T-CEPPEA 5060-2025 海上风电场接入电力系统设计规程

2025-01-22发布2025-05-01实施中国电力规划设计协会发布I前言 引言 12规范性引用文件 13术语和定义 14电力系统现状及风电场概况 24.1电力系统现状 24.2风电场概况 25电力系统规划 5.1电力系统发展规划 25.2电力电量平衡 5.3海上风电场在系统中的地位和作用 36接入系统方案研究 6.1输电方式 6.2接入系统方案拟定 36.3接入系统方案经济技术比较及推荐 47电气计算 47.1潮流计算 47.2稳定计算 47.3短路电流计算 47.4无功平衡和调相调压计算 4 58系统对电气主接线和主要电气设备的要求 58.1电气主接线 58.2主要电气设备要求 59系统继电保护 510安全自动装置 611调度自动化 611.1远动系统 611.2风电场有功功率控制系统 711.3风电场无功电压控制系统 711.4相量测量装置 811.5电能质量在线监测装置 811.6风电功率预测系统 8Ⅱ11.7调度数据网接入设备 812电能量计量 13电力监控系统安全防护 814系统通信 914.1业务需求统计 914.2系统通信建设方案 914.3通道组织 14.4系统通信设备配置 14.5系统通信基础设施配置要求 15专题研究 附录A(资料性)海上风电场接入电网业务及其接口 1参考文献 Ⅲ本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国电力规划设计协会提出并归口。为满足海上风电场并网需求，指导海上风电场接入电力系统设计工作，编制完成本文件。本文件明确了海上风电场接入电力系统设计应遵循的主要技术原则和要求，对系统一次和系统二次提出要求。1海上风电场接入电力系统设计规程本文件适用于接入110kV(66kV)及以上电压等级电网的海上风电场接入电力系统设计，设计范围为海上风电场与电力系统的连接方案。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程GB/T19963.1风电场接入电力系统技术规定第1部分：陆上风电GB38755电力系统安全稳定导则GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范DL/T448电能计量装置技术管理规程DL/T645多功能电能表通信协议DL/T719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/T1773电力系统电压和无功电力技术导则DL/T5002地区电网调度自动化设计规程DL/T5003电力系统调度自动化设计规程DL/T5202电能量计量系统设计规程DL/T5554电力系统无功补偿及调压设计技术导则NB/T31110风电场有功功率调节与控制技术规定3术语和定义下列术语和定义适用于本文件。风电场windfarm;windpowerplant由一批风电机组或风电机组群(包括机组单元变压器)、汇集线路、主升压变压器及其他设备组成的发电站。海上风电场offshorewindfarm在沿海多年平均大潮高潮线以下海域开发建设的风电场，由一批风力发电机组或风力发电机组群2(包括机组单元变压器)、汇集线路及其他设备组成的发电站。海上升压站offshoresubstation海上风电场内海上平台，用于布置电气系统、安全系统和辅助系统等设备，汇集风电场电能经升压后海上换流站offshoreconverterstation海上风电场内海上平台，用于布置换流阀、安全系统和辅助系统等设备的海上平台，将电能变换后送出。陆上换流站onshoreconverterstation建造于陆地上，用于海上风电场(群)直流接入的陆上换流设施的安装场所，并包含海上风电场计量、海上风电场并网点pointofconnectionofoffshorewindfarm与公共电网直接连接的海上风电场陆上变电站(换流站)的高压侧母线或节点。海上风电场送出线路transmissionlineofoffshorewindfarm从海上风电场并网点至公共电网的输电线路。4电力系统现状及风电场概况4.1电力系统现状4.1.1应阐述与海上风电场接入相关的电力系统现状，包括电力需求水平及负荷特性、电源规模及电源结构、相关电压等级电网情况以及新能源消纳情况等。4.1.2概述相关电网存在的主要问题。4.2风电场概况4.2.1应阐述海上风电场的主要特征，包括海上风电场地理位置、海底电缆路由、装机规模、装机方案、4.2.2应阐述海上风电场及风电机组的主要技术参数，包括风电场内部汇集和升压站接线、主升压变技术参数、机组类型、机组功率因数以及变流器主要技术参数等。5.1电力系统发展规划5.1.1电力需求预测、电源建设方案、网架建设方案应以同期电力发展规划、电网规划为基础，结合实际3进展情况进行调整。5.1.2采用的年负荷特性曲线、日负荷特性曲线应反映历史负荷特性统计规律并考虑发展变化趋势。宜按照推荐负荷水平进行研究，必要时可对不同的负荷水平做敏感性分析。5.1.3电源规划应以规划部门近期评审确定的电源发展规划为基础，必要时对不同电源规划方案进行敏感性分析，包括新增、退役机组的不确定5.1.4电网规划主要包括设计水平年网架建设方案、主变容量和变电站接入条件等情况，并对5年~10年电网规划进行展望。5.2电力电量平衡5.2.2电力平衡应遵循以下原则：a)进行电力市场空间和装机容量需求分析时，宜选择年装机容量控制日开展电力平衡，海上风电场宜按保证出力参加电力平衡；b)进行电网断面的电力流分析时，海上风电场应考虑不同负荷情况下大发、小发等工况，风电大发时宜按有效容量参与平衡，风电、光伏同时大发宜按风光综合有效容量参与平衡。5.2.3分析系统的电量平衡时，海上风电场可根据其风资源评估情况按照年设计发电量参与电量平衡，必要时采用8760h生产模拟分析进行对比参考。5.2.4分析系统的调峰平衡时，宜选取系统典型日和极端日开展调峰平衡，或者采用8760h生产模拟进行分析，必要时提出系统调峰策略和措施建议。5.2.5海上风电场应进行电力系统消纳分析，明确海士风电场的消纳方向和范围、风电利用率。5.3海上风电场在系统中的地位和作用5.3.1应从海上风电场装机规模、电力电量平衡分析、调峰平衡分析和消纳分析等方面论述其在系统中的地位和作用。5.3.2应阐述海上风电场消纳方向和范围。6接入系统方案研究6.1输电方式6.1.1海上风电场输电方式应与所在地区的风电场输电规划相适应，并与电网发展规划相协调。6.1.2已开展过相关输电规划和输电方式研究的海上风电场，其输电方式可采用相关研究结论。6.1.3近海海上风电场一般采用交流输电方式；当海上输电距离超过60km时，应对直流或交流输电方式进行技术经济比选，以确定合理的输电方式。6.1.4输电方式比选应分析各输电方式的经济性，包括设备投资成本、损耗费用、运行维护费用等。6.2接入系统方案拟定6.2.1海上风电场接入系统方案设计应遵循以下原则：a)应结合海上风电场本期及远景规模、出力特性、输电方式、消纳方向、电网结构、负荷分布情况，海缆路由、登陆点等因素，拟定不少于两个可行的接入系统方案；b)接入系统方案应包含电压等级、出线规模、送出线路输送容量要求(或线路导线截面)和无功配置方案等。46.2.2应根据海上风电场规划容量、送电距离和容量、地区电网结构及其在系统中的地位与作用，确定适当的接入电压等级，避免不适当的二次升压。6.2.3送出线路规模及导线截面应遵循以下原则：a)送出线路规模应根据海上风电场规模、线路输送容量、接入电力系统条件等因素确定；b)海上风电场送出线路截面应按照风电装机容量选择。风电场群汇集送出的线路，其导线截面选择应考虑风电有效容量，并结合线路的可持续送电能力及经济性综合考虑进行选择。6.3接入系统方案经济技术比较及推荐6.3.1海上风电场系统方案技术比较，应考虑下列因素。a)技术比较以设计水平年为主，兼顾远景适应性，分期建设的风电场项目需考虑接入系统方案过渡便利衔接。当风电场接入区域规划电力系统发展存在较大不确定性时，应对方案适应性进行分析比较。b)比较内容应包括风电场接入后系统潮流分布、暂态稳定、网损、短路水平及实施条件。6.3.2海上风电场接入系统方案经济比较可采用年费用比较法，必要时对电价、投资、利用小时数等因素进行敏感性分析。6.3.3应通过技术经济综合比较和分析，提出海上风电场接入电力系统方案的推荐意见。7电气计算7.1潮流计算7.1.1应对设计水平年不同季节有代表性的运行方式进行计算，并进行N-1校核，必要时可对过渡年和展望年有代表性的运行方式进行计算。7.1.2应考虑海上风电场最大、最小出力方式。7.1.3应根据海上风电场在系统中的地位和作用，选择适当区域内的潮流计算结果进行分析，包括潮流7.1.4正常和事故后运行方式下的系统运行电压水平应符合DL/T1773、DL/T55547.2稳定计算7.2.1应对海上风电场送出能力和稳定水平进行计算。7.2.2海上风电场、柔性直流输电系统应考虑详细的机电暂态模型。7.2.3系统稳定计算的故障选取、稳定标准和判据应符合GB38755的有关规定。7.3短路电流计算7.3.1应计算最大短路电流，必要时计算最小短路电流和短路比。7.3.2应选取设计水平年及远景年进行短路电流计算，必要时应进行过渡年短路电流计算。7.3.3应考虑海上风电场、柔性直流系统提供的短路电流。7.3.4故障形式应分别考虑三相短路、单相接地短路。7.4无功平衡和调相调压计算7.4.1应对海上风电场接入系统推荐方案开展无功平衡和调相调压计算，提出系统无功配置方案以及海上风电场升压变压器调压方式，应符合GB/T19963.1的相关技术规定。57.4.2海上风电场的无功容量配置应按照分层分区基本平衡的原则进行配置，应能够补偿海上风电场至并网点的所有输电线路(含海上风电场内汇集线路)、升压站主变压器、换流站联接变压器的全部无功功率以及并网点至公共电网的输电线路一半无功功率。7.5工频过电压和潜供电流计算7.5.1应对推荐接入方案进行工频过电压和潜供电流计算，校核过电压水平和高抗配置的合理性，并验算交流线路的潜供电流及恢复电压水平、中性点小电抗或其他措施设备的参数。7.5.2工频过电压计算应遵循以下原则：a)运行方式的选择应以正常运行方式为基础，加上一重非正常运行方式及一重故障形式；b)计算故障形式可取线路一侧发生单相接地故障、三相断开和无故障三相断开两种情况。7.5.3潜供电流计算应遵循以下原则：a)故障形式取线路一侧发生单相接地故障、故障相两端断开方式；b)计算运行方式的选择应以正常运行方式为基础，选择线路输送功率大、运行电压高的方式。7.5.4线路断路器的母线侧和线路侧工频过电压水平应符合GB/T50064的相关规定。8系统对电气主接线和主要电气设备的要求8.1电气主接线应综合考虑规划容量、分期建设情况、供电范围、在系统中的地位和作用、出线电压等级和出线回路数、系统安全运行等因素，提出对海上风电场海上升压站(换流站)、陆上变电站(换流站)等电气主接线的要求。8.2主要电气设备要求8.2.1对风电机组要求如下。a)并网风电机组应满足功率因数在超前0.95～滞后0.95的范围内动态可调。b)海上风电场应具备高、低电压穿越能力，并应满足GB/T19963.1的相关要求。c)一次调频的死区根据电力系统实际情况确定，宜设定为士(0.03~0.1)Hz。当电力系统频率偏差大于死区范围，且海上风电场的有功出力大于20%额定功率时，海上风电场应具备参与电力系统一次调频能力。8.2.2应对主变压器的容量、阻抗、调压方式、中性点接地方式提出具体要求。8.2.3应对断路器额定短路开断电流提出具体要求。8.2.4风电场并网点无功调节能力应能满足电网电压调节的要求，必要时，配置SVG等动态无功补偿装置。9系统继电保护9.1系统继电保护配置应符合GB/T14285的相关规定。继电保护应适应海上风电场接入电网及安全9.2海上升压站至陆上变电站、海上升压站至海上换流站、陆上变电站(或换流站)至公共电网连接点的保护装置应符合下列规定。a)220kV及以上交流线路两侧应配置双重化的纵联电流差动保护。b)110kV(66kV)交流线路两侧宜配置纵联电流差动保护。6c)当采用直流输电时，直流保护装置应符合下列规定：1)应采用三重化或双重化配置；2)三重化配置的直流保护应通过三取二逻辑装置出口，三取二逻辑装置应采用双重化配置；3)双重化配置的直流保护，每套应采用“启动+动作”逻辑，启动和动作的元件应完全独立。9.3海上升压站、海上换流站、陆上变电站(或换流站)220kV及以上的母线应配置双重化母线保护。9.4海上升压站、陆上变电站应配置故障录波设备，具备组网功能以及完善的分析和通信管理功能。9.5海上升压站的故障录波设备的起动判据应至少包括电压越限和电压突变量，具有足够的记录通道并能够记录故障前10s到故障后60s的情况，应至少接入下列电气量数据：a)各条送出线路的三相电流、三相电压；b)升压站高、低压各段母线的三相及零序电压、频率；c)各条汇集线升压站侧的三相电流；d)升压站内的保护及开关动作信息；e)升压站无功补偿设备的保护及开关动作信息、三相电流。9.6当采用直流输电时，海上和陆上换流站应配置直流故障录波设备，应至少包括直流场区域故障录波装置和换流变压器区域故障录波装置。直流故障录波器应能真实、全面、自动地记录直流换流站一、二次设备故障或系统操作引起的暂态过程，以及直流控制保护系统在该过程中的动作行为。直流故障录波器至少应能记录触发前500ms、触发后2500ms,共3000ms的数据。9.7海上风电场应配置保护及故障信息管理子站或智能录波器管理单元，采集站内的保护及故障录波装置信息并应远传至电力系统调度主站。9.8系统继电保护装置应具有对时功能和通信管理功能，应能够与计算机监控系统和保护及故障信息管理子站等装置通信。9.9双重化配置的两套主保护的电流回路、电压回路和直流电源应相互独立。9.10220kV及以上的纵联电流差动保护应支持双通道接口，同一保护的两个通道应相互独立、避免交叉。9.11当采用直流输电时，对于陆上换流站交流出线均接至同一个对端交流站且交流出线不多于两回的情况下，应按双重化配置具有最后断路器跳闸功能的装置。10安全自动装置10.1根据送出方案的安全稳定计算，按需配置切机执行站装置、失步解列装置。10.2接入电压等级220kV及以上的海上风电场，切机执行站、失步解列装置应满足双重化配置的要求。10.3接入电压等级110kV(66kV)的海上风电场，切机执行站、失步解列装置宜满足双重化配置的要求。10.4根据安全稳定计算分析情况，提出是否需要结合近区工程建设情况进一步开展安全稳定控制方面的专题研究。11调度自动化11.1远动系统11.1.1海上风电场调度关系及远动信息的传输原则应满足电力系统调度管理相关规定的要求。11.1.2海上风电场远动功能宜由计算机监控系统实现。计算机监控系统的远动网关应双机冗余配置，宜布置在陆上集控中心。7关调度机构的监控要求。远动信息范围至少应包括：b)主升压变压器高压侧的电流、有功c)有载调压变压器分接头档位；e)高压断路器和隔离开关的位置；f)各条汇集线升压站侧的有功功率、无功功率；g)正常发电、功率受控、待机、自身原因停运等各状态下风电机组的台数及其有功容量总和、无功容量总和；h)单个风电机组运行状态、有功功i)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；j)风电场理论发电功率、可用发电功率；k)有功控制、无功控制信息；1)各台机组的运行事件记录、低电压穿越功能投退状态、高电压穿越功能投退状态、开关动作信m)场内无功补偿装置的运行事件记录、自动调整功能投退状态、电流和无功功率；n)继电保护及安全自动装置信息；o)测风塔的不同层高的实时风速和风向、气温气压、湿度；p)功率预测信息；q)同步相量测量信息；r)发电计划及交易信息；s)网络安全监测信息。11.1.4海上风电场至调度机构的远动通道应采用主、备通道，宜采用调度数据网方式，通信规约应满足调度机构要求。11.2风电场有功功率控制系统11.2.1海上风电场应配置有功功率控制系统，应满足NB/T31110相关规定的要求。11.2.2海上风电场应能接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率的控制指令，风电场有功功率及有功功率变化应与电力系统调度机构下达的给定值一致。11.2.3当海上风电场有功功率在总额定出力的20%以上时，对于场内有功出力超过额定容量的20%的所有风电机组，能够实现连续平滑调节，并参与系统有功功率控制。风电场1min和10min有功功率变化限值应满足电力系统安全稳定运行的要求，其限值应根据所接入电力系统的频率调节特性，由电力系统调度机构确定。11.3风电场无功电压控制系统11.3.1海上风电场应配置无功电压控制系统，具备无功功率调节及电压控制能力。根据电力系统调度机构指令，风电场自动调节其发出(或吸收)的无功功率，实现对并网点电压的控制。11.3.2海上风电场无功电压控制系统的控制对象包括风电机组、无功补偿装置以及海上升压站有载调压变压器三部分。11.4相量测量装置11.4.1220kV及以上电压等级的海上风电场应配置同步相量测量装置。同步相量测量装置由相量采集装置及相量集中器组成。811.4.2相量测量采集装置应布置于海上升压站，相量测量集中器宜布置于陆上集控中心。相量测量集中器与相量测量采集装置通过场内通信网络可靠通信，并通过调度数据网与主站系统通信。11.4.3相量测量装置宜采集海上升压站母线电压，送出线路电流、电压等电气量。11.4.4相量测量装置应具有对时功能，时间同步误差应小于1μs,对时信号类型宜采用IRIG-B11.4.5相量测量装置应具备连续录波、低频振荡监测、次/超同步振荡监测及中/高频段振荡监测功能。11.5电能质量在线监测装置11.5.1海上风电场应配置电能质量在线监测装置，实时监测风电场电能质量指标是否满足要求。风电场并网点电压偏差、闪变干扰值、谐波注入电流应满足GB/T19963.1的要求。11.5.2电能质量在线监测点宜设置于并网线路或能够有效反应并区分不同业主电能质量的点。11.6风电功率预测系统11.6.1海上风电场应配置风电功率预测系统，系电功率预测、超短期风电功率预测和风电概率预测功能。11.6.2风电功率预测系统应设置风电功率预测系统主机、海上测风塔及实时气象数据采集装置、数值天气预报数据采集处理装置以及相关网络设备。11.6.3海上测风塔应安装气象测量设备，并应满足风电功率预测的要求。海上测风塔数据可通过无线、海底光缆或卫星数据方式将风速、风向等实时气象数据上传至风电功率预测系统。11.7调度数据网接入设备11.7.1海上风电场应配置双套电力调度数据网接人设备，每套设备包括路由器、交换机等，宜布置在陆上集控中心。调度数据网接入应按电网企业调度数据网总体技术要求执行。11.7.2数据传送协议采用TCP/IP网络通信协议，宜采用N×2Mbit/s传输链路与相应电力调度数据网节点连接。12电能量计量12.1海上风电场电能量计量系统的设计应符合DL/T5202和DL/T448的相关规定。12.2电能关口计量点应设置在海上风电场与电网、不同风电场企业的产权分界处，同一风电场内不同上网电价机组的分界点处。12.3关口电能表按主、副表配置，准确度等级为有功D级，并具备电压失压计时功能。12.4海上升压站应配置电能量远方终端，宜通过电力调度数据网等方式将电能量数据传送至电能量计费系统主站。通信通道宜设置主、备通道，通信规约宜满足DL/T719或DL/T645相关规定。13电力监控系统安全防护13.1应配置1套电力监控系统安全防护设备，含硬件防火墙、正反向隔离装置、纵向加密认证网关等。13.2应配置电力监控系统网络安全监测装置或网络安全态势感知终端，用于采集及感知站端网络安全13.3电站生产控制大区应统一部署安全审计、入侵检测、恶意代码防护装置等。13.4新建或改造的电力监控系统投运前，应开展网络安全等级保护测评和安全防护评估。914系统通信14.1业务需求统计14.1.1海上升压站、陆上集控站、海上和陆上换流站的生产控制大区业务通信通道应采用电力专用通信网通道，并与公共通信网、综合数据网物理隔离，生产控制大区中除安全接入区外，不应选用具有无线通信功能的设备。14.1.2海上风电场接入电网业务安排应满足所接入的电力通信网运行管理要求，接入侧通信设备接口、业务通道由电网侧通信系统网管统一管理，各业务通信带宽与接口方式应符合电网通信方式安排。典型通信业务要求见附录A。14.2系统通信建设方案14.2.1海上风电场接入电网，应与直接调度机构间有可靠的专用通信通道，其通信设备与通道配置应符合电网侧生产与管理通信接入要求。14.2.2海上风电场通信设备配置应满足线路保护、调度自动化、电能量计量、调度电话、通信设备监控、生产管理等业务的通信要求，业务通信通道应实现电网调度通信主站的端到端监控管理。14.2.3海上升压站通信方式应满足无人值守的运行要求。海上升压站至陆上集控中心应设置光通信设备作为主要传输通道，宜配置卫星通信或微波通信作为备用通信传输通道。14.2.4海上升压站、海上换流站通信系统应满足以下技术要求。a)通信方式：220kV及以上电压等级海上升压站、海上换流站与调度主站之间应配备2路独立通信路由，宜采用光纤通信方式，至少1路应采用光纤通信方式；110kV(66kV)电压等级海上升压站、海上换流站与调度主站应具备至少1路光纤通信方式，宜实现2路通信方式。b)通信光缆：220KV及以上电压等级海上升压站、海上换流站接入陆上集控站、陆上换流站应敷设2条接入光缆；110kV及以下电压等级海上升压站、海上换流站接入陆上集控站、陆上换流站应至少敷设1条接入光缆。c)光传输网：220kV及以上电压等级海上升压站、海上换流站应同时接入电网侧光传输双平面网络；110kV(66KV)电压等级海上升压站、海上换流站应至少接入一张电网侧光纤传输网络。急通信网络。14.2.5陆上集控站、陆上换流站通信系统应满足以下技术要求。a)通信方式：220kV及以上电压等级陆上集控站、陆上换流站与调度主站之间应配备2路独立通信路由，宜采用光纤通信方式，至少1路应采用光纤通信方式；110kV(66kV)电压等级陆上集控站、陆上换流站与调度主站应具备至少1路光纤通信方式，宜实现2路通信方式。b)通信光缆：220kV及以上电压等级陆上集控站、陆上换流站接入电网应敷设2条独立路由的接入光缆，110kV及以下电压等级陆上集控站、陆上换流站接入电网应至少敷设1条接入光缆。c)光传输网：220kV及以上电压等级陆上集控站、陆上换流站应同时接入电网侧光传输双平面网络；110kV(66kV)电压等级陆上集控站、陆上换流站应至少接入一张电网侧光纤传输网络。d)综合数据网：有电网综合数据网业务需求的陆上集控站、陆上换流站应接入电网侧综合数据网。e)调度电话：陆上集控站、陆上换流站应接入电网侧调度交换系统，根据电网侧要求，可选择采用2Mbit/s数字中继或调度专线电话方式。f)视频会议系统：陆上集控站、陆上换流站根据电网要求，可接入电网侧视频会议系统。g)应急通信：陆上集控站、陆上换流站可配置应急通信设备和运营商公共通信网通道，应满足电网侧生产应急通信要求。14.3通道组织14.3.1海上升压站、海上换流站至陆上集控站、陆上换流站的220kV线路的两套继电保护通道应采取两条独立的物理通道，分别由两根光缆承载。若两套装置均采用复用光纤传输设备时，应由两套独立的传输设备。14.3.2海上升压站、海上换流站或陆上集控站、陆上换流站至相应的调度自动化实时业务信息的传输应具有两路不同路由的通信通道。14.3.3220kV及以上海上升压站、海上换流站或陆上集控站、陆上换流站至相应的调度点的调度电话应具有两路不同路由的通信通道。14.4系统通信设备配置14.4.2220kV及以上电压等级海上升压站、海上换流站至陆上集控站、陆上换流站应设置双套2.5G及以上光纤传输设备作为主要传输通道，宜配置卫星通信作为备用通信传输通道。14.4.3220kV及以上电压等级陆上集控站、陆上换流站配置的设置双套光纤传输设备应分别接入电网侧光纤传输网双平面网络，光纤传输设备应与系统接入端光纤传输设备的技术体制、接口和协议一致，并能够接入相应传输网网管。14.4.4陆上集控站或陆上换流站可配置1套不小于64线调度交换机设备，与电网侧调度交换网中继互联，可采用2Mbit/s数字中继或SIP中继方式。调度电话采用模拟电话方式的应配置PCM设备或调度电话接入设备，采用IP电话方式的应配置IAD设备或IP话机。14.4.5海上升压站、海上换流站可配置PCM、调度电话接人设备，接入陆上集控站或陆上换流站的调度交换机设备。调度电话采用模拟电话方式的应配置PCM设备或调度电话接人设备。14.4.6海上升压站