电气二次
5.2.1 微机监控系统
110kV升压变电站二次系统，采用计算机监控系统。升压变电站监控系统采集站内电气设备及光伏场区设备的信息，上传至电网调度，并接收调度端指令，实现对整个光伏电站的控制和调节。
5.2.1.1 设计原则
（1）计算机监控系统的设备配置和功能要求按变电站无人值班（少人值守）设计。
（2）计算机监控系统采用开放式分层、分布式结构。站控层主要设备及网络设备
采用双套配置，间隔层测控单元按电气间隔对应配置。
（3）以计算机监控系统为唯一监控手段，就地测控装置上保留对断路器的应急一
对一后备操作手段。
（4）远动和当地监控信息统一采集，并通过远动工作站与各级调度通信。
（5）计算机监控系统采用交流采样技术，取消常规变送器，减少中间变送环节，
增加可靠性，并确保采样精度。
（6）保持继电保护独立性，供保护用电流互感器、电压互感器、直流电源独立，
不受监控系统运行状况影响。
（7）站内微机五防闭锁功能由计算机监控系统实现。
（8）选用标准化、通用化和系列化计算机硬件产品和较为成熟可靠的软件产品，
并遵守相关的标准规定要求。充分保证系统的实时性指标，满足抗干扰能力强，人机接口功能强，界面友好，操作方便的要求。
5.2.1.2 系统设备配置
（1）硬件配置
1）站控层设备：主机1/操作员工作站1、主机2/操作员工作站2(兼作五防备用机)、微机五防工作站(兼作操作员工作站/主机备用机)、远动通信设备、打印机等。
2）网络设备：站控层配置2台网络交换机（22电口，2光口），间隔层110kV部分配置1台间隔层交换机（22电口，2光口），35kV部分配置2台交换机（22电口，2光口）。此外还包括光/电转换器、公用接口装置和网络连接线、电缆、光缆及网络安全设备等。
3）间隔层设备：包括测控单元、与站控层网络的接口装置等；间隔层测控单元按
断路器间隔对应配置。
（2）软件配置
计算机监控系统软件系统包括：系统软件、 支撑软件、 应用软件、 通信接口软件等。软件应采用模块化结构、开放性好、可靠成熟、方便适用。用户能对软件系统进行安装和生成。
计算机监控系统主机应采用安全的Unix或Linux操作系统。
5.2.1.3 系统网络结构
计算机监控系统采用全开放式的分层、分布式结构。
（1）设备结构：从纵向分为两层，即站控层设备和间隔层设备。
（2）网络结构：间隔层测控装置采用直接上站控层网络的方式，通过站控层以太
网直接与站控层设备通信。在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。拓扑结构为物理上的双星型结构。
5.2.1.4 系统功能
计算机监控系统能实现对升压变电站运行设备可靠、合理、完善的监视、测量、控制。主要有以下功能：实时数据采集与处理；数据库的建立与维护；控制操作的同步检测；电压—无功自动调节；报警处理；事件顺序记录；画面生成及显示；在线计算及制表；电能量处理；远动功能；时钟同步；人—机联系；系统自诊断与自恢复；与其他设备接口；运行管理功能等，具有与调度通信中心交换信息的能力。具体功能要求按DL/T 5149-2001执行。
（1）测量。模拟量的输入：包括电流、电压及温度的输入。间隔层测控单元电气量除直流电压、温度通过变送器输入外，其余电气量采用交流采样。
（2）信号
1）信号的采集
a、状态量（开关量）输入：断路器、隔离开关以及接地开关的位置信号。
b、保护装置信号的接入：继电保护装置的动作及报警信号、运行监视信号、全站事故总信号。
c、其他智能设备信号接入：光伏场区设备智能装置、光功率预测系统、数值天气预报系统、视频监视及安全警卫系统、功率自动控制系统、动态无功补偿系统、自动装置、直流和 UPS 电源等报警信号、运行监视信号。
2）采集信号的处理。
计算机监控系统对实时数据的采集按电气设备间隔单元（线路、母线、主变压器等）划分，每个测控单元为一个相对独立的智能小系统。
模拟量的采集处理：定时采集、越限报警。
状态量（开关量）的采集处理：定时采集、设备异常报警、事件顺序记录。
站内所有信号通过站内操作员工作站的 LED 集中显示，并通过站内声响报警装置发出声音报警。系统根据事故信号和预告信号驱动声响报警装置发出不同的声音报警。
（3）控制操作
1）监控系统控制对象。各电压等级断路器、电动隔离开关和接地开关；400V站用电源断路器；主变压器、站用变压器分接头调节；站内重要电动机的启停。
2）控制方式
控制方式为三级控制， 即就地控制、站控层控制和远方遥控。 操作命令的优先级为：就地控制——站控层控制——远方遥控。同一时间只允许一种控制方式有效。对任何操作方式，应保证只有在上一次操作步骤完成后，才能进行下一步操作。
在测控柜上设“就地／远方”转换开关，可通过人工把手实现对断路器的一对一操作，任何时候只允许一种操作模式有效。“远方”位置，操作既可在操作员站上操作，又可由远方调度中心遥控。
站控层控制即为操作员站上操作，按“选择－返校－执行”的过程进行操作。
（4）远动功能
计算机监控系统应具有远动装置的功能。远动装置的主要技术指标及远动信息量应符合 DL/T 5003-2005的要求。满足电网调度自动化要求，完成遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能，满足系统调度端信息采集内容、采集精度、实时性、可靠性及实用化等要求。
远动主机应具有与调度端采用主备通道交换信息的功能。远动主机和调度端的信息传输方式：主备通道均应采用调度数据网方式，不具备条件的备用通道可采用专线通信方式。
（5）时间同步功能
监控系统具有接受站内时间同步系统的对时功能。
（6）与站内智能设备的信息交换
站内智能设备主要包括光伏场区设备智能装置、升压变电站微机型继电保护装置及安全自动装置、动态无功补偿系统、直流和 UPS 电源、光功率预测系统、数值天气预报系统、环境监测系统、视频监视及安全警卫系统、功率自动控制系统、电能表、火灾报警等设备。
① 监控系统与继电保护的信息交换
保护与监控系统的信息交换采用标准的以太网数据接口和通信协议，重要动作信号和告警信号采用硬接点接入监控系统。
② 监控系统与智能设备的信息交换
监控系统与智能设备的信息交换采用以下两种方式：
方式一：重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O 测控装置。
方式二：配置集中式规约转换装置，该装置通过网口或RS-485 串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换成DL/T 860标准后，通过以太网传送至监控系统主机。
（7） 防误操作闭锁
监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。本站操作闭锁均由监控系统完成，站控层实现面向全站设备的综合操作闭锁功能，间隔层实现各电气单元设备的操作闭锁功能。 110kV GIS、35kV开关柜利用自身具备的电气闭锁回路实现，其余零星设备，就地操作由电脑钥匙和锁具来实现。
（8）通信规约
1）监控系统与微机保护的通信规约使用DL/T 860规约。
2）监控系统与调度端网络通信采用 DT/L 634.5104-2009 规约，与调度端专线通信采用 DL/T 634.5101-2002规约。
（9）系统工作电源
监控系统站控层工作站等设备采用站内UPS供电。间隔层测控装置采用直流供电。
（10）通信介质
室内二次设备之间宜采用屏蔽双绞线通信，需穿越户外电缆沟的通信介质采用光纤。
(11)监控系统满足SVG控制装置接入的功能，升压站监控系统满足光伏生产管理系统的接入。
5.2.1.5 监控系统设备布置方案
各服务器及主机的显示器、打印机及音响报警布置在主控室操作控制台上。
远动系统：远动通信设备2台，通道切换装置1台，组屏1面。
公用测控装置1台，组屏1面。
站控层交换机2台，间隔层交换机1台，规约转换器1台，组屏1面。
110kV线路配置1套110kV线路测控装置，组屏1面。
110kV主变配置3台测控装置（含高压侧、低压侧测控装置、本体测控装置），组屏1面。
35kV母线测控装置1台，安装于母线PT开关柜内。
35kV线路、站用兼接地变、SVG无功补偿回路保护测控装置，安装于各自的开关柜内。
35kV的2台交换机下放安装于母线PT开关柜内。
5.2.2 继电保护及安全自动装置
5.2.2.1 110kV主变压器保护
（1）配置原则
1）主变压器微机保护按主保护、后备保护独立机箱单套配置。变压器配置独立的非电量保护。
2）主保护为纵差保护。
3）高压侧配置复合电压闭锁过流保护；中性点设置有间隙的主变压器，配置中性点间隙电流保护、零序电压保护；配置零序过流保护。
4）低压侧配置限时速断、复合电压闭锁过流保护。
5）各侧均配置过负荷保护。
（2）主变压器保护技术要求。
1）主变压器微机保护按主保护、后备保护分开单套配置，主保护与后备保护电流引自不同的电流互感器二次绕组。
2）保护装置的出口回路设置有保护跳闸出口连接片和保护投、退的连接片。
5.2.2.2 35kV进路保护
35kV 光伏进线采用保护测控一体化装置，配置微机型三段式相间电流保护及零序电流保护。
5.2.2.3 35kV无功补偿回路保护
35kV无功补偿回路采用保护测控一体化装置，配置变压器差动保护、三段式相间电流保护、非电量保护及反应单相接地故障的零序电流保护，保护动作于跳本连接变压器高压侧断路器。安装在相应的35kV SVG开关柜内。
5.2.2.4 35kV站用兼接地变保护
35kV站用兼接地变保护采用保护测控一体化装置，配置电流速断保护、过电流保护、过负荷保护及非电量保护。装置具有分合闸操作回路。
5.2.2.5 35kV母线保护
35kV母线配置一套微机型母线差动保护，母线保护装置动作跳开35kV母线上的所有断路器。
5.2.2.6 动态无功补偿组保护和控制
动态无功补偿组保护和控制装置由动态无功补偿设备厂家成套提供，实现对站内无功补偿装置的控制与调节。动态无功补偿保护和控制装置应能实现与升压变电站监控系统的可靠通信。
5.2.2.7 对相关专业的技术要求
变压器保护与变电站监控系统接口采用DL/T 860标准。
变压器主保护与后备保护电流引自不同的电流互感器二次绕组。
5.2.3 全站时钟同步对时
（1）配置1套全站公用的时间同步系统，主时钟按双重化配置，同时支持北斗系统和GPS标准授时信号，以北斗时钟信号为主，时钟同步精度和守时精度满足站内所有设备的对时精度要求。
（2）站控层设备采用SNTP对时方式。
（3）间隔层设备采用IRIG-B码对时。
5.2.4 辐射气象站
本工程设置1套辐射气象站，该装置由风速传感器、风向传感器、日照辐射表、测温探头、控制盒及支架组成。可测量环境温度、风速、风向和辐射强度等参数，通过RS485总线传输方式将数据上传至系统数据采集处理装置上，最终通过该装置将信号送至电站计算机监控系统，实时记录并显示环境数据。
5.2.5 组屏方案
（1）主变保护
主变压器配置差动保护装置1套，高、低后备保护各1套，本体保护1套，组1面柜。
（2）35千伏母线保护
33kV母线保护装置1套，组屏1面。
（3）继电保护室其他二次系统
全站时间同步系统：主时钟（GPS、BD）屏1面。
5.2.5 二次接线
5.2.5.1 升压站的测量和信号
110kV升压站接入系统相关的电能量计量关口点和计量考核点设置如下：
（1）本站电能量计量关口点；
设在110kV升压站35kV进线侧；
设在110kV升压站110kV线路侧。
（2）本站电能量计量考核点：
设在110kV升压站110kV主变低压侧；
计量关口点均按双表配置，计量考核点均按单表配置，电能表有功精度0.2S。其它凡涉及与电能计量点有关的电能计量装置包括计量用电压、电流互感器及其二次回路等的配置、技术要求等皆应满足《国家电网公司电能计量装置通用设计》（Q/GDW347-2009）的要求。
在110kV升压站配置1套电能量采集装置（或称电能量远方终端），由电能量采集装置、系统应用软件等部分组成，能够实现电能量的采集、存储、处理、远传组织、当地管理、统计、计算、报表等功能。
电能量采集装置与上级调度端的电能量计量主站系统数据通信采用拨号访问方式和电力调度数据专网两种方式。传输规约支持IEC60870-5-102、《四川电力公司电能量采集装置（试行）规约》。
（3）电能计量系统
测量仪表按《电气测量仪表装置设计技术规程》装设。本站110kV线路配置有功精度0.2S级关口电能表，双表配置；35kV线路配置有功精度0.2S级关口电能表，双表冗余配置；主变低压侧置有功精度0.5S级电能表，单表配置；400V接地变进线配置有功精度0.5S级电能表，单表配置；35kV 无功补偿装置配置无功精度0.5S级电能表，单表配置。110kV线路、主变电度表集中组屏，35kV部分电度表下放安装于相应开关柜上。
全站电能表接入电能采集系统。
35kV线路、35kV无功补偿、35kV接地变及35kV站用变等测量和保护信号分别通过各自的测控保护装置，将信号上传给变电站计算机监控系统。
（4）防误闭锁功能
监控系统应具备逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。本站操作闭锁均由监控系统完成，站控层实现面向全站设备的综合操作闭锁功能，间隔层实现各电气单元设备的操作闭锁功能。 110kV GIS、35kV开关柜利用自身具备的电气闭锁回路实现，其余零星设备，就地操作由电脑钥匙和锁具来实现。
5.2.6 控制电源系统
5.2.6.1 直流系统
(1)直流系统电压
操作直流系统电压采用220V。
(2)蓄电池型式、容量及组数
1) 本站装设一组200Ah蓄电池，单体2V，共104只，采用阀控式密封铅酸蓄电池。
2) 全站蓄电池容量不考虑通信负荷。蓄电池组容量选择：负荷按2小时放电考虑。
(3)充电装置型式及台数
配置一套高频开关充电装置，每套4只20A充电模块，按N＋1热备份方式运行。
(4)直流系统接线方式
1) 直流系统采用单母线接线。
2) 蓄电池均设有专用的试验放电回路。试验放电设备经隔离和保护电器直接与蓄电池组出口回路并接。
(5)直流系统供电方式
1) 直流系统采用直流系统屏一级供电方式。
2) 继电器室的测控、保护、故障录波、自动装置等设备采用辐射式供电方式，110kV配电装置采用辐射式供电方式，35kV开关柜顶直流网络采用环网供电方式。
3) 馈线开关选用专用直流空气开关，分馈线开关与总开关之间至少保证3～4 级级差。
(6)直流系统设备布置
组1面直流充电柜，2面直流馈线柜布置于继电保护室。
蓄电池采用组屏方式组成2面屏布置于继电保护室。
5.2.6.2 不间断电源系统(UPS)
（1）配置原则。
110kV 升压变电站配置1 套交流不停电电源系统（UPS），容量为5kVA。
（2）技术要求。
1）UPS 电源负荷包括升压变电站计算机监控系统、光功率预测系统、数值天气预报系统、环境监测系统、视频监视及安全警卫系统、功率自动控制系统、电能量计费系统、火灾报警系统、SF6/O2在线监测系统等。
2）UPS 为静态整流逆变装置。UPS 为单相输出，输出的配电屏（柜）馈线采用辐射式供电方式。
3）UPS 正常运行时由站内电源供电，当输入电源故障消失或整流器故障时，由变电站220V 直流系统供电。
4）UPS 的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入端和输出端及UPS 输出端装设自动开关进行保护。
5）UPS 提供标准通信接口，并将各系统运行状态、主要数据等信息实现远传。
（3）组屏方案
组1面逆变电源屏，布置于继电保护室。
5.2.7 火灾自动报警系统
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》（GB 50116－2013）的要求，在升压站内设置一套火灾自动报警系统（包括站外光伏厂区报警系统容量）。本升压站工程在继电保护室、主控制室、配电室、主变压器等有火灾危险的地方设置感烟探测器或感温探测器。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，需人工通过灭火器进行灭火。火灾报警系统相应设备采购需满足当地消防部门的需求。
5.2.8 视频安防监控系统
为便于运行维护管理，保证变电站及光伏场区安全运行，本工程设置一套图像监控及安全警卫系统(工业电视系统)，实现对开关站主要设备、光伏阵列等设备的运行状态及安全防卫环境的图像监视。图像监控及安全警卫系统采用数模结合的方式。在主控制室设置控制中心，主要设备在生产综合楼、电站围墙、箱式逆变器及光伏场区。其满足如下要求：在项目地点的气候条件下，能安全可靠运行；探测和追踪在固定摄像头视觉范围内的任何侵入物体；监控所有的汽车、人员和位于安保区域周围的物体；监控每天为安保工作所选取的地点，能跟踪持续注意摄像头的外来人员；系统具有方便的可扩展性能。
工业电视系统主要包括：前端设备、控制站设备及视频、控制电缆等。前端设备主要包括摄像头、镜头、解码器及伺候云台，控制站设备主要包括多媒体工控机。视频切换装置、画面分割器、彩色监视器、硬盘录像机、主控键盘等。该系统通过公用接口装置与电站计算机监控系统通讯。
5.3系统继电保护
5.3.1 一次系统概况
110kV主接线为主变—线路组单元接线。
35kV主接线为单母线不分段接线。
110kV升压站新建1台31.5MVA主变，采用三相双卷有载调压变压器。
110kV出线：1回至龙洞110kV变电站。
35kV出线： 1回。
35kV接地变：1台。
SVG： 1台12Mvar容性容量、3 Mvar感性容量可调。
5.3.2 系统继电保护配置
5.3.2.1 110kV线路继电保护
配置方案：
本站1回110kV线路至龙洞110kV变。
新建110kV线路长约12km，密落槽子光伏电站侧110kV线路保护配置1套光纤差动保护装置（保护通道为专用光纤通道）。保护以光纤电流差动保护为主保护和包括完整的三段相间和接地距离、四段零序方向过流保护、三相一次重合闸等功能，并有分合闸操作回路等。
对侧已配置1套110kV线路保护，密落槽子光伏电站侧110kV线路保护装置厂家及型号需与对侧龙洞变一致。
5.3.2.2故障录波
配置方案
本站共配置1套110kV故障录波装置，模拟量96路（含直流量4~8路），开关量192路。
5.3.2.3保护及故障信息子站
本站配置1套保护及故障信息子站，接入相应调度机构的故障信息系统主站。
5.3.2.4 系统继电保护组屏方案
（1）110kV线路1回，保护单套配置，组屏1面，含1套光纤差动保护装置；
（2）本站设故障录波装置1台，组屏1面；
（3）本站设1套保护及故障信息子站，组屏1面。
5.4系统调度自动化
5.4.1 调度关系
远动信息送往大理地调，省调所需信息由地调转发。
5.4.2 光伏数据监测系统
对并网光伏发电系统而言，需要设置必要的数据监控系统，对光伏发电系统的设备运行状况、实时气象数据进行监测与控制，确保光伏电站在有效而便捷的监控下稳定可靠的运行。同时，还应对光伏发电设备系统的运行参数、状态及历史气象数据进行在线分析研究，确保日常维护简易、高效和低成本。数据采集系统应能和电站监控系统进行通信，数据上传至监控系统。
数据采集系统的监控范围应包括太阳能电池方阵、并网逆变器、升压站及站用电等电气系统的监控，其主要监测参数包括：
（1）电站中各光伏子方阵的直流电流、电压、功率，交流电流、电压、功率，日发电量，累计发电量，累计发电时数等数据；
（2）各种类型光伏阵列的结温、环境温度，太阳辐射强度，风速；
（3）逆变器功率、输出电压及电流等。
5.4.3 远动设备
（1）远动装置
本期工程电站内采用计算机监控系统，太阳能发电的状态信息通过数据采集系统传至计算机监控系统。监控系统含远动功能，应单机配置，采用交流采样，具有遥测、遥信功能、事件顺序记录功能，故障自诊断及自恢复功能，一发多收等功能，且有足够的外部通信接口，具有高可靠性和高稳定性，符合当今新技术发展的潮流，分布开放式模块化结构，方便维护易于扩容。
（2）电源
远动装置采用交直流220V双路供电电源，当交流失电时，由设备本身完成自动无扰切换。
远方电量计费设备采用电气二次的在线式UPS作为供电电源，交流电消失后，维持供电时间不小于1小时。
（3）仪器仪表
根据仪器仪表配置标准，远动系统需配置专用的测试仪表。
5.4.4 远方电量计费系统
根据云南电网公司批复及相关要求配置。
5.4.5 电能质量监测
设置在110kV龙洞变密落槽子光伏电站出线间隔处。
5.4.6 电力调度数据网接口及网络安全防护装置
根据云南电网公司批复及及云南电网电建公司初步设计审查相关要求配置。
5.4.7 通道
根据云南电网公司批复及及云南电网电建公司初步设计审查相关要求配置。
5.4.8 自动发电控制装置（AGC）
根据电网公司文件，要求接入电压等级为10kV及以上的中型和大型光伏电站实现有功功率控制功能。本设计为光伏电站配置一台自动发电控制（AGC）装置，该装置通过综合通信管理终端取得中调下发的AGC指令后，经优化计算得出单台逆变器与单台风机的有功功率目标值，发送给光伏监控系统，实现AGC闭环控制功能。
要求光伏电站有功功率变化10min为装机容量值30MW，1min为装机容量的1/5，即6MW。
5.4.9 自动电压控制装置（AVC）
本设计为光伏电站配置1台自动电压控制（AVC）装置，该装置通过综合通信管理终端取得中调下发的AVC指令后，与实时监测的并网点电压比较，经过计算得出调度目标设定值，对逆变器监控系统、无功补偿装置进行统一协调控制，使电网点电压达到要求，实现并网点电压和无功功率的自动调控，合理协调和优化无功分布，保证电网安全稳定运行、提高电压质量、减少有功损耗。
母线电压控制精度：母线电压与目标电压偏差范围小于1kV。
母线电压调节速度：调节母线电压变化1kV小于300S。
5.4.10 系统调度自动化设备组屏方案
（1）每1MW逆变单元内，均由逆变器厂家自行配置一套小型就地信息采集系统，放置于逆变器箱内；
（2）本站拟设电能质量在线监测装置1套，单独组1面屏。
5.5系统通信
（1）系统通信概述
系统通信电路要与对端变电站连接，光通信设备选型必须与对端一致。光缆和对端设备不在本工程范围中。
（2）设备安装工程量
参考电网公司批复及相关要求。
安装工程量含（不限于此）：所有建筑物内通信设备的机柜安装、设备接线、设备机架底座制作、通信机房及设备接地、电缆沟电缆竖井及附件安装（与电气统筹考虑）；电缆交接箱、分线盒的安装接线；建筑内通信暗管暗线的施工；通信电缆、站内光缆的敷设；敷设电、光缆包括两端设备的连接，并保证连接的正确性。
（3）综合楼按照综合布线考虑。设通信机房一间。位置施工图确定。
（4）遵循的规程规范：
GB50311-2007综合布线系统工程设计规范
GB50312-2007综合布线工程验收规范
GB50462-2008电子信息系统机房施工及验收规范
其它有关电力系统设计、施工的相关规程规范。
其中A、B、C直接按照对端变电站设备型号订货，订货需要甲方与当地调度部门联系确认；D待甲方与当地调度部门联系确认是否需要设备招标。
A. 光通信设备； B. PCM设备； C. 综合数据网；
D. 调度交换机； E. 通信电源和蓄电池； F. 综合配线柜
文章来自电力微机保护网