电网

郏县恒通新能源有限公司拟在平顶山市郏县安良镇磨石坑村附近建设光伏电站（以下简称“郏县安良光伏电站”），装机容量80兆峰瓦，25年设计寿命期内年均等效利用小时数为1091小时，计划2017年12月建成投运。

郏县安良光伏电站已在郑县产业集聚区管理委员会备案，项目备案编号为豫平郑集能源[2015]25172。 二、接入系统一次方案 （一）接入系统电压等级

综合考虑郊县安良光伏电站容量、在系统中的地位作用以及周边电网情况，同意采用110千伏电压等级接入系统。 （二）接入系统方案

同意郏县安良光伏电站自建110千伏升压站，通过新建1回110千伏线路接入规划建设的110千伏沟李变，导线截面原则选用LGJ-400，长度约6千米。沟李变扩建1个110千伏出线间隔。

若郏县安良光伏电站早于沟李变投运，其110千伏出线在沟李交站址处与沟李变至220千伏苏园变1回110千伏线路跳通，郑县安良光伏电站接入苏园变作为过渡方案。沟李交投运后，郏县安良光伏电站110千伏出线改接入沟李变。

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同意郏县安良光伏电站升压站安装主变2×40兆伏安，采用有载调压变压器，电压等级110/35千伏。升压站110千伏主接线采用单母线接线。 三、接入系统二次方案 （一）系统继电保护

1.郏县安良光伏电站至沟李变110千伏线路两侧对应配置1套光纤电流差动保护，保护具有完整的距离零序后备保护功能，通道采用光缆专用纤态。

2.沟李变至苏园变两回110千伏线路两侧均对应配置1套光纤电流差动保护，保护具有完 的距离零序后备保护功能。 3.郏县安良光伏电站、沟李变各配置1套110千伏母线保护和1套故障录波装置，录波信息上传至河南省调和平顶山地调。 4.郏县安良光伏电站配置独立的防孤岛保护装置，功能应满足《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）的要求。郏县安良光伏电站应具备快速切除站内汇集系统单相故障的保护措施。

5.沟李变、苏园变需采取适当措施，在失去电网电源导致孤网运行时联切光伏电站并网线路。

6.苏园变配置远跳发信装置，沟李变配置远跳收信装置和就地故障判据装置。苏园变单回20千伏线路运行并采用“三相重合同方式”期间，线路保护跳间的同时发送远跳命令至沟李变，切除光伏电站并网线路。

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7.郏县安良光伏电站接入苏园变时，郏县安良光伏电站至苏园变110千伏线路两侧对应配置1套光纤电流差动保护。 （二）系统调度自动化

1.郑县安良光伏电站由河南省调和平顶山地调调度管理。 2.郏县安良光伏电站配置1套远动装置，采用双机沉余配 置，并列方式运行，相关远动信息传送至河南省调和平顶山地调的主、备调。

3.郏县安良光伏电站至沟李变110千伏线路两侧均按主/副表配置计量表计，精度0.25级；郏县安良光伏电站和沟李变各配置1套电能采集终端；计量点电量计量信息均通过调度数据网传送至河南省调。经协商一致，郏县恒通新能源有限公司负责建设光伏电站相关配套接入系统工程，电量关口计量点原则上设置在产权分界处，即本期并网线路的沟李变侧。沟李变侧需采用满足国家贸易结算要求的计量系统，计量表计应符合《电子式交流电能表计量检定规程》（JJG596-2012)要求。郏县安良光伏电站接入苏园变时，苏园变侧按主/副配置计量表计，精度0.2s级，郏县安良光伏电站结算电量由郑县恒通新能源有限公司与国网河南省电力公司协商确定。

4.郏县安良光伏电站配置2套调度数据网接入层设备，满足远动、保护等信息接入河南调度数据网的要求。

5.郏县安良光伏电站配置1套调度管理与实时调度系统。 6.郏县安良光伏电站二次安全防护系统配置应能满足《国家传输

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网，组织郑县安良光伏电站至省、地调端的主、备用通信通道；采用公网电话作为郏县安良光伏电站的备用通信方式。郑县安良光伏电站接入苏园变时，通过苏园变接入平顶山地区通信传输网，组织郑县安良光伏电站至省、地调端的主、备用通信通道。 四、系统对光伏电站的有关要求

郏县安良光伏电站接入电网应满足国家《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）和国家电网公司《光伏发电站接入电网技术规定》（0/GDW1617-2015）等相关标准要求。 （一）有功功率

光伏电站应具备参与电力系统调频和调峰的能力，并符合《电网运行准则》（GB/T31464-2015)的相关规定。光伏电站应具备有功功率连续平滑调节的能力，并能够参与系统有功功率控制，能够接收并自动执行调度部门下达的有功功率及有功功率变化的控制指令。光伏电站有功功率变化速率应满足国家《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）和国家电网公司《光伏发电站接入电网技术规定》（Q/GDW1617-2015）的有关要求。 （二）功率预测

光伏电站发电功率预测系统应具有0-72小时短期功率预测以及15分钟-4小时超短期功率预测功能，预测值的时间分辨率为15分钟，预测准确度应满足国家《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）等相关标准要求。 （三）无功功率

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光伏电站并网逆变器应满足额定有功出力下功率因数在超前0.95-滞后0.95的范围内动态可调，当有功出力在0-额定值之间变化时，逆变器无功出力调节范围应满足国家《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）要求且动态可调。为适应系统和光伏电站出力变化等多种运行方式，同意郑县安良光伏电站升压站本期主变低压侧配置动态无功补偿装置（SVG）±18兆乏，且动态调节的响应时间不大于30毫秒，不同电压水平下的运行时间应满足国家电网公司《光伏发电站接入电网技术规定》（Q/GDW1617-2015)的有关要求。 （四）电压调节

光伏电站应根据电网调度部门指令控制并网点电压。当公共电网电压处于正常范围内时，光伏电站应当能够控制并网点电压在额定电压的97%-1078范围内。 （五）故障穿越

光伏电站应具备一定的低电压穿越能力和高电压穿越能力，并满足回家《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T199642012)和国家电网公司《光伏发电站接入电网技术规定》（0/GDW1617-2015）的有关要求。

对电力系统故障期间没有脱网的光伏电站，其有功功率自故障清除时刻开始，应以至少30%额定功率/秒的变化率恢复至故障前的值。

（六）运行适应性

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光伏电站应能在并网点电压偏差为额定电压的一10%-+10%之间时正常运行，应能在电力系统频率处于49.5-50.2赫兹时正常运行。光伏电站在不同并网点电压范围内和不同电力系统频率范围内的运行应满足国家《光伏发电站接入电力系统技术规定》（GB/T19964-2012）和国家电网公司《光伏发电站接入电网技术规定》（Q/GDW1617-2015)的有关要求。在并网点的谐波值、三相电压不平衡度、间谐波值满足相应国家标准时光伏电站应能正常运行。 （七）电能质量

光伏电站输入电网电能的质量在电压偏差、电压波动和闪变、谐波、电压不平衡度等方面均应满足相关标准要求。如果光伏电站电能质量指标不满足要求，应采取相关治理措施以确保光伏电站合格的电能质量。 五、其它

（一）郏县安良光伏电站应按照国家或有关行业对光伏电站并网运行制定的相关标准或规定进行接入系统测试。测试必须由具备相应资质的单位或部门进行，并在测试前将测试方案报国网河南省电力公司备案。测试报告应在全部光伏部件并网调试运行后6个月内提交国网河南省电力公司。当更换逆变器等主要设备时，需重新提交测试报告。

（二）安良光伏电站并网后相关补贴由郏县恒通新能源有限 公司向河南省发展和改革委员会申请落实。安良光伏电站纳入国

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抄送：国网河南省电力公司平顶山供电公司。 国同河南省电力公司办公室2017年3月22日印发

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