某光伏电站PC招标技术文件part2

F、直流电压过低；G、逆变器过载；H、逆变器过热；I、逆变器短路；J、散热器过热；K、逆变器孤岛；L、DSP故障；M、通讯失败；N、接地保护逆变器需提供RS485通讯接口，并采用modbus通讯协议，配合监控系统能将逆变器上述参数及故障信号传至远方控制室。并能保证实现监控系统可以远方控制逆变器启停，可以远方调整逆变器功率的功能。目前，电网要求光伏电站要能接受调度指令，实现AGC〔有功功率调整〕和AVC(无功功率调整)功能，监控系统必须具有AGC和AVC调节功能模块并接入中调调度指令系统，调度指令通过监控系统下达至逆变器，逆变器要能可靠执行。5.3光伏防雷汇流箱5.3.1标准和标准本技术标准所使用的标准如与承包人所执行的标准不一致时，按较高标准执行。供货设备应符合中华人民共和国国家标准〔GB〕、中华人民共和国电力行业标准〔DL〕、原水电部标准〔SD〕以及相关的IEC标准。在上述标准中，优先采用中华人民共和国国家标准及电力行业标准。在国内标准缺项时，参考选用相应的国际标准或其他国家标准。选用的标准是在合同签订之前已公布的最新版本。如果承包人采用标准文件列举以外的其他标准时，须经发包人同意方能使用。所有螺纹、螺母、螺栓、螺杆应采用GB标准的公制规定。主要引用标准如下：GB4208外壳防护等级(IP代码)GB7251低压成套开关设备国家标准GB14048.1-5低压开关设备和控制设备GB9815家用及类似用途的熔断器GB11032交流无间隙金属氧化物防雷器GB3859.2半导体变流器应用导那么GB17799.3电磁兼容通用标准居住、商业和轻工业环境中的发射标准GB17799.4电磁兼容通用标准工业环境中的发射标准GB/T4942.2低压电器外壳防护等级GB/T2423.1电工电子产品根本环境试验规程试验A：低温试验方法GB/T2423.2电工电子产品根本环境试验规程试验B：高温试验方法GB/T2423.3电工电子产品环境试验第二局部试验方法试验Cb：设备用恒定湿热GB/T13384机电产品包装通用技术条件GB/T191包装储运图示标志GB/T3873通信设备产品包装通用技术条件GB/T20513光伏系统性能监测测量、数据交换和分析导那么GB/T2829周期检查计数抽样程序及抽样表GB/T3859.1半导体变流器根本要求的规定GB/T3859.2半导体变流器应用导那么GB/T17626.2电磁兼容试验和测量技术静电放电抗扰度试验GB/T17626.3电磁兼容试验和测量技术射频电磁场辐射抗扰度试验GB/T17626.4电磁兼容试验和测量技术电快速瞬变脉冲群抗扰度试验GB/T17626.5电磁兼容试验和测量技术浪涌〔冲击〕抗扰度试验GB/T17626.6电磁兼容试验和测量技术射频场感应的传导骚扰抗扰度GB/T17626.11电磁兼容试验和测量技术电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验GB4026/T电器接线端子的识别和用字母数字符号标志接线端子的原那么IEC60269低压熔断器IEC60439低压开关设备和控制设备成套装置DL/T5222导体和电器选择设计技术规定DL/T527静态继电保护装置逆变电源技术条件YD5098通信局〔站〕防雷与地接工程设计标准CGC《光伏方阵汇流箱技术标准》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》以及其他相关标准。5.3.2汇流箱的主要性能安装类型户外型防护等级IP65工作温度-40℃～40℃环境温度保护配防雷保护装置工作电压：DC300～DC1000V电寿命： ≮10万次光伏防雷汇流箱主要元件：1、进线直流断路器,进线处加公母插头2、出线专用直流断路器3、进线专用过高压防雷器4、联络片5、接线端子所有设备额定电压不低于DC1000V，且应具有测控信息通信功能;支路断路器额定容量:10A。总直流输出开关,采用优质品牌直流断路器，采用160A以上的开关。箱内正、负极接线端子应分开布置，防止短路故障。汇流监控箱每回路均应装设防反二极管。二极管压降必须低于0.5%。要求直流防雷组串汇流监控箱可接入最大太阳电池组串开路电压〔最大直流电压〕为1000V以上〔含1000V〕。要求使用光伏专用高压防雷器，正极对地、负极对地、正负极之间都应防雷，额定电流≥15kA，最大电流≥40kA,Up值不应高于3.9kV。直流防雷组串汇流监控箱应采用性能可靠的霍尔元件，通讯接口选RS485，通讯协议采用MODBUSRTU协议。在箱内取直流电以供应通讯电源用电。电源电压输入范围越宽越佳。汇流箱具有组串直流电压、电流就地监测及显示功能，并具有断线报警功能并能对过通讯接口与逆变器或控制中心通讯。要求汇流箱自身能为监控装置提供电源。并通过通信接口上传至监控系统。5.3.3防雷汇流箱的总体要求〔1〕防雷汇流箱底部进线，支架式安装。〔2〕防雷汇流箱应能在海拔1200M、-40~+50℃的气候条件下平安稳定运行，使用寿命应不低于30年。〔3〕防雷汇流箱内元件的温升应不超出所采用标准的允许温升极限。〔4〕防雷汇流箱中不允许使用镀锡处理的母线和连接件，可以使用钝化或镀银等工艺处理的防腐、防氧化母线和连接件，无论承包人采用何种母线防腐、防氧化处理方式，都必须保证防雷汇流箱可以在-40℃~+50℃的环境温度下满功率运行，同时，不能影响电缆连接点处的接触电阻。5.3.4防雷汇流箱技术性能要求〔1〕防雷汇流箱工作电压：DC300V～DC1000V〔2〕防雷汇流箱出线直流断路器技术参数要求汇流箱的输出直流断路器应采用中外合资企业〔如西门子、ABB、施耐德〕等知名厂家的产品。直流断路器应具备速断〔磁脱口〕、过流〔热脱口〕保护功能，断路器额定电流不低于160A，DC1000V时的短路分断能力不低于10KA。二极管〔3〕防雷汇流箱内直流防雷器技术参数要求汇流箱输出端配置光伏专用直流防雷器，防雷器具备正负极对地和正负极之间的雷电防护功能，额定工作电压不低于DC800V，最大持续工作电压不低于DC1000V，动作电压不高于1600V，保护电压水平不低于3KV，标称通流容量不低于20KA，最大通流容量不低于40KA，响应时间小于25纳秒，运行环境温度-40~+80℃。光伏专用直流防雷器有状态指示节点，通过状态指示节点向监控通信设备提供防雷器的工作状态。〔4〕直流熔断器技术参数要求汇流箱和光伏阵列之间应配备额定电压DC1000V，额定电流15A的正极、负极光伏专用直流熔断器。〔7〕通信设备技术参数汇流箱应配备检测通信设备，通过RS485〔Modbus协议〕将每个光伏组串的电流、汇流箱的输出电压、防雷器的状态等数据送往数据采集器。通信距离不小于1000米。如果光伏组串支路短路或开路、防雷器出现故障，汇流箱内的检测通信设备应能够准确判断光伏组串和防雷器的故障状态并通过RS485向数据采集器发送对应的故障信号。〔8〕汇流箱的防护等级汇流箱的外壳防护等级不应低于IP65，电缆接头的外壳防护等级应为IP68。〔9〕汇流箱的绝缘耐压和爬电距离汇流箱的输入电路对地、输出电路对地、输入对输出的绝缘电阻应不小于20MΩ，绝缘电阻只作为绝缘强度试验参考。汇流箱的输入对地、输出对地、输入对输出应承受AC3500V，50Hz的正弦交流电压1min，不击穿，不飞弧，漏电流<10mA。汇流箱应满足的最小电气间隙和爬电距离如下表所示：额定直流电压ＵN(V)最小电气间隙(mm)最小爬电距离(mm)10002030〔10〕工作环境： 室外，海拔1200米，-40℃~+50℃〔11〕信号避雷器汇流箱的通信线上应装有高品质的信号避雷器，信号避雷器的传输速率不应低于10Mbps。〔12〕汇流箱内的所有电缆使用光伏专用阻燃软电缆。5.4箱式变电站本工程共需10台10/0.315-0.315kV箱式变电站，包括升压变压器；上下压开关设备、专用工具、随机备品备件。5.4.1标准和标准GB1094《电力变压器》GB/T6451《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》GB3ll.l《高压输变电设备的绝缘配合》GB/T16434《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》GB／T15164《油浸式电力变压器负载导那么》GB11022《交流高压电器在长期工作时的发热》GB2900《电工术语》GB5273《变压器、高压电器和套管的接线端子》GB2536《变压器油》GB156《标准电压》GBl91《包装贮运图示标志》GB50229《火力发电厂与变电所设计防火标准》DL5027《电力设备典型消防规程》GB4109《高压于套管技术条件》GB10230《有载分接开关》GB1208《电流互感器》GB7354《局部放电测量》GB11604《高压电气设备无线电干扰测试方法》GB/T5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》GB/T13499《电力变压器应用导那么》GB/T17468《电力变压器选用导那么》GB/T8287《高压支柱瓷绝缘子》GB16847《保护用电流互感器暂态特性要求》GB7252《变压器油中溶解气体分析和判断导那么》GB7295《运行中变压器油质量标准》GB50150《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》JB/T10088《6kV～500kV级电力变压器声级》JB/T3837《变压器类产品型号编制说明》JB/T8637《无励磁分接开关》DL/T5222《导体和电器选择设计技术规定》DL/T620 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》2000-9-28《防止电力生产重大事故的25项重点要求》所有标准均会被修改，承包人在设备设计和制造中所涉及的各项规程、标准和标准必须遵循现行最新版本的中国国家标准和行业标准。5.4.2环境条件本工程地处北温带半干旱季风气候区，是辽宁省降水量较少的地区，多年平均降水量某地站为457.8mm，且降水量在时空分布上极不均一，多集中于7-9月，汛期洪灾泛滥，雨过地干，且存在由南向北逐渐较少的趋势。气候特征为冬季寒冷、夏季炎热。序号工程数值备注1平均气温〔℃〕8.82极端最高气温〔℃〕43.33极端最低气温〔℃〕-34.44年平均降水量〔mm〕485.55年最大降水量〔mm〕232.26年平均蒸发量〔mm〕2057.17年平均雷暴日数〔天〕358年平均大风日数〔天〕13.29年平均沙尘暴日数〔天〕1.310年平均大雾日数〔天〕2.811最大积雪深度〔cm〕1712平均风速〔m/s〕2.813空气平均相对湿度〔%〕5214年均日照时数〔h〕2810.915年均日照百分率〔%〕6316海拔高度〔m〕1092-117917地震烈度〔中国12级标准〕718地震根本加速值0.1g19污秽等级IV5.4.3系统条件系统标称电压：10kV系统最高运行电压：12kV系统额定频率：50Hz接地方式：中性点不接地。5.4.4安装方式：户外安装。5.4.5变压器技术参数升压变压器的设计最重要的是考虑逆变器的谐波电压、电流以及直流分量。所以需对变压器进行特殊要求：变压器能够承受的总谐波电流为额定功率时基波电流的5%。即当变压器满载到达1000KW〔每个低压侧绕组的功率到达500KW〕，变压器低压侧〔315V侧〕每个绕组能够承受总的谐波电流绝对值为53.46A。具体到变压器所能承受的每次谐波电流能力见下表：变压器低压侧每个绕组奇次谐波电流承受能力限值奇次谐波次数含有率承受限值〔%〕谐波电流的承受能力绝对值(A)奇次谐波次数3rd-9th4.042.83rd-9th11th-15th2.021.411th-15th17th-21st1.516.017th-21st23rd-33rd0.66.423rd-33rd变压器低压侧每个绕组奇次谐波电流承受能力限值偶次谐波次数含有率承受限值〔%〕谐波电流的承受能力绝对值(A)偶次谐波次数2nd-10th1.010.72nd-10th12th-16th0.55.312th-16th18th-22nd0.3754.018th-22nd24th-34th0.151.624th-34th36th以上0.0750.836th以上要求变压器能够承受的直流分量大小为额定功率时基波电流的1%。即当变压器低压侧〔400V侧〕每个绕组的直流分量在10A以内连续运行时，变压器需要能够承受。变压器承受低压侧出口三相短路，高压侧母线为无穷大电源供应的短路电流，绕组不有变形，部件不发生损坏。变压器过载能力应满足GB1094.11-2007《电力变压器》中的指标要求。此变压器用在光伏电站，与逆变器连接，所以必须充分考虑逆变器谐波的影响，保证变压器的使用寿命大于25年。5.4.5.1升压变压器根本技术参数型式：三相干式双分裂绕组铜芯升压电力变压器。冷却方式：风冷额定频率：50Hz额定容量：1000kVA/500-500额定电压：高压侧：10kV低压侧：0.315kV额定电压比：11±2×2.5%/0.315-0.315kV短路阻抗4.5％接线组别：Yd11-d11。5.4.5.2变压器过负荷能力：变压器过负载能力按IEC354油浸变压器负载导那么规定，变压器在连续满负载时出现短时故障，过负载能力见下表(套管、分接开关、电流互感器、引线等组件过负载能力应不低于变压器本体)。变压器过负荷能力的持续时间过负荷电流/额定电流1.21.31.451.601.752.00过负荷持续时间〔min〕48012060452010注：在表中给出的允许运行时间内，绕组的热点温度不超过105℃，顶层油温不超过110℃，但在每一年内，这种运行状况允许有3次。供方应提供过电流允许曲线能力表或表格。过电流允许曲线能力表或表格经过校核运行后执行。5.4.5.3变压器抗短路能力：按现行国标执行，投标方提供承受短路能力的校核计算保证书。其它参数如额定短路耐受电流、额定峰值耐受电流、温升等均按现行国家标准执行。5.5电气系统说明5.5.1范围5.5.1.1本工程所属太阳能发电系统、电气系统及其设备材料选型、采购、安装施工等。5.5.1.2本工程新建光伏电站建设10kV配电装置室一座，聚集光伏发电单元的5回10kV进线〔每2个1MWp光伏发电单元聚集1回〕，再由10kV配电装置出1回10kV线路接入66kV西山变，在出线间隔设计量点并上传中调。5.5.1.3光伏组件、逆变器、变压器、支架、电缆及所有附属设备材料的采购、安装、调试。5.5.1.4本期电气保护、控制、测量系统。5.5.1.5本期站内直流系统、照明系统。5.5.1.6本期站内防雷接地系统。5.5.1.7本期站内通信系统：考虑本期所需通信系统设备。5.5.1.8本期电缆敷设及电缆防火系统。5.5.1.9本期站内监控系统、安保系统。5.5.1.10本工程所需的综合自动化系统、远动系统、电量计量系统、调度数据网及二次安防装置、电能质量检测装置、继电保护的站内设备。在本期工程中上一套调度数据网及二次安防装置和电能质量检测装置，同时考虑数据采集及处理，远传局部〔如远动、计量〕通过远传装置上传中调。本工程综自、远动系统、继电保护、调度数据网及二次安防装置、电能质量检测装置、综合测控装置、负控装置等二次系统全部由承包方负责〔按接入系统报告要求执行〕。5.5.2标准及标准SJ/T11127-1997《光伏〔PV〕发电系统过电压保护—导那么》GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》GB/Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统的技术规定》GB/T20046-2006《光伏系统电网接口特性》〔IEC61727：2004〕GB12326-2000《电能质量电压波动和闪变》GB12325-2003《电能质量电力系统供电电压允许偏差》GB／T14549-1993《电能质量公用电网谐波》GB50057-2000《建筑物防雷设计标准》DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》GB50217-2007《电力工程电缆设计标准》DL/T404-2007《3.6kV～40.5kV交流金属封闭开关设备和控制设备》GB/T15543-1995电能质量三相电压允许不平衡度GB/T15945-1995电能质量电力系统频率允许偏差GB4208-2008外壳防护等级〔IP代码〕GB/T4942.2-1993低压电器外壳防护等级DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》5.5.3主要设计原那么光伏发电站升压方案本工程装机容量10.152MWp，分为10个光伏发电单元，每1个发电单元1.0152MWp，每个发电单元建1个逆变器小室及1座箱式变电站。全采用固定支架安装方式。本工程10个光伏发电系统，共设置20台500kW无隔离变并网型逆变器，逆变器交流输出侧与10kV箱式变电站低压侧连接。5.5.3.2集电方式本工程采用10kV电压等级的接入系统。每面电池板上配置一定数量的电池组件通过串联到达额定电压后再经并联形成1个500kW的光伏发电子单元，经直流配电柜接至逆变器，每2个逆变器交流输出侧接至10kV箱式变电站低压开关柜，形成一个1MWp光伏发电单元；每2台10kV箱式变电站在高压侧并联为1回10kV输入回路。本光伏电站建设一座10kV配电装置室，聚集上述光伏发电单元的5回10kV进线，再由10kV配电装置出1回10kV线路接入66kV西山变。本光伏电站共设10个逆变器小室和10座10kV箱式变电站，每座逆变器小室内包括2台逆变器、2面直流配电柜、1面低压交流配电柜及1面通讯屏设备。本期工程由43200块235Wp(37V)多晶硅光伏组件组成。其中固定支架局部每18块光伏组件串联为一串，每240串组成1个光伏发电单元接入2台500kW无隔离变逆变器，太阳能板支架形式为1*18〔每套支架安装18块组件〕。每8串采用1台8回的组串监控汇流箱，每个500kW逆变器接入15台8回的组串监控汇流箱。每1MWp逆变器小室配置2台500kW无隔离变逆变器和1座10kV/315-315V1000kVA箱式变压器〔箱变安装于户外〕；2台逆变器输出通过交流电缆分别连接到1台1000kVA箱变内各自的低压侧开关柜，箱变低压侧采用双分裂绕组接线形式。5.5.3.3系统二次局部5.5.3.3.110kV继电保护在光伏电站10kV，进出线路、无功补偿等装置采用微机型保护装置。10kV升压变高压侧设负荷隔离开关加高压熔断器作为变压器内部的短路和过负荷保护;低压侧设框架断路器，带智能脱扣器,作为变压器至逆变器之间电缆的保护,同时兼做逆变器的后备保护。逆变器设过流、单相接地、过载、过压、欠压、电网异常等保护。5.5.3.3.2二次系统及监控系统〔1〕光伏电站控制、测量和信号1)光伏电站控制光伏发电系统应设防反二极管及直流侧熔断器，对逆变器设有过载、短路、过压、欠压等保护，保护装置动作后同时发出保护装置动作信号。箱式变压器高压侧采用负荷开关及熔断器作为变压器的短路和过负荷保护。光伏电站采用微机监控。设站控层和间隔层。站控层由包括操作员站、通讯网络、网络交换机、及光纤环网设备等组成，安装于主控制室。间隔层设备由逆变器、低压柜、智能电度表、温度及日照辐射传感器等组成，安装于各逆变器小室内。间隔层设备通过通讯管理机及光纤环网设备与站控层设备通讯。2)光伏电站的测量和信号光伏电站的逆变器需监测电网的电压、电流、频率及户外的日照、温度、风速。每个箱变高压侧设置0.5s级智能电度表,以实现分组计量。变压器的运行状态信号可由就地设置的智能测控单元采集，通过网络上传给监控系统。〔2〕控制、保护、测量和信号1)本电站的10kV设备的控制、保护、测量等信号接入电站的综合自动化系统，该系统将变电站的二次设备〔包括控制、信号、测量、自动装置、远动终端等〕应用自动控制技术，微机及网络通信技术，经过功能的重新组合和优化设计，组成计算机的软硬件设备代替人工对变电站执行监控、保护、测量、运行操作管理，信息远传及其相互协调的一种自动化系统。变电站自动化系统的结构配置采用分层分布式结构。分层：即设置全所控制级和现地控制级二层结构，二层之间通过网络互联，分布：即现地控制级中保护与测控相互独立。全所控制级由以下设备组成：包括主机、前景机、工程师站、通讯网络、GPS时钟等设备。现地控制级设备主要由测控设备和保护设备组成，保护设备独立，测控装置采用面向设备，单元化设计。2)自动化系统的主要功能如下：⑴控制功能①对断路器的控制操作②对隔离开关的控制操作⑵检测功能数据采集及处理事件顺序记录及故障处理异常报警历史数据记录运行监视及运行管理⑶远动功能本自动化系统具备远动功能，能以不同规约向中调及地调远传数据。3)保护及自动装置保护及自动装置均按《继电保护和自动装置设计技术规程》设置，10kV线路、10kV无功补偿装置及接地变保护等均采用微机型保护。远动系统远动信息内容配置根据《地区电网调度自动化设计技术规程》〔DL5002-2005〕，及《电力系统调度自动化设计技术规程》〔DL5003-2005〕，及《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》，结合调度自动化系统功能要求，保证辽能某地光伏并网10MWp电站远动信息采集完整性，远动信息内容配置考虑如下：1〕遥测量：光伏电站并网状态；光伏电站辐照度；光伏电站发电量；400V母线电压；10kV线路双向有功功率，电流；变压器各侧双向有功功率，电流；10kV母线电压；10kV母线频率。2〕遥信量：光伏电站事故总信号；光伏电站变压器保护动作信号；光伏电站10kV出线侧断路器位置信号；10kV线路保护动作信号及重合闸动作信号；逆变器保护动作信号；孤岛效应保护动作信号。3〕电能量：变压器各侧双向有功电能量、双向无功电能量。远动通信设备配置本工程考虑配备相应采集装置和配套设备，利用远动通信设备上传远动信息。远动信息传送某光伏发电工程至朝阳地调的远动通道为：远动信息以电力调度数据网络传输方式和远动专用通道传输方式互为备用通道，且以数据网络方式为主。当使用电力调度数据网络作为传输方式时，通过路由器，采用2×2M通信数率，与朝阳地调SPDnetⅢ核心网路由通信。当使用2M远动专用通道作为传输方式时，采用DL/T634.5101规约，电能计量系统与地调中心之间的应用层通信协议采用DL/T634.5102协议。OMS调度信息系统在光伏并网变电站新增调度数据网设备1套，组屏1面。光伏变电站的计算机监控系统必须满足接入朝阳电网调度系统要求。电能量计量系统计量关口点、考核点设置〔1〕关口点设置如下：10kV配电室出线侧。〔2〕考核点设置如下：66kV西山变10kV线路进线侧。电能表配置本期工程66kV西山变10kV线路进线侧按主/副表配置，电能表有功精度为0.2s级，无功精度为2.0。本期工程某光伏发电工程10kV配电室出线按主/副表配置，电能表有功精度为0.2s级，无功精度为2.0。电能量远方终端辽能某地光伏电站利用电能量远方终端实现站内电能量数据的采集，处理，上传功能，同时考虑配备相应采集装置。电能量信息传输通道辽能某地光伏电站至朝阳地调的电能量信息通道为：以电力调度数据网络传输方式和专线通道传输方式互为备用通道，且以数据网络方式为主。电能计量系统与地调中心之间的应用层通信协议采用DL/T634.5102协议。西山66千伏变电站、光伏并网变电站各配置关口计量表1块，电量采集终端1套，型号为烟台东方威斯顿集团的CHL064-1J装置〔应具备2个以上远传网络接口〕。调度数据网接入设备配置本工程配置一套调度数据网接入设备，包括1台接入层路由器〔具有MPLSVPN功能〕2台接入层交换机。路由器端口配置为2个FE口，4个E1口和8个异步口。交换机分别用于连接控制区的远动通信设备和非控制区的电能量远方终端装置。端口配置为24个10/100Mbit/s。二次平安防护本工程配置一套二次平安防护设备，包括2台IP认证加密装置〔用于控制区、非控制区接入调度数据网〕。辽能某地光伏电站应向电能量远方终端、远动通信设备提供交、直流两路电源，要求站用电源消失后，满负荷情况下维持供电时间不小于1h。交流电源由电站UPS系统提供，直流电源由电站直流系统提供。调度端接口为了能将辽能某地光伏电站传送来的自动化信息接入调度端调度自动化系统和电能量计量系统，辽宁省调、朝阳地调均需扩充数据库和完善各种画面报表，为此各调度端按规定计列一定的接口费用。系统通信调度组织关系辽能某地光伏电站由辽宁省调实行调度，远动信息同时由辽宁省调转发至朝阳地调。系统对通信传输内容及通道数量要求传输内容电力调度；自动化的各种信息；继电保护信息。调度数量要求本工程设置一路调度通信通道，通道传输速率按64kbit/s考虑。继电保护通道数量要求辽能某地光伏电站至66kV西山变单回10kV线路配置1套光纤纵差保护，共1个通道，采用光纤电路传输方式。系统通信设计方案(1)光缆建设方案为了电厂平安运行，沿光伏电站至66kV西山变电站架设一条24芯ADSS光缆，从而构成至调度的通信通道和远动信息上传通道以及光纤保护通道。(2)光传输设备在本期工程高压配电室侧配置一套SDH155Mb/s速率同步数字传输设备。(3)配线设备与设备安装本期配置的光传输设备、综合配线柜安装在本期工程高压配电室二次设备室内。(4)通信电源光传输设备供电电源由本工程直流系统提供，即利用本工程直流馈线屏输出回路加装直流变换模块DC/DC，使直流220V电压变换为通信用的-48V电压，为SDH设备供电。5.5.3.3.12电能质量检测装置为监视电站并网后的电能质量，本期需在电站侧安装电能质量检测装置一套，信号上传中调。5.5.3.4电缆设施及防火5.5.3.4.1电缆设施10kV配电室、逆变器小室设置电缆沟道，电缆沟道内采用角钢支架敷设电缆。电缆沟至设备采用电缆穿水煤气管敷设。太阳能组件至汇流箱电缆采用沿钢支架敷设，站内光伏组件阵列汇流箱至逆变器直流电缆采用直埋方式敷设。5.5.3.4.2电缆选用原那么：10kV电力电缆型号为ZR-YJV22-8.7/10kV；低压动力电缆采用阻燃铜芯电缆，型号为ZR-YJV22-0.6/1kV；组串至汇流箱的电缆，型号为PV1-F1×4mm2UPS系统、控制室直流系统及消防系统采用耐火电缆，型号为NH-YJV22-1/1kV。进入计算机系统的控制电缆采用屏蔽电缆，型号为ZRC-kVVP22-0.45/0.75kV。所有室外直埋电缆全部采用铠装铜芯电缆，假设采用不带铠的电缆，地埋时必须穿热镀锌国标钢管。5.5.3.4.3电缆防火电缆通道按《发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程》规定及《火力发电厂与变电站设计防火标准》设置防止电缆着火延燃措施：如在户外进入户内等处设置阻火隔墙或阻火段；封堵所有的电缆竖井孔、墙孔、开关柜控制保护屏柜底部电缆孔洞等。1.不同电压等级的配电装置及配电装置的不同段之间的电缆沟连接处设置阻火隔墙。2.上下压开关柜、控制保护屏、配电屏待电缆敷设完毕后应对其下部的孔洞进行封堵。3.电缆沟阻火隔墙两侧各1.5m范围内均涂防火涂料。4.电缆穿管敷设完毕后应将管子的两头封堵。5.5.3.5过电压保护与接地5.5.3.5.1过电压保护光伏组件采用支架直接接地的方式进行防雷保护，不设置独立防直击雷保护装置。主、辅建〔构〕筑物的防雷保护设施按《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》〔DL/T620-1997〕的规定。每台逆变器配有相同容量的独立的交直流防雷配电柜，防止感应雷和操作过电压。在各级配电装置每组母线上安装一组避雷器以保护电气设备。在各电缆进线柜内安装一组避雷器以保护电气设备。本工程各级电压电气设备的绝缘配合均以5kA雷电冲击和操作冲击残压作为绝缘配合的依据。电气设备的绝缘水平按《交流电气装置的过电压保护设计技术规程》〔DL/T620-1997〕的规定选取。根据《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校准》进行校核，10kV屋内配电装置污秽等级按b级考虑。10kV屋内配电装置为防止雷电侵入涉及操作过电压，在进线间隔装设过电压保护器。5.5.3.5.2接地全厂接地网设计原那么为以水平接地体为主，辅以垂直接地体的人工复合接地网。接地热镀锌扁钢60mm×8mm，接地极60mm×60mm×8mm，由于电站土壤对接地网的腐蚀影响，考虑防腐措施。计算机接地系统将采用计算机系统〔电站控制系统〕接地网与主接地网合用接地网的形式。全站接地网接地电阻≤4Ω。5.5.3.5.3污秽情况及电气设备外绝缘本工程户外电气设备选型按e级污秽条件，户内电气设备选型按b级污秽条件选型。5.5.3.6照明和检修网络5.5.3.6.1照明正常照明网络电压为380/220V。采用照明与动力合并供电方式。照明箱灯具回路与插座回路分开，插座回路装设漏电保护器。插座回路容量按15A考虑,开关及插座等均应采用成熟品牌，建筑物室内电线线径≥4㎜2。公共局部照明系统具有光控、声控功能。5.5.3.6.2检修站区内电池板的检修电源引自厂用变。5.5.3.6.3站区及道路照明：站区照明采用旋转可调式探照灯，安装于逆变器室顶部和值班室顶部，分区控制。5.5.3.7站内直流系统本工程设220V直流系统，蓄电池容量100AH。10kV开关的动力和控制直流电源取自本站直流系统。逆变器室设备〔包括箱式变压器〕控制、保护电源均采用交流操作。5.5.3.8站内通讯本工程需PCM设备，实现与电网通讯功能。5.5.3.9站内监控系统、安保系统通过光纤环网将10个逆变器小室、控制室进行连接，在控制室可以直接监控现场设备的运行状态。采用光纤环网的优点是，当环网传输通讯在任何一点断开时，即任何1个小室的通讯箱故障时或光纤电缆故障时，均可保证其他小室的信息可靠传输。各个小室安装两个光串口、N个电串口的工业交换机接入光纤环网。控制室是整个环网的中心，设置一台通讯机柜，主要包括工控机一台、效劳器一台、UPS电源一台以及屏幕切换器和显示器。监控室设置两台PC机用于实时监控。监控系统应具有拓展功能，后期工程建成后能顺利接入。软件上能够实现对各个厂家不同设备的无缝接入。实时展示组串汇流箱、逆变器、气象站、电气开关的运行状态，定时保存设备的运行数据到数据库，能够对设备的运行数据进行分析，对异常数据作出报警反响，并能更进一步就分析结果得出可能的故障原因。软件监测平台采用面向对象的设计方法，保证系统的稳定性和可扩展性。采用纯B/S结构，用户无须安装任何插件即可使用本系统。平台通过工控机集成系统，对各设备监控装置的动态参数进行集成，建立设备状态综合数据库，设备运行历史数据及在线数据进行采集，进行分析和比照，给出设备状态报告、诊断报告及评估。报表输出管理可根据各种管理需求，制定出符合要求的各种报表。实现对变电设备进行台帐数据、运行数据、在线监测数据等进行综合管理，并以次为依据，实现设备健康状态的评估，判断设备异常。自动生成设备状态参数报表和变化趋势曲线，对设备状态的历史参数进行“横比”，趋势分析和相比照拟相结合，实现设备状态的初步诊断，为专家诊断系统提供开放性平台，通过网络可对设备的远程/现场状态进行监测、诊断和评估.在站内较重要的位置装设彩色固定式工业红外电视摄像头，设置闭路电视监视系统。该系统能够覆盖整个电站该系统能够将图像信息送至集中控制室，并可在大屏幕上显示，实现全站监视，同时在门卫值班室设置安保系统监视器。整个电站监控点数量不少于15点。〔并能同时实现画面切换〕5.6辅助设备技术要求5.6.110kV配电装置10kV配电装置内设备的开断电流≥25kA；动稳定电流≥63kA，热稳定电流≥25kA，短路持续时间≥4s。进线侧额定电流≥630A；出线侧额定电流≥1000A。10kV配电装置采用户内金属封闭开关设备。10kV油浸式负荷开关箱变变电站10kV高压侧装设负荷开关，负荷开关采用进口设备，具有快速弹簧操作机构，用于终端型变压器。负荷开关浸在变压器油里，采用绝缘操作杆来操作负荷开关，可免维护。10kV熔断器每台箱变的高压侧装设3只XRNT(STR20)-12型插入式全范围保护熔断器，作为箱变过载和短路故障的保护元件。熔断器浸在变压器油里，采用绝缘操作杆钩住熔断器操作孔拉出熔断器管或插入熔断器管。5.6.2站用变5.6.2.1主要技术要求三相环氧树脂浇注绝缘双绕组干式变压器，10kV2台。型式干式变压器容量SCB10-250kVA/SCB10-50kVA电压11±2×2.5%/0.4kV绝缘等级：H5.6.2.2技术要求(1)变压器承受低压侧出口三相短路，高压侧母线为无穷大电源供应的短路电流，绕组无变形，部件不发生损坏。(2)绝缘树脂采用进口材料，全缠绕，簿绝缘，硅钢片采用磁滞伸缩量较小的进口晶粒取向高导磁优质硅钢片，并采取有效措施防止涡流损失，降低变压器损耗。(3)变压器能够随时投入运行，停止运行后一段时间可不经枯燥而直接投入，并允许在正常环境温度下，承受80%的突加负载。(4)干式变需自带钢板材质的保护外壳，温控器等。干式变压器〔AN/AF〕的额定容量按自然冷却〔AN〕选择，干式变压器〔AN〕在特殊情况下允许短时间超过额定电流的过载运行要求应满足下表规定。过电流%允许运行时间〔分〕2060304540325018605在正常条件下，变压器的使用寿命大于25年。5.6.310kV开关柜.1主要技术要求.1.1整柜参数系统标称电压〔kV〕：10设备最高电压〔kV〕：12额定频率〔Hz〕：50额定电流〔A〕：柜体主母线1250A进线柜630A热稳定电流4s25kA动稳定电流〔峰值kA〕63kA柜内一次元件主要有：断路器、避雷器、接地开关、CT、PT等。柜内主要设备及参数〔1〕真空断路器：国产优质产品额定开断短路电流：25kA短路关合电流：63kA开断非周期分量：40%操作循环：分-0.3s-合分-180s-合分机械寿命:≥30000次额定短路开断次数：≥50合闸时间：≤66ms，跳闸时间：≤45ms，〔2〕断路器操动机构的主要技术参数机构形式：弹簧操作机构操作电源电压：220VDC操作电源电压变动范围：在65--120额定操作电压下可靠分闸，在小于30额定操作电压下不分闸；在80--110额定操作电压下可靠合闸辅助开关常闭接点8个，常开接点8个。.1.2综合保护测控装置10kV柜内安装综合测控装置。5.6.3.1.3开关柜技术性能要求〔1〕高压开关柜的结构应保证工作人员的平安，且便于运行、维护、检查、监视、检修和试验〔2〕高压开关柜中各组件及其支持绝缘子〔即纯瓷及有机绝缘件〕的外绝缘爬电比距应满足纯瓷绝缘不小于2.5cm／kV，有机材料绝缘不小于1.8cm／kV。〔按设备最高电压计〕。〔3〕高压开关柜应满足工程相应严酷度等级条件下的附加要求，按DL/T404附录D执行。〔4〕同型产品内额定值和结构相同的组件应能互换。〔5〕导体间净距和内部故障柜内导体的相间与对地净距应按高海拔进行修正。满足现场正常运行要求。高压开关柜应能防止因本身缺陷、异常或误操作导致的内电弧伤及工作人员。应通过有关内部燃弧试验,提供相应试验报告。能限制电弧的燃烧时间和防止某一柜故障引起相邻柜故障〔如火烧联营〕高压开关柜应有防止内部过压和压力释放措施并应防止压力释放装置伤及工作人员。〔6〕防误功能高压开关柜应具备防止误分、误合断路器，防止带负荷分、合隔离开关或隔离插头，防止接地开关合上时送电，防止带电合接地开关，防止误入带电隔室等五防功能。〔7〕开关柜的防护等级为IP32。5.6.4400V低压开关柜包括各就地光伏发电单元400V配电箱及站用电系统400V配电柜。各发电单元400V配电箱电源引自10kV箱式变电站低压侧断路器进口处，并附有断路器，布置于逆变器室内。5.6.4.1整柜参数型式：抽屉柜系统额电压：380V/220V系统最高电压：440V系统中性点接地方式：直接接地额定绝缘电压：690伏外壳防护等级：IP325.6.4.2技术要求〔1〕开关柜采用标准模块化设计，由模数E=25mm的各种标准单元组成，相同规格的单元具有良好的互换性。〔2〕开关柜及柜内元器件应选用性能优良产品，所有一次设备及元件短路动、热稳定电流应能承受不低于母线的动、热稳定电流值，且不损坏。所有电气元件应经过CCC认证，配电柜应提供全型式试验/局部型式试验，并具有足够运行业绩。〔3〕开关柜体应具备完善的五防闭锁功能。〔4〕主母线和分支母线材质均选高导电率的铜材料制造。当采用螺栓连接时，每个接头应不少于两个螺栓〔5〕接线二次线端子排额定电压不低于500V，额定电流不小于10A，具有隔板、标号线套和端子螺丝。每个端子排均应标以编号。控制回路的导线均应选用绝缘电压不小于500V，除抽屉内二次插件的引接导线采用1.5mm2的多股铜绞线外，其他导线采用截面不小于2.5mm2的多股铜绞线。导线两端均要标以编号。端子排位置应考虑拆接线方便，并留有20%的备用量。端子排应采用阻燃型端子。〔6〕主要元件选型框架断路器，塑壳断路器，接触器，热继电器等均采用中外合资企业〔如ABB/施耐德/西门子或相当厂商〕的产品。框架断路器自带智能保护单元配置；保护单元具有完善的三段式保护、上下级配合功能。馈线塑壳断路器应采用电子式脱扣器或热磁式电子脱扣器。开关柜内各个控制及显示元件如：选择开关、按纽、指示灯、继电器、电流互感器等应选用有运行经验的优质产品。5.6.5微机电气监控系统配备一套监控系统，做为电站发电系统监控〔包括组串汇流箱、逆变器、10kV箱式变电站、气象站等的监控〕。.1根本技术条件.1.1工作电源.1.1.1交流1〕额定电压：220V+10%-15%2〕频率：50Hz±0.5Hz3〕波形：正弦，波形畸变因素不大于5％.1.1.2直流1〕额定电压：220V+10%-15%2〕纹波系数：不大于5％.1.2输入信号额定电流有效值：In=1A/5A额定电压：100V，100/√3采用变送器输入时，变送器的额定输出为：4－20mA.1.3主要性能指标a)整个计算机监控系统的可用率>99.9%b)系统的可维护MRT ≤6%c)数据的完整性： 出错的概率 ≤10-14.1.3.1站控级性能指标操作员工作站的平均无故障时间MTBF≥20000h动态画面响应时间 ≤2s画面实时数据刷新周期 ≤3s从操作员工作站发出操作指令到现场变位信号返回总的时间响应≤1s〔扣除回路和设备的动作时间〕遥信量变位到网络口或调制解调器出口≤2s。遥测值越死区值到网络口或调制解调器出口≤3s。双机切换到系统功能恢复正常的时间 ≤30s遥控执行成功率 >99.9%主机正常负荷率 <30%事故负荷率 <50%.1.3.2间隔层性能指标交流采样测量误差≤0.2%(U,I);≤0.5%(P,Q,COSΦ)模数转换分辨率 ≥14位+1位符号位电网频率测量误差： ≤0.01Hz模拟量死区整定值 ≤0.2%事件顺序记录分辨率(SOE)≤1msh〕允许过量输入：连续过量：120%额定电流/电压24h短期过量：2倍额定电压，10次，1s/次，相隔10s；20倍额定电流，5次，1s/次，相隔300sj)共模抑制比：≥160dbk〕功耗：直流回路≤25W交流电压回路≤0.5VA交流电流回路≤0.8VAl)遥控、遥调命令传送时间不大于4秒；m)遥测信息传送时间不大于3秒；n)遥信变位传送时间不大于2秒o)远开工作站对时精度不大于1毫秒远动通道：传送速率为1200bit/s全双工，通道误码率为10－4时远动终端应能可靠工作。通信规约选用DNP3.0和IEC60870－5－101规约.1.3.3网络性能指标网络通信负荷率：运行正常时通信负荷率<20%；设备发生故障时通信负荷率<40%〔包括站控层网络和间隔层网络〕.1.3.4对时精度整个系统对时精度：≤1ms.2功能和性能.2.1监控网络结构计算机监控系统包括二个局部：站级控制层和间隔级控制层。网络结构为开放式分层、分布式结构。计算机监控系统组态灵活，具有较好的可维修性和可扩性。主控层网络结构采用双以太网，主控层网络应可扩展，以便和其他设备接口。.2.2主要功能计算机监控系统完成对本期全站所有电气设备的监视和控制等各种功能，同时完成电量统计功能。投标人所供系统的功能及其实现的方法，须满足各种运行工况的要求，其主要功能至少如下：.2.2.1数据采集与处理,能通过现场测控单元采集有关信息，检测出事件、故障、状态、变位信号及模拟量正常、越限信息等，进行包括对数据合理性校验在内的各种预处理，实时更新数据库。.2.2.2数据库的建立与维护1〕监控系统应建立实时数据库，存储并不断更新来自通信接口的全部实时数据。2〕监控系统应建立历史数据库，存储并定期更新需要保存的历史数据和运行报表数据。3〕历史数据库中的数据应能根据需要，方便地进行选择和组合，转存到光盘中，长期保存。4〕数据库应能进行再线维护，增加、减少、修改数据项。5〕数据库应有极高的平安性，所有经采集的数据不能修改。6〕应能离线地利用数据库管理程序进行数据库的生成，并具备合理的初始化数据。.2.2.3监视能通过CRT对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，画面调用采用键盘、鼠标或跟踪球。应显示的主要画面至少如下：·电气主接线图，包括显示设备运行状态、潮流方向、各主要电气量(电流、电压、频率、有功、无功)等的实时值·直流系统图·趋势曲线图，包括历史数据和实时数据·棒状图·计算机监控系统运行工况图·各发电单元及全站发电容量曲线·各种保护信息及报表·汇流箱各支路电流·控制操作过程记录及报表·事故追忆记录报告或曲线·事故顺序记录报表·操作指导及操作票、典型事故处理指导及典型事故处理画面·各种统计报表.2.2.4报警报警方式应分为两种:一种为事故报警，一种为预告报警。.2.2.5控制和操作控制对象为10kV断路器。就地发电单元低压断路器逆变器启停控制及功率控制控制方式包括控制功能分为三种：集控室操作员站操作。间隔层控制测量单元上对应电气单元的一对一操作。远方监控控制方式。间隔级控制层操作优于站级控制层操作。同一时