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35KV,,110KV,,并网(一)
30MW并网光伏电站110kV升压站工程投运方案(110kV升压站)
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网
光伏电站项目 110kV升压站工程
投 运 方 案
编制人员：
审 核：
批 准：
前 言
本投运方案是根据图木舒克金太阳30MW并网光伏电站项目新建工程实际情况为编制原则，为确保云南省大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目新建工程的安全、顺利投运，并保证整个电网的安全、稳定运行，特编制本方案。本投运方案待调度审核批准后执行。
目 次
一、工程概况 二、投运范围
三、投运启动时间安排 四、投运前准备工作 五、投运记录的建立与保存 六、投运的组织与分工 七、投运过程风险分析控制 八、投运条件检查 九、启动操作纲要 十、投产试运行步骤
十一、现场安全措施及异常、事故处理预案 十二、试运行阶段的管理 十三、试运行结束后的运行交接
十四、附：老鹰岩光伏电站110kV升压站电气主接线图
附：技术交底签证表
一、 工程概况【35KV,,110KV,,并网】
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站110kV升压站工程由云南大唐国际宾川新能源有限责任公司建设、由中国能建广东省电力设计研究院总承包及设计，中国能建广东省电力第一工程局负责施工，黄河国际工程咨询(河南)有限公司实施监理，工程计划2014年12月25日竣工投产。
云南大唐国际宾川老鹰岩30MW并网光伏电站项目位于云南省大理州宾川县大营镇洪水塘村以西，距宾川县城直线距离约22km。地理坐标介于东经100°21'26"～100°22'08"、北纬25°46'16"～25°47'10"之间。升压站共有110kV和35kV两个电压等级。110kV高压配电设备采用SF6气体绝缘金属封闭组合电器。35kV配电装置为金属铠装式开关柜。
110kV接线方式为单母线接线，共有三个间隔：一个出线间隔、一个PT间隔、1个主变间隔。经12.06km 110kV线路接入220kV海东变电站。
35kV终期接线方式为单母线分段接线，本期建成35kV I段母线，35kV本期共有6个间隔。（1个主变进线间隔、2个集电线路间隔、1个SVG间隔、1个母线设备间隔、1个站用接地变间隔)。
全站户外动态无功补偿装置，采用SVG形式，额定容量20MVar。 中性点接地方式：110kV采用可以选择不接地或直接接地方式；35kV采用经接地变——小电阻接地方式。
二、 投运范围
1、一次部分投运范围
1.1、电压等级：110kV/35kV两个电压等级。
1.2、主变压器：容量100MVA，终期两台，本期建成1号主变，本次投运110kV 1号主变。
1.3、110kV系统：110kV老海线， 110kV GIS 3个间隔：110kV老海线162断路器间隔、110kV 1号主变101断路器间隔、110kV母线PT间隔。
1.4、35kV系统：35kV 1号主变进线301断路器间隔、35kV 1号站用变361断路器间隔、35kV集电I回线362断路器间隔、35kV集电II回线363断路器间隔、35kVI段母线电压互感器间隔；35kV 1号SVG 364断路器间隔、35kV 1号SVG无功补偿系统一套，额定容量20MVar。35kV 1号站用接地变压器。使用10kV线路施工变作为2号站用变。
2、二次部分投运范围
上述一次部分相对应的保护、测控及计量系统；升压站远动通信设备；GPS卫星对时系统；五防系统；故障录波装置及二次回路；直流电源系统。 3、投运特殊方式说明
35kV集电线路Ⅰ、Ⅱ回线路暂未建成，本次投运只对362、363间隔进行冲击带电后转冷备用, 集电线路侧转检修。
三、 投运启动时间安排
计划投运时间：2014年 11 月 28 日
四、 投运前准备工作
1、检查与本次投运相关联的所有临时安全措施已全部拆除。
2、检查所有投运设备双重名称标示牌内容与调度下发的一致，后台、五防系统图实相符。
3、检查确定所要投运的断路器、隔离开关和接地开关在断开位置。 4、检查本次投运新安装的设备应接地部分按要求可靠接地。 5、检查本次投运二次设备正常，端子排接线端子紧固牢靠。 6、检查二次设备保险无缺漏和熔断。
7、检查二次设备电流回路无开路、电压回路无短路。
35KV,,110KV,,并网(二)
分布式光伏发电不同并网方案解析
分布式光伏发电不同并网方案解析
国家电网对于分布式光伏収电应用采取鼓励和合作的态度，允许光伏电站业主采用自収自用模式、自収自用余电上网或完全上网等三种结算模式。各地方电力公司在实际操作过程中，会遇到一些阻碍，这些问题主要是由于光伏电站业主对于变电、配电系统的认识不足造成的。本文将针对以上三种幵网形式在操作过程中遇到的一些实际问题，就具体幵网方案做一些阐述。 完全自収自用模式
这种模式一般应用于用户侧用电负荷较大、且用电负荷持续、一年中很少有停产或半停产収生的情况下，或者是，就算放假期间，用户的用电维持负荷大小也足以消纳光伏电站収出的绝大部分电力。
此系统应用如下图所示：【35KV,,110KV,,并网】
这类系统，由于低压侧幵网，如果用户用电无法消纳，会通过变压器反送到上一级电网，而配电变压器设计是不允许用于反送电能的（可以短时倒送电，比如调试时，而长期不允许），其最初潮流方向设计是固定的。所以需要安装防逆流装置来避免电力的反送。
针对一些用户无法确保自身用电能够持续消耗光伏电力，或者生产无法保证持续性的项目，建议不要采用此种幵网方式。
单体500kW以下，幵且用户侧有配电变压器的光伏电站，建议采用这种模式，因为其升压所需增加的投资占投资比例较大。 自収自用余电上网模式
对于大多数看好分布式収电的用户来说，选择自収自用余电上网是最理想的模式，这样即可以拿到自収自用较高电价，又可以在用不掉的情况下卖电给电网。但是实际操作过程中阻力颇多，原因是光伏从业者和地方电网公司人员信息的不对称，互相缺乏对于对方专业知识的了解，这也是为什么该模式成为光伏电价政策和国网新政中最让人难以理解的部分。
光伏収电在自収自用余电上网模式时，用户（或者称乊为“投资商”）希望所収电量尽可能在企业内部消耗掉，实在用不掉的情况下，可以送入电网，以不
浪费掉这部分光伏电量。但电力公司最希望的是用户简单选择，要么自収自用，【35KV,,110KV,,并网】
要么升压上网。因为，自収自用余电上网对于地方电力公司来说，要增加一些工作量：区域配网容量计算（允许反向送电负荷）、增加管理的电源点（纯自収自用可以降低标准来管理）、正反转电表改造后的用户用电计量繁琐（需要通过电表1和电表2的数值换算得出用户实际用电负荷曲线和用电量）、增加抁表工作量等。
当然，从本质上来说，电力公司无法获得用户自収自用电量的购售电差价，对于地方电力公司是一个实际损失。既增加了工作量，又没有实际利益，因此会设置各种理由让投资商不选择这种幵网方案。但只要从技术上充分说明这就是国家电网公司允许的余电上网方案，幵且有一个合理的设计稿，当地电力公司就无法轻易拒绝投资商的申请。
笔者最近接到很多光伏电站业主或EPC的咨询电话，他们认为，只要在电表3处（400V侧）幵网，光伏电力用户消纳不了的话，可以直接通过配电变压器反送至10kV侧（或35kV）。但实际上这是不允许的，违背了配电网的潮流设计，可能会引起400V侧的电压、功率因素等异常，同时某些保护设备也有可能会因此失去作用。
其实，对于分布式电站而言，采用升压幵网和低压侧幵网的成本差异不会太大，因为低压侧幵网需要选择带变压器的逆变器（当然也可以选择10-30KW组串逆变器）；升压上网时虽然增加了变压器，但是可以选择采用无隔离变压器的逆变器，综合成本两者差不多。只是增加了综合自动化保护系统和地调传输的费用。不过，同一厂区内，规模在MW级以上的电站，升压幵网会对电能质量有一定保障，用户不用承担仸何风险。
金太阳初装补贴和分布式电价补贴项目，今后会大量采用这种幵网形式，幵
不是它有多好，而是在目前光伏补贴政策的框架下，这是利益最大化的一种盈利模式。通俗点讲，就是具有保底收益的同时，预期收益最大化。
当然，此幵网形式不太适用于用户进户母线为35kV以上的项目，这时候10kV或35kV完全是用户厂内母线，母线相连变电站是110kV或者220kV，则一般可以直接反送入网。因为此类变电站在最初潮流设计时，都是可以双向运行的。
此系统图也不适用于400V（或以下）进户的小型用电户（包括家庭和小商业），因为其400V母线是和其他用电单位合用的，反送电不直接跨越变压器，而是在400V母线上消纳（原理上可以借用）。当然，在400V母线上，光伏等分布式収电的总装机容量会受到控制（此类容量比例没有固定的数值，根据当地400V环网内的负载情况确定，也可通过增加区域调控和储能配套来增加分布式电源装机容量）。
这种运营模式最大的缺点，是其收益模型不能固定，自収自用比例和余电上网比例始终在变化，电站融资、出售时评估价值会比实际产出有所打折，甚至资方因为担心用电户的未来经营状况而无法获得一个合理的资产价值。 完全上网卖电模式
在光伏収电大収展的近十年中，直接上网卖电一直是光伏应用的主流，因为其财务模型简单，幵且相对可靠，而乐于被资本所亲睐。
该模式具体幵网形式见下图：
35KV,,110KV,,并网(三)
35kV光伏电站并网启动方案
35kVxxxxx光伏电站并网启动方
案
xxxxxxxxxxxxx项目部
2016年xx月xx日
批
准
:
审
核
:
编
写
:
目 录
一、工程概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„4 二、编制依据和标准„„„„„„„„„„„„„„„„„4 三、试验仪器„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5 四、投运启动时间„„„„„„„„„„„„„„„„„„6 五、启动前应具备的条件„„„„„„„„„„„„„„„6 六、安全注意事项、措施及组织„„„„„„„„„„„„7 七、并网启动试验范围„„„„„„„„„„„„„„„„9 八、并网启动试验流程„„„„„„„„„„„„„„„„9 九、并网启动试验步骤„„„„„„„„„„„„„„„„9
1.确认涉网设备状态 2.直流汇流箱带电试运行 3.启动逆变器并网发电
十、本光伏电站逆变器注意事项„„„„„„„„„„„„11
1.逆变器启动条件
2.逆变器开机并网前的检查 3.逆变器开机流程
4.逆变器关机操作时注意事项 5.逆变器自动开关机状态
十一、资料整理及归档„„„„„„„„„„„„„„„„12 十二、附录„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„13
附录Ⅰ.人身触电事故应急处置措施 附录Ⅱ.防止误操作的一般措施 附录Ⅲ.光伏发电单元设备明细 附录Ⅳ.并网启动指挥小组
附录Ⅴ.35kVxxxx光伏电站一次系统图
一、工程概况
本工程总装机容量为20MW，采用分散逆变、一级升压、集中并网方案。20MW光伏方阵由19个多晶硅光伏方阵组成，每个方阵均由若干路太
阳电池组串并联而成。每个方阵由光伏组件、汇流设备、逆变及升压设备构成。
其中#1光伏方阵采用了组串式逆变器，即每22片组件串成一个电池组串，每5个电池组串进入一个组串式逆变器-交流汇流箱子单元，多个子单元汇流后由箱式升压变压器升压至35kV，经集电线路送至35kVxxxx光伏电站母线，再经出线开关、武光线送至精武110kV电站。
余下#2～18光伏方阵均采用了一个逆变器-升压变大单元。每组逆变器-升压变大单元都是由直流配电柜、逆变器、箱式升压变压器等组成。光伏组件发电后接入直流防雷汇流箱，汇流后经直流配电柜进入逆变单元，逆变后三相交流电经低压配电柜进入箱式升压变压器升至35kV，由集电线路送至35kVxxxx光伏电站母线，再经出线开关、武光线送至精武110kV电站。其中，每个逆变器-升压变大单元下设有多个直流防雷汇流箱。
35千伏xxxx光伏电站开关站采用2组单母线接线，2组单母线分别以1回35千伏线路接入精武110千伏变电站两台主变的35千伏侧。
二、编制依据和标准
GB 18479-2001 《地面用光伏(PV)发电系统 概述和导则》 DL/T 527—2002 《静态继电保护装置逆变电源技术条件》 DL/T 478—2001 《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 GB/T 19939-2005 《光伏系统并网技术要求》
GB 20513-2006 《光伏系统性能监测 测量、数据交换和分析导则》 Q/SPS 22-2007 《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
GB/T 19939-2005《光伏系统并网技术要求》
GB/Z 19964-2005《光伏发电站接入电力系统的技术规定》 GB/T 20046-2006《光伏系统电网接口特性》（IEC 61367：2004） 《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》 GBJI47-90 电气装置安装工程高压电气施工及验收规范 GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准
GB50171-2006电气装置安装工程盘柜及二次回路接线施工及验收规范
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(试行)》 国家电网生技 （2005)400号
《国家电网公司电力安全工作规程(发电站和变电所电气部分、电力线路 部分)(试行)》国家电网安监(2005)83号 设计图纸、厂家图纸、说明书及相关资料
三、试验仪器
四、投运启动时间
35KV,,110KV,,并网(四)
110KV变电站主变压器及主接线方式选择
[摘 要]本文是针对110kV 变电站主变容量计算、主接线方案的研究总结，分析110KV变电站主变压器及主接线方式的差异，从而作出相应的选择。 [关键词]110kV；主变；主接线；选择
中图分类号：TM645 文献标识码：A 文章编号：
引言：在城网和农网建设及改造发展计划的推动下，110KV变电站的建设得到了快速发展。在110KV变电站设计中，主变的选择和接线方式的选择是其中比较重要的技术环节，对于110KV变电站主变和接线方式如何进行选择，是110KV变电站设计中需要研究的一个重要课题。
一、主变压器的选择
在变电站中，主变压器的台数和容量，应根据地区供电条件、负荷性质、用电容量和运行方式等条件综合考虑确定。在有一、二级负荷的变电站中宜装设两台主变压器，当技术经济比较合理时，可装设两台以上主变压器。装有两台及以上主变压器的变电站，当断开一台时，其余主变压器的容量不应小于60%的全部负荷，并应保证用户的一、二级负荷。具有三种电压的变电站，如通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15%以上，主变压器宜采用三线圈变压器。主变压器台数和容量直接影响主接线的形式和配电装置的结构。
1）主变容量的确定。主变压器容量应根据5-10年的发展规划进行。根据城市规划、负荷性质、电网结构等综合考虑确定其容量。对重要变动站，应考虑当一台主变压器停运时，其余变压器容量在计算过负荷能力允许时间内，应满足Ⅰ类及Ⅱ类负荷的供电。
例如：
某变电站设计负荷情况：主要为一、二级负荷
35KV侧：最大36MVA，最小25MVA，功率因数cosΦ=0.85，Tmax=5000小时
10KV侧：最大25MVA，最小16MVA，功率因数cosΦ=0.85，Tmax=3500小时
变电所110KV侧的功率因数为0.9，所用电率0.9%
主变容量选择计算为：每年的有效小时数是：365*24=8760
次级负荷数是：【（36/0.85+25/0.85）*5000/8760】/0.9*0.9=51MVA
故而建议选用容量为53MVA的主变压器作为主变比较合适。
2）变压器台数的选择：主变压器台数的确定原则是为了保证供电的可靠性。当符合下列条件之一时，宜装设两台及以上变压器。 ①、有大量一级负荷。 ②、季节性负荷变化较大时。 ③、集中负荷较大时。 对大型枢纽变电站，根据工程的具体情况可以安装2～4台主变压器。
3）变压器相数的选择。对于330KV及以下的变电所，在设备运输不受条件限制时，应采用三相变压器。
4）主变绕组数量的选择。对接入负荷中心具有直接从高压降为低压供电的变电所，为简化电压等级和避免重复容量，一般采用双绕组变压器。
5）绕组联结方式。我国110KV级以上的电压变压器绕组都采用“Y”连接，35KV及以下电压等级，变压器都采用“Y-Δ”连接，故选择YN，D11连接。
二、主接线的选择
变电站的电气主接线设计图是变电站内电气设备主接线，主要包括各电压等级母线的接线型式、变压器的形式、进出线的条数、无功补偿的方式等。
变电所常用电气主接线方式：
※1.单母线 有不分段和分段式
※2.双母线 多变压器
※3.桥式 分内桥、外桥、全桥三种
一）、单母线主接线方式：
【单母线接线】
优点：接线简单清晰，设备少，操作方便，便于扩建和采用成套配电装置。
缺点：不够灵活可靠，任一元件（母线或母线隔离开关等）故障时检修，均需使整个配电装置停电，单母线可用隔离开关分段，但当一段母线故障时，全部回路仍需短时停电，在用隔离开关将故障的母线段分开后才能恢复非故障母线的供电。
适用范围：6-10KV配电装置的出线回路数不超过5回；35-63KV配电装置出线回路数不超过3回；110-220KV配电装置的出线回路数不超过2回。
【单母线分段接线】
优点：用断路器把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个电源供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电和不致使重要用户停电。
缺点：当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电。当出线为双回路时，常使架空线路出现交叉跨越。扩建时需向两个方向均衡扩建。
适用范围：6-10KV配电装置出线回路数为6回及以上时；35KV配电装置出线回路数为4-8回时；110-220KV配电装置出线回路数为3-4回时。
【 单母分段带旁路母线】
这种接线方式在进出线不多，容量不大的中小型电压等级为35-110KV的变电所较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。
二）、双母线主接线方式：
【双母线接线】
优点：1）供电可靠，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断；一组母线故障时，能迅速恢复供电；检修任一回路的母线隔离开关，只停该回路。
2）调度灵活。各个电源和各回路负荷可以任意分配到某一组母线上，能灵活地适应系统中各种运行方式调度和潮流变化的需要。
3）扩建方便。向双母线的左右任何的一个方向扩建，均不影响两组母线的电源和负荷均匀分配，不会引起原有回路的停电。
4）便于试验。当个别回路需要单独进行试验时，可将该回路分开，单独接至一组母线上。
缺点：1）增加一组母线和使每回线路需要增加一组母线隔离开关。
2）当母线故障或检修时，隔离开关作为倒换操作电器，容易误操作。为了避免隔离开关误操作，需在隔离开关和断路器之间装设连锁装置。 适用范围： 110-220KV配电装置，出线回路数为5回及以上时，或110-220KV配电装置在系统中占重要地位，出线回路数为4回及以上时。
【双母线分段接线】
优点：系统构成方式的自由度大，两个元件可完全分别接到不同的母线上，对大容量且相互联系的系统是有利的，而且较容易实现分阶段的扩建。
缺点：但容易受到母线故障的影响，断路器检修时需要停运线路。占地面积较大。
适用范围：一般当连接的进出线回路数在11回及以下时，母线不分段。
三）、桥式主接线方式：
【桥型接线】
1、内桥形接线：母联在两台变压器开关的内侧，靠近变压器侧。
优点：高压断器数量少，四个回路只需三台断路器。
缺点：变压器的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，影响一回线路的暂时停运；桥连断路器检修时，两个回路需解列运行；出线断路器检修时，线路需较长时期停运。
适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电所并且变压器不经常切换或线路较长，故障率较高的情况。
2、外桥形接线：母联在两台变压器开关的外侧，靠近进线侧。
优点：高压断路器数量少，四个回路只需三台断路器。
缺点：线路的切除和投入较复杂，需动作两台断路器，并有一台变压器暂时停运。高压侧断路器检修时，变压器较长时期停运。
适用范围：适用于较小容量的发电厂，变电所并且变压器的切换较频繁或线路较短，故障率较少的情况。
在变电站的设计中，主接线的方式大多采用较复杂的，来保证变电站供电的安全性以及灵活性。虽然主接线的完善运用保证了供电的安全性，但是在接线上非常的复杂，运行操作较频繁，并且检修时维护量大，投资大且占地面积较宽的缺陷，为了解决这些缺陷，在主接线的设计上应根据变压器的负载率及电气设备的特点这些因素综合来设计变电所的接线方式。
一般来说，终端的变电站高压侧主接线形式主要有两种，一种方式是内接桥，是最常用的主接线方式。高压侧断路器数量少，并且线路故障容易操作，当输电线路发生故障时，只需要断开线路侧的断路器，也不影响其他回路的正常运行。另一种方式是选用线路-变压器组接线，这种方式是最简单的主接线方式，在高压配电装置中只配置了2个单元，减少了占地的面积，并且接线简单，在运行时一条线路出现故障退出运行，只要在变电站低压侧作转移负荷操作，就能保证负荷正常用电，不影响邻近的变电站的运行。因此， 110KV双回路进线一般采用内桥接线方式，10kV一般采用单母分段接线，有利于提高系统供电的安全性。
结束语：在变电站主变选择时并不是一味追求大容量，必须根据负荷要求，满足变电站发展的需求，适当选择。而主接线方式有多种多样，每种接线方式也都各有千秋，我们应根据其独特的作用，遵循110kv变电站设计的原则及相关的规范要求，因地制宜，才能使整个变电站系统的性能得到稳定。
本文来源：http://www.zhuodaoren.com/fanwen343891/
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