2016国电投风电场典型设计升压站(V4).docx

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1、风力发电工程典型设计第二分册升压变电站典型设计目录1 总论11.1 概述11222 典型设计方案A(IlOkV敞开式)52.1 方案概述52.2 电气一次设计52.3 电气二次设计152.4 通信设计242.5 土建设计262.6 消防设计343 典型设计方案B(IlOkVGIS)413.1 方案概述413.2 电气一次设计413.3 电气二次设计443.4 通信设计503.5 -1二EI503.6 消防设计524典型设计方案C(22OkV敞开式)554.1 方案概述554.2 电气一次设计554.3 IIBJITI-651.4 通信设计751.5 土建设计761.6 /白795 典型设计方案

2、D(220kVGIS)805.1 方案概述805.2 IIBJXVI805.3 电气二次设计835.4 通信设计895.5 土建设计895.6 消防设计916 附件93a典型设计方案A工程量清单93S典型设计方案B工程量清单105S典型设计方案C工程量清单120.典型设计方案D工程量清单1357 附图1501总论1.I概述1.1.1 编制目的为贯彻落实XXXX集团公司的基建工作管理要求，规范中电投集团所属各产业公司、区域公司的风力发电工程设计工作，进一步明确和统一设计标准，特编制XXXXX集团公司风力发电工程典型设计（以下简称典型设计）。本典型设计依据成熟先进原则、通用性原则、模块化原则，以己

3、建风力发电工程为依据，在总结已建工程设计经验的基础上，通过比较、提炼、总结相关设计参数，进行设计优化，提出了风力发电工程设计的一般性指导原则和典型性方案。为建设工程质量可靠、运行安全稳定、技术经济指标先进、造价控制合理、市场竞争力强劲、具有中电投特色的风力发电工程起到典型示范作用。本典型设计分为风电场分册及升压站分册两部分，本分册为升压站分册，内容涵盖了升压站生产、辅助生产系统、办公建筑等工程。1.1.2 设计原则满足“安全可靠、经济适用、技术先进、节能环保”的要求，具有通用性、统一性、兼顾性和瞻前性。（1）通过技术、经济等因素综合比较，选用综合指标最优方案；（2）采用技术先进、成熟可靠的新技

4、术、新工艺、新材料、新设备；（3）充分体现环境保护和节能降耗的理念；（4）充分体现中电投集团“奉献绿色能源，服务社会公众”的企业精神和“策划程序修正卓越”的企业理念。1.1.3 设计依据（1）国家现行相关法律、法规；（2）国家和电力行业有关标准、规程、规范；（3）国内外已建兆瓦级并网风力发电工程实例；（4）中国电力投资集团公司风电场工程可研设计管理导则（初稿）；（5）中国电力投资集团公司典型设计合同及相关要求。1.1.4 适用范围(1)本典型设计适用于中电投集团公司所属各全资、控股公司新建和扩建的风力发电工程升压站的施工图设计。(2)本典型设计适用于接入IlOkV及以上电压等级电网的地面并网型

5、风力发电工程，其他风力发电工程可参照执行。1.1.5 使用原则在建设条件相同或相近的情况下，原则上采用本典型设计方案。1.2编制总说明1.2.1 技术条件1.2.1.1 工程地质条件升压站站区地形较简单，地势起伏较小。地貌类型单一，地层结构较简单，分布较连续，无明显不良工程地质现象，场区稳定性良好，适宜建筑物的兴建。抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g,设计地震分组为第一组，设计特征周期为0.35so场地土标准冻结深度不超过1.5m,地基承载力特征值不小于160kPa1.2.1.2 水文条件地下水位埋藏较深，可不考虑地下水对建筑材料的腐蚀性；不考虑地下水对建筑物基础的影响。地基

6、土对混凝土结构、钢筋混凝土结构中的钢筋及钢结构有微腐蚀性。升压站站址标高高于百年一遇洪水位，不受百年一遇洪水的影响。1.2.13环境条件海拔高度：100Om最高气温：40最低气温：-40月平均最高相对湿：90%口照强度：0.1Wcm2IOmm覆冰厚度：污秽等级：III1.2.1.4结构设计条件基本风压：0.5kNm2;基本雪压:0.4kNm2o1.2.2 升压站选址升压站的站址选择，应根据风场风机布置、集电线路设计、场内道路布置，结合接入系统设计的要求全面综合考虑。站址选择，应充分考虑节约用地，合理使用土地，且不宜设在大气严重污秽地区和严重盐雾地区。站址应充分考虑风场内已有线路、出线条件，避免

7、或减少架空线路相互交叉跨越。且应交通运输方便，尽可能靠近公路，减少冬季积雪对交通的影响。站址应具有适宜的地质、地形条件。避让重点保护的自然区和人文遗址，也不应设在有重要开采价值的矿藏上。站址附近应有生产生活用水的可靠水源。应考虑升压站与临近设施、周围环境的相互影响与协调；选址时应充分利用就近城镇的各方面设施，为职工生活提供方便。220kV以上电压等级的变电站，站区场地设计标高应高出频率1%的高水位或历史最高内涝水位；其他电压等级的的变电站站区场地设计标高应高于频率2%的洪水位或历史最高内涝水位。当场地设计标高不能满足上述要求时，需采取有效的措施，并论述措施的可靠性。南方山地风场应进行实地调研，

8、站址选择应避开凝冻严重的高程范围。升压站规划选址阶段，应先落实项目周边是否有集团风电场集控中心，是否可以采取集控运行方式。当采用集控运行方式时，新建升压站可实现少人值守，以节约工程造价。本典型设计方案B和D即是按考虑集控的方式设计的少人值守站。1.2.3 典型设计方案选择本典型设计根据集团风力发电工程的常用规模容量（50MW、2MW）和电压等级（IlOkV、220kV）,考虑集控和非集控两种运行方式，分别编制了4种升压站典型设计方案。其中采用集控运行方式的设计方案，为了提高运行可靠性，减少站内运行人员，高压开关设备采用GIS；采用非集控运行方式的设计方案，高压开关设备采用户外敞开式布置。风电场

9、规划总容量50MW的项目，升压站电压等级按IlOkV考虑，规划总容量200MW的项目，升压站电压等级按22OkV考虑。使用者可根据实际项目情况选择相近典型设计方案进行参照。表1.2-1典型设计方案一览表编号规划总容量(MW)电压等级(kV)高压开关设备形式运行管理方式方案A50110敞开式非集控方案B50110GIS集控方案C200220敞开式非集控方案D200220GIS集控2典型设计方案A（IlOkV敞开式）2.1 方案概述2.1.1 概述本典型设计升压站电压等级为IlokV,总规模为50MW,设一台50MVA变压器，升压站一次建成。升压站总平面整体分为变电工区和管理生活区两部分。变电工区

10、包括高低压配电房、一台主变、IlOkV户外开关设备及SVG无功补偿设备等。电气主接线HOkV侧采用线变组接线型式，IlOkV配电装置布置为户外敞开式，共1个断路器间隔；35kV侧采用单母线接线形式，35kV配电装置采用户内成套移开式开关柜。管理生活区主要包括综合楼、综合管理库房及其它附属建筑物。2.1.2 主要经济技术指标本方案升压站的主要经济技术指标如下表2.1-1表2.1-1方案A主要经济技术指标表序号项目工程量单位备注1围墙内占地面积9375m2125X752建筑面积1965.5m2另设消防水池一座2.1综合楼1346m22.2配电房349m2含SVG室2.3综合库房270.5m23道路

11、面积1600m24绿化面积950m25围墙长度400m设电动伸缩门2.2 电气一次设计2.2.1 电气主接线2.2.1.1 IlOkV侧接线方式本方案风电场工程装机容量为50MW,建一座IlOkV升压变电站，设1台主变压器，每台主变为容量50MVA、电压IlOkV35kV的有载调压变压器。由于本变电站为终端变电站，IIOkV线路仅一回。根据35kVIIOkV变电所设计技术规程的规定：当变电所最终性质确定为终端变电所时，如能满足要求时，宜简化接线型式，采用线路变压器组或桥型接线、单母线接线。故本IIOkV变电站采用线变组接线型式。2.2.1.2 35kV侧接线方式升压站35kV侧采用单母线的接线

12、形式。母线对应一台主变压器，35kV配电装置采用户内成套移开式开关柜，35kV母线配置3面进线开关柜、1面小电阻开关柜、1面无功补偿装置开关柜、1面站用变开关柜、1面出线柜、1面PT柜、1面备用柜，一共9面。根据国家电网调2011974号文中要求“风电场应综合考虑各种发电出力水平和接入系统各种运行工况下的稳态、暂态、动态过程，配置足够的动态无功补偿容量，且动态调节的响应时间不大于30mso风电场应确保场内无功补偿装置的动态部分自动调节，确保电容器、电抗器支路在紧急情况下能被快速正确投切”，因此本工程35kV侧装设一组快速无功补偿装置，响应时间为不大于30ms,按照并联电容器装置设计规范GB50

13、227-2008,补偿容量按主变容量的10%30%之间选择，补偿装置型式、容量及调节范围根据接入系统报告及其审查意见确定。35kV中性点接地方式根据国家电网公司文件974号文关于印发风电并网运行反事故措施要点的通知中要求风电场汇集线系统单相故障应快速切除，汇集系统应采用经电阻或消弧线圈接地的方式。由于电阻与消弧线圈接地方式均满足要求，但电阻接地方式较为经济且可满足电网运行的安全性和供电可靠性的要求,因此本工程35kV中性点接地装置采用接地变压器与电阻的方式。35kV中性点的接地方式为通过电阻接地。2.2.2主要电气设备选择2.2.2.1 短路电流计算短路电流水平应根据接入系统报告审查意见及风电

14、场实际短路电流计算结果综合确定。IIOkV系统短路电流水平按不低于40kA设计，35kV系统短路电流水平按不低于31.5kA设计。2.2.2.2 高压侧电气设计选择1）主变压器本工程设置容量为50MVA的主变压器1台，拟选用三相、两线圈、低损耗（11型）、低噪音、有载调压、自然油循环自冷电力变压器。技术参数如下：型号：SZl1-50000/110额定容量：50MVA额定电压分接范围：12181.25%36.75kV接线组别：Yndll阻抗电压：Ud=10.5%噪音：不大于65dB冷却方式：ONAN主变压器接地方式：IlokV中性点接地方式采用经中性点接地保护装置（隔离开关、避雷器和放电间隙）接

15、地。2）主变中性点接地保护装置型号：MT-ZJBJ10（含隔离开关、避雷器、间隙）变压器额定电压：IlOkV变压器中性点耐受电压：250kV（峰值）95kV（有效值）隔离开关：GW13-72.5WG氧化锌避雷器：YH1.5WZ-72/186放电间隙：83kV电流互感器：3）断路器100/5A5P1030VA本工程共选用1组IlOkV断路器，推荐选用户外交流高压单柱式、单断口SF6断路器。该断路器开断性能高，能可靠地开断出线端短路、失步、近区故障；灭弧室结构简单、可靠，维修方便；寿命长，操作力小；占地面积小，噪音水平低,检修周期短，维护工作量少，现场安装时间短，操作安全可靠，维护方便。选用的SF

16、6断路器技术参数为：额定电压IlOkV最高工作电压126kV额定电流2000A额定频率50HZ额定短路开断电流40kA额定短路闭合电流100kA额定短时耐受电流40kA4s额定峰值耐受电流100kA弹簧操动机构电机电压DC220V分合闸线圈电压DC220V4）隔离开关推荐选用双柱、水平伸缩式隔离开关，具有占地面积小的特点。本方案设置1组单接地，2组双接地，主刀闸为电动操作机构，接地刀闸为人力操作机构。技术参数如下：型号GW5-126额定电压IlOkV最高工作电压126kV额定电流2000A额定峰值耐受电流100kA额定短时耐受电流（有效值）40kA4s电动操作机构电机电源AC380V5)电流互

17、感器共设置1组IlOkVSF6电流互感器。型号LVQB-126额定电压HOkV额定短时耐受电流40kA4s额定峰值耐受电流100kA6)电压互感器本期设置1组IIokV电容式电压互感器，供测量、计量及继电保护用。选用TYD-220d型电容式电压互感器。2.2.23低压侧电气设备选择D35kV中置移开式开关柜35kV配电装置选用三相交流户内成套装置KYN-40.5移开式开关柜，采用加强绝缘型结构，一次元件主要包括断路器、操动机构、电流互感器、避雷器等。A.风机进线柜（共3面，配置真空断路器）：KYN-40.5真空断路器1台额定电压35kV额定电流1250A额定短路开断电流31.5kA额定峰值耐受

18、电流80kA额定短时耐受电流31.5kA(4s)电流互感器4只变比：500/IA避雷器3只YH5WZ-51/134B.出线柜（共1面，配置真空断路器）：KYN-40.5真空断路器1台额定电压35kV额定电流2500A额定短路开断电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA额定短时耐受电流31.5kA(4s)电流互感器5只变比：3000/1AC小电阻接地柜（共1面，配置真空断路器）：KYN-40.5真空断路器1台额定电压35kV额定电流1250A额定短路开断电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA额定短时耐受电流31.5kA(4s)电流互感器4只变比：500/1A避雷器3只YH5WZ-51/134D

19、.无功补偿装置柜（共1面，配置SF6断路器）：KYN-40.5真空断路器1台额定电压35kV额定电流1250A额定短路开断电流31.5kA额定峰值耐受电流80kA额定短时耐受电流31.5kA(4s)电流互感器4只变比：500/1A,500/1A,500/1A,30/1AE.PT兼避雷器柜（共1面）KYN-40.5一次消谐装置1套额定电压35kV熔断器XRNP6-40.5避雷器型号YH5WZ-51/134E站用变进线柜（共1面，配置真空断路器）：KYN-40.5SF6断路器1台额定电压额定电流额定短路开断电流额定峰值耐受电流额定短时耐受电流电流互感器4只变比：避雷器3只G.备用柜（共1面，配置S

20、F6断路器）：SF6断路器1台额定电压额定电流1035kV1250A31.5kA80kA31.5kA(4s)500/IAYH5WZ-51/134；KYN-40.535kV1250A额定短路开断电流31.5kA额定峰值耐受电流8OkA额定短时耐受电流31.5kA(4s)电流互感器4只变比：500/IA避雷器3只2）小电阻接地变YH5WZ-51/134为了确保继电保护整定值满足可靠性、速动性、选择性及灵敏性的要求，电阻值的额定电流为500Ao1）接地变压器额定电压：35kV类型：干式，环氧树脂浇注联接组别：ZN额定容量：100OkVA2）电阻额定电压：35kV电阻额定电流：300A电阻阻值：40.

21、41通流时间：IOs3）站用变压器35kV站用变压器采用干式变压器，具体参数如下：型式：干式变压器容量：315kVA电压：3522.5%0.4kV联接组别：DynllIOkV外来电源变压器采用油浸变压器，具体参数如下：型式：干式变压器容量：315kVA电压：1022.5%0.4kV联接组别：Dynll4）快速无功补偿装置35kV侧装设1组快速无功补偿装置，型式为SVG,暂定裆尝容量为15MVaro具体项目根据项目接入系统审查意见、电能质量评价报告结论确定。5）导体选择HOkV高压侧及中性点设备间的连接及出线均采用钢芯铝绞线，型号为LGJ-240/40；35kV出线柜与主变压器低压侧的连接选用绝

22、缘管型母线。6）绝缘子选择按系统额定电压和泄漏比距（25mmkV）选择绝缘子串片数，本工程HOkV绝缘子推荐选用XWP-100型防污盘形悬式瓷绝缘子，单片绝缘子的爬电距离为450mm,IlOkV绝缘子串片数选取12片。2.2.3过电压保护及绝缘配合（1）直击雷保护本升压站采用3只30米高的避雷针作为配电装置防直击雷过电压保护，在建筑物屋顶女儿墙上敷设避雷带。（2）配电装置的侵入雷电波保护根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997中的规定，在IlOkV侧和35kV侧线路均沿全线架设避雷线，在变电站HOkV侧出线侧和35kV侧母线上装均设置一组无间隙金属氧化锌避雷器，对沿线路的

23、雷电侵入波的过电压及其他过电压进行保护。对主变压器的过电压保护，在主变压器的高、低压侧均装设金属氧化物避雷器；中性点装设金属氧化物避雷器、隔离开关并且并联棒形间隙配合接地。（3）氧化锌避雷器选择表2.2-1氧化锌避雷器参数表序号型号额定电压（kV）持续运行电压（kV）标称放电电流（kA）1YH1.5WZ-146/3201461161.52YH5WZ-51/1345140.852.2.4接地根据交流电气装置的接地DL/T621-1997规定，对所有要求接地或接零部分的电气设备均应至少两点可靠的接地或接零；独立避雷针与道路或出入口、带电体等空气中距离及地中距离满足规范要求。本变电站为大接地短路电流

24、系统，对保护接地、工作接地和过电压保护接地使用一个总的接地装置，本工程暂按不大于0.5Q设计。本升压站的接地网为以水平接地网为主，并采用部分垂直接地极组成复合环形封闭式接地网。在构架避雷针、独立避雷针和避雷器处设集中接地装置，且与主接地网连接。水平接地线拟采用热镀锌606mm的扁钢，敷设深度离地面0.8m处，垂直接地极采用50mm,250Omm长的热镀锌钢管。2.2.5 站用电及照明2.2.5.1 站用电系统本变电站设置两台站用变压器，一台干式变压器为户内安装，引接于主变低压侧35kV母线，另一台油浸变压器为户外安装，引接于站外IokV可靠电源，其中IOkV变压器采用施工用变与站用变相结合的方

25、式。站用电屏由7面MNS型交流低压柜组成。站用电系统采用三相四线制接线，380/220V中性点接地系统。站用电为单母线接线，正常运行时，IOkV外来电源进线柜中的断路器为打开状态，35kV站用变回路给所有站用电屏供电；当35kV站用变一侧电源故障或者检修时，由另一侧电源给全部站用电屏供电，此功能由自动投切装置进行控制。对于较重要的站用电负荷考虑分别由双回路供电。站用电负荷表见表2.2-2,表222站用电负荷表序号名称额定容量(kW)安装(kW)运行(kW)主变压器冷却装置15115115直流充电装置15215230通信电源10210220UPS10l10l10生活水泵62626深井水泵1515

26、15室内消防水泵10210210室外消防水泵20220220小计Pl152152126IlOkV配电装置加热88835kV配电装置加热555电采暖设备150150sZt120综合楼空调10010080SVG控制室工业空调3026060小计P2323323121综合楼照明202020综合库房及高压配电房照明555户外照明151515小计P3404040由于地处环境温度比较低的地区，主变冷却装置在冬季很少使用；电采暖负荷仅在冬季使用，并且由于运行人员较少，按照80%负荷考虑；空调机为单冷型，该负荷仅在夏季使用。由上表可知，冬季负荷为站用变运行的最大负荷，因此站用变压器计算负荷：S=O.85P1+P

27、2+P3=0.85126+13340=280.IkW根据负荷统计，计算负荷为280.1kW,因此两台站用变容量均选用315kVAo型号分别为SCBIl-31535kV和Sll-31510kVo2.2.5.2 照明照明电源系统根据运行需要和事故处理时照明的重要性确定。其电源分交流电源和直流电源两种。照明分为正常照明、事故照明和应急诱导指示照明。正常照明电源取自交流站用电源；事故照明电源取自不间断电源，正常时由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至不间断电源供电；应急诱导指示照明由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至自带的电池供电，连续供电时间为60分钟。综合楼内照明以双管荧光灯为主；中控室照明

28、采用格栅荧光灯，并且在中控室内设长明灯；高低压配电室采用吊杆双管荧光灯和壁灯照明；屋外配电装置采用低位投光灯作为操作检修照明；沿道路设置庭院灯作为巡视照明。在综合楼内各生产用房、进出口通道均设事故照明，事故照明采用荧光灯和应急诱导指示灯。2.2.6 电气设备布置及配电装置2.2.6.1 高压配电装置IlokV配电装置布置户外，共1个断路器间隔，主变压器布置UOkV配电装置的南侧，通过钢芯铝绞线与IlOkV配电装置连接，其中主变构架高度10.0米。出线通过钢芯铝绞线架空出线。2.2.6.2 35kV配电装置35kV配电装置，采用户内中置柜单列布置，电缆进线；主变压器35kV侧出线侧通过绝缘管型母

29、线桥引入35kV配电装置开关柜。2.2.63电缆设施站用高低压电力电缆和控制电缆采用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式；电缆沟采用镀锌角钢自制电缆桥架敷设电缆。高低压电力电缆和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。中控室、通讯机房室设活动地板，35kV高压开关柜室、站用电室及屋外配电装置设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板孔洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟分支处、进配电室、继电保护室入口处均应实施阻火封堵。电缆穿管管口均应实施阻火封堵。2.3电气二次设计2.3.1 设计原则J按“无人值班”（少

30、人值守）的原则设计，按运行人员定期不定期巡视的值班方式运行。%配置两套完全独立的计算机监控系统一一风力发电机组计算机监控系统和升压站计算机监控系统。风力发电机组计算机监控系统能与升压站计算机监控系统实现数据通信。升压站计算机监控系统配置远动通信设备，实现接入系统要求的调度自动化的远动功能。3 系统预留远程接口，可在项目公司总部对本风电场实现遥测和遥信。4 风力发电机组和升压站的控制系统分为两级监控。第一级为现地控制单元级，可在各设备的现地控制屏上进行现地监控；第二级为远程监控级，可在控制中心通过计算机监控系统的操作员工作站对各设备进行遥控、遥测和遥信。3计算机监控系统必须满足中国国家标准计算机

31、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电监安全200634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。2.3.2调度管理2.3.2.1 调度关系按照电力系统的要求，本风电场由省调和地调两级调度管理，并接收来自调度端的控制命令。最终调度关系以本工程接入系统报告及审查意见为准。232.2远动化范围本期工程远动信息内容如下：1）遥测：全场机端出力，即全场风力发电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

32、率总加；送出线路：有功功率、无功功率、三相电流；主变高、低压侧：有功功率、无功功率、三相电流；汇集线路：有功功率、无功功率、三相电流；无功补偿回路：无功功率、三相电流；各电压等级各段母线电压、系统频率；主变油温及绕组温度；风力发电机组机端三相电压及电流；场内测风信息。2）遥信:事故总、预告总信号；断路器位置信号；隔离开关位置信号；主保护及自动装置动作信号；风力发电机组运行状态、低电压穿越功能投/退状态、开关动作信号。3）遥控：送出线路及主变高压侧断路器分、合闸；送出线路及主变高压侧电动操作的隔离开关分、合闸；信号复归。4）遥调：主变有载调压分接头；有功/无功调节；电压控制。最终以实际工程接入系

33、统报告及审查意见为准。2.3.3升压变电站控制、保护、测量和信号2.3.3.1 升压站计算机监控系统升压站计算机监控系统采用分层分布式100M以太网络结构，对升压站所有设备实时监视和控制，数据统一采集处理，资源共享。全站设一套对时系统（北斗和GPS双授时），实现站控层、间隔层及保护装置的时钟同步。并设置通讯管理机和远动专用设备（冗余配置），升压站计算机监控系统通过通讯管理机与风力发电机组计算机监控系统实现数据通信；远动主站具有与电力调度数据网的接口，软硬件配置支持网络通信技术和通信规约的要求。（1）主控级配置主控级设置1台操作员工作站、1台操作员兼工程师工作站、网络设备、远动通信设备、打印机、

34、时钟同步装置等设备以及相应的配套软件等，以完成升压站各设备的数据采集、运行监视、设备控制和调度端数据传输等。（2）间隔层配置间隔层设备包括主变测控单元、线路测控单元、公用测控单元、继电保护及安全自动装置等设备，负责完成升压站各间隔层设备的数据实时采集、运行监视和控制操作，并与站控层实时通信。所有间隔层测控单元均设置必要的人机接口单元，在脱离站控层时可独立承担本间隔的全部监控任务。（3）测量监控范围按照当地电力系统的要求和DL/T5137电测量及电能计量装置设计技术规程的规定，测量升压站各电压等级回路的三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因素、频率等，并对升压站各断路器和隔离开关状态信号

35、、主变压器有载调压分接头、无功补偿装置状态信号、保护动作及告警信号、主变温度、计量系统、所用电系统、直流系统和逆变电源系统等进行数据采集和处理，以完成升压站安全运行监视、状态监视、过程监视、越限报警和事故追忆等。并完成各电压等级的断路器、电动操作隔离开关和接地开关分合闸控制、主变压器有载调压分接头调整、无功补偿装置的自动投切、保护定值下发、事故信号复归、交直流系统控制等操作。2.3.3.2计量系统（1）关口计量本工程上网电量计量关口点设在风电场升压站的主变高压侧及IIOkV送出线路出口处。关口计量电流互感器采用0.2S级，电压互感器采用0.2级，关口计量表按照当地电力系统的要求配置主、副表、配

36、置电能采集装置1套。计量传输通道拟采用专用的光纤通道和专线拨号传输通道。最终方案以本工程接入系统报告及审查意见为准。（2）考核计量为满足升压站内考核计量的需要，在集电线路、无功补偿回路、接地变及所用变回路按1+0原则配置0.5s级双向多功能电能计量表，电能计量表带RS485通信接口，可将数据上传至升压站计算机监控系统。（3）CDM计量如本工程有CDM计量需求，表计及抄表设备等应满足CDM计量要求。2.3.33 升压站微机防误操作系统本工程采用单元电气闭锁回路加微机防误操作系统的方案，配置防误操作主机、电脑钥匙、锁具等。操作控制功能可按远方操作、站控层、间隔层、设备级的分层操作原则考虑，在设备的

37、电动操作控制回路中串联以闭锁回路控制的接点或锁具，在设备的手动操控部件上加装受闭锁回路控制的锁具，同时尽可能按技术条件的要求防止走空程操作，无论设备处在哪一层操作控制，设备的运行状态和选择切换开关的状态都应具备防误闭锁功能。防误操作主机应具有口令权限保护和操作监护功能，以允许监护人员在防误操作主机上对操作员操作实施监护。防误操作主机应具有与升压站计算机监控系统通讯功能，以实现对升压站电气设备位置信号的实时采集，实现防误操作主机与现场设备状态的一致性，当这些功能故障时应发出告警信息。现场操作通过电脑钥匙实现，操作完毕后应将电脑钥匙中当前状态信息返回给防误操作主机进行状态更新，以确保防误操作主机与

38、现场设备状态相对应。当进行保护校验、断路器检修等工作时，应能利用“检修挂牌禁止计算机监控系统对此断路器进行遥控操作；当一次设备运行而自动化装置需要进行维护、校验或修改程序时，应能利用“闭锁挂牌闭锁计算机监控系统对所有设备进行遥控操作。23.3.4 系统自动保护和安全自动装置（1）同步系统本工程所有风力发电机组出口断路器均作为同步点。风力发电机组出口断路器的同步已集成在风力发电机组的控制系统中完成，本升压站不单独配置同步装置。（2）对时系统本工程配备全站统一的卫星时钟设备和网络授时设备，对场内各种系统和设备的时钟进行统一校正。系统具备接收GPS和北斗时间源、具有内部守时，输出多制式，可以满足场内

39、系统和设备的多种对时要求。（3）调度数据网接口装置为满足风电场及升压站内信息通过调度数据网向调度端传送的要求，本工程配置了一套电力调度数据网络接口装置，包括路由器和交换机，以便远动和电能量等信息通过数据网络通道及时、可靠地传送到各级调度所。具体装置型号应与上级调度部门要求一致。（4）网络安全防护装置根据国家电网公司【2006】1167号文及电监安全【2006】34号文“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的要求，在控制区、非控制区与广域网的纵向连接设置经国家指定部门检测认证的电力专用纵向加密认证装置，实现双向身份认证、数据加密和访问控制。具体装置型号应与上级调度部门要求一致

40、。（5）电能质量监测装置本工程配置电能质量在线监测装置1套，监测点设在主变高压侧及IIOkV送出线路出口处、35kV无功补偿回路、相同风机的1回35kV集电线路，最终监测点以本工程接入系统报告及审查意见为准。完成对风电场可能引起的电压偏差、频率偏差、三相不平衡度、谐波、电压波动、闪变等进行在线监测。并能够以网络通讯方式接入省电力调度数据网，将监测信息送至上级调度部门电能质量监测中心。(6)功角测量装置为便于风电运行和脱网分析，本工程拟配置1套功角测量装置。接入量为主变高压侧及IIOkV送出线路出口处、35kV无功补偿回路、相同风机的1回35kV集电线路，最终方案以本工程接入系统报告及审查意见为

41、准。(7)安全自动装置为防止电力系统失去稳定性和避免电力系统发生大面积停电事故，本工程拟配置1套安全自动装置。最终方窠以本工程接入系统报告及审查意见为准。(8) IlOkV线路保护升压站IIOkV送出线路配置纵联电流差动保护(拟采用专用光纤通道)，阶段式相间和接地距离保护，零序电流保护。线路保护含三相一次重合闸，并配置三相操作箱。保护配置方案最终以本工程接入系统报告及审查意见为准。(9) IlOkV母线保护IlokV母线配置微机母线保护1套。母线保护装置根据IlOkV母线的运行方式配置，保护动作跳开IlOkV母线上的相应断路器。(IO)故障录波装置本工程配置1套故障录波装置，启动判据应至少包括

42、电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前200ms至故障后6s的电气量数据，用于电力故障动态记录与分析，波形记录应满足相关技术标准。故障录波装置接入的电气量满足国家电网调2011974号文风电并网运行反事故措施要点的要求。具体接入量为主变高压侧及IIOkV送出线路出口处、35kV无功补偿回路、35kV集电线路、无功补偿支路、所用变支路以及接地变支路的模拟量、开关量及保护动作信号。容量配置为64路模拟量、128路开关量。（三）故障信息子站本工程配置1套故障信息子站。升压站内各保护装置及故障录波装置通过RS485串口或以太网口接入故障信息子站，通过故障信息子站将保护和故障录波信息送至上级调度

43、部门。(12)自动电压控制(AVC)子站本工程配置1套自动电压控制（AVC）子站，具体参数及功能要求以本工程接入系统报告及审查意见为准。（13）自动发电量控制（AGC）子站本工程配置1套自动发电量控制（AVC）子站，具体参数及功能要求以本工程接入系统报告及审查意见为准。2.33.5元件继电保护（1）主变压器保护主变压器配置1套纵联差动保护，一套非电量保护，高、低压侧后备保护，高、低压侧配置三相操作箱。差动保护，包括：差动电流速断和2次谐波制动比率差动保护，保护动作于跳开变压器各侧断路器。非电量保护，包括：轻重瓦斯、温度、压力释放、油位异常等，保护动作于跳开变压器各侧断路器；非电量保护引入接点均

44、为强电220V开关量空接点。后备保护，包括：IIokV侧复合电压闭锁过流速断保护，跳主变两侧开关；IlOkV侧复合电压闭锁过电流保护，带时限动作于主变两侧开关跳闸；IlOkV侧中性点零序电流I、H段保护，带时限动作于主变两侧开关跳闸；IlokV侧零序电压和间隙零序电流保护，带时限动作于主变两侧开关跳闸；35kV侧两段式复合电压闭锁方向过电流保护，每段三时限，一时限切35kV母联，二时限切35kV侧断路器，三时限动作于主变两侧开关跳闸；IlOkV和35kV侧过负荷闭锁有载调压；IlOkV和35kV侧过负荷保护，延时动作于发信号。（2）35kV集电线路保护保护配置电流速断保护、过电流保护及零序电流保护，保护动作于跳开本线路断路器。（3）无功补偿回