内审后修改1015a6电气

1、6 电气6.1 电气一次6.1.1 设计依据彰武风光互补(章古台)光伏发电项目工程可研设计遵守的主要 规程规范如下：（1）光伏组件标准:IEC61727:2004IEC61215IEC61730（2） 光伏系统并网技术要求（3） 光伏发电站接入电力系统的技术规定GB/T 19939-2005GB/Z 19964-2005 GB/T18479-2001 SJ/T11127-1997 GB/T 20046-2006DL/T 448-2000GB 12326-2000 GB12325-2003 GB/T 14549-1993GB50217-2007（4）地面用光伏（PV）发电系统概述和导则（5） 光

2、伏（PV）发电系统过电压保护导则（6） 光伏系统电网接口特性（7） 电能计量装置技术管理规程（8）电能质量电压波动和（9） 电能质量电力系统供电电压（10） 电能质量公用电网谐波（11） 电力工程电缆设计规范偏差（ 12 ）3.6kV 40.5kV 交流金属封闭开关设备和设备DL/T404-2007 DL/T5352-2006 GB 50293-1999GB 50054-95 GB50217-2007 GBJ6390 GB 50052-95GB5005593（13）高压配电装置设计技术规程（14）城市电力规范（15） 低压配电设计规范（16） 电力工程电缆设计规范（17） 电力装置的电测量仪表

3、装置设计规范（18） 供配电系统设计规范（19） 通用用电设备配电设计规范设计时遵循以上标准，但不限于以上标准。6-16.1.2接入电力系统方案6.1.2.1 电力系统现状及发展阜新市系辽宁省辖市之一，位于辽宁省西北部，与省会沈阳市直线距离 147.5 公里。往南经锦州可直下京、津经通辽可到河矿区；东达沈阳及辽东沿海城市；西与锦州港、京津地区襟衣相连，是辽宁西部的交通要道，是环渤海区的组成部分之一。阜新是一座“因煤而立、因煤而兴”的型城市，至今已有 100 多年的煤炭开采历史。“一五”时期，156 个重点项目中有 4 个煤炭和电力工业项目建在阜新，包括当时亚洲最大的露天煤矿海州露天煤矿，当时亚

4、洲最大的火力发电厂阜新发电厂，从而使阜新成为了建立起来的能源基地之一。50 多年来，全市已累计生产煤炭最早6.5 亿吨，发电 1700 亿千瓦时，为建设作出了重要贡献。阜新电网位于辽宁电网的西部，分为阜新城区电网和彰武地区电网两部分，两部分电网之间没有 220kV 及以上线路相连，在正常运行方式下，66kV 联络线运行。220kV 彰武变电站通过两回 220kV 线路和沈阳地区的高台山变电站相联。阜新电网通过宁东 1#线、宁东 2#线、阜北线、水北线、线及回线和锦州电网相联。截止到 2013 年底，阜新电网现有 220kV 变电站 7 座，主变 13 台，总变电容量 2000MVA。阜新地区各

5、变电站负荷见表 6-1。表 6-1 阜新地区 220kV 变电站供电负荷结果表：MW6-2变电站2013 年(实际)2014 年2015 年2016 年2017 年2020 年六家子变116125135145156195松涛变145155165175185200水泉变105115123132145180东梁变145155160160180200彰武变96105113125135170阿金变7090100110120160煤制气变658090100110135从表 6-1 电力平衡结果可见，阜新地区在最高负荷情况下，各年均有一定程度的富余电力，将由阜新地区网就近送到主网，对缓解辽宁省用 电日益紧

6、张的局面起到一定的作用。6.1.2.2光伏发电工程接入电力系统方案本工程地处内高原和东北辽河平原的中间过渡带，属辽宁西部的低山丘陵区。为了实现风光互补的新能源格局，本区域统一阳能发电工程。了风能与太风电场场址范围内有阜新彰北风电场一期和阜新彰北风电场二期两个风电场,并各设一座220kV升压变电站。阜新彰北风电场二期升压站安装三台容量为100MW主变，现已安装2变，根据从升压站运行方面得到的数据，在早9点到下午3点此段时间内，主变瞬时最大功率9.6万KW， 且最大负荷持续时间不大于2小时。考虑到光伏发电本期规模20MWp，风电场主变具有一定的过载能力，因此本升压站主变完全有能力保证风电、光伏同时

7、接入，不影响主变正常使用，且考虑35k V开关室布置条件，拟将本期光伏发电以两回35k V线路分别接入该风电场升压站1#、2#主变35kV 侧，通过扩建两台35kV开关柜以及进行相应母线PT的改造，以满足本期光伏的接入要求。(具体接入情况分析详见第四章相关内容)根据光伏电站接入电网技术规定（Q/GDW617-2011）要求，本次太阳能光伏电站应具备如下条件：（1） 光伏电站中的直/交流并网逆变器，运行过程中会产生一定量的谐波，设计要求公共连接点的谐波电压应满足GB/T 14549-1993电能质量公用电网谐波的规定。（2） 光伏电站接入电网后，公共接入点的三相电压不平衡度应不超过6-3变电站2

8、013 年(实际)2014 年2015 年2016 年2017 年2020 年合计74282588694710311240同时率0.860.860.900.900.900.90网供最大负荷6357107978529271116GB/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1.3%，短时不超过2.6%。（3） 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%。（4） 光伏电站应具有限制输出功率变化率的能力。从接入系统的电压等级方面考虑，考虑到本期太阳能光伏发电工程规 模较小，拟接入 220kV 彰北风电场二期升压站主

9、变 35kV 侧。最终接入系统方案以电网主管部门的接入系统报告审批意见为准。6.1.3 升压站站址选择由于本期光伏发电工程直接接入风电场升压站，因此本工程不新建升压站。6.1.4 电气主接线6.1.4.1 光伏发电工程电气主接线本工程装机规模为20MWp，预计2014年建成投产。光伏发电系统由20个1MWp光伏并网发电单元组成，全部采用多晶硅光伏组件。光伏组件经串联后，接入直流汇流箱，然后汇流箱经直流配电柜后接入2台500kW 逆变器装置，逆变器输出的低压交流电经箱式变压器升压，每1MWp光伏方阵配1台箱式变压器，容量1100kVA。为了尽量减少低压直流电缆长度， 有效降低低压直流输电损失，逆

10、变器与升压变拟就地布置在每个1MWp光伏并网发电单元内。升压变将逆变产生的270V 交流电直接升压至35kV， 升压变高压侧采用环接方式，20个逆变升压单元环接成两回出线，最终经2回集电线路接入距离5.2km的风电场升压站站内35kV母线上。集电线路可采用用或电缆方案，经比选后集电线路采用线路。35kV集电线路采和电缆方案的技术与比较见下表：光伏电站集电线路布置图详见附图71-03。6-4表 6-1集电线路采用线和电缆线路方案比较表6.1.4.2 升压站电气主接线彰北风电场二期220kV升压站建设3台100MVA主变，220kV侧采用单母线接线，该升压站安装三台容量为100MW主变，现已安装2

11、变。站内35kVI、II段母线安装有相应的风机进线回路、动态无功补偿装置以及站用电等设备。升压站220kV系统采取有效直接接地方式，35kV系统采取电阻接地系统。光伏发电本期建设20MWp，拟将本期光伏发电站以两回35k V线路分别接入该风电场升压站1#、2#主变35kV侧，通过该风电场升压站统一并网后接入系统。现考虑到本期 20MWp 光伏太阳能的接入，35kV I、II 段母线面光伏进线开关柜和相应母线 PT 的改造，以满足太阳能并网的要求。原升压站内配置的小电阻接地系统容量、动态无功补偿装置容量能够及响6-5序号比较项目线方案（LGJ-150）电缆方案（YJY23-3X400）1输电能力

12、满足功率输送要求满足功率输送要求2长度综合电阻（线损相关参数）0.234 欧姆/m0.2 欧姆/m3运行维护恶劣气候对线路影响较大，尤其在雷击、冰雪、大风等恶劣天气下，可能会造成线路停电， 并且日常维护工作量也大，需要定期巡视、清扫和检修。恶劣气候影响小，但由于电缆比较贵，容易被偷盗或被施工机械挖断造成停电；出现短路等故障时检修非常不便。4施工方面线方案基础铁塔施工受外界影响多，施工相对 ，施工周期长。主要采用直埋敷设方式。5占地面积线路方案主要是杆塔点征地和部分电缆的征地，征地面积比较小电缆方案征地是沿电缆敷设方向征地，征地面积大。6环保线方案对环境有少量电磁波影响，风电场上线路 ，杆塔林立

13、，影响环境的美观性。电缆方案土壤扰动面积大，线路施工以及运营期故障时检修都不可避免的破坏原有 环境。7综合造价双回 60 万/km约 81 万/km应时间能满足此期光伏接入的要求，不需调整。6.1.5 主要电气设备选择6.1.5.1 光伏电站设备选择（1）短路电流计算本光伏太阳能工程以一回 35kV 电缆线路接入 220kV 风电场升压站35kV 侧 I、II 段母线，35kV 侧短路电流按 25kA 考虑；太阳能组件不考虑短路电流，据此估算出太阳能升压变 270V 侧短路电流 16.6kA；相应设备参数按此条件进行选择。（2）35kV 升压箱变设备就地升压设备采用箱式变电站型式，箱变内配置高

14、压、低压设备、自用变及双变压器。箱变进出线均采用电缆方式。a.高压柜设备 1 台配限流熔断器+负荷开关，三相，额定电流630A，35kV，开断电流为25kA。在升压变出口处配置带电显示器。电网侧配置避雷器。高压柜 采用负荷开关加高遮断容量后备式限流熔断器组合的保护配置，既可作操作电器使用，又可断开短路电流，并具备开合空载变压器的性能，能有效保护配电变压器。系统中采用的负荷开关，通常为具有接通、隔断和接地功能的三工位负荷开关。变压器馈线间隔还增加高遮断容量后备式限流熔断器来提供保护。这是一种简单、可靠而又的配电方式。由于光伏并网发电系统的造价昂贵，在发生线路故障时，要求线路切断时间短，以保护设备

15、。而熔断器的特性要求具有精确的时间-电流特性（可提确的始熔曲线和熔断曲线）；有良好的抗老化能力；达到熔断值时能够快速熔断；要有良好的切断故障电流能力，可有效切断故障电流。根据以上特性，可以把该熔断器作为线路保护，和并网逆变器以及整个光伏并网系统的保护使用，并通过选择合适的熔丝曲线和配合，实现上级熔断器与下级熔断器及熔断器与变电站保护之间的配合。通过选用性能优良的熔断器，能够大大提高线路在故障时的反应速度，降低事故跳闸率，更好地保护整个光伏并网发电系统。6-6b. 低压柜设备低压设备配置断路器，三相，额定电流 1600A，400V。电流互感器，三相，额定电流1500/5A，5P20（0.5），1

16、5VA。另外配置浪涌吸收装置、电流表、电压表等。c. 自用变压器自用变压器，单相，BK-3kVA 0.27/0.22kV。供给箱变内部操作回路、逆变器室照明、通风及检修电源。d. 升压变压器35kV 双升压变，容量 1100 kVA。1100/550-550kVA，35±2*2.5%/0.2 7/0.27kV，联结组别为 Y,d11,d11，阻抗电压为 6.5%。（3）. 并网逆变器并网逆变器选用容量为 500kW，拟采用 1MW 集装箱式逆变房，每套含 2 台 500kW 逆变器。具体参数详见相关章节。（4）. 汇流（5）.汇流箱备选用 16 回输入,1 回输出，具体参数见相关章节

17、。光伏组件光伏组件选用多晶硅 300Wp，具体参数见相关章节。（6） 电缆选择通过热稳定校验、载流量校验、择如下：电流密度校验等计算，电缆选电池组串至汇流箱的直流电缆选用 2*（PV1F-1.0，单拼敷设；1*4mm）型，正负极汇流箱至直流配电柜的直流电缆选用 ZR-YJY-1.0 2*7090 型，单拼敷设；直流配电柜至逆变器的直流电缆选用 ZR-YJY-1.0 2*120 型，六拼敷设；6-7逆变器至升压箱变的交流电缆选用三芯电缆 ZR-YJY-1.0 3*150 型， 六拼敷设；升压箱变之间串联的交流电缆选用三芯电缆 ZR-YJY23-35-3*703*150 型。线，LGJ-150/2

18、0，详见 6.4 章节。光伏电站至风电场升压站采用6.1.5.2 升压站设备选择经计算，原升压站内设备均能满足太阳能接入要求，仅需在 35kV 侧扩建两面接入开关柜，配置同原升压站开关柜。6.1.6 防雷、接地及过电压保护6.1.6.1 光伏电站部分（1） 直击雷保护在光伏阵列的各级汇流箱及每个兆瓦级单元的整流逆变装置安装光伏防雷器，在升压箱变各电气设备高低压侧，均装有相应的避雷器和浪涌保护器等防雷设备，以防止雷电及操作过电压对电气设备造成的损害。（2） 接地接地装置按交流电气装置的接地DL/T621-1997 的规定进行设计。站区接地需结合场地地质条件，选用合理的接地方案，保证光伏电站接地电

19、阻按不大于4。全站接地网设计原则为水平接地体为主，辅以 垂直接地体的人工复合接地网。水平接地体采用热镀锌扁钢，截面按最大短路电流下的热稳定校验；垂直接地体采用热镀锌角钢。光伏阵列区太阳能组件自带金属边框，金属边框与地面金属支架相连，金属支架与热镀锌扁钢相连，热镀锌扁钢与光伏阵列区接地网相连，了接地、防雷体系。6.1.6.2 升压站部分光伏发电程接入原有 220kV 风电升压站，升压站内已进行了完善的防雷、接地及过电压保护等方面的设计，因此本期无需新增。6.1.7 站用电及照明6-86.1.7.1站用电（1） 光伏电站站用电升压箱变内设置自用变压器1台，单相，BK-3kVA 0.27/0.22k

20、V。供给箱变内部操作回路，逆变器室通风、照明和检修回路电源。（2） 升压站站用电光伏发电工程需在升压站内仅扩建1 面35kV 开关柜，原升压站已进行了完善的站用电设计，因此不考虑新建。6.1.7.2照明（1）光伏电站照明光伏组件设备可靠，故障率低，维修简单，为方便夜间对光伏阵列 巡视检修，在每 MW 方阵内设置 2 台投光灯，电源引自升压箱变内自用变压器。预装式逆变器成套装置及就地升压箱变内，均由自身提供照明电源，以供需要时使用。由于该照明关闭，仅在进入设备内动开启，对于光伏电场发电量影响甚微。（2）升压站照明本升压站照明均利用辽宁阜新彰北风电场二期 220kV 升压站原有设施，无需新增。6-

21、96.2 电气二次6.2.1 设计依据和原则6.2.1.1 设计依据GB/T 2887-2000 GB/T 14285-2006 GB/T 19964-2012 GB 50116-2014 GB 50229-2006 DL/T 448-2000DL/T634-5101-2001电子计算机场地通用规范继电保护和安全自动装置技术规范光伏电站接入电力系统技术规定火灾自动系统设计规范火力发电厂与变电所设计防火规范电能计量装置技术管理规程远动设备及系统 第 5-101 部分：传输规约基本远动任务配套标准远动设备及系统 第 5-104 部分：传输规约采用标准传输协议子集的 IEC60870-5-101 网

22、络多功能电能表通信规约远动设备及系统 第 5 部分：传输规约 第 103 篇： 继电保护设备接口配套标准远动设备及系统 第 5 部分：传输规约 第 102 篇：电力系统电能累计量传输配套标准DL/T634-5104-2001DL/T 645-2007DL/T667-1999DL/T719-2000DL/T 5003-2005DL/T 5044-2004 DL/T5103-1999 DL/T 5136-2001DL/T 5137-2001 DL/T5149-2001 DL/T 5155-2002DL/T 5218-2005GD 003-2011电力系统调度自动化设计技术规程电力工程直流系统设计技

23、术规程35110kV 无人值班变电站设计规范火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程电测量及电能计量装置设计技术规范220500kV 变电所计算机系统设计技术规程220500kV 变电所所用电设计技术规程220500kV 变电所设计技术规程光伏发电工程可行性编制办法(试行)6-10Q/GDW 617-2011 光伏电站接入电网技术规范电网公司十八项电网6.2.1.2 设计原则反事故措施（修订版）风电场电气二次设计应力求安全可靠、技术先进、适用，设备配置的自动化程度应满足无人值班（值守）的要求。6.2.2系统6.2.2.1 调度自动化光伏发电站的调度管理关系、远动信息量、传输方式及通信规约将根据接

24、入系统报告及其计。（1） 调度组织关系意见要求进行设计，现阶段暂按下述方案设根据调度自动化管理相关规定，光伏电站建成后，由辽宁省调委托阜新地调调度管理，信息由阜新地调转发至辽宁省调。光伏电站至辽宁省调的远动、计量通道采用光纤通道，传输方式采用数据网方式（ IEC60870-5-104 、 102规约）和 2M专线方式 （IEC60870-5-101 规约）。（2） 远动化范围新建光伏电站采用综合自动化系统，远动信息从光伏电站系统获取，根据光伏电站接入电网技术规定及相关规程、规范要求，光伏电站应向调度端传送下列信息量：a） 光伏电站并网运行状态、辐照度、环境温度；b） 光伏电站有功和无功输出、发

25、电量、功率因数；6-11通道要求通道光伏电站至阜新地调二路数据网(IEC60870-5-102、104)远动、电量通道一路 2M 专线(IEC60870-5-101)远动通道光伏电站至辽宁省调（由阜新地调转发）二路数据网(IEC60870-5-102、104)远动、电量通道一路 2M 专线(IEC60870-5-101)远动通道c）光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流；e） 5kV联网线路的P，Q，I，Wh，Varh；f） 5kV联网线路断路器位置信号； g）35kV联网线路保护、重合闸动作信号；h）35kV联网线路断路器及开关的分、合闸。（3） 调度数据通信网络接入方案本工程调度数据网

26、接入节点为位于辽宁省调的调度数据网骨干网节点，即阜新地调。光伏电站通过2×2M宽带接入调度数据网骨干网节点。光伏电站内计算机系统与调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-104；电能量计量系统与调度中心之间的通信协议采用IEC60870-5-102。本工程光伏电站拟接入已建彰北风电场二场升压站（以下简称彰北二场）, 调度数据设备与彰北风电场合用，不单独配置。彰北风电场接入系统工程已配置1套调度数据网接入设备，主要包括：1台路由器、2台接入交换机，组1面屏，放置于继内。（4） 二次系统安全防护方案根据电力调度通信中心下发的电力调度系统安全防护工作实施、电网二次系统安全防护总体方

27、案以及电网调度自动化系统安全防护方案规定，光伏电站的建设应遵循“安全分区、网络、横向、纵向认证”的基本原则。系统互联应确保各个子站系统的安全性和性要求，有效地、对系统的访问或的、破坏。本工程光伏电站拟接入已建彰北风电场二场升压站（以下简称彰北二场）, 二次系统安全防护设备与彰北风电场合用，不单独配置。6-12彰北风电场工程配置纵向加密认证装置1套，与调度数据网接入设备共组1面屏，放置于继内。6.2.2.2 光伏发电工程（1）概述本工程拟接入已建系统彰北风电场二场升压站（以下简称彰北二场），该站为无人值班变电站，由彰北风电场一场升压站（以下简称彰北一场）集中设计，所有的场升压站进行集中。本工程光

28、伏电站在彰北二场部分按照“无人值班”信息借用两站之间光纤通道接入彰北一场，在彰北一。本工程光伏电站系统与彰北风电场升压站计算机系统结构上相对（2）光伏电站光伏电站，两局域网可通过协议转换器进行信息交换。系统系统由光伏电站集控层、光伏电站现地间隔层和数据通信网络组成。范围为光伏电站现地光伏发电、汇流、逆变设备及其箱式变电站升压设备等。系统采用分层分布式结构，光伏电站集控层采用星型以太网结构，光伏电站现地间隔层采用光纤以太网环网结构与光伏电站集控层连接。光伏电站（a）光伏电站集控层 光伏电站集控层配置两系统配置图详见 附图-72-01。机兼操作员站、交换机及打印机等设备。主要功能包括：实时显示电站

29、的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计 CO2 总减排量以及每天发电功率曲线图；查看每台逆变器的运行参数；所有逆变器的运行状态，采用声光方式提示设备出现故障，可查看故障及故障时间；软件能实现环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向、室外温度；对逆变器进行，具有通信功能。（b）光伏电站现地间隔层光伏电站现地间隔层设备按每个方阵配置，装设在各逆变器房内。6-13由全分散式的汇流箱、直流防雷配电柜、逆变器、环境监测系统等设备组成。汇流箱与直流防雷配电柜具有串列电流监测和防雷器失效监测功能。逆变器具有对自身实时参数的和运行状态的监视、功能。环境监测系统由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、

30、测温探头、控制盒及支架组成，可观测光伏电站当地的气象条件，包括：风速、风向、 辐照、温度等环境参数。这些设备均采用 RS485 总线方式接入现地通信管理机，再通过以太网接口接入各逆变器室工业以太网环网交换机。（c）箱式升压变测控箱式升压变配置现地交流采样的测控装置，用于升压变、负荷开关熔断器以及空气断路器的位置信号、事故和故障信号、电量测量并。测控装置配置 RS485 接口通信管理机，再通过以太网接实现远方口接入各逆变器室以太网环网交换机，光纤组网后接入升压站内光伏电站集控层主机，以实现遥信、遥测和。（d）数据通信网光伏电站现地间隔层采用光纤以太网环网结构接入光伏电站集控层 工业以太网交换机。

31、根据电气一次集电线路路径，20 个光伏方阵组成 2个回路，用 2 根 12 芯单模光缆接入升压站继敷设方式，敷设路径与 35kV 集电线路相同。光缆与地埋混合（3）有功/无功功率系统根据Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定，为了实现对有功功率的，光伏电站应配置一套有功功率系统。该系统能够信号，根据电网接收并自动执行电网调度部门远方的有功出力频率值、电网调度部门指令等信号自动调节电站的有功功率输出，确保光伏电站最大输出功率及功率变化率不超过电网调度部门的给定值，以便在电网故障和特殊运行过调度数据网远传至调度端。光伏电站应配置无功电压保证电力系统稳定性。系统信息通系统，具备无功功率

32、及电压能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节逆变器发出（或吸收）的无6-14功功率，光伏电站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要求。（4）光伏功率系统根据 GB/T 19964-2012光伏发电站接入电力系统技术规定，光伏系统，用于上报未来 072h 短期以结果。该系统信息通过调度数据发电工程配置一套光伏发电功率及 15min4h 超短期光伏发电功率网远传至调度端。（5）电能质量监测根据Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定，光伏电站并网点应装设满足 IEC61000-4-30-2003 标准要求的 A 类电能质量装置。本工程在 220

33、kV彰北风电场一场升压站配置 1 套A 类电能质量质量的装置，电能质量数据，组 1 面屏放置于继传送到调度主站，保证主站对电能内。 系统改造6.2.2.3 彰北风电场升压变电站本期光伏发电工程接入彰北风电场二场升压站 35KV 侧，在彰北风电场二场升压站侧新增 2 面 35kV 光伏进线开关柜，每面柜内配置 1护测控装置。本次新增 35kV 光伏进线保护测控装置需接入彰北风电场二场升压站系统，并对彰北风电场一场、二场升压站与微机五防系统进行升级扩容。6.2.3 继电保护及安全自动装置6.2.3.1 光伏电站继电保护（1） 光伏并网逆变器保护光伏并网逆变器配置的保护主要包括电网过欠压保护、电网过

34、欠频保护、输出过流和过载保护、防孤岛效应保护、低电压穿越功能、逆变器过载/短路/接地故障保护、逆变器防反放电保护、直流极性反接保护、直流过压保护以及防雷保护等，保护动作于断路器跳闸或发信。（2） 箱式升压变保护6-15各个方阵的 35/0.27/0.27kV 箱式升压变高压侧安装负荷开关限流熔断器组合电器，熔断器作为箱式变的过电流、过载、低电压和短路故障的保护，熔体熔断后能自动连锁跳开负荷开关并发信。低压侧装设空气断路器，带有长延时、短延时、瞬时过电流保护和接地故障保护，作用于跳闸和发信号。升压变设置重瓦斯、轻瓦斯、油温等非电量保护， 作用于跳闸和信号。6.2.3.2 升压变电站元件保护根据继

35、电保护和安全自动装置技术规程GB/T142852006 的要求，对 35kV 光伏进线配置以下保护：（1）35kV 光伏进线保护：电流速断保护，瞬时动作于跳闸；电压闭锁电流速断，带时限动作于跳闸； 过电流保护，带时限动作于跳闸；零序电流保护，带时限动作于跳闸。（2）35kV 母线保护升压站已装设 35kV 母差保护 1 套，预留接口满足本期工程要求，本期需将新增间隔接入母差保护装置。6.2.3.3 系统继电保护和安全自动装置本工程暂无接入系统报告、以下方案将根据电网主管部门的接入系 统报告审批意见调整。（1）逆功率保护根据Q/GDW 617-2011光伏电站接入电网技术规定，当光伏电站设计为不

36、可逆并网，应配置逆方向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的 5%时，光伏电站可在 0.5s2s 内停止向电网线路送电。（2）故障录波器彰北风电场二场升压站已经配置的故障录波器、PMU 装置等装置，满足本期工程的需求，本期需对以上设备进行接线改造，无新增设6-16备。6.2.4 二次接线6.2.4.1 光伏电站电气测量、操作等二次接线（1）逆变器/汇流设备逆变器/汇流设备的测量和信号装置随逆变器/汇流设备一起配套供货。在光伏电站系统主机屏上可实时显示电站的当前发电总功率、日总发电量、累计总发电量、累计 CO2 总减排量以及每天发电功率曲线图；监测每台逆变器的运行参数如：直流侧电压电流；交

37、流侧电压、电流、频率、当前发电功率、日发电量、累计发电量、累计 CO2 减排量等；监视所有逆变器的运行状态，采用声光方式提示设备出现故障，可逆变器的投/退。每个逆变器交流出线侧查看故障及故障时间；设置 0.5s 级智能电度表,以实现分组计量。（2）35kV 箱式升压变箱式升压变配置现地交流采样的测控装置通过光伏电站系统实现集中。遥信量包压负荷开关和低压断路器的位置信号、高压熔断器动作信号、变压器非电量保护动作信号等；遥测量包括：电流、电压、有功功率、无功功率等；器的分/合操作。量包压负荷开关和低压断路6.2.4.2 升压变电站电气测量、操作等二次接线升压站间隔层 I/O 测控装置的配置原则为：

38、开关电气设备按每个电气单元配置，母线单元按每段母线单独配置，公用单元单独配置。测控装置的信号分模拟量、开关量。模拟量包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率、温度等，电气模拟量按照 DLT 51372001电测量及电能计量装置设计技术规程进行交流采样。开关量包括断路器、隔离开关以及接地开关位置信号，继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号、主变有载分接开关位置信号，全站其他二次设备事故及信号等。站内操作分为四级：第一级，在各配电装置的现场设备就6-17将就地设备的远方/功能，只能进行现地检修，具有最高优先级的权，当操作就地切换开关放在就地位置时，将闭锁所有其他场操作。第，间隔层测

39、控装置后备，其与第三级的切换在间隔层完成。第三级，站控层，该级在操作员站上完成，具有调度中心/站内主控层的切换。第四级优先级最低。6.2.4.3 电流、电压互感器配置及电能计量（1）电流互感器配置，为调度/集控站，电流互感器二次绕组的数量和准确级按满足测量、计量、继电保护、自动装置的要求配置。电流互感器按三相配置，二次额定电流选用 5A， CT 准确级保护用 5P 级、测量用 0.5s、计量用 0.2s。（2）电压互感器配置电压互感器二次绕组的数量和准确级按满足测量、计量、保护、同期、自动装置的要求配置。升压站前期在 220kV 侧配置三相电压互感器，二次绕组配置三个主绕组一个剩余绕组，准确级

40、分别配 0.2、0.5（3P）、3P、6P 级，其中 0.2 级供计量，0.5 级供测量用， 3P 级供保护用。在 35kV 母线前期配置母线电压互感器，电压互感器按三相配置，二次绕组配置两个主绕组一个剩余绕组，准确级分别配 0.2、0.5（3P）、3P 级，其中 0.2 级供计量（3）电能量计量，0.5 供保护和测量合用。根据电能量计量相关规程要求，参考一期工程的要求，本工程关口彰北风电场一场 220kV 线路出口处，35kV 线路出口作为辅助点设在计量点，精度采用 0.2S 级。电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T 17883 和DL/T 614 的要求。电能表至少应具备双向

41、有功和四功能，配有双 RS485 接口，并配置电量采象限无功计量功能、集器 1 套，信息接入电力系统电能量主站。本工程暂无接入系统报告、以下方案将根据电网主管部门的接入系统报告审批意见调整。6-186.2.5操作电源6.2.5.1 直流电源彰北一、二场升压站现有的直流系统均满足本期工程的需求，不单 独配置。6.2.5.2 电力不间断电源彰北一、二场升压站均已配置电力不间断电源系统作为升压站综合自动化系统电源。本期工程不再增加新的设备。6.2.6 火灾自动及消防联动系统系统设计规范GB501162014 要求，本工程根据火灾自动在每个光伏电站现地逆变器室设置单体型火灾过开关量接入测控装置，传回升

42、压站，在光伏探测器，系统里实现信号通。在彰北一、二场升压站设置火灾系统，本期光伏站接入后没有土建扩建工程量，火警系统满足要求，无需改造。线缆采用耐火铜芯电缆，穿镀锌暗埋或电缆沟敷设。6.2.7 安保及监视系统为保证升压站安全运行，便于运行管理，本工程在光伏电站各方阵通道分别新增数字型室外快球用于对光伏电站以及周围环境的及全天候图像监视，前端信号经交换机、通信光缆接入升压站内保及监视系统。6.2.8 电工试验室升压站前期已配置 1 套相应数量的仪器仪表设备，以便对相应的电气设备进行调整、试验以及今后的维护和检验。本期无新增设备。6.2.9 电气二次设备布置主机、打印机等设备分别布置在彰北一场、二

43、场升压站中控室。光伏电站远动主机、接口设备及交换机等设备组一面屏，光功率预6-19测系统设备组一面屏，有功无功系统设备组一面屏，布置在彰北一场升压站继，光伏电站公用测控装置及逆功率保护装置组一面屏，交换机及通信管理机组一面屏，关口表及电量。装置组一面屏，安装在彰北二场继光伏发电进线保护测控装置就地安装于 35kV 光伏进线柜。各光伏方阵的6.3 通信通信设备分别组一面屏，安装于逆变器室。6.3.1 光伏电站场内通信光伏电站场内通信采用大功率无线对讲机通信方式，拟配置 10 部对讲机以满足工程施工和运行维护期间通信的需求。6.3.2 升压变电站通信6.3.2.1 系统通信系统通信采用光纤通信方式

44、，彰北一场升压站随 220kV 联网线架设双回OPGW 光缆，作为继保、通信通道。前期配置光纤通信设备主要包括 SDH 光设备、数字 PCM 复用设备和综合配线架。在风场建设阶段已经完成，本工程无新增设备。6.3.2.2 两站之间的通信两站之间采用光纤通信方式，随两站之间联络线架设了一根 24 芯OPGW 光缆作为保护，通信通道。6.3.2.3 升压变电站站内通信根据调度通信及站内通信要求，升压站前期配置调度程控交换机参加电力调度程控调度组网。本期工程直接6.3.2.4 通信电源两站均配置通信电源一套。本期工程直接6.3.2.4 通信系统设备布置，不再增加新的设备。，不再增加新的设备。风场建设

45、阶段配置的系统通信设备、站内通信设备和通信电源充馈电设备均布置于继。6-206.4 送电线路6.4.1 概述6.4.1.1 工程概况本工程光伏发电装机容量为 20MW，采用 35kV 电压等级按两个回路彰武风电场风电场 220kV 升压站的 35 kV 侧母线。本次送出，接入送电线路设计范围系从光伏发电场出线终端塔起至风电场 220kV 升压站进线终端塔止单回 35kV线路本体工程。35kV 送电线路总长度为 5.2km，全部为双回路。导线选用LGJ-150/20，地线选用 GJ-35。电缆上下铁塔长度和类型见电气一次设计内容。6.4.1.2 送电线路路径送电线路以 35kV工程交叉电力线路暂

46、按6.4.2 机电设计6.4.2.1 气象条件根据66kV 及以下线路为主，电缆用在进出线端上下铁塔处。本设计。电力线路设计规范中的有关规定，最高气采用 40，在最高气温工况、最低气温工况和年平均气温工况下，应按无风、无冰设计，安装工况的风速应采用 10m/s，且无冰，雷电过电压工况的气温可采用 15，内部过电压工况的气温可采用年平均气温，结合搜集来的当地气象资料，本工程气象组合条件如下表：表 6.4-1本工程气象组合条件6-21项 目气温（）风速（m/s）覆冰厚度（mm）最高气温4000最低气温-3000年平均气温500安装情况-15100外过电压15100内过电压51506.4.2.2 导

47、、地线选择根据设计规范上关于污秽等级的划分，本工程按级污秽区设计。导线采用钢芯铝绞线设计，截面按选用 LGJ-240/30 导线。电流密度选择，线路电压降校核，根据线路电压等级、负荷性质和系统运行方式，通过计算耐雷水平比较。确定全线路架设地线，其型号采用 GJ-35 型镀锌并进行技术钢铰线。6.4.2.3 导、地线安全系数LGJ-150/20 导线安全系数取 3.0； GJ-35 地线安全系数取 4.0。6.4.2.4 绝缘配合根据66kV 及以下线路设计规范和交流电气装置的过电压保护和绝缘配合的有关规定，综合考虑环境污染因素和运行检修方便，本工程绝缘子采用 XWP2-70 型绝缘子，悬垂串采

48、用 3 片，耐张串采用 4片。除交叉时，绝缘子串采串挂设外，其他均采用挂设。本工程线路金具采用电力工业部颁发的电力金具样本中的定型金具，以利订货。根据66kV 及以下线路设计规范，金具设计安全系数运行情况下不小于 2.7，断线情况不小于 1.8。6.4.2.5 防雷与接地本工程 35kV 送电线路线部分全线架设地线，地线对边导线的保护角宜采用 20°30° 。全线杆塔需逐基接地。6.4.2.6 导线对地距离及交叉最小距离导线与地面的最小距离，在最大计算弧垂情况下，应符合下表的规定。表 6.4-2导线与地面的最小距离（m）6-22线路经过地区最小距离人口密集地区7最大风速-5

49、300最大覆冰-51010导线与山坡、峭壁、岩石之间的最小距离，在最大计算风偏情况下，应符合下表的规定。表 6.4-335kV 导线与山坡、峭壁、岩石间的最小距离（m）导线与树木（考虑自然生长高度）之间的最小垂直距离，应符合下表的规定。表 6.4-4导线与树木之间的最小垂直距离（m）导线至被3m。电力线路，在最大计算弧垂情况下，最小垂直距离为6.4.2.7杆塔设计及选型根据场内电缆上杆塔接线路路径地形情况、气象条件、杆塔到风机的距离、线等因素综合考虑，本工程杆塔选用钢筋混凝土杆和自立式角钢铁塔混合使用的方式。6.4.2.8杆塔基础根据辽宁彰武风电场风电场工程地质报告，拟建地段场地构造稳定，适宜工程的建设。抗震设防烈度为度，设计为 0.05g，特征周期 0.35s，工程场区内地质构造稳基本度值于抗震有利地段。场址区内的环境基本未受破坏，基本没有发生沉陷、泥石流和滑坡的可能，初步判定场区不良地质作用不发育。工程区标准冻结深度为1.40m，杆塔基础须置于该深度之下。场区内水埋藏较深，本阶段可不考虑水对设计的影响。本工程铁塔基础采