新能源有限公司兆瓦分布式光伏发电项目接入系统设计样本.docx

1.总部分11.1.项目介绍11.2.项目建设周期11.3.设计内容11.4.设计依据12.项目建设规模和电力系统概况11.1.项目建设规模11.2.项目所在电力系统概况13.接入系统方案23.1.接入系统标准23.2.接入系统方案34.电气计算及设备选择标准44.1.时尚计算44.2.最大工作电流44.3.短路电流计算54.4.无功赔偿容量64.5.关键设备选择标准85.系统对光伏电站技术要求105.1.电能质量要求105.2.电压异常时对应特征135.3.频率异常时对应特征136.一次设备清单157.系统继电保护及安全自动装置167.1.配置及选型168.调度自动化208.1.调度关系及调度管理208.2.配置及要求209.系统通信259.1.通信方案259.2.通信通道组织259.3.通信设备供电259.4. 关键设备材料清单26附件1：周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目立案确定书27附件2：国网周口供电企业发展策划部相关周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函28附图01：光伏电站区域10kV线路现实状况图29附图02：光伏发电子系统主接线图291.总部分1.1.项目介绍周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目场址在周口市川汇产业集聚区河南省长城门业厂房屋顶及厂区隶属场所，场址中心在东经114.67、北纬33.66，海拔高度50m左右。项目占用河南省长城门业厂房屋顶及厂区隶属场所，设计年发电量约1300万千瓦时，全额上网方法并入国家电网。关键建设内容：利用厂房屋顶及厂区隶属场所建设12MWp分布式光伏发电设备及其它。工艺步骤：太阳能光伏发电技术。关键设备：光伏组件、逆变器、变压器、汇流箱、配电柜及其它。1.2.项目建设周期12月至12月。1.3.设计内容依据国家标准及国家电网企业标准及河南省电力企业相关要求，进行周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目接入系统方案编制。1.4.设计依据国网周口供电企业发展策划部相关周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目立案确定书布式电源接入电网技术要求Q/GDW480-光伏电站接入电网技术要求Q/GDW617-；光伏发电站接入电力系统技术要求GB/T19964-；光伏发电站接入电力系统设计规范GB/T50866-；光伏发电站接入电网检测规程GB/T31365-；电能质量 电压波动和闪变GB 12326-；电能质量 电力系统供电电压许可偏差GB12325-；电能质量 公用电网谐波GBT14549-1993；电能质量 三相电压许可不平衡度GB/T 15543-；电能质量 电力系统频率许可偏差GB/T15945-；20kV及以下变电所设计规范GB 50053-；低压配电设计规范GB 50054-；继电保护和安全自动装置技术规程GB14285-；国家电网发展【】625号文国家电网企业相关印发分布式电源接入系统经典设计通知；国家电网办【】333号文国家电网企业相关印发分布式电源并网相关意见和规范通知；2.项目建设规模和电力系统概况1.1.项目建设规模周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目场址在周口市川汇产业集聚区河南省长城门业,在神农路和大庆路交叉口西北角。项目建设装机容量为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厂房屋顶及厂区隶属场所；本项目分为两期建设，一期建设6兆峰瓦，二期建设6兆峰瓦，一期、二期同时并网。采取全额上网方法并网。1.2.项目所在电力系统概况河南省长城门业南侧为神农路，沿神农路北侧，现在有两回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。河南省长城门业周围适合T接杆号为9#杆，9#杆距110千伏永宁变10kV双回线路长度约1.52千米；分布式电源距T接点线路大约长度约0.2千米。3.接入系统方案3.1.接入系统标准3.1.1.依据国家电网企业企业标准Q/GDW480分布式电源接入电网技术要求第4条.接入系统标准：（1）并网点确实定标准为电源并入电网后能有效输送电力而且能确保电网安全稳定运行。（2）当公共连接点处并入一个以上电源时，应总体考虑它们影响。分布式电源总容量标准上不宜超出上一级变压器供电区域内最大负荷25%。 （3）分布式电源并网点短路电流和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根据：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，分布式电源采取低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采取低一电压等级接入。3.1.2.依据国家电网企业企业标准Q/GDW617-光伏电站接入电网技术要求第4.2条.接入方法：光伏电站接入公用电网连接方法分为专线接入公用电网、T接于公用电网和经过用户内部电网接入公用电网三种接入方法。3.1.3.依据国家电网企业企业标准Q/GDW617-光伏电站接入电网技术要求第4.3条.接入容量：（1）小型光伏电站总容量标准上不宜超出上一级变压器供电区域内最大负荷25%，（2）T接于公用电网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30%以内。3.2.接入系统方案依据上述国家电网企业企业标准要求光伏电站接入系统标准及周围电网条件，并结合本项目实际情况。提议本项目一期、二期工程分别采取1回10千伏并网线路T接于公用电网接入系统方法。提议接入系统方案以下：一期工程（6兆峰瓦）经过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1.52千米。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）经过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1.52千米。10千伏永6板神农路2线导线型号为：JKLGYJ-240/10。本方案参考国家电网企业分布式光伏发电接入系统经典设计方案，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标准4.1.时尚计算4.1.1.计算条件1) 本工程计算水平年选择为，远景年取；2）运行方法选择系统大负荷大开机方法；3）负荷功率因数取0.95；4）考虑光伏电站根据70%出力；4.1.2.计算结果表4.1-1：时尚分析数据 光伏电站接入容量（MWp）最大出力（MWp）T接公用线路名称导线型号导线载荷（MW）年最大负荷（MW）一期64.2神农路1线JKLGYJ-240/108.82.0二期64.2神农路2线JKLGYJ-240/108.81.8经计算，此光伏发电项目一期、二期光伏电站最大出力均为4.2MWp，如表所表示，神农路1线、神农路2线均能满足。4.2.最大工作电流本项目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。本项目一期、二期光伏电站装机容量均为6MWp。若考虑倾角、逆变、汇流、升压过程中电能损失（30%），则经过逆变、汇流、升压为10kV交流电后最大工作电流为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，远景年取；2）故障类型为三相接地短路故障；3）考虑光伏电站根据最大出力计算；4.3.2.短路电流计算对于含有光伏电站系统，发生短路故障时，故障点短路电流能够分为两部分，一部分是由系统提供，另一部分是由光伏发电系统提供。依据光伏电站接入电网技术要求（Q/GDW617-）文中要求：光伏电站需含有一定过流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应大于1分钟；在120%150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应大于10秒。当监测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出短路电流应小于额定电流150%。即：光伏短路电流最大不超出额定电流150%。参考国家电网企业分布式光伏发电接入系统经典设计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：并网点短路电流：IPOI=UN2/3*UN1/(3*Ipcc)+XLUN2：公共连接点基准电压，UN1：并网点基准电压，XL：并网点到公共连接点线路阻抗，Ipcc：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：Ipcc=Ipcc+1.5*In并网点短路电流：IPOI=IPOI+1.5*InIn：光伏电站额定工作电流，4.3.3.计算结果短路电流计算结果见表4.3-1。表4.3-1 短路电流计算结果 单位kA光伏电站至变电站距离光伏电站额定工作电流接入系统前接入系统后公共连接点短路电流并网点短路电流公共连接点短路电流并网点短路电流一期1.52km0.34613.0513.0513.5713.57二期1.52km0.34613.0513.0513.5713.57短路电流计算结果见表4.3-2。表4.3-2 短路电流计算结果 单位kA光伏电站至变电站距离光伏电站额定工作电流接入系统前接入系统后公共连接点短路电流并网点短路电流公共连接点短路电流并网点短路电流一期1.52km0.34615.1315.1315.6515.65二期1.52km0.34615.1315.1315.6515.654.4.无功赔偿容量4.4.1.无功容量依据GB/T19964-光伏电站接入电力系统技术要求对无功容量要求要求：1）无功电源光伏发电站无功电源包含光伏并网逆变器及光伏电站无功赔偿装置。光伏发电站安装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范围内动态可调，并应满足在下图所表示矩形框内动态可调。图4.4-1 光伏发电站逆变器无功出力范围2）无功容量配置光伏发电站无功容量应根据分（电压）层和分（电）区基础平衡标准进行配置，并满足检修备用要求。经过10kV35kV电压等级并网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，可做合适调整以稳定电压水平。经过110（66）及以上电压等级并网光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：a)容性无功容量能够赔偿光伏发电站满发时站内聚集线路、主变压器感性无功及光伏电站送出线路二分之一感性无功之和；b)感性无功容量能够赔偿光伏发电站本身容性充电无功功率及光伏电站送出线路二分之一充电无功功率之和。4.4.2.无功赔偿计算：经计算，一期、二期光伏电站内箱式升压变、聚集线路无功损耗之和均为570kvar，本项眼光伏电站采取逆变器含有没有功调整能力，能够对光伏电站无功功率进行调整，所以，本项目不再新增无功赔偿装置。4.5.关键设备选择标准4.5.1.主接线一期、二期光伏电站10kV均采取单母线接线。4.5.2.升压站主变一期、二期光伏电站10kV各采取6台容量1000kVA升压变压器，电压等级10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17438电力变压选择导则、GB/T6451油浸式电力变压器技术参数和要求等要求要求。4.5.3.送电线路导线截面本项目一期光伏电站（6兆峰瓦）和二期光伏电站（6兆峰瓦），分别采取1回10千伏并网线路T接于公用电网，一期、二期光伏电站最大工作电流均为243A。T接电网公共线路导线型号均为：JKLGYJ-240/10,长久许可载流量为500A。满足本项目需求。光伏电站送出线路导线截面通常按线路长久许可载流量选择， 一期光伏电站（6兆峰瓦）和二期光伏电站（6兆峰瓦）至电网公共线路T接点均选择ZR-YJV22-8.7/10 3x185电力电缆，其长久许可载流量为318A，可满足光伏电站送出需求，4.5.4.断路器形式依据短路电流水平计算结果选择设备开断能力，并预留有一定裕度，本项目10kV断路器选择以开断电流20kA为标准4.5.5.电气主接线电气主接线方案见图4.5-1。图4.5-1 电气主接线方案示意图5.系统对光伏电站技术要求5.1.电能质量要求光伏系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能质量应受控，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度、直流分量等方面应符合相关标准。通常情况下，应确保在并网光伏系统电网接口处（并网点或公共连接点）可测量到谐波、电压等全部电能质量参数。在出现电能质量偏离标准越限情况时，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统和电网安全断开，以免损害公用电网供电质量。光伏电站应依据电力部门要求装设电能质量检测及治理装置。5.1.2.谐波光伏电站接入电网后，公共连接点谐波注入电流应满足GB/T14549-1993电能质量 公用电网谐波要求，各次间谐波电压含有率及单个光伏电站引发各次间谐波电压含有率应满足GB/T24337-电能质量 公用电网间谐波要求。本工程公共连接点电压等级为10kV，公共连接点最小短路容量为226MVA，依据标准要求，公共连接点谐波电压限值及谐波电流许可值如表5.1-1和表5.1-2所表示。需要说明是，因为太阳能光伏发电系统输出功率不稳定，实际注入公共连接点谐波电流需要在光伏发电装置并网时根据要求测量方法进行测量。所以，在光伏发电系统实际并网时需要对其谐波电流、谐波电压进行测量，检测其是否满足国家标准相关要求，如不满足，需要采取加装滤波装置等对应方法。表5.1-1 公共连接点谐波电压（相电压）限值电网标称电压（kV）电压总谐波畸变率（%）各次谐波电压含有率（%）奇次偶次0.385.04.02.0104.03.21.6表5.1-2 注入公共连接点谐波电流许可值 单位A标准电压（kV）基准短路容量(MVA)谐波次数及谐波电流许可值（A）23456789101112130.381078623962264419211628132410100262013208.5156.46.85.19.34.37.91415161718192021222324250.381011129.7188.6167.88.97.1146.512101003.74.13.262.85.42.62.92.34.52.14.15.1.3.电压偏差光伏电站接入电网后，其公共连接点电压偏差应该满足GB/T12325-电能质量供电电压偏差要求，即：35kV及以上公共连接点电压正、负偏差绝对值之和不超出标称电压10%，20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压7%（注：如供电电压上下偏差同号（同为正或负）时，按较大偏差绝对值作为衡量依据）。本工程拟采取逆变器输出工作电压范围应满足要求。5.1.4.电压波动和闪变光伏电站接入电网后，公共连接点处产生电压波动和闪变应满足GB/T12326-电能质量电压波动和闪变要求及Q/GDW617-国家电网企业光伏电站接入电网技术要求要求。因为天气、云层、环境等原因影响，光伏电站能够看作一个含有一定随机性波动负荷，电压波动限值为3%。依据Q/GDW617-国家电网企业光伏电站接入电网技术要求要求，光伏电站接入电网后，光伏电站在公共连接点单独引发电压闪变值应满足GB/T12326-电能质量电压波动和闪变要求。所以光伏电站以10kV接入引发公共连接点电压变动最大不得超出3%。5.1.5.电压不平衡度光伏发电站接入电网后，公共连接点三相电压不平衡度应不超出GB/T15543-电能质量三相电压不平衡要求限值，公共连接点负序电压不平衡度应不超出2%，短时不得超出4%，其中由光伏电站引发负序电压不平衡度应不超出1.3%，短时不超出2.6%。5.1.6.直流分量光伏电站接入电网后，向公用电网输送电能直流分量应满足 GB/T19939-光伏系统并网技术要求要求，即“光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送直流电流分量不应超出其交流额定值1%（逆变电源系统和电网宜经过专用变压器隔离连接）”。依据Q/GDW617-国家电网企业光伏电站接入电网技术要求中要求，光伏电站并网运行时，向电网馈送直流电流分量不应超出其交流额定值0.5%。取其较小限值，本工程中逆变器向电网馈送直流电流分量许可值为0.5%243A=1215mA。5.2.电压异常时对应特征光伏电站在电网电压异常时响应要求见表5.2-1，根据下表要求时间停止向电网线路送电，此要求适适用于三相系统中任何一相。表5.2-1 光伏电站在电网电压异常时响应要求并网点电压范围最大分闸时间U0.5UN0.1秒0.5UNU0.85UN2.0秒0.85UNU1.1UN连续运行1.1UNU1.35UN2.0秒1.35UNU0.05秒注：1.UN为光伏电站并网点电网标称电压；2.最大分闸时间是指异常状态发生到逆变器停止向电网送电时间。5.3.频率异常时对应特征光伏电站应含有一定耐受系统频率异常能力，应能够在电网频率偏离下满足以下运行要求：a）电网频率低于48Hz时，依据光伏电站逆变器许可运行最低频率而定。b）电网频率为48Hz49.5Hz时，每次低于49.5Hz时要求最少能运行10min。c）电网频率为49.5Hz50.2Hz时，连续运行。d）电网频率为50.2Hz50.5Hz时，每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应含有能够连续运行2min能力，并实施电网调度机构下达降低出力或高周切机策略；此时不许可处于停运状态光伏电站并网。e）电网频率高于50.5Hz时，立即终止向电网线路送电，且不许可处于停运状态光伏电站并网。6.一次设备清单本方案一次关键设备清单详见表6.1-1。表6.1-1：一次关键设备清单序号设备名称型号及规格数量安装位置备注一期光伏电站110kV进线柜2面光伏电站210kV出线柜1面光伏电站310kV PT柜1面光伏电站410kV 计量柜1面光伏电站510kV 站用电柜1面光伏电站6柱上断路器ZW32-12/630-201台T接点17隔离开关1组T接点1二期光伏电站110kV进线柜2面光伏电站210kV出线柜1面光伏电站310kV PT柜1面光伏电站410kV 计量柜1面光伏电站5柱上断路器ZW32-12/630-201台T接点26隔离开关1组T接点27.系统继电保护及安全自动装置7.1.配置及选型7.1.1.10kV 线路保护1）配置标准光伏电站线路发生短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障要求。为保障供电可靠性，降低停电范围，宜在光伏电站侧配置1套单方向过流保护，用于10kV“T”接线路。2）技术要求a线路保护应适适用于系统一次特征和电气主接线要求。b被保护线路在空载、轻载、满载等多种工况下，发生金属性和非金属性多种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换和系统操作等情况下保护不应误动。c在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应确保可靠切除故障。d主保护整组动作时间小于20ms，返回时间小于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。e手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。f保护装置应含有良好滤波功效，含有抗干扰和抗谐波能力。在系统投切变压器、静止赔偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。7.1.2.母线保护对于不设置10kV母线光伏电站，10kV母线能够靠各进线后备保护切除故障,本期不考虑设置母线保护。7.1.3.防孤岛检测及安全自动装置在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功效，跳开光伏电站侧断路器。若光伏电站侧10kV线路保护含有失压跳闸及低压闭锁合闸功效，能够实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置独立安全自动装置。光伏电站逆变器必需含有快速监测孤岛且监测到孤岛后立即断开和电网连接能力，其防孤岛方案应和继电保护配置、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上相互匹配。7.1.4.系统侧变电站1）线路保护110kV永宁变10kV永4板神农路1线和10kV永6板神农路2线均配置有微机线路保护装置，可满足本期光伏电站接入要求，提议增加联跳回路。2）故障解列故障解列应满足以下技术要求：a.动作时间宜小于公用变电站故障解列动作时间，且有一定级差。b.低电压时间定值应躲过系统及用户母线上其它间隔故障切除时间，同时考虑符合系统重合闸配合要求。c.过电压定值、低/过频率定值按DL/T 584 要求整定。3）其它要求a光伏电站线路接入变电站后，系统侧备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。b10kV公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。7.1.5.对其它专业要求1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用电流互感器和电压互感器二次绕组，电流互感器正确级宜采取5P、10P级，电压互感器正确级宜采取0.5、3P级。2）光伏电站内需含有直流电源和UPS电源，供新配置保护装置、测控装置、电能质量在线监测装置等设备使用。7.1.6.系统继电保护配置图继电保护及安全自动装置方案以下图所表示：图7.1-1：继电保护及安全自动装置方案示意图7.1.7.对逆变器要求并网逆变器含有完善保护功效，确保设备和人身，和电网安全。关键保护功效以下：l 电网电压过、欠压保护。l 电网电压过、欠频保护。l 电网短路保护。l 孤岛效益保护：当网上发生故障时，光伏电站并网逆变器经过检验并网电压、频率、相位等，在逆变器交流侧将光伏电站和电网脱离，动作时间小于0.2s。l 逆变器过热保护。l 光伏阵列输入极性反接保护。l 逆变器过载保护。l 逆变器对地漏电保护。7.1.8. 继电保护及安全装置设备清单系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表7.1-1。表7.1-1：继电保护及安全装置设备清单序号设备名称型号及规格数量安装位置备注一期光伏电站1安全自动装置1套光伏电站210kV线路保护装置1套光伏电站3直流电源及UPS电源1套光伏电站4一期光伏电站1安全自动装置1套光伏电站210kV线路保护装置1套光伏电站38.调度自动化8.1.调度关系及调度管理调度管理关系依据相关电力系统调度管理要求、调度管理范围划分标正确定。远动信息传输标准依据调度运行管理关系确定。本项眼光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统。由周口地调实施调度管理，相关远动信息及电能量信息送周口地调。8.2.配置及要求8.2.1.光伏电站远动系统光伏电站本体配置监控系统，含有远动功效，相关光伏电站本体信息采集、处理采取监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传远动通信服务器。光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，关键包含并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量等，并上传至周口地域调度；配置远程遥控装置分布式光伏，应能接收、实施调度端远方控制解并列、启停和发电功率指令。8.2.2.有功功率控制及无功电压控制光伏电站远动通信服务器需含有和控制系统接口，接收调度部门指令，具体调整方案由调度部门依据运行方法确定。光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动实施电网调度部门发送有功功率及有功功率改变控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率改变根据电力调度部门要求运行。光伏电站无功电压控制系统应能依据电力调度部门指令，自动调整其发出（或吸收）无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，其调整速度和控制精度应能满足电力系统电压调整要求。8.2.3.电能量计量本方案电能量计量表设置上下网关口计量电能表、并网电能表、站用点计量表，用于光伏发电计费赔偿。1）安装位置和要求在产权分界点增加高压综累计量箱，安装同型号、同规格、正确度相同主、副表电能表各一套。主、副表应有明确标志，可考虑和智能断路器集成化配置。在光伏电站并网点安装电量计量表计用于考评。2）技术要求电能表采取静止式多功效电能表，最少应含有双向有功和四象限无功计量功效、事件统计功效，配有标准通信接口，含有当地通信和经过电能信息采集终端远程通信功效。10kV关口计量电能表精度为0.2S级，而且要求相关电流互感器、电压互感器精度需分别达成0.2S、0.2级。3）计量信息统计和传输配置计量终端服务器1台，计费表采集信息经过计量终端服务器上传至周口地调，便于调度机构掌握光伏所发电量信息。8.2.4.电能质量监测装置需要在并网点装设满足GB/T19862电能质量监测设备通用要求标准要求类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包含电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。8.2.5.系统变电站本方案光伏电站接入系统变电站变后，变电站调度管理关系不变。8.2.6.远动信息内容1）光伏电站光伏电站向电网调度机构提供信号最少应该包含：a.光伏电站并网状态；b.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；c.并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网电流；d.主断路器开关状态等。2）系统变电站系统侧不增加新间隔和出线，远动信息不变。8.2.7.远动信息传输光伏电站远动信息传送到调度主管机构，应采取专网方法，宜单路配置专网远动通道，优先采取电力调度数据网络。通常可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。当采取电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备2套，组柜安装于光伏电站二次设备室。8.2.8.二次安全防护为确保光伏电站内计算机监控系统安全稳定可靠运行，预防站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引发电网故障，二次安全防护实施方案配置以下：1）根据“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”基础标准，配置站内二次系统安全防护设备。2）纵向安全防护：控制区各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。3）横向安全防护：控制区和非控制区各应用系统之间宜采取MPLSVPN 技术体制，划分为控制区VPN 和非控制区VPN。采取电力数据网接入方法，需对应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。若站内监控系统和其它系统存在信息交换，应根据上述二次安全防护要求采取安全防护方法。8.2.9.调度端设备配置本期工程应为周口地调调度自动化主站系统开列工程配合费用，以满足光伏电站各自动化系统接入调度主站需要。8.2.10. 继电保护及安全装置设备清单系统调度自动化配置清单详见表8.2-1。表8.2-1：系统调度自动化设备清单厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站远程通信服务器1套一期、二期共用考评电能表柜含主、副表各1块及远传功效2面一期、二期各一面电能量终端服务器1套一期、二期共用电能量在线监测装置2套一期、二期各一套MIS 网三层交换机2台一期、二期各一台电力调度数据网接入设备柜含2台路由器，4台交换机2面一期、二期共用纵向认证加密装置4套和调度数据网络设备共同组柜时钟同时系统1套一期、二期共用产权分界点高压综累计量箱用于安装主、副表实现关口计量作用并含有远传功效2个一期、二期各一个9.系统通信9.1.通信方案依据系统通信情况和调度、远动通道要求，光伏电站采取光纤通信组织调度、远动和其它信息传输通道。在光伏电站内增加1套SDH地网传输设备，开通至永宁变地网（1+1）链路，链路容量155Mbit/s，永宁变新上155Mbit/s光接口板2块，依据周口地域光纤环网设备要求配置。光伏电站应含有周口地调调度功效。光伏电站配置PCM/PCM用于周口地调，用于提供数字复接和语音调度通道。光伏电站至110千伏永宁变沿10千伏线路新建一根24芯ADSS光缆，光缆长度按实际需求为准。9.2.通信通道组织通道：光伏电站新建24芯ADSS光缆110千伏永宁变原有光缆周口地调。备用通道：光伏电站公用电话交换网商丘地调。9.3.通信设备供电依据通信设备对供电要求，光通信传输设备供电电源要求为-48V。光伏电站配置一套SDH光传输设备，供电电源可由本光伏电站直流系统提供，即利用外接电源加装直流变换模块DC/DC，使直流220V电压变换为通信用-48V电压，为光通信设备提供-48V直流电源。9.4. 关键设备材料清单采取SDH 接入方案，光伏电站接入系统通信所需关键设备材料详见表9.4-1。表9.4-1：系统通信设备材料清单厂站设备名称型号及规格数量备注光伏电站SDH光传输设备155Mbit/s1套PCM设备单方向1套和地调保持一致综合配线架光配24芯+数配2*16+音配40回1套市话1套进场光缆及阻燃管GYFTZY-12芯按需ADSS光缆按需110kV永宁变电站光接口板155Mbit/s2块光纤配线模块24芯1套进场光缆及阻燃管GYFTZY-12芯按需周口地调侧PCM 设备单方向1套附件1：周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目立案确定书附件2：国网周口供电企业发展策划部相关周口火蓝科华新能源12兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函附图01：光伏电站区域10kV线路现实状况图附图02：光伏发电子系统主接线图