光伏电站接入系统方案

XX光伏发电项目

接入系统方案

XX公司 年 月

目 录

1 前言 .................................................. 3 1.1 概述 .............................................. 3 1.2 编制依据和方案范围 ................................ 3 2 电力系统一次 .......................................... 4 2.1 系统概况 .......................................... 4 2.2 电站概述 .......................................... 5 2.3 电站接入存在的主要问题 ............................ 6 2.4 电站在系统中的地位和作用 .......................... 6 2.5 工程建设必要性 .................................... 7 2.6 接入系统方案拟定 .................................. 7 2.7 导线截面选择 ...................................... 8 2.8 短路电流水平 ...................................... 9 2.9 开关站规模 ....................................... 10 2.10 电气主接线原则意见 .............................. 10 2.11 对侧扩建35kV间隔 ............................... 10 2.12 主要电气设备参数要求及建议 ...................... 10 3 系统继电保护 ......................................... 11 3.1 35kV线路保护 .................................... 11 3.2 35kV集电线路保护 ................................ 11 3.3 35kV母线保护柜 .................................. 12 3.4 故障录波器 ...................................... 12

3.5 防孤岛装置 ...................................... 12 3.6 频率电压事故解列装置 ............................ 12 3.7 小电流接地选线装置 .............................. 12 3.8 交直流一体化电源 ................................ 12 4 系统通信 ............................................. 13 4.1 调度关系 ........................................ 13 4.2 通信接入系统方案 ................................ 13 4.3 其它通信设施 .................................... 13 5 系统远动 ............................................. 14 5.1 调度关系 ........................................ 14 5.2 调度自动化接入系统 .............................. 14 5.3 电能计量系统 .................................... 15 5.4 电力调度数据网 .................................. 16 5.5 电厂侧二次系统安全防护方案 ...................... 16 5.6 电能质量监测分析装置 ............................ 18 5.7 功率预测系统 .................................... 18 5.8 有功功率控制系统 ................................ 19 5.9 无功电压控制系统 ................................ 19 5.10 时钟信号及电源 ................................. 19 5.11 对侧园区变配套工程 ............................. 19

1 前言 1.1 概述

太阳能资源是清洁的可再生资源，光伏发电是新能源领域中技术相对成熟，具有规模开发条件和商业化发展前景的发电方式之一。发展新能源对调整能源结构、减轻环境污染等方面有着非常重要的价值。

xx发电项目位于xx市境内，建设条件较好，装机容量14MWp。该工程的实施，有利于调整地区电源结构、改善生态环境，对贯彻《可再生能源法》，带动地区经济发展等都具有重要的意义。 1.2 编制依据和方案范围 1.2.1 编制依据

（1）《光伏电站接入电网技术规定》Q/GDW 617-2011； （2）《光伏并网系统技术要求》GB/T 19939-2005； （3）《配电网规划设计技术导则》DL/T 5729-2016； （4）《电能质量 供电电压允许偏差》GB/T 12325-2008； （5）《电能质量 公用电网谐波》GB/T 149-1993； （6）《电能质量 三相电压不平衡》GB/T 153-2008； （7）《电能质量 电力系统频率偏差》GB/T 15945-2008； （8）《电能质量 电压波动和闪变》GB/T 12326-2008； （9）《分布式电源接入电网技术规定》Q/GDW 480-2010；

（10） 《国家能源局关于加快贫困地区能源开发建设推进脱贫攻坚的实施意见》； （11）《中国能源（2012）》；

（12）《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》；

（13）《分布式光伏发电实行按照电量补贴》财建[2013]390号； （14）X师垦区电力系统规划地理位置接线图（2015年）； 1.2.2 方案范围

本次xx发电项目接入系统方案包括系统一次和二次部分，主要包括： （1）xx发电项目建设的必要性、在地区电力系统中的地位和作用，描述xx发电项目建设规模和投产时间；

（2）xx发电项目一次接入系统方案（包括出线电压等级、出线方向、回路数和导线截面选择等）；

（3）确定光伏电站无功补偿方案；

（4）对光伏电站电气主接线及有关电气主要设备参数提出要求；

（5）在一次推荐方案的基础上，论证系统继电保护、安全自动装置、调度自动化、系统通信等二次接入系统方案以及配套设备； 2 电力系统一次 2.1 系统概况

2.1.1 XX地区电网现状

XX地区是我国重要的能源基地，在国家电网公司的支持下，“十一五”期间，XX地区电网先后实现了110千伏全疆联网、220千伏全疆联网和750千伏XX地区与西北电网联网。“十二五”期间，国家电网公司继续加大对XX地区的支持力度。2013年6月和2014年1月，XX地区—西北主网联网750千伏第二通道工程和XX地区首条特高压哈密南—郑州±800千伏直流输电工程先后建成投运，有力促进了XX地区能源资源优势向经济优势转换。

目前，XX地区主电网已形成以乌鲁木齐为中心，沿天山北坡东西展开，南北延伸，最东至哈密，最西至伊犁，最南至和田，最北至阿勒泰，东西约 2200 公里，南北约 3300 公里，供电范围覆盖全疆的大部地区。在XX地区电网覆盖范围内，还有一些隶属于地区、石油和地方的 35kV、35kV 小电网，以及企业自备小电网。

《XX地区电网“十三五”发展规划》，确定了“外送八通道、内供五环网”的电网规划目标，十三五期间，XX地区电网规划投资约为2019亿元。《规划》明确，到2020年，XX地区电网将建成5条直流外送通道，在天中直流基础上新增准东～成都、准东～皖南、哈密北～重庆、伊犁～巴基斯坦4条直流外送通道，疆电外送送电能力达到5000万千瓦。

2020年，XX地区750千伏电网将建成“五环网、三通道”覆盖全疆所有地州骨干网架；220千伏电网将扩大覆盖范围，各地州以750千伏变电站为核心，围绕城市、工业区等负荷中心形成220千伏双环网、沿绿洲经济带形成双链式辐射结构供电网；110千伏电网实现短半径、密布点，全面提升配电网的供电可靠

性。

“十三五”期间，XX地区电网规划新建750千伏变电站10座，220千伏变电站97座，110千伏变电站227座，110千伏及以上线路新增26236千米、变电容量新增9269万千伏安。 2.1.2 地区第X师电网现状

地区X师电力系统主要由两个相互的电网构成，即XX垦区电网和184团垦区电网构成，另外还有一些零星分布的连队由当地地区系统供电。

地区X师XX垦区电网以XX镇为中心，覆盖XX镇及181团、183团、187团、X团、青河农场等农牧团场，是地区X师XX垦区工农业生产和居民生活所需能源供给的动脉。目前XX垦区电网最高运行电压110kV，网内电源均由水电组成，拥有水电站五座，总装机容量6510kW，并与“635”水电站35kV升压站连接，电力不足时由“635”水电站35kV升压站及额尔齐斯220kV变电站补充电力。网内110kV变电站一座，容量2×63MVA；35kV变电站九座，总容量94.7MVA。地区X师电力公司在184团垦区已建6座变电站，总容量53.5MVA。

至2015年末，X师电网全年用电量为2.9726亿kW.h，最大用电负荷68MW，XX垦区全年用电量为1.85亿kW.h，最大用电负荷40MW。X团、181团所在地域内35kV系统均已联网，35kV等级负荷可以在该区域内进行分配。

图1 地区第X师电网现状

2.2 电站概述 2.2.1 电站位置

XX市位于XX地区维吾尔自治区北部阿勒泰市和福海县之间，阿尔泰山南麓，准噶尔盆地北缘；西与哈萨克斯坦，北与俄罗斯，东与蒙古国接壤。216国道、318省道、319省道在此交汇，距乌鲁木齐市580公里，距阿勒泰机场40公里，交通运输以航空、铁路、高等级公路为主线，国省道为辅助的运输框架，交通便利。

xx发电项目为新建工程，项目建设地点位于xx市。场址紧邻318省道，进

场道路平坦，交通便利。场区中心点地理位置坐标47.2433°N，87.6991°E。

图2 xx发电项目地理位置

2.2.2 电站建设规模、发电量、利用小时数

xx发电项目总装机容量14MWp，电场采用分块发电、集中并网方案，整个系统分为14个1MWp固定式支架光伏发电单元，每个单元接入2台500kW的光伏逆变器，共安装28台逆变器，每2台逆变器接入一台1000kVA 35kV箱变，每7台变压器经1回集电线路送出。共布置箱变14台，共2回集电线路分别接至高压开关柜2个进线间隔，集电线路采用铜芯电缆。35kV高压开关柜出线1回，35kV侧采用单母线接线方式。35kV开关柜采用户内中置式高压开关柜。

本工程发电系统 25 年的总发电量约为 49522.9 万 kWh，年平均发电量 1980.916 万kWh，年等效利用小时数为 1585.17h。 2.2.3 气象条件

XX市位于XX地区维吾尔自治区北部阿勒泰市和福海县之间，阿尔泰山南麓，准噶尔盆地北缘；西与哈萨克斯坦，北与俄罗斯，东与蒙古国接壤。XX市的气候特点是冬季严寒，春旱多风，冬长夏短，无霜期平均在120天左右，最短时只有74天，极端最低气温零下49度，年平均气温3.6—3.9度，年降水量87毫米—l88.6毫米，蒸发量为l900毫米—2300毫米。

2.3 电站接入存在的主要问题

a、外送线路需要跨越通讯光缆、国网35kV线路、跨越两条公路。

b、项目地与拟接入变电站之间有110kV线路杆塔，外送线路需采取合理方案通过。

c、外送线路杆塔位置可能占用农田，需要当地部门予以协调。 2.4 电站在系统中的地位和作用

地区第X师电力系统电源主要来自XX地区电网，配以小容量水电站（总装机容量约10MW）。随着近几年地区用电负荷的上涨，电网电价与转供电价之间的

矛盾越来越凸显，而水电站机组容量较小，且在夏季农业用电高峰期间，由于灌溉用水量较大，水电站发电量反而下降；电源结构不合理及水电站发电量随季节波动较大，增加了地区电网的用电成本，同时造成环境污染，一氧化碳、二氧化碳大量排放的问题，不利于地区的迅速发展。

xx发电项目作为清洁能源，利用XX地区地区丰富的太阳能资源发电， 根据电源建设规划及负荷发展情况，2015年第X师电网负荷为20MW-40MW之间，本电站规划容量14MW，按照系统效率80%计算，发电量约11.2 MW，发出电量可以全部在地区电网内部消纳，不存在弃光问题，建成后一方面可以降低地区的用电成本，另一方面，减少了环境污染。经测算，该电站的建设经济性较好，建设具有可行性。

因此xx发电项目的主要作用是以发电及优化地区电网电源结构为主，兼顾承担节能减排任务。

2.5 工程建设必要性

开发绿色电力资源，符合国家能源发展战略，xx发电项目光照资源丰富，开发和利用该地区丰富的光伏资源，对于优化地区电网电源结构，建设环保型的“绿色”电力和保护环境具有重要作用。

本工程的建设，对于开发利用可再生能源，贯彻国家能源发展战略，推动当地经济和社会发展，满足地区负荷需求，实现我国能源的可持续发展具有重要意义，工程的建设是十分必要的。

2.6 接入系统方案拟定 2.6.1 接入方案

距离本项目拟选地址较近的变电站只有园区变，园区变位于拟选场区东南侧，直线距离3.6km，为35kV变电站。园区变35kV母线为单母线接线方式，两路进线分别为35kV园泥线和35kV得南线，两路进线线径均为95mm2 ；站内有两台35kV/10kV、容量为5000kVA的主变；园区变及其上级110kV站均为地区第X师所有。

若光伏站以10kV电压等级接入园区变，将造成园区变主变的过载，不具备

接入条件。经综合考虑，我公司考虑以35kV电压等级接入园区变，园区变新建一回35kV出线间隔。

图3 35kV园区变

最终外线接入方案及系统配置以经过地区第X师电力公司审核同意的接入方案为准。 2.6.2 消纳分析

地区第X师地区电网除XX地区电网作为电源外，内部还有小水电站，但小水电站发电负荷不稳定，随季节变化较大。

经与XX电力公司沟通，地区近几年用电量上升较快，冬季是全年负荷最低的季度，最低负荷为20MW左右。本光伏电站为分布式电站，按照“自发自用，余电上网”的原则规划容量，拟建设容量为14MWp。第X师35kV系统已经联网，光伏电站接入35kV园区变35kV间隔后，若园区变内部不能全部消纳，光伏电站

剩余发电量也可以通过35kV系统进行分配，从而保证发电量在地区电 网全部消纳。 2.7 导线截面选择

分布式光伏发电项目至35kV园区变导线截面积按经济电流密度选择，根据持续载流量、允许压降及机械强度进行校验。按照光伏电站规划容量14MW，系统效率80%、功率因数0.95进行估算，电站输出电流为 。气象资料显示，地区历史最高气温为40℃，不考虑本光伏电站远期扩建、增容的可能性，考虑选择LGJ-95型导线（需在初步设计中进行

详细计算和验证）。 2.8 短路电流水平

研究成果表明：逆变型分布式电源短路电流一般为（2~4）倍的额定电流，持续时间大约为1.2ms~5ms，约为（0.06~0.25）个周波，具体取决于控制装置。因此，xx发电项目并入35kV园区变后，园区变35kV母线短路电流增加约（0.390kA~0.780 kA），对短路电流影响较小。

因此，在本分布式光伏电站接入后，园区变应仍可按照现有35kV断路器的短路容量进行间隔扩建，而光伏站35kV系统短路容量也应按照园区站35kV设备的允许短路容量进行选择（35kV断路器短路容量考虑选择为31.5kA，需在初步设计中予以核算和确认）。

2.9 开关站规模

xx发电项目开关站规模如下：

35kV出线：出线1回，采用架空线路送出； 35kV集电线路：进线2回，每回7MW； 35kV所变：1回。 35kV SVG：1回。 2.10 电气主接线原则意见

xx发电项目总装机容量14MWp，电场采用分块发电、集中并网方案，整个系统分为14个1MWp固定式支架光伏发电单元，每个单元接入2台500kW的光伏逆变器，共安装28台逆变器，每2台逆变器接入一台1000kVA 、35kV箱变，每7台变压器经1回集电线路送出。35kV母线采用单母线接线方式。 2.11 对侧扩建35kV间隔

35kV园区变本期扩建1个35kV间隔，xx发电项目外线接入该新建间隔，35kV维持单母分段接线。

2.12 主要电气设备参数要求及建议 2.12.1 总的要求

对光伏电站的主要设备参数的选择，光伏电站功率控制、电压控制、频率控制、电能质量等指标应满足国家电网公司相关规定的要求和XX市电力公司的审查意见。 2.12.2 无功补偿

根据国标《GB/T 199-2012 光伏发电站接入电力系统技术规定》6.2.2条规定，通过10kV-35kV电压等级并网的光伏发电站功率因数应能在超前0.98-滞后0.98范围内连续可调。根据一般光伏电站需要无功补偿容量为总装机容量的30%估算，需要在光伏站35kV系统配置动态无功补偿装置（SVG）容量为-4～+4MVar,要求装置容量连续可调，SVG装置可分别根据电压或功率因数两种模式进行调整。 2.12.3 电能质量

光伏发电系统选型时需要对光伏注入系统的谐波电流作出。光伏电站所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB/T 149的要求。光伏电站谐波对系统造成的影响，本着“谁污染谁治理”的原则，在光伏电站投入运行时，应按电力系统谐波管理的有关规定进行实测，如实测结果谐波超标，光伏电站应及时治理，绝不允许污染源送入电网。本工程在光伏电站出口处设置电能质量在线监测装置，用以对光伏电站的输出电能质量进行监控。 3 系统继电保护

xx发电项目装机容量为14MWp，通过35kV集电线路接入开关站，本期从开关站新建1回35kV线路接入园区35kV变电站，导线采用LGJ-95，长度约3.6km，架设ADSS光缆。

园区变为35kV变电站，两路进线分别为园泥线和得南线，35kV母线为单母线接线。本期需在35kV母线扩建1个35kV间隔，以便xx发电项目接入，园区变35kV维持单母线接线。 3.1 35kV线路保护 3.1.1 保护配置方案

xx发电项目～园区变电站，35kV线路两侧均配置1套相同型号的光纤差动保护装置。要求该保护装置除具有光纤电流差动主保护外，还应具有方向电流保护等完整的后备保护功能，具有断路器跳合闸操作回路。 3.1.2 保护组柜方案

xx发电项目配置的35kV线路保护按1面柜组柜，柜中包括1套线路保护测控装置和1台打印机。 3.1.3 保护通道

光纤电流差动保护采用ADSS光纤通道中的保护专用纤芯传送保护信息。 3.2 35kV集电线路保护

根据国家电网公司《十电网重大反事故措施（修订版）及编制说明》第3.2.3.3条，电场汇集线系统单相故障应快速切除。

地区第X师35kV系统为消弧线圈接地系统，本工程不再配置消弧线圈，由系统侧统一考虑；集电线路配置电流速断、过电流保护，具备零序电流报警功能。

3.3 35kV母线保护柜

xx发电项目35kV集电线路母线采用单母线接线，母线配置一套微机型母线差动保护装置。要求母线保护具有电流差动保护、母线充电保护，具有复合电压闭锁回路，具有CT 断线闭锁及告警、PT 断线告警功能。 3.4 故障录波器

为了便于了解故障时系统的运行情况，分析继电保护装置的动作行为及事故原因，迅速确定故障性质及故障点位置，从而及时处理事故，提系统的安全运行水平，在xx发电项目开关站配置微机型故障录波器柜1面。用于记录35kV线路的有关电气量，继电保护装置及断路器相关开关量的动作时间；模拟量及开关量配置满足系统要求。 3.5 防孤岛装置

外部电网断电时，光伏系统如仍对电网输送电能，会形成局部孤岛现象，本光伏电站为分布式电站，其安全运行直接关系到地区电网的稳定，因此，本工程除逆变器本身具有防孤岛保护功能外，配置一套的防孤岛保护装置，在系统侧出现故障时，迅速将光伏电站切出。 3.6 频率电压事故解列装置

为安全起见，在35kV网点配置事故解列装置1套。当监测到并网点母线电压、频率出现异常波动时，装置断开光伏接入回路。 3.7 小电流接地选线装置

为加快故障情况下对故障线路的查找，在35kV光伏电站配置小电流接地选线装置1套。当光伏电站内部35kV系统出现接地时，准确选出接地线路。 3.8 交直流一体化电源

本光伏电站配置交直流一体化电源一套，为电站提供直流、UPS及通信装置电源。

4 系统通信 4.1 调度关系

根据电网调度关系，xx发电项目建成后，由XX市调度中心调度。因此，需建立X团14MWp分布式光伏电站至XX市调度中心的调度通信通道以及继电保护、远动等信息和数据传输通道。 4.2 通信接入系统方案 4.2.1 光缆线路

随X团14MWp分布式光伏电站～园区变外送线路架设1根ADSS光缆，线路长度3.6km。 4.2.2 光纤电路

XX市调度通信系统已经连接至35kV园区变，系统通讯速率为SDH 622M。根据光缆建设方案，光纤通信电路建设如下：

在X团14MWp分布式光伏电站配置SDH 622M光传输设备一套，35kV园区变增加相应的光接口板，通过园区变建设X团14MWp分布式光伏电站至XX市调度中心的光纤通信电路。

配置X团14MWp分布式光伏电站与XX市调度中心PCM，开通X团14MWp分布式光伏电站至XX市调度中心的PCM话路。 4.2.3 保护通道安排

根据保护专业需要，35kV线路保护通道安排如下：X团14MWp分布式光伏电站至园区变35kV线路保护采用ADSS光缆专用纤芯方式。 4.3 其它通信设施 4.3.1 调度电话

在XX地区X团光伏电站配置2套调度话机，通过本期建设的XX地区X团14MWp分布式光伏电站～园区变的PCM话路，接入XX市电力调度交换网。 4.3.2 供电电源

本期X团14MWp分布式光伏电站配置1套DC/DC电源模块（不单独配置，接入站用电源一体化系统）。 4.3.3 配线设备

本期在X团14MWp分布式光伏电站配置1套ODF/DDF/MDF综合配线柜，在园区变增加1套光配模块。 4.3.4 仪器仪表

光伏电站暂预留光纤通信仪器仪表1套。 5 系统远动 5.1 调度关系

根据目前XX市电力调度运行的要求，X团14MWp分布式光伏电站由XX市调度中心直接调度管辖，同时电站对地区电网影响较大，XX市调度中心需要对新能源电厂进行监控，本期远动信息需向XX市调度中心发送。 5.2 调度自动化接入系统 5.2.1 调度自动化主站现状

35kV园区变现有调度通信系统，目前运行情况良好，具备本电场远动系统接入的能力。

5.2.2 远动信息配置内容

按照DL/T5003-2005《电力系统调度自动化设计技术规程》、《国家电网公司电场接入电网技术规定》、国家电网调〔2011〕974号(关于印发电并网运行反事故措施要点的通知)的要求需采集xx发电项目相关远动信息，远动信息采集范围详细内容如下：

（1）遥测量

35kV出线线路有功功率、无功功率、功率因数； 35kV出线线路电流、35kV母线电压； （2）遥信量

35kV线路断路器、刀闸的位置信号； 35kV线路保护动作信号； 35kV母线保护动作信号； 全所事故总信号； 消防报警系统信号；

直流系统故障信号； 通信设备故障信号。 （3）遥控量

35kV线路断路器分/合控制； 光伏电站有功、无功功率； 5.2.3 远动设备配置方案

本期工程远动系统考虑由数据处理及通信装置（远动工作站）实现，远动工作站和站内计算机监控系统合用间隔层I/O测控单元。I/O 测控单元所采集的远动信息不经过计算机监控系统后台处理，直接传送至远动工作站，然后通过调度数据网将远动信息传送至调度中心，调度中心传送来各种调节命令直接下达给I/O 测控单元，保证远动信息传输实时性和可靠性。 5.2.4 远动系统信息传输协议

本电场相关远动信息传输通道采用调度数据网，远动工作站采用以太网口的方式接入开关站内的调度数据网络接入设备，其远动通信规约采用IEC 60870-5-104、DL/T634.5104-2002。 5.3 电能计量系统 5.3.1 电能表配置

本期xx发电项目通过1回35kV线路接入园区变，远参照DL/T 5202-2004 《电能量计量系统设计技术规程》要求，考虑将园区35kV变电站出线侧设置为关口电能计量点，关口电能计量点按照主、副表方式配置2块0.2S级关口电能表，其它均为考核电能计量点。

表5.3.1-1： 电能表配置情况

计量点名称 园区35kV出线侧 站外施工电源 35kV集电线 考核点 √ √

关口点 √ 电能表 配置数量 2 1 2 电能表 精度 0.2S 0.5S 0.5S 计量点名称 35kV所变 无功补偿装置 5.4 电力调度数据网 5.4.1 接入层设备

考核点 √ √ 关口点 电能表 配置数量 1 1 电能表 精度 0.5S 0.5S 根据XX市电力公司要求，本期工程考虑在开关站内配置1套调度数据网接入设备。

1套调度数据网接入设备的具体配置如下： 路由器 1台 接入交换机 1台 调度数据网设备柜 1面 调度数据网接入设备按XX市电力公司的要求进行配置。 5.4.2 接入设备技术要求

电力调度数据网接入设备应具有以下功能：

（1）在网络层和应用层应支持TCP/IP协议，应用层应支持远动通信协议IEC60870-5-104协议。

（2）支持IEEE802系列局域网协议。 （3）支持TCP/IP协议。 （4）支持SNMP协议。

（5）支持SDH+IP的广域网。 （6）提供至少2个中继端口。 （7）提供8个不同类型用户接口。 （8）MTBF不小于17000小时。

（9）失电后电源重新恢复应具有自启动功能。 5.5 电厂侧二次系统安全防护方案

遵照国家经贸委第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定》、国家电监会文件电监安全[2006]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》以及《发电厂二次系统安全防护方案》设置本电厂二次系统安全防护部署方案。

按照《电力二次系统安全防护总体方案》以及《发电厂二次系统安全防护方案》提出的原则划分安全区域。

表5.5-1：安全区域划分情况

安全I区 安全II区 安全III区 5.5.1 横向安全

（1）安全I区与安全II区

安全I区与安全II区之间设置明显可断开点，设有网络防火墙。 在安全I区内设有区内交换机，该区内各自动化系统均可接入该交换机与安全II 区通信。

在安全II区内内设有区内交换机，该区内各自动化系统均可接入该交换机与安全I 区和与安全III区通信。防火墙采用国产硬件防火墙设备。

调度计划工作站数据实时性要求 实时性 非实时性 非实时性 对应生产现场控制区 面对生产实时控制区 面对生产非实时控制区 面对生产管理信息大区 安全I区区内交换机防火墙安全II区区内交换机电能量计量系统远动工作站安全物理隔离装置(正向反向)交换机其他安全I区内的自动化系统保护/故障录波系统安全I区安全II区安全III区

图5.5-1 ： 横向安全防护方案

（2）安全I区/II区与安全III区

安全I区/II区与安全III区之间设置明显可断开点，并采用网络物理隔离装置，正，反各1套，其中正向隔离装置要求采用单bit型隔离装置。隔离装置设备应是满足通过国家标准认证的产品。

整个横向安防的具体配置如下：

防火墙 1台 交换机 1台 正向物理隔离装置 1台 反向物理隔离装置 1台

上述数据网络及安防设备布置在调度数据网设备柜，不增加屏位。 5.5.2 纵向安全

安全I区和安全II区分别与上级调度控制中心的通信均设置认证加密装置。并且考虑配置对侧调度控制中心的对称认证加密装置。与远方拨号服务的通信均设置拨号认证装置。

在调度数据网接入设备的交换机及路由之间配置纵向加密认证装置，I区接入交换机和II区接入交换机共配置一台百兆纵向加密认证装置。纵向安全配置情况如下：

百兆纵向加密认证装置 1套

上述二次安防设备布置在调度数据网接入设备柜，不增加屏位。 5.6 电能质量监测分析装置

电场对电网电压影响较大，容易使电网电压出现波动，闪变、谐波等现像，同时电场输出功率具有随机波动特点，参照《电测量及电能计量装置设计技术规程》以及国网公司电场接入电网的系列规程规范，需要监测电场的电能质量信息。

将本电场开关站的35kV出线设为电能质量监测点，在开关站内配置1套符合《电能质量公用电网谐波》规范要求的电能质量监测分析装置，监测谐波和波形畸变，直流分量，频率，电压偏差，电压不平衡度，电压波动和闪变等电能质量指标。

5.7 功率预测系统

为提高电场与调度之的协调配合程度，同时提高电场发电效率，在开关站内

配置1套功率预测系统，接收来自气象部门的天气预报信息，然后结合、机组特性数据对未来时间段内的发电出力进行预测。提供电场的实时相关指标统计、功率相关指标统计、短期预测指标统计等数据。 5.8 有功功率控制系统

为了实现对有功功率的控制，电场需配置1套有功功率控制系统，通过调度数据网与调度通信，能够接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率及有功功率变化的控制指令，确保电场有功功率及有功功率变化按照电力系统调度部门的给定值运行。

当电场有功功率在总额定出力的20%以上时，要求场内所有运行机组能够连续平滑调节，并能够参与系统有功功率控制。 5.9 无功电压控制系统

电场应配置1套无功电压控制系统，具备无功功率及电压控制能力。根据电力系统调度部门指令，电场能够自动调节其无功出力，实现对并网点电压的控制，使其电压在标称电压的97%~107%范围内。 5.10 时钟信号及电源

本工程所有调度自动化设备运行的时钟信号均从电气专业为电站统一配置的时钟系统中获取。电站统一配置的时钟系统及电源由电气专业建设实施。 5.11 对侧园区变配套工程

园区变本期工程需扩建1回35kV间隔至xx发电项目间隔，新增2块0.2S级考核电能表计，新增间隔相关远动信息通过站内原有调度数据网接入设备送往XX市调度中心。