某新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目_接入系统设计报告

1.1.项目简介

周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目场址位于周口市川汇产业集聚区河南城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所，场址中心位于东经114.67°、北纬33.66°，海拔高度50m左右。

项目占用河南城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所，设计年发电量约1300万千瓦时，全额上网方式并入国家电网。主要建设内容：利用厂房屋顶及厂区附属场所建设12MWp分布式光伏发电设备及其他。工艺流程：太阳能光伏发电技术。主要设备：光伏组件、逆变器、变压器、汇流箱、配电柜及其他。

1.2.项目建设周期

2016年12月至2017年12月。

1.3.设计内容

根据国家标准及国家电网企业标准及河南省电力公司有关规定，进行周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目接入系统方案的编制。

1.4.设计依据

国网周口供电公司发展策划部《关于周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函》

周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目备案确认书

《布式电源接入电网技术规定》Q/GDW480-2010

《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011；

《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/T199-2012；

《光伏发电站接入电力系统设计规范》GB/T50866-2013；

《光伏发电站接入电网检测规程》GB/T31365-2015；

《电能质量 电压波动和闪变》GB 12326-2008；

《电能质量 电力系统供电电压允许偏差》GB12325-2008；

《电能质量 公用电网谐波》GB／T14549-1993；

《电能质量 三相电压允许不平衡度》GB/T 15543-2008；

《电能质量 电力系统频率允许偏差》GB/T15945-2008；

《20kV及以下变电所设计规范》GB 50053-2013；

《低压配电设计规范》GB 50054-2011；

《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006；

国家电网发展【2013】625号文《国家电网公司关于印发分布式电源接入系统典型设计的通知》；

国家电网办【2013】333号文《国家电网公司关于印发分布式电源并网相关意见和规范的通知》；

2.项目建设规模和电力系统概况

1.1.项目建设规模

周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目场址位于周口市川汇产业集聚区河南城门业有限公司,位于神农路与大庆路交叉口西北角。

项目建设装机容量为12兆峰瓦屋顶光伏电站及配套输变电工程，利用河南城门业有限公司厂房屋顶及厂区附属场所；本项目分为两期建设，一期建设6兆峰瓦，二期建设6兆峰瓦，一期、二期同时并网。采用全额上网方式并网。

1.2.项目所在电力系统概况

河南城门业有限公司南侧为神农路，沿神农路北侧，目前有两回10千伏公网线路同杆架设，分别为10千伏永4板神农路1线和10千伏永6板神农路2线；导线型号均为：JKLGYJ-240/10。

河南城门业有限公司附近适合T接的杆号为9#杆，9#杆距110千伏永宁变10kV双回线路长度约1.52千米；分布式电源距T接点线路大概长度约0.2千米。

3.接入系统方案

3.1.接入系统原则

3.1.1.根据国家电网公司企业标准Q/GDW480—2010《分布式电源接入电网技术规定》第4条.接入系统原则：

（1）并网点的确定原则为电源并入电网后能有效输送电力并且能确保电网的安全稳定运行。

（2）当公共连接点处并入一个以上的电源时，应总体考虑它们的影响。分布式电源总容量原则上不宜超过上一级变压器供电区域内最大负荷的25%。 

（3）分布式电源并网点的短路电流与分布式电源额定电流之比不宜低于10。

（4）分布式电源接入电压等级宜按照：200kW及以下分布式电源接入380V电压等级电网；200kW以上分布式电源接入10kV（6kV）及以上电压等级电网。经过技术经济比较，分布式电源采用低一电压等级接入优于高一电压等级接入时，可采用低一电压等级接入。

3.1.2.根据国家电网公司企业标准Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》第4.2条.接入方式：

光伏电站接入公用电网的连接方式分为专线接入公用电网、T接于公用电网以及通过用户内部电网接入公用电网的三种接入方式。

3.1.3.根据国家电网公司企业标准Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》第4.3条.接入容量：

（1）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%，

（2）T接于公用电网的中型光伏电站总容量宜控制在公用电网线路最大输送容量的30%以内。

3.2.接入系统方案

根据上述国家电网公司企业标准要求的光伏电站接入系统原则及周围电网条件，并结合本项目实际情况。建议本项目一期、二期工程分别采用1回10千伏并网线路T接于公用电网的接入系统方式。建议接入系统方案如下：

一期工程（6兆峰瓦）通过1回10千伏线路T接入公共电网10千伏永4板神农路1线9#杆，T接点距110千伏永宁变约1.52千米。10千伏永4板神农路1线导线型号为：JKLGYJ-240/10。

二期工程（6兆峰瓦）通过1回10千伏线路T接入公共电网10千伏永6板神农路2线9#杆，T接点距110千伏永宁变约1.52千米。10千伏永6板神农路2线导线型号为：JKLGYJ-240/10。

本方案参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案，方案号为XGF10-T-3。一次系统接线示意图见图3-1。

图3-1：一次系统接线示意图

4.电气计算及设备选择原则

4.1.潮流计算

4.1.1.计算条件

1) 本工程计算水平年选择为2017年，远景年取2020年；

2）运行方式选取系统大负荷大开机方式；

3）负荷功率因数取0.95；

4）考虑光伏电站按照70%出力；

4.1.2.计算结果

表4.1-1：潮流分析数据 

4.2.最大工作电流

本项目太阳能电池阵列输出为直流电，经过逆变、汇流、升压等过程后，再连接至10kV电网。本项目一期、二期光伏电站装机容量均为6MWp。若考虑倾角、逆变、汇流、升压过程中的电能损失（30%），则经过逆变、汇流、升压为10kV交流电后的最大工作电流为243A。

4.3.短路电流计算

4.3.1.计算条件

1) 本工程计算水平年选择为2017年，远景年取2020年；

2）故障类型为三相接地短路故障；

3）考虑光伏电站按照最大出力计算；

4.3.2.短路电流计算

对于含有光伏电站的系统，发生短路故障时，故障点短路电流可以分为两部分，一部分是由系统提供，另一部分是由光伏发电系统提供。

根据《光伏电站接入电网技术规定》（Q/GDW617-2011）文中规定：光伏电站需具备一定的过流能力，在120%倍额定电流以下，光伏电站连续可靠工作时间应不小于1分钟；在120%~150%额定电流内，光伏电站连续可靠工作时间应不小于10秒。当监测到电网侧发生短路时，光伏电站向电网输出的短路电流应不大于额定电流的150%。即：光伏短路电流最大不超过额定电流的150%。

参考国家电网公司分布式光伏发电接入系统典型设计方案附录中光伏电站接入系统短路电流计算方法。

1）光伏电站接入前：

并网点的短路电流：IPOI=UN2/{√3*[UN1/(√3*Ipcc)+XL]}

UN2：公共连接点基准电压，

UN1：并网点基准电压，

XL：并网点到公共连接点线路的阻抗，

Ipcc：公共连接点短路电流，

2）光伏电站接入后：

公共连接点短路电流：Ipcc’=Ipcc+1.5*In

并网点短路电流：IPOI’=IPOI+1.5*In

In：光伏电站额定工作电流，

4.3.3.计算结果

2017年短路电流计算结果见表4.3-1。

表4.3-1  2017年短路电流计算结果     单位kA

表4.3-2  2020年短路电流计算结果     单位kA

4.4.1.无功容量

根据GB/T199-2012《光伏电站接入电力系统技术规定》对无功容量的规定要求：

1）无功电源

光伏发电站的无功电源包括光伏并网逆变器及光伏电站无功补偿装置。

光伏发电站安装的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，并应满足在下图所示矩形框内动态可调。

图4.4-1  光伏发电站的逆变器无功出力范围

2）无功容量配置

光伏发电站的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备用要求。

通过10kV～35kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98～滞后0.98范围内连续可调，有特殊要求时，可做适当调整以稳定电压水平。

通过110（66）及以上电压等级并网的光伏发电站，无功容量配置应满足下列要求：

a)容性无功容量能够补偿光伏发电站满发时站内汇集线路、主变压器的感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；

b)感性无功容量能够补偿光伏发电站自身的容性充电无功功率及光伏电站送出线路的一半充电无功功率之和。

4.4.2.无功补偿计算：

经计算，一期、二期光伏电站内箱式升压变、汇集线路的无功损耗之和均为570kvar，本项目光伏电站采用的逆变器具有无功调节能力，能够对光伏电站无功功率进行调节，因此，本项目不再新增无功补偿装置。

4.5.主要设备选择原则

4.5.1.主接线

一期、二期光伏电站10kV均采用单母线接线。

4.5.2.升压站主变

一期、二期光伏电站10kV各采用6台容量1000kVA升压变压器，电压等级10/0.4kV，短路阻抗满足GB/T17438《电力变压选用导则》、GB/T51《油浸式电力变压器技术参数和要求》等规定的要求。

4.5.3.送电线路导线截面

本项目一期光伏电站（6兆峰瓦）和二期光伏电站（6兆峰瓦），分别采用1回10千伏并网线路T接于公用电网，一期、二期光伏电站最大工作电流均为243A。

T接电网公共线路导线型号均为：JKLGYJ-240/10,长期允许载流量为500A。满足本项目需求。

光伏电站送出线路导线截面一般按线路长期允许载流量选取， 一期光伏电站（6兆峰瓦）和二期光伏电站（6兆峰瓦）至电网公共线路T接点均选用ZR-YJV22-8.7/10  3x185电力电缆，其长期允许载流量为318A，可满足光伏电站送出需求，

4.5.4.断路器形式

根据短路电流水平计算结果选择设备开断能力，并预留有一定裕度，本项目10kV断路器选择以开断电流20kA为标准

4.5.5.电气主接线

电气主接线方案见图4.5-1。

图4.5-1  电气主接线方案示意图

5.系统对光伏电站的技术要求

5.1.电能质量要求

光伏系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量应受控，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度、直流分量等方面应符合相关标准。

一般情况下，应保证在并网光伏系统电网接口处（并网点或公共连接点）可测量到谐波、电压等所有电能质量参数。在出现电能质量偏离标准的越限状况时，系统应能检测到这些偏差并将光伏系统与电网安全断开，以免损害公用电网的供电质量。

光伏电站应根据电力部门要求装设电能质量检测及治理装置。

5.1.2.谐波

光伏电站接入电网后，公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549-1993《电能质量 公用电网谐波》的规定，各次间谐波电压含有率及单个光伏电站引起的各次间谐波电压含有率应满足GB/T24337-2009《电能质量 公用电网间谐波》的规定。

本工程的公共连接点电压等级为10kV，公共连接点的最小短路容量为226MVA，根据标准规定，公共连接点的谐波电压限值及谐波电流允许值如表5.1-1和表5.1-2所示。

需要说明的是，由于太阳能光伏发电系统的输出功率不稳定，实际注入公共连接点的谐波电流需要在光伏发电装置并网时按照规定测量方法进行测量。

因此，在光伏发电系统实际并网时需要对其谐波电流、谐波电压进行测量，检测其是否满足国家标准的相关规定，如不满足，需要采取加装滤波装置等相应措施。

表5.1-1  公共连接点的谐波电压（相电压）限值

电网标称电压

光伏电站接入电网后，其公共连接点的电压偏差应当满足GB/T12325-2008《电能质量供电电压偏差》的规定，即：35kV及以上公共连接点电压正、负偏差的绝对值之和不超过标称电压的10%，20kV及以下三相公共连接点电压偏差为标称电压的±7%（注：如供电电压上下偏差同号（同为正或负）时，按较大的偏差绝对值作为衡量依据）。

本工程拟采用的逆变器输出工作电压范围应满足要求。

5.1.4.电压波动与闪变

光伏电站接入电网后，公共连接点处产生的电压波动和闪变应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的规定及Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求。由于天气、云层、环境等因素的影响，光伏电站可以看作一个具有一定随机性的波动负荷，电压波动限值为3%。

根据Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》的要求，光伏电站接入电网后，光伏电站在公共连接点单独引起的电压闪变值应满足GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的要求。

因此光伏电站以10kV接入引起的公共连接点电压变动最大不得超过3%。

5.1.5.电压不平衡度

光伏发电站接入电网后，公共连接点的三相电压不平衡度应不超过GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》规定的限值，公共连接点的负序电压不平衡度应不超过2%，短时不得超过4%，其中由光伏电站引起的负序电压不平衡度应不超过1.3%，短时不超过2.6%。

5.1.6.直流分量

光伏电站接入电网后，向公用电网输送电能的直流分量应满足 GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》的规定，即“光伏系统并网运行时，逆变器向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的1%（逆变电源系统和电网宜通过专用变压器隔离连接）”。

根据Q/GDW617-2011《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》中规定，光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。取其较小限值，本工程中逆变器向电网馈送的直流电流分量允许值为0.5%×243A=1215mA。

5.2.电压异常时的相应特性

光伏电站在电网电压异常时的响应要求见表5.2-1，按照下表要求时间停止向电网线路送电，此要求适用于三相系统中任何一相。

表5.2-1  光伏电站在电网电压异常时的响应要求

光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在电网频率偏离下满足如下运行要求：

a）电网频率低于48Hz时，根据光伏电站逆变器允许运行的最低频率而定。

b）电网频率为48Hz～49.5Hz时，每次低于49.5Hz时要求至少能运行10min。

c）电网频率为49.5Hz～50.2Hz时，连续运行。

d）电网频率为50.2Hz～50.5Hz时，每次频率高于50.2Hz时，光伏电站应具备能够连续运行2min的能力，并执行电网调度机构下达的降低出力或高周切机策略；此时不允许处于停运状态的光伏电站并网。

e）电网频率高于50.5Hz时，立刻终止向电网线路送电，且不允许处于停运状态的光伏电站并网。

6.一次设备清单

本方案一次主要设备清单详见表6.1-1。

表6.1-1：一次主要设备清单

7.1.配置及选型

7.1.1.10kV 线路保护

1）配置原则

光伏电站线路发生短路故障时，线路保护能快速动作，瞬时跳开断路器，满足全线故障时快速可靠切除故障的要求。为保障供电可靠性，减少停电范围，宜在光伏电站侧配置1套单方向过流保护，用于10kV“T”接线路。

2）技术要求

a．线路保护应适用于系统一次特性和电气主接线的要求。

b．被保护线路在空载、轻载、满载等各种工况下，发生金属性和非金属性的各种故障时，线路保护应能正确动作。系统无故障、外部故障、故障转换以及系统操作等情况下保护不应误动。

c．在本线发生振荡时保护不应误动，振荡过程中再故障时，应保证可靠切除故障。

d．主保护整组动作时间不大于20ms，返回时间不大于30ms(从故障切除到保护出口接点返回)。

e．手动合闸或重合于故障线路上时，保护应能可靠瞬时三相跳闸。手动合闸或重合于无故障线路时应可靠不动作。

f．保护装置应具有良好的滤波功能，具有抗干扰和抗谐波的能力。在系统投切变压器、静止补偿装置、电容器等设备时，保护不应误动作。

7.1.2.母线保护

对于不设置10kV母线的光伏电站，10kV母线可以靠各进线的后备保护切除故障,本期不考虑设置母线保护。

7.1.3.防孤岛检测及安全自动装置

在光伏电站侧设安全自动装置，实现频率电压异常紧急控制功能，跳开光伏电站侧断路器。

若光伏电站侧10kV线路保护具备失压跳闸及低压闭锁合闸功能，可以实现按Un（失压跳闸定值宜整定为20%Un、0.5秒）实现解列，也可不配置的安全自动装置。

光伏电站逆变器必须具备快速监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、安全自动装置配置和低电压穿越等相配合，时间上互相匹配。

7.1.4.系统侧变电站

1）线路保护

110kV永宁变10kV永4板神农路1线和10kV永6板神农路2线均配备有微机线路保护装置，可满足本期光伏电站接入要求，建议增加联跳回路。

2）故障解列

故障解列应满足以下技术要求：

a.动作时间宜小于公用变电站故障解列动作时间，且有一定级差。

b.低电压时间定值应躲过系统及用户母线上其它间隔故障切除时间，同时考虑符合系统重合闸的配合要求。

c.过电压定值、低/过频率定值按DL/T 584 要求整定。

3）其他要求

a．光伏电站线路接入变电站后，系统侧备自投动作时间须躲过光伏电站防孤岛检测动作时间。

b．10kV公共电网线路投入自动重合闸时，应校核重合闸时间。

7.1.5.对其他专业的要求

1）对电气一次专业。系统继电保护应使用专用的电流互感器和电压互感器的二次绕组，电流互感器准确级宜采用5P、10P级，电压互感器准确级宜采用0.5、3P级。

2）光伏电站内需具备直流电源和UPS电源，供新配置的保护装置、测控装置、电能质量在线监测装置等设备使用。

7.1.6.系统继电保护配置图

继电保护及安全自动装置方案如下图所示：

图7.1-1：继电保护及安全自动装置方案示意图

7.1.7.对逆变器的要求

并网逆变器具有完善的保护功能，保证设备和人身，以及电网的安全。主要保护功能如下：

 ● 电网电压过、欠压保护。

 ● 电网电压过、欠频保护。

 ● 电网短路保护。

 ● 孤岛效益保护：当网上发生故障时，光伏电站并网逆变器通过检查并网电压、频率、相位等，在逆变器交流侧将光伏电站与电网脱离，动作时间小于0.2s。

 ● 逆变器过热保护。

 ● 光伏阵列输入极性反接保护。

 ● 逆变器过载保护。

 ● 逆变器对地漏电保护。

7.1.8. 继电保护及安全装置设备清单

系统继电保护及安全自动装置配置清单详见表7.1-1。

表7.1-1：继电保护及安全装置设备清单

8.1.调度关系及调度管理

调度管理关系根据相关电力系统调度管理规定、调度管理范围划分原则确定。远动信息的传输原则根据调度运行管理关系确定。本项目光伏电站所发电量全部上网由电网收购，发电系统性质为公用光伏系统。由周口地调实行调度管理，相关远动信息及电能量信息送周口地调。

8.2.配置及要求

8.2.1.光伏电站远动系统

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、光伏发电量等，并上传至周口地区调度；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。

8.2.2.有功功率控制及无功电压控制

光伏电站远动通信服务器需具备与控制系统的接口，接受调度部门的指令，具体调节方案由调度部门根据运行方式确定。

光伏电站有功功率控制系统应能够接收并自动执行电网调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏电站有功功率及有功功率变化按照电力调度部门的要求运行。

光伏电站无功电压控制系统应能根据电力调度部门指令，自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制并网点电压在正常运行范围内，其调节速度和控制精度应能满足电力系统电压调节的要求。

8.2.3.电能量计量

本方案电能量计量表设置上下网关口计量电能表、并网电能表、站用点计量表，用于光伏发电计费补偿。

1）安装位置与要求

在产权分界点增加高压综合计量箱，安装同型号、同规格、准确度相同的主、副表电能表各一套。主、副表应有明确标志，可考虑与智能断路器集成化配置。在光伏电站并网点安装电量计量表计用于考核。

2）技术要求

电能表采用静止式多功能电能表，至少应具备双向有功和四象限无功计量功能、事件记录功能，配有标准通信接口，具备本地通信和通过电能信息采集终端远程通信的功能。

10kV关口计量电能表精度为0.2S级，并且要求有关电流互感器、电压互感器的精度需分别达到0.2S、0.2级。

3）计量信息统计与传输

配置计量终端服务器1台，计费表采集信息通过计量终端服务器上传至周口地调，便于调度机构掌握光伏所发电量信息。

8.2.4.电能质量监测装置

需要在并网点装设满足GB/T19862《电能质量监测设备通用要求》标准要求的Ａ类电能质量在线监测装置一套。监测电能质量参数，包括电压、频率、谐波、功率因数等。电能质量在线监测数据需上传至相关主管机构。

8.2.5.系统变电站

本方案光伏电站接入系统变电站变后，变电站调度管理关系不变。

8.2.6.远动信息内容

1）光伏电站

光伏电站向电网调度机构提供的信号至少应该包括：

a.光伏电站并网状态；

b.光伏电站有功和无功输出、发电量、功率因数；

c.并网点光伏电站升压变10kV侧电压和频率、注入电网的电流；

d.主断路器开关状态等。

2）系统变电站

系统侧不增加新的间隔和出线，远动信息不变。

8.2.7.远动信息传输

光伏电站的远动信息传送到调度主管机构，应采用专网方式，宜单路配置专网远动通道，优先采用电力调度数据网络。一般可采取基于DL/T634.5101和DL/T634.5104通信协议。

当采用电力调度数据网络时，需在光伏电站配置调度数据专网接入设备2套，组柜安装于光伏电站二次设备室。

8.2.8.二次安全防护

为保证光伏电站内计算机监控系统的安全稳定可靠运行，防止站内计算机监控系统因网络黑客攻击而引起电网故障，二次安全防护实施方案配置如下：

1）按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的基本原则，配置站内二次系统安全防护设备。

2）纵向安全防护：控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装IP认证加密装置，非控制区的各应用系统接入电力调度数据网前应加装防火墙。

3）横向安全防护：控制区和非控制区的各应用系统之间宜采用MPLSVPN 技术，划分为控制区VPN 和非控制区VPN。

采用电力数据网接入方式，需相应配置1套纵向IP认证加密装置和1套硬件防火墙。

若站内监控系统与其他系统存在信息交换，应按照上述二次安全防护要求采取安全防护措施。

8.2.9.调度端设备配置

本期工程应为周口地调的调度自动化主站系统开列工程配合费用，以满足光伏电站各自动化系统接入调度主站的需要。

8.2.10. 继电保护及安全装置设备清单

系统调度自动化配置清单详见表8.2-1。

表8.2-1：系统调度自动化设备清单

9.1.通信方案

根据系统通信状况以及调度、远动通道的要求，光伏电站采用光纤通信组织调度、远动以及其他信息传输通道。

在光伏电站内增加1套SDH地网传输设备，开通至永宁变地网（1+1）链路，链路容量155Mbit/s，永宁变新上155Mbit/s光接口板2块，根据周口地区光纤环网设备要求配置。

光伏电站应具备周口地调调度的功能。光伏电站配置PCM/PCM用于周口地调，用于提供数字复接和语音调度通道。

光伏电站至110千伏永宁变沿10千伏线路新建一根24芯ADSS光缆，光缆长度按实际需求为准。

9.2.通信通道组织

通道：光伏电站新建24芯ADSS光缆110千伏永宁变原有光缆周口地调。

备用通道：光伏电站公用电话交换网商丘地调。

9.3.通信设备供电

根据通信设备对供电的要求，光通信传输设备供电电源要求为-48V。光伏电站配置一套SDH光传输设备，供电电源可由本光伏电站直流系统提供，即利用外接电源加装直流变换模块DC/DC，使直流220V电压变换为通信用-48V电压，为光通信设备提供-48V直流电源。

9.4. 主要设备材料清单

采用SDH 接入方案，光伏电站接入系统通信所需的主要设备材料详见表9.4-1。

表9.4-1：系统通信设备材料清单

附件2：国网周口供电公司发展策划部关于周口火蓝科华新能源有限公司12兆瓦分布式光伏发电项目并网意见函

附图01：光伏电站区域10kV线路现状图

附图02：光伏发电子系统主接线图