均采用单母线接线。