1、6 電氣6.1 電氣一次6.1.1 設計依據彰武風光互補(章古臺)光伏發電項目工程可研設計遵守的主要 規程規范如下：（1）光伏組件標準:IEC61727:2004IEC61215IEC61730（2） 光伏系統并網技術要求（3） 光伏發電站接入電力系統的技術規定GB/T 19939-2005GB/Z 19964-2005 GB/T18479-2001 SJ/T11127-1997 GB/T 20046-2006DL/T 448-2000GB 12326-2000 GB12325-2003 GB/T 14549-1993GB50217-2007（4）地面用光伏（PV）發電系統概述和導則（5） 光

2、伏（PV）發電系統過電壓保護導則（6） 光伏系統電網接口特性（7） 電能計量裝置技術管理規程（8）電能質量電壓波動和（9） 電能質量電力系統供電電壓（10） 電能質量公用電網諧波（11） 電力工程電纜設計規范偏差（ 12 ）3.6kV 40.5kV 交流金屬封閉開關設備和設備DL/T404-2007 DL/T5352-2006 GB 50293-1999GB 50054-95 GB50217-2007 GBJ6390 GB 50052-95GB5005593（13）高壓配電裝置設計技術規程（14）城市電力規范（15） 低壓配電設計規范（16） 電力工程電纜設計規范（17） 電力裝置的電測量儀表

3、裝置設計規范（18） 供配電系統設計規范（19） 通用用電設備配電設計規范設計時遵循以上標準，但不限于以上標準。6-16.1.2接入電力系統方案6.1.2.1 電力系統現狀及發展阜新市系遼寧省轄市之一，位于遼寧省西北部，與省會沈陽市直線距離 147.5 公里。往南經錦州可直下京、津經通遼可到河礦區；東達沈陽及遼東沿海城市；西與錦州港、京津地區襟衣相連，是遼寧西部的交通要道，是環渤海區的組成部分之一。阜新是一座“因煤而立、因煤而興”的型城市，至今已有 100 多年的煤炭開采歷史。“一五”時期，156 個重點項目中有 4 個煤炭和電力工業項目建在阜新，包括當時亞洲最大的露天煤礦海州露天煤礦，當時亞

4、洲最大的火力發電廠阜新發電廠，從而使阜新成為了建立起來的能源基地之一。50 多年來，全市已累計生產煤炭最早6.5 億噸，發電 1700 億千瓦時，為建設作出了重要貢獻。阜新電網位于遼寧電網的西部，分為阜新城區電網和彰武地區電網兩部分，兩部分電網之間沒有 220kV 及以上線路相連，在正常運行方式下，66kV 聯絡線運行。220kV 彰武變電站通過兩回 220kV 線路和沈陽地區的高臺山變電站相聯。阜新電網通過寧東 1#線、寧東 2#線、阜北線、水北線、線及回線和錦州電網相聯。截止到 2013 年底，阜新電網現有 220kV 變電站 7 座，主變 13 臺，總變電容量 2000MVA。阜新地區各

5、變電站負荷見表 6-1。表 6-1 阜新地區 220kV 變電站供電負荷結果表：MW6-2變電站2013 年(實際)2014 年2015 年2016 年2017 年2020 年六家子變116125135145156195松濤變145155165175185200水泉變105115123132145180東梁變145155160160180200彰武變96105113125135170阿金變7090100110120160煤制氣變658090100110135從表 6-1 電力平衡結果可見，阜新地區在最高負荷情況下，各年均有一定程度的富余電力，將由阜新地區網就近送到主網，對緩解遼寧省用 電日益緊

6、張的局面起到一定的作用。6.1.2.2光伏發電工程接入電力系統方案本工程地處內高原和東北遼河平原的中間過渡帶，屬遼寧西部的低山丘陵區。為了實現風光互補的新能源格局，本區域統一陽能發電工程。了風能與太風電場場址范圍內有阜新彰北風電場一期和阜新彰北風電場二期兩個風電場,并各設一座220kV升壓變電站。阜新彰北風電場二期升壓站安裝三臺容量為100MW主變，現已安裝2變，根據從升壓站運行方面得到的數據，在早9點到下午3點此段時間內，主變瞬時最大功率9.6萬KW， 且最大負荷持續時間不大于2小時。考慮到光伏發電本期規模20MWp，風電場主變具有一定的過載能力，因此本升壓站主變完全有能力保證風電、光伏同時

7、接入，不影響主變正常使用，且考慮35k V開關室布置條件，擬將本期光伏發電以兩回35k V線路分別接入該風電場升壓站1#、2#主變35kV 側，通過擴建兩臺35kV開關柜以及進行相應母線PT的改造，以滿足本期光伏的接入要求。(具體接入情況分析詳見第四章相關內容)根據光伏電站接入電網技術規定（Q/GDW617-2011）要求，本次太陽能光伏電站應具備如下條件：（1） 光伏電站中的直/交流并網逆變器，運行過程中會產生一定量的諧波，設計要求公共連接點的諧波電壓應滿足GB/T 14549-1993電能質量公用電網諧波的規定。（2） 光伏電站接入電網后，公共接入點的三相電壓不平衡度應不超過6-3變電站2

8、013 年(實際)2014 年2015 年2016 年2017 年2020 年合計74282588694710311240同時率0.860.860.900.900.900.90網供最大負荷6357107978529271116GB/T15543-2008電能質量 三相電壓不平衡規定的限值，公共連接點的負序電壓不平衡度應不超過1.3%，短時不超過2.6%。（3） 光伏電站并網運行時，向電網饋送的直流電流分量不應超過其交流額定值的0.5%。（4） 光伏電站應具有限制輸出功率變化率的能力。從接入系統的電壓等級方面考慮，考慮到本期太陽能光伏發電工程規 模較小，擬接入 220kV 彰北風電場二期升壓站主

9、變 35kV 側。最終接入系統方案以電網主管部門的接入系統報告審批意見為準。6.1.3 升壓站站址選擇由于本期光伏發電工程直接接入風電場升壓站，因此本工程不新建升壓站。6.1.4 電氣主接線6.1.4.1 光伏發電工程電氣主接線本工程裝機規模為20MWp，預計2014年建成投產。光伏發電系統由20個1MWp光伏并網發電單元組成，全部采用多晶硅光伏組件。光伏組件經串聯后，接入直流匯流箱，然后匯流箱經直流配電柜后接入2臺500kW 逆變器裝置，逆變器輸出的低壓交流電經箱式變壓器升壓，每1MWp光伏方陣配1臺箱式變壓器，容量1100kVA。為了盡量減少低壓直流電纜長度， 有效降低低壓直流輸電損失，逆

10、變器與升壓變擬就地布置在每個1MWp光伏并網發電單元內。升壓變將逆變產生的270V 交流電直接升壓至35kV， 升壓變高壓側采用環接方式，20個逆變升壓單元環接成兩回出線，最終經2回集電線路接入距離5.2km的風電場升壓站站內35kV母線上。集電線路可采用用或電纜方案，經比選后集電線路采用線路。35kV集電線路采和電纜方案的技術與比較見下表：光伏電站集電線路布置圖詳見附圖71-03。6-4表 6-1集電線路采用線和電纜線路方案比較表6.1.4.2 升壓站電氣主接線彰北風電場二期220kV升壓站建設3臺100MVA主變，220kV側采用單母線接線，該升壓站安裝三臺容量為100MW主變，現已安裝2

11、變。站內35kVI、II段母線安裝有相應的風機進線回路、動態無功補償裝置以及站用電等設備。升壓站220kV系統采取有效直接接地方式，35kV系統采取電阻接地系統。光伏發電本期建設20MWp，擬將本期光伏發電站以兩回35k V線路分別接入該風電場升壓站1#、2#主變35kV側，通過該風電場升壓站統一并網后接入系統。現考慮到本期 20MWp 光伏太陽能的接入，35kV I、II 段母線面光伏進線開關柜和相應母線 PT 的改造，以滿足太陽能并網的要求。原升壓站內配置的小電阻接地系統容量、動態無功補償裝置容量能夠及響6-5序號比較項目線方案（LGJ-150）電纜方案（YJY23-3X400）1輸電能力

12、滿足功率輸送要求滿足功率輸送要求2長度綜合電阻（線損相關參數）0.234 歐姆/m0.2 歐姆/m3運行維護惡劣氣候對線路影響較大，尤其在雷擊、冰雪、大風等惡劣天氣下，可能會造成線路停電， 并且日常維護工作量也大，需要定期巡視、清掃和檢修。惡劣氣候影響小，但由于電纜比較貴，容易被偷盜或被施工機械挖斷造成停電；出現短路等故障時檢修非常不便。4施工方面線方案基礎鐵塔施工受外界影響多，施工相對 ，施工周期長。主要采用直埋敷設方式。5占地面積線路方案主要是桿塔點征地和部分電纜的征地，征地面積比較小電纜方案征地是沿電纜敷設方向征地，征地面積大。6環保線方案對環境有少量電磁波影響，風電場上線路 ，桿塔林立

13、，影響環境的美觀性。電纜方案土壤擾動面積大，線路施工以及運營期故障時檢修都不可避免的破壞原有 環境。7綜合造價雙回 60 萬/km約 81 萬/km應時間能滿足此期光伏接入的要求，不需調整。6.1.5 主要電氣設備選擇6.1.5.1 光伏電站設備選擇（1）短路電流計算本光伏太陽能工程以一回 35kV 電纜線路接入 220kV 風電場升壓站35kV 側 I、II 段母線，35kV 側短路電流按 25kA 考慮；太陽能組件不考慮短路電流，據此估算出太陽能升壓變 270V 側短路電流 16.6kA；相應設備參數按此條件進行選擇。（2）35kV 升壓箱變設備就地升壓設備采用箱式變電站型式，箱變內配置高

14、壓、低壓設備、自用變及雙變壓器。箱變進出線均采用電纜方式。a.高壓柜設備 1 臺配限流熔斷器+負荷開關，三相，額定電流630A，35kV，開斷電流為25kA。在升壓變出口處配置帶電顯示器。電網側配置避雷器。高壓柜 采用負荷開關加高遮斷容量后備式限流熔斷器組合的保護配置，既可作操作電器使用，又可斷開短路電流，并具備開合空載變壓器的性能，能有效保護配電變壓器。系統中采用的負荷開關，通常為具有接通、隔斷和接地功能的三工位負荷開關。變壓器饋線間隔還增加高遮斷容量后備式限流熔斷器來提供保護。這是一種簡單、可靠而又的配電方式。由于光伏并網發電系統的造價昂貴，在發生線路故障時，要求線路切斷時間短，以保護設備

15、。而熔斷器的特性要求具有精確的時間-電流特性（可提確的始熔曲線和熔斷曲線）；有良好的抗老化能力；達到熔斷值時能夠快速熔斷；要有良好的切斷故障電流能力，可有效切斷故障電流。根據以上特性，可以把該熔斷器作為線路保護，和并網逆變器以及整個光伏并網系統的保護使用，并通過選擇合適的熔絲曲線和配合，實現上級熔斷器與下級熔斷器及熔斷器與變電站保護之間的配合。通過選用性能優良的熔斷器，能夠大大提高線路在故障時的反應速度，降低事故跳閘率，更好地保護整個光伏并網發電系統。6-6b. 低壓柜設備低壓設備配置斷路器，三相，額定電流 1600A，400V。電流互感器，三相，額定電流1500/5A，5P20（0.5），1

16、5VA。另外配置浪涌吸收裝置、電流表、電壓表等。c. 自用變壓器自用變壓器，單相，BK-3kVA 0.27/0.22kV。供給箱變內部操作回路、逆變器室照明、通風及檢修電源。d. 升壓變壓器35kV 雙升壓變，容量 1100 kVA。1100/550-550kVA，35±2*2.5%/0.2 7/0.27kV，聯結組別為 Y,d11,d11，阻抗電壓為 6.5%。（3）. 并網逆變器并網逆變器選用容量為 500kW，擬采用 1MW 集裝箱式逆變房，每套含 2 臺 500kW 逆變器。具體參數詳見相關章節。（4）. 匯流（5）.匯流箱備選用 16 回輸入,1 回輸出，具體參數見相關章節

17、。光伏組件光伏組件選用多晶硅 300Wp，具體參數見相關章節。（6） 電纜選擇通過熱穩定校驗、載流量校驗、擇如下：電流密度校驗等計算，電纜選電池組串至匯流箱的直流電纜選用 2*（PV1F-1.0，單拼敷設；1*4mm）型，正負極匯流箱至直流配電柜的直流電纜選用 ZR-YJY-1.0 2*7090 型，單拼敷設；直流配電柜至逆變器的直流電纜選用 ZR-YJY-1.0 2*120 型，六拼敷設；6-7逆變器至升壓箱變的交流電纜選用三芯電纜 ZR-YJY-1.0 3*150 型， 六拼敷設；升壓箱變之間串聯的交流電纜選用三芯電纜 ZR-YJY23-35-3*703*150 型。線，LGJ-150/2

18、0，詳見 6.4 章節。光伏電站至風電場升壓站采用6.1.5.2 升壓站設備選擇經計算，原升壓站內設備均能滿足太陽能接入要求，僅需在 35kV 側擴建兩面接入開關柜，配置同原升壓站開關柜。6.1.6 防雷、接地及過電壓保護6.1.6.1 光伏電站部分（1） 直擊雷保護在光伏陣列的各級匯流箱及每個兆瓦級單元的整流逆變裝置安裝光伏防雷器，在升壓箱變各電氣設備高低壓側，均裝有相應的避雷器和浪涌保護器等防雷設備，以防止雷電及操作過電壓對電氣設備造成的損害。（2） 接地接地裝置按交流電氣裝置的接地DL/T621-1997 的規定進行設計。站區接地需結合場地地質條件，選用合理的接地方案，保證光伏電站接地電

19、阻按不大于4。全站接地網設計原則為水平接地體為主，輔以 垂直接地體的人工復合接地網。水平接地體采用熱鍍鋅扁鋼，截面按最大短路電流下的熱穩定校驗；垂直接地體采用熱鍍鋅角鋼。光伏陣列區太陽能組件自帶金屬邊框，金屬邊框與地面金屬支架相連，金屬支架與熱鍍鋅扁鋼相連，熱鍍鋅扁鋼與光伏陣列區接地網相連，了接地、防雷體系。6.1.6.2 升壓站部分光伏發電程接入原有 220kV 風電升壓站，升壓站內已進行了完善的防雷、接地及過電壓保護等方面的設計，因此本期無需新增。6.1.7 站用電及照明6-86.1.7.1站用電（1） 光伏電站站用電升壓箱變內設置自用變壓器1臺，單相，BK-3kVA 0.27/0.22k

20、V。供給箱變內部操作回路，逆變器室通風、照明和檢修回路電源。（2） 升壓站站用電光伏發電工程需在升壓站內僅擴建1 面35kV 開關柜，原升壓站已進行了完善的站用電設計，因此不考慮新建。6.1.7.2照明（1）光伏電站照明光伏組件設備可靠，故障率低，維修簡單，為方便夜間對光伏陣列 巡視檢修，在每 MW 方陣內設置 2 臺投光燈，電源引自升壓箱變內自用變壓器。預裝式逆變器成套裝置及就地升壓箱變內，均由自身提供照明電源，以供需要時使用。由于該照明關閉，僅在進入設備內動開啟，對于光伏電場發電量影響甚微。（2）升壓站照明本升壓站照明均利用遼寧阜新彰北風電場二期 220kV 升壓站原有設施，無需新增。6-

21、96.2 電氣二次6.2.1 設計依據和原則6.2.1.1 設計依據GB/T 2887-2000 GB/T 14285-2006 GB/T 19964-2012 GB 50116-2014 GB 50229-2006 DL/T 448-2000DL/T634-5101-2001電子計算機場地通用規范繼電保護和安全自動裝置技術規范光伏電站接入電力系統技術規定火災自動系統設計規范火力發電廠與變電所設計防火規范電能計量裝置技術管理規程遠動設備及系統 第 5-101 部分：傳輸規約基本遠動任務配套標準遠動設備及系統 第 5-104 部分：傳輸規約采用標準傳輸協議子集的 IEC60870-5-101 網

22、絡多功能電能表通信規約遠動設備及系統 第 5 部分：傳輸規約 第 103 篇： 繼電保護設備接口配套標準遠動設備及系統 第 5 部分：傳輸規約 第 102 篇：電力系統電能累計量傳輸配套標準DL/T634-5104-2001DL/T 645-2007DL/T667-1999DL/T719-2000DL/T 5003-2005DL/T 5044-2004 DL/T5103-1999 DL/T 5136-2001DL/T 5137-2001 DL/T5149-2001 DL/T 5155-2002DL/T 5218-2005GD 003-2011電力系統調度自動化設計技術規程電力工程直流系統設計技

23、術規程35110kV 無人值班變電站設計規范火力發電廠、變電站二次接線設計技術規程電測量及電能計量裝置設計技術規范220500kV 變電所計算機系統設計技術規程220500kV 變電所所用電設計技術規程220500kV 變電所設計技術規程光伏發電工程可行性編制辦法(試行)6-10Q/GDW 617-2011 光伏電站接入電網技術規范電網公司十八項電網6.2.1.2 設計原則反事故措施（修訂版）風電場電氣二次設計應力求安全可靠、技術先進、適用，設備配置的自動化程度應滿足無人值班（值守）的要求。6.2.2系統6.2.2.1 調度自動化光伏發電站的調度管理關系、遠動信息量、傳輸方式及通信規約將根據接

24、入系統報告及其計。（1） 調度組織關系意見要求進行設計，現階段暫按下述方案設根據調度自動化管理相關規定，光伏電站建成后，由遼寧省調委托阜新地調調度管理，信息由阜新地調轉發至遼寧省調。光伏電站至遼寧省調的遠動、計量通道采用光纖通道，傳輸方式采用數據網方式（ IEC60870-5-104 、 102規約）和 2M專線方式 （IEC60870-5-101 規約）。（2） 遠動化范圍新建光伏電站采用綜合自動化系統，遠動信息從光伏電站系統獲取，根據光伏電站接入電網技術規定及相關規程、規范要求，光伏電站應向調度端傳送下列信息量：a） 光伏電站并網運行狀態、輻照度、環境溫度；b） 光伏電站有功和無功輸出、發

25、電量、功率因數；6-11通道要求通道光伏電站至阜新地調二路數據網(IEC60870-5-102、104)遠動、電量通道一路 2M 專線(IEC60870-5-101)遠動通道光伏電站至遼寧省調（由阜新地調轉發）二路數據網(IEC60870-5-102、104)遠動、電量通道一路 2M 專線(IEC60870-5-101)遠動通道c）光伏電站并網點的電壓和頻率、注入電網的電流；e） 5kV聯網線路的P，Q，I，Wh，Varh；f） 5kV聯網線路斷路器位置信號； g）35kV聯網線路保護、重合閘動作信號；h）35kV聯網線路斷路器及開關的分、合閘。（3） 調度數據通信網絡接入方案本工程調度數據網

26、接入節點為位于遼寧省調的調度數據網骨干網節點，即阜新地調。光伏電站通過2×2M寬帶接入調度數據網骨干網節點。光伏電站內計算機系統與調度中心之間的通信協議采用IEC60870-5-104；電能量計量系統與調度中心之間的通信協議采用IEC60870-5-102。本工程光伏電站擬接入已建彰北風電場二場升壓站（以下簡稱彰北二場）, 調度數據設備與彰北風電場合用，不單獨配置。彰北風電場接入系統工程已配置1套調度數據網接入設備，主要包括：1臺路由器、2臺接入交換機，組1面屏，放置于繼內。（4） 二次系統安全防護方案根據電力調度通信中心下發的電力調度系統安全防護工作實施、電網二次系統安全防護總體方

27、案以及電網調度自動化系統安全防護方案規定，光伏電站的建設應遵循“安全分區、網絡、橫向、縱向認證”的基本原則。系統互聯應確保各個子站系統的安全性和性要求，有效地、對系統的訪問或的、破壞。本工程光伏電站擬接入已建彰北風電場二場升壓站（以下簡稱彰北二場）, 二次系統安全防護設備與彰北風電場合用，不單獨配置。6-12彰北風電場工程配置縱向加密認證裝置1套，與調度數據網接入設備共組1面屏，放置于繼內。6.2.2.2 光伏發電工程（1）概述本工程擬接入已建系統彰北風電場二場升壓站（以下簡稱彰北二場），該站為無人值班變電站，由彰北風電場一場升壓站（以下簡稱彰北一場）集中設計，所有的場升壓站進行集中。本工程光

28、伏電站在彰北二場部分按照“無人值班”信息借用兩站之間光纖通道接入彰北一場，在彰北一。本工程光伏電站系統與彰北風電場升壓站計算機系統結構上相對（2）光伏電站光伏電站，兩局域網可通過協議轉換器進行信息交換。系統系統由光伏電站集控層、光伏電站現地間隔層和數據通信網絡組成。范圍為光伏電站現地光伏發電、匯流、逆變設備及其箱式變電站升壓設備等。系統采用分層分布式結構，光伏電站集控層采用星型以太網結構，光伏電站現地間隔層采用光纖以太網環網結構與光伏電站集控層連接。光伏電站（a）光伏電站集控層 光伏電站集控層配置兩系統配置圖詳見 附圖-72-01。機兼操作員站、交換機及打印機等設備。主要功能包括：實時顯示電站

29、的當前發電總功率、日總發電量、累計總發電量、累計 CO2 總減排量以及每天發電功率曲線圖；查看每臺逆變器的運行參數；所有逆變器的運行狀態，采用聲光方式提示設備出現故障，可查看故障及故障時間；軟件能實現環境監測功能，主要包括日照強度、風速、風向、室外溫度；對逆變器進行，具有通信功能。（b）光伏電站現地間隔層光伏電站現地間隔層設備按每個方陣配置，裝設在各逆變器房內。6-13由全分散式的匯流箱、直流防雷配電柜、逆變器、環境監測系統等設備組成。匯流箱與直流防雷配電柜具有串列電流監測和防雷器失效監測功能。逆變器具有對自身實時參數的和運行狀態的監視、功能。環境監測系統由風速傳感器、風向傳感器、日照輻射表、

30、測溫探頭、控制盒及支架組成，可觀測光伏電站當地的氣象條件，包括：風速、風向、 輻照、溫度等環境參數。這些設備均采用 RS485 總線方式接入現地通信管理機，再通過以太網接口接入各逆變器室工業以太網環網交換機。（c）箱式升壓變測控箱式升壓變配置現地交流采樣的測控裝置，用于升壓變、負荷開關熔斷器以及空氣斷路器的位置信號、事故和故障信號、電量測量并。測控裝置配置 RS485 接口通信管理機，再通過以太網接實現遠方口接入各逆變器室以太網環網交換機，光纖組網后接入升壓站內光伏電站集控層主機，以實現遙信、遙測和。（d）數據通信網光伏電站現地間隔層采用光纖以太網環網結構接入光伏電站集控層 工業以太網交換機。

31、根據電氣一次集電線路路徑，20 個光伏方陣組成 2個回路，用 2 根 12 芯單模光纜接入升壓站繼敷設方式，敷設路徑與 35kV 集電線路相同。光纜與地埋混合（3）有功/無功功率系統根據Q/GDW 617-2011光伏電站接入電網技術規定，為了實現對有功功率的，光伏電站應配置一套有功功率系統。該系統能夠信號，根據電網接收并自動執行電網調度部門遠方的有功出力頻率值、電網調度部門指令等信號自動調節電站的有功功率輸出，確保光伏電站最大輸出功率及功率變化率不超過電網調度部門的給定值，以便在電網故障和特殊運行過調度數據網遠傳至調度端。光伏電站應配置無功電壓保證電力系統穩定性。系統信息通系統，具備無功功率

32、及電壓能力。根據電力調度部門指令，光伏電站自動調節逆變器發出（或吸收）的無6-14功功率，光伏電站并網點電壓在正常運行范圍內，其調節速度和控制精度應能滿足電力系統電壓調節要求。（4）光伏功率系統根據 GB/T 19964-2012光伏發電站接入電力系統技術規定，光伏系統，用于上報未來 072h 短期以結果。該系統信息通過調度數據發電工程配置一套光伏發電功率及 15min4h 超短期光伏發電功率網遠傳至調度端。（5）電能質量監測根據Q/GDW 617-2011光伏電站接入電網技術規定，光伏電站并網點應裝設滿足 IEC61000-4-30-2003 標準要求的 A 類電能質量裝置。本工程在 220

33、kV彰北風電場一場升壓站配置 1 套A 類電能質量質量的裝置，電能質量數據，組 1 面屏放置于繼傳送到調度主站，保證主站對電能內。 系統改造6.2.2.3 彰北風電場升壓變電站本期光伏發電工程接入彰北風電場二場升壓站 35KV 側，在彰北風電場二場升壓站側新增 2 面 35kV 光伏進線開關柜，每面柜內配置 1護測控裝置。本次新增 35kV 光伏進線保護測控裝置需接入彰北風電場二場升壓站系統，并對彰北風電場一場、二場升壓站與微機五防系統進行升級擴容。6.2.3 繼電保護及安全自動裝置6.2.3.1 光伏電站繼電保護（1） 光伏并網逆變器保護光伏并網逆變器配置的保護主要包括電網過欠壓保護、電網過

34、欠頻保護、輸出過流和過載保護、防孤島效應保護、低電壓穿越功能、逆變器過載/短路/接地故障保護、逆變器防反放電保護、直流極性反接保護、直流過壓保護以及防雷保護等，保護動作于斷路器跳閘或發信。（2） 箱式升壓變保護6-15各個方陣的 35/0.27/0.27kV 箱式升壓變高壓側安裝負荷開關限流熔斷器組合電器，熔斷器作為箱式變的過電流、過載、低電壓和短路故障的保護，熔體熔斷后能自動連鎖跳開負荷開關并發信。低壓側裝設空氣斷路器，帶有長延時、短延時、瞬時過電流保護和接地故障保護，作用于跳閘和發信號。升壓變設置重瓦斯、輕瓦斯、油溫等非電量保護， 作用于跳閘和信號。6.2.3.2 升壓變電站元件保護根據繼

35、電保護和安全自動裝置技術規程GB/T142852006 的要求，對 35kV 光伏進線配置以下保護：（1）35kV 光伏進線保護：電流速斷保護，瞬時動作于跳閘；電壓閉鎖電流速斷，帶時限動作于跳閘； 過電流保護，帶時限動作于跳閘；零序電流保護，帶時限動作于跳閘。（2）35kV 母線保護升壓站已裝設 35kV 母差保護 1 套，預留接口滿足本期工程要求，本期需將新增間隔接入母差保護裝置。6.2.3.3 系統繼電保護和安全自動裝置本工程暫無接入系統報告、以下方案將根據電網主管部門的接入系 統報告審批意見調整。（1）逆功率保護根據Q/GDW 617-2011光伏電站接入電網技術規定，當光伏電站設計為不

36、可逆并網，應配置逆方向功率保護設備。當檢測到逆向電流超過額定輸出的 5%時，光伏電站可在 0.5s2s 內停止向電網線路送電。（2）故障錄波器彰北風電場二場升壓站已經配置的故障錄波器、PMU 裝置等裝置，滿足本期工程的需求，本期需對以上設備進行接線改造，無新增設6-16備。6.2.4 二次接線6.2.4.1 光伏電站電氣測量、操作等二次接線（1）逆變器/匯流設備逆變器/匯流設備的測量和信號裝置隨逆變器/匯流設備一起配套供貨。在光伏電站系統主機屏上可實時顯示電站的當前發電總功率、日總發電量、累計總發電量、累計 CO2 總減排量以及每天發電功率曲線圖；監測每臺逆變器的運行參數如：直流側電壓電流；交

37、流側電壓、電流、頻率、當前發電功率、日發電量、累計發電量、累計 CO2 減排量等；監視所有逆變器的運行狀態，采用聲光方式提示設備出現故障，可逆變器的投/退。每個逆變器交流出線側查看故障及故障時間；設置 0.5s 級智能電度表,以實現分組計量。（2）35kV 箱式升壓變箱式升壓變配置現地交流采樣的測控裝置通過光伏電站系統實現集中。遙信量包壓負荷開關和低壓斷路器的位置信號、高壓熔斷器動作信號、變壓器非電量保護動作信號等；遙測量包括：電流、電壓、有功功率、無功功率等；器的分/合操作。量包壓負荷開關和低壓斷路6.2.4.2 升壓變電站電氣測量、操作等二次接線升壓站間隔層 I/O 測控裝置的配置原則為：

38、開關電氣設備按每個電氣單元配置，母線單元按每段母線單獨配置，公用單元單獨配置。測控裝置的信號分模擬量、開關量。模擬量包括電流、電壓、有功功率、無功功率、頻率、溫度等，電氣模擬量按照 DLT 51372001電測量及電能計量裝置設計技術規程進行交流采樣。開關量包括斷路器、隔離開關以及接地開關位置信號，繼電保護裝置和安全自動裝置動作及報警信號、運行監視信號、主變有載分接開關位置信號，全站其他二次設備事故及信號等。站內操作分為四級：第一級，在各配電裝置的現場設備就6-17將就地設備的遠方/功能，只能進行現地檢修，具有最高優先級的權，當操作就地切換開關放在就地位置時，將閉鎖所有其他場操作。第，間隔層測

39、控裝置后備，其與第三級的切換在間隔層完成。第三級，站控層，該級在操作員站上完成，具有調度中心/站內主控層的切換。第四級優先級最低。6.2.4.3 電流、電壓互感器配置及電能計量（1）電流互感器配置，為調度/集控站，電流互感器二次繞組的數量和準確級按滿足測量、計量、繼電保護、自動裝置的要求配置。電流互感器按三相配置，二次額定電流選用 5A， CT 準確級保護用 5P 級、測量用 0.5s、計量用 0.2s。（2）電壓互感器配置電壓互感器二次繞組的數量和準確級按滿足測量、計量、保護、同期、自動裝置的要求配置。升壓站前期在 220kV 側配置三相電壓互感器，二次繞組配置三個主繞組一個剩余繞組，準確級

40、分別配 0.2、0.5（3P）、3P、6P 級，其中 0.2 級供計量，0.5 級供測量用， 3P 級供保護用。在 35kV 母線前期配置母線電壓互感器，電壓互感器按三相配置，二次繞組配置兩個主繞組一個剩余繞組，準確級分別配 0.2、0.5（3P）、3P 級，其中 0.2 級供計量（3）電能量計量，0.5 供保護和測量合用。根據電能量計量相關規程要求，參考一期工程的要求，本工程關口彰北風電場一場 220kV 線路出口處，35kV 線路出口作為輔助點設在計量點，精度采用 0.2S 級。電能表采用靜止式多功能電能表，技術性能符合GB/T 17883 和DL/T 614 的要求。電能表至少應具備雙向

41、有功和四功能，配有雙 RS485 接口，并配置電量采象限無功計量功能、集器 1 套，信息接入電力系統電能量主站。本工程暫無接入系統報告、以下方案將根據電網主管部門的接入系統報告審批意見調整。6-186.2.5操作電源6.2.5.1 直流電源彰北一、二場升壓站現有的直流系統均滿足本期工程的需求，不單 獨配置。6.2.5.2 電力不間斷電源彰北一、二場升壓站均已配置電力不間斷電源系統作為升壓站綜合自動化系統電源。本期工程不再增加新的設備。6.2.6 火災自動及消防聯動系統系統設計規范GB501162014 要求，本工程根據火災自動在每個光伏電站現地逆變器室設置單體型火災過開關量接入測控裝置，傳回升

42、壓站，在光伏探測器，系統里實現信號通。在彰北一、二場升壓站設置火災系統，本期光伏站接入后沒有土建擴建工程量，火警系統滿足要求，無需改造。線纜采用耐火銅芯電纜，穿鍍鋅暗埋或電纜溝敷設。6.2.7 安保及監視系統為保證升壓站安全運行，便于運行管理，本工程在光伏電站各方陣通道分別新增數字型室外快球用于對光伏電站以及周圍環境的及全天候圖像監視，前端信號經交換機、通信光纜接入升壓站內保及監視系統。6.2.8 電工試驗室升壓站前期已配置 1 套相應數量的儀器儀表設備，以便對相應的電氣設備進行調整、試驗以及今后的維護和檢驗。本期無新增設備。6.2.9 電氣二次設備布置主機、打印機等設備分別布置在彰北一場、二

43、場升壓站中控室。光伏電站遠動主機、接口設備及交換機等設備組一面屏，光功率預6-19測系統設備組一面屏，有功無功系統設備組一面屏，布置在彰北一場升壓站繼，光伏電站公用測控裝置及逆功率保護裝置組一面屏，交換機及通信管理機組一面屏，關口表及電量。裝置組一面屏，安裝在彰北二場繼光伏發電進線保護測控裝置就地安裝于 35kV 光伏進線柜。各光伏方陣的6.3 通信通信設備分別組一面屏，安裝于逆變器室。6.3.1 光伏電站場內通信光伏電站場內通信采用大功率無線對講機通信方式，擬配置 10 部對講機以滿足工程施工和運行維護期間通信的需求。6.3.2 升壓變電站通信6.3.2.1 系統通信系統通信采用光纖通信方式

44、，彰北一場升壓站隨 220kV 聯網線架設雙回OPGW 光纜，作為繼保、通信通道。前期配置光纖通信設備主要包括 SDH 光設備、數字 PCM 復用設備和綜合配線架。在風場建設階段已經完成，本工程無新增設備。6.3.2.2 兩站之間的通信兩站之間采用光纖通信方式，隨兩站之間聯絡線架設了一根 24 芯OPGW 光纜作為保護，通信通道。6.3.2.3 升壓變電站站內通信根據調度通信及站內通信要求，升壓站前期配置調度程控交換機參加電力調度程控調度組網。本期工程直接6.3.2.4 通信電源兩站均配置通信電源一套。本期工程直接6.3.2.4 通信系統設備布置，不再增加新的設備。，不再增加新的設備。風場建設

45、階段配置的系統通信設備、站內通信設備和通信電源充饋電設備均布置于繼。6-206.4 送電線路6.4.1 概述6.4.1.1 工程概況本工程光伏發電裝機容量為 20MW，采用 35kV 電壓等級按兩個回路彰武風電場風電場 220kV 升壓站的 35 kV 側母線。本次送出，接入送電線路設計范圍系從光伏發電場出線終端塔起至風電場 220kV 升壓站進線終端塔止單回 35kV線路本體工程。35kV 送電線路總長度為 5.2km，全部為雙回路。導線選用LGJ-150/20，地線選用 GJ-35。電纜上下鐵塔長度和類型見電氣一次設計內容。6.4.1.2 送電線路路徑送電線路以 35kV工程交叉電力線路暫

46、按6.4.2 機電設計6.4.2.1 氣象條件根據66kV 及以下線路為主，電纜用在進出線端上下鐵塔處。本設計。電力線路設計規范中的有關規定，最高氣采用 40，在最高氣溫工況、最低氣溫工況和年平均氣溫工況下，應按無風、無冰設計，安裝工況的風速應采用 10m/s，且無冰，雷電過電壓工況的氣溫可采用 15，內部過電壓工況的氣溫可采用年平均氣溫，結合搜集來的當地氣象資料，本工程氣象組合條件如下表：表 6.4-1本工程氣象組合條件6-21項 目氣溫（）風速（m/s）覆冰厚度（mm）最高氣溫4000最低氣溫-3000年平均氣溫500安裝情況-15100外過電壓15100內過電壓51506.4.2.2 導

47、、地線選擇根據設計規范上關于污穢等級的劃分，本工程按級污穢區設計。導線采用鋼芯鋁絞線設計，截面按選用 LGJ-240/30 導線。電流密度選擇，線路電壓降校核，根據線路電壓等級、負荷性質和系統運行方式，通過計算耐雷水平比較。確定全線路架設地線，其型號采用 GJ-35 型鍍鋅并進行技術鋼鉸線。6.4.2.3 導、地線安全系數LGJ-150/20 導線安全系數取 3.0； GJ-35 地線安全系數取 4.0。6.4.2.4 絕緣配合根據66kV 及以下線路設計規范和交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合的有關規定，綜合考慮環境污染因素和運行檢修方便，本工程絕緣子采用 XWP2-70 型絕緣子，懸垂串采

48、用 3 片，耐張串采用 4片。除交叉時，絕緣子串采串掛設外，其他均采用掛設。本工程線路金具采用電力工業部頒發的電力金具樣本中的定型金具，以利訂貨。根據66kV 及以下線路設計規范，金具設計安全系數運行情況下不小于 2.7，斷線情況不小于 1.8。6.4.2.5 防雷與接地本工程 35kV 送電線路線部分全線架設地線，地線對邊導線的保護角宜采用 20°30° 。全線桿塔需逐基接地。6.4.2.6 導線對地距離及交叉最小距離導線與地面的最小距離，在最大計算弧垂情況下，應符合下表的規定。表 6.4-2導線與地面的最小距離（m）6-22線路經過地區最小距離人口密集地區7最大風速-5

49、300最大覆冰-51010導線與山坡、峭壁、巖石之間的最小距離，在最大計算風偏情況下，應符合下表的規定。表 6.4-335kV 導線與山坡、峭壁、巖石間的最小距離（m）導線與樹木（考慮自然生長高度）之間的最小垂直距離，應符合下表的規定。表 6.4-4導線與樹木之間的最小垂直距離（m）導線至被3m。電力線路，在最大計算弧垂情況下，最小垂直距離為6.4.2.7桿塔設計及選型根據場內電纜上桿塔接線路路徑地形情況、氣象條件、桿塔到風機的距離、線等因素綜合考慮，本工程桿塔選用鋼筋混凝土桿和自立式角鋼鐵塔混合使用的方式。6.4.2.8桿塔基礎根據遼寧彰武風電場風電場工程地質報告，擬建地段場地構造穩定，適宜工程的建設。抗震設防烈度為度，設計為 0.05g，特征周期 0.35s，工程場區內地質構造穩基本度值于抗震有利地段。場址區內的環境基本未受破壞，基本沒有發生沉陷、泥石流和滑坡的可能，初步判定場區不良地質作用不發育。工程區標準凍結深度為1.40m，桿塔基礎須置于該深度之下。場區內水埋藏較深，本階段可不考慮水對設計的影響。本工程鐵塔基礎采