并网防孤岛保护装置

防孤岛保护装置概述防孤岛保护装置一般安装于光伏并网柜内，适用于0.4kV电压等级的光伏并网系统分布式光伏发电。主要针对光伏电站中由于电压或频率等异常引起的孤岛现象，当电网侧或者光伏本侧任一侧失电的时候，防孤岛保护装置都会迅速向并网断路器发出跳闸信号，让断路器分闸，保证了光伏两侧检修人员的安全。 工作电源 电压范围 AC/DC：85～265V 正常功耗 ＜5W 额定频率 50Hz 交流电流回路 额定电流 5A（额定电流为1A时必须订货时说明电流要求即可） 功率消耗 ＜0.5VA/相（In=1A）， ＜1VA/相（In=5A） 过载能力 2倍额定电流（连续工作），10倍额定电流（允许10s），20倍额定电流（允许1s） 交流电压回路 额定电压 100V或400V（订货时说明电压要求即可） 功率消耗 ＜0.5VA/相（额定电压下） 过载能力 1.2倍额定电压，连续工作 遥测量计量等级 电流 0.5级 电压 0.5级 环境条件 正常温度 -10℃～55℃ 极限温度 -30℃～70℃ 存储温度 -40℃～85℃ 相对湿度 ≤95%，不凝露 大气压力 80～110kPa 2、主要保护功能：速断保护、两段式定时限过流保护、过负荷、零序过流保护、过压保护、过频保护、低频保护、低压保护、有压合闸、逆功率保护注：保护装置功能可按照用户要求灵活调整。附：3、为什么安装防孤岛装置？电网是容量很大的一个整体，单独的小型分布式光伏发电对电网的影响微乎其微，那为什么还要装设防孤岛装置呢？而且为什么光伏发电超过并网线路变压器容量的25%就要装设防孤岛装置呢？当变压器或者上端线路行检修时，光伏发电自发自用，在一定的条件下会保持供需平衡，这样就给检修人员带来了很大的安全隐患。为保证供电及检修人员的基本安全，要求并网点加装防孤岛保护装置。根据国家电网公司发布的企业标准Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》，接入容量的要求中指出：小型光伏电站总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内的最大负荷的25%。 相关阅读：一、煤电项目我省在建、拟建煤电项目主要有可门电厂三期、泉惠热电、江阴热电、古雷热电、鸿山电厂三期、南埔电厂三期、湄洲湾电厂三期、厦门嵩屿电厂一期机组等容量替代项目等（详见附件1）。1.国网福建电力已完成可门电厂三期500千伏送出工程核准，计划2023年开工建设，2024年9月与可门电厂三期同步投产。2.国网福建电力已完成泉惠热电、江阴热电、古雷热电、鸿山电厂三期、南埔电厂三期、厦门嵩屿电厂一期机组等容量替代等项目接入系统方案审查，已将以上电源项目的送出工程纳入省级电网规划，并开展送出工程可研等前期工作。截至2023年5月，上述项目中厦门嵩屿电厂一期机组等容量替代项目已开工建设，其余项目尚未开工。根据国家能源局对嵩屿电厂一期2x30万千瓦机组“关而不拆”作为应急备用电源的要求，嵩屿电厂一期机组等容量替代项目（60万千瓦）2024年投运后，嵩屿电厂总装机将达到180万千瓦，比现状规模增加60万千瓦，需配套新建220千伏嵩屿～钟山双回线路。该新建嵩屿～钟山线路需新建电力管廊长度约6km，根据2022年《厦门市发展和改革委员会关于印发厦门市岛外电缆建设核心区实施方案（至2025年）》确定的电力线路缆化投资原则，该项目在划定的缆化核心区范围外但需采用电缆敷设，建设电缆线路和架空线路之间的差价应由厦门市或海沧区财政出资，但目前建设资金及电力管廊建设时序一直未落实，将直接影响工程进度。国网福建电力已组织国网厦门供电公司与厦门市发改委、海沧区政府沟通，提请协调厦门市发改委和海沧区政府加快推进落实嵩屿～钟山双回线路投资差价及相关电缆管沟建设事宜。3.2023年5月国投云顶湄洲湾电力有限公司组织设计单位完成国投湄洲湾电厂三期接入系统报告（一次部分），国网福建电力已开展技术审核，目前设计单位正修改完善。二、抽水蓄能项目目前，我省在建的抽水蓄能项目主要有厦门抽水蓄能电站、云霄抽水蓄能电站，已核准未开工的有古田溪（混合式）抽水蓄能电站。已纳入规划并开展前期工作的有木兰、华安、永安、漳平、德化、南安、黄田等项目（详见附件2）。1.厦门抽水蓄能电站500千伏送出工程已建成。2.中核国电漳州能源有限公司建设的云霄抽水蓄能电站计划2027年投产，国网福建电力已配合中核国电漳州能源有限公司开展云霄抽水蓄能电站接入系统方案设计。钧委关于云霄抽水蓄能电站项目的核准文件中提出“后续研究探索‘核蓄一体化’运营新模式和新机制”，“核蓄一体化”具体方案是云霄抽水蓄能电站500千伏接入系统方案设计的重要边界条件。云霄抽水蓄能电站500千伏接入系统方案作为永久性方案，应满足和适应云霄抽蓄电站寿命周期内功能和作用的发挥。目前“核蓄一体化”方案尚未明确，国网福建电力将密切跟踪项目业主关于“核蓄一体化”研究进展，以便接入系统方案准确衔接“核蓄一体化”需求，全面实现与充分发挥“核蓄一体化”功能。3.木兰、古田溪（混合式）、华安抽水蓄能电站项目业主已开展接入系统设计，国网福建电力正开展接入系统编制的配合工作。4.永安、漳平、德化、南安、黄田等抽水蓄能电站项目业主尚未向国网福建电力提供正式完整接入系统设计报告。三、储能项目我省已备案且尚未并网的储能项目主要有平潭共享储能项目（附件2）。国网福建电力已完成平潭共享储能项目接入系统设计方案审查，经国网福建电力与项目业主协商，其220千伏送出工程已明确由业主先行代建，后续电网企业回购，目前业主正与福州供电公司协商签订回购协议。四、海上风电项目我省在建海上风电项目主要有漳浦六鳌海上风电二期，已核准项目有霞浦海上风电B区、平海湾海上风电DE区、平潭海上风电A区，已配置的项目有连江外海海上风电场、马祖岛外海海上风电、平潭海上风电B区、草屿海上风电、宁德深水A区等项目（详见附件3）。1.漳州漳浦六鳌海上风电二期项目。本项目风电场本体已开工在建，计划2023年投产，其220千伏送出工程已在建，将按计划在2023年与风电场同步投产。2.宁德霞浦海上风电B区项目。本项目已核准未开工，计划2023年开工，2024年投产。接入系统方案2023年3月已确定，经国网福建电力与项目业主协商，其220千伏送出工程已明确由业主先行代建，后续电网企业回购，目前业主正与宁德供电公司协商签订回购协议。3.莆田平海湾海上风电DE区项目。考虑本项目在内，莆田秀屿片区已核准的陆上、海上风电约214万千瓦，电网已建的220千伏天云（埭头）汇流站及其双回送出线路最大能满足约200万千瓦风电送出。为增加该区域的风电送出能力，国网福建电力已于2019年开展天云（埭头）汇流站新增送出线路（220千伏天云～上庄线路）前期工作，因天云～上庄线路走廊稀缺，国网福建电力于2019年起商请福建龙源风力发电有限公司提供其建设的临时线路（现已闲置）走廊作为公用电网送出线路走廊，2023年4月福建龙源风力发电有限公司经请示龙源集团总部后原则同意拆除临时线路，我公司正会同福建龙源风力发电有限公司对临时线路拆除等具体工作及相关费用进行进一步确认。4.平潭海上风电A区、B区项目。平潭海上风电A区项目已核准，2024年前开工，2025年投产，正在开展接入系统设计；平潭海上风电B区项目已配置，尚未向国网福建电力提供接入系统设计报告。5.连江外海海上风电场项目、马祖岛外海上风电项目。这2个项目2022年完成竞争性配置（确定业主），目前在开展可研（包括陆上集控站选址），计划2023年核准，2024年前开工，2025年投产。2023年3月11日，国网福建电力收到连江、马祖海上风电场的接入系统设计报告。3月16日，国网福建电力组织省经研院召接入系统设计方案评审会，会上各方对接入方案达成一致，即：连江、马祖海上风电场共建一座陆上集控站（暂名黄岐集控站），220千伏出线2 回，分别接入已建的港区变（新建线路约17公里）和规划的官坂变（新建线路约35公里），目前华润电力、国能龙源反馈陆上集控站选址困难，站址尚未确定，接入系统设计评审意见暂无法印发，电网配套送出工程可研无法开展。国网福建电力正在配合风电场业主深入开展集控站选址工作，争取尽快确定。6.平潭草屿海上风电项目、宁德深水A区项目。以上2个项目已完成配置，业主尚未向国网福建电力提供接入系统设计报告。五、集中式光伏项目福建省已确定业主的集中式光伏项目共25项（2021年试点项目9项、2022年试点项目16项），原则上均应在2023年底前投产，详见附件4。截至目前，国网福建电力已完成接入系统设计方案审查的项目有6项（福清市新厝村30MW近海养殖渔光互补集中式光伏电站项目、中核云霄陈岱50MW渔光互补项目、华能福清过桥山垦区渔光互补项目、中节能漳浦旧镇300MW渔光互补光伏电站项目、中广核宁德核电温排区200MW海上光伏项目、三峡集团东山杏陈镇180MW海上光伏电站项目），正开展接入系统审查的有3项（华能漳浦东坂80MW渔光互补光伏电站项目、华能漳浦石埕38MW渔光互补光伏电站项目、大唐漳浦150MW渔光互补光伏电站项目），其余项目尚未向国网福建电力提供接入系统设计报告。整体来看，这些集中式光伏项目业主均认同对新建送出工程采用“业主先行代建，后续电网企业回购”模式。六、核电项目我省核准在建的核电项目主要有中核霞浦快堆1-2号机组、漳州核电1-4号机组等，中核霞浦快堆、漳州核电项目的接网送出线路已建成。此外，宁德核电5-6号机组、华能霞浦核电1-2号机组计划“十五五”末投产，正开展接入系统设计（附件5）。国网福建电力正开展接入系统编制的配合工作。上一页12下一页