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 工程第三方检测合同工程防雷检测合同植筋拉拔检测方案传感器技术课后答案检测机构通用要求培训 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 领导形象设计圆作业设计ao工艺污水处理厂设计附属工程施工组织设计清扫机器人结构设计 ,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、COS?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 气瓶 现场处置方案 .pdf气瓶 现场处置方案 .doc见习基地管理方案.doc关于群访事件的化解方案建筑工地扬尘治理专项方案下载 ,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。 6.3.6.3 35kV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。 6.3.6.4 35kV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。 6.4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 6.5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/T 5003-2005)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/T 448-2000)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/T 566-1995《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IEC 61000-4-30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。 6.5.12 OMS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 离婚协议模板下载合伙人协议 下载渠道分销协议免费下载敬业协议下载授课协议下载 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/T 5003-2005)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IEC 60870-5-104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IEC 60870-5-102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IEEE C37.118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/GDW 131-2006)》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。 6.6 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 定性数据统计分析pdf销售业绩分析模板建筑结构震害分析销售进度分析表京东商城竞争战略分析 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: 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×