风电场升压站设计标准.doc

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1、风电场升压站设计标准1 目的本设计标准根据国家电力工程及电气专业的规范、标准与有关规定，结合风电场工程的实际情况，提出中国国电集团公司风电场升压站的设计标准，以加强集团公司风电场升压站工程的建设标准化，同时保证设计深度及质量，在技术上做到可靠、适用和先进。2 范围本标准适用于中国国电集团公司全资或控股建设的电压为35220kV新建风电场升压站的设计。3 引用标准和文件3.1 电气一次部分建筑设计防火规范GB 50016-2006供配电系统设计规范GB 50052-200935110kV变电所设计规范GB 50059-199235110kV高压配电装置设计规范GB 50060-2008标准电压G

2、B 156-2003电力工程电缆设计规范GB 50217-2007火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2006并联电容器装置设计规范GB 50227-2008电力设施抗震设计规范GB 50260-1996高压输变电设备的绝缘配合GB 311.1-1997高压架空线路和发电厂，变电所环境污区分级及外绝缘选择标准GB/T 16434风电场接入电力系统技术规定GB 19963-2005-Z风电场接入电网技术规定Q/GDW 392-2009火力发电厂和变电所照明设计技术规定DL/T 5390-2007220500kV变电所设计技术规程DL/T 5218-2005220500kV变电所所用电

3、设计技术规程DL/T 5155-2002变电所总布置设计技术规程DL/T 5056-2007电力设备典型消防规程DL 5027-1993高压配电装置设计技术规程DL/T 5352-2006导体和电器选择设计技术规定DL 5222-2005交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 620-1997交流电气装置的接地DL/T 621-1997风力发电厂设计技术规范DL/T 5383-2007电力系统设计技术规程SDJ-1985 风电场工程规划报告编制办法（国家发改委2005年）风电场工程可行性研究报告编制办法3.2 电气二次部分工程建设标准强制性条文（电力工程部分）2006电力系统继电保护和安全

4、自动装置反事故措施要点继电保护和安全自动装置设计技术规程GB 14285-2006电力装置的电测量仪表装置设计规范GBJ 63-1990火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程DL/T 5136220500kV变电所计算机监控系统设计技术规程DL/T 5149电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137-2004电能量计量系统设计技术规程DL/T 5202电力工程直流系统设计技术规定DL/T 5044-2004火灾自动报警系统设计规范GB 50116-20083.3 土建部分变电站总布置设计技术规程DL/T 5056-2007220kV500kV变电所设计技术规程DL/T 5218-200

5、5建筑抗震设计规范GB 50011-2010变电所给水排水设计规程DL/T 5143-2002建筑地基基础设计规范GB 50007-2002混凝土结构设计规范GB 5010-2010砌体结构设计规范GB 50003-2001建筑物防雷设计规范GB50057-2010采暖通风与空气调节设计规范GB 50019-2003厂矿道路设计规范GBJ 22-87公共建筑节能设计标准GB 50189-2005火力发电厂与变电站设计防火规范GB 50229-2006工业建筑防腐蚀设计规范GB 50046-2008建筑结构荷载规范GB 50009-2001建筑设计防火规范GB 50016-2006建筑地基处理技

6、术规范JGJ 79-20023.4 概算部分电网工程建设预算编制与计算标准（2007）电力建设工程概算定额第一册 建筑工程（2006年版）电力建设工程概算定额第三册 电气设备安装工程（2006年版）电力建设工程预算定额第一册 建筑工程 上下册（2006年版）电力建设工程预算定额第三册 电气设备安装工程（2006年版）电力建设工程预算定额第五册 加工配制工程（2006年版）电力建设工程预算定额第六册 调试工程（2006年版）电力建设工程工期定额（2006年版）电力建设工程施工机械台班费用定额（2006年版）电力建设工程装置性材料预算价格上下册（2006年版）电力建设工程装置性材料综合预算价格变电

7、工程（2006年版）电力建设工程概预算定额价格水平调整办法（电定总造200714号）电网建设工程概预算定额价格水平调整系数以及各地区工资性补贴工程勘察设计收费管理规定4 术语和定义本标准中的术语定义与下列标准中的规定相同：电工术语 基本术语GB/T 2900.1-1992电工术语 变压器互感器调压器电抗器GB/T 2900.15-1997电工术语 高压试验技术和绝缘配合GB/T 2900.19-1994电工术语 高压开关设备GB/T 2900.20-19945 一般规定5.1风电场升压站的设计，须从全局出发，统筹兼顾，按照负荷性质、用电容量、工程特点和地区供电、输出条件，合理地确定设计方案。5

8、.2风电场升压站设计应做到规划统一、布局简洁、造型协调、整体性好、生产及生活方便。5.3电气设备应尽可能选取常用类型及型号、建筑结构的类型及材料品种应合理并简化，以利采购、备料、加工、施工和运行。6 风电场升压站设计的主要内容（1）风电场接入系统的方式；（2）风电场电气主接线；（3）提出风电场短路电路计算成果和主要电气设备选择；（4）风电场和升压站过电压保护和接地；（5）电气设备布置及照明；（6）风电场接入系统的继电保护、系统远动、系统通信设计；（7）风电场控制、保护、测量和信号；（8）升压站控制、保护、测量和信号；（9）交直流控制电源系统；（10）升压站通信系统；（11）升压站站址选择；（1

9、2）站区规划及总平面布置；（13）建构筑物;（14）升压站消防；（15）概预算编制。7 接入系统设计风电场的接入系统设计是由电力部门的规划及计划专业进行设计的，应根据接入系统设计及审批的相关文件，进行下列各项工作。7.1 掌握电网规划掌握地区电网规划和对风电场周边电网情况的分析，特别是电网负荷发展的预测结果。（1）了解风电场所在地区电力系统的用电要求，负荷特性、网络结构、电源组成、供电经济指标等；（2）了解该地区经济发展规划及电力发展规划，从电力系统负荷预测、电源建设推论出风电场建设的迫切性；（3）确认报告结论中的接入系统方式，从送出线路、输电电压等级、线路落点，及风电场开发顺序，细化升压站的

10、电气主接线，掌握风电场接入系统的地理位置接线图。7.2 确认接入系统方案在明确了风电场接入系统方案（送出电力的回路、落点、潮流、保护及通信等）的基础上，应进行下列工作：（1）根据功率潮流及电压水平计算，特别是风电场大风月运行方式时，风电场升压站高压母线电压水平的计算情况，这组数值宜作为主变主抽头的选择依据；（2）分析调压调相计算成果，复核升压站无功补偿方案，计算风电场投产年电网的短路电流水平，并复核无功补偿分组容量，推荐无功控制更为灵活的补偿装置；（3）了解报告中稳定计算的内容，确认系统关于升压站的安稳措施设计；（4）确认报告中提出的风电场投产后有关电网10年左右的短路电流水平，复核升压站各级

11、电气设备的性能参数；（5）了解报告中的工频过电压计算内容（一般在330kV及以上电压系统进行专题研究）。7.3 确认系统对风电场的相关要求（1）根据风电场规划容量、分期建设情况等约束条件，理解报告中的技术经济分析比较，消化并掌握对风电场升压站电气主接线的要求。（2）全面理解报告提出的对升压站主要电气设备参数和风电机组电气性能要求，核实并修改风电场初设文件的有关内容（包括后续的标书设计有关内容）。7.4 确认电力系统安全稳定运行的基本要求（1）了解系统风电稳控系统控制策略，配合做好与稳控相关的保护及通讯的要求。（2）对百万千瓦风电基地中的风电场子项工程，应了解稳定计算内容和专题研究（必要的稳定计

12、算摇摆曲线），确认风电场是否装设功率控制系统或切机装置，当风电场规模较大时，是否装设一套工角测量装置以观察动态特性。7.5 复核无功补偿型式选择及容量配置复核风电场无功补偿方案及主变的调压方式，具体内容是：（1）风电场大风方式潮流计算，其正常方式和系统各种（N1）方式下，风电场升压站母线的电压波动，是否包罗在主变压器主抽头各档调压范围内（Uo81.25%），并满足潮流计算要求。（2）风电场无功补偿容量及分组容量的计算。无功控制系统的具体要求及类型选择。7.6 风电场电气设计（技施阶段）输入接口的依据和边界条件技施阶段电气设计是全面落实接入系统设计各条结论意见的过程，应做到：（1）技施设计总说明

13、应明确升压站出线的电压等级、回路数、出线方向、每回路输送容量、导线截面等；（2）电气主接线图中应明确本期工程和最终规模的界限；（3）电气技施图各卷册的说明应符合初步设计审批文件或相关接入系统的要求和有关标准规范。7.7 接入系统设计对电气主接线提供的资料和要求（1）接入系统设计应提供升压站出线的电压等级、回路数、出线方向、每回路输送容量和导线截面,并明确升压站接入系统的关口计量点位置;（2）接入系统设计应确认升压站升高电压侧电气主接线的形式,主变压器的台数、容量和型式,变压器各侧的额定电压、阻抗、调压范围及各种运行方式下通过变压器的功率潮流，各级电压母线的电压波动值和谐波含量值；（3）系统对风

14、电场有功功率的要求： 电网故障或特殊运行方式下要求降低风电场有功功率，直至将风电场解列，确保电力系统安全； 当电网频率过高时，如果常规调频电厂容量不足，可降低风电厂有功功率，直至将风电场解列； 风电场的瞬时出力不得高于额定出力； 风电场最大功率变化率满足下表之规定；风电厂装机容量（MW）10min最大变化量 (MW)1min最大变化量(MW)3010330150装机容量/3装机容量/101505015注：该规定适用于风电场的正常停机。因风速降低（或者超出最大风速）而发生的停机可以超出最大变化率。 风电场具备出力预测能力和必要的技术手段，并按照电力调度部门要求提供出力预测； 风电场具备有功功率控

15、制能力，以适应运行中电力调度部门对风电场输出功率以及功率变化率的要求。（4）系统对无功补偿装置的形式、数量、容量和运行方式的要求： 风电场应配置无功电压控制系统，根据电网调度部门指令控制并网点电压； 风电场应能在其出力容量范围内，控制风电场并网点电压在额定电压的97%107%范围内； 风电场升压站主变压器应采用有载调压变压器，分接头切换可手动控制或自动控制，根据电网调度部门的指令进行调整。（5）短路电流计算或系统的归算电抗值。注明最大、最小运行方式的正、负、零序电抗值等；（6）变压器中性点的接地方式及接地点的选择（包括集电系统侧，是选在母线段还是主变低压侧）；系统内过电压数值及限制内过电压措施

16、（指330及500kV系统）；（7）为保证大系统的稳定性，提出对机组的特殊要求。如低电压穿越能力： 风电场内的风电机组具有在并网点电压跌落至20%额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力； 风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定电压的90%时，风电场内的风电机组能够保证不脱网连续运行； 具备度过故障期后，有功功率能够以至少10%额定功率/秒的功率变化率恢复至故障前出力的能力； 风电场运行频率，要求在低于49.5Hz时能够运行30min，高于50.2Hz能够运行2min。8 电气一次设计8.1 风电场及升压站的分期和最终建设规模根据前期设计报告的结论、上级主管部门的批复意见

17、以及与有关政府部门达成的协议，确认本期建设规模和最终可能达到的装机容量。一般规划的单一风电场在200MW左右，考虑到省级发改委的批准权限，宜按50MW装机容量来递增，更大规模的风电场视其审批程序及项目公司建设资金的投入方式而定。在技施设计阶段，具体做法上，有下列几种：（1）工程上分为两期，但设计上，仅将全场升压站的共用部分和本期工程搞完，非共用范围按投资和施工分阶段，这种情形适用于不连续投资的项目;（2）工程上分为两期，但土建上，一次施工全部搞完（包括升压站及风电场的接地网及设备基础），甚至连主要电气设备也同时订货，如主变压器、GIS气体绝缘金属封闭开关设备等，这种情形适用于连续投资的项目。实

18、际上这是工程进程在受各种边界因素制约，如地方电网的接受能力、各级发改委的规划统筹及地方行政的支持等；（3）工程上分为多期（三期或更多期），此种情况从升压站场地上宜完成平整（挖、填方）任务，近期按上述（1）或（2）的做法执行，主要视资金投入情况。8.2 电气主接线的设计原则电力系统是一个巨大的组织严密的统一体，各种类型的发电厂和变电所按照他们各自在电力系统中的不同地位和作用，分工完成整个系统的发电、变电和输配电的任务。设计风电场的主接线时，应该考虑到它是电力系统总体的一部分，对主接线的可靠性、灵活性和经济性三项基本要求说明如下：8.2.1可靠性首先根据风场自身的特性以及在系统中的地位和作用，风电

19、场电气主接线力求简单、灵活，便于风机频繁并网或脱网，即或发生故障，也把它限制在风场范围内，不致扩大到并网点以外的系统。这是保证了系统运行的可靠性，但风电场自身电气主接线的可靠性要求是不高的。衡量风电场主接线可靠性的标志是：（1）断路器检修时能否不影响供电由于一年中冬季或春季是风场的大风月，夏季是小风期,完全有时间进行电气设备的正常检修，目前各级配电装置中的断路器为SF6或真空断路器，断路器的性能和质量有了很大进步，设备本身的可靠性有了很大提高，其故障率是很低的，而且检修时间都是很短的，。因此基本能做到正常检修不影响供电，除非是事故检修。（2）风电场全部停运的可能性风场全部机组停运的可能性会有的

20、，受两方面影响：受风速的限制，风速过大或小均会停机。系统安全自动化方面对风场机组如低电压穿越能力都提出明确要求，同时明确在系统发生N1运行时（系统主干线路过负荷时），需要切除部分风电场时，采取跳主变高压侧断路器；在系统发生N2运行时（主网要失稳的情况），需要切除大部分风电场时，采取跳风场送出线路侧断路器。（3）主接线中各组成元件，一次设备（母线、断路器、隔离开关等）的故障率和继电保护二次设备的故障率的综和，才是可靠性的保证。目前我国风电场所采用的电气设备（一次、二次及通信等）均接近国际市场的水平，这种技术进步为风电场主接线的可靠性提供了较好的保证。8.2.2灵活性灵活性指风电场适应不同时期各种

21、不同运行工况要求的能力，主接线应满足调度灵活性、检修灵活性和扩建灵活性。（1）为了调度的目的，可以灵活的操作，投入或切除线路、变压器、或机组，满足系统在各种运行方式下的调度要求；（2）为了检修的目的，可以方便的停运断路器、母线及其继电保护设备进行安全检修；（3）为了扩建的目的，可以容易地从初期过渡到最终接线，实现在扩建过渡时，无论在一次和二次装置等所需的改造工程量为最小。8.2.3经济性风电场的主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下做到经济合理。（1）投资省：主接线应力求简单，以节省断路器、隔离开关、电流和电压互感器以及相关的二次设备和控制电缆；（2）占地面积少：主接线的设计要为尽可能减少配电

22、装置布置占地面积创造条件；（3）电能损失少：经济合理的选择主变压器的型式（双绕组或三绕组）、容量、台数，要避免因重复变压而增加电能损失。8.3 各级电压配电装置的基本接线设计（1） 风电场集电线路侧 集电线路侧的接线风电场集电线路侧（35kV或10kV）接线一般是单母线分段，分段数宜与主变压器台数一致，各段母线间设置了联络开关，这主要是考虑主变检修时便于其母线段风机电能的送出，这一点在小风月也可用来使某台主变退出运行，以节约一台主变的空载损耗。单母线接线的优点是:接线简单清晰，设备少，操作方便、便于扩建和采用成套装置。每个母线段根据近年来的实践，特别是每段母线连接49.9MW装机容量时，集电线

23、路宜采用35kV电压级。集电回路数三回左右。下面细述风机与箱变之间的连接：根据风机布局、风力发电机组的容量以及电机的出口电压（机组出口电压为0.69kV），通常风电场采用二次升压方式，一次升压采用风力发电机组与箱变（美式）一机一变单元接线方式，该接线电能损耗少、接线简单、操作方便，且任何一台风机故障不影响其它风机运行,具有很好的灵活性；经一次升压后，通过集电线路将各台机的电能汇集起来，就近接入升压站，进行二次升压送入电力系统。 发-变单元接线的设备配置发电机变压器之间设置了框架式空气断路器，其保护配置满足机组的各种继保要求，诸如：电流速断、过电流、过负荷、低电压保护及各种机械的超越限保护。因此

24、说运行可靠性是有保证的。容量偏小的机组，如G58,容量为0.85 MW，发电机变压器之间设置了熔断器式隔离开关，其刀熔开关是进口产品，实践证明也是能满足运行要求的。变压器（美式箱变）高压侧一般是配置高压真空负荷开关（额定电流630A，关合电流50kA），并附插入式全范围保护熔断器（遮断容量31.5kA） 集电线路的设计原则对于集电线路的电压选择应因地制宜，风机容量小、塔位距升压站较近、或地方用电负荷较大，可采取10kV或6kV，但对于主要向系统供电的工程项目，采用35 kV居多。风电场集电线路一般情况下采用架空线路，当受地形地物等约束条件限制时（如林区、鱼池、公路、其他电力线路等），可采用电缆

25、线路，但采用电缆本身造价要高于架空线，所以要综合比较征地费用和电缆投资。相关标准见国标66kV及以下架空电力线路设计规范GB50061-2010和电力工程电缆设计规范GB50217-2007。（2）风电场升压站高压侧风电场升压站高压侧的电压等级一般为66 kV、110 kV、 220 kV、甚至330kV，汇集的风场电能通过相应电压级的送出线路向系统供电。风电场升压站升高电压侧接线，一般是单母线，其次有变压器-线路组、扩大的变压器-线路组（两台主变时）。为简化接线，当系统认为能满足运行要求时，升压站高压侧的线路也可采用不设保护的接线方案，线路保护装在系统对侧，此时升压站的线路间隔仍装设断路器及

26、电流互感器，断路器主要用于投切空载线路（此时往往线路电容电流大于隔离开关所能切断的容性电流），电流互感器用于升压站关口计量点的计量和保护。电力系统所接纳的风场，其送出线路以一回线路居多，因此接线力求简单、设备少、操作方便。下面细述高压侧接线的拟定原则： 在可研阶段应根据风力发电场的规划容量和区域电网接线方式的要求，进行升压站高压侧接线的方案比选，这种比选应充分体现风电的特性。从我国北方风电场运行情况看，每年的过程线是：9月至第二年5月发电较多，其他月份发电较少。风电场全年有效发电时间21002300小时，每年冬季资源最好，春、秋次之，夏季最差。因此对电气设备来说，夏季有充分的检修时间。 另外目

27、前风电场的运行还不能满足电力系统调峰、调频的要求，虽然当前电网有关部门对机组的低电压穿越能力，风电场出力预测提出一定的要求，但对风能的利用尚未有本质的突破。因此风电场的电气主接线和主要电气设备宜按高压用户站考虑，自然接线愈简单愈符合系统的要求。 在进入初步设计阶段后，风电场电气主接线应与系统部门协调一致。接入系统设计报告中会对风电场接入的电压、接入系统的落点、风电场的无功补偿装置、关口计量点及配套的送出工程（送电线路、继电保护、调度、通信等）提出明确的要求，对风场升高电压侧的接线方式也将给与明确规定。 在进行技施设计时，应将审批后的接入系统报告结论作为风电场技施设计的依据，升压站的主接线以系统

28、的结论为准。特别是一次二次的设备接口，其标准、设计原则、设备技术指标、分期过渡及新技术采用等均应有相互确认的文件，风电场技施设计阶段的电气主接线应充分体现出设备配置、保护监控、运行检修、电力计量及系统要求等诸方面的特征。（3）主变压器中性点的接地方式风电场主变压器中性点的接地方式应按系统规定的接地方式执行，其具体规定如下： 66kV及以下系统采用不接地方式风电场中此类电压等级的主变压器，虽然连接组标号是Yd11，即或中性点可引出，一般是不接地，但考虑风电场处于多雷区单进线时，往往装一只氧化锌避雷器，这仅是雷电过电压保护的需要。 110kV及220kV系统变压器中性点直接接地风电场中此类电压等级

29、的主变压器，中性点直接接地也可不接地。 330kV及500kV系统中不允许变压器中性点不接地运行，这是由于操作过电压造成的，从绝缘配合上只能如此。（4）风电场集电线路侧的接地方式风电场集电线路电压侧属小电流接地系统，目前宜采用三种接地方式： 不接地方式我国6kV、10kV、35kV电网，一般都采用中性点不接地的运行方式。其单相接地故障电流上限为：310kV架空线路、和所有35、66 kV系统10A310kV电缆线路构成的系统30A 消弧线圈接地方式当单相接地故障电流超过上述限值时，应当采用消弧线圈接地方式，且故障点残余电流不得大于上述限值。为防止集电线路投切电容电流减少，使消弧线圈处于谐振点运

30、行，应采取过补偿方式，过补偿系数取1.35。目前厂家制造的消弧线圈最大容量为3150kVar。消弧线圈的型式、容量等技术参数的选择见导体和电器选择技术规定DL/T5222-2005的18.1节。消弧线圈与系统的连接方式及接地变压器的容量等详见交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997的3.1.6节。低电阻接地方式当单相接地故障电流超过限值时，还可以采用中性点经低电阻接地方式。目前我国风电场中，当集电线路电缆较长时，采用此种方式的居多。8.4 主要电气设备风电场中的电气设备应参照导体和电器选择设计技术规定DL/T5222-2005。8.4.1电气主设备选择的技术条件和环境条件；（

31、1）一般原则 应满足正常运行、检修、短路和过电压情况下的要求，并考虑远景发展。 应按当地使用环境条件校核。 应与整个工程的建设标准协调一致。 在设计中要积极慎重地采用通过试验并经过工业试运行考验的新技术、新设备。（2）技术条件 选用电器的最高工作电压不应低于所在系统的系统最高电压值，标准电压GB156-2003的规定值如下：设备最高电压依次：3.6 kV、7.2 kV、12 kV、（ 24 kV）、40.5 kV、72.5kV、126kV、252 kV、363kV、 550kV 选用导体的长期允许电流不得小于该回路的持续工作电流。对于断路器、隔离开关、组合电器、封闭式组合电器、金属封闭开关设备

32、、负荷开关、高压接触器等长期工作制电器，在选择其额定电流时，应满足各种可能运行方式下回路持续工作电流的要求。如箱变回路应考虑1.05倍变压器额定电流，这是考虑在0.95额定电压时其容量不变的条件；又如，带负荷调压主变压器应按变压器的最大工作电流选择（即考虑1.1倍主变压器额定电流）。 校验导体和电器动稳定、热稳定以及电气开断电流所用的短路电流，应按系统最大运行方式下，可能流经被校验导体和电器的最大短路电流。前期设计系统容量应按具体工程的设计规划容量计算，技施设计按接入系统报告提供的设计水平年的短路电流。 校验电器的开断电流，应按最严重短路形式验算。 确定短路电流热效应计算时间时，应遵守下列规定

33、：对导体（不包括电缆）：宜采用主保护动作时间加相应断路器开短时间。主保护有死区时，可采用能对该死区起作用的后备保护动作时间，并采用相应处的短路电流值。对电器：宜采用后备保护动作时间加相应断路器的开断时间。 电器的绝缘水平按导体和电器选择设计技术规定DL/T 5222-2005附录B执行。（3）环境条件选择导体和电器时应按风电场当地环境条件校核，诸如：气温、风速、湿度、污秽、海拔、地震、覆冰等条件。一般情况下按导体和电器选择设计技术规定执行，对风电场设计来说，应注重高海拔时电气设备外绝缘的校验和地区污秽等级的确定，根据需要向制造部门提出补充要求制定符合当地条件的产品。8.4.2短路电路及主要设备

34、选择8.4.2.1短路电流水平根据国家电网公司“风电场电气系统典型设计”的系统卷，风电场的短路电流水平应考虑到系统未来的发展，前期及初设阶段，短路电流水平估算如下：330kV/50kA；220 kV/50或40kA；110kV/31.5kA；66kV/31.5kA；35kV/31.5或20kA；10kV/40或31.5或25kA 。进入技施阶段后，上述各级电压的短路电流水平需根据接入系统给定的参数复核后确定。8.4.2.2电气设备选择原则风电场所涉及到的大部分电气设备（风机、主变压器、美式箱变、各种高低压电器、高压电缆及附件、计算机监控设备，光纤通信等），目前国内市场均能制造，因此应选择国内知

35、名品牌，且以低能耗为主。（1）主变压器选择风电场的主变压器一般采用油浸式、低损耗、双绕组有载调压升压变压器，目前可选用10型或11型产品，有载调压开关选用国际品牌。接线组别为Ynd11。 主变压器相数的选择我国目前为风电场制造的三相大容量变压器，容量为720MW，电压为超高压330 kV，主变压器容量为3240MVA。因此建议，凡不超过240MVA容量的主变压器应尽量选用三相式（只要运输条件允许）。 主变压器应采用有载调压方式，而且分接头应为U081.25%的形式。 主变压器容量的选择选择主变压器容量时，考虑风力发电场负荷率较低的实际情况，及风力发电机组的功率因数在1左右，可以选择等于风电场发

36、电容量的主变压器。这有以下两方面的原因：一是风电场风力发电机的布置总会造成风力机间尾流和复杂地形条件下的紊流，因此总不会出现全部机组在最佳风速时满出力的情况。二是风场大风月不在夏季，往往在冬季和春季，这时主变周围的环境温度较低，主变油箱上层油温在一定限度内能适应过负荷运行，变压器正常允许过负荷能力见国标GB/T15164-油浸式电力变压器负载导则的表1。 全星形接线变压器的使用风电场集电线路中电缆较多时，其电容电流往往达到200A左右，这样大的电容电流，当发生单相接地故障时，会严重威胁电气设备的绝缘。特别是35kV电缆终端的电气安全。此时35kV系统的中性点，往往采取低电阻接地方式，因此会使用

37、全星形接线变压器。（2）站内高压配电装置形式选择风电场升压站站内配电装置选择应遵循标准高压配电装置设计技术规程DL/T5352-2006，对风电场的特殊性宜采用下列作法： 我国目前大规模风电场直接上网的最高电压为330kV，因此站内220（330）kV、110（66）kV配电装置设备可根据当地环境条件与结合电网要求，采用敞开式配电装置或GIS配电装置，一般情况采用敞开式，对沿海地区或受其他环境因素影响也可采用GIS设备。 选择高压断路器的一般技术条件是7项：额定电压、额定电流、机械荷载、额定开断电流、短路热稳定、短路动稳定和绝缘水平。风电场升压站低压侧（35 kV或10kV），目前使用的真空断

38、路器居多,高压侧（110kV或220kV）使用的SF6断路器居多，而在接入系统报告中，电力部门一般均按31.5kA短路电流来预先规定，但对工程的技施设计则应详细校验。风电场升压站内35kV或10kV户内配电装置采用金属封闭开关柜，一般地区选用手车式，高海拔地区可选用固定式。 选择高压隔离开关的一般技术条件是6项：额定电压、额定电流、机械荷载、短路热稳定、短路动稳定和绝缘水平。风电场升压站低压侧（35kV或10kV），目前使用的多为高压开关柜（交流金属封闭开关设备）因此隔离开关多为屋内型，早期建设的风电场升压站，35kV侧也有采取屋外敞开式的配电装置，基本采用GW4型隔离开关。风电场升压站高压侧

39、（110kV或220kV）使用的隔离开关多为GW4型隔离开关或GW7型隔离开关，少数采用单柱剪刀型GW6隔离开关，运行实践证明由于风场风大，有操作拉弧而酿成事故的案例，因此新建风场一般不采用GW6隔离开关。在接入系统报告中，电力部门一般均按31.5kA短路电流来预先规定，但对工程的技施设计则应详细校验。 335kV电流互感器宜选用树脂浇注结构，66kV及以上宜采用油浸绝缘结构式。 335kV电压互感器宜选用树脂浇注结构，66kV及以上宜采用油浸绝缘结构式电磁式或电容式电压互感器。 66kV及以上配电装置内的过电压保护宜采用金属氧化物避雷器。（3）站内接地变、站用变设备的选择 当升压站内低压侧系

40、统采用消弧线圈接地时，接地变和站用变应合并。当采用低电阻接地时，接地变站用变应分开设置。 当接地变容量较小（指低压系统电容电流小于100A，此时采用消弧线圈接地方式），且升压站内低压侧系统采用屋内盘柜式设备时，接地变可采用干式变，与开关柜同室布置。当接地变容量较大（指低压系统电容电流大于100A，此时采用低电阻接地方式），接地变可采用油浸式，室外布置。 接地变压器容量应参照导体和电器选择设计技术规定DL/T5222-2005的18.3节计算。 站用变压器推荐采用干式变，且与低压场用开关柜同时布置。变压器采用节能型11或10型，接线组别Dyn11。站用变容量应参照220500kV变电所所用电设计

41、技术规程DL/T5155-2002的5.1节计算；（4）站内接地电阻、消弧线圈的选择 接地电阻设备应选择成套柜，一般情况下户外布置主变压器中性点附近，接地电阻选择计算应参照导体和电器选择设计技术规定DL/T 5222-2005的18.2.6节； 消弧线圈若采用干式，可布置在与高压开关柜同室，应选用自动跟踪动态补偿式，消弧线圈的选择计算应参照导体和电器选择设计技术规定DL/T 5222-2005的18.1.4和178.1.节。（5）站内无功补偿设备选择电力系统通常要求大型风电场升压站设置一定容量的动态无功补偿，以利于系统的静态稳定。由于风电场满容量运行的概率很小，且风电机组年利用小时数一般为20

42、00小时左右。从运行安全及经济性考虑，目前使用较多的是SVC动态无功补偿装置。对于装置的具体形式应根据接入系统的结论意见执行。以便满足系统对风电场所要求的的无功功率的调节范围和响应速度。前期及可研设计阶段，无功补偿容量可按主变容量的20%来设计。（6）箱式变压器的选择风电场每台机组均连接一台箱式升压站，高压侧（集电线路）电压为不接地系统，低压侧（风力发电机组岀口）为中性点直接接地系统。 箱变容量的配置风力发电机组都是按单元接线配置美式箱变，其容量配置应满足发电机的最大连续输出容量扣除本机组的机组自用负荷。粗略统计，自用电部分不足4%，又由于油浸变压器有一定的过负荷能力，大风月又值环境温度较低（

43、冬季或春秋季），因此习惯做法是按机组功率因数cos0.95(滞后)运行时的发出容量，套用我国现有的变压器系列容量或市场已具有的容量，如：机组容量750kW-则配用变压器容量800kVA；机组容量850kW-则配用变压器容量900kVA；机组容量1500kW-则配用变压器容量1600kVA；机组容量2000kW-则配用变压器容量2100kVA。对更大容量机组宜按1.05倍配置变压器容量。箱变的技术参数大多数风电场使用的箱式变压器是欧式变。箱式变压器的接线组别采用Dyn11，变压器性能为油浸、自冷、全密封、低损耗。额定电压 ：Uo22.5%/0.69kV，额定频率：50Hz，阻抗电压：6.5%，噪

44、声水平： 55dB，损耗：按11型变压器的损耗标准要求。箱变内的低压侧，可根据风机厂家的技术要求设置检修用的干式变压器，提供照明、试验电源等。额定容量为1000VA左右，额定电压：高压690V，低压：380/220V。 箱变内的信号送到端子排，以实现遥测、遥信，通过端子排使用电缆直接送至风电机组的PLC，将数据传输到上位机。8.5 站用电系统（1）站用电系统应参照220500kV变电所所用电设计技术规程DL/T5155-2002的第4章设计。 风电场升压站站用电系统应有两路独立的电源，一路引自主变压器低压侧，另一路宜从站外电源引接，如可将原风场的施工电源永久化或从地方升压站取得，也可设置柴油发

45、电机组； 站用电系统应采用三相四线制，系统的中性点直接接地。系统额定电压380/220V； 220kV及以上升压站的380/220V站用电系统应为单母线分段接线，可由56面开关柜组成，两电源各接入一段母线。110kV及以下的升压站的380/220V站用电系统应为单母线接线。可由45面开关柜组成，两电源互为备用； 低压电器、导体的选择，应满足工作电压、工作电流、分断能力、动稳定、热稳定和周围环境的要求； 站用电负荷宜由站用配电屏直配供电，对重要负荷有条件时应采用双回路供电方式； 断路器、隔离开关的操作及加热负荷，可采用按配电装置区域划分，各区域分别设置环形供电网路，并在环网中间设置刀开关以开环运

46、行； 检修电源网络宜采用按配电装置区域划分的单回路分支供电；（2）风电场升压站应设置工作照明、事故照明、变电室外照明及消防照明。照明按标准火力发电厂和变电所照明设计技术规定DL/T 5390-2007执行。 变电所的道路两旁装设路灯，户外升压站四周装设落地投光灯照明； 中控室灯具要求光线柔和，无阴影，照度均匀，采用慢射配光、嵌入式栅格荧光灯。照度要求不小于500lx，室内照度均匀度不小于0.7； 中控楼内的办公室和标准房间采用荧光灯，照度要求不小于300lx； 中控楼的主控室设事故照明，照度不小于30lx；楼道设置疏散指示灯； 高低压配电装置室的工作照明照度要求不小于300lx；事故照明照度不小于10lx； 事故照明及疏散指示灯采用自带蓄电池的灯具。8.6 电气设备布置（1）风电场升压站内的电气布置应遵循高压配电装置设计技术规程DL/T 5352-2006。（2）升压站内高压侧220kV和110kV配电装置应参照国家电网公司输变电工程典型设计-220kV升压站分册和110kV升压站分册，及“风电场电气系统典型设计变电篇”。（3）根据近年来风电场设计和运行的经验，由于风电场风速大，高压配电装置宜选择改进的中型布置；环境污秽或高海拔及沿海地区可采用GIS方案；