9系统保护部分解读.doc

系统保护部分 9.1 系统概况 大兴乡光伏新建30W光伏发电站，以 1 回 110kV线路接入源兴变电站110kV母线，大兴乡光伏至源兴变电站线路长度 19km，导线型号 LGJ-120。大兴乡光伏 35kV主接线为单母线接线，110kV主接线为线路变压器组接线。 源兴变电站 110kV 现有主接线为双母线接线。 9.2 系统保护现状 源兴变电站 110kV 线路均装有微机线路保护装置。源兴变电站 110kV 母线侧装有母线保护及故障录波器。 9.3 系统继电保护及安全自动装置的配置 根据国家及部颁有关系统继电保护及安全自动装置的“规程”“规定”，系统继电保护及 全自动装置配置如下： 线路保护配置： ）大兴乡光伏至源兴变电站 110kV 线路两侧均配置 1 套微机光纤分相电流差动保护作为线路运行时的主保护及后备保护。光纤分相电流差动保护专用光缆的 直通光纤芯通道。 ) 35kV 母线配置 1 套微机母线保护。母线保护应采用微机型并具备与综合自动化联网功能。 ）为记录故障的交流电流、电压量及保护动作情况，便于正确、迅速地分析事故，大兴乡光伏配置 1 面微机故障录波器屏，用于录取线路及变压器两 侧的交流模拟量及保护相关事件开关量。 ）大兴乡光伏并网点断路器应装设安全自动装置，装置应能实现频率电压异常紧急控制功能，按照整定值跳开并网点断路器。 )光伏电能具有冲击性、波动性，根据《光伏发电站接入电力系统设计规范》中有关监测与治理的规定，为监测光伏发电站的电能质量，大兴乡光伏并网点配置 1 面电能质量在线监测装置屏。电能质量监测装置采集信息通过调度数据网上传至黑龙江省调主站。 6）源兴变电站现有其它保护均满足本期工程接入的要求，可继续运行。 9.4 对逆变器的要求 并网逆变器具有完善的保护功能，保证设备和人身，以及电网的安全。主要保护功能如下：电网电压过、欠压保护 电网电压过、欠频保护 电网短路保护孤岛效应保护 逆变器过热保护光伏阵列输入极性反接保护逆变器过载保护逆变器对地漏电保护。 9.4.1 过/欠频率 当电网接口处频率超出规定的频率范围时，过/欠频率保护应在 0.2S内动作，将光伏系统与电网断开。 9.4.2 短路保护 光伏系统对电网应设置短路保护，当电网短路时，逆变器的过流应不大于额定电流的150%,并在 0.1S 以内将光伏系统与与电网断开。 9.4.3 孤岛效应 当光伏系统并入电网失压时，必须在规定的时限内将光伏系统与电网断开，防止出现孤岛效应。应设置至少各一种主动和被动孤岛效应保护。主动孤岛效应保护方式主要有频率偏高、有功功率变动、无功功率变动、电流脉冲注入引起阻抗变动等。被动孤岛效应方式主要有电压相位跳动、3 次电压谐波变动、频率变化 率等。 当电压失压时，防孤岛效应保护在 2S 内动作，将光伏系统与电网断开。孤岛保护动作时间应与线路重合闸时间整定配合，即孤岛保护动作时间需小于线路重合闸时间。 并网逆变器相关参数需满足《光伏电站接入电网技术规定）》的相关规定。 9.5 主要设备材料表 光伏主要设备材表 源兴变电站电所主要设备材料表 调度自动化部分 10.1 接入方案 大兴乡光伏电站本期装机总容量为 30 MW。大兴乡光伏电站本期由单回 110kV线路接入源兴220kV 变电站与系统联网。 10.2 调度关系 根据《地区电网调度自动化设计规程》的一般规定，大兴乡光伏电站由黑龙江省调及大庆地调调度指挥，其调度自动化信息直送黑龙江省调及大庆地调。源兴220kV 变电站新增110kV线路间隔由大庆地调调度指挥；新增线路部分信息直送大庆地调。 10.3 远动信息及传输 一、远动信息 根据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003）、《地区电网调度自动化设计技术规程》（DL/T5002）和相关调度的监控要求，远动信息采取“直采直收”原则，大兴乡光伏电站向调度传送的主要远动信息内容如下： （1）大兴乡光伏电站需向大庆地调传送的信息量如下： a)模拟量 —线路的有功功率、无功功率及电流； —母线电压、频率； —发电机总有功功率、无功功率；—馈线有功功率、无功功率；—外引电源线有功功率、无功功率及电流； —其它维护所需要的模拟量信息。 b)开关量 —反映运行断路器位置及隔离开关、接地刀闸信号； —继电保护动作信号及自动装置动作信号；—馈线运行状态信息； —事故总信号； c)脉冲量 —线路、主变两侧有功电量。 源兴 220kV 变电站新增 110kV 线路间隔远动信息如下： a）模拟量 —新增 110kV 线路侧、有功功率、无功功率及电流； b）开关量 —反映运行断路器位置及隔离开关、接地刀闸信号； —新增继电保护动作信号及自动装置动作信号； c）脉