光伏电站并网试运行方案 本文关键词：并网，试运行，电站，光伏，方案
光伏电站并网试运行方案 本文简介：光伏发电项目并网试运行方案xxxxxxxx工程有限公司目录一、工程目标41.1.质量目标41.2.工期目标4二、启动试行前准备4四、启动试运行应具备的条件5五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合5六、启动试运行内容及步骤56.1启动前现场准备和设备检查56.1.1一次设备检查56.1.2二次
光伏电站并网试运行方案 本文内容：
光
伏
发
电
项
目
并
网
试
运
行
方
案
xxxxxxxx工程有限公司
目
录
一、工程目标4
1.1.
质量目标4
1.2.
工期目标4
二、
启动试行前准备4
四、启动试运行应具备的条件5
五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合5
六、启动试运行内容及步骤5
6.1
启动前现场准备和设备检查5
6.1.1
一次设备检查5
6.1.2二次设备检查和保护投退6
6.2
启动试运行步骤6
6.2.1
35KV母线充电6
6.2.2
#1接地变充电6
6.2.3
无功补偿装置充电7
6.2.4
35KV光伏进线一充电
7
6.2.5箱变充电7
6.2.6
逆变器并网调试7
七、质量管理体系与保证措施7
7.1
质量方针、目标7
7.2质量保证措施8
7.3工序质量检验和质量控制9
7.4
施工现场安全生产交底10
7.5安全生产管理岗位及职责11
7.6
安全生产管理措施12
一、工程目标
1.1.
质量目标
工程质量验收标准：满足规范及施工图纸文件要求，验收合格，争创优良工程。
1.2.
工期目标
开工日期：以土建工程满足施工作业的要求开始，在合同约定的施工期限内完成施工安装任务。具体开工日期以工程开工令或合同中的约定为准。
二、
启动试行前准备
1.
运行单位应准备好操作用品，用具，消防器材配备齐全并到位。
2.
所有启动试行范围内的设备均按有关施工规程、规定要求进行安装调试，且经启动委员会工程验收组验收合格，并向启动委员会交验收结果报告，启动委员会认可已具备试行条件。
3.
与地调、省调的通信开通，启动设备的运动信息能正确传送到地调及省调。
4.
启动试行范围内的设备图纸及厂家资料齐全。
5.
启动试行范围内的设备现场运行规程编写审批完成并报相关部分备案。
6.
施工单位和运行单位双方协商安排操作、监护及值班人员和班次，各值班长和试运行负责人的名单报地调、省调备案。
7.
与启动试运行设备相关的厂家代表已到位。
8.
施工单位、厂家代表及运行单位协商安排完成投运设备的绝缘测量检查工作。
三、启动试运行范围
35KV母线、35KV母线PT、35KV光伏进线、35KV1#接地变，35KV动态无功补偿装置，35KV1-7#箱变、1-200#逆变器、汇流箱、厂用400V系统的一、二次设备，光伏组件。
四、启动试运行应具备的条件
1.
新启动电站与地调、省调之间的通信能满足调试运行要求，启动设备相关的运动信息能正常传送到地调、省调。
2.
所有启动范围的继电保护装置调试完毕并已按调试机构下达的定值单整定正确并经运行值班人员签字验收。
3.
所有现场有关本次启动设备的基建工作完工，已验收合格，临时安全措施已经拆除，所有施工人员全部撤离现场，现场具备送电条件。
4.
35KV线路完好。
5.
已向地调、省调报送启动申请。
6.
参加启动运行有关人员应熟悉厂站设备、启动方案及相关运行规程规定。启动运行有关的维护单位应根据启委会批准的启动运行方案，提前准备操作票。
五、启动试运行前系统运行方式要求、调试操作配合
1.35KV进线开关柜处于冷备用状态。
2.35KV母线PT柜开关柜在运行状态。
3.其余35KV高压开关柜处于冷备用状态。
4.光伏区7台箱变负荷开关在分位，低压侧断路器在分位。
六、启动试运行内容及步骤
6.1
启动前现场准备和设备检查
由启动试运指挥组长下令，现场值班人员接令操作，施工方人员监护，按试运行方案操作，并采取措施保证进行了检查和做了准备工作的设备不再人为改变，启动前完成。
6.1.1
一次设备检查
1.
检查确认35KV进线开关柜处于冷备用状态。
2.
检查确认35KV母线PT开关柜在运行状态。
3.
检查确认其余35KV高压开关柜处于冷备用状态。
4.
检查确认7台箱变负荷开关在分位，低压侧断路器在分位，1-7#箱变档位在“关”位置。
5.检查确认有关接地线全部拆除。
6.
检查1-200#逆变器交直流侧开关在断开位置。
6.1.2二次设备检查和保护投退
1.
按定值单投入35KV母线及35KV各开关保护定值，投入35KV控制、保护、信号、电机等电源，投入35KV线路PT二次空开。
2.
投入所有与试运行有关的电机电源。
6.2
启动试运行步骤
6.2.1
35KV母线充电
1.
合上35KV母线PT小车刀闸35189。
2.
合上35KV海勘线3511断路器对35KV母线进行充电。
3.
检查35KV母线进行充电正常。
4.
测量35KV母线PT的二次电压和开口三角电压、相序，正常后投入35KV母线PT二次空开，检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的35KV母线PT二次电压正确，并对35KV母线PT二次电压和35KV母线PT二次电压进行核相。
6.2.2
#1接地变充电
1.
将35KV#1接地变开关柜小车摇至工作位置。
2.
合上35KV#1接地变开关柜，对#1接地变充电。
3.
检查#1接地变充电正常。
4.
检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。
6.2.3
无功补偿装置充电
1.
将35KV无功补充装置开关小车摇至工作位置。
2.
合上35KV无功补偿装置开关，对无功补偿装置充电。
3.
检查无功补偿装置充电正常。
4.
检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。
6.2.4
35KV光伏进线一充电
1.
检查光伏进线至箱变高压侧负荷开关在断开位置。
2.
检查光伏进线开关小车摇到工作位置。
3.
检查光伏进线一开关，对1#光伏进线充电。
4.
检查光伏进线一充电正常。
5.
检查主控室和35KV高压室内的保护装置、测控装置、电度表、后台监控的数据正常。
6.2.5箱变充电
1.
检查1#箱变低压侧开关在断开位置。
2.
合上1#箱变高压侧负荷开关，对1#箱变充电。
3.
检查1#箱变充电正常。
4.
检查主控室和1#箱变的保护装置、测控装置、后台监控的数据正常。
其他箱变同上
6.2.6
逆变器并网调试
逆变器并网调试由逆变器厂家负责调试并网
七、质量管理体系与保证措施
7.1
质量方针、目标
质量方针和质量目标
1）质量方针——以完善有效的质量体系运行于工程实施过程中的每一个环节，以优异的工程质量和服务让客户满意。
2）质量目标——按照GB/T19001-IS09001质量体系要求及工程相关要求使施工管理达到建筑部“示范工程建筑”管理。保质、按时、全面地完成工程安装，竣工验收达到国家验收标准规定和招标文件的技术规范要求。
7.2质量保证措施
1）按照质保工作程序落实各级管理人员和操作者的质量职能。施工管理人员和操作者要掌握负责的工种项目概况。施工机具、检测设备、测量仪器、计量器具的保证，质量保证措施的落实，为施工现场创造良好的施工条件。
2）在工程实施过程中，实行质量责任制和质量否决权，从对供货商的选择到对材料和设备的质量把关、设计文件的控制和实施过程质量的监督管理，对出现的质量总是要坚持“四不放过”原则，不放松任一环节的质量控制，坚决制止对工程质量有不良影响的作业。
3）制定详细而周密的工程实施总体质量实施计划，明确规定每一实施过程的质量控制内容、控制方式、质量要求和负责人，便于在整个工程实施中真正实现质量监督和管理。
4）按方案设计和合同要求以及有关设计规范和标准监督系统的设计质量，并做好设计的组织、协调和沟通工作。对施工图进行细化，并报请进行评审。
5）指定专人做好施工质量的现场检查，详细记录检查的有关情况，及时反馈发现的问题并立即组织进行纠正。检查人员要熟悉设计文件和施工规范及标准，并认真执行。
6）加强技术管理，贯彻技术管理制度。施工前认真做好技术交底，分部工程按工种进行交底，施工中认真检查执行情况，做好隐蔽工程记录，全面开展质量管理活动，认真组织工程质量检查和评定，做好工程技术资料收集整理工作。质检员及时做好检查监督，并及时与监理和业主代表联系，经确认符合要求即进入下道工序的施工，凡不合格的坚决不准进行下一道工序，确保将工程的质量隐患消灭在萌芽状态。严格要求检验人员、生产人员按照IS09001标准要求做好质量记录，如实记录产品质量形成过程中的客观状态和产品的最终状态。
7.3工序质量检验和质量控制
1）施工过程中，通过对工序质量的监督检验，防止由于偶然性和异常性原因，特别是异常性原因产生的质量文图的积累和延续，减少人力物力损失，借助检验资料分析，及时发现操作者、施工机具、材料、施工方法、操作环境及管理上的问题，及时采取措施纠正或改进，保持工序施工良好的工作环境。
2）质量管理工作要正确处理好三个关系：
1.正确处理质量与进度的关系
工程质量是通过数量形式来表现的。但是数量是在质量基础上产生的。因此必须以质量为中心。当质量与进度产生矛盾时，应优先考虑质量，在保证质量的前提下，从好中求快。
2.处理好技术工作和业务管理的关系
技术工作和其它业务工作都是企业经营的重要支柱，不能单纯认为工种质量管理主要是依靠技术工作，忽视业务管理，必须技术工作和其它业务工作一起抓，才能使企业获得全面的经济效益。
3.正确处理质量和成本的关系
任何产品没有质量都是无效的劳动。降低成本是提高经济效益的主要途径，但必须从保证质量、加强管理、提高工效、降低消耗入手，在好中求省。
4.施工中严把四关：
一、是严把图纸关，首先对图纸进行会审，了解设计意图，其次严格按图纸和规范要求组织实施。
二、是严把测量放线关，对工程的控制点、位置、断面进行复核，根据复核测量成果进行测量控制，负责施工测量放线。
三、是严把材料质量及试验关，对施工中所需的原材料按招标文件要求进行采购，并按程序文件中的有关程序进行检验和控制，选择合格供方把好材料关，杜绝不合格的材料及半成品使用到工程中。
四、是严把过程工序质量关，施工中严格把好土方开挖、基础施工、支架安装、电池板安装、线缆敷设、控制器逆变器安装，避雷装置及接地、电气施工、系统调试质量关。实行施工全过程的自控检查，做到施工前有技术交底，施工中有检查指导，施工后有总结。开展自检、互检、交接检，自检合格后，请监理工程师复验，任何一项工程的施工做到监理工程师和业主满意。
3）施工过程质量控制措施：
1.施工过程的质量控制主要通过质量体系的正常运行，按照设计及规范与招标文件《技术条款》要求，对各分项工程进行延续性检验和评价。
2.加强技术管理的基础工作，施工中队隐蔽工程和每道工序严格执行施工质量“三检制”和“联检制”，坚持施工班组自检，互检和专职质检员终检制度。在三检合格的基础上，由质检员向监理工程师报验，质检员同监理工程师对申请验收部位进行联合检查，联检合格后，由监理工程师在保荐资料上签字后，方可进行下道工序的施工作业。
3.为了达到过程的有效控制，必须做到质量、成本、工期三位一体。施工过程中，明确项目部成员的控制任务，进行密切协作，做好技术交底和样板示范工作，建立关键工序的管理点和控制点，做好对设计变更，工艺改和所有施工文件的控制工作。
4.加强与业主、监理、设计单位的联系，在施工技术方面取得广泛的合作与支持，并及时解决施工中遇到的技术难题和问题。
7.4
施工现场安全生产交底
1）贯彻执行劳动保护、安全生产、消防工作的各类法规、条例、规定，遵守工地的安全生产制度和规定。
2）施工负责人必须对职工进行安全生产教育，增强法制观念和提高职工和安全生产思想意识及自我保护能力，自觉遵守安全纪律、安全生产制度，服从安全生产管理。
3）所有的施工及管理人员必须严格遵守安全生产纪律，正确穿、戴和使用好劳动防护用品。
4）认真贯彻执行工地分部分项、工种及施工技术交底要求。施工负责人必须检查具体施工人员的落实情况，并经常性督促、指导，确保施工安全。
5）施工负责人应对所属施工及生活区域的施工安全质量、防火、治安、生活各方面全面负责。
6）按规定做好“三上岗”、“一讲评”活动。即做好上岗交底、上岗检查、上岗记录及周安全评比活动，定期检查工地安全活动、安全防火、生活卫生，做好检查活动的有关记录。
7）对施工区域、作业环境、操作设施设备、工具用具等必须认真检查。发现问题和隐患，立即停止施工并落实整改，确认安全后方准施工。
8）机械设备、脚手架等设施，使用前需经有关单位按规定验收，并做好验收交付使用的局面手续。租赁的大型机械设备现场组装后，经验收、负荷试验及有关单位颁发准用证方可使用，严禁在未经验收或验收不合格的情况下投入使用。
9）对于施工现场的脚手架、设施、设备的各种安全设施、安全标志和警告牌等不得擅自拆除、变动，必须经指定负责人及安全管理员同意，并采取必要可靠的安全措施后方能拆除。
10）特殊工种的操作人员必须按规定经有关部门培训，考核合格够持有效证件上岗作业。起重吊装人员遵守十不吊规定，严禁不懂电气、机械的人员擅自操作使用电器、机械设备。
7.5安全生产管理岗位及职责
1）项目经理为安全生第一责任人，对安全生产负总得领导责任。
2）各劳动分包项目经理作为安全生产分管负责人，协助安全生产第一责任人对安全生产负具体的领导责任。
3）专职安全员负责制定并检查、督促实施安全措施，组织开展安全教育、培训及群众安全管理活动，传达和实施工程指挥部安全指标，并负责对特种作业人员的培训、考核和管理。
4）项目部兼职安全员负责协助专职安全员，在检查施工质量的同时，对现场及时发现的安全问题及时提出整改意见。
5）各作业队安全员对本队的安全生产负有直接责任，负责组织本队职工的安全思想教育，安全规章和操作方法的学习与实施，组织领导全队以及各班组的安全活动。在每天开工前对工人的防护情况，机电设备，生产工具以及工作地点和工作环境的安全设施进行详细的检查，发现问题及时纠正或上报，以便迅速处理，并负责具体组织安全活动，将活动情况向领导汇报。
6）各工序作业施工人员严格执行各项安全生产操作规程，并积极参加各种学习和培训，增强自己的安全意识。
7.6
安全生产管理措施
1）建立健全安全管理制度。主要包括安全教育和考核制度，安全月活动制度，安全检查评比制度，班组安全活动制度等。同时，根据工程特点和不同施工阶段，提出不同的安全重点和要求。若发生事故严格按照“三步放过”原则进行处理，即事故原因分析不清不放过，事故责任者和群众没有受到教育不放过，没有防范措施不放过。
2）认真贯彻“安全第一，预防为主”的方针。
3）按照招标文件要求编印安全防护手册发给全体职工，工人上岗前进行安全操作的考试和考核，合格者才准上岗。
4）实施安全检查和安全会议制度，每周一召开安全生产例会，由质安部主持，各部门、作业队负责人参加，对上周的安全工作进行总结，对本周的安全工作进行布置。
第
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篇2：无锡江阴市澄星大厦BIPV光伏并网发电方案书
无锡江阴市澄星大厦BIPV光伏并网发电方案书 本文关键词：江阴市，并网发电，无锡，光伏，大厦
无锡江阴市澄星大厦BIPV光伏并网发电方案书 本文简介：无锡江阴市澄星大厦光伏BIPV光伏并网发电系统方案书英利能源（苏州）有限公司2015年1月1概述1.1光伏发电的原理和特点太阳能是地球之外最大的能量来源，每秒钟通过电磁波传至地球的太阳能达到相当于５００多吨当量煤。这相当于一年中仅太阳能就有130万亿吨当量煤，大约为全世界目前一年耗能的一万多倍。太阳
无锡江阴市澄星大厦BIPV光伏并网发电方案书 本文内容：
无锡江阴市澄星大厦光伏BIPV
光伏并网发电系统方案书
英利能源（苏州）有限公司
2015年1月
1
概述
1.1
光伏发电的原理和特点
太阳能是地球之外最大的能量来源，每秒钟通过电磁波传至地球的太阳能达到相当于５００多吨当量煤。这相当于一年中仅太阳能就有130万亿吨当量煤，大约为全世界目前一年耗能的一万多倍。太阳能的利用有多种渠道，太阳能光伏发电是最直接有效地将太阳能转化为电能的新能源之一，它的基本原理是：当阳光照射到太阳电池时便产生电能，经过控制、变换系统送入电网，或者储存在蓄电池里，在需要时由蓄电池向外供电。
太阳能光伏发电是一种零排放的清洁能源，也是一种能够规模应用的现实能源，可用来进行独立发电和并网发电。以其转换效率高、无污染、不受地域限制、维护方便、使用寿命长等诸多优点，广泛应用于航天、通讯、军事、交通、城市建设、民用设施等诸多领域。
光伏发电有如下优点：
l
太阳能是一种清洁、环保清洁能源，并且无资源枯竭危险，；
l
清洁无污染，运行时没有三废和噪声的排放；
l
不受资源分布地域的限制，不破坏当地的环境；
l
可在用电处就近发电，减少配套投资及传输损耗；
l
不破坏生态、能量随处可得、无需消耗燃料、无机械转动部件、维护简便、使用寿命长、建设周期短、规模大小随意、可以无人值守、也无需架设输电线路。
l
太阳能电池组件的使用寿命长，具备良好的耐候性，防风，防雹。有效抵御湿气和盐雾腐蚀，不受地理环境影响，发电寿命可达25年。
l
具有稳定的光电转换效率，且转换效率高。
1.2
太阳能并网发电系统原理框图
1.3
江阴应用光伏发电的条件
我国属于世界上太阳能资源丰富的国家之一，全年辐射量在91.7～2333kWh/m2·年之间。全国总面积2/3以上地区年日照时数大于2000小时。我国西藏、青海、新疆、甘肃、宁夏、内蒙古高原的总辐射量和日照时数均为全国最高，属于太阳能资源丰富的地区。
我国太阳能辐射年总量的地理分布如下图：
图1-2
我国太阳总辐射量分布图
由图可以看出年总辐射的1625kWh/·年这条等直线，自大兴安岭西麓向西南，穿黄河沿青藏高原东侧到西藏东南，将全国分为东西两大部分，西部在1625kWh/·年以上，东部在其以下。西部远离海洋，受海洋潮湿气流影响很弱，全年气候干燥，中低云量较少，所以太阳
总辐射量较大；东部以内蒙东部和华北较大，在1625～1611kWh/·年之间，长江中下游与东北的总辐射量相当，约在1611～1153kWh/·年。广东沿海和台湾、海南沿海总辐射量都较大，在1611kWh/m2·年以上，在台湾和海南的西部可达到1625kWh/m2·年以上，是东部总辐射量较大地区之一。在东部川黔地区为低值中心，这一中心与世界上太阳能随纬度的分布规则相反，一般随纬度增高总辐射在减少。但这一地区出现在川黔中心，使总辐射随着纬度增高而增加。这种南低北高的现象是因为该地区处于青藏高原的东麓背风坡，是南北两股气流扰流交汇的地方，天气系统互动频繁，云量较多，影响直接辐射。
全
国
各
地
太
阳
能
资
源
状
况
一
览
表
区域划分
丰富区
较丰富区
可利用区
贫乏区
年总辐射量KJ/cm2·年
≥580
500-580
420-500
≤420
全年日照时数
≥3000小时
2400-3000小时
1600-2400小时
≤1600小时
地域
内蒙西部、甘肃西部、新疆南部、青藏高原
新疆北部、东北、内蒙东部、华北、陕北、宁夏、甘肃部分、青藏高原东侧、海南、台湾
东北北端、内蒙呼盟、长江下游、两广、福建、贵州部分、云南、河南陕西
重庆、四川、贵州、广西、江西部分地区
特征
日照时数≥3300小时，年日照百分率≥0.75
日照时数2600-3000小时，年日照百率0.6-0.75
太阳能丰富区到贫乏区的过渡带
日照时数≤1800小时，年日照百分率≤0.4，建议不使用太阳能的地区
连续阴雨天
2
3
7
15
由以上资料可以看出，本拟建项目所在地区江苏属于太阳能资源可利用地区，推广、利用太阳能资源是可行的。
2
本方案光伏发电设计的原则和依据
2.1
本方案光伏发电设计的原则
本工程设计在遵循技术先进、科学合理、安全可靠、经济实用的指导思想和设计原则下，着重考虑以下设计原则。
●先进性原则：随着太阳能技术的发展，太阳能电源设计必须考虑先进性，使系统在一定的时期内保持技术领先性，以保证系统具有较长的生命周期。
●太阳电池组件:
以技术成熟的晶体硅组件为主；
●安装方式:
以固定式安装为主；
●并网逆变器:
以标书提供的参数为基本依据；
●升压输变电设施:
全部用国产设备；
●检测控制系统:
性能可靠,自动化程度高,采集的数据资料准确齐全，并能实现远程通信、控制；
2.2
光伏系统设计依据
本工程主要遵循和依据下列标准、文件
配电系统设计遵循标准：
《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》
GB/T
9535
《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》
GB/T18479
《低压配电设计规范》
GB50054
《低压直流电源设备的特性和安全要求》
GB17478
《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171
《光伏器件》
GB6495
《电磁兼容试验和测量技术》
GB/T17626
《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》
DL/T620
《交流电气装置的接地》
DL/T621
《电气装置安装工程施工及验收规范》
GBJ232－82
《建筑设计防火规范》
GBJ16-87(2005版)
《建筑物防雷设计规范》
GB50057-2000
《建筑抗震设计规范》
GB50011-2001
并网接口参考标准：
《光伏并网系统技术要求》
GB/T
19939-2005
《光伏发电接入电力系统技术规定》
GB/Z
19964-2005
《光伏系统电网接口特性》
GB/T
20046-2006
《地面用光伏（PV）发电系统》
GB/T
18479-2001
《太阳能光伏系统术语》
GB/T
2297-1989
《电能质量
供电电压允许偏差》
GB/T
12325-2003
《安全标志（neq
ISO
3864:1984）》
GB/T
2894-1996
《电能质量
公用电网谐波》
GB/T
14549-1993
《电能质量三相电压允许不平衡度》
GB/T
15543-1995
《电能质量电力系统频率允许偏差》
GB/T
15945-1995
《安全标志使用导则》
GB/T
16179-19956
《地面光伏系统概述和导则》
GB/T
18479-2001
《光伏发电系统的过电压保护—导则》
SJ/T
11127-1997
电气、仪表工程
《电气装置安装工程施工及验收规范》
GBJ232-82
《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》
GB50168-92
《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》
GB50169-92
《电气装置安装工程旋转电机施工及验收规范》
GB50170-92
《继电保护和安全自动化装置技术规程》
GB14285-93
《电气装置安装工程低压电器施工及验收规范》
GB50256-96
《金属穿线管和固定件》
IEC423
《根据颜色和数字鉴别导线》
IEC446
《低压开关设备和控制设备组件》
IEC439
质量检验评定
《预制混凝土构件质量检验评定标准》
GBJ321-90
《工业金属管道工程质量检验评定标准》
GB50184-93
《工业安装工程质量检验评定标准》
GB50252-94
《自动化仪表安装工程质量检验评定标准》
GBJ131-90
《工业设备及管道绝热工程质量检验评定标准》
GB50185-93
《化工设备安装工程质量检验评定标准》
HG20236-93
《带式输送机技术条件》
GB10595-89
安全技术
《建筑机械使用安全技术规程》
JGJ65-89
《施工现场临时用电安全技术规程》
JGJ46-88
《建筑施工安全检查评分标准》
JGJ59-88
3
技术方案
3.1
项目建设地点自然条件
3.1.1地理方位
江苏省无锡江阴市。
3.1.2地理气候
江阴位于北纬31°40′34″至31°57′36″，东经119°59′至120°34′30″，江阴北枕长江，有江阴大桥（G2京沪线）与靖江市相连，南近太湖，有同三高速公路与无锡相接，沿江高速东接张家港、常熟、太仓至上海，西连常州、镇江至南京。江阴为苏锡常“金三角”几何中心，从江阴到上海、南京各148公里，到无锡、常州各38公里。以江阴为圆心、半径160公里范围内有五个飞机场，其中上海、苏南硕放、南京可直飞境外。江阴和市区的山丘总体上呈北东走向，其高度由西南往东北逐级下降。江阴属北亚热带季风性湿润气候，年平均气温16.7℃，年降雨量1040.7毫米。四季分明，冬季阴冷潮湿，夏季较炎热，春秋季节气候宜人，是长江下游小麦、水稻等梁作物的重要产地之一。
3.1.3
太阳能资源概况
根据美国航天航空局nasa资料查得
由此得到，江阴地区平均日照3.78小时/天
3.1.4
电站选址
拟建设地处于无锡江阴市澄星广场澄星大厦主楼南立面、北立面、西立面、东立面和裙楼屋顶。
3.2
方案描述
电站为BIPV光伏电站，整个BIPV光伏系统组成：大厦主楼的南立面、西立面、北立面、东立面和裙楼楼顶单晶硅全玻光伏组件系统。下面为单晶全玻光伏组件布置图：
主楼南立面单晶硅全玻光伏组件布置图：
(蓝色区域为光伏组件安装区域)
主楼西立面单晶硅全玻光伏组件布置图：
(蓝色区域为光伏组件安装区域)
主楼北立面单晶硅全玻光伏组件布置图：
(蓝色区域为光伏组件安装区域)
裙楼顶层单晶硅全玻光伏组件布置图：
(青色区域为光伏组件安装区域)
由于该项目对整体的外观和组价透光率的要求不同，根据全玻光伏组件的透光率和电池片排列密度、光伏组件安装面积等，做出以下三个建议方案。
方案一
152.8KW
方案二
114.08KW
方案三
91.5KW
主楼
裙楼
主楼
裙楼
主楼
裙楼
装机容量
121.52KW
31.28KW
90.16KW
23.92KW
74.48KW
17.02KW
造价
305.29万元
254.48万元
230.38万元
安装面积
1416.72m2
1416.72m2
1416.72m2
光伏每平米造价
2154.89元
1796.30元
1626.17元
系统综合效率
51.5%
累计发电量（25年）
2478141Kwh
1850172Kwh
1483965Kwh
全玻组件规格
组件功率
155W
340W
115W
260W
95W
185W
组件数量
784块
92块
784块
92块
784块
92块
组件透光率
约29%
约50%
约60%
玻璃规格
8mm超白钢化+1.52pvb（含电池片）+8mm单银Low-E钢化+16mm中空+8mm普通钢化
玻璃尺寸
970mm*
1500mm
2000mm*
1500mm
970mm*
1500mm
2000mm*
1500mm
970mm*
1500mm
2000mm*
1500mm
方案一单块全玻组件图：
主楼
裙楼
全玻组件（156mm*156mm为电池片，电池片间隙20mm，透光率约29%）
方案二单块全玻组件图：
主楼
裙楼
全玻组件（156mm*156mm为电池片，电池片间隙70mm，透光率约50%）
方案三单块全玻组件图：
主楼
裙楼
全玻组件（156mm*156mm为电池片，电池片间隙60mm，透光率约60%）
全玻组件照片（示意）：
（常规组件单晶硅电池片与全玻组件单晶硅电池片颜色一致）
3.3
光电场选址
光电厂选址的原则：
l
周围的建筑物全年不遮挡整个太阳能电池方阵；
l
尽量缩短到并网点距离，以减少输电损失；
3.4
光伏系统设备的选型及技术指标
3.4.1
晶体硅电池组件
3.4.1.1
选择依据
对于大型电站电池组件选型遵循以下原则：
l
在兼顾易于搬运条件下，选择大尺寸，高效的电池组件，
l
单晶硅电池，转换效率高达19.4%
l
选择易于接线的电池组件；
l
组件各部分抗强紫外线（符合GB/T18950-2003
橡胶和塑料管静态紫外线心能测定）；
3.5
监测及显示系统
为了更好的掌握整个系统的运行状况，我们安装太阳能光伏发电系统的监控系统。该监控系统的原理如下图
太阳能光伏系统的监控系统原理图
我们可以通过把直流配电柜电力数据、逆变器发电数据、故障报警和环境数据等通过RS485连接到数据采集器，然后通过以太网连接到局域网PC计算机实时监控系统和保存数据。
3.6
电站系统效率分析
3.6.1主楼全玻光伏组件垂直铺设，裙楼屋顶全玻光伏组件水平铺设。
ü
光伏阵列效率η1=70.97%
ü
逆变器的转换效率η2=96.5%
ü
交流并网效率η3=99%
ü
阴影遮挡系数η4=80%
系统的总效率等于上述各部分效率的乘积:
考虑到不可预见的情况，取修正系数0.95，综合考虑专业光伏设计软件的模拟情况，取系统效率51.5%。
3.6.2
经济效益分析
本光伏系统总装机容量为：
方案一：总装机容量为152.8KW，25年内节电量为247.8万kWh；
方案二：总装机容量为114.08KW，25年内节电量为185.0万kWh；
方案三：总装机容量为91.5KW，25年内节电量为148.3万kWh。
使用太阳能光伏发电将减少火力发电所导致的环境污染，从而减少国家治理污染的支出，具有难以估量的间接收益。
（1）、经济效益分析
方案一：
25年内节电量为247.8万kWh，25年可节约电费约￥314.70万元。（假设商业用电0.85元/度，国家分布式光伏电站补贴0.42元/度）
方案二：
25年内节电量为185.0万kWh，25年可节约电费约￥234.95万元。（假设商业用电0.85元/度，国家分布式光伏电站补贴0.42元/度）
方案三：
25年内节电量为148.3万kWh，25年可节约电费约￥188.34万元。（假设商业用电0.85元/度，国家分布式光伏电站补贴0.42元/度）
（2）、环境效益分析
方案一：
每年可减排标准煤、CO2、SO2、NOX、等的量如下：
标准煤
CO2
SO2
NOX
35.69吨
92.78吨
0.79吨
0.36吨
方案二：
每年可减排标准煤、CO2、SO2、NOX、等的量如下：
标准煤
CO2
SO2
NOX
26.64吨
69.27吨
0.59吨
0.27吨
方案三：
每年可减排标准煤、CO2、SO2、NOX、等的量如下：
标准煤
CO2
SO2
NOX
21.37吨
55.56吨
0.47吨
0.21吨
（3）、社会效益分析
1）本项目单纯按发电量来算，其经济值是较低的；与常规能源相比，费用仍然比较高，这也是制约太阳能光伏应用的主要因素。然而，我们也应看到，治理常规能源所造成的污染是一项很大的“隐蔽”费用，一些国家对化石燃料的价格也进行了补贴。
2）太阳能光伏发电虽一次性投资较大，但其运行费用很低。
3）太阳能光伏与建筑相结合是一个方兴未艾的领域，有着巨大的市场潜力。
3.7
光伏发电系统估价
方案一：
该系统总装机容量为152.8KW，组件为8mm超白钢化玻璃+1.52PVB（含电池片）+8mm单银Low-E钢化玻璃+16A+8mm钢化玻璃，整个系统的价格大约为19.98元/瓦（包含逆变器、配电柜、电缆等设备、辅材及安装、设计等），所以该系统金额大约为305.29万元。
综合该项目的造价和运行维护费用与光伏发电收益，得出该项目预计22年收回投资成本。
设备清单：
序号
设备名称
型号
单位
数量
单价
总价（万元）
备注
1
全玻多晶硅光伏组件
152.8kW
17.2元/瓦
263.5
约1416.72平米
2
并网逆变器
20kW
台
7
4元/瓦
61.1
10kW
台
1
3
交流并网柜
150kW
台
1
4
监测显示系统
套
1
5
监测系统用电缆及辅材
批
1
6
幕墙安装费
平米
1416.7
250元/平米
35.4
7
机电安装费
152.8kW
1元/瓦
15.3
8
光伏幕墙发电系统设计费
项
1
15万元
15.0
若由我司做该项目供货、施工，设计费免
9
项目总预计费用（含税含运费）
390.29万元
含幕墙
10
原幕墙造价（600元/平米）
85万元
11
光伏部分造价
305.29万元
12
每瓦造价
19.98元/瓦
13
每平米光伏幕墙造价
2154.89元/平米
14
每平米光伏装机容量
107.85瓦/平米
15
25年内总发电量
2478141度
方案二：
该系统总装机容量为114.08KW，组件为8mm超白钢化玻璃+1.52PVB（含电池片）+8mm单银Low-E钢化玻璃+16A+8mm钢化玻璃，整个系统的价格大约为22.31元/瓦（包含逆变器、配电柜、电缆等设备、辅材及安装、设计等），所以该系统金额大约为254.48万元。
综合该项目的造价和运行维护费用与光伏发电收益，得出该项目预计29年收回投资成本。
设备清单：
序号
设备名称
型号
单位
数量
单价
总价（万元）
备注
1
全玻多晶硅光伏组件
114.08kW
20.3元/瓦
232.0
约1416.72平米
2
并网逆变器
20kW
台
4
4元/瓦
45.6
10kW
台
2
15kW
台
1
3
交流并网柜
115kW
台
1
4
监测显示系统
套
1
5
监测系统用电缆及辅材
批
1.0
6
幕墙安装费
平米
1416.72
250元/平米
35.4
7
机电安装费
114.08kW
1元/瓦
11.4
8
光伏幕墙发电系统设计费
项
1
15万元
若由我司做该项目供货、施工，设计费免
9
项目总预计费用（含税含运费）
339.48万元
含幕墙
10
原幕墙造价（600元/平米）
85万元
11
光伏部分造价
254.48万元
12
每瓦造价
22.31元/瓦
13
每平米光伏幕墙造价
1796.30元/平米
14
每平米光伏装机容量
80.52瓦/平米
15
25年内总发电量
1850172度
方案三：
该系统总装机容量为91.5KW，组件为8mm超白钢化玻璃+1.52PVB（含电池片）+8mm单银Low-E钢化玻璃+16A+8mm钢化玻璃，整个系统的价格大约为25.17元/瓦（包含逆变器、配电柜、电缆等设备、辅材及安装、设计等），所以该系统金额大约为30.38万元。
综合该项目的造价和运行维护费用与光伏发电收益，得出该项目预计33年收回投资成本。
设备清单：
序号
设备名称
型号
单位
数量
单价
总价（万元）
备注
1
全玻多晶硅光伏组件
91.5kW
24.0元/瓦
219
约1416.72平米
2
并网逆变器
20kW
台
3
4元/瓦
36.6
15kW
台
1
17kW
台
1
3
交流并网柜
92kW
台
1
4
监测显示系统
套
1
5
监测系统用电缆及辅材
批
1
6
幕墙安装费
平米
1416.7
250元/平米
35.42
7
机电安装费
91.5kW
1元/瓦
9.15
8
光伏幕墙发电系统设计费
项
1
15万元
15
若由我司做该项目供货、施工，设计费免
9
项目总预计费用（含税含运费）
315.38万元
含幕墙
10
原幕墙造价（600元/平米）
85万元
11
光伏部分造价
230.38万元
12
每瓦造价
25.17元/瓦
13
每平米光伏幕墙造价
1626.17元/平米
14
每平米光伏装机容量
64.59瓦/平米
15
25年内总发电量
1483965度
第24页
共25页
地址：苏州工业园区展业路18号中新生态科技大厦D303
Add
:
D303
Sino-Singapore
Eco-Building,No.18
Zhanye
Road,Suzhou
Industrial
Park
电话：0512-69560260
传真：0512-69560662
Tel
:
0512-69560260
Fax
:
0512-69560662
邮箱:
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E-mail：[email protected]
篇3：小电源并网35kV城市配电网保护及安全自动装置配置
小电源并网35kV城市配电网保护及安全自动装置配置 本文关键词：并网，装置，电源，配置，保护
小电源并网35kV城市配电网保护及安全自动装置配置 本文简介：城市35kV配电网继电保护及安全自动装置配置1.城市35kV配电网的结构和运行方式对继电保护及安全自动装置的影响1综述1电网运行方式与继电保护1与继电保护有关的几种典型电网结构2终端线2联络线2T接线2整定计算中计算方式的应用22.如何解决电网继电保护可靠性与选择性的矛盾3可靠性3选择性3快速性4灵
小电源并网35kV城市配电网保护及安全自动装置配置 本文内容：
城市35kV配电网继电保护及安全自动装置配置
1.城市35kV配电网的结构和运行方式对继电保护及安全自动装置的影响1
综述1
电网运行方式与继电保护1
与继电保护有关的几种典型电网结构2
终端线2
联络线2
T接线2
整定计算中计算方式的应用2
2.如何解决电网继电保护可靠性与选择性的矛盾3
可靠性3
选择性3
快速性4
灵敏性4
3.小电源并网对电力系统的影响4
短路容量的增大及限制措施4
短路容量增大的分析5
限制短路容量的措施5
结论6
联络线的保护配置方案6
35kV联络线的保护配置6
方案1：配置电流保护6
方案2：配置距离保护6
方案3：配置纵联差动保护6
结论7
自动装置的配置7
主网220kV线路重合闸7
联络线低频低压解列装置8
联络线重合闸8
结论8
4.35kV线路继电保护及安全自动装置实用配置方案及通用整定规则8
实用保护配置8
终端线8
联络线9
通用整定规则10
终端线原则10
联络线原则10
11
小电源并网
城市35kV配电网继电保护及安全自动装置配置
1.
城市35kV配电网的结构和运行方式对继电保护及安全自动装置的影响
综述
在中性点不接地系统中，当系统发生单相接地故障时，系统仍可在故障状态下继续运行一段时间，有供电连续性高的优点。因此，在九五规划中，威海市城市电网中取消了110kV电压等级，220kV变电站采用了220/35/10kV电压等级，以35kV配电网作为城市电网主供网架。经过十几年的发展，形成了以三座城市220kV变电站为中心，支撑起二十几座互相关联、错综复杂的35kV城市配电网。
近几年来，为节能降耗，改善环境，威海市大力发展了城市集中供热，市区三座小型热电联产电厂相继并网，容量不断增大。地方小电源通过多条并网线路，并入220kV主网变电站的中压侧35kV侧，对220kV变电站中压侧的短路容量带来较大的影响，电源联络线的继电保护配置问题也越来越突出。
在这个复杂的网络中，最常见的不正常的运行状态是过负荷。此外，由于系统中出现功率短缺而引起的频率降低、发电机突然甩负荷引起的过电压以及电力系统振荡等均属不正常运行状态。系统中发生故障或出现不正常运行状态时，可破坏系统的稳定运行，以致造成停电或少供电，甚至毁坏设备。
长期流过电力设备的负荷电流超过其额定值，使载流设备和绝缘材料的温度升高，从而加速绝缘老化或使设备遭受损坏，直至发展成故障。
由于35kV系统为中性点不接地系统，当故障发生时，会在瞬间波及到整个电力系统，特别是系统中异点、异相同时发生单相接地故障的情况也时有发生，因此必须迅速而有选择地切除故障设备，缩小事故的范围和影响。以确保电力系统非故障部分继续安全运行，避免事故扩大。
电网运行方式与继电保护
电网运行方式与继电保护关系密不可分。就全局而论，继电保护应当为电力系统的安全稳定运行服务，因而必须服从电力系统安全稳定的要求。现在，可以认为，继电保护及相关技术已经发展到可以充分地实现保护电网的任务。
但是另一方面，长期的国内外运行经验和大事故教训充分说明，一个结构合理的电网，是电网安全稳定运行最重要的物质基础。所谓结构合理的电网，在220kＶ电压及以上的各级，是适当地分散了外接远方电源，加强了受端系统和系统间联络线构成的大电网。复杂的是网络密集的、线路距离较短的、集中了大量电源与负荷的受端系统。对于110kＶ及以下电压电网，无论如何，应当尽可能以辐射状网络方式运行，地区电源也应当以辐射线路接入联络变电站。电网实行环网或双回线布置，开环或线路变压器组方式运行，这是结构合理的电网应当遵循的基本原则。
辐射状接入远方电源与辐射状配出负荷，可以从根本上简化继电保护的配置和整定，同样也十分有利于全电网的安全稳定运行。
电网结构清晰简单，继电保护的配置与整定也简单，继电保护装置本身愈简单，整定愈方便，愈有利于继电保护的正确动作，因而也有利于电网的可靠运行。从这个意义上来说，电网运行方式与继电保护是相辅相成的关系，而非相互制约。
与继电保护有关的几种典型电网结构
在实际工作中，我们体会到，整定规程所规定的是整定计算中必须考虑的基本原则，而不是所有原则；每条整定规则都有一定的应用条件，比如相邻线路/变压器的保护配置情况，电网的结构和运行方式等。这些应用条件影响着具体某条整定原则是否采用，采用时如何应用；同时每条整定规则中都有一些系数，比如可靠系数、灵敏系数等，这些系数的确定也与应用条件相关。
终端线
由于整定原则的应用与电网结构有关，最明显的属线变组情况。辐射状配出负荷，结构清晰，继电保护的配置与整定也简单。
继电保护整定计算按终端线原则。
联络线
城市配电网具有网络密集、线路短、电源与负荷集中的特点，最常见的就是联络线了。
各级串供线路间的保护配合就尤为重要。与相邻线路保护进行配合整定时，比如II段先与相邻I段配合，然后对得到的定值进行灵敏度校验，若灵敏度不满足要求，就与II段进行配合。
继电保护整定计算按联络线原则。
T接线
对于T接线的电网结构，要进行认真分析。除了特殊电网结构的T接线要兼顾联络线以外，一般都可等同于终端线。
继电保护整定计算按终端线原则。
整定计算中计算方式的应用
把整定计算中实际采用的电网方式称为计算方式，它包括电网的运行方式及设备检修设置。运行方式又分为供电方式和系统方式，其中供电方式是指电网的供电情况，比如35kV的变电站可以由不同的220kV站供电，每一种供电情况可以定义为一种供电方式；系统方式是指厂站的大、小方式，主要包括等值电源的大/小运行方式、变压器等设备停运情况。设备检修设置是指除供电方式和运行方式中已停运的设备外，再设置一些设备检修的情况。
整定计算中实际采用的计算方式是供电方式、系统方式和设备检修设置的组合。因为供电方式的选择可以避免对大量不相关的供电方式进行计算，同时计算值的性质决定了采用的系统方式和系统方式组合。
总结整定规则可以发现，需要通过故障分析进行计算的量主要有相电流、分支系数、助增系数以及电流电压保护中的系统等值阻抗。这些量都要求计算最大/最小值。由于分支系数和助增系数间只是倒数关系，系统等值阻抗计算与线路出口三相短路时的相电流计算类似，所以只需讨论相电流、分支系数计算时的计算方式。另外，故障点的位置不仅影响着计算量的大小，也影响着计算方式的选择。
因此，整定计算实际上就是在系统大/小方式下，配合设备的任意点设定任意故障，来进行相电流、分支系数的计算。
2.
如何解决电网继电保护可靠性与选择性的矛盾
众所周知，对电网继电保护的基本性能要求，包括了可靠性、选择性、快速性和灵敏性四项。这些要求之间，有的相辅相成，有的相互制约，需要针对不同的使用条件，分别进行协调。
可靠性
可靠性，是要求所配置的继电保护装置只能在事先规定需要它动作的情况下动作，而在其他一切不需要它动作的情况下都不动作。即需要保护动作时必须动作，不能拒动；不需要保护动作时必须不动作，不能误动。
保证不误动和不拒动，对同一套保护装置说来，是不可调合的矛盾。从大概念来看，处理矛盾的技巧在于如何根据不同的情况，突出不同的侧面。例如，在已经相当发达的220kＶ电网中，网络联系相当紧密，是大电源与大负荷的集散中心，在220kＶ电网中配置和整定的继电保护，应当以防止拒绝动作为重点。因为继电保护系统的拒动，会比个别保护装置的误动作给整个电网带来远为严重的后果。
实际运行中，在误动方面主要存在以下问题：①过负荷问题：由于运行方式提供的负荷不准，或对负荷预测不准，尤其在特殊运行方式下，由过负荷引起保护动作；②方式和保护不协调：方式安排时未考虑保护是否满足配合要求；③需要停用保护或需要说明的注意事项未交代清楚，运行人员误投；④微机保护控制字取错。
在拒动方面，主要是保护软硬压板投错或漏投。
选择性
对继电保护的选择性要求，是期望能在电力元件发生故障时，由最靠近故障元件的继电保护装置动作断开故障。实现选择性的整定原则是，愈靠近故障点的保护装置的动作灵敏度应愈大，动作时间应愈短，两者缺一不可。实现继电保护选择性的手段，是在已经配置的继电保护装置的基础上，进行合理的整定配合。
这看似简单的整定原则，在复杂网络情况下，由于运行情况多变，实现起来颇不容易，它既为电网运行方式所左右，又受配置的继电保护系统的制约。由于系统上下级保护不配合，造成扩大停电面积的系统事故时有报道，大面积停电事故均属系统事故，对社会造成很大影响，带来很大的经济损失。因此，选择性是继电保护四性的灵魂，关键在于解决越级跳闸问题。
在实际工作中，往往有在方式安排上只考虑了正常方式的保护配合问题，而未考虑特殊方式下的保护配合问题造成越级跳闸，或者只考虑了相邻两级相同元件的保护配合问题，而忽视了相邻两级在任何运行方式下的真正配合。
城市电网因多级串供线路级数多，按常规后备保护时间逐级配合，在末级线路会出现过流保护动作时间很短的情况，使用户保护无法配合。在实际上不可能要求在所有情况下有完全选择性，这就需要根据实际情况灵活处理，在规程允许的情况下合理取舍。因此，需要按照不同的电网情况与继电保护的配置，对选择性的整定原则作出某些必要的规定，比如：①在保护灵敏度满足的前提下，可适当在某一级退出后备段，以节省时间级差；②上下级线路保护动作的范围重叠，采用重合闸补救的方法。如果任选一种方法不能满足要求，可采用两种方法相结合。
快速性
动作的快速性，对电网继电保护系统说来，是一个特别重要的性能要求，关键不在于一般意义的快速跳闸(可以减轻故障设备的损坏程度)，重要的还在于快速跳闸对提高电网暂态稳定的特殊作用。跳闸愈快，稳定裕度愈大，其影响远非其他稳定措施所能比拟。对于极易引起稳定破坏的多相短路如两相短路接地与三相短路故障，跳闸时间的细小差别，有可能成为系统稳定与不稳定的分水岭。
由于保护装置本身动作快速性与动作可靠性间的矛盾，同样存在的另一个客观事实是，略为延长一点动作时间，却往往可以显著地提高保护装置的动作可靠性。因之，只有在可靠动作的前提下实现的快速动作，才应是在实际运行中可以接受的快速动作；同时，对继电保护系统的速动要求(不是一般意义的快速动作)，只有在确实的系统暂态稳定需要的前提下才是合理的，而非无条件的愈快愈好。在这一点上，要与运行方式密切配合，取其理论计算结果，积累实际运行经验。
灵敏性
灵敏性要求，是出于保护装置可靠动作的需要。电网运行条件多变，故障也有轻重不同，设计和配置的继电保护的动作性能，除了考虑最为严重的故障之外，还必须计及实际可能发生的较轻但不易与正常情况相区别的故障。一般地说，继电保护装置的动作愈灵敏，愈能保证在故障情况下的可靠动作，但却愈易在正常运行情况下因偶然的异常运行状态而误动作，最常见的如线路的过负荷。
城市电网大都采用定时限时间特性。一般配置由电流、电压元件构成的保护。该保护受电网运行方式影响很大，往往在小运行方式下校核灵敏度时不能满足要求。例如：①主变保护：在一般35kV变电站，35kV电源侧配置电流速断为主保护，过电流作为后备保护。如主保护在高压侧校验灵敏度不够，最好改为差动保护。如过电流保护灵敏度不够，最好改为复压闭锁过电流，闭锁电压取进10kV电压相对灵敏。在选择主变保护配置时，应适当超前考虑，以免因运行方式变化出现灵敏度不够现象。②对线路保护，一般配置二段式或三段式保护。在灵敏度不够及无保护范围或保护范围很小时，可改为电压保护或电压闭锁的电流保护，一般都能满足要求。否则，可改为相间距离保护。由于相间距离保护的保护范围受系统运行方式的影响小，目前已在城市配电网中广泛应用，做相间短路保护。
总的来说，要合理处理电网继电保护可靠性与选择性之间的矛盾，需要针对不同的使用条件，首先要合理地选择运行方式进行避让，避让不掉的矛盾要依据电网情况进行取舍。这种处理方式还需要进行备案说明。
3.
小电源并网对电力系统的影响
地方小电源的接入，对系统短路容量带来较大的影响。
下面以市区两座220kV变电站—A站、B站为主电源，并入三座地方热电厂的35kV市中区配电网做为讨论模型，首先对短路容量进行了分析，并提出了限制系统短路容量的基本措施，在此基础上讨论并网线路的继电保护及自动装置的配置方案。
短路容量的增大及限制措施
地方电厂规划机组的相继并网，必将增大相关变电站的母线短路容量，可能导致部分变电站的一次设备满足不了运行要求，下面仅以220kVA站、B站开关的遮断容量为例，做了对比计算分析，站内其它设备不作分析。
短路容量增大的分析
第二热电厂
220kVA站35kV母线
第三热电厂
附图1：220kVA站配电网
35kVC站
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～
第一热电厂
附图2：220kVB站配电网
220kVB站35kV母线
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～
35kVC站
第一热电厂#5——#8机组并网后，使B站35kV、10kV母线短路容量增加较大，在B站主变并列运行时，将造成B站35kV线路开关、10kV线路开关满足不了短路容量的运行要求，必须采取措施加以限制。
同样，在A站主变并列运行条件下，第三热电热电厂#1、#2机组并网，就使A站35kV线路开关（额定短路开断电流为25kA）满足不了短路容量的运行要求，必须采取措施加以限制。A站10kV母线的短路容量在任何情况下都可满足运行要求，可不予考虑。
计算各相关变电站1站—6站母线系统短路容量，在任何情况下都可满足运行要求，可不予考虑。
限制短路容量的措施
根据计算分析结果，各热电厂规划机组接入系统前，必须采取措施限制短路容量或更换一次设备以满足系统短路容量的运行要求。现有以下几种方案可供选择：
方案一：更换开关
将B站、A站35kV开关及B站10kV开关更换，提高开关的遮断容量，本方案工程量大，耗资巨大。
方案二：装设限流电抗器
在地方热电厂并网联络线之前装设限流电抗器，限制地方热电厂并网站35kV母线的短路容量。限流电抗器可粗选如下：
一热电主变压器低压侧装设电抗器：XXXX-6.3kV-2000A-12（#1、#2两台）、XXXX-6.3kV-3000A-12（#3——#8六台）。
二热电主变压器低压侧装设电抗器：XXXX-10kV-2000A-12两台。
三热电主变压器低压侧装设电抗器：XXXX-6.3kV-2000A-12两台。
本方案可限制系统短路容量。
在220kVA站、B站主变35kV侧装设限流电抗器，B站主变10kV侧分裂电抗器需更换。限流电抗器的粗选如下：
A站主变35kV侧装设电抗器：XXXX-35kV-3000A-12。
B站主变35kV侧装设电抗器：XXXX-35kV-2500A-8。
B站主变10kV侧更换电抗器：XXXX-10kV-2*3000A-10。
本方案可从根本上限制系统短路容量。
方案三：采用高阻抗变压器
220kVA站、B站主变更换为高阻抗变压器，达到限制短路电流的目的。效果同方案三。
方案四：限制系统运行方式
将A、B站主变分列运行，A、B系统之间的倒换及母线倒换必须采用将电厂解列或停电倒换方式。
A站主变并列运行，B站一台主变运行，各地方热电厂均不并网，A—B系统可合环调电。
A站主变并列运行，任一电厂并网，A—B系统禁止合环调电，受A站35kV母线短路容量限制。
A站主变分列运行，二热电厂#5机组并网后，A—B系统禁止合环调电，受A站35kV母线短路容量限制。
A站主变分列运行，B站主变并列运行，一热电厂#3、#4（或#5、#6）并于5站，A—B系统禁止合环调电，受B站35kV、10kV母线短路容量限制。
本方案也可限制系统短路容量，但系统运行方式受地方热电厂开机方式变化的影响大。
结论
经综合分析比较，为了节省资金、减少工程量，我们采用了方案二与方案四结合的措施，即：A站主变分列运行、在地方热电厂并网联络线之前装设限流电抗器，限制地方热电厂并网站35kV母线的短路容量；同时可根据地方热电厂机组并网情况调整A站、B站主变的运行方式。
经过几年的运行，效果比较明显。
联络线的保护配置方案
35kV联络线的保护配置
为保证系统的稳定运行，要求快速切除联络线故障。小电源并网线必须根据实际情况制定可行的保护配置方案。
方案1：配置电流保护
由于小电源和系统差异较大，因此联络线配置电流保护受运行方式的变化，有很大的局限性：
经过大量的计算表明，联络线的电流Ⅰ段保护，在小电源大方式下出口灵敏度达到1是可以用的，但在小电源小方式下出口灵敏度很低，基本不起作用。
电流保护其他段躲背后故障能力差，需要增加方向闭锁。
方案2：配置距离保护
由于距离保护不受系统方式变化的影响，适应性强，联络线的线末灵敏度能够满足要求。
但采用距离保护时，要考虑PT断线闭锁距离保护，需要增加无方向的过流保护作为临时保护。
方案3：配置纵联差动保护
随着光纤通信的迅速发展和广泛应用，纵联差动保护的应用也越来越广，技术也越来越成熟。
配置纵联差动保护，联络线两侧能同时快速切除线路故障，保证全线速动。需同时配置电流保护或距离保护做后备保护。
要求联络线两侧的纵联差动保护装置一致。同时须加强维护管理，提高通道的可靠性。
结论
通过大量计算表明，一般35kV电压等级升压变容量在8000kVA以下，升压变分列运行时，联络线线末灵敏度不小于1.5，能快速切除联络线故障，联络线配置纵联差动和方向电流后备保护能够满足系统要求。
在如图1所示的复杂配电网中，联络线经过两级或三级才能并入主网220kV变电站A、B站，灵敏度无法满足配合要求，应配置距离保护做后备，代替方向电流后备保护。此种情况仍需要配置PT断线过流保护。
运行经验表明，效果最佳的配置方案为纵联差动和距离保护。
自动装置的配置
考虑到系统的稳定及供电的可靠性，220kV线路发生单相瞬时性接地故障，保护动作跳闸后，主电源侧多采用“检线路无压重合”，终端变侧采用“检同期重合闸”。这是保证系统稳定、迅速恢复供电必不可少的自动装置。
因为主网220kV终端变电站中压侧为小电源系统，在主网220kV线路发生故障，系统保护动作跳闸后，地方小电源形成局部独立系统。为保证小电源系统的安全稳定运行，要考虑联络线的低频低压解列。这就需要考虑上述两种自动装置的配合使用。
主网220kV线路重合闸
在运行中我们发现，主网220kV终端变电站的220kV线路故障跳闸后，出现两种运行情况。
负荷平衡的情况：
对于220kVB站，35kV小电源大方式下，能够带变电站全部负荷，220kV线路检线路同期三相重合方式就能动作。
负荷不平衡的情况：
如果35kV小电源不能带变电站全部负荷，引起母线电压及频率下降，不能满足同期条件，造成220kV线路终端变侧重合闸拒动。同时，小电源将靠联络线的低频低压自动装置动作，与系统解列。
因此而导致主网220kV终端变电站损失负荷。为此，提出解决方案：
方案1：220kV线路故障时，不跳终端变侧断路器，保护动作跳35kV联络线，保证将小电源可靠切除，待系统电源侧重合成功后，再将35kV联络线恢复送电。
方案2：220kV线路保护的重合闸，增加检母线无电压方式，采用检查母线无电压三相故障鉴别重合闸，即单相故障三相跳闸重合三相、相间故障三相跳闸不重合。
结合220kV主网的实际运行情况，考虑220kV主网终端变电站中压侧多为弱小电源系统，而且各个变电站的实际接线及运行方式等情况的不同，可以采用方案2，增加检母线无电压重合闸方式，采用检母线无电压故障鉴别重合闸方式。在线路发生单相瞬时性故障时，保护装置发三相跳闸令将断路器三相跳开，220kV主电源侧线路保护重合闸，采用检线路无压方式，先重合成功，而终端变侧保护装置则不间断的检测220kV母线电压。若当时的小电源能够满足变电所负荷时，装置检测母线电压(大于70%的母线电压)和相角(差值小于30°)均满足检同期条件，则发重合令将断路器三相重合；若当时的小电源不能够满足变电所负荷需求而电压和频率下降时，由自动装置在规定时间内动作，切除地方小电源，装置检测母线电压（小于30%的母线电压）满足检母线无压条件，则发重合令仍将断路器三相重合，迅速自动恢复对用户的供电。系统稳定后再将小电源并入主系统。
联络线低频低压解列装置
保证小电源与系统解列后，不因频率或电压崩溃造成全停，需要安装低频低压解列装置。
当220kV主网联络变电站的中压母线因故失压，或者与联络线配合的上一级35kV线路发生故障，系统侧线路保护动作跳闸后，小电源系统独立运行，带部分35kV变电站负荷。如果能够达到负荷平衡，则短时独立运行，如果频率下降，则联络线低频低压解列跳闸，以确保小电源可靠解列。解列点应设置在功率平衡点上。
联络线重合闸
在实际运行中，联络线主系统电源侧采用解列重合闸，即联络线主系统电源侧投入检无压重合闸，小电源侧停用重合闸。当联络线故障两侧跳闸后，主系统电源侧检无压重合，重合于无故障线路后，再将小电源并入主系统。
联络线跳闸后，有压检同期重合很难成功，原因是它对频差要求很严。例如：通常整定故障点熄弧时间最长为0.9s，同期检查继电器按最大允许角40°整定，再加上继电器返回系数0.8的返回角32°，在0.9s时间内，两侧相位角不能超出72°范围。这相当于滑差周期4.5s，允许频差0.22Hz/s。通常联络线路跳闸后，很难满足这样的频差限定，故重合成功的机会很少。其次，即使满足频差要求，设在临界角40°左右发合闸脉冲，加上断路器动作延时，合闸瞬间相角也将近60°，这时两侧电网的冲击也是比较大的。
结论
通过近十年的运行经验表明，通过调整主网220kV变电站变压器的运行方式，有效避免了系统短路容量增大带来的问题，通过调整小电源系统的运行方式达到负荷基本平衡，正确配置并网线路的继电保护及自动装置，保证系统的稳定及供电可靠性。
4.
35kV线路继电保护及安全自动装置实用配置方案及通用整定规则
实用保护配置
终端线
负荷线路（直配线与串供线路）配置三段式电流保护、三相一次重合闸。三段式
第Ⅰ段―――电流速断保护
第Ⅱ段―――限时电流速断保护
第Ⅲ段―――过电流保护
主保护
后备保护
当线路上故障（单相接地短路、相间短路）——>保护动作跳开三相——>重合闸起动——>合三相：故障是瞬时性的，重合成功；故障是永久性的，保护再次跳开三相，不再重合。
三段式保护的缺点：受系统运行方式的影响大，特别是串供线路且线路较短时，按常规整定规则可能出现无保护范围或灵敏度不满足要求的情况。这就需要灵活地调整整定原则，为满足系统配合要求，电流速断保护不再局限于躲线末故障，一般按躲所带变压器低压侧故障整定，给上级线路保护留了较大空间。由此造成的无选择性跳闸，可用重合闸来补救。
多级串供线路，最末一级线路一般按线路变压器组考虑，上级线路满足系统配合要求，上级线路的速断保护可能深入到下级线路，需停用下级线路的ZCH，需靠上级线路的自动重合闸来提高供电可靠性。
即保护范围重叠的上级线路投入重合闸，停用下级重合闸。当线路发生故障，两级线路的保护均动作跳闸，再靠上级线路的重合闸来纠正这种无选择性的动作。
联络线
配置纵联差动、三段式距离保护（或选配三段式方向电流保护）、同期无压鉴定重合闸。
以纵联差动保护为主保护，三段式距离保护（或三段式方向电流保护）为后备保护。
距离保护分为三段式：
I段：，瞬时动作
主保护
II段：，t=0.5’’
III段：躲最小负荷阻抗，阶梯时限特性。————后备保护
联络线三相一次重合闸应考虑的两个问题：
（1）时间的配合：考虑两侧保护可能以不同的延时跳闸，此时须保证两侧均跳闸后，故障点有足够的去游离时间。
（2）同期问题：重合时两侧系统是否同步的问题以及是否允许非同步合闸的问题。
主要合闸方式：
（1）非同期重合闸方式：
就是不考虑系统是否同步而进行自动重合闸的方式（期望系统自动拉入同步，须校验冲击电流，防止保护误动）。
（2）检查双回线另一回线电流的重合闸方式：
（3）自动解列重合闸方式：
双侧电源单回线上
d点短路，保护1动作——>1DL跳闸，小电源侧解列保护动作——>跳3DL，1DL处ZCH检无压后重合，若成功，恢复对非重要负荷供电，在解列点实行同步并列——>恢复正常供电。
（4）具有同步检定和无压检定的重合闸：
在两侧的断路器上，除装有单侧电源线路的ZCH外，在一侧（M侧）装有低电压继电器，用以检查线路上有无电压（检无压侧），在另一侧（N侧）装有同步检定继电器，进行同步检定（检同步侧）。
选用同期无压鉴定重合闸。
距离保护优点：多电源的复杂网络中能保证动作的选择性。距离保护的第一段能保护线路全长的85%，对双侧电源的线路，至少有30%的范围保护要以II段时间切除故障。由于距离保护同时反应电压和电流，比单一反应电流的保护灵敏度高。距离保护第一段的保护范围不受运行方式变化的影响。保护范围比较稳定。
距离保护缺点：原理复杂，接线复杂，可靠性较电流保护低。
通用整定规则
终端线原则
由于电流保护简单实用，终端线的整定规则简单，多用。其整定规则的内容如下：
（1）
电流保护I段
①按躲本线路末端变压器其它侧故障整定。
（2）
电流保护Ⅱ段（可省略）
①按本线路末端故障有规定灵敏度整定。
②按躲本线路末端变压器其它侧故障整定。
③按与本线路变压器时限速断保护配合整定。
（3）
电流保护Ⅲ段
①按本线路末端故障有规定灵敏度整定。
②按本线路变压器其它侧故障有灵敏度整定。
③按躲最大负荷电流整定。
联络线原则
由于相间距离保护的保护范围受系统运行方式的影响小，所以广泛应用，做相间短路保护。其整定规则的内容如下：
（1）
相间距离保护I段
①按躲本线路末端故障整定。
②按躲本线路末端变压器其它小阻抗侧故障整定。
③按与上级相间距离保护反配合整定。
（2）
相间距离保护II段
①按本线路末端故障有规定灵敏度整定。
②按与相邻线路的相间距离保护配合整定。
③按与相邻线路的电流电压保护配合整定。
④按与相邻线路纵联保护配合整定。
⑤按相邻无保护线路末端故障有灵敏度整定。
⑥按躲本线路末端变压器其它小阻抗侧故障整定。
⑦按与上级相间距离保护反配合整定。
（3）
相间距离保护III段
①按本线路故障有规定灵敏度整定。
②按躲最小负荷阻抗整定。
③按与相邻线路的相间距离保护配合整定。
④校核定值不应伸出相邻变压器其它小阻抗侧。（定值若躲不过，时间延长到设置时间；若躲得过，按整定级差取）
⑤按相邻线路末端故障有灵敏度整定。
⑥按相邻变压器末端故障有灵敏度整定。
⑦按与上级相间距离保护反配合整定。
在具体应用时，比如从相间距离保护III段的规则看，规则④和⑥很明显是互相矛盾的，而实际上规则④是应用在电网首端线路中，而规则⑥则应用在末端的线变组结构中。