光伏电站项目技术方案.docx

光伏电站项目技术方案电网远方不停电核查及修改定值系统的总体思路是通过系统实施，实现安全稳定、可靠的继电保护装置的远方智能管理,包括定值的远方不停电管理（召唤、整定、巡检和审核）、软压板的远方召唤和整定、继电保护装置的状态巡查等等。1术语和定义下列术语和定义适用于本规范。a.光伏电站利用太阳电池的光生伏特效应,将太阳辐射能直接转换成电能的发电系统，一般包含变压器、逆变器、相关的平衡系统部件（BOS）和太阳电池方阵等。b.并网光伏电站直接或间接接入公用电网（输电网或配电网）运行的光伏电站。c.光伏电站并网点对于通过升压变压器接入公共电网的光伏电站，指与电网直接连接的升压变高压侧母线。对于不通过变压器直接接入公共电网的光伏电站，指光伏电站的输出汇总点，并网点也称为接入点。d.逆变器指光伏电站内将直流电变换成交流电的设备。用于将电能变换成适合于电网使用的一种或多种形式的电能的电气设备。最大功率跟踪控制器、变流器和控制器均属于逆变器的一部分。e.光伏发电功率预测根据气象条件、统计规律等技术和手段，提前一定时间对光伏发电站有功功率进行分析预报。f.短期光伏发电功率预测次日零时起未来72h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min0g.超短期光伏发电功率预测未来15min-4h的光伏电站输出功率，时间分辨率为15min0h.数值天气预报根据大气实际情况，在一定的初值和边值条件下，通过大型计算机作数值计算，求解描写天气演变过程的流体力学和热力学的方程组，预测未来一定时段的大气运动状态和天气现象的方法。i.综合监控通信管理终端综合监控通信管理终端简称综合终端。是光伏电站实时数据采集、监控和数据传输的核心设备。j.调度自动化系统由调度端、厂站端系统以及相应的数据传输通道构成的整体。主要包括数据采集与监控、电力系统实时动态监测、网络分析、新能源功率预测、电能量计量、电网时间同步监测系统、调度计划管理、调度生产管理、电力调度数据网络和二次系统安全防护等调度技术支持系统。2系统结构2.1 主系统结构主系统指新能源调度技术支持系统，由光伏电站并网调度技术支持系统、数据通信链路以及部署在电力调度控制中心的主站系统三部分组成。新能源调度技术支持系统光伏电站侧包括信息采集及监控、光伏发电功率预测、自动发电控制、无功电压控制等部分；主站系统由信息采集及监控、新能源发电功率预测两大部分组成。系统的总体结构如图所示：2.2 光伏电站系统结构a.光伏电站侧监控及功率预测主要分安全I区光伏电站监控及安全II区光伏发电功率预测两部分，两者整体设计和统一建设，光伏电站各子系统与综合终端的数据通信宜采用网络模式，也可采用串口通信模式。详细结构见附图1：系统逻辑结构示意图，网络拓扑结构见附图2：调度专用网拓扑结构示意图-调度数据网拓扑结构示意图。b.调度管理信息网（安全HI区）设备包含1台路由器、1台交换机和1台防火墙。调度运行管理终端通过调度管理信息网实现与省调、地调的信息交互。拓扑结构见附图2：调度专用网拓扑结构示意图-调度管理信息网拓扑结构示意图。2.3光伏电站设备配置及要求a.光伏电站应配置的系统和设备包括综合终端、光伏功率预测（具有中期、短期负荷、超短期负荷预测）子系统、电能量远方终端（含关口表）、相量测量装置（220KV并网）、电能质量监测装置、时间监测装置、调度运行管理终端（检修申请等）、调度数据网（路由器、交换机）、调度管理信息网（路由器、交换机）及二次系统安全防护（物理隔离装置、硬件防火墙）等。b.光伏电站后台监控功能由综合终端完成，综合终端安装在光伏电站当地,与现场保护测控装置、逆变器室通信控制器、无功补偿装置等设备通信读取实时运行信息，对实时信息进行定时采样形成历史数据存储在终端中，并将实时数据和历史数据通过调度数据网上传到主站系统。综合终端从主站接收的有功控制指令控制调节站内的有功出力，从主站接收电压控制目标控制调节站内的无功补偿等设备。C.光伏电站功率预测子系统接收气象部门的数值天气预报信息（或直接接收调度主站系统下发的数值天气预报信息）、定期下载调度主站系统11区的发电计划曲线和电压考核曲线，向主站上传数值气象预报信息，并根据历史和运行数据计算、分析、修正和校核，将光伏电站的功率预测结果上传到调度主站。光伏电站应配备实时气象信息采集系统，包括直射辐射表、散射辐射表、总辐射表、环境温度计、光伏组件温度计、风速仪、风向仪、数据处理传输设备，宜配置全天空成像仪。d.本规范主要对综合终端和光伏电站功率预测设备与保护测控装置（测控装置、保护装置）、逆变器室通信控制器、调度端主站等信息交换做具体要求,其它如相量测量装置、电能量远方终端、电能质量监测装置、时间监测装置、调度数据网、调度管理信息网及二次系统安全防护设备应按照基础设备要求配置,I、II、In区调度自动化设备随电站同步建设、同步投运。2.4光伏电站功能要求监控和功率预测基本功能包括：数据采集、数据处理、数据存储、数据监控、有功/无功控制、功率预测、报警处理、时间同步、报表管理、数据计算统计、数据接口、光伏电站通用信息建模、二次安全防护等，具备网络互联能力。2.5信息交换a.光伏电站信息上传主要通过综合终端完成，满足电网光伏电站调度管理规定和并网发电厂调度自动化设备配置规范和信息接入规范要求，设备应冗余配置，信息直采直送，通信通道采用调度数据网以网络模式传输。b.光伏电站综合终端应支持DL/T634.5101-2002.DL/T634.5103-2002DL/T634.5104-2002、DL/T719-2000>CDT451-9KMODBUS等通信规约和协议，完成与光伏电站内各种信息交换及与主站的数据通信。光伏电站相关设备应至少支持以上通信规约和协议的一种，完成与综合终端的信息交换。C.光伏电站与省调间交换的调度自动化信息，是指在电力调度自动化系统中主站端与光伏电站端交换的信息。按信息传送方向分为：光伏电站端向主站传送的上行信息、主站向光伏电站传送的下行信息。d.光伏电站上传的数据类型主要有：（1） 气象参数（模拟量）：总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向等信息；（2） 电气参数（模拟量）：有/无功（MW/MVar）、电压（kV）、电流（八）、频率（Hz）；（3） 运行状态（状态量）：开关/刀闸（状态）；（4）统计计算（模拟量）：光伏电池投运容量、光伏电池检修停运容量（MW）；（5）功率预测参数（15分钟）：提供短期、超短期功率预测（E语言文本）；（6）其它参数：光伏电池方阵编号及容量等应在发生改变后及时上报。e.光伏电站接收的数据主要有：（1） 主站控制目标指令：有功控制指令、无功/电压控制指令；（2） 有功、无功/电压控制投退状态指令以及对相关限值的设置指令；（3） 光伏电站发电计划曲线、电压考核曲线；（4） 数值天气预报：辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等气象E语言文本。数据和参数基本内容如下表:类别类型参数具体要求备注运行实时值气象参数模拟量总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向等信息。电气参数模拟量逆变器有功、无功、电压；线路和集电线路有功、无功、电流；母线电压；频率；主变有功、无功、有载调压装置的分接头档位；无功补偿装置无功、电流。运行状态状态量事故总信号;逆变器运行状态（发电、停用、检修等）：升压站和逆变器开关、刀闸状态；无功补偿装置开关、刀闸状态；设备告警信息；有功控制、无功/电压控制功能投退状态。统计计算计算模拟量根据发电/停用/检修等状态统计计算光伏电站运行容量、停用容量、检修容量等。定时传输、人工启动传输功率预测参数E语言文本光伏发电功率预测结果，包括短期、超短期功率预测；对历史和运行数据统计分析，按要求自动生成相应报表；进行预测误差统计分析并修正预测结果。数值天气预报E语言文本辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等高程的气象E语言文本。其它参数基本情况【新（改、扩）建上报】人工录入上报光伏电池方阵编号、地形地貌、资产属性、建设地点、占地面积、光伏站经度、光伏站纬度、并网时间、调度机构名称、年均日照强度、年均日照小时数、设计总容量、目前并网容量、设计逆变器台数、目前逆变器台数、光伏站无功补偿装置类型、光伏站无功补偿装置感性容量、光伏站无功补偿装置容性性容量、设计年利用小时数等。发电设备情况人工录入上报太阳能电池组件类型、型号及性能参数；逆变器类型、型号制造商及性能参数、辐照度、发电容量、气象测量要求、机组保护定值、功率曲线（辐射参数与功率的关系曲线）、每台逆变器的首次并网时间、电站位置（经、纬度）、海拔高度等。并网情况人工录入上报并网线路及电压等级、线路参数及回路数、上网变电站名称、发电运行特殊要求。类别类型参数具体要求备注3功能和性能要求3.1总体要求光伏电站监控和功率预测应采用开放式结构、提供冗余的、支持分布式处理环境的网络系统。系统应具备信息采集、数据处理、系统监视、数据通信、有功自动控制、无功电压控制和功率预测等功能，系统功能应满足如下总体技术要求。a.标准性应用国际通用标准通信规约，保证信息交换的标准化。光伏电站信息采集满足IEC60870系列、MODBUS等标准，支持DL/T634.5101-2002>DLT634.5103-2002>DL/T634.5104-2002、DL/T719-2000CDT451-91等通信规约和协议，适应异构系统间数据交换，实现与不同主站（省调、地调）、光伏电站内其它设备的数据通信。b.可扩展性具有软、硬件扩充能力，包括增加硬件、软件功能和容量可扩充。c.可维护性具备可维护性，包括硬件、软件、运行参数三个方面，主要表现在：（1）符合国际标准、工业标准的通用产品，便于维护；（2）完整的技术资料（包括自身和第三方软件完整的用户使用和维护手册）；（3） 简便、易用的维护诊断工具，可迅速、准确确定异常和故障发生的位置及原因。d.安全性系统安全必须满足电力二次系统安全防护规定的要求，符合全国电力二次系统安全防护总体框架的有关规定。3.2性能指标a.系统容量按照10年期光伏电站发展的规模要求进行配置，并能满足10年后光伏电站的发展、扩充需要。序号内容容量设计水平年（10年）1实时数据库容量为光伏电站测点数量1.1模拟量50001.2状态量50001.3电度量20001.4遥控量5001.5遥调量5001.6计算量10002历史数据库容量：时间间隔可调（最少周期为1分钟）。历史数据保存期限不少于1年，留40%的存储余量。2.3技术指标（1） 遥测量刷新时间：从量测变化到综合终端上传Wls;（2） 遥信变位刷新时间：从遥信变位到综合终端上传Wls；（3） 功率预测模型计算时间W5分钟；（4）（光伏电站）历史功率数据采集频率Wl分钟；（5）（逆变器）历史运行数据采集频率15分钟；（6）功率预测结果时间分辨率W15分钟；（7）光伏站发电时段（不含限电时段）短期预测月均方根误差应小于0.2,月合格率应大于80陶超短期预测月均方根误差应小于0.15,超短期合格率应大于85%。2.4数据采集与监控实时数据采集监控的功能主要包括：数据采集和处理、多源数据处理、历史数据处理、事件顺序记录（SOE）,图形显示、计算和统计及系统对时等。a.实时数据采集通讯（1）综合终端故障切换期间不丢失通讯数据，从发生故障到完成切换时间3s;（2）向调度主站发送各种运行数据信息、实测逆变器实时数据、光伏站功率预测结果等。b.数据处理（1）对量测值进行有效性检查，具有数据过滤、零漂处理、限值检查、死区设定、多源数据处理、相关性检验、均值及标准差检验等功能；（2）对状态量进行有效性检查和误遥信处理，正确判断和上传事故遥信变位和正常操作遥信变位；（3）自动接收主站下发的发电计划曲线、电压考核曲线，并自动导入实时运行系统；（4）对光伏电站功率和逆变器的缺测及不合理数据进行插补、修正等相应处理。c.后台监控系统应提供完善的后台监控功能，满足光伏电站日常监控需求。应包括但不限于以下功能：（1） 图形系统是一个多层的图形系统，支持可变焦（面积缩放、步进式缩放、均匀缩放）、漫游（均匀漫游、橡皮带式漫游）、分层的图形、可滚动的固定尺寸图形；（2） 人机接口应符合XTindow和OSF/Motif等国际标准，基于Qt、Java等跨平台技术，在不同操作系统环境下都能得到一致的显示效果；（3） 数据符号可通过正负号、箭头、数字颜色等多种形势表示；（4） 支撑软件提供一、二级汉字库，支持光栅、矢量和描述字体，具有支持动态和静态显示的功能；（5） 在同一幅单线图、曲线、报表上，支持历史数据、计划值、实时值、模型数值的对比显示，可方便地进行时间的定位和移动，能显示实时趋势曲线、计划曲线和历史趋势曲线；（6） 当电站运行发生状态变化或产生越限报警、监控人员对电力设备的操作以及其它一些重要操作、系统自身的软硬件模块发生故障或发生状态变化时，系统都会产生事项及报警并记录和打印相关信息。d.控制与调节功能（7） 控制和调节内容包括：断路器开/合、调节变压器抽头、设定值控制、有功调节控制、无功补偿装置投切及调节；（8） 支持批次遥控功能，并保证控制操作的安全可靠；（9） 满足电网实时运行要求的时间响应要求。e.事件顺序记录（SOE）SOE记录按照时间自动排序，具有显示、查询、打印、上传主站等功能。f.历史数据管理历史数据管理将现场采集的实时数据进行定时存储、统计、累计、积分等综合数据处理，并可方便的进行检索和使用。历史数据内容至少保存1年，与光伏电站功率预测相关的历史数据至少保存10年。能够按照山东省调要求生成日报（包括光伏电站日电量、光伏电站限电电力、光伏电站限电电量）等报表并上传至省调主站。光伏电站历史数据包括光伏电站历史功率数据、逆变器信息、光伏电站运行状态、历史数值天气预报、地形及粗糙度、光伏电站功率预测结果等数据。要求如下：（1） 逆变器/光伏电站历史有功功率、无功功率、电压等运行数据（时间周期不大于1分钟）；逆变器/光伏电站功率5、10、15分钟的平均数据；逆变器/光伏电站有功功率变化数据，包括1分钟、10分钟内有功功率最大、最小值的变化量，数据周期分别为1分钟和10分钟；（2） 投运时间不足1年的光伏电站应包括投运后的所有历史功率数据，时间分辨率不大于lmin；（3） 光伏电站辐照强度、云量、气温、湿度、风速、风向、气压等参数信息实时数据传输时间分辨率应不大于lmin；（4） 数值天气预报数据应和历史功率数据的时间段相对应，时间分辨率应为15分钟，包括总辐射、直接辐射、散射辐射、环境温度、湿度、光伏电池板温度、风速、风向、气压、湿度等信息；（5） 光伏电站功率预测结果包括短期光伏电站功率预测的结果（数据周期15分钟）、超短期光伏电站功率预测结果（数据周期15分钟）。存储的数据应包括人工修正前后的所有预测结果。g.数据计算统计系统支持各种常规运算、派生计算和自动计算能力，根据用户指定的方法进行统计计算，包括根据逆变器状态计算统计各类容量、电压质量统计、负荷率、越限情况以及设备在线时间、离线时间和逆变器投退次数等。（6） 光伏电站功率预测a.依据光伏电站功率预测基本原则：1）气象因素预测：气象因素是影响光伏电站功率输出的重要因素之一。为了准确预测光伏电站的功率，需要对气象因素进行预测。这些气象因素包括：太阳辐射强度、太阳高度角、云层覆盖、大气污染程度等。通过预测这些气象因素，可以大致确定光伏电站的功率输出。2）设备状态预测:设备状态对光伏电站的功率输出也有很大影响。因此，需要对设备状态进行预测，包括：电池板表面清洁度、逆变器工作效率、变压器负载等。通过对设备状态的监测和预测，可以及时发现设备存在的问题，并采取相应的措施，保证光伏电站的稳定运行。3）电网负荷需求预测：电网负荷需求也是影响光伏电站功率输出的重要因素之一。为了更好地满足电网的负荷需求，需要对电网负荷需求进行预测。通过对历史负荷数据的分析和预测，可以大致确定未来的电网负荷需求，从而更好地调度和调节光伏电站的功率输出。4）储能系统预测：储能系统是光伏电站的重要组成部分，其运行状态对光伏电站的功率输出也有很大影响。因此，需要对储能系统进行预测，包括：电池剩余电量、充电速度、放电速度等。通过对储能系统的监测和预测，可以及时发现储能系统存在的问题,并采取相应的措施，保证光伏电站的稳定运行。5）调度计划预测调度计划是光伏电站运行的重要依据之一。为了更好地执行调度计划，需要对调度计划进行预测。通过对历史调度数据的分析和预测，可以大致确定未来的调度计划，从而更好地调度和调节光伏电站的功率输出。同时，调度计划的预测也可以为光伏电站的规划和建设提供重要的参考依据。6）故障预警预测故障预警是保证光伏电站稳定运行的重要手段之一。通过对光伏电站运行数据的监测和分析，可以及时发现存在的故障隐患，并采取相应的措施进行预警和处理。故障预警的预测可以大大减少故隙发生的概率,提高光伏电站的运行效率。7）能效评估预测能效评估是评估光伏电站性能的重要手段之一。通过对光伏电站的能效进行评估，可以了解其运行状况和性能表现。同时，通过对能效评估结果的预测和分析，可以发现光伏电站存在的问题和不足之处，为改进和优化提供重要的参考依据。能效评估预测可以为光伏电站的优化和升级提供重要的指导和支持。b.本光伏电站功率预测系统运行所需的数据至少应包括数值天气预报数据、实时气象数据、实时功率数据、运行状态、计划检修信息等数据。预测时间尺度包括短期预测和超短期预测。光伏电站的功率预测与调度主站之间具备定时自动和手动启动传输功能。光伏电站的功率预测需要提供短期预测（日前预测）和超短期预测。基本功能要求如下：1）预测时间要求（1）每日预测次日O时至72小时的短期光伏电站输出功率（预测启动时间和次数可设置，支持手动和自动启动），时间分辨率15分钟，每日宜执行两次；（2）滚动预测未来15min-4h小时的光伏电站输出功率，滚动时间为15分钟，时间分辨率为15分钟，单次计算时间应小于5分钟。2）数据统计分析要求（1） 应能对光伏电站运行参数、实测气象数据及预测误差进行统计；（2） 运行参数统计应包括发电量、有效发电时间、最大出力及其发生时间、利用小时数及平均负荷率等。并可按照要求自动生成相应报表。气象数据统计应包括各气象要素的平均值及曝辐量、日照时数、可照时数等；（3） 能对任意时间区间的预测结果进行预测误差统计分析（分析指标应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数等），能根据预测误差的统计分析结果给出预测误差产生的原因并修正预测结果。预测误差统计指标至少应包括均方根误差、平均绝对误差、相关性系数、最大预测误差、合格率等；（4） 参与统计数据的时间范围应能任意选定，可根据光伏电站所处地理位置的日出日落时间自动剔除夜间时段。3）特殊情况处理（1） 光伏电站功率预测能处理出力受限、逆变器故障和检修等非正常停机对光伏电站发电能力的影响，支持限电和逆变器故障等特殊情况下的功率预测;（2） 光伏电站功率预测能处理光伏电站装机扩容对发电的影响。4）其它（1） 对于光伏电站功率预测得到的预测功率曲线，可以进行人工修正，并保留操作日志备查；（2） 光伏电站功率预测能够对人工修正前、后的预测结果分别进行误差估计，预先给定一定置信度的误差范围（可在预测曲线上图示）。2.6光伏电站有功自动控制a.光伏电站有功自动控制是一个复杂的过程，涉及到多个方面的因素和考虑。以下是一些关键的步骤和考虑因素：1）确定控制目标：光伏电站有功自动控制的主要目标是确保电力系统安全、稳定、高效地运行。控制目标可能包括维持电力系统的频率和电压稳定、满足电力需求、最大化可再生能源的利用等。2）收集数据：为了实现有功自动控制，需要收集光伏电站的实时数据，包括太阳光强度、太阳光角度、电网频率、电网电压、光伏电站的有功功率等。这些数据可以通过传感器和监控系统获取。3）制定控制策略：根据收集的数据和确定的控制目标，制定相应的控制策略。控制策略应该能够快速响应电力系统的变化，并确保光伏电站的稳定运行。控制策略可能包括功率限制、优先级排序、优化算法等。4）实施控制：根据制定的控制策略，通过控制系统对光伏电站的有功功率进行控制。这可能涉及到调整光伏电站的输出功率、启动或停止部分光伏板等操作。同时，需要与电力调度中心进行协调，以确保整个电力系统的稳定运行。5）监控和调整:在实施控制的过程中，需要实时监控光伏电站的运行状态，并根据实际情况进行调整。如果发现任何异常情况,控制系统应该能够快速响应，并采取适当的措施保证光伏电站的安全运行。6）优化和改进：随着技术的不断发展和电力系统的变化，需要对光伏电站的有功自动控制进行持续的优化和改进。这可能涉及到更新控制策略、改进算法、更换设备等措施。同时，需要不断收集新的数据和反馈信息，以适应电力系统的变化和满足新的需求。总之，光伏电站有功自动控制是一个多方面的过程，需要综合考虑技术、经济和环境等多个因素。随着可再生能源的不断发展，光伏电站的有功自动控制技术也将不断进步和完善。b.基本功能要求如下：（1）光伏电站的有功自动控制能够自动下载调度主站系统下发的光伏电站发电出力计划曲线，并控制光伏电站有功不超过发电出力计划曲线;（2）光伏电站的有功自动控制能够自动接收调度主站系统下发的有功控制指令，主要包括功率下调指令（在一定时间内）及功率增加变化率限值等，并能够控制光伏电站出力满足控制要求；（3）光伏电站的有功自动控制能够根据所接收的调度主站系统下发的有功控制指令，对站内逆变器进行自动功率调整或停运。（3） 光伏电站无功电压控制a.光伏电站的无功电压控制是一个复杂的过程，涉及多个方面的因素和考虑。以下是该问题的一些关键点：1）首先，大中型光伏电站应具备相应的电源特性，能在一定程度上参与电网的电压和功率调节。在接入设计时，应重点研究其无功补偿类型、容量以及控制策略。对于专线接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的一半充电无功功率。2）其次，大型光伏电站无功电压控制策略需要结合光照强度预测曲线预测将来1小时的光照强度，判断是否满足结束条件，然后计算将来1小时的等效光照强度。在等效光照强度下，各光伏发电单元的有功出力结合集电线路、箱式变压器、主变压器以及远距离输电线路参数建立大型光伏电站稳态运行模型，再建立大型光伏电站无功电压优化模型。通过免疫粒子群算法对优化模型进行求解，计算结果作为将来1小时控制变量（箱式变压器分接头位置、逆变器无功指令、SVG无功指令以及主变压器分接头位置）的指令值。3）此外，SVG利用全控型器件构造的桥式电路调节电网侧电流相位和幅值,可以实现容性无功到感性无功的连续可调，且避免了电容器组和静止无功补偿器的上述缺陷，可以做到无功动态调节，具有较强的暂态无功支撑能力。综上所述,光伏电站的无功电压控制是一个综合性过程，需要考虑多种因素，并采用多种策略和技术手段来实现。随着技术的不断发展和进步，光伏电站的无功电压控制将不断得到优化和完善。b.基本功能要求如下：（1）光伏电站的无功电压控制能够自动接收调度主站系统下发的光伏电站无功电压考核指标（光伏电站电压曲线、电压波动限值、功率因数等），并通过控制光伏电站无功补偿装置控制光伏电站无功和电压满足考核指标要求；（2）光伏电站的无功电压控制能够自动接收主站系统下发的无功电压控制指令，并通过控制光伏电站无功补偿装置控制光伏电站无功和电压满足控制要求；（3）光伏电站的无功电压控制系统能够对光伏电站的无功补偿装置进行协调优化控制；（4）在光伏电站的无功调节能力不足时，要向调度主站系统发送告警信息。