光伏发电项目系统接入方案.docx

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光伏发电项目系统接入方案

*********有限公司**光伏发电项目

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：

1项目概况及设计范围

1.1项目概况

*********有限公司**光伏发电项目位于**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。

本光伏电站的建设规模为6MWp，预计2010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；项目共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设必要性、送电范围等进行了分析，对6MWp并网光伏电站进行接入系统方案设想，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。

2******电网概况

2.1***电网概况

2.1.1***电源现状

截至2008年底，***境内电源总装机容量287.527MW，其中，水电装机231.027MW，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***2008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

2008年***全社会用电量约为35.1亿kW.h，最大负荷为689MW。

2000年~2008年电量年均增长率为16.5％。

2008年**市、**县电量约占**全州的72%，其中**市占28%、禄丰县占44%，为***的负荷集中区。

2008年***全社会用电量约为35.1亿kW.h，最大负荷为689MW。

2000年~2008年电量年均增长率为16.5％。

2008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

项目\年份

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

全社会用电量/亿kW.h

10.36

13.55

14.26

15.30

16.96

22.60

25.55

31.59

35.14

最大负荷/MW

212

283

297

323

357

474

523

633

689

2.1.3***电网现状

**电网供电范围为***所辖1市9县，分别为**市、**县，**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2008年底，**电网共有500kV变电站1座——500kV和平变，变电容量1×750MVA，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。

2008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

2×150

187

**市

禄丰变

150+180

219

禄丰县

元谋变

2×120

126

元谋县

狮山变

2×180

武定县

紫溪变

2×150

**市

小计

1530

2.2**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2008年底，**市境内共有水电站11座，总装机容量为41.57MW。

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

2000～2008年间，**市最高负荷与全社会用电量增长迅速，2008年全县用电量为10亿kW.h，最大负荷21.1万kW。

2000年～2008年用电量年均增长率12％。

2.2.3**市电网现状

截至2008年底，**市有2座220kV变电站,即220kV谢家河变（2×150MVA）和2008年底新投运的220kV紫溪变（2×150MVA），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38.948km。

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（2009~2013年）》的负荷预测结果，至2010年***全社会用电量为41.4亿kW.h，负荷825MW；2013年全社会用电量为56.7亿kW.h，负荷1112MW；2015年全社会用电量将达到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

项目/年份

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2008-2015年增长率

全社会用电量（亿kW.h）

38.0

41.4

48.5

53.1

56.7

61.0

68.3

10.0%

最高负荷（MW）

754

825

952

1027

1112

1201

1350

10.1%

最高负荷利用小时（h）

5041

5024

5099

5170

5103

5083

5058

3.1.2***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基础上，2009-2015年间**电网规划新增电源194MW（均为水电），预计至2013年电源总装机将达405MW，至2015年电源装机将达到425MW，新增水电项目主要集中在***南部。

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，进行全州电力平衡计算，结果如表3.1-2所示。

表3.1-2***2009-2015年电力平衡结果表单位：

MW

项目\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

2009

-638

-632

-683

-741

-694

-639

-484

-430

-553

-635

-622

-768

2010

-688

-682

-737

-802

-750

-688

-506

-437

-585

-680

-659

-830

2011

-808

-800

-864

-937

-878

-810

-617

-550

-703

-805

-790

-973

2012

-862

-854

-923

-1003

-938

-862

-640

-558

-738

-853

-830

-1038

2013

-929

-921

-995

-1082

-1012

-929

-685

-593

-792

-918

-892

-1120

2014

-1007

-998

-1078

-1172

-1096

-1008

-748

-652

-862

-997

-970

-1213

2015

-1147

-1137

-1227

-1331

-1247

-1150

-879

-786

-1001

-1144

-1124

-1381

注：

（1）＋表示电力盈余、－表示电力亏损；

（2）上表含备用容量。

由平衡结果可知，2009~2015年期间，***全年依靠外区送电，最大电力缺额为1381MW。

3.2**市负荷预测及电力平衡

3.2.1**市负荷预测

根据《**电网规划（2009~2013年）》的负荷预测结果，至2010年**市全社会用电量为11亿kW.h，负荷232MW；2013年全社会用电量为14.9亿kW.h，负荷306MW；2015年全社会用电量将达到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

项目/年份

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2008-2015年增长率

全社会用电量（亿kW.h）

10.3

11.0

12.8

13.8

14.9

15.4

16.2

7.2%

最高负荷（MW）

218

232

260

274

306

320

346

7.3%

最高负荷利用小时（h）

4746

4761

4935

5019

4863

4812

4689

3.2.2**市电源规划情况

2009-2015年间**市规划建设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2009～2015年电源开发情况，进行电力平衡计算，结果见表3.2-2。

表3.2-2**市2009-2015年电力平衡结果表单位：

MW

年/月

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2009

-171.0

-169.2

-182.3

-196.6

-184.9

-171.9

-140.5

-132.8

-155.9

-173.5

-174.3

-205.0

2010

-182.5

-180.6

-194.5

-209.6

-197.2

-183.6

-151.1

-143.7

-167.3

-185.5

-186.9

-218.7

2011

-206.4

-204.2

-219.8

-236.7

-222.8

-207.8

-173.3

-166.5

-190.9

-210.6

-213.1

-247.2

2012

-218.5

-216.2

-232.6

-250.4

-235.8

-220.0

-184.6

-178.0

-202.9

-223.2

-226.3

-261.6

2013

-236.8

-234.4

-252.7

-273.1

-256.5

-237.8

-189.6

-175.9

-212.4

-238.7

-237.9

-284.3

2014

-248.8

-246.3

-265.5

-286.8

-269.4

-250.0

-200.9

-187.4

-224.4

-251.4

-251.1

-298.7

2015

-270.9

-268.2

-288.9

-311.8

-293.1

-272.3

-221.4

-208.4

-246.2

-274.5

-275.3

-324.9

由上表可见，**市境内用电负荷较大，所需电力基本上都由主网提供。

2010年丰季缺143.7MW，枯季电力缺218.7MW；2015年丰季电力缺为208.4MW，枯季电力缺324.9MW。

4**光伏发电项目在电力系统中的作用

1）改善***的能源电力结构

2008年，**电网中水电装机231.027MW，占总装机容量的80.35%；火电装机56.5MW（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发展趋势来看，在***开发太阳能兆瓦级发电项目，将改变能源结构，有利于增加可再生能源的比例，可与水电互补，优化系统电源结构，没有任何污染减轻环保压力。

2）满足**市用电负荷发展和提高**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，2009～2015年**市丰、枯季均缺电，至2015年**市的电力缺额达到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）项目的建设有利于保持能源可持续发展

光伏发电具有清洁无污染的特点，在促进当地经济发展的同时，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发展和人们生活健康的今天，世界各国都在寻求新的能源替代战略，以求得可持续发展和在日后的发展中获取优势地位。

光伏电站的建设可以替代燃煤电厂，减少废气、废渣的排放，本项目规模6MWp，理论年发电量0.0739亿kWh，按火电单耗295g/kWh计，每年可为电网节约标准煤约0.218万吨，相应地可减少因燃煤产生的废气、废渣排放处理所需耗费的资源。

5**光伏发电项目供电范围

本项目装机为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**光伏发电项目接入系统方案

6.1光伏电站附近电网概况

根据《**市110kV及以下配电网规划（2009~2013年）》，**市规划2009年新建110kV沙沟变，主变容量2×50MVA，110kV龙潭变，主变容量2×50MVA,110kV东郊变增容改造,新增主变容量1×50MVA;2011年35kV中山变升压改造为110kV变电站，新增主变容量1×40MVA，110kV东瓜变更换主变，更换主变容量为2×50MVA。

**市2009年规划新建35kV东华变，主变容量1×8MVA；2010年规划35kV马石铺变更换2×10MVA主变2台，新增主变容量13.2MVA，35kV三街变新增4MVA主变1台；2012年新建35kV八角变，主变容量2×2.5MVA；35kV富民变、中山变、田家屯变分别于2010年、2012年、2014年停运。

**市光伏电站位于**市苍岭镇南侧，规划2010年12月建成投运，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）。

根据目前建设进度，110kV龙潭变和110kV沙沟变均在建，预计2010年投运。

图6.1-12010年**市电网规划接线图

6.2接入系统方案设想

6.2.1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。

若以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，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1～2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。

若以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0.9～1.0之间，相应的负荷距在23200kW·km～37000kW·km之间，已知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2.73～4.35MW之间，为满足光伏电站6MW功率的送出，光伏电站需以2～3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

1.0

0.95

0.9

最大传输功率（MW）

4.35

3.09

2.73

通过上述分析，若以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。

6.2.2接入系统方案

根据上述分析，结合**市电网规划情况，提出以下三个方案。

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。

方案二：

光伏电站以单回35kV线路接入110kV沙沟变，线路长度均为14km，导线截面均按70mm2选择。

　　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。

6.2.3方案比较及推荐方案

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，综合成本较高。

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，综合成本相对合理。

方案三，需要对35kV马石铺变进行扩建，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120mm2，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）和光伏电站（6MWp）功率，线路潮流较重。

若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2010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。

通过上述分析和比较，方案二较优，推荐方案二为光伏电站的接入系统方案。

6.2.4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进行导线截面的比选。

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6.2-235kV电压等级下导线截面与输送能力比较表

导线截面（mm2）

经济输送容量（MW）

持续极限输送功率（MW）

备注

50

5.298

11.87

经济电流密度J=1.84A/mm2

COSφ=0.95

温度修正系数取0.94

70

7.417

14.82

95

10.066

18.12

从经济输送容量来看，送出线路导线截面选择70mm2较为合适，建议光伏电站送出线路导线截面均选择70mm2。

7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：

**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：

项目共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

1）6MWp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±3×2.5％kV/10.5kV，接线组别为：

YN，d11；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。

2）6MWp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行无功交换。

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，待进行该电站并网计算分析后确定是否需要无功补偿。

8投资估算

**6MWp并网光伏电站接入系统的一次项目及其投资如表8.1-1所示。

**并网光伏电站接入系统一次部分投资为198万元。

表8.1-1**并网光伏电站接入系统一次项目投资估算（单位：

万元）

方案

项目

单价

投资

投资合计

方案一

**光伏电站～110kV龙潭变35kV线路

70mm2/8.5km

18

153

198

龙潭变需增加间隔

1个35kV间隔

45

45