风电场ABC区600MW工程可行性研究报告（代商业计划书）.doc

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1、6-1甘肃瓜州安北第四风电场甘肃瓜州安北第四风电场 ABC 区区 600MW工程可行性研究报告工程可行性研究报告6-2报告编制依据和主要引用标准、规范如下：风电场可行性研究报告编制办法-2008GB/T 17468-2008 电力变压器选用导则GB 11022-1999 高压开关设备通用技术条件GB 11032-2010 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 50217-2007电力工程电缆设计规范GB 50060-20083110kV 高压配电装置设计规范GB 50061-201066kV 及以下架空电力线路设计规范DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-19

2、97交流电气装置的接地DL/T 5056-2007变电所总布置设计技术规程DL/T 5218-2005220kV500kV 变电所设计技术规程DL/T 5222-2005导体和电器选择设计技术规定QGDW 392-2009 风电场接入电网技术规定Q/GDW 341-2009 330kV 变电站通用设计规范Q/GDW394-2009 330kV750kV 智能变电站设计规范其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。Q/GDW394-2009 330kV750kV 智能变电站设计规范6.1.1.2 接入系统方式说明（1） 接入电力系统现状及其规划甘肃电网处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成

3、部分，目前最高电压等级为 750kV，主网电压等级为 330kV。甘肃电网东与陕西电网通过 330kV西桃、天雍、秦雍、眉雍共 4 回线联网；往西通过兰州东官亭 750kV 线路及330kV 杨海 1 回、海阿 3 回、官兰西线双回与青海电网联网；往北通过 1 回750kV 线路及 5 回 330kV 线路与宁夏电网联网运行。甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，东部电网包括庆阳、平凉、天水、陇南等地区，河西电网包括金昌、张掖、嘉峪关、酒泉等地区。甘肃中部电网不但是甘肃省电网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换的重要任务。6-3

4、截至 2010 年底，甘肃电网总装机容量为 21500MW，其中水电厂 6050MW、火电厂 13890MW、风电 1550MW，水电、火电、风电所占比例分别为28.13%、64.57%、7.21%。全社会用电量 812 亿 kWh，全社会最大发电负荷11800MW。甘肃电网以 750kV 瓜州武胜输变电工程为标志，750kV 网架初步成型。依托 750kV 建成了坚强的河西、中部、东部 330kV 电网。截至 2010 年底，甘肃电网共有 750kV 变电站 6 座，主变 6 台，容量11400MVA；750kV 开关站 1 座；750kV 线路 24 条，省内长度3766.109km。33

5、0kV 变电站 42 座，主变 88 台，容量 20580MVA；330kV 线路122 条，长度 6637.56km。220kV 变电站 9 座（不含成县#1、#2 变） ，容量3270MVA；220kV 开关站 1 座；220kV 线路 37 条，长度 805.43km。2012年为满足甘肃南部水电送出和陕甘断面交换功率的需要，提高电网供电可靠性，建设兰州东天水宝鸡750kV双回线路。配合新疆和甘肃河西走廊风电开发，2015年桥湾750kV变入敦煌酒泉750kV线路并建设桥湾敦煌双回750kV线路，新建沙洲敦煌双回、哈密南沙洲鱼卡格尔木双回750kV线路。2020 年河西酒泉双回 750k

6、V 线路 入张掖 750kV 变，建设酒泉张掖、张掖河西 750kV 线路，并建设张掖至西北主网的第三个 750kV 通道。（2） 升压站接入电力系统方式根据甘肃酒泉千万千瓦级风电基地二期 300 万千瓦风电工程接入系统设计报告（系统一次）评审意见 （以下简称接入系统评审意见 ） ，安北四升压站本期汇集安北第四风电场 ABC 区 600MW，安装 3 台 240MVA 主变，以一回330kV 出线接入拟建的 750kV 桥湾变电站。接入电力系统接线示意图见附图 7。6.1.1.3 升压站电气主接线（1） 主变压器配置根据接入系统评审意见，安北四升压站安装 3 台 240MVA 主变。 （2）

7、330kV 侧接线根据 DL/T5218-2005220kV500kV 变电所设计技术规程及国网公司企业6-4标准 Q/GDW 341-2009330kV 变电站通用设计规范要求，当 330kV 变电站最终性质确定为终端变电站，或线路、变压器等连接元件少于 6 回时，如能满足运行要求，可以简化接线型式。本升压站 330kV 主变进线 3 回，330kV 出线 1 回，为电源侧升压变电站。考虑到升压站在系统中的地位及进出线形式，其接线方式有两个基本方案可供选择。方案一：单母线接线；方案二：双母线接线。两种方案比较如下表：表 6.1 升压站进出线接线方式比较表方案方案一单母线方案方案二双母线方案优

8、点1、 接线简单清晰，操作简单，易于扩建；2、 设备少，投资省，布置简单。1、 接线简单清晰，易于扩建；2、 供电可靠。通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断；一组母线故障后，能迅速恢复供电；检修任一回路的母线隔离开关，只停该回路。缺点灵活性、可靠性相比方案二差，母线及所连接的设备检修或故障，需全站停电。1、 隔离开关数量多，切换母线操作过程比较复杂。2、 比方案一增加费用约 480 万元。比方案一增加占地面积约 3500m2。推荐方案备用方案由于风电场年利用小时数低，约 2300 小时，母线及所连设备检修可放在小风月，对运行影响不大，采用方案一已能满足本工程安全

9、可靠性要求。采用方案二虽然供电可靠性更高，但投资增加较大。本阶段选定单母线接线为推荐方案。（3） 35kV 侧接线结合主变容量及目前 35kV 设备制造水平，本升压站各台 240MVA 主变35kV 侧接线拟采用 3 段单母线接线，其中一段母线连接无功补偿装置及站用电设备，其余两段母线连接风电场电源进线，3 段单母线之间采用扩大单元接线。由于35kV电源侧集电线路较长，经计算升压站单台主变35kV系统单相短路电容电流均超过10A，发生单相接地短路时会引起间歇电弧过电压，需采取消弧装置避免该过电压对绝缘薄弱设备产生影响，导致事故扩大。消弧装置常用的有经电阻接地及经消弧线圈接地。根据国家电网西北电

10、力调控分中心文件“西电调6-5字201159号” 关于下发防止风电大规模脱网重点措施的通知中的要求：对新建风电场，建议汇集线系统采用经电阻接地方式。因此，本工程35kV侧中性点拟采用经电阻接地方式，当系统发生单相接地故障时，能将故障回路快速切除，避免事故扩大。参考“甘肃酒泉千万千瓦风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计可行性研究报告”中的推荐意见，升压站240MVA主变采用三绕组变压器，本阶段接地电阻拟接于主变35kV侧中性点上。随着接入系统设计工作的深入进行，下阶段将对上述方案进一步研究与优化。（4） 无功补偿装置根据 Q/GDW 392-2009风电场接入电网技术规定的要求，风电场应

11、具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率，无功补偿装置需补偿主变、箱变及线路部分所需无功容量。无功补偿装置应能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电网电压调节速度的要求。根据接入系统评审意见 ，安北四风电场升压站每台主变低压侧配置动态无功补偿装置，其调节容量为感性 10Mvar 至容性 57Mvar，并推荐采用 SVG 型动态无功补偿装置。动态无功补偿装置常用的有 SVC 型（包括 MCR 型 SVC 和 TCR 型 SVC）及SVG 两种型式。SVG 目前有 10kV SVG 及 35kV 直挂式，10kV SVG 受 IGBT 支路电流限制，容量较小，57M

12、var SVG 需要不少于 5 支路并联，如此多支路并联，其联合控制方案基本不可行。因此，本工程不适合采用 10kV SVG。35kV 直挂式SVG 容量较大，57Mvar 可分成 2 路，每组 28.5Mvar。35kV 直挂式 SVG 的缺点是目前国内产品运行经验较少，设备生产厂家偏少。SVC 中 MCR 在采用快速励磁装置后，基本能满足动态响应时间 30ms 的要求，但目前能生产的制造厂不多。TCR 响应时间能满足要求，缺点是产生的谐波量较大。考虑到接入系统评审的推荐意见，本阶段拟选用 35 kV 直挂式 SVG，其调节容量为感性 10Mvar 至容性 28.5Mvar。（5） 主变中性

13、点接线方式主变压器 330kV 侧为有效接地系统。中性点的接地方式有以下两种方式：方6-6式一为直接接地，方式二为经小电抗接地。本阶段拟选用运行方式更为灵活的经小电抗接地。下阶段根据接入系统要求进行优化设计。330kV 升压站电气主接线最终以接入系统设计审查意见为准。330kV 升压站电气主接线图见附图 8。6.1.1.4 升压站主要电气设备选择（1） 短路电流计算现阶段本项目接入系统设计尚未完成，根据国网公司330kV 变电站通用设计规范要求，短路电流应根据工程建设当地的电力系统条件，按设计规划容量和远景年系统发展规划的参数，进行系统短路计算，330kV 母线短路电流不超过50kA。结合对侧

14、升压站规划位置，暂取下列基本参数对本升压站短路电流进行计算：330kV 母线短路电流为 50kA，基准容量取 100MVA，基准电压取各电压级的平均电压，短路电流计算正序网络等值阻抗图见图 6.1，短路电流计算结果见表 6.2。6-7d235kV0.002720.00611240M W240M W330kVd1240M W5 0.071783 0.07176 3.58079 0.029412 0.05557 3.58073.580710 0.029411 0.029413 0.055514 0.05554 0.0717图 6.1 系统等值正序网络图6-8表 6.2 短路电流结果表28.2325

15、2.43131.10120.59722.0741311.07三 三1.8三 三 三 A 31.8三 三 三 A 21.0920.6480.4297.33127.311.8三 三 三 A 149.15529.15719.310.0811229.141.8三 三 C 14036.75d227.17848.58428.81819.08522.43411453.98三 三1.8三 三 三 A 30.1150.0680.0457.47527.011.8三 三 三 A 20.1150.0680.0457.47527.011.8三 三 三 A 148.23928.61418.950.00911372.951

16、.8三 三 C 140346.5d10三 三三 三(M V A )三(s)三三 三 三 三三三(kV )三三 三三三 三三三 三三 三三三 三 三 三三三三 三三三 三 三Ich 1(kA )三 三 三 三 三三 三(kA )Iz1三 三 三 三 三 三 三 三 三三 三 三 三(kA )ich 1(kA )ifz10.1150.0680.0457.47527.011.0920.6480.4297.33127.311.0920.6480.4297.33127.31结合短路电流计算结果及目前设备制造水平，本升压站 330kV 侧设备的短路电流水平按 50kA 进行电气设备选择，35kV 侧设备的

17、短路电流水平按 31.5kA 进行电气设备选择。待接入系统参数确定后进行复核。（2） 设备使用环境条件表 6.3 设备使用环境条件表海拔高程1700m年平均气温8.8C最低气温-30C最高气温40.4C最大风速30m/s基本地震烈度度 （3） 主要电气设备参数a）主变压器根据接入系统报告,升压站拟选用 3 台容量为 240MVA，三相三绕组强迫油循环风冷油浸式有载调压变压器，主要参数如下：6-9表 6.4 主变主要参数表型号SFPZ-240000/330额定电压34581.25%/3722.5/10.5kV冷却方式ODAF调压方式有载调压连接组别YNyno，d11短路阻抗14%b）330kV

18、配电装置 配电装置型式选择330kV 配电装置可选择 GIS 设备和敞开式设备两种方案。GIS 又分户外 GIS及户内 GIS 两种。由于户外 GIS 对安装清洁度要求高，而风场风沙较大，安装时清洁度较难保证。因此，GIS 仅考虑户内 GIS 方案。GIS 或敞开式两种方案均可满足本工程的需要，其中 GIS 设备运行安全，可靠性高，安装工期短，维护工作量少，检修间隔周期长，运行费用少，占地面积少，但一次性投资相比敞开式设备大，两种方案各有优缺点。考虑到工程实际情况及业主相关要求，330kV 配电装置选用敞开式设备。 330kV 断路器选型330kV 断路器主要有SF6罐式断路器及SF6瓷柱式断

19、路器两种。考虑到风电场气象条件较为恶劣，冬季寒冷，瓷柱式断路器在-25C 以下存在SF6气体液化问题（罐式断路器可采用适当的加热措施解决） ，因此 330kV 断路器本阶段拟采用SF6罐式断路器方案。 330kV 配电装置主要参数表 6.5 断路器参数表型式罐式 SF6断路器额定电压363kV额定电流3150A额定开断电流50kA额定短时耐受电流50kA/3s额定峰值耐受电流125kA6-10表 6.6 隔离开关参数表型号GW7-363 额定电压363kV额定电流3150A额定短时耐受电流50kA/3s额定峰值耐受电流125kA表 6.7 电压互感器参数表额定一次电压330/3kV额定二次电压

20、（0.1/3）/ （0.1/3）/（ 0.1/3）/0.1kV表 6.8 氧化锌避雷器参数表型式无间隙氧化锌避雷器额定电压300kV持续运行电压228kV标称放电电流10kA c）35kV 配电装置表 6.9 35kV 开关柜主要参数表型 式手车式金属铠装封闭式开关柜额定电压40.5kV额定电流1250A/2500A额定开断电流31.5kA35kV 开关柜与主变间连接导体可采用共箱母线或全绝缘管型母线两种方式，可研阶段暂按共箱母线型式进行设计，下阶段将通过进一步的研究比较，选择合适的 35kV 连接导体。6.1.1.5 站用电系统根据DL/T 5155-2002 220kV500kV变电所所用

21、电设计技术规程要求：330kV500kV变电所的主变压器为2台（组）及以上时，由主变压器低压侧引接的所用工作变压器台数不宜少于两台，并应装设一台从所外可靠电源引接的专用备用变压器。本升压站就近地方电网引接一回电源作为厂用备用电源。考虑到外来电源6-11的可靠性，因此，330kV升压站站用电另采用两台630kVA干式变压器，分别从1#及2#主变35kV侧引接，两台变压器互为备用。站用电0.4kV低压侧采用单母线分段的接线方式，对升压站重要负荷均从两段母线引接双电源。 站用电接线见附图 11。6.1.1.6 过电压保护及接地（1） 过电压保护过电压保护根据 GB 311.1高压输变电设备的绝缘配合

22、 、DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合要求进行设计。a）防直击雷保护对于 330kV 升压站，在 330kV 构架上设置避雷针及独立避雷针进行防直击雷保护，主变构架上不设置避雷针，主变在避雷针联合保护范围内；不在保护范围内的建筑物，采用在建筑屋顶设热镀锌钢带的方式进行防直击雷保护。b）过电压保护为防止线路侵入波雷电压，在 330kV 线路、35kV 集电线路终端杆及 35kV每段母线上均安装有氧化锌避雷器。在主变高压侧也配置有氧化锌避雷器，下阶段需根据过电压保护计算确定母线是否设置避雷器保护。（2） 电气设备绝缘配合a）绝缘配合原则330kV 电气设备以避雷器标称放电电

23、流 10kA 时雷电过电压残压为基础进行绝缘配合，配合系数不小于 1.4。满足 DL/T 620交流电气装置的过电压保护和绝缘配合规范要求。b）主要电气设备的绝缘水平表 6.10 330kV 设备绝缘水平设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）操作冲击耐压（kV，峰值）1min 工频耐压（kV，有效值）全波内/外绝缘截波内/外绝缘干、湿内/外绝缘干、湿主变压器11751300950510其它高压电器11751300950510开关断口间1175+205850+2955806-12主变压器中性点250105注：设备外绝缘水平均需按本升压站实际海拔高度进行修正。 表 6.11 35kV 设备绝缘水

24、平设备耐受电压值雷电冲击耐压（kV，峰值）1min 工频耐压（kV，有效值）全波内绝缘外绝缘截波内绝缘外绝缘主变压器低压侧2001852208580其它电器18595断路器断口间18595隔离开关断口间215118 注：设备外绝缘水平均需按本升压站实际海拔高度进行修正。（3） 接地系统升压站接地系统按 DL/T 621交流电气装置的接地标准要求进行设计，升压站主接地网为以水平接地体为主的人工接地装置，在构架避雷器和独立避雷针处设置集中接地装置，接地体的截面充分考虑热稳定和腐蚀要求。根据可研阶段地质测量结果，该地区土壤电阻率较高，01.5m 电阻率变化范围在 562m2359m 之间。为满足系统

25、对接地电阻要求，拟采用专用接地模块做为辅助接地。地网接地电阻值、跨步电势及接触电势均需满足交流电气装置的接地标准要求。6.1.1.7 照明照明系统电源从站用电 0.4kV 母线上引接，照明系统电压为 380/220V，不设置专用的照明变压器。应急照明采用 EPS 装置，平时由交流电源供电，兼作正常照明，交流电源断电时自动切换到直流电源，并通过逆变器交流供电。户外配电装置照明采用低柱式万向型灯具，主干道及其它户外场所采用庭院灯。户内照明采用荧光灯、节能灯等光源。6.1.1.8 主要电气设备布置（1） 330kV 配电装置的布置330kV 配电装置采用户外中型布置，断路器单列布置，母线采用悬挂式软

26、导线，间隔宽度为 21.2m，主变高压侧设置通道便于主变运输，35kV 开关柜室靠近6-13主变压器布置，通过共箱母线（或绝缘管型母线）与主变连接。沿配电装置四周设有环形消防通道。（2） 其他电气设备的布置35kV 开关柜采用双列分段布置在 35kV 开关柜室内，电源进线采用电缆。35kV 无功补偿装置集中布置在 35kV 设备一侧。升压站主要电气设备布置详见附图 9、10。6.1.1.9 主要电气设备表集控中心及升压站部分主要电气设备材料清单见表 6.12。表 6.12 集控中心及升压站主要电气一次设备材料清单序号材料名称规格型号单位数量备注 一变压器及其中性点设备1主变压器SFPZ10-2

27、40000/330， YNyno，34581.25%/37 22.5%/10.5kV，240MVA台32接地电抗器JKDK-200/63台3 3避雷器Y1.5W-60/144kV只3 4电流互感器LZZBW-35 150/1A只6 5隔离开关GW13-72.5(W)/630只3 二330kV 设备 SF6断路器 Ir=2500A，Ib=50kA 1罐式断路器 SF6电流互感器 1500/1A组1出线侧SF6断路器 Ir=2500A，Ib=50kA 2罐式断路器 SF6电流互感器 500/1A组3进线侧3双接地隔离开关GW7-363, Ir=2500A组54单接地隔离开关GW7-363, Ir=

28、2500A组45电压互感器(330/3)/(0.1/3)/(0.1/ 3)/(0.1/3)/0.1kV 台3出线侧6电压互感器(330/3)/(0.1/3)/(0.1/ 3) /0.1kV 台3母线侧7电压互感器(330/3)/(0.1/3)/(0.1/ 3)/(0.1/3)/0.1kV台9主变侧8避雷器ZnO, Y10W-306/742台3出线侧9避雷器ZnO, Y10W-300/727台9主变侧三35kV 配电装置1金属封闭铠装移开 式高压开关柜 KYN-40.540.5kV，Ir=1250A，Ib=31.5 kA面486-14序号材料名称规格型号单位数量备注2金属封闭铠装移开 式高压开关

29、柜 KYN-40.540.5kV，Ir=2500A，Ib=31.5 kA面93金属封闭铠装移开 式高压开关柜 KYN-40.540.5kV，母线保护柜面34金属封闭铠装移开 式高压开关柜 KYN-40.540.5kV，电流互感器柜面35无功补偿装置40.5kV，SVG 成套装置， 57MVar套36接地电阻接地电阻 101/200A套3 7所用变压器干式变压器 SC10-630/35 台2 8共箱母线40.5kV 2500Am90 9共箱母线40.5kV 5000Am381235kV 电缆ZR-YJV-350mm 3240mmm3000四其他 1水煤气管GG25125km7电缆及导 线穿管2槽

30、钢基础10 m900基础预埋3等边角钢50mm50mmt50桥架4低压开关柜GCS-0.4kV面75配电箱0.4kV面556动力电缆0.6/1kVm120007户外灯具套3008镀锌扁钢50mm5mmt10接地9扁钢60mm6mmt60接地10物理降阻剂 t60接地11接地模块套300接地12有机防火堵料有机堵料t7防火13无机防火堵料无机堵料t10防火14防火涂料防火涂料kg600防火15开关套30016插座套30017电线BV-0.6/1.0kVkm186-15序号材料名称规格型号单位数量备注 18避雷针针高 30m 只66.1.2 电气二次6.1.2.1 编制依据及主要引用标准电气二次部

31、分编制依据及主要引用标准如下：1) 关于印发甘肃酒泉千万千瓦级风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计报告（系统一次）评审意见的通知2) 发改能源2005899号风电场可行性研究报告编制办法3) GB/T 14285-2006继电保护及安全自动装置技术规程4) GB 50116-2008火灾自动报警系统设计规范5) GB 50217-2007电力工程电缆设计规范6) DL/T 448-2000电能计量装置管理规定7) DL/T 553-1994220500kV电力系统故障录波动态记录技术准则8) DL/T 5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程9) DL/T 5003-2005电

32、力系统调度自动化设计技术规程10) DL/T 5044-2004电力工程直流系统设计技术规程11) DL/T 5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程12) DL/T 5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程13) DL/T 5149-2001220500kV变电所计算机监控系统设计技术规范14) DL/T 5218-2005220500kV变电所设计技术规程15) 国家电网生技2011国网十八项电网重大反事故措施（修订版）16) Q/GDW 3922009风电场接入电网技术规定17) GB/Z 199632005风电场接入电力系统技术规定18) 电监安全【2006】

33、34号 关于印发电力二次系统安全防护总体方案等安全防护方案的通知19) 国家电网调【2011】974号关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知6-1620) 西电调字【2011】59号 关于下发防止风电大规模脱网重点措施的通知21) 西电调字【2011】104号西北并网风电场继电保护配置及整定技术规定（试行） 22) 国家电网发展2009327号国家电网公司风电场接入电网技术规定 （修订版）6.1.2.2 工程概况及主接线甘肃瓜州安北第四风电场工程分 A、B、C 三个区域，每个区域装机 201MW，总装机容量 603MW，工程场址位于酒泉地区瓜州县城东北约 67km、玉门镇西北约73 km 处

34、的戈壁荒滩，场址区海拔高度在 1455m1680m 之间，地势开阔，地形平坦。风电场场址南部边缘紧邻兰新铁路，东部边缘紧邻安北第五、第六风电场，西部边缘紧邻安北第三、第二风电场。安北第四风电场建设 134 台单机容量为 1500kW 的风力发电机组及 134 台单机容量为 3000kW 的风力发电机组，工程配套建设 1 座 330kV 升压变电站。升压变电站安装 3 台 240MVA 三绕组变压器，主变高压侧电压等级为 330kV，采用单母接线，出线 1 回接入电网；主变中压侧电压等级为 35kV，采用扩大单元接线接入 3 段 35kV 母线，其中两段用来接入风力发电场集电线路，一段接无功补偿

35、设备及站用变压器；主变低压侧为 10kV 平衡绕组。主变高压侧中性点经小电抗接地或直接接地，主变中压侧经小电阻接地。安北第四风电场 A、B、C 工程与配套升压站建设一座集控中心。6.1.2.3 升压变电站设计原则1) 升压变电站按有人值班、少人值守的原则设计，留有远期实现无人值班的接口。2) 风电场风机低电压穿越能力、有功功率控制、无功功率及电压控制应满足相关技术标准的要求。3) 风电场和风力机组的保护与接入系统相协调，满足西电调字【2011】59号文对电压适应性、频率适应性及电能质量适应性的要求。4) 风电机组成套提供机组监控系统及通信网络、一套集中监控系统，对风电场风力发电机组进行集中监控

36、和管理。6-175) 风电场和风力机组的保护与接入系统相协调，满足西电调字【2011】59号文对电压适应性、频率适应性及电能质量适应性的要求。6) 无功补偿设备的动态补偿响应时间满足【2011】59 号文的要求。7) 风电场集电线系统采用经小电阻接地方式，并配置单相接地故障保护，确保汇集线系统故障快速切除，防止事故扩大、恶化。8) 集电线系统 35kV 母线配置母差保护。9) 安装电能质量在线检测系统，检测并网点电能质量指标，并上传至电能质量在线监测主站。10)监控系统必须满足中国国家标准计算机信息系统安全等级划分准则及电监会 5 号令电力二次系统安全防护规定和“关于印发电力二次系统安全防护总

37、体方案等安全防护方案的通知”的要求。并按国家电力监管委员会“关于印发电力行业信息系统等级保护定级工作指导意见的通知”确定电站信息安全保护等级。11)升压变电站的控制与保护包括 330kV 及 35kV、站用电系统的控制保护设备、计算机监控系统、控制电源系统和其它辅助二次设备系统。采用先进计算机技术和设备，所有控制保护由微机实现。测控装置按间隔配置。12)采用分散集中的设备布置方式，减少二次设备间的连接电缆。升压变电站按中控室布置在综合楼，330kV 设备的控制保护设备布置在开关场旁相应的二次盘室，35kV 控制保护设备布置在相应的开关柜室设计。6.1.2.4 升压变电站调度管理本阶段在未接到接

38、入系统资料前暂按工程建成后由西北网调、甘肃省调调度管理，远动信息向西北网调、甘肃省调传送。最终以接入系统报告及其审批意见为准。6.1.2.5 升压变电站计算机监控系统（1）计算机监控系统的主要任务计算机监控系统根据电力系统的要求和升压变电站的运行方式，完成对站内330kV 线路、主变压器、35kV 线路、站用变压器、无功补偿装置等电气设备的自动监控和调节，主要包括：6-181) 准确、及时地对整个升压变电站设备运行信息进行采集和处理并实时上送。2) 对电气设备进行实时监控，保证其安全运行和管理自动化。3) 根据电力系统调度对本站的运行要求，进行最佳控制和调节。（2）计算机监控系统结构升压变电站

39、计算机监控系统采用开放式、分层全分布系统结构。整个系统由站控层和间隔层两部分组成，数据分布管理。站控层采用功能分布结构，间隔层按电气单元设置现地测控单元。在站控层及网络失效的情况下，仍能独立完成间隔设备的就地监控功能。站控层与间隔层之间采用双以太网结构。网络介质可选用屏蔽双绞线、同轴电缆或光缆。（3）计算机监控系统设备配置系统配置包括硬件配置和软件配置。对于站控层设备，本期按终期规模进行配置，并预留足够的接口供后区间隔层设备接入；对于间隔层设备，按照本区建设的间隔进行相应的配置。本阶段暂只考虑硬件设备配置。1）站控层设备a) 主机：主机双重化配置，同时运行，互为热备用。b)操作员站：双机冗余配

40、置。 c)工程师站：配置 1 台工程师站。 d)远动通讯设备：设备冗余配置。 e)五防工作站：根据变电站的防误闭锁方案，选择配置 1 台五防工作站。五防锁具按本期规模配置。 f)智能设备接口：站控层配置 1 套智能接口设备。g)打印机：配置一台针式打印机，两台激光打印机。2）网络设备 a)站控层网络交换机：配置 2 台网络交换机。b)其他网络设备：包括光/电转换器，接口设备（如光纤接线盒或光配线架）和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。 3）间隔层设备6-19a) I/O 测控单元：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，对全站运行设备的

41、信息进行采集、转换、处理和传送。开关电气设备按每个电气单元配置，母线单元按每段母线单独配置，公用单元单独配置。b) 各二次盘室及各开关柜室网络交换机：各配置 2 台网络交换机，用于现地各单元设备组网及与站控层网络交换机连接。（4）计算机监控系统的功能计算机监控系统设置如下功能：1) 数据采集和处理 监控系统能实现数据采集及处理功能，包括模拟量、开关量、电能量及其它智能装置的数据。监控系统通过 I/O 测控单元实时采集模拟量、开关量等信息量；通过智能设备接口接受来自其他智能装置的数据。模拟量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样输入；开关量通过无源接点输入；其它智能设备信息采用

42、数据通信的方式输入。监控系统对模拟量进行定时采集、越限报警；对状态量进行定时采集、设备异常报警及事件记录等数据处理。2) 数据库的建立与维护监控系统应建立实时数据库，存储并不断更新来自 I/O 单元及通信接口的全部实时数据；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。数据库应有极高的安全性，所有经采集的数据均不能修改，数据库应能在线维护，或离线生成数据库。3) 控制操作监控系统的控制对象包括：各电压等级的断路器及隔离开关、主变压器及所用变分接头位置、无功补偿设备的投/切、其它重要设备的启动/停止。监控系统应具有手动控制及自动控制两种控制方式。手动控制包括调度中心控制、站内

43、中控室控制、就地手动控制，同时具备调度中心控制/站内中控室控制、站内中控室控制/就地手动控制的切换功能，控制级别由高到低顺序为：就地、站内中控室、调度中心。自动控制包括顺序控制和调节控制，在站内中控室6-20设定其是否采用，电压无功自动调节控制应充分考虑运行方式的需要及各种闭锁条件。当监控系统站控层及网络停运时，应能在间隔层对断路器进行一对一操作。在自动控制过程中，程序遇到任何软件、硬件故障，均输出报警信息，停止控制操作，并保持所控设备的状态。4) 防误闭锁应具有防止误拉、合断路器；防止带负荷拉、合刀闸；防止带电挂接地线；防止带地线送电；防止误入带电间隔的功能（五防） 。 所有操作控制均经防误

44、闭锁，并有出错报警信号和判断信息输出，监控系统设置五防工作站，远方操作时通过五防工作站实现面向全站设备的操作闭锁功能，就地操作时由电脑钥匙和锁具实现各电气单元的操作闭锁功能。5) 报警处理监控系统具有事故报警和预告报警功能。事故报警包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号；预告报警包括一般设备变位、状态异常信息、模拟量或温度量越限等。 报警处理分类、分层进行，便于查阅、检索。报警输出信息直观、醒目，并伴有声、光、色报警。6) 事件顺序记录及事故追忆事件顺序记录功能应将事件过程中各设备动作顺序，带时标记录、存储、显示、打印，生成事件记录报告，供查询，并将事件顺序记录带时标上送调度中心。事

45、故追忆范围为事故前 1min 到事故后 2min 的所有相关模拟量值，采样周期与实时系统采样周期一致。系统可生成事故追忆表，以显示、打印方式输出。 7) 画面生成及显示监控系统应具有用户编辑、生成画面的功能。应具有电网拓扑识别功能，实现带电设备的颜色标识，应具有图元编辑图形制作功能，在中控室运行工作站显示器上显示的各种信息应以报告、图形等形式提供给运行人员。画面显示内容包括：全站电气主接线图、分区及单元接线图、实时及历史曲线显示、棒图（电压和负荷监视） 、间隔单元及全站报警显示图、监控系统配置及运行工况图、保护配臵图、直流系统图、站用电系统图、报告显示、表格显示6-21等。电气主接线图中应包括

46、电气量实时值，设备运行状态、潮流方向，断路器、隔离开关、接地开关位置， “就地/远方”转换开关位置等，图形和曲线可储存及硬拷贝，用户可生成、制作、修改图形。8) 在线计算及制表监控系统对所采集的各种电气量的原始数据进行工程计算。应对变电站运行的常规参数进行统计计算，对主要设备的运行状况进行统计计算，对自动控制方案进行优化计算等。计算结果应可以处理和显示。监控系统应能生成不同格式的生产运行报表，包括实时值表、正点值表、开关站负荷运行日志表（值班表） 、电能量表、向电调汇报表、交接班记录、事件顺序记录一览表、报警记录一览表、微机保护配臵定值一览表、主要设备参数表、自诊断报告等。 生成的报表可以方便

47、的进行实时及定时显示、召唤及定时打印，并能由用户编辑、修改、定义、增加和减少。 9) 远动功能监控系统配置远动通信设备，实现无扰动自动切换，通过以太网与站级计算机系统相连接，实现站内全部实时信息向各级调度和电力数据网上发送或接收控制和修改命令。远动通信设备具有远动数据处理、规约转换及通信功能，满足调度自动化的要求，并具有串口输出和网络口输出能力，能同时适应通过常规模拟通道和调度数据网通道与各级调度端主站系统通信的要求。 10) 时钟同步监控系统采用 GPS 标准始终对时，同时具备通过远动通信设备接收调度时钟同步的功能，对时误差不大于 1ms。11) 人机联系值班员可借助鼠标或键盘方便地在屏幕上

48、与计算机对话。运行人员通过操作员工作站调用、显示和拷贝各种图形、曲线、报表；发出操作控制命令；查看历史数值以及各项定值；图形及报表的生成、修改；报警确认，报警点的退出/恢复；操作票的显示、在线编辑和打印；运行文件的编辑、制作。维护人员通过工程师站进行数据库定义和修改；各种应用程序的参数定义和6-22修改；二次开发以及操作员站的其他功能。间隔层就地控制提供少量必要的参数显示和操作按键。12) 系统自诊断与自恢复监控系统具有在线自诊断功能，对系统的软、硬件（包括各个通信接口）运行状态进行诊断，发现异常，发出报警信号。系统在软件死锁、硬件出错或电源掉电时，能够自动保护实时数据库。在故障排除后，能够重

49、新启动并自动恢复正常的运行。13) 与其他设备接口继电保护的跳闸信号或者重要的报警信号通过无源接点的方式接入 I/O 测控装置，同时监控系统以串口或网口的方式与保护装置信息采集器或保护信息管理子站连接获取保护信息。风机集中监控系统、箱变监控系统、直流电源系统、交流不停电系统、火灾报警装置、电能计量采集装置及主要设备在线监测系统通过监控系统的智能接口设备采用数据通信方式（RS-485 通讯口）经过规约转换后接入监控系统。 14) 运行管理监控系统根据运行要求，实现各种管理功能，包括：运行操作指导、事故分析检索、在线设备分析、操作票、模拟操作、变电站其它日常管理等。管理功能应满足各种文档存储、检索、编辑、显示、打印的要求。 （5）计算机监控系统信号输入/输出1) 模拟量监控系统通过交流采样的方式采集各电气单元的交流电压及交流电流，通过直流量输入或通信的方式采集直流系统的母线电压、直流系统充电进线电