2023新能源光伏发电工程电气系统设计选型模板

新能源光伏发电工程电气设备设计选型接入电力系统方案光伏发电工程接入电力系统技术要求1）光伏电站向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量，在谐波、电压偏差、电压波动和闪变、电压不平衡度等方面应满足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T12326、GB/T15543和GB/T15543的要求。2）光伏电站并网点应装设满足IEC61000-4-30-2003标准要求的A类电能电能质量在线监测装置。对于用户内部电网的电能质量监测点应放置在关口计量点。对于大中型光伏电站，电能质量数据应能够远程传送到电网个业，保证电网企业对电能质量的监控。对了小型光伏电站，电能质量数据应能至少存储一年，必要时供电网企业调用。3）光伏电站所接入的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T14549的要求，其中光伏电站向电网注入的谐波电流允许值按照光伏电站装机容量与其公共连接点上具有谐波源的发／供电设备总容量之比进行分配。4）光伏电站所接入的公共连接点的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的要求。5）光伏电站接入电网后，光伏电站并网点的电压偏差应满足GB/T12325的要求。6）光伏电站所接入的公共连接点的电压波动和闪变应满足GB/T12326的要求，其中光伏电站引起的闪变值按照光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。7）光伏电站所接入的公共连接点的电压不平衡度以及光伏电站引起的电压不平衡度允许值按照GB/T15543的原则进行换算。8）光伏电站并网运行时，向电网馈送的直流电流分电流分量不应超过其交流额定值的0.5%。9）大中型光伏电站并网运行后，有义务按照调度指令参与电力系统的调频、调峰和备用。a)大中型光伏电站应配置有功功率拧制系统，具备有功功率调节能力。b)大中型光伏电站能够接收并自动执行调度部门发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保光伏屯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。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的调度管理方式由电力调度部门确定。10）光伏电站有功功率变化包括10min有功功率变化和1min有功功率变化。光伏电站有功功率变化应满足电力系统安全稳定运行的要求。光伏电站有功功率变化最大限值参照表1,该要求也适用于于光伏电站的正常启动和停机。11）在电力系统事故或紧急情况下，大中型光伏电站应根据电力调度部门的指令快速控制其输出的有功功率，必要时可通过安全自动装置快速自动降低光伏电站有功功率或切除光伏电站；此时光伏电站有功功率变化可超出规定的有功功率变化最大限值。事故处理完毕，电力系统恢复正常运行状态后，光伏电站应按照电力调度部门指令依次并网运行。a)电力系统事故或特殊运行方式下要求降低光伏电站有功功率，以防止输电设备过载，确保电力系统稳定运行。b)当电力系统频率尚于50.2Hz时，按照电力系统调度部门指令降低光伏电站有功功率，严重情况下切除整个光伏电站。c)在电力系统紧急悄况下，若光伏电站的运行危及电力系统安全稳定，电力调度部门应暂时切除光伏电站。12）光伏电站的无功功率和电压调节的方式包括调节逆变器无功功率、调节无功补偿设备投入量、调整光伏电站月压变压器的变比等。光伏电站宜充分利用逆变器的无功调节能力进行无功功率和电压调调节。13）大中型光伏电站无功功率和电压调节要求。a)大中型光伏电站应配置无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力调度部门指令，光伏电站自动调节其发出（或吸收）的无功功率，控制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的要求。b)对于专线接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统、主变压器的全部感性无功及光伏电站送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的一半充电电无功功率。c)对于T接于公用电网和接入用户内部电网的大中型光伏电站应根据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。d)对于通过汇集系统升压至500kV(或750kV)电压等级接入公用电网的大中型光伏电站，其配置的感性无功容量能够补偿光伏电站送出线路的全部充电无功功率。14）小型光伏电站可不具备无功功率和电压调节能力，其输出有功功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98(超前或滞后），输出有功功率在20%~50%之间时，功率因数应不小于0.95(超前或滞后）。15）电网异常时的响应特性a）电压异常时的响应特性a-1对千小型光伏电站，应按照表2要求的时间停止向电电网线路送电。此要求适用于三相系统中的任何一相。a-2大中型光伏电站应具备一定的低电压穿越能力。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的低电压穿越要求山电力调度部门确定。a-2-1电力系统发生不同类型故障时，若光伏电站并网点考核电压全部在图1中电压轮廓线及以上的区域内时，光伏电站应保证不间断并网运行；否则光伏电站停止向电网线路送电。光伏电站并网卢电压跌至20%标称电压时，光伏电站能够保证不间断并网运行1s;光伏电站并网卢电压在发生跌陷后3s内能够恢复到标称电压的90%时，光伏电站能够保证不间断并网运行。注：对于三相短路故障和内相短路故停，考核电压为光伏屯站并网点线电压；对于单相接地短路故障，考核电压为光伙电站并网点相电压。a-2-2对电力系统故障期间没有切出的光伏电站，其有功功率在故障清除后应快速恢复，自故障清除时刻开始，以至少10%额定功率／秒的功率变化率恢复至故障前的值。a-2-3低电压穿越过程中光伏电站宜提供动态无功职称。a-3对于大中型光伏电站，当光伏电站并网点电压大于标称电压的110%时，光伏电站的运行状态由光伏电站的性能确定。b）频率异常时的响应特性b-1对于小型光伏电站，当光伏电站并网点频率超过49.5Hz~50.2Hz范围时，应在0.2s内停止向电网线路送电。b-2大中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，应能够在表3所示电网频率偏离下运行。16）安全与保护光伏电站应配置相应的安全保护装置。光伏电站的保护应符合可靠性、选扦性、灵敏性和速动性的要求，与电网的保护相匹配。光伏电站应在光伏电站并网点内侧设置易于操作、可闭锁、且只有明显断开点的并网总断路器。a）过流保护光伏电站应具备一定的过电流能力，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lmin。b）防孤岛b-1对于小型光伏电站，应具备快速监测孤岛且立即断开与电网连接的能力。b-2对于大中型光伏电站，公用电网继电保护装置必须保障公用电网故障时切除光伏电站，光伏电站可不设置防孤岛保护。其中接入用户内部电网的中型光伏电站的防孤岛保护能力由电力调度部门确定。c）逆功率保护当光伏电站设计为不可逆并网方式时，应配置逆向功率保护设备。当检测到逆向电流超过额定输出的5%时，光伏电站应在0.5s~2s内停止向电网线路送电。d）恢复并网电网发生扰动后，在电网电压和频率恢复正常范围之前光伏电站不允许并网，且在电网电压和频率恢复正常后，小型光伏电站应经过一个可调的延时时间后才能重新并网，延时时间一般为20s到5min，具体延时时间按照光伏电站容量大小和接入方式、并结合分批并网原则由电力调度部门确定；大中型光伏电站应按电力调度部门指令执行，不可自行并网。e）继电保护及安全自动装置e-1光伏电站相关继电保护、安全自动装置以及二次回路的设计、安装应满足电力系统有关规定和反事故措施的。一般情况下，专线接入公用电网的光伏电站宜配置光纤电流差动伬护。e-2接入220kV及以上电压等级的大型光伏电站应装设同步向量测量单元(PMU)，为光伏电站的安全监控与电力调度部门提供统统一时标下的光伏电站暂态过程中的电压、相角、功率等关键参数的变化曲线。e-3大型光伏电站应装设专用故障录波装置。故障录波装置应记录故障前10s到故障后60s的求情况，并能够与电力调度部门进行数据传输。17）通用技术条件A）光伏电站和并网点设备的防雷和接地，应符合SJ/T11127中的要求。B）光伏电站应具有适当的抗电磁干扰的能力，应保让信号传输不受电磁干扰，执行部件不发生误动作。同时，设备本身产生的电磁干扰不应超过相关设备标准。C）光伏电站的设备应涡足相应电压等级的电气设备耐压标准。D）当光伏电站并网点的电压波动和闪变值满足GB/T12326、谐波满足GB/T14549、三相电压不平衡度满足GB/T15543、且谐波含有率满足GB/T24337的要求时，光伏电站应能正沿运行。E）对于小型光伏电站，连接光伏电站和电网的专用低压开关柜柜应有醒目标识。标识应标明”警告”、“双电源”等提示性文字和符号。标识的形状、颜色、尺寸和高度参照GB2894和GB16179执行。18）电能计量A）光伏电站接入电网前，应上网电量和用网电量计量点。每个计量点均应装设电能计量装置，其设备配置和技术要求符合DL/T448的要求。B）电能表采用静止式多功能电能表，技术性能符合GB/T17883和DL/T614的要求。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。电能表通信协议符合DL/T645,采集信息应接入电力系统电能信息采集系统。C）大中型光伏电站的同一计量点应安装同型号、同规格、准确度相同的主、副电能表各一套。主、副表应有明确标志。19）通信与信号A）基本要求大中型光伏电站与电力调度部门之间的通信方式、传输通道和信息传输由电力调度部门作出规定，包括提供遥测信号、遥信满足、遥控信号、遥调信号以及其他安全自动装置的信号，提供信号的方式和实时性要求等。B）正常运行信号在正常运行情况下，光伏电站向电力调度部门或其他运行管理部门提供的信号至少应包括：a)光伏电站并网状态、福照度、坏境温度；b)光伏电站有功和无功输山、发电最、功率因数；c)光伏电站并网点的电压和频率、注入电网的电流；d)主变压器分接头档位、主断路器开关状态等。20）系统测试A）测试要求a-1光伏电站接入电网的测试点为光伏电站并网点，应由具备相应资质的单位或部门进行测试并在测试前将测试方案报所接入电网企业备案。a-2光伏电站应在并网运行后6个月内向电网企业提供有关光伏电站运行特征的测试报告，以表明光伏电站满足接入电网的相关规定。a-3当光伏电站更换逆变器或变压器等主要设备时，应重新提交测试报告。B）测试内容测试应按照相关标准或规定进行，包括但不限于以下内容：b-1)电能质量测试；b-2)有功输出特件（有功输出与辐照度的关系特性）测试；b-3)有功和无功控制特性测试：b-4)电压与频率异常时的响应特性侧试；b-5)安全与保护功能测试；b-6)通用技术条件测试。光伏发电工程接入电力系统方案本光伏项目（1#地块）拟新建1座110kV升压站，以1回直线距离约12km、电压等级110kV的出线接入乌图美仁330kV汇集站，再通过330kV汇集升压站接入750kV汇集站后并入外送通道，实现电能送出。最终接入方案根据接入系统批复意见确定。电气一次设计依据本工程项目的方案设计、产品供应及工程实施主要参照下列标准：无论是否标注版本号，均遵从下属标准规范和要求的最新版本QX/T89-2008《太阳能资源评估方法》；GB2297《太阳光伏能源系统术语》；GB6495《地面用太阳电池电性能测试方法》GB/T14007《陆地用太阳电池组件总规范》；GB/T18479《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》；GB/T9535(IEC61215)《地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》GB/T18210《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量》IEC62093《光伏系统中的系统平衡部件-设计鉴定》；IEC60904-1《光伏器件第一部分：光伏电流-电压特性的测量》；IEC60904-2《光伏器件第二部分:标准太阳电池的要求》；SJ/T11127《光伏（PV）发电系统过电保护－导则》；GB4064《电气设备安全设计导则》；GB3859.2《半导体变流器应用导则》；GB/T17626《电磁兼容试验和测量技术》；GB/T12325《电能质量供电电压允许偏差》GB/T14549《电能质量公用电网谐波》GB/T15543《电能质量三相电压允许不平衡度》GB/T15945《电能质量电力系统频率允许偏差》GB17478《低压直流电源设备的特性和安全要求》GB50054《低压配电设计规范》DB37/T729-2007《光伏电站技术条件》；CECS84-96《太阳光伏电源系统安装工程设计规范》；CECS85-96《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》；GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》；GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》；GB/T20046-2006《光伏（PV）系统电网接口特性》；GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》GB50794-2012《光伏发电站施工规范》GB50797-2012《光伏发电站设计规范》GB50795-2012《光伏发电工程施工组织设计规范》GB50796-2012《光伏发电工程验收规范》GB/T19939《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964《光伏电站接入电力系统的技术规范》GBJ17《钢结构技术规范》；GBJ9《建筑结构荷载规范》；GB50016-2014《建筑设计防火规范》；GB50057《建筑物防雷设计规范》；GB50015-2010《建筑给水排水设计规范》。升压站电气主接线本项目装机规模为100MW，配套建设1座110kV升压站。升压站主变容量1×100MWA，电压等级110/35kV，采用有载调压双绕组变压器。接线组别：YN,yn0+d，容量比：100/100MVA，主变分接头：115±8x1.25%/35kV。（1）升压站110kV侧接线本升压站110kV出线规划1回，本期1回，采用架空出线形式；110kV侧采用单母线接线。（2）升压站35kV侧接线本升压站35kV集电线路规划4回，本期4回，采用电缆出线形式；35kV采用单母线接线。35kV母线最大穿越容量按100MVA考虑，35kV为中性点低阻接地系统。35kV母线上接有集电线路4回、35kV无功补偿、站用电源等。项目主接线型式详见表6.2-1。表6.2-1项目主接线表序号装机容量（MW）接入电压等级（kV）主接线介绍备注1100110全站设1座110kV升压站，主接线形式为35kV侧单母线接线：4回集电线路进线、1回主变进线、1回站用接地变出线、1回SVG出线、1回母线PT柜，35kV配电设备采用户内成套式气体绝缘金属封闭开关柜，110kV侧采用1回110kV线变组出线，采用户内GIS设备。站用电电源引接方案、供电电压等级和接线方案1、站用电方案：110kV升压站用采用380/220V单母线接方式。设置两台站用变压器，一工作一台备用，其中工作变容量为250kVA，备用变容量250kVA。其中工作变由本站35kV母线引接，备用变接于外接电源上。2、站用电电源引接方案示意图图6.2-1站用电接线示意图电气一次主要设备选型短路电流计算对于含有光伏电站的系统，发生短路故障后，故障点短路电流可视为由交流系统与光伏发电系统共同提供。对于光伏发电系统，提供的短路电流大小主要与其发电出力、逆变器参数等有关。根据光伏发电原理，光伏元件经日照产生直流电后，逆变为交流输出，其发电出力值与日照等系统外部环境因素有关。考虑到日照等环境因素骤变的可能性较小，在短路瞬间，发电系统产生的直流功率可近似认为恒定，逆变后的交流输出也近似为恒功率。因此，发生短路后，由于母线电压急剧下降，逆变器输出的电流也随之加大，直至逆变器保护动作，关闭输出。根据GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》“当电网短路时，逆变器的过电流应不大于额定电流的150%”。对于本工程并网方案，本期工程光伏场区容量为100MW，光伏发电系统在35kV母线短路时允许向35kV系统提供的短路电流值最大为2.475kA。本工程升压站110kV侧三相短路电流暂分别按7.39kA计算；本工程光伏场区容量为100MW，光伏场区在110kV、35kV母线短路时提供的短路电流分别为0.8kA、2.475kA。计算得本站各级电压母线短路电流最大值为：35kV电压母线短路电流最大值为：I″=10.67kA110kV电压母线短路电流最大值为：I″=7.1kA按照《导体和电器选择设计技术规定》（DL/T5222-2005）中的原则要求和计算方法，对导体和电器进行选择及系统建议，本工程35kV导体及设备短路水平为31.5kA，110kV相关设备短路电流按40kA选取。光伏厂区电气设备选型6.2.4.2.1箱变本期工程装机容量100MW，考虑目前市场主流设备情况、技术先进性及其场址地形特点，整个光伏场区暂按将系统分成32个标称容量为3.15MWp并网发电单元。每个3.15MWp单元配置1台3.15MVA箱式变压器，每个2.25MWp单元配置1台2.25MVA箱式变压器。共建设4回35kV集电电缆线路。集电线路电缆根据连接逆变单元数量和输送距离选用ZRC-YJV23-26/35-3×70mm2、ZRC-YJV23-26/35-3×120mm2和ZRC-YJV23-26/35-3×300mm2规格的电缆连接，考虑到箱式升压变分散布置于光伏阵列中，距离110kV升压站较远，变压器35kV高压侧配套负荷开关和熔断器组进行保护。建议选用预装式集装箱变及集装箱式变电站，整站采用积木模块化设计、立体结构布局，占地面积小，布局灵活与周围环境和谐统一。与传统建筑型配电室相比大大减少了土建的施工量和材料量，减少了安装和接线的工作量，而集装箱体的防寒、散热、防水等功能均能满足现场的要求。目前，光伏电站升压变压器，已广泛采用箱式变电站，箱式变压器又可分为美式箱变和欧式箱变。箱变技术性能列表比较，详见下表6.2-2：表6.2-2箱变技术性能比较表欧变美变结构形式采用高、低压开关柜，变压器组成方式将负荷开关，环网开关和熔断器结构简化放入变压器油箱浸在油中体积由于内部安装常规开关柜及变压器，产品体积较大由于采用一体化安装体积较小保护由于箱变容量较小（小于6.3MVA），根据规范可不装设纵差保护。当主变重瓦斯、超温或高压侧单相过流时，高低压侧可三相全部跳开。当主变重瓦斯、超温时，仅低压侧可动作跳闸。当高压侧单相过流时，仅此相熔断器熔断，其余相熔断器不熔断，此时靠低压侧欠压或过流保护。价格较高较低可靠性较高较低防腐蚀较好较差散热较差较好欧式箱变是国标GB/T17467定义的预装式变电站，其结构由独立变压器、负荷开关、低压开关呈“目”字形或“品”字形组合在一个箱体内；其主要元件是变压器、高压开关设备和控制设备、低压开关设备和控制设备、相应的内部连接线（电缆、母线等）和辅助设备，开关设备可采用负荷开关-熔断器组合电器，高压断路器等。这些元件用一个公用的外壳或一组外壳封闭起来。欧式箱变内设备均为模块化设置，且装设在柜体内，设备间互相隔离，运行可靠性高，检修维护方便，发生故障时故障范围不易扩大；但占地面积较大，造价较高。美式箱变实质是以变压器为基础，高低压电器（含负荷开关、熔断器）及其连接线共装于1个油箱内，以油作为绝缘、散热和灭弧介质，高压开关设备采用油浸式负荷开关-熔断器组合电器，不受外界环境影响。占地面积较小，造价相对较为便宜。本次工程为草地半退化草地为主，土地承载力和土地面积受到较多限制，所以本项目推荐选择体积较小，布局灵活的美式箱变。6.2.4.2.2集电线路现阶段光伏行业普遍使用的是铜芯电缆，但随着铝合金电缆在技术上的成熟，选用铝合金电缆可降低电缆造价约30%。根据规范《低压配电设计手册》50054和《电力工程电缆设计标准》50217中规定，铝或铝合金电缆在截面积大于10mm2时，可使用铝或铝合金电缆代替铜电缆，但因生产工艺问题，国内市场铝合金电缆生产的最小截面积为16mm2，故在光伏区除组串至汇流箱或逆变器的4mm2电缆外，其余大截面电缆均采用铝合金电缆，最大限度降低工程投资成本，故本工程光伏区截面大于10mm2的电缆均采用铝合金电缆。2、电缆选型铝合金电缆与传统的铜芯电缆不同，铝合金电缆采用高延伸率铝合金材料，使电缆具有较好的柔韧性。这种铝合金电缆安全性能也优于铜芯线缆，当其表面与空气接触时，可形成一种薄而坚固的氧化层，能耐受各种腐蚀。即使在长时间过载或过热时，也能保证连接的稳定性；实现同样的电气性能。铝合金电力电缆具有众多优势，无论是经济节约性还是实际使用性都可以与铜电缆媲美。铝合金电缆与铜电缆的性能对比见表6.2-3和6.2-4。表6.2-3电缆性能对比表各性能市场铜电缆铝合金电缆物理性能对比密度大，相同导电性的电缆重量是铝合金的2倍，安装时能承受自重2750米。铝合金电缆密度略大与纯铝，比较轻，相同导电性的电缆，铝合金的重量比铜轻一半。

便于安装，能承受自重4000米。机械性能对比1、弯曲半径10-20倍电缆外径；2、抗蠕变性强，不容易发生蠕变。3、反弹性大，安装存在安全隐患。1、弯曲半径为7倍电缆外径；2、抗蠕变性比纯铝增300%；3、反弹性比铜减少40%；

4、连接性能与铜一样，90℃级机械连接器，在遇火或受热能保持稳定连接，不发生蠕变；电气性能对比相同导电率，铜的重量大约是铝合金的2倍，铜的体积是铝合金的一半，铝合金经过紧压技术，外径实际增加不到铜的20%，铜电缆不如铝合金的紧凑。相同体积，导电率是铜（IACS）的61%。但铝的重量大约是铜的1/3,按照重量电导率计算，铝是铜的2.08倍。延展性能对比延伸率25%；且铜比较重，安装时需要拉力比铝合金大的多。延伸率30%-35%；经过退火处理，更具柔韧性，安装时拉力比较小。表6.2-4电缆载流量对比表铜芯电缆铝合金电缆截面（mm2）基准载流量（A）电压降cosØ=0.8（%/A*km）截面（mm2）基准载流量（A）电压降cosØ=0.8（%/A*km）10750.81616780.826161000.518251030.537251270.34351270.389351580.246501600.278501920.18701980.204702460.1341202810.127952980.1051503240.1061203460.0871853710.091503990.0742404370.0741854560.0643005040.0632405380.0544006010.053由表6.2-3和6.2-4可知，铝合金电缆具有更优的电气性能，本工程集电线路选用铜芯电缆的截面为70/95/240三种,对应可选用铝合金电缆的截面为120/150/400，根据电压降可知，使用铝合金电缆可降低电能损耗。故本工程光伏区截面大于10mm2的电缆均采用铝合金电缆。110kVkV升压站主要电气设备型式及主要技术参数1、110kV主变压器各升压站主变压器拟选用SFZ11-100000/110型双绕组有载调压变压器，额定容量100000kVA，电压比115±8×1.25%/35，接线组别YN，d11。型号：SFZ11-100000/110；冷却方式：ONAF；额定频率：50Hz；额定容量：100MVA；额定电压比：115±8×1.25%/35；调压方式：高压侧有载调压；阻抗电压：10.5%；连接组别：YN，d11；110kV中性点接地方式：经隔离开关接地或经放电间隙接地；备注：变压器分级调压抽头及阻抗电压最终由电站接入系统确定。2、110kV配电装置本项目110kV侧采用线变组接线。110kV高压配电装置的型式主要有三种：a、空气绝缘的常规配电装置，即AIS；b、混合式配电装置，即HGIS，其母线采用敞开式布置，其他设备采用SF6气体绝缘开关设备；c、全封闭组合电器，即GIS，其母线及开关设备均采用SF6气体绝缘。配电装置（AIS、GIS、HGIS）对比分析：a、AIS设备分析：优点：价格便宜、安装简单、可视性好缺点：占地面积大、带点部分裸露、直接与空气接触、可靠性低、检修量大b、HGIS设备介绍及分析气体绝缘金属封闭式开关结构紧凑、占地面积小、可靠性高、运行维护工作量小的优点，检修方便灵活。c、GIS设备介绍及分析占地面积小，一般110kVGIS设备占地面积为常规设备的46%左右，GIS设备元件是全封闭式的，因此不受污染、盐雾、潮湿等环境的影响。GIS设备的导电部分外壳屏蔽，接地良好，导电体产生的辐射、电场干扰、断路器开断的噪音均被外壳屏蔽了，而且GIS设备被牢固地安装在基础预埋件上，产品重心低，强度高，具有优良的耐震性能。SF6气体作为绝缘介质，气体本身不燃烧，防火性能好，而且具有优异的绝缘性能和灭弧性能，运行安全可靠，维护工作量少，检修周期长，适合于无人值班变电站使用。施工工期短，GIS设备的各个元件通用性强，采用积木式结构，组装在一个运输单元中，运到施工现场就位固定。现场安装的工作量比常规设备减少了80%左右综上所述，本项目110kV配电装置推荐使用全封闭组合电器（GIS）配电设备。设备技术参数如下：①SF6全封闭组合电器，126kV，包括：SF6断路器：126kV，2000A，40kA，100kA，1台；电流互感器：126kV，40kA，100kA；母线侧：5P40/5P40/5P40级，3只；出线侧：5P40/0.5/0.2S级，3只；额定变比：800-1200/1A；隔离开关：126kV，2000A，40kA，100kA，2组；检修接地开关：126kV，40kA，2组；快速接地开关：126kV，100kA，1组；②110kVGIS母线设备间隔SF6全封闭组合电器126kV，包括：隔离开关：126kV，2000A，40kA，100kA，1组；检修接地开关：126kV，40kA，1组；快速接地开关：126kV，100kA，1组；电压互感器：kV，0.2/0.5/3P/3P级；避雷器：Y10WF-102/266，10kA③110kV避雷器型号：Y10W-102/266，102kV，附在线监测仪额定电压：102kV（rms）；持续运行电压：79.6kV（rms）；直流1mA参考电压：148kV；标称放电电流（8/20μs）：10kA；雷电冲击最大残压（8/20μs）：266kV（peak）；陡波冲击最大残压（1/5μs）：297kV（peak）；操作冲击最大残压（30/60μs）：226kV（peak）；方波通流容量（2ms）：800A。3、35kV配电装置本项目35kV高压开关柜选用户内成套式气体绝缘金属封闭开关柜（XGN-40.5）。开关柜设备电气参数如下：型式：户内型，气体绝缘开关柜；额定电压：40.5kV；工频耐电压：95kV；雷电冲击耐压（全波）：185kV；额定电流：630/1250A；额定短路开断电流：31.5kA；额定短路关合电流（峰值）：80kA；额定动稳定电流（峰值）：80kA；额定短时耐受电流/时间：31.5kA/4S；固有分闸时间：≤0.07；合闸时间：电磁机构≤0.2；弹簧机构：≤0.1；操作循环：分0.3s-合分-180s-合分；机械寿命：10000次。六氟化硫断路器额定电压：40.5kV；工频耐电压：95kV；雷电冲击耐压（全波）：185kV；变比和准确级次：500A/1A：0.5S，0.5；400A/1A：0.5S，0.5；800A/1A：5P30/5P30/5P30/5P30；200A/1A：0.5S，0.5；避雷器型号：YH5WZ-51/134避雷器额定电压有效值：51kV；系统额定电压有效值：35kV；持续运行电压有效值：40.8kV；直流1mA参考电压不小于：73kV；雷电冲击电流残压峰值：5kA134kV。电压互感器型号：JDZX71-35；额定电压：35kV；最高工作电压：40.5kV；变比：准确等级：0.2/3P/3P。2、接地变压器及小电阻本项目35kV集电线路均采用电缆敷设，电缆长度为16km。35kV侧单相接地的电容电流计算公式：Ic1=0.1×UexL考虑110kV升压站附加13%的电容电流，35kV侧单相接地的电容电流最终为：Ic=Ic1×（1+13%）各期工程35kV侧单相接地的电容电流为63.28A。根据《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》（GB/T50064-2014），本工程需装设小电阻。当I10S=2Ic时，可以将系统的间歇性弧光接地过电压水平限制在2.2倍的相电压以内，同时能够将系统的工频过电压水平限制在1.504倍的相电压以内。工程I10s整定为200A。所以接地电阻为：R=UΦ/I=20200÷200=101（Ω）选择小电阻额定通流时间10S，接地变容量计算如下：系统额定电压：U＝35kV系统额定相电压：20.2kV电阻短时允许通流容量：200A短时通流时间：10s接地变每相电流：接地变10秒短时运行容量：S10s=UφI10s/3=UφI10s=20.2×200=4040kVA接地变连续运行额定容量：S=S10S/10.5=4040÷10.5=384.76kVA加上所用变容量250kVA，接地变容量拟选800kVA。故接地变容量选800kVA，站用接地变压器DKSC-800/36.75-250/0.4，800-250kVA，1套200A-10S的小电阻成套装置，布置于站用接地变室内。1）35kV接地变压器：类型：干式变压器；型号：DKSC-800/36.75-250/0.4kV，800/250kVA，36.75±2×2.5%/0.4kV；线圈联接组别：ZN,yn11；阻抗电压：6.5%；2）小电阻：型号：35/101，35kV，200A-10S-101Ω的小电阻成套装置；3）氧化锌避雷器型号：HY5WZ-51/134；额定电压：51kV；标称放电电流：5kA。3、无功补偿设备升压站的无功补偿装置需根据电力系统无功补偿就地平衡便于调节电压的原则配置。无功补偿装置的型式选用成套设备，推荐采用动态连续可调设备。根据《光伏电站接入电力系统技术规定》的要求，一定规模的变电站无功功率应当能够在其允许的容量范围内进行自动调节，使变电站的功率因数或变电站高压侧母线电压保持在电网允许值范围内。对于专线接入公用电网的变电站，其配置的容性无功容量能够补偿光伏电站满发时站内汇集系统的全部感性无功及送出线路的一半感性无功之和；其配置的感性无功容量能够补偿电站送出线路的一半充电无功功率。对于T接于公用电网和接入用户内部电网的电站需根据项目工程的特点，结合电网实际情况论证其配置无功装置类型及容量范围。光伏发电项目应增设足够的无功补偿设备，满足升压变电站高压侧功率因数为1.0（控制在-0.98～+0.98运行）。为满足无功功率的调节范围和响应速度以及抑制谐波的要求，本工程升压站需装设动态无功补偿装置，同时对送出线路、主变压器、35kV箱变、场区35kV集电线路等的无功损耗进行补偿。在升压站35kV母线上暂定装设总容量为20Mvar的动态无功补偿装置，以实现对光伏场区无功功率的动态调节，具体补偿容量应以该项目接入系统审查意见为准。过电压保护、绝缘配合及防雷接地设计升压站的过电压保护和接地设计原则应符合GB/T50064-2014《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》和GB/T50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》的规定。1、雷电侵入波保护为防止雷电侵入波和内部的过电压损坏电气设备，在110kV线路出口处应设置一组避雷器，限制雷电入侵波。2、直击雷保护升压站户外布置的电气设备，如无功补偿装置、施工变等需在户外设置独立避雷针进行直击雷保护，不在保护范围内的构筑物，采用在构筑物屋顶设热镀锌钢带的方式进行防直击雷保护。3、电气设备外绝缘升压站海拔2750m以上，III级污秽区，按GB/T16434—1996《高压架空线路和发电厂、变电所环境污区分级及外绝缘选择标准》中规定，35kV户外设备爬电比距为44mm/kV；35kV户内电气设备为29mm/kV（按3500m海拔进行修正）。4、接地由于太阳能电池方阵和逆变升压装置高度通常不大于5m，以高度指标衡量，依照《建筑物防雷设计规范》（GB50057－2010）可以不考虑直击雷防护；但是太阳能电池方阵占地面积大，电池的组件边框采用铝合金，电池板均采用角钢、槽钢等钢性物质固定，均为导电性能良好的金属材料，容易遭受直接雷击和形成感应过电压。因此，可考虑根据光伏发电项目安装所在地的年平均雷暴日数和电池板的占地面积，客观地分析光伏方阵遭受直击雷的概率，再参照《建筑物防雷设计规范》进行设计。在光伏方阵，将防雷接地、保护接地、工作接地统一为一个共用接地装置，光伏方阵接地电阻值按不大于4Ω考虑。5、防雷电感应为保护弱电设备的正常运行，可从以下几方面采取措施：（1）采用多分支接地引下线，使通过接地引下线的雷电流大大减小。（2）改善屏蔽，如采用特殊的屏蔽材料甚至采用磁特性适当配合的双层屏蔽。（3）改进泄流系统的结构，减小引下线对弱电设备的感应并使原有的屏敝网能较好地发挥作用。（4）除电源入口处装设压敏电阻等限制过压的装置外，在信号线接人处应使用光电耦合元件或设置具有适当参数的限压装置。（5）所有进出控制室的电缆均采用屏蔽电缆。屏蔽层公用一个接地网。（6）电站低压配电系统采用多点接地，即配电设备的PE线和中性线、电气装置的接地干线、设备金属外壳、金属构件应在构筑物内作等电位连接。（7）对所有交、直流电力电缆的接头盒、终端头和可触及的电缆金属护层和穿线的钢管应可靠接地；电缆槽盒、支架、桥架、给排水管道、高低压配电柜外壳等金属物用热镀锌扁钢接入接地网。6、低压电气装置的保护接地（1）外露可导电部分应按各种系统接地型式的具体条件，与PE导体连接。（2）可同时触及的外露可导电部分应单独地、成组地或共同地连接到同一个接地系统。（3）低压配电柜、高压配电柜、UPS屏、站内交流侧的接地按照电力系统行业标准GB/T50065－2011《交流电气装置的接地设计规范》进行。站用电及照明1、站用电本升压站站用电采用380/220V单母线接线方式。设置两台站用变压器，一台为接地变压器兼工作站用变压器，另有一台为备用站用变压器，其中工作变容量为250kVA，备用变容量为250kVA。其中工作变由本站35kV母线引接，备用变接于外接电源上。2、照明配电装置的照明分正常和应急照明两种方式。应急照明灯正常时由交流供电，当交流电源消失时，应急照明系统经自动切换装置切换至直流供电。应急照明切换装置设于应急照明配电箱内。所有通道采用应急灯照明，应急灯在交流电源正常时，对该灯内蓄电池充电，当交流中断时由蓄电池提供照明。户外照明采用防震矮化全方位防眩泛光灯分散照明。电气设备布置方案本工程110kV升压站拟设置在场区北部。110kV主变采用户外布置，110kV配电装置采用户外布置，35kV配电装置布置于独立的35kV预制舱内，无功补偿装置采用直挂式户外布置，功率模块布置在SVG预制舱。户外留出运输通道，电缆通道和消防距离。110kV配电装置、110kV主变、35kV配电装置采用平行方式布置，35kV配电装置、110kV配电装置布置在站区南北两侧，中间布置主变压器。无功补偿装置布置在110kV配电装置西侧，二次设备室、主控室布置在二次预制舱。110kV配电装置支持管母中型布置，采用架空出线的方式，所有设备均采用地面布置。35kV采用气体绝缘开关柜，户内单列布置，按电缆进线考虑。升压站按“无人值班，少人值守”的原则设计，站内不设综合楼，设置1个值班室。详细布置信息见章节17附图：ZB-1961443-T-07110kV升压站平面布置图。电气二次设计主要规程、规范、技术标准及文件等设计依据1）《光伏系统并网技术要求》GB/T19939-20052）《电力工程电缆设计规范》GB50217-20073）《火力发电厂和变电站照明设计技术规定》DL/T5390-20074）《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-20055）《火力发电厂厂用电设计技术规定》DL/T5153-20028）《建筑物防雷设计规范》GB50057-20109）《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》GB50169-200610）《交流电气装置的接地设计规范》GB50065-201111）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064-201412）《电子计算机场地通用规范》GB2887-2011 13）《电力系统二次回路控制、保护屏及柜基本尺寸系列》GB/T7267-200314）《电子设备雷击保护导则》GB/T7450-1987 15）《量度继电器和保护装置的冲击和碰撞试验》GB/T14537-1993 16）《电力系统继电器、保护及自动装置通用技术条件》JB/T9568-200017）《微机继电保护装置运行管理规程》DLT587－200718）《交流电气装置的接地》DL/T621－199719）《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 DL/T478－2001 20）《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规定》 DL/T5136－200121）《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137－2001 22）《电力系统安全自动装置设计技术规定》DL/T5147－2001 23）《信息技术设备（包括电气事务设备）的安全》GB4943－199524）《电气继电器第22部分：量度继电器和保护装置的电气干扰试验》第4篇：快速瞬变干扰试验GB/T14598.9－1995 25）《电气继电器第22部分：量度继电器和保护装置的电气干扰试验》第三篇：辐射电磁场干扰试验GB/T14598.9－199526）《量度继电器和保护装置的电气干扰试验》第1部分:1MHz脉冲群干扰试验GB/T14598.13－1998 27）《量度继电器和保护装置的电气干扰试验》第2部分：静电放电试验GB/T14598.14－1998 28）《监控、数据采集和自动控制系统所采用的定义规范和系统》29）《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285－201630）《微机线路保护装置通用技术条件》GB/T15145－200131）《静态电流相位比较式纵联保护装置技术条件》DL480－9232）《继电保护专用电力线载波收发信机技术条件》DL/T524－9333）《电力系统继电保护柜、屏通用技术条件》DL/T720－201334）《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规范》DL/T5149－200135）《继电保护设备信息接口配套标准》DL/T667－199936）《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》DL/T5136－201237）《电力装置的继电保护及安全自动装置设计规范》GB50062－9238）《地区电网数据采集与监控系统通用技术条件》GB/T13730－9239）《微机继电保护装置运行管理规程》DL/T587－199640）《100M快速以太网标准》IEC802•3U41）《电测量及电能计量装置设计技术规程》SDJ9－199942）《电力工程直流系统设计技术规程》DL/T5044－200443）《光伏发电站接入电力系统技术规定》GB/Z19964-2005；44）《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW617-2011；45）《35-110KV变电所设计规范》GB50059-201146）《发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规程》DL／T5226-2013电力调度管理及集中控制管理方式本光伏电站110kV升压站控制、测量和信号包括：调度自动化、110kV升压站监控系统。光伏发电工程与电力调度管理系统的关系本光伏发电工程调度方式为两级调度：青海省调、青海省备调、海西地调、海西市备调。因此光伏电站对青海省调、青海省备调、海西地调、海西市备调均应该设有通信、远动等信息的传输通道。省调所需信息可由海西供电局地调转发。调度信息传输路径：省调～330kV汇集站～110kV升压站～光伏电场。远动信息交换内容按照《电力系统调度自动化技术规程》（DL/T5003－2017）以及《国家电网光伏电站接入电网技术规定》的要求，光伏电场拟采集传送的远动信息量如下：a.遥测信息：110kV线路的正向有功电度、负向有功电度、正向无功电度、负向无功电度、带时标的单点信息；110kV线路有功功率、无功功率、电流、电压；110kV升压站各段母线电压、频率；全厂总有功电能量；b.遥信信息： 全厂事故总信号；所有断路器位置信号；所有隔离开关，线路侧接地开关位置信号；全厂断路器的动作SOE；电压无功调节装置故障信息；远动信息传输方案110kV升压站设置一套计算机监控系统，实现对升压站母线、线路、主变等设备的实时监控，并按调度端要求的通信规约将采集的数据送往并网变电站，实现升压站内的远动信息直采直送。为保证远动信息的实时传送，可配置双远动工作站（主/备方式运行自动切换）。为传输远动信息，远动工作站需具备如下通信接口：a.具有2路网络接口。通信规约为DL/T634.5.104－2009。（注：此接口用于今后网络方式传输远动信息。）b.具有2路数据接口（RS232接口），速率为0.6～19.2kbit/s。通信规约为DL/T634.5.101－2002。（注：此接口为光纤电路传输时采用。）远动信息向调度端的传输采用光纤通道，即点对点方式。电能量计量系统为满足青海省调以及海西地调电能量计量系统对电能量数据采集的需要，需在光伏电场配置一套电能量采集装置以及厂内各关口点的电能表，用于光伏电场电能量数据的采集、处理、远传，实现电能量远方计量。电能量考核点计量考核点的设置以接入系统设计的最终资料为准，本阶段站内考核点拟配置如下：设在110kV升压站110kV出线间隔配置关口表。配置2块有功0.2S，无功2.0级，PT0.2，CT0.2S的Ⅰ类关口表。35kV电源进线、35kV站用变出线、35kV动态无功补偿装置进线也作为计量考核点，配置双向智能型多功能电度表，电度表采用三相四线制接线，电度表准确级为有功精度0.2S级、无功精度2.0级。电站的所有电能表计均接入电能量采集装置，由该采集装置上传电量数据信息至海西地调。电能量采集装置的传输通道电能量采集装置应至少配置1个网络接口，2个RS232数据口，1个电话拨号通信口。采集装置应支持用不同的通信规约与不同厂商的主站系统通信，应能提供用户自行开发特殊主站规约转换的软、硬件支持。采集装置应具有DL/T645、IEC-DLMS、EDMI等与电能表通信的规约，采集装置应具有对不同电表规约转换的能力，同时应能提供用户自行开发特殊电表规约转换的软、硬件支持。光伏电场电能量采集装置通过V.24接口接入海西地调电能量计量系统。传输规约采用IEC870-5-102。集中控制管理方式本光伏电站按智能光伏电站设计，各类数据、信息接入XX西宁集控中心进行集中监控，实现电站“无人值班，少人值守”。在110kV升压站主控室装设智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备来实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并可将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息通过以太网络上传至XX西宁集控中心远方监控。6.3.2.7.1集控中心集中控制XX青海公司以租用大数据平台、场地及系统的模式入驻青海省电网大数据中心，在西宁市建成新能源项目集中控制中心。目前，XX在青在役新能源装机规模为35万kW，共有12座场站，均已接入西宁集中控制中心，进行集中监控管理。本项目配置智能光伏电站监控和生产管理系统、计算机监控系统、智能视频监控系统、微机保护自动化装置、就地检测仪表和智能无人机巡检系统等设备，实现全站机电设备的数据采集与监视、控制、保护、测量、远动等全部功能，并将光伏电站的运行参数、现场情况等重要信息通过以太网络上传XX西宁集控中心集中监控，以实现电站“无人值班，少人值守”。6.3.2.7.2智能光伏电站监控和生产管理系统本项目在110kV升压站装设1套智能光伏电站监控和生产管理系统，其采集数据经远动通讯通道上传至XX西宁集控中心远方监控。智能光伏管理系统是利用计算机网络技术、自动监测与远程监测技术、通信技术和相关的专业技术，建立起的一套高效、稳定的光伏专业监测、分析、管理系统，其主要功能是实时监测光伏电站的生产运行情况、统计分析电站历史运行数据、实现电站日常工作和流程的规范化、标准化、数字化管理、故障预警，为光伏电站的正常运行和生产管理提供技术保障。智能光伏电站监控系统与生产管理系统实现了：1）监控系统与生产管理系统一体化：从而从底层上确保数据的一致性，改进系统继承了现有系统的实时监控与初始分析功能，以及相关的报表功能等，在功能上有了进一步抬升，如监控分层可视，可精确监测到组串级，另外可依据故障实时告警一键定位到故障器件，可以对电站内从上到下各层进行有效监控，即从升压站、分区到各个子阵，最底层到组串，完成各层的实时监测，并且有问题第一时间渲染、主动提示告警。此外，所有电器设备基于设备物理位置、逻辑拓扑和电气接线图进行实时监测，直观可视，定位方便快捷；2）组串级智能监测与报警：通过智能组串式逆变器，能够精确采集8路组串电压、电流信号，实现整个光伏厂区组串数据的全量采集，检测精度高达0.5%，确保检测数据的准确性，由智能光伏电站监控和生产管理系统，通过大数据分析系统实现对组串故障的智能判定。A、组串功率异常告警智能组串式光伏并网逆变器能够实时监测每路组串的电压、电流、功率，在外部环境条件（温度、辐照）相同的情况下，相同逆变器的每一个输入组串的功率输出变化趋势是一致的，组串的初始功率比例一定。当组串出现异常时，逆变器可以通过组串间的纵向对比，快速识别功率异常组串（如组串受到遮挡，老化，突然断连等），并向后台监控系统发出告警信息，提示运维人员及时上站维护。为防止轻载误告警，告警启动阈值设置为500W。B、组串电路反向告警智能组串式光伏并网逆变器能够实时监测每路组串电流的方向，当检测到某路组串电流方向≤-1.5A时，可通过监控后台及时上报故障信息，提示运维人员上站排查故障原因。C、精确的故障定位智能光伏电站解决方案中的智能组串式逆变器对每个组串进行高精度检测，通过对数据的智能分析及判定后发出告警信息并为客户提供运维建议，让客户有针对性的上站维护，并基于逻辑和实际物理位置的定位，帮助客户快速查找故障点位置，快速回复故障。3）组件衰减自动评估：智能光伏方案，通过对组件I-V曲线进行扫描，在站级管理系统中部署算法，对比STC工况下的组件I-V曲线快速识别组件衰减状况，实现同步在线分析，完成每一路组串的智能在线检测和诊断，从而高效识别组件问题，及时消除故障，提升设备运行工况和系统效率，通过在线扫描与诊断可替代传统定期进场巡检和例行测试工作，具备高度智能的组件衰减评估。4）智能组件清洗建议功能：通过将发电量、电价、清洗成本、辐照度、灰尘影响度及未来天气情况等长期数据代入进行迭代分析，从而帮助光伏电站寻找一个组串最佳清洗收益/投入比，提升光伏电站的收益率。考虑到本项目所在地地区空气中粉尘含量相对较高，应充分考虑灰尘遮挡对组串发电量的影响。传统的组件灰尘清洗方式完全依靠经验和运维人员的日常观察，缺乏可靠的经济分析评估，不利于光伏电站的收益最大化。5）五点四段PR体系化评估功能：通过采集光伏厂区辐照仪、逆变器输入功率及输出功率、箱变输入功率、并网功率，计算出每一段的损耗，来帮助运维人员找出电站PR值的薄弱点，帮助优化电站PR。6）提供电子移动两票功能：现有两票采用纸质文件，需要打印，并且需要各层级领导签字，过程复杂，耗时多。而智能营维提供便捷的电子移动两票，可以轻松实现远程移动办公，提高效率，为电站的运维提供有力的支撑。7）生产管理支持大数据分析与报表库：除继承已有的初级电量分析外，还引入包括PR趋势分析、日负荷曲线与告警的关联分析、落后发电单元分析、器件离散率、组串对称系数、组串状态扫描等功能点，对数据的分析能力大大提升6.3.2.7.3计算机监控系统1、监控系统对大中型并网光伏发电系统而言，需要设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。同时，还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究，不但确保日常维护简易、高效和低成本，还可对未来的系统发电能力进行预测、预报。本监控系统的监控范围包括太阳能电池方阵、并网逆变器、110kV升压站及站用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：直流配电柜输入电流、逆变器进出口的电压、电流、功率、频率、逆变器机内温度、逆变器运行状态及内部参数、发电量、环境温度、风速、风向及辐射强度，35kV箱变电流、电压、非电量及开关状态等，以及35kV配电装置及站用电气系统的各开关量及模拟量等，并实现对升压站及站用电气系统的常规控制、保护和报警等。整个光伏电站内设1个主控制室，主控制室布置在升压站区域。在主控室内的运行人员以大屏幕、操作员站LED为主要监控手段，完成整个光伏发电系统（包括升压站电气设备）的运行监控。主控室还设有工业电视监视墙，墙上布置大屏幕、闭路电视监视屏、火灾报警控制盘等。2、计算机监控系统的控制功能：本工程计算机监控系统的控制功能覆盖范围包括太阳能光伏发电单元和升压站系统，其监控功能主要包括：（1）数据采集与显示：采集光伏方阵、并网逆变器和升压站运行的实时数据和设备运行状态，并通过当地或远方的显示器以数据和画面反映运行工况。工频模拟量采用交流采样，状态量采用空接点方式接入监控系统。（2）安全监视：对采集的模拟量、状态量及保护信息进行自动监视，当被测量越限、保护动作、非正常状态变化、设备异常时，能及时在当地或远方发出音响，推出报警画面，显示异常区域。事故信息应可存储和打印记录，供事后分析故障原因使用。（3）事件顺序记录：光伏发电站系统或设备发生故障时，应对异常状态变化的时间顺序自动记录、存储、远传，事件记录分辨率小于1ms。（4）电能计算：可实现有功和无功电度的计算和电度量分时统计、运行参数的统计分析。（5）控制操作：对升压站断路器的跳、合闸的控制具有防误操作功能。可以单独对每台光伏并网逆变器进行参数设置，根据实际的天气情况设置逆变器系统的启动和关断顺序。（6）与保护装置遥信、交换数据：向升压站保护装置发出对时、召唤数据的命令，传送新的保护定值；保护装置向监控系统报告保护动作参数（动作时间、动作性质、动作值、动作名称等）；响应召唤命令、回报当前保护定值；以及修改定值的返校信息等。（7）对自动化装置的管理具有三种方式：（a）通过各装置的液晶显示器和键盘实现人机交互；（b）通过升压站当地监控管理系统实现人机交互；（c）通过远方调度主站实现人机交互。（8）控制具有三种方式：（a）设备安装处就地人工控制；（b）升压站当地监控管理系统的人机交互画面的按键控制；（c）调度远方主站遥控。上述三种控制操作需相互闭锁，同一时间只接收一种控制指令。（9）远动功能：本工程的计算机监控系统设有远动工作站，通过远动工作站实现与省中调或地调的遥测、遥信、遥控等功能。（10）有功功率调节（AGC）和电压/无功调节（AVC）为了配合系统的调峰要求，本光伏电站设置AGC/AVC设备一套用于接受电网调度指令调节有功功率与无功功率。根据国网光伏电站并网技术规范（试行），大中型光伏电站应具有有功功率调节能力，并根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。光伏电站需安装有功功率控制系统，能够接收并自动执行电网调度部门远方发送的有功出力控制信号，根据电网频率值、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。大中型并网光伏电站参与电网电压调节的方式包括调节光伏电站的无功功率、调节无功补偿设备投入量以及调整光伏电站升压变变比等。本工程参与电网无功调节的主要方式为采用全SVG无功补偿装置，具体调节方式、参考电压、电压调差率等参数可由电网调度机构远程设定。根据招标文件要求，我方在光伏电站宜预留5%至10%的储能接入条件，其中集中（集散）式逆变器主要考虑直流侧耦合接口。利用储能系统来平抑和调节光伏发电的随机波动性对电网的影响，满足光伏发电接入电网的技术要求，提高光伏电站输出的可靠性。从国外储能与光伏电站群结合的示范工程来看，储能系统主要用于平滑光伏电站的短期（数十分钟以下）波动，减少对电网的冲击，增加电网对可再生能源的吸收接纳程度，促进可再生能源的集约化开发和利用。为光伏电站未来参与调峰提供了自调峰能力。（11）光功率预测系统光伏发电受太阳辐照度、环境温度、风速等多元气象因素影响的电源，其出力具有明显的波动性和间歇性。随着越来越多的光伏发电并网运行，尤其是我国特有的大规模光伏发电集中接入的开发模式，将给电力系统的功率平衡、安全稳定与经济运行带来巨大挑战。在光伏电站配置光功率预测系统能够提高电网接纳波动性间歇式电源的能力。光伏发电功率预测系统可向电网调度机构提供光伏电站准确的超短期和短期发电功率预测曲线，不仅能够为电网的发电计划制定、调峰调频、潮流优化和安全控制等调度决策行为提供可靠依据，而且可为风、光、水、储的多能互补协调控制提供技术支撑，使电网最大限度地利用光伏发电资源。本工程在继电保护室预留光功率预测装置屏安装位置。（12）其它功能：本工程计算机监控系统具有时间记录远传功能，可由GPS进行时钟校时。具有标准的通信规约，具有多个远方接口，必要时服从主站端的通信规约进行非常规的数据通信。110kV升压站计算机监控系统功能、网络结构和系统配置按照“无人值班”（少人值守）的原则，本工程110kV升压站采用全计算机方式进行监视控制及设置综合自动化方案。110kV升压站计算机监控系统包括两部分：站控层、间隔层，网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为全所设备监视、测量、控制、管理的中心。间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元，以相对独立的方式分散在各个配电装置室中或集中组屏于控制室，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断路器控制功能。站控层设备按工程最终规模配置，按功能划分为若干个互相独立而又共享资源的工作站，它包括后台监控主站、继保工作站、工程师站、故障录波工作站、微机防误闭锁装置（“五防”微机）、打印服务器及打印机、GPS对时装置及网络设备等。间隔层设备按工程规模配置，并留有一定的裕度。它直接采集处理现场的原始数据，通过网络传送给站级计算机，同时接收站控层发来的控制操作命令，经过有效性判断、闭锁检测、同步检测等，最后对设备进行操作控制。间隔层设备由测控单元、通信单元、网络系统和微机保护通讯接口单元等构成。测控单元相对独立，通过通信网互联。光伏发电系统的控制、测量和信号110kV升压站采用计算机监控系统（NCS）及微机保护自动化装置来实现升压站的控制、保护、测量、远动等全部功能。计算机监控方式采用开放式、分布式网络结构，所有控制、保护测量、报警等信号均在就地单元内处理，经总线传输至主控室内的监控计算机。计算机监控系统包括光伏发电系统的数据采集及监控、升压站微机保护信息的采集与监视、升压站断路器及电动隔离开关的就地与远方操作等功能。微机保护及自动化装置的功能包括110kV线路保护测控装置、无功补偿装置保护测控装置等。计算机监控系统（NCS）的主控站可有两个以上，即一个当地监控主站和一个以上远方调度站，实现就地和远方（电网调度）对光伏电站的监视控制，其控制操作需互相闭锁。计算机监控系统（NCS）包括站控层和间隔层两部分，其网络结构为开放式分层、分布式结构。站控层为整个并网光伏电站设备监视、测量、控制、管理的中心，通过用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆与升压站控制间隔层及各单元光伏并网逆变器数据采集器相连。升压站控制间隔层按照不同的电压等级和电气间隔单元分布在各配电室或主控制室内。在站控层及网络失效的情况下，间隔层（包括逆变器）仍能独立完成间隔层的监测以及断路器的保护控制功能。站控层设备包括后台监控主站、打印机、GPS对时装置及网络设备等。间隔层设备由电气设备测控单元、电气微机保护装置通讯单元、单元光伏逆变器数据采集装置、网络通信单元、网络系统等构成。汇流箱、逆变器控制、测量和信号本工程并网光伏发电系统由太阳电池阵列、汇流箱、逆变器、箱变组成。每个光伏发电分系统配置一台数据采集处理装置。该装置电力载波获取本单元逆变器的运行参数、故障状态和发电参数以及每个汇流箱内各接入回路的电流量信号并进行储存，同时数据采集处理装置通过无线传输方式将数据上传至光伏电站计算机监控系统（NCS），在升压站主控制室内通过计算机监控系统操作员站实现上述运行参数的监视、报警、历史数据储存，同时还可在大屏幕上显示。在升压站主控室操作员站上可连续记录、查看光伏发电系统运行数据和故障数据具体如下：（1）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。（2）可查看每台逆变器的运行参数，主要包括：A、直流电压B、直流电流C、直流功率D、交流电压E、交流电流F、逆变器机内温度G、时钟H、频率J、当前发电功率K、日发电量L、累计发电量M、累计CO2减排量N、每天发电功率曲线图（3）监控所有逆变器的运行状态，采用声光报警方式提示设备出现故障，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：A、电网电压过高；B、电网电压过低；C、电网频率过高；D、电网频率过低；E、直流电压过高；F、逆变器过载；G、逆变器过热；H、逆变器短路；I、散热器过热；J、逆变器孤岛；K、DSP故障；L、通讯失败；此外，本工程还在光伏场区设置了一套环境参数监测装置，该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参量，通过无线传输方式将数据上传至附近的某个光伏发电分系统数据采集处理装置上，最终通过该装置将信号送至电站计算机监控系统（NCS），实时记录并显示环境数据。在升压站主控室操作员站上还可以单独对每台逆变器进行参数设置，可以根据实际的天气情况设置逆变器系统的启动和关断顺序，以使整个发电站的运行达到最优性能和最大的发电能力。电力系统接入设备配置6.3.6.1西北区域电网对并网项目接入系统设备的配置要求2018年12月，西北能监局颁布《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》及《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（以下简称新细则）对新疆、甘肃、陕西、青海及宁夏区域并网电厂进行监管，以规范并网电厂管理，保障西北电力系统安全、优质、经济运行。该实施细则对并网项目要求如下：1）新细则要求新建并网电站通过整套启动试运行后，要立即纳入到细则管理之中。2）新细则首次要求光伏电站必须配备高电压穿越、功率因数动态可调功能。根据细则要求，逆变器选型满足光伏电站高电压穿越、功率因数动态可调要求。3）新细则首次提出光伏电站AVC（自动电压控制）配备及性能考核要求。根据细则要求，配置AVC配备，并满足使用要求。4）新细则进一步完善了光功率预测的考核标准，其考核权重超过此次与主机相关考核分数的90%。其中上传率要求提高至95%，考核计分提高到10倍，增加了对超短期预测及可用电量的考核。5）新细则首次提出允许光伏电站参加有偿辅助服务盈利，涉及的功能为功率因数动态可调（无功调节）及AVC（调压）。截至2018年底，西北区域新能源装机占比为35.47%，超过区域电源容量的三分之一。西北电网网架结构复杂，加之西北区域投运及在建7条特高压外送通道，新能源的大力发展，进一步增加了电网对电力调控的复杂性，对并网光伏电站稳定运行以及抗干扰能力提出了更高的要求，这也是新细则对并网要求提升、考核力度加大的主要推力，以保障电网安全稳定运行，更好实现源网协调。另一方面，为了鼓励传统发电企业更积极参与调峰调压等辅助服务，提高新能源消纳能力，两个细则中的辅助细则一直通过补偿奖励来促进电源侧的风（光）火（水）协同。随着新能源装机达到一定规模，逐步具备调频调压能力，新细则也给予了新能源企业参与有偿辅助服务的机会。综上所述，逆变器选型、升压站配置均应提前规划布局，充分考虑新细则要求，从功能配置、性能提升以及全国项目前瞻性三个角度应对新细则变化、规避考核风险、降低考核分数。同时要抓住有偿服务机遇，提高收益，保障投资回报。6.3.6.2本项目接入系统设备配置1）无功补偿装置光伏发电项目应增设足够的无功补偿备，满升压站高侧率因数为为1.0（控制在-0.98～+0.98+0.98运行）。为满足无功率的调节范围和响应速度以及抑制谐波的要求，110kV升压站暂定装设补偿容量为20Mvar的动态无功补偿装置（最终以电网意见为准），整套动态无功补偿装置能满足35kV母线段无功补偿容量可连续调整的要求，其动态节响应时间不大于其动态节响应时间不大于30ms；2）电能质量在线监测设备根据国家电网公司Q/GDW392-2009《光伏电站接入电网技术规定》相关要求及光伏电站的负荷特性，本光伏项目升压站配置电能质量在线监测装置一套，对110kV线路进行电能质量在线监测。对光伏电站可能引起的谐波、电压波动、电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、负序电流、闪变、电压暂降、暂升、短时中断等进行在线监测。并以网络方式将监测信息送至青海省公司电能质量监测中心。考虑到海西州地区新能源发电及用电负荷远景规划，建议在本项目地110kV升压站内预留电能质量治理间隔。光伏电站接入电网运行后应根据实测的电能质量水平适时安装电能质量治理设备。3）GPS+BD时间同步系统为满足调度运行管理需要，光伏电站升压站应配置时间同步装置1套，具备北斗和GPS对时功能，并优先采用北斗对时，满足双钟双源要求，对站内所有二次设备进行授时。单独组屏的GPS主时钟采用双时钟冗余配置,并根据站内规模配置相应的扩展装置。时间同步系统提供变电站内所有的监控系统站控层设备、保护装置、测控装置、故障录波装置、自动装置及站内其他智能设备等站内二次设备的对时功能。4）五防系统本工程单独设置的一套五防系统，监控系统与五防系统通信连接，五防系统通过通信接口从监控系统取得状态信息并闭锁监控系统的操作。五防系统由五防工作站、电脑钥匙、电编码锁、机械编码锁、线路验电器、接地桩、智能型接地线管理器、智能型解锁钥匙管理器、高压母线带电显示闭锁装置等组成。适用于断路器、隔离开关、各电气网门和装拆接地线等的操作闭锁；断路器采用直流电编码锁，与控制开关同装一面屏；隔离开关、高压开关柜和各电气网门安装五防锁，五防锁就地安装；110kVGIS采用挂锁或直流电编码锁。5）调度数据网接入设备及纵向加密认证装置光伏电站电力调度数据网主要承载下列数据业务的传输：调度自动化实时信息、相量测量信息和继电保护信息子站信息等。根据国家电网公司的有关规定，本光伏项目作