安科瑞产品销售选型请联系安科瑞沈亚峰150-2150-3793 一 海南海垦集团分布式光伏（1.39MW 10kV并网）1.1项目概况本期工程为临高县红华农场，红华肉牛繁育厂1.39MW光伏发电，场区设置1座10kV箱式变压器1600kVA，采用10kV电压等级并网。
安装50kW组串逆变器1台,70kW组串逆变器13台，100kW组串逆变器3台，110kW组串逆变器1台,整体光伏发电量1.39MW。
本项目二次现场部署一套安全自动装置屏（公共测控装置*1、防孤岛保护装置*1、故障解列装置*1、电能质量在线监测装置*1）保护站内发电运行安全，一套远动通讯屏（配置远动网关*1、时钟同步装置*1、交换机*1、纵向加密装置*1）完成调度上传，就地部署一套Acrel-1000DP分布式光伏系统，便于本地控制，同时数据上传集团分布式光伏管理云平台。
1.2 二次方案本期工程为海垦猪业红华养猪场分布式光伏发电项目，整体光伏发电量5.5MW，场区新增2座10kV箱式变压器2500kVA，通过场区母线连接至10kV环网柜并网。
每个箱变处铺设有2772.96kWP光伏组件经逆变与汇流后接入升压变。
本项目二次现场部署一套安全自动装置屏（公共测控装置*1、防孤岛保护装置*1、故障解列装置*1、电能质量在线监测装置*1）保护站内发电运行安全，一套远动通讯屏（配置远动网关*1、时钟同步装置*1、交换机*1、纵向加密装置*1）完成调度上传，就地部署一套Acrel-1000DP分布式光伏系统，便于本地控制，同时数据上传集团分布式光伏管理云平台。
1.3 系统组网临高县海垦分布式光伏项目数据需经过海口/三亚配网主站上传临高县调，同时还需要上传国电投集团的天枢云平台，因此我们配合甲方投入一套Acrel光伏云平台，在场内部署集控柜，安装配套服务器，搭建光伏云，利用现场远动通讯屏上传调度平台，利用Acrel光伏云平台上传国电天枢云平台二 湖北新生源分布式光伏（21.35MW 10kV并网）2.1 项目概况拟在新生源车间新建屋顶分布式光伏发电项目，根据厂房分布，主要在东区、西区建预制舱，就近接入用户配电房两区域并网点装机容量均在8MW左右。
东区安装12741块550Wp光伏组件,直流侧装机容量7007.55kWp，安装320kW组串逆变器18台，225kW组串逆变器2台，新建2500kVA升压箱变1台，新建2000kVA升压箱变2台；西区安装14461块550Wp光伏组件,直流侧装机容量7953.55kWp，安装320kW组串逆变器21台，225kW组串逆变器2台。
新建2500kVA升压箱变3台。
2.2 二次方案组屏方案有：东区二次舱部署1面安全自动装置屏、1面公共测控屏与1面通信屏西区二次舱内配置1面安全自动装置屏、1面公共测控屏、1面通信屏和1套Acrel-1000DP分布式光伏监控系统，实现微机保护装置、测控装置、直流屏、保护装置、电能质量监测装置以及其它智能设备的数据采集分散装置有：光纤差动保护*4台，电能质量监测装置*2台、线路保护装置*2台、PT监测装置*2台2.3 功率控制本项目应调度要求在本地配置AGC/AVC系统，系统由远动机与PC服务器组成，远动机和主站通信，接收主站下发的计划曲线和对上位机的干预（例如远方投退、复归等）。
PC服务器担任，负责具体的控制逻辑判别，并智能生成最优的调节策略的组合，再从网络下发调节命令；另外，PC服务器可以起到存储、管理调度计划曲线的功能，可以作为SVG等设备调度指令的中转站。
整体实现光伏电站有功功率自动控制（AGC）、电压无功功率自动控制（AVC），以及相关的计划曲线管理、权限管理等配套功能2.4 Acrel-1000DP分布式光伏监控系统三 漳州新长诚重工分布式光伏（18MW 10kV并网）3.1 项目概况1#光伏配电房对A#车间,1#车间,2#车间新建屋顶分布式光伏进行并网。
2#光伏配电房对新长诚3#车间,4#车间,6#车间,10#车间新建屋顶分布式光伏发电进行并网。
3#光伏配电房拟在新长诚5#车间,7#车间与7#车间扩建扩建部分,8#车间,9#车间,11#车间新建屋顶分布式光伏进行并网。
3.2 一次设计本项目整体采用XGF10-Z-1国网典型设计方案，10kV并网。
1#光伏配电房拟在新长诚A#,1#,2#车间新建屋顶分布式光伏发电项目。
2#光伏配电房拟在新长诚3#车间,4#车间,6#车间,10#车间新建屋顶分布式光伏发电项目。
3#光伏配电房拟在新长诚5#车间,7#车间与7#车间扩建部分,8#车间,9#车间,11#车间新建屋顶分布式光伏发电项目。
光伏组件选用550Wp单晶硅光伏组件;逆变器选用组串式逆变器，1500V系统，容量为225kW，1#光伏配电房30台、2#光伏配电房28台、3#光伏配电房27台，共计85台逆变器，装机容量5999.95kWp，共计总装机容量18MW。
3.3 二次设计计量方式：本光伏项目发电量采用“自发自用，余电上网”的方式，向系统上送功率。
在光伏10kV并网柜内配置一套并网计量电能表，作为光伏发电量统计。
微机保护部分：10kV光伏并网柜应配置方向电流速断、过流保护，防孤岛，故障解列装置；逆变器应配置防孤岛保护，输出过流保护，输入反接保护.。
3.4 项目清单分解本项目共三个光伏配电房，每个配电房分别提供通讯屏、站控屏（1防孤岛保护*1、电能质量监测装置*1、公共测控装置*1、故障解列*1）、直流屏。
每面通讯屏配置通信采集装置、光网交换机以及时钟同步装置，3#通讯屏内部署时钟同步主模块，1#、2#部署从模块，确保全站光伏配电房数据时间统一。
3#光伏配电房为集中监控室，单独部署远动屏与监控主机屏，进行集中监控查看，并于调度端建立联接，将数据上传调度，同时接受调度调节指令，合理规划分布式光伏发电。
其他14台分散保护和3台电度表分散安装于就地开关柜实现各自功能。
3.5 监控系统拓扑图光伏监控系统按三层式（站控层、通信层、设备层）架构，通过通信管理机或协议转换器对光伏发电系统的各种设备（逆变器、防孤岛保护、故障解列装置、电能质量监测装置、直流屏等设备）信息进行存储和处理。
将处理好的数据上传至SCADA系统和远动装置，远动装置经调度数据网（无线通信网）将数据上传至漳州供电公司配调，计量系统经用采终端直采直传至漳州供电公司配调主站用采系统光伏发电管理部门。
群调群控装置接收调度指令，按要求调整光伏场站的出力，将调度指令发电量分解到各个并网点，缓冲分布式光伏对主电网的冲击，同时利用分布式光伏协控装置调节逆变器的无功输出实现配电网的电压协调优化控制，缓解甚至是解决分布式光伏并网点电压过高等诸多风险四 宿迁盛佳德分布式光伏（4MW 10kV并网）4.1 项目概况 本项目光伏电站经升压变就地升压为10kV，集中汇流至10kV光伏开关站，通过1回电缆线路接入宿迁市城区开发投资有限公司配电房10kV母线上的新建开关柜。
本项目分为2个发电子系统，每个子系统所发电经升压变就地升压为10kV，集中汇流至10kV升压站，再通过新建1回10kV线路接入宿迁市城区开发投资有限公司10kV母线。
4.2 二次方案光伏电站~宿迁市城区开发投资有限公司配电房10kV新增开关柜两侧各配置1套方向过流保护。
防孤岛检测及安全自动装置需满足GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》、Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》江苏省电力公司《光伏电站接入系统导则（2010年版）》及《分布式电源接入系统典型设计》（国家电网公司）规定等规范文件的要求。
光伏电站需配置1套单独的防孤岛保护装置，配置1套满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》的A类电能质量监测装置，用于分布式光伏项目的电能质量指标的监测。
孤岛现象发生时频率、电压将发生突变，建议光伏电站侧配置1套频率电压紧急控制/解列装置。
本期需在光伏电站10kV出线侧装设一套频率电压紧急控制装置，频率电压紧急控制装置应具备滑差闭锁功能投退以及判断短路功能。
4.3 调度上传根据江苏电力调度控制中心印发的《关于进一步规范调度分布式光伏站点通信接入工作的通知》（电调〔2023〕47号文）、《关于进一步规范调度分布式光伏站点自动化接入工作的通知》（电调〔2023〕56号文）的要求，本工程相关的所有实时、非实时信息上传至xPON专网安全接入区及无线专网接入区。
本光伏电站采取的方案为：光伏电站本体配置监控系统，具备远动功能，有关光伏电站本体的信息的采集、处理采用监控系统来完成，该监控系统配置单套用于信息远传的远动通信服务器。
光伏电站监控系统实时采集并网运行信息，主要包括产权分界点开关状态、并网点开关状态、并网点电压和电流、光伏发电系统有功功率和无功功率、光伏发电量、上网电量等，并上传至相关电网调度部门；配置远程遥控装置的分布式光伏，应能接收、执行调度端远方控制解并列、启停和发电功率的指令。
五 四川和光同程分布式光伏（一期 20MW 10kV并网，二期在建）5.1 项目概况本项目主要借用电池生产车间屋顶部署光伏板，每个车间就近两个配电室，分为多个并网点接入光伏，每个并网点4MW光伏发电，光伏电站经升压变就地升压为10kV，集中汇流至就近10kV光伏开关站，通过配电房10kV母线供全站使用。
上级变电站为220kV变电站，新建光伏数据借用220kV变电站原有光传输设备，接入调度系统，完成数据上传，本次仅新增调度数据网设备即可。
5.2 系统组网本项目由于并网点比较分散，因此通过光纤组网，每个并网点就地部署安全自动装置屏（防孤岛保护装置、电能质量在线监测装置、频率电压紧急控制装置、公用测控装置、防逆流保护装置）；时钟同步系统考虑距离原因，各开关站部署独立时钟同步装置，均获取GPS+BD时钟源时间给就地装置授时，保障全站时间统一；监控中心部署调度数据网屏（纵向加密装置、交换机、路由器、网络安全监测装置）保障数据上传的安全性；部署一套光功率预测系统，预测光伏发电量，从而响应调度调控；部署一套光伏管理系统，便于用户日常运维管理光伏电站六 上海宝钢阿赛洛分布式光伏（0.72MW 10kV并网）6.1 项目概况现有用户配电站为10kV用户变，站内3台10kV变压器，变压器容量为1250+1250+1600kVA。
用户变压器通过10kV“31本4阿赛洛”线接入10kV本特开关站二段母线，再接入110kV百安10kV四段母线。
现已投运光伏1200kWp。
本次利用厂房屋顶建设光伏发电系统，分布式光伏系统所发电量采用就地消纳，自发自用，余电上网。
本项目光伏发电系统所输出的直流电经组串式逆变器转换成交流电后，就地升压至10KV，经开关柜通过1回出线接入至厂区10KV进线母线的用户侧，实现并网，供厂区负荷使用。
结合用户的总厂用变压器容量（4100KVA）及一期已经并网运行的光伏系统总量（1200kW）分析，光伏并网容量不超过厂变容量的80%，再根据屋面的勘查情况考虑，确定本光伏项目的建造容量为712.8kWp为宜6.2 二次方案本光伏电站内主要电气设备采用微机保护，以满足信息上送。
元件保护按照《继电保护和安全自动装置技术规程》（GB14285－2006）配置。
1）并网线路继电保护及安全自动装置分布式光伏项目线路发生短路故障时，线路保护应快速动作，瞬时跳开相应并网点断路器，满足全线故障快速可靠切除故障的要求。
安装光伏发电项目的用户变电站10kV母线应配置故障解列装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开相应断路器（专用开关）。
2）防孤岛检测分布式光伏项目逆变器必须具备快速检测孤岛且监测到孤岛后立即断开与电网连接的能力，其防孤岛方案应与继电保护配置、安全自动装置和低电压检测装置等相配合，时间上相匹配。
该逆变器防孤岛检测策略应符合国家电网的相应规定6.3 系统组网本项目光伏电站配置一套综合自动化系统，采用安科瑞电气股份有限公司所提供的Acrel-Cloud1200分布式光伏电力监控系统具有保护、控制、通信、测量等功能，可实现光伏发电系统、开关站的全功能综合自动化管理。
本项目逆变器、高低压设备等状态信号都要接入本监控系统。
监控系统通过以太网与就地层相连,就地层按照不同的功能、系统划分，以相对独立的方式分散在逆变器区域或箱变中，在站控层及网络失效的情况下，就地层仍能独立完成就地各电气设备的监测。
计算机监控系统通过远动工作站GPRS公网与上海市电力公司实现数据通讯。
七 宁波慈溪精忠共享储能（3.5MW/7MWh 10kV并网）7.1 一次设计本项目分两个站引入网侧线路，接入储能。
装机容量3.5MW/7MWh，一次设备共有1台3450kW干式升压变，2台1725kW储能变流器，2座3.58MWh储能电池舱，1台200kVA站用变，10kv计量柜、PT柜、开关柜、出线柜等。
逆变交流电压由690V升压至10KV接入用户10kv母线。
7.2 系统组网本项目储能设备PCS/BMS 双网通信，A/B网独立网络将数据分别给到储能EMS站级服务器与储能EMS控制器。
分别部署一套储能EMS监控主机与一套电力监控主机，储能监控主机主要监控PCS与BMS数据；电力监控主机采集1#、2#站内电力数据，两个站分别部署就地保护装置、安全自动装置屏（防孤岛保护、故障解列装置、电能质量在线监测装置），数据采集后通过中国电信虚拟专用网络方式（VPN）接入新一代系统安全接入区经无线上传宁波调度中心，同时将数据上传给总包方云平台。
八 宁波金田铜业分布式储能8.1 项目概况本项目建设规模为10MW/20MWh，由4套2.5MW/5MWh储能系统组成，通过2回10kV线路接入铜业变10kV的Ⅰ、Ⅱ段母线，每回路带2套2.5MW/5MWh储能设备。
该项目采用“削峰填谷”运营策略模式，利用电池储能在低谷时段充电，在尖峰时段放电，实现峰谷套利，降低企业最大需量，减少基础电费，大大降低工业用户用电成本。
8.2 系统组网储能站配置一套综合自动化系统，实现控制、监视、测量等功能。
由站控层，间隔层和网络层设备构成，采用分层、分布、开放式网络系统实现连接。
主要采集1#、2#专线内电力数据，两个站分别部署就地保护装置、安全自动装置屏（防孤岛保护、故障解列装置、电能质量在线监测装置），数据采集后经调度数据网，走光传输通道上传宁波调度中心。
储能站配置一套站端储能管控系统（EMS），通过采集电池组、PCS的实时数据，实现储能系统的实时监测和控制，满足电网调峰调频需求和电网安全稳定运行。
配置一套远方电能量传输系统，采集现场的电量实时数据，满足电能量信号远方传输九 浙江嘉兴晋亿分布式储能（5MW/10MWh 10kV并网）9.1 配电房现状晋亿实业股份有限公司厂区内建设有35kV配电房1座，变压器2台，容量为12500kVA+5000kVA，1#主变容量12500kVA，2#主变容量5000kVA，10kV采用单母分段接线模式。
配电房电源由220kV东云变35kV晋流683线电缆接入供电。
负荷方面，2023年晋亿实业股份有限公司年最大下送功率约14.4MW，最大负载率约为82.44%，年平均负载率约68.57%。
电源方面，晋亿实业目前有5.03MWp光伏接入10kV I段母线上，通过1#主变上传至35kV晋流683线。
储能方面，晋亿实业目前没有储能接入。
9.2 项目概况本期嘉善浙电中新新能源科技有限公司拟在嘉善县惠民街道松海路 66 号晋亿实业厂区内空地新建一期规模为 5MW/10MWh 的 锂电池储能系统（已取得备案 2401-330421-04-01-898044）。
晋亿 实业股份有限公司储能规模 5MW/10MWh，接入晋亿实业股份有限 公司配电房 10kV 母线。
储能平时用以给晋亿实业股份有限公司厂区日常生产负荷削峰填谷，运行模式为每天固定时间“两充两放”， 充电时间为 0:00-7:00、11：00-13:00，放电时间为 9:00-11:00、 15:00-17:00，正常情况下储能系统所发电量“自发自用，不上网”。
储能系统可接受电网调控。
项目计划于 2024 年建成投产。
9.3 系统拓扑本项目储能电站为全部自用 10kV 电压等级接入，根据相关规定要求，应建立调度关系。
将并网点设备状态、并网点电压和电流、系统有功 功率和无功功率等，并上传至配网调度部门。
储能电站远动装置与站内计算机监控系统统一考虑，远动装置按1套配置，并优先选用装置型，具有与调度自动化系统交换信息的能力，远动信息满足“直采直送”。
信息传送方式按需求设置，满足电网 调度自动化系统的有关要求。
储能电站接入系统后，接入嘉善调度。
远动规约采用IEC60870-5-104 规约。
9.4 控制策略储能电站拟接入晋亿实业股份有限公司，在电价处于峰价时放 电，电价处于谷价时充电，每天固定时间两充两放，充电时间为 0:00-7:00、11：00-13:00，放电时间为 9:00-11:00、15:00-17:00，通 过峰谷差价回收投资，正常方式下所发电量自发自用，余电不上网。
设计储能充放电原则是在尖峰时段全部放电，高峰时段根据负荷情况调整储能变流器功率，保证储能电池电量全部消纳。
为防止电池充电过程中晋亿实业配变负荷过大超过限额，或者正常 运行时配变负荷过小导致储能放电上送，对配变负荷进行实时监 测，为储能系统设定充/放电负荷限值 P 充和 P 放。
电价处于谷价且 P 配变＜P 充时，储能系统进行充电；电价处于峰价且 P 配变＞P 放时，储能系统进行放电。
储能电站具备恒功率控制、恒功率因素控制和恒充电/放电电流 控制功能，能按照计划曲线和下发指令方式连续运行。
在储能变流 器额定功率运行范围内具备四象限功率控制功能。
本工程电池充放电倍率按 0.5C 设计，电芯充放电深度为90%。
储能电站充/放电响应时间不大于2s，充/放电调节时间不大于3s， 充电到放电转换时间、放电到充电转换时间不大于2s。
9.5 功率控制储能电厂一次调频功能由稳定协调控制器实现，实时监测并网点的频率，当电网侧频率超出调频死区范围时，主动实施一次调频控制，稳定协调控制器应在电化学储能电站可调容量允许的范围内实施调频。
在电网侧频率在49.92Hz 至50.2Hz 范围内时，电化学储能电站一次调频功能宜通过设定频率与有功功率折线函数实现。
。
储能电站应具备自动发电控制（AGC）功能。
电站通过数据通信网关机接收调度主站的调节指令，并通过协调控制器（CCU）控制储能电站各PCS 的有功功率，参与电网频率和电压调节，其调节方式、响应速率应满足电网调度机构的要求。
AGC 功能应自动闭锁相应PCS 或退出运行，正常后解锁并恢复调节。
储能电厂动态调压功能由稳定协调控制器实现，目标电压宜选择并网点电压，当电压变化超出调压死区范围时，主动实施动态调压功能，应在电化学储能电站可调无功容量的范围内实施调压。
动态调压功能宜采用电压与无功功率下垂的折线函数方式，等效实现具有调差功能的恒电压闭环控制模式。
具备动态无功补偿装置投/退AVC 调节功能，PCS 投/退AVC 调节功能，以及全站AVC 整体投/退功能。
