预装式变电站变电站二次配置方案

6.3电气二次部分6.3.1风电场监控中心微机监控系统本期工程采用机、电集中控制方式，在主控用房的继电保护室实现对风机、电气设备的遥测、遥控、遥信。风电场监控中心微机监控系统包括风电场计算机监控系统与升压站计算机监控系统，两套系统分开配置，即设置一套风电场风力发电机组的计算机监控系统和一套升压站的计算机监控系统，其中，风力发电机组计算机监控系统由风力发电机组厂家配套提供。两套监控系统可通过通信接口相连。6.3.1.1风电监控系统（1）风力发电机组的监控风力发电机组监控系统包括每台风机现地监控设备和布置于集中控制室的监控设备，可实现现地监控和集中监控两种方式。现地监控方式下可在现地对风力发电机组进行单机控制、监视保护动作信号及有关测量参数；集中监控方式下可在集中控制室对各台风力发电机组进行监控。1）现地监控方式风力发电机组的现地控制系统设备主要包括风力发电机组电气控制系统、偏航控制系统及变桨控制系统，以及塔筒底部的现地控制柜等。可以自动控制发电机组的启停，完成正常运行时的监测和控制，同时可以与风机集中监控系统实现数据通信，上传风力发电机组的运行状态和运行参数，并接受风机集中监控系统的控制、调节命令，实现远方手动开/停机操作等。运行人员可以通过现地控制柜对风力发电机组进行手动开机、手动停机、风力发电机组向顺时针方向旋转或向逆时针方向旋转。风力发电机组在运行过程中，控制单元持续监测风力发电机组的转速，监视制动系统的完整性，使风力发电机组的制动系统维持在安全水平上。通过控制单元还可调节风力发电机组的功率因数等参数。现地控制系统可保证风力发电机组的正常并网发电和安全运行，具备紧急停机、故障报警功能，能够实现风机启动、停机、偏航和复位的操作，能够记录并显示发电量、发电时间、并网时间等数据。控制系统配置具有后备不间断电源，在停电或电网故障时，保证不丢失运行数据及记录。现地控制系统功能独立，在集中监控系统发生连接故障时，现地控制系统能够继续控制风机并保证风机的正常运行。风力发电机组配有各种检测装置和变送器，并可在屏幕上显示风力发电机组实时状态，如：当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风力发电机组温度、当前的有功和无功功率、电流、电压、机组偏航情况、自安装之日起运行的总电量以及每年所发的电量等。风力发电机组的计算机显示屏幕上可显示事故或故障的位置、数量、内容、日期和时间等信号。2）集中监控方式风电场风机操作站布置在风电场集中控制室内，对场区内的风力发电机组进行集中监控和管理。控制室内的值班人员或运行人员可通过人机对话完成监控任务。集中监控系统具有使风力发电机组和整个风电场（正常和紧急情况下）停止运行、使风力发电机组和整个风电场恢复运行、控制参数的变化等功能，同时对风力发电机组的各种参数进行监测。上述功能的相关数据均按时间进行记录和保存，需要时可以将这些文件打印出来。任何非正常运行情况，如故障和紧急停机、人工停机和开机、风速过高停机、周围温度超高等，集中监控系统应能发出视音频报警信号。集中监控系统具有自我保护功能，不允许非授权进入。集中监控系统可以在电源失电的情况下能运行一段时间，进行保存数据等工作，以避免数据丢失。集中监控系统通过与风电场升压站计算机监控系统通信的方式完成与接入系统通信的要求，同时通过升压站计算机监控系统接受系统的调度和控制。（2）风力发电机组的保护为保证电力系统正常运行和供电质量以及当电气设备发生故障时，能在最短的时限和在可能最小的区间内自动把故障设备从电网中断开，以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区供电的影响。因此风力发电机组配置以下的保护和检测装置：温度过高保护、过负荷保护、低电压保护、电网故障保护、振动超限保护、超速保护、防雷保护、电缆非正常缠绕和传感器故障信号等。保护装置动作后，发出相应动作信号，并根据故障性质自动切除故障设备。（3）数椐通信网络每台风力发电机组现地监控屏配置1个工业以太网交换机，沿集电线路分为6组，经工业以太网交换机和光纤链路构成现地光纤网，接入集中控制室监控主机，组成整个风电场风力发电机组计算机监控系统网络6.3.1.2箱变的控制、保护、测量信号箱变高压侧采用负荷开关加熔丝保护，作为过载及短路保护；低压侧采用断路器保护。每台风机箱变的低压开关柜内设置一台箱变测控装置和相应的光纤连接设备，以便采集箱变内的各种电气量参数和非电气量参数，以满足综合自动化系统的测控要求，监测信号通过风电机组监控系统光缆通道输送到中控室。箱变监控自成网络，直接接入变电站计算机监控系统。6.3.2计算机监控系统6.3.2.1升压站计算机监控系统变电站监控系统采用目前成熟先进的计算机监控系统，按少人值守变电所设计，计算机监控系统的设计原则如下：（1）计算机监控系统采用开放式分层分布式网络结构，110kV间隔层测控及保护设备集中布置于综合楼内继电保护室，35kV测控保护装置分散布置在开关柜上。（2）由计算机监控系统完成对全所设备的监控，站内数据统一采集处理，资源共享。（3）计算机监控系统的电气模拟量采集采用交流采样。（4）保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点形式输入测控单元。（5）远动数据传输设备冗余配置，与计算机监控主站信息资源共享，不重复采集。（6）计算机监控系统设置五防工作站，配合电脑钥匙和锁具完成全站防误操作闭锁。（7）计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口，软、硬件配置能支持联网的网络通信技术以及通信规约的要求。（8）全站配置一套公用的GPS对时系统，主时钟源按双重化配置，GPS对时和北斗对时，以北斗对时为主满足站内设备对时要求。（9）计算机监控系统网络安全防护严格按照《电力二次系统安全防护规定》要求执行。6.3.2.2调度所对变电所四遥内容遥控部分（1）110kV线路断路器；（2）主变压器110kV侧断路器；（3）主变压器35kV侧断路器；（4）主变压器10kV侧断路器；（5）主变压器110kV中性点隔离开关；（6）35kV馈线断路器遥信部分（1）变电所事故信号，变电所各种事故的总信号；（2）主变压器差动保护动作信号；（3）主变压器轻、重瓦斯压力释放动作信号；（4）主变压器温度信号；（5）主变压器过负荷信号（6）主变压器110kV侧过流保护动作信号；（7）主变压器35kV侧过流流保护动作信号；（8）主变压器10kV侧过流流保护动作信号；（9）35kV馈线保护动作信号；（10）远方监控通道故障信号；（11）直流系统故障信号；（12）110kV线路断路器位置信号；（13）主变压器110kV侧断路器位置信号；（14）主变压器35kV侧断路器位置信号；（15）主变压器10kV侧断路器位置信号；（16）主变压器调压分接头位置信号；（17）隔离开关、接地刀闸位置信号；（18）35kV线路断路器位置信号；（19）110kV断路器操作机构故障总信号；（20）35kV断路器控制回路断线；（21）10kV断路器控制回路断线；（22）故障录波器故障总信号（23）35kV母线保护动作信号遥测部分（1）110kV母线电压；（2）35kV母线电压；（3）110kV线路有功功率、无功功率、三相电流、COSø和电度量；（4）主变压器110kV侧有功功率、无功功率和三相电流；（5）主变压器35kV侧有功功率、无功功率和三相电流；（6）SVG回路电流（7）SVG回路无功功率（8）主变压器温度；（9）35kV馈线电流、有功功率、无功功率和电量；（10）所用变压器380V侧电压；（11）直流母线电压；遥调部分（1）主变压器调压：分接头开关调节；6.3.2.3远动通道主要通道、通道路及传送方式按接入系统设计。6.3.2.4变电站计算机监控系统配置（1）系统结构计算机监控系统分为两层：站控层和间隔层，网络结构采用开放式分层、分布式结构。站控层为全站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过光缆或屏蔽双绞线与间隔层相连。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式集中布置在保护室中；在站控层及网络失效的情况下，间隔层仍能独立完成间隔层的监测和控制功能。计算机监控系统通过远动工作站与调度中心通讯。站控层主要设备包括监控系统服务器、操作员站、远动工作站、工程师站、、GPS对时装置、网络设备和打印机等；站控层配置一台可在线插拔外置式可读写光驱，便于备份软件。间隔层按电气间隔划分，包括测控单元、通讯处理装置、网络设备等。（2）网络结构计算机监控系统由两层网络构成，两层网络为站控层的计算机网络和间隔层数据通信网络。站控层网络采用百兆双以太网，负责站控层各主站之间的通信；间隔层测控装置通过交换机直接上站控层以太网，间隔层保护装置提供双网口可直接接入站控层以太网；间隔层保护装置和故障录波装置提供独立的网口或485通讯口与故障信息远传装置通讯。6.3.2.5硬件设备计算机监控系统采用标准的、网络的、分布功能和系统化的开放式的硬件结构，采用模块化的、标准化的、容易维护更换的、允许带电插拔的设备和组件。硬件配置简述如下：（1）主机兼操作员工作站。用于整个计算机监控系统的维护、管理，可完成数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络管理维护、系统诊断等工作；负责收集、处理、存储站控层数据；作为计算机监控系统的主要人机界面，用于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制命令的解释和下达、闭锁逻辑功能、AVQC等。在进行维护和监控操作时有可靠的登录保护。主机兼操作员工作站按双机配置。（2）工程师站：配置1台工程师站，用于整个监控系统的维护、管理，可完成数据库的定义、修改，系统参数的定义、修改，报表的制作、修改，以及网络维护、系统诊断等工作。对监控系统的维护仅允许在工程师站上进行，并需有可靠的登录保护。（3）远动通讯设备：远动工作站2台冗余配置，直采直送，通过专用通道点对点方式以及站内的数据网接入设备向各级调度传送远动信息。（4）五防工作站：根据变电站的防误闭锁方案，配置1台五防工作站，通过五防工作站实现对全站设备的五防操作闭锁功能。在五防工作站上可进行操作预演，可检验、打印和传输操作票，并对一次设备实施“五防”强制闭锁。五防锁具按本期规模配置。（5）公共接口设备：用于站内其他设备的接入的转换终端，该设备为专用设备。（6）网络交换机：网络交换机网络传输速率≥100Mbps，构成一分布式高速工业级双以太网，实现站级单元的信息共享以及站内设备的在线监测、数据处理以及站级联锁控制，设备组屏布置。（7）I/O测控单元：I/O单元具有交流采样、测量、防误闭锁、同期检测、就地断路器紧急操作和单接线状态及测量数字显示等功能，对全所运行设备的信息进行采集、转换、处理和传送。I/O测控单元还配置有“就地/远方”切换开关。I/O测控单元的配置原则为：公用单元单独配置。主变单元单独配置。（8）打印机：配置一台针式打印机，两台激光打印机（其中一台A3、A4、A5幅面任选，另一台为A4幅面）。针式打印机用于实时打印事件、报警信号等；激光打印机用于打印报表等。激光打印机具有网络打印功能。（9）其他设备：事故音响告警装置以及光/电转换器，接口设备（如光纤接线盒）和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。应业主要求，本变电站为无人值守，不设独立控制室，新增计算机监控后台均布置在月亮山风电场变电站的控制室内。本期变电站按照常规站进行设计，所有数据均需由网络通信柜中的网络交换机光口通过敷设光缆将信号接入月亮山风电场新增的网络交换机光口中，再由该交换机接入本期新增计算机监控后台，由此实现在月亮山风电场对本期风电场的集中控制。在本期继保室内布置一台操作员站，便于现场调试及后期处理现场设备情况使用。6.3.2.6软件系统监控系统采用国际上流行的先进的、标准版本的工业软件，有软件许可，软件配置满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。软件配置简述如下：（1）系统软件：采用最新版本的完整的操作系统软件，它包括操作系统生成包、编译系统、诊断系统和各种软件维护、开发工具。操作系统能防止数据文件丢失或损坏，支持系统生成及用户程序装入，支持虚拟存储，能有效管理多种外部设备。站控层主机操作系统采用UNIX或LINUX等安全性较高的操作系统。（2）支持软件：实时数据库，历史数据库，数据库生成、管理软件，汉字库及其管理软件，交互式图形编辑软件，交互式统计报表编辑软件，双击切换软件，数据库备份软件等。（3）应用软件：应用软件采用模块化结构，实现数据采集与处理、数据库的建立与维护、电压无功自动调节控制、防误闭锁、同期、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表等功能。监控系统同时实现远动功能、运行管理功能、时间同步、人机联系及与其他设备的通讯接口功能。6.3.3电气二次接线6.3.3.1二次设备布置原则本工程采用电气二次装置集中布置方案：全站110kV保护设备、测控装置、35kV系统二次设备集中组屏、故障录波器、电源系统等二次设备均置于继电保护室内，蓄电池布置于电气蓄电池室。6.3.3.2电度表配置本工程35kV各个回路作为考核点，按照1+0配置0.2S级三相四线的智能电度表，电度表集中组屏布置在继电保护室内。110kV线路及主变高压侧作为计量关口点，由系统远动专业进行配置。6.3.3.3控制电缆抗干扰及阻燃要求（1）所有二次电缆全部采用带屏蔽层的电缆，屏蔽层可靠接地；（2）二次接线中不同电压等级回路不放在同一根电缆内，二次电缆与电力电缆不同层敷设；（3）本工程选用的阻燃屏蔽电缆。6.3.4直流系统为了供电给控制、信号、综合自动化装置、继电保护和自动装置以及常明灯等的电源，设立220V直流系统。直流系统采用单母线接线，设一组阀控式免维护铅酸蓄电池，10小时放电容量200Ah，正常时以浮充电方式运行。设有一套高频开关电源作为充电器，高频开关电源模块采用n+1的方式，作为充电电源和浮充电电源。按满足事故全停电状态下的持续放电容量：选择蓄电池标称容量C10=200Ah。6.3.5不间断电源系统(UPS)全站设一套7.5kVA的UPS电源作为计算机监控、远动设备、火灾报警控制器及远方电量计费等装置的交流用电，UPS装置与直流系统共用蓄电池。6.3.6元件保护及自动装置全所均采用微机型继电保护装置和自动装置，根据《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285－2006和《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB\T50062-2008的有关规定进行配置。6.3.6.1变压器保护（1）主保护：差动保护。（2）后备保护：·110kV复合电压闭锁过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向指向110kV母线，第一时限备用，第二时限跳开110kV本侧断路器；第二段不带方向，保护动作跳开变压器各侧断路器。·110kV零序过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向指向110kV母线，第一时限备用，第二时限跳本侧；第二段不带方向，保护动作跳开变压器各侧断路器。·110kV中性点间隙零序电流保护及零序电压保护：延时跳开变压器各侧断路器·35kV侧装设复合电压闭锁过流保护，设二段时限，第一段跳开35kV母线分段断路器，第二段跳开主变各侧断路器。·35kV侧装设零序过流保护，设二段时限，第一段第一时限跳开35kV母线分段断路器，第二时限跳开本侧断路器，第二段跳开变压器各侧断路器。·10kV侧装设复合电压闭锁过流保护，设二段时限，第一段第一时限备用，第二时限跳开本侧断路器，第二段跳开变压器各侧断路器。（3）变压器本体保护：装设有本体及有载调压开关的瓦斯保护、压力释放及温度信号。6.3.6.2故障录波两台主变压器共设置一面微机型专用故障录波器柜。6.3.6.335kV保护（1）35kV馈线保护：装设带有速断、过流等综合保护装置。（2）35kV所用变压器保护：装设带有速断、过流和中性点零序过流等综合保护装置。（3）35kV分段保护：装设电流充电保护，过电流保护等综合保护装置。6.3.6.435kV母线保护35kV两段母线共配置一套母线保护6.3.7火灾自动报警本期工程火灾报警系统设计按照国家标准《火灾自动报警系统设计规范》GB50116-2008的要求，在预装式变电站内设置一套火灾自动报警系统，火灾报警控制主机设在主控用房控制室内,采用壁挂式结构。手动报警器按钮、控制模块底边均距所在地面1.5m，声光报警器距所在地面为2m，控制模块应按现场施工情况就近放置。当发生火灾后，报警区域内任意一个火灾探测器或手动报警按钮报警后,将感烟、感温、手动报警按钮的报警信号送至火灾报警控制器，同时发出控制信号控制相关区域联动设备，并启动本报警区域和相邻报警区警报装置进行报警。确认火灾后，需人工通过消火栓或灭火器进行灭火。6.3.8安全监视系统为便于运行维护管理，保证变电站安全运行，在变电站内设置一套图像监视系统，主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，留有远方监视的接口，实现对主要设备的操作进行监视。配置原则为：（1）视频服务器按全站最终规模配置，就地摄像头按本期规模配置；（2）户内户外的摄像头配置原则以当地电网公司的设计规范为准。（3）视频、报警信号在主控室图像监视终端显示并报警。（4）图像监视系统能与火灾报警、周界安全警戒等系统联动。工业电视布点说明:a.110kV配电室吸顶中速球机2个b.继电保护室吸顶中速球机2个c.35kV配电室吸顶中速球机2个d.所用低压配电室吸顶中速球机1个e.SVG室吸顶中速球机2个f.预装式变电站围墙内对角快球机4个g.主变每组枪机2个，h.电缆夹层吸顶中速球机2个。电气二次主要设备表

序号名称规格及技术规范单位数量备注1110kV变电站微机监控系统双主机配置套11.1主机兼操作员站套21.2微机五防系统套11.3工程师站套11.4远动工作站柜面11.5网络通讯柜面11.6GPS对时柜面11.7主变测控柜面21.8公用测控屏面11.9110kV线路测控屏面11.1010kV线路测控保护装置套2安装在10kV开关柜内35kV线路测控保护装置套6安装在35kV开关柜内35kV所用变及分段测控保护装置套2开关柜上装设1套35kV所用电、1套35kV分段测控装置1.11网络交换机台22安全监视系统套13主变保护柜面2435kV母线保护柜面15110kV母线电压接口屏面16主变故障录波器屏面17直流系统7.1直流馈线屏包括微机型直流系统绝缘监测仪，直流馈线接地监测元件，蓄电池巡检仪面17.2高频开关电源屏高频，冗余备用，60A/230V面17.3直流放电小车套17.4蓄电池阀控密封铅酸蓄电池，200AH103只组17.5事故照明屏面18UPS柜7.5kVA备用时间2小时面19继电保护试验电源柜面11035kV线路电度表块6安装在35kV进线开关柜上11所用变及无功补偿电度表屏块3就地安装在开关柜上12火灾报警系统套113110kV断路器端子箱个314110kV电压互感器端子箱个115主变端子箱个216控制电缆km3517箱变测控单元套666.4系统继电保护及安全自动装置6.4.1工程概况华电海原风电场一期（木头沟、孝家庄）风电项目，需建设木头沟110kV升压站一座，主变2×50MVA，主接线采用单母线接线形式。风电场以1回110kV线路接入海原曹洼330kV汇集站。6.4.2系统继电保护配置方案木头沟升压站至海原曹洼330kV汇集站一回110kV线路，每侧各配置一套纵联电流差动保护柜，采用专用光纤通道。110kV单母线配置一套微机母差保护柜。配置一台故障录波器，用于线路、母线录波。配置一套保护及故障录波信息管理子站。变电站内各保护装置及故障录波装置通过以太网口接入子站系统。子站系统接入调度数据网，将保护和故障录波信息传送至区调和网调。6.4.3通道要求木头沟升压站至海原330kV汇集站一回110kV线路，需提供一路独立的通道，传送一套线路主保护的信号。6.4.4设备材料清册风电场设备表序号名称单位数量1110kV纵联电流差动保护柜面12110kV微机母差保护柜面13故障录波器台14故障信息远传系统套15继电保护试验仪器仪表套16.5系统调度自动化6.5.1工程概况华电海原风电场一期风电项目（木头沟、孝家庄）工程装机容量2x49.5MW，安装66台单机容量1.5MW的风力发电机组。风电场建设110kV升压站一座，主变容量2×50MVA。以1回110kV出线接入海原曹洼330kV变电站。6.5.2调度关系根据电网“统一调度、分级管理”的要求，华电海原木头沟、孝家庄风电场及升压站由宁夏调控中心调度管理，远动信息送至宁夏调控中心和中卫地调。6.5.3远动信息内容依据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）和国家电网调[2011]974号文《风电并网运行反事故措施要点》并结合各调度端需要，风电场本期工程的远动信息内容如下：6.5.3.1遥测内容110kV线路有功、无功功率、电流35kV线路有功、无功功率110kV/35kV母线电压、频率主变高、低压侧有功功率、无功功率和电流主变压器分头位置全场机端出力，即全场机组机端的有功功率总加、无功功率总加全场上网出力，即经并网点送出的有功功率总加、无功功率总加风机相关测量量信息6.5.3.2遥信内容全站事故总信号110kV线路主保护动作信号110kV线路重合闸信号变压器主保护动作信号所有断路器A、B、C相位置信号所有隔离开关位置信号所有接地刀闸位置信号风机启、停信号6.5.4远动系统本工程设置一套网络计算机监控系统（NCS），远动功能并入该系统。网络计算机监控系统采用分层分布式网络结构，远动功能由监控系统远动工作站完成。由网络计算机监控系统间隔层测控装置采集风电场和调度端需要的信息，通过监控系统远动工作站向调度端传送远动信息。为保障风电场与调度端信息传输的可靠性，远动工作站应为双机冗余配置，所有信息采集应按照直调直采、直采直送的原则进行设计。另外，根据《电力系统调度自动化设计技术规程》要求，远动系统应配备相应的调试仪表，其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。本期工程为风电场开列自动化仪器仪表一套。6.5.5风电场有功功率控制系统（AGC）风电场本期配置一套有功功率控制系统（AGC）。有功功率控制系统（AGC）应能够自动接收调度主站系统下发的风电场发电出力计划曲线及有功控制指令，并根据电网频率值、电网调度部门指令值等自动调节电场的有功输出，确保风电场最大功率输出及有功功率变化率不超过电网调度部门的给定值。6.5.6自动电压控制（AVC）风电场本期配置一套自动电压控制系统(AVC)。根据接收到的调度主站电压/无功控制指令，给出当前运行方式下无功调节装置调节范围内的无功控制策略，并实施闭环控制跟踪控制目标值。风电场无功功率调节速率和控制精度应满足Q/GDW392-2009对电力系统电压调节的要求。实现风电场内各种无功源包括SVC/SVG、电容器/电抗器及有载调压分接头等设备之间的协调控制。风电场AVC控制系统还应与风机监控系统连接，对风机无功出力进行控制。考虑到运行的可靠性，系统按双机冗余配置。6.5.7远方电能量计量系统6.5.7.1电量计量装置的配置原则按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的要求，风电场电量计量装置的配置原则如下：1)关口计量点按I类设置计量装置，考核点按II类设置计量装置。2)I、II类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。3)互感器计量绕组的实际二次负荷应在25％－100％额定二次负荷范围内。4）互感器计量绕组二次回路的连接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，导线截面至少应不小于4mm2；对电压二次回路，导线截面至少应不小于2.5mm2。5）I、II类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2％。6)接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线有功、无功电能表。接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有功、无功电能表。7)电能计量表计的通信规约符合DL/T645-2007《多功能电能表通信规约》的要求。8）电能表辅助电源宜采用独立的交/直流回路供电，交流电源宜引自UPS电源。9）电能表与试验接线盒采用一表一盒接线方式，试验接线盒安装在电能表下侧对应位置，电能计量屏按满屏6只电能表布置。10）选用电子式多功能电能表，有功准确度等级0.2S级，无功准确度2.0级，失压计时功能满足DL/T566-1995《电压失压计时器技术条件》。11）对于三相四线制电能表，电流互感器二次绕组采用三相六线制接线方式；对于三相三线制电能表，电流互感器二次绕组采用两相四线制接线方式。6.5.7.2电能计量装置配置方案本期风电场升压站1回110kV线路出口及主变高压侧设置为计量关口点，配置主/备关口表。根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表应配置相应的接线盒。在风电场内设置一套电能量远方终端，以RS485串口方式与电度表通信，采集全站的电量信息。电能量远方终端以IEC60870-5-102规约向调度端计量主站传送电量信息。电能量远方终端除了能以专线方式与调度端通信外，还应具备网络传输能力。6.5.7.3组屏方案本期工程在继电保护室内设1面电能量远方终端屏，安装电能量远方终端设备。同时设置1面远方电量计量表屏，安装1回110kV出线及主变高压侧共计6块远方电量计量表及相应的接线盒。继电保护室远方电量计量表屏与电能量远方终端屏之间通过双绞屏蔽电缆连接。6.5.8电能质量在线监测设备风电场向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压不平衡度、直流分量、电压波动和闪变等方面应满足国家相关规定的要求。风电场并网点应装设满足IEC61000-4-30标准要求的A类电能质量在线监测装置。风电场电能质量数据以网络方式传送到宁夏电力科学研究院主站。因此本期工程在风电场并网点装设1套满足IEC61000-4-30标准要求的A类电能质量在线监测装置，组1面屏安装在继电保护室内。6.5.9风功率预测系统本工程在风电场安装1套风电功率预测系统。风电功率预测系统实时运行需要的数据应包括数值天气预报数据、实时测风塔数据、实时输出功率数据、风电机组及风电场运行状态等。风电场应通过电力调度数据网向省调风电功率预测系统主站传送风电场实时气象数据。短期风电功率预测应至少能够预测风电场未来3天的风电输出功率，时间分辨率为15min。超短期风电功率预测能够预测未来0h~4h的风电输出功率，时间分辨率不小于15min。风电场的风电功率预测系统应与调度机构的风电功率预测系统运行于同一安全区。风电功率预测系统的部署方案应满足电力二次系统安全防护规定的要求，不同安全区之间的数据传输应配置必要的安全隔离装置及防火墙。本期工程在继电保护室内设2面风电功率预测系统屏，安装风电功率预测系统设备。6.5.10功角测量系统本期为风电场配置功角测量系统一套，功角测量系统包括同步相量测量装置和数据集中器等设备。通过同步相量测量装置采集相量信息，并通过数据集中器向调度端主站传送风电场的同步相量信息。功角测量系统的信息采集范围如下：110kV/35kV母线及所有线路的三相电压、主变各侧及110kV线路的三相电流、35kV汇集线的三相电流、35kV无功补偿设备的三相电流等。本期工程在继电保护室内设2面功角测量系统屏，安装功角测量系统设备。6.5.11电力调度数据网接入设备及二次安全防护设备风电场本期配置电力调度数据网接入设备2套，包括路由器、交换机等。同时设置二次系统安全防护设备1套，包括纵向加密认证装置、防火墙、隔离装置等。以确保电力调度数据网的安全运行，具体配置原则参照电监安全〔2006〕34号《电力二次系统安全防护总体方案》执行。风电场二次系统安全防护设备（纵向加密认证装置）与站内调度数据网接入设备统一组屏安装在继电保护室内，原则上不单独组屏。6.5.12OMS调度信息系统本期工程风电场装设一套OMS调度信息系统，配置协议转换器及生产管理工作站等。OMS调度信息系统至宁夏调控中心提供一路OMS办公管理系统信息数据传输通道，通道传输速率为2Mbit/s。6.5.13电源系统根据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）要求，调度自动化专业设备应配备两路独立电源。因此，本工程风电场调度自动化设备考虑采用两路独立的直流电源或者UPS电源供电。由于风电场具备全站公用的UPS电源和直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。6.5.14自动化信息传输通道6.5.14.1远动信息传输通道本期风电场至宁夏调控中心和中卫地调的主备远动信息传输通道均采用电力调度数据网通道。风电场有功功率控制系统至宁夏调控中心的主备信息传输通道均采用电力调度数据网通道。风电场自动电压控制系统至宁夏调控中心的主备信息传输通道均采用电力调度数据网通道。6.5.14.2电量信息传输通道风电场对宁夏调控中心的主备电量信息传输通道均采用电力调度数据网通道。风电场至宁夏电力公司营销部的电能量信息传输通道采用基于SDH网络的以太网传输方式。6.5.14.3电能质量在线监测信息传输通道风电场电能质量在线监测信息的传输通道采用基于SDH网络的以太网传输方式。6.5.14.4风功率预测信息传输通道风电场对宁夏调控中心的风功率预测信息传输通道采用主备通道，均采用电力调度数据网通道。6.5.14.5同步相量信息传输通道风电场同步相量信息通过调度数据网通道向调度端WAMS主站系统传送。6.5.15通信规约6.5.15.1远动通信规约风电场对调度端的调度数据网通道采用IEC60870-5-104规约。6.5.15.2电量传输规约风电场对调度端的电量信息传输规约采用IEC60870-5-102规约。6.5.15.3同步相量信息传输规约风电场对调度端WAMS主站系统的同步相量信息传输规约应以IEEEC37.118为基础，并符合国家电网公司发布的《电力系统实时动态监测系统技术规范（Q/GDW131－2006）》的要求。6.5.16调度端配套为满足风电场调度自动化信息的接收，调度端主站系统均需做相应的软件修改和通信联调。本期工程分别为各调度端开列调度端配套费。6.5.17设备清单本期工程调度自动化专业详细清单如下表。调度自动化专业设备清册序号名称单位数量备注一风电场侧1远动工作站套1与监控系统一并考虑2远方电能量计量系统，包括：套1①电能计量表计，0.2s级块6②电能量远方终端台1③屏体面23电力调度数据接入网设备套24二次系统安全防护装置套15功角测量系统套16有功功率控制系统套17自动电压控制系统套18电能质量监测装置套19风电功率预测系统套110OMS调度信息系统套111自动化仪器仪表套112电缆米2000二调度端配套费1宁夏调控中心接口费套12中卫地调接口费套16.6通讯6.6.1工程概况本期华电海原风电场一期风电项目（木头沟、孝家庄）工程安装66台单机容量1500kW风电机组，装机容量2x49.5MW；风电场新建110kV升压变电站（木头沟110kV升压站），变电站新建2台50MW主变压器，以一回110kV出线接入海原曹洼330kV变电站。本变电站监控系统置于2.5km外固原地区月亮山110kV变电站。木头沟升压站不设综合楼，按无人值班有人值守设计。按照宁夏电网分级调度管理的规定，本工程110kV木头沟升压站建成后由由宁夏中调和中卫地调实施两级调度管理。本工程系统通信方案将根据上述调度关系进行设计。6.6.2业务需求分析本期海原风电场110kV木头沟升压站主要业务有语音、低速实时数据、以太网数据等，详细的业务需求及承载方式见表4.2-1：业务需求一览表信息种类单位、数量、承载方式备注调度电话2×2W（PCM）风电场～地调、中调远动专线4W，V.24/V.28（PCM）风电场～地调、中调电量计费2×2W（PCM）风电场～地调、中调电能质量在线监测10M/100M（SDH）风电场～宁夏电科院OMS信息通道2M（SDH）风电场～中调调度数据网平面I：2×2M（SDH）平面II：2×2M（SDH）110kV线路保护风电场升压站-曹洼线路：保护分纤分纤组织，主用2芯、备用2芯6.6.3通信现状曹洼330kV变电站～宁安330kV线路架设2根12芯OPGW光缆，光缆长约2*120km。曹洼330kV变电站配置了省级和地区级2.5Gbit/s光传输设备各1套，均为爱立信OMS1664设备，组织曹洼～宁安的省级和地区级2.5G电路；曹洼站同时配置了对宁夏中调和中卫地调的PCM设备。6.6.4系统通信方案6.6.4.1、光纤通信根据本工程系统通信现状及需要，将采用OPGW光缆通信方式构成本工程系统通信的传输通道。具体方案如下：沿海原风电场木头沟110kV升压站～曹洼330kV变电站110kV线路上架设1根12芯OPGW光缆，光缆长约26km，电路在曹洼变经宁安变、黄河变、迎水桥变接入宁夏主干光纤网。光缆建成后，将解决110kV线路保护通道的传输，并构成海原风电场木头沟升压站至宁夏中调和中卫地调的调度电话、远动等信息的传输通道。参见以下附图4-1：风电场接入系统光缆网络图。图4-1：风电场接入系统光缆网络图6.6.4.2、SDH及PCM设备配置本工程海原风电场木头沟升压站配置1套SDH光传输设备，传输容量为155Mb/s，按1+1方式组织海原风电场～曹洼155M电路；并在曹洼变现运行的地区级2.5G设备配置2块155M光板对木头沟升压站方向。海原风电场～宁夏中调和中卫地调各配置1对PCM设备。参见以下附图4-2：光通信设备系统连接示意图。图4-2：光通信设备系统连接示意图6.6.4.3、调度设备配置本工程海原风电场木头沟110kV升压站按无人值班设计，监控系统及运维人员均置于2.5km外月亮山110kV变电站；故木头沟升压站本期不配置调度程控交换设备，调度及行政电话均由PCM设备放小号方式实现；海原风电场110kV木头沟升压站调度电话本期将置于月亮山110kV变电站集控室内。6.6.4.4、通道组织A)海原风电场110kV木头沟升压站～曹洼330kV变电站110kV线路保护通道采用专用光纤通道：主保护：○——OPGW——○风电场曹洼B)海原风电场木头沟升压站—宁夏中调调度和远动通道：○——OPGW——○——主干光缆——○风电场曹洼宁夏中调C)海原风电场木头沟升压站—中卫地调调度和远动通道：○——OPGW——○——主干光缆——○风电场曹洼中卫地调6.6.4.5、辅助通信设备在海原风电场木头沟升压站配置辅助通信设备包括：光纤配线架、数字配线架、音频配线架等，其机架容量应满足主设备的运行要求。6.6.5风电场场内通信6.6.5.1场内建筑的通信电缆敷设根据本工程建设规模，木头沟升压站内的各房间根据岗位情况设置电话及信息端口；并沿木头沟110kV升压站～月亮山110kV变电站新建电缆沟敷设调度通信用HYA系列通信电缆约3km。6.6.5.2通信电源根据本期工程通信设施建设规模，本工程配置1套通信电源系统，含1套48V/80A高频开关电源和1组48V/200AH蓄电池，高频开关电源和直流分配盘共组1面屏安装在继电保护室中；通信专用蓄电池组架安装在蓄电池室中。6.6.5.3通信机房本工程木头沟110kV升压站不设单独的通信机房，通信电源和通信设备安装在继电保护室内。按不少于12面屏设置，通信机柜颜色与继电保护室电气二次设备机柜相同，尺寸为2260×600×600mm。站内不设通信监控系统，纳入升压站综合监控系统。6.6.6通信材料表通信设备材料清册序号名称型号及规范单位风电场曹洼中调地调数量一系统通信1光通信设备SDH155M套112光接口L1.1套2243PCM设备套21144ODF6×12系统含跳纤套1125DDF6×21系统套116VDF100回线套21147引入光缆G.652/12芯km0.30.50.8二站内通信1通信高频开关电源48V/80A套112通信专用蓄电池48V/200AH组113电话机台20204电话分线盒10对个225电话出线盒86个15156音频电缆HYA10×2×0.5km337辅助设备及材料电缆、接地、安装材料项118综合布线设备项118.1网络交换机24口套118.2网络配线单元套118.3网线UTP-6km448.4槽盒等安装材料套116.7集电线路6.7.1设计规程规范（1）66kV及以下架空电力线路设计规程（GB50061-2010），下面简称《设计规程》。（2）电气装置安装工程35kV及以下架空电力线路施工及验收规范（GB50173-92）（3）架空送电线路杆塔结构设计技术规定（DL/T5154-2002）（4）架空送电线路基础设计技术规定(DL/T5219-2005)6.7.2建设规模本工程为华电海原风电场一期风电项目，风电场本期安装66台单机容量1500kW风电机组，装机容量2x49.5MW。根据本工程拟定的路径方案，场内集电线路共分6回线，分别从风机箱变送往场内升压站。根据风电场内风力发电机组的接线方式，推荐主线采用JL/G1A-185/30钢芯铝绞线，主线末端及支线推荐采用JL/G1A-95/20钢芯铝绞线。由此原则，规划的风电场内35kV架空线路总长度共74.65km。其中：单回路66.53km，双回路9.12km，共6回集电线路。6.7.3场内线路路径：1、路径方案（1）路径方案拟定原则本设计按如下原则拟定线路路径方案：A、线路尽可能靠近风机（一般距离风机中心40m左右），以缩短风机出口至箱式变压器的低压电缆的长度，同时为方便箱式变压器高压侧套管与集电线路的连接，在靠近箱变附近设一基门型终端杆，通过T接塔与主线路相连接。B、线路路径总长度尽可能短。为方便线路的运行管理，6条线路路径须清晰合理并易于区分。C、由于集电线路不可避免地与风电场中的公路和已有的或新建的架空线路交叉，设计中须依据现场地形合理选择交叉点以降低交叉跨越难度。（2）路径方案介绍基于以上原则，本设计拟定了一个线路路径方案，其优点如下：A、比较美观。B、直线段较长，为节约投资，相邻两线路与变电站间尽量采用双回路，进一步降低工程造价。C、35kV集电线路尽量采用双回路设计送电，减少占地及输电走廊。各风机出线均通过箱变架空接至附近的门型终端杆，然后经分支塔与主线架空线T接，6回架空线路在升压站外均通过架空的形式接至升压站35KV架构。各回路接线情况详见《线路路径示意图》。6.7.4机电设计6.7.4.1工程气象条件为确定本工程的设计气象条件，我们收集了线路所在地区的年最大风速、年最高气温、年最低气温、年平均气温等气象原始资料,距离风电场最近的气象站为西吉县气象站，距风电场约27km。西吉县气象站现址位于县城西街，海拔高度1916.5m。1、相邻月亮山一、二期风电场主要气象资料气象条件气温(℃)风速(m/s)冰厚(mm)最高气温4000最低气温-3000年平均气温500最大风速-5300覆冰-51015大气过电压(无风)1500大气过电压(有风)15100操作过电压10150安装情况-15100雷暴日40日/年6.7.4.2气象条件气温(℃)风速(m/s)冰厚(mm)最高气温4000最低气温-3000年平均气温500最大风速-5300覆冰-51015大气过电压(无风)1500大气过电压(有风)15100操作过电压10150安装情况-15100雷暴日40日/年6.7.4.3导线、地线选择(1)导线选择根据风电场内风力发电机组的接线方式，在充分考虑投资经济性及技术要求的基础上，主线路导线推荐采用JL/G1A-185/30钢芯铝绞线，分支线路导线推荐采用JL/G1A-95/20钢芯铝绞线，可满足风电场风力发电机组的出力要求。本工程线路地处山区，由于该地区覆冰比较严重，综合各方面经济考虑，本工程线路JL/G1A-185/30及JL/G1A-95/20导线最大使用张力分别取21.82kN及12.62kN，安全系数2.8。在确定导线最大使用张力时，试验保证拉断力取计算拉断力的95％。导线年平均运行张力分别取15.276kN和8.835kN，不大于试验保证拉断力的25％，满足《设计规程》中的有关规定。（2）地线选择本工程集电线路全线采用GJ-35镀锌钢绞线作为地线，其参数特性如下：型号GJ-35总截面积(mm2)37.16股数/直径(根数/mm)7/2.6外径(mm)7.8单位质量(kg/m)0.3093计算拉断力(kN)45.47弹性系数(N/mm2)181423线膨胀系数(1/℃)11.5×10-66.7.4.4绝缘子型号及片数本工程线路根据《设计规程》有关规定及本线路所处地区为II级污秽地区，考虑到本工程位于2000~2300m海拔高度这一特点，本工程导线耐张及悬垂绝缘子串均采用防污型瓷绝缘子，其型号为U70BP/146，耐张串采用5片，悬垂串及跳线串均采用4片绝缘子；其泄漏比距不低于3.2cm/kV设计，满足《设计规程》中的有关规定。6.7.4.5本工程推荐使用的绝缘子技术特性见下表：瓷绝缘子型号U70BP/146结构高度mm146公称直径mm255爬电距离mm≥400额定机电破坏负荷Kn70雷电冲击干耐受电压Kv120工频湿耐受电压Kv42工频击穿电压Kv120连接型式标记166.7.4.6防雷与接地本工程新建35kV线路全线架设单地线，且逐塔接地。地线与导线在档距中央的距离，在气温为+15℃无风情况下,满足S≥0.012L+1的要求(L为档距)，地线对边导线的保护角不大于25铁塔接地装置采用方环加放射线型。接地装置材料推荐选用Ф12圆钢，埋设深度为0.8m，接地装置和杆塔的连接采用螺栓连接,引上线及联板加工焊好后热镀锌。在雷雨季节干燥时期，不连地线的工频接地电阻，不超过下表所列数值：土壤电阻率(Ω-m)工频接地电阻(Ω)1015202530若工频电阻不满足上表要求，则需要延长接地体或采取添加降阻模块措施降低工频电阻直至符合要求。6.7.4.7导线对地距离及交叉跨越最小距离导线在各种情况下的对地最小距离与被交叉的最小垂直距离如下：线路经过地区最小垂直距离（m）说明人口密集地区7导线最大计算弧垂下人口稀少地区6导线最大计算弧垂下交通困难地区5导线最大计算弧垂下在最大计算风偏情况下，导线与山坡、峭壁、岩石之间的最小距离为：步行可以到达的山坡为5.0米；步行不能到达的山坡、峭壁、岩石为3.0导线与各种被跨越物的最小垂直距离如下：被交叉跨越物名称最小垂直距离（m）说明电力线3按40℃跨越果树、经济作物3按40℃跨越树木4线路通过处两旁有树林的地方，应砍伐防护通道，通道宽度按有关规定。6.7.4.8场内通讯光缆场内通讯光缆采用24芯ADSS自承式光缆，与架空线路同塔架设至站内35KV架构。在35KV架构上设终端接头盒，通过与导引光缆的熔接接至站内相应的通信设备上；风机出线到风机附近门型终端杆采用ADSS穿硅管的方式敷设。6.7.5杆塔设计6.7.5.1杆塔设计依据《架空送电线路杆塔结构设计技术规定DL/T5154-2002》《架空送电线路钢管杆设计技术规定DL/T5130-2001》《66kV及以下架空输电线路设计规范》GB50061-2010《建筑结构荷载规范》GB50009-2001《钢结构设计规范》GB50017-2003《电力设施抗震设计规范》GB50260-966.7.5.2杆塔荷载本工程规划使用的铁塔均满足《架空送电线路杆塔结构设计技术规定DL/T5154-2002》中有关荷载的规定和铁塔使用荷载条件的要求。6.7.5.3杆塔选型本工程在地貌上属山区，地形起伏较大。考虑到风电场地形及地质条件，本工程推荐全线采用自立式铁塔。具体杆塔型技术参数见下表：铁塔技术条件一览表序号杆塔名称呼称高(m)设计档距(m)转角度数气象条件水平垂直风速(m/s)覆冰(mm)135B10SZ112-303004500°3010235B10SZ212-304507000°3010335B10SZ312-366009000°3010435B10SJ19-243004500°-20°3010535B10SJ29-2430045020°-40°3010635B10SJ39-2430045040°-60°3010735B10SJ49-2430045060°-90°3010835B08Z112-303004500°3010935B08Z212-304507000°30101035B08Z312-366009000°30101135B08J19-243004500°-20°30101235B08J29-2430045020°-40°30101335B08J39-2430045040°-60°30101435B08J49-2430045060°-90°301015150-NF12-183005000°-30°301016DMG12.51502000°30106.7.5.4杆塔材料本工程线路铁塔角钢均采用热轧等肢角钢，其钢种为Q345和Q235。铁塔各构件均采用螺栓连接，连接螺栓使用4.8级、6.8级镀锌粗制螺栓。铁塔构件焊接所用焊条采用E43、E50型焊条。所有铁塔部件均采用热镀锌防腐措施。6.7.5.5登杆措施本工程线路铁塔均设脚钉做为登塔设施。6.7.5.6基础设计依据（1）《架空送电线路基础设计技术规定》DL/T5219-2005（2）《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002（3）《建筑抗震设计规范》GB50011-2010（4）《66kV及以下架空电力线路设计规范GB50061-2010》6.7.5.7基础选型本工程推荐设计铁塔选用的基础型式为：台阶式刚性现浇混凝土基础。6.7.5.8基础材料（1）混凝土主柱配筋台阶式基础采用C25混凝土，地脚螺栓保护帽采用C15混凝土。（2）钢材地脚螺栓采用Q235，钢筋采用HPB300及HRB400。电气二次德令哈协合30MWp光伏发电工程位于青海省德令哈海西州境内，规划总装机容量约为90MWp，分三期开发建设，发电送至青海电网。拟配套建设一座电压等级为110kV的升压站，变电容量约90MVA，以一回110kV线路接入对侧330kV汇集站。调度关系等与接入系统相关的内容将以接入系统设计和审查意见为准。本项目为一期工程，光伏装机容量为30MWp，拟安装30个光伏发电单元（1MWp光伏单元），每5个单元组成一回35kV集电线路接入新建的110kV升压站，共计6回集电线路。升压站部分，本期新建110kV出线间隔、1#主变间隔及35kV-I段母线部分等。相应的电气二次工程主要包含新建光伏电站的计算机监控系统、视频监视系统，以及升压站的保护、直流、火灾自动报警、安全警戒等系统。光伏电站计算机监控系统本电站按“无人值班”（少人值守）的运行方式设计，在110kV升压站内设置中控室，通过计算机监控系统实现对电站的集中监控管理，包括110kV升压站和各光伏发电单元（1MWp光伏单元）。计算机监控系统的设计原则和系统结构计算机监控系统的基本设计原则如下：采用成熟先进、可靠、开放性好、扩充性强的计算机监控系统；计算机监控系统采用分层分布式网络结构；由计算机监控系统完成实时监控，不再另设常规监控屏及模拟屏；站内的数据统一采集处理，资源共享。电气模拟量采集采用交流采样，保护动作及装置报警等重要信号采用硬接点形式输入测控单元；计算机监控系统具备防误闭锁功能，完成升压站防误操作闭锁；全站配置一套公用的GPS对时系统；计算机监控系统具有与电力调度数据专网的接口并满足相关通信要求；计算机监控系统网络安全执行《电力二次系统安全防护规定》；站控层设备按变电站远景规模考虑，间隔层设备随各期工程陆续建设。本电站计算机监控系统采用分层分布式网络结构，分为站控层（后台系统设备）和间隔层（测控设备），层间采用交换式以太网通信，系统结构及主要配置参见附图BJJH-G1003K-D2-01。站控层形成全站集中监控管理中心，可与调度系统交换信息，并可通过互联网（如宽带网、电话线等方式）向远方（项目公司）传送信息，实现遥测遥信。站控层设备按远景规模配置，主要包括监控服务器、操作员站、工程师站、防误主机、远动主机、公用接口设备、网络设备及打印机等。其中，监控服务器、操作员站、远动主机和站控级网络交换机（系统交换机）拟按双机冗余配置。全站配置一套公用的GPS对时系统，该系统具有多制式输出且输出端口可以扩展，以满足有关系统的对时要求。计算机监控系统接收GPS的标准授时信号，对站控层计算机和间隔层设备等进行对时，当本站GPS系统故障时，可实现与调度端的时钟同步。间隔层按监控对象进行设计，主要包括测控单元及网络接口等设备，随各期工程陆续配置。间隔层设备负责各间隔就地监控，在站控层和级间网络失效的情况下，仍能独立完成对间隔设备的监控功能。监控系统配置开放式软件，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性，本工程推荐采用Unix或Windows操作平台。计算机监控系统网络安全装置将根据《电力二次系统安全防护规定》和接入系统设计要求等进行配置。计算机监控的主要功能本电站计算机监控系统具备数据采集与处理、事件与报警、运行监控、数据通信、事件顺序记录、历史数据记录、系统时钟管理、运行管理、模拟培训以及系统自诊断与自恢复等基本功能。此外，针对并网型光伏发电系统所应具备的主要功能概述如下：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；监控每台逆变器的运行参数，主要包括：直流电压、直流电流、交流电压、交流电流、逆变器机内温度、频率、功率因数、当前发电功率、日发电量、累计发电量、每天发电功率曲线、累计CO2减排量；监控每台逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，并可查看故障原因及故障时间。监控的故障信息至少包括以下内容：电网电压过高、电网电压过低、电网频率过高、电网频率过低、直流电压过高、逆变器过载、逆变器过热、逆变器短路、逆变器孤岛、DSP故障、通讯失败等。监控每个汇流箱各光伏组串的电压、电流运行数据。集成环境监测功能，主要包括日照强度、风速、风向和环境温度等。监控系统应能根据当前光照强度、逆变器运行、电网对输出有功功率要求，综合考虑定期对逆变器等设备运行状态进行自动切换和调配，以延长逆变器等设备的使用寿命，提高发电站运营经济效率；监控系统应能监测输入电网的交流电能质量，当电压偏差、频率、谐波和功率因数等出现偏离标准的越限情况时，能自动将发电系统与电网完全断开；除设备故障、接受调度指令外，监控系统应确保同时切除或启动的逆变器有功功率总加小于接入电网波动限制；监控系统应具备光伏发电有功功率控制功能，以适应电网调度的要求。光伏发电单元的监控本期工程光伏装机30MWp，安装30个光伏发电单元（1MWp光伏单元），每5个单元经一回35kV集电线路接入新建的110kV升压站，具体接线形式参见电气主接线图。每个光伏发电单元的现场设备主要包括：1台箱式变、2台并网逆变器、2面直流配电柜、16个智能型汇流箱及相应的光伏电池组串等，自动跟踪型光伏板支架配有跟踪器。对应每个单元设一分站房，其中安装并网逆变器、直流配电柜等。一定数量的光伏电池组串经相应的汇流箱连接后接入直流配电柜。智能型汇流箱具有监控光伏电池组串电流、电压并实现故障告警的功能并具备数据通讯上传信息的功能，具体的通信方式（RS485或PLC等）根据设备选型确定。跟踪型光伏板支架配套自动控制装置，具备数据通讯上传信息的功能。直流配电柜主要是将汇流箱输出的直流电缆接入后进行汇流，再接至并网逆变器。直流配电柜可进行就地分合闸操作，有关智能型仪表的数据以通信方式上传，实现集中监视。并网逆变器成套配置现地监控保护设备，并提供RS485或以太网标准通讯接口，可对逆变器进行现地监控和中控室集中监控。并网逆变器具备有功功率控制和功率因数调节等功能，根据《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》，光伏电站必须具备规定的防孤岛功能和低电压耐受能力，并网逆变器控制单元须具备相应的功能。逆变器成套设备具有多重保护功能，当逆变器故障时，其内部的电力电子开关器件可以在几微秒内关断，切断负载通路，同时逆变器的输入、输出端分别配置的大容量电流接触器快速动作，确保逆变器脱离电网。逆变器的输入和输出均装有快速熔断器，能够在极端情况下快速从电网脱离。逆变器的前、后端分别装有输入和输出大容量手动接触器，提供最后一级人工手动控制脱离电网保护。升压箱变高压侧（35kV）设有负荷开关、低压侧（270V）配置框架式空气断路器，采取就地操作方式。拟设置箱变信号采集装置，实现对升压箱变的远方集中监视。为实现对光伏发电单元的集中监控，在各分站房内设置数据通信设备（如通信管理机、光纤环网交换机等），将本期新建的30个光伏发电单元经环形光缆网路接入站控级（参见附图BJJH-G1003K-D2-01）。光缆线路敷设采取电缆沟敷设为主，局部地埋为辅的方式。升压站主要设备的监控升压站主要设备的监控方式概述如下：对110kV断路器的控制操作所有110kV断路器均可实现站内三级（就地操作机构箱、微机测控柜、站内监控操作员站）控制操作，并可在调度端遥控操作，操作优先权依次降低，通过选择开关或控制字设置选定控制级。监控操作员站操作为站内操作控制的主要操作方式；测控柜操作主要作为当计算机通讯网络完全失效时的后备方式；就地操作机构箱操作主要在开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。对35kV断路器的控制操作所有35kV断路器均可实现站内两级（就地开关柜、站内监控操作员站）控制操作，并可在调度端遥控操作，操作优先权依次降低，通过选择开关或控制字设置选定控制级。监控操作员站操作为站内操作控制的主要操作方式；就地开关柜操作主要在开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。对电动隔离开关的控制操作倒闸操作的电动隔离开关可实现站内两级（就地操作机构箱、站内监控操作员站）控制操作，并可在调度端遥控操作，操作优先权依次降低，通过选择开关或控制字设置选定控制级。监控操作员站操作为站内操作控制的主要操作方式；就地操作机构箱操作主要在开关检修、调试时用，也是控制操作的最后后备方式。对主变有载调压和无功补偿电容器的控制可根据系统电压实现主变分接头调整控制及电容器的自动投切。防务闭锁为防止电气误操作事故，升压站计算机监控系统设置防误主机并配套防误锁具，实现防误闭锁功能。110kV断路器与110kV隔离开关之间设置电气闭锁；隔离开关和接地刀之间除电气闭锁外，还设有机械闭锁装置；35kV开关柜应采取完善的连锁措施，达到“五防”要求。继电保护及安全自动装置继电保护及安全自动装置的配置遵循《继电保护和安全自动装置技术规程》、《电力系统微机继电保护技术导则》、《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》(试行)以及《风电场接入电力系统技术规定》等有关规范，采用微机型保护装置。本设计阶段暂按下述方案估列相关工程量，待根据接入系统设计进行核定。系统继电保护及自动装置系统继电保护及自动装置本阶段暂估列设备如下：110kV线路保护测控屏2面；110kV母线保护屏1面；保护及故障信息子站柜1面；故障录波柜1面（具有测距功能）；系统安全稳定紧急控制装置1套；电能质量在线监测装置1套；光伏发电功率预测系统1套。升压站继电保护及自动装置主变压器保护拟配置纵差保护、复合电压起动过流、过负荷、非电量保护等；35kV集电线路（6回）拟配置电流速断保护和过电流保护；35kV站用变（1台）拟配置电流速断保护、过电流保护和过负荷保护；35kV无功补偿设备（1套）的本体故障由其配套的控制保护设备自行判断实现保护功能，2个无功补偿出线柜拟配置电流速断和过电流保护；35kV小电流接地选线及PT消谐本期35kV-Ⅰ段母线上配置的智能型消弧消谐成套装置具备小电流接地选线功能，故不另设PT消谐和小电流接地选线装置。无功补偿控制设备无功补偿设备成套配置的自动控制装置可按照调度部门确定的电压曲线和无功补偿原则，对无功补偿设备进行自动投切。升压站保护配置示意图见附图BJJH-G1003K-D2-02。系统调度、远动和电能计量本阶段按光伏电站经一回110kV架空线路接入对侧变电站设计，调度关系及远动、关口计量等要求待根据接入系统设计确定。暂拟在本电站110kV出线侧装设两块0.2S级关口电能表（主、副表配置），并配置1台电量采集装置，通过RS485接口与电能表通信，采集电量数据并上送调度端。电量采集装置具备通过数据网和电话拨号方式实现通信的功能，通信规约待根据接入系统设计确定。本阶段计列电能量采集柜1面。为适应CDM计量要求，本期在#1主变高、低压侧分别配置两块0.2S级双向多功能电能表（主、副表）。高压侧电能表采取组屏安装（屏内预留后期主变电能表位），低压侧电能表就地安装于35kV开关柜内。此外，为6回35kV集电线路、1台35kV站用变和2台无功补偿间隔分别配置1块0.5级考核用电能表，采取分散安装方式。电能表应为全电子式多功能电能表，应具备有功双向计量、无功四象限分别计量、最大需量、多种费率、负荷曲线以及失压告警等功能，并应具有脉冲和RS-485串口两种输出方式（配置双RS485口），通信规约为DL/T645。计量用互感器按CT0.2S级、PT0.2级配置。本电站端的调度数据网接入设备和网络安全防护装置将根据有关规定和接入系统设计要求