2020海上风电场变电站电气设计技术

海上风电场变电站电气设计技术目录TOC\o"1-3"\h\u30329一、概述 49076（一）国外海上风电场及海上变电站应用 418810１ＨｏｒｎｓＲｅｖ海上风电场及海上变电站应用 421748２Ｒｏｄｓａｎｄ２海上风电场 627791（二）我国海上风电场及海上变电站应用 78083台，同一组内的风电机组与同一根３５ｋ海底电缆连接，所有风电机组通过４根 724892二、海上变电站 829592（一）海上变电站的特点 816430１结构特点 829272２功能特点 927462３海上变电站与陆上变电站的比较 93240（二）海上变电站设计 105295１海上变电站选址 1117929２主接线设计 1227611三、变压器与海底电缆 14189971变压器选型 1419002海底电缆选型 1412261四、电气设备选型与验算 156988（一）电气设备选择原则 1523316（二）断路器选型与验算 1617528（三）隔离开关选型与验算 1816904（五）互感器选型与验算 2016470（六）母线（３５Ｖ）选型与验算 2113281（七）ＧＩＳ设备选型与验算 2221389五、海上变电站的保护 2229838（一）雷电过电压保护 221200１变电站雷电过电压分类 2224901２雷电保护设备 2212613３雷击过电压保护措施 2210747４避雷线选型 2330693５避雷器选型 2320341（二）接地保护 242189１接地类型 2421211２接地方式及要求 2413408３接地保护措施 2411003（三）其他保护 258279六、短路计算 2629861（一）概述 2623237（二）短路计算 2716057 3120880 326117 36一、概述海上风电场变电站作为大型海上风电场输电的关键组成部分，对于整个海上风电场的可靠运行，提高海底电缆可靠性并降低海上风电场开发成本起重要的作用。由于其处在十分特殊的应用场合，因此，其设计、安装及建设过程中需要考虑众多问题，如防盐雾、防潮、散热和选址等。（一）国外海上风电场及海上变电站应用１ＨｏｒｎｓＲｅｖ海上风电场及海上变电站应用如图所示ｏｒｎｓｅｖ海上风电场安装了台单机容量为的海上风电机组，总装机容量１６０ＭＷ。该风电场２００１年起开始建设，２００２年通过了验收年完成了最后试验，能为丹麦的万家庭提供足够的电力，年发电量达ｋＷｈ该风电场离岸距离为～２０ｋｍ６～１３ｍ当地风速９ｍ／ｓ，每台风电机组之间的距离５６０ｍ。该海上风电场选用的风电机组使用专用的硅树脂冷却变压器，体积小，维护方便。风电场的升压变电站采用油质变压器，具有散热效率高、非负载损耗低等特点，同时具有良好的防火性能。另外，密封性好，无须特殊外壳就能够在恶劣环境（潮湿和盐雾）中运行。图６⁃１ＨｏｒｎｓＲｅｖ海上风电场示意图Ｈｏｒｎｓｅｖ海上风电场采用３５ｋ海底电缆将风电场内部各台风电机组相连，南北向线性排列形式（见图６⁃１），所有的内部电缆与位于海上风电场东北向的变电站相连，电缆固定于海床上或嵌入海床下１ｍ深处，以防鱼类和锚的触碰。海底电缆是通过高压喷水冲入海床后固定于海床的。该海上风电场变电站模型如图６⁃２所示。图６⁃２ＨｏｒｎｓＲｅｖ海上风电场变电站模型风电场发出的电能由１５０ｋ变电站收集并通过１５０ｋ电缆传输至陆上。变电站平台由三根直径１～２ｍ的地基桩支撑，地基桩采用同风电机组地基相同的方法打入海床，２８ｍ的钢结构搭建而成，７ｍ并置于海平面上１４ｍ处（见图６⁃２）。２Ｒｏｄｓａｎｄ２海上风电场６⁃３所示，Ｒｏｄｓａｎｄ２海上风电场位于丹麦Ｌｏｌｌａｎｄ岛南端、１６０ＭＷ的Ｎｙｓｔｅｄ海上风电场以西约３ｋｍ处２风电机组组成总装机容量图６⁃３Ｒｏｄｓａｎｄ２海上风电场位置图为２０７ＭＷ，建于２００８年８月，投资４３亿欧元。以每年５０００ｈ峰值负荷计算，预计年发电量为８亿ｋＷｈ。考虑到诸如视觉效果、鸟类迁徙和导航等环境因素，以及风电场发电量和建设成本等因素，需要对最初设计的风电场布局作进一步优化。风电场布局的优化需要考虑到该地区的岩土力学性质。优化后的风电场布局呈５条曲线状排列，每条曲线上安置１８台风电机组。Ｒｏｄｓａｎｄ２海上风电场采用３３ｋＶ海底电缆连接风电场中的风电机组，电缆均匀分布于风电场内。在工程建设过程中往往还要对风电机组的位置作微小调整。风电场的电能由３３／１３２ｋＶ变电站收集，并通过１３２ｋＶ海底电缆通向陆上。如图６⁃４所示，变电站平台由一根基础桩支撑，采用与风电机组基础类似的方法打入海床。图６⁃４Ｒｏｄｓａｎｄ２海上风电场变电站平台（二）我国海上风电场及海上变电站应用近年来，我国大型海上风电场陆续开工建设。２０１０日，我国第一个示范性海上风电场项目上海东海大桥１０２Ｗ海上风电场所有３４台机组调试完毕并全部并网运行。上海东海大桥海上风电场位于连接上海和洋山港区的东海大桥东侧～４ｋｍ，距离上海市浦东新区岸线以南～１３ｋｍ的海域，共装有双馈风电机组风电机组南北向间距为５００ｍ东西向间距为１０００ｍ（根据航道光缆实际走向作局部适当调整）。该风电场是我国目前已投产的最大的海上风电场，也是亚洲首座大型海上风电场，年发电利用小时数为２６００ｈ，年上网电量为２亿ｋＷｈ，可供余万户居民用年，相当于每年节约燃煤近ｔ、每年减排２０万ｔＣＯ２。该项目总投资约为２４亿元。（１０如图６⁃５所示，风电机组出口电压０ｋ经过风电机组自带的箱式变压器（１０～ｋＶ）３５ｋＶ。３４台风电机组布局分为４组，其中２组８台、２组９台，同一组内的风电机组与同一根３５ｋ海底电缆连接，所有风电机组通过４根海底电缆接入岸上升压站（３５／１１０ｋＶ）和控制室，升压至１１０ｋＶ后接入海洋站（１１０／２２０ｋＶ变电站），再接并升压纳入上海市电网。图６⁃５风电场电气接线模型由于这是我国第一个大型海上风电项目，并无可借鉴的经验，且风电机组离岸距离较近，因此，并没有设计和采用海上变电站，而是在临近的浦东新区海岸边建设了３５／１１０ｋＶ升压变电站，该升压变电站布置在东海大桥东侧约３００ｍ岸线内侧，占地面积３１５０ｍ２，其中建筑占地面积为９８５ｍ２，总建筑面积为２１６５ｍ２。４条３５ｋＶ海底电缆全部接入一台１２０ＭＶＡ的主变压器，为确保运行可靠性，还另外设置了一台备用变压器。由于变电站靠近海边，考虑到易受潮和盐雾，以及用地等环境因素，因此，设计采用了４０５ｋＶ的ＳＦ６气体绝缘环网柜，经过改良使得该变电站的占地面积减少了５０％。二、海上变电站（一）海上变电站的特点１结构特点通常，海上变电站主要包括主变室（安放主变压器）、ＧＩＳ室（安放全封闭ＳＦ６组合电器）、主控室（安放微机监控设备与继电保护设备）、电容室（安放补偿电容）、接地电阻室（安放接地电阻与过电压保护设备）、消防室、员工休息室以及直升机平台或船只进出平台等。在电气结构方面，海上变电站主要包括电力变压器及各级电压配电装置（包括断路器、隔离开关、电压与电流互感器等）、无功补偿电容装置、过电压保护与接地装置、继电保护装置、就地测量与操纵设备、远程微机测控系统、母线与电缆设施等。海上变电站没有地基，建设海上变电站首先需要建设一个可靠的支撑平台，一般采用与风电机组支撑桩相类似的结构（基础）。因此，需要考虑海上变电站的占地问题。降低海上变电站设备的占地面积是控制变电站成本的重要因素之一，往往可以通过大量采用集成化、模块化、小型化的设备来实现，例如，ＧＩＳ设备就是最典型的例子。此外，因海上变电站处在高盐雾、高湿度的恶劣环境下，使得该电气设备的绝缘与防盐雾的防护等级更高，还需要将大量电气设备进行密封处理，以保证其在恶劣环境中可靠地运行。２功能特点海上变电站的作用在于提高海上风电场的电压输送等级，从而减少电能损耗，尤其在远距离输电上此作用更为突出。根据海上风电场发展的趋势，越来越多的海上风电场将建设在离海岸较远的海域，随着输送距离的增加，为了减少电能损失，势必将采用更高的电压等级，海上变电站建设成为必然。另外，海上变电站还可以汇集分散于各个风电机组的电能，控制电流与电能的流向，并能够更好地控制电能质量，包括消除谐波与调整电压。当风电机组、海底电缆或海上变电站出现故障时，能够利用该海上变电站电气主接线来切换线路以隔离故障区域，使故障影响降至最低，保证供电稳定性，并能够为维修与日常维护提供一个平台。海上变电站建设成本较高，但是，海上变电站的利用能够有效地减少海底电缆铺设长度，节约了电缆成本，并提高了海底电缆的可靠性，有助于大规模建设深海海上风电场。３海上变电站与陆上变电站的比较如表６⁃１所示，海上变电站与陆上变电站在电气结构方面并没有太多的差异。其中：１）海上变电站大部分电气结构都是参照陆上变电站进行设计与改进的。２）在主要功能方面，海上、陆上变电站都承担着变换电压等级、汇流、分配电能与调整电压的作用，都是电网中重要的环节。３）在建筑结构方面，海上变电站由于其特殊的使用地理位置与环境特点，需要建造基础与登陆平台，选址时通常需要考虑水文条件，并且只能采用户内型变电站，而不能采用陆上变电站普遍采用的户外型变电站。４）在电压等级方面，海上变电站主要应用１１０ｋＶ变电站（交流），最高运用２２０ｋＶ变电站（交流），而陆上变电站电压等级更高、种类更多，这是由于海上的特殊潮湿环境，变电站与海底电缆绝缘保护与运行维护要求更高。目前，我国新建的海上风电场规划采用２２０ｋＶ高压变电站。亦有采用直流换流站的方案，电压等级为±３０ｋＶ、±８０ｋＶ等。５）在变电方式上，海上变电站主要采用双绕组变压器，一般不采用三绕组，因为海上变电站一般仅需连接两个电压等级。６）在设备选取方面，海上变电站除了需要考虑额定电压、冲击电流等基本参数外，还要考虑海上盐雾环境中的绝缘、防潮与防腐指标，一般采用全封闭式设备，尤其适合采用占地面积小、密封程度好的组合式电器（如ＧＩＳ设备）。７）在保护方面，由于海上变电站高出海平面，容易遭受雷击，且海上没有可靠的参考地电位，在防雷方面需要妥善处理，在接地保护方面需要设置可靠的接地体，以确保防雷系统更加可靠。８）在通风散热方面，海上变电站的电气设备主要采用分体式与模块化结构，将散热部分置于通风好的地方，而将其他部分以钢结构封存，两者以油气管道相连，以解决封闭设备的散热问题。内部通风一般采用自然通风法与局部强制通风法相配合的散热方法，自然通风的进、出风处都需要加装除湿装置与防盐雾装置，以降低通风散热过程中海上的盐雾对电气设备造成的腐蚀。表６⁃１海上、陆上变电站主要异同点比较项目陆上变电站海上变电站电气结构基本一致功能特点基本一致建筑结构无地基平台，可选户内、户外型变电站需建基础、平台，只采用户内型变电站电压等级所用现行电压等级均可１１０ｋＶ或２２０ｋＶ交流，±３０ｋＶ，±８０ｋＶ变电方式采用三绕组变压器，连接３个电压等级采用双绕组变压器，连接２个电压等级设备选择各类型均可多采用ＧＩＳ等占地小的设备保护可利用自然接地体，防潮要求一般需设可靠接地体，防盐雾要求高散热一般采用普通空气散热采用分体式设备与特殊散热材料通风一般采用自然通风自然通风再结合局部强制通风方式（二）海上变电站设计随着海上风电场建设规模的不断扩大，风电机组容量不断增大，离岸距离也从最初的潮间带、近海区域逐渐向深海海域发展，海上风电场的输电距离不断增加，若仅依赖风电机组自带的箱式变压器升压，已无法满足长距离输电可靠性和安全性要求。下面结合某海上变电站设计，以我国某１０２ＭＷ大型海上风电场作为背景，设计专用３５／１１０ｋＶ海上变电站，主要内容包括海上变电站选址、主接线设计、主要电气设备选型与校验（包括主变压器、３５ｋＶ海底电缆、母线，包含断路器、隔离开关与电流互感器在内的ＧＩＳ设备等）、雷击过电压与接地等海上变电站保护措施以及短路电流计算。１海上变电站选址分析、综合丹麦Ｎｙｓｔｅｄ与ＨｏｒｎｓＲｅｖ海上变电站选址情况，海上变电站的选址除了要考虑相应水文条件、海底岩层情况与生态环保影响外，在电气方面还需要考虑海底电缆的情况，海上变电站的建设应有利于降低海底电缆的成本与铺设费用，提高海底电缆的可靠性，并能够提供一个海上平台用于对海上风电机组与电缆的检修与维护。如图６⁃６所示，某海上变电站的选址参考了相关工程建设的经验，在符合水文条件、岩层条件与生态条件的情况下，选择在离海上风电场较近的位置建设海上变电站，具体位置位于西侧第二排风电机组北面０ｋｍ处、离某大桥２ｋｍ、离岸边８ｋｍ，粗略估计可以节省左右的海底电缆，大幅减少海底电缆投资，并提高了其可靠性。图６⁃６海上风电场风电机组与变电站方位图２主接线设计（１）电气主接线设计原则１）可靠性。主接线应保证对用户供电的可靠性，特别是针对重要负荷，还要求能够在线路、电气设备故障或检修时保障供电的可靠性。２）灵活性。主接线应能灵活地适应各种工作情况，便于切换线路、调配负荷，在设备检修或出现故障时，能够安全并灵活地停运相关设备；扩建时，能满足初期建设到最终接线的要求。３）经济性。主接线要求在保证可靠性、灵活性与其他技术条件的前提下，应尽量减少投资、运行费用和占地面积。（２）电气主接线常用形式１）线路变压器主接线，线路和变压器直接相连，是一种最简单的接线方式，特点为断路器少，接线简单，造价低，运行可靠、经济，利于实现无人自动化，占地面积小，且在出现故障时便于恢复供电操作。２）桥形接线，采用４个回路、３台断路器和６个隔离开关，特点为采用的断路器数量较少，投资较小，分为内桥和外桥两种形式。由于变压器的可靠性远高于线路，因此，在实际应用中多采用内桥接线形式，往往还在桥形外附设一组隔离开关，这样在检修断路器时不会影响变压器的运行。３）多角形接线，将断路器和隔离开关相互连接，每一台断路器两侧都有隔离开关，并由隔离开关之间送出回路。采用多角形接线方式所用设备少、投资省，运行灵活和可靠性较好。正常情况下为双重连接，故障时，对电网运行的影响较小，任何一台断路器检修都不影响送电，但要求能够开环运行，势必造成可靠性降低、电气设备选择困难，同时，继电保护整定复杂、不易扩建。４）单母线分段接线，将一段母线用断路器分为两段，特点为接线简单、投资省、操作方便，但在母线出现故障或检修时，会造成部分回路停电。５）双母线接线，将工作线、电源线和出线通过一台断路器和两组隔离开关连接到两组（一次／二次）母线上，且两组母线都是工作线，而每一回路都可以通过母线联络断路器并列运行。优点是供电可靠性高，可以轮流检修母线而不必中断供电，即使是一组母线出现故障，也可以通过切换至另一条母线迅速恢复供电，调度、扩建和检修方便，不足是每一回路都增加了一组隔离开关，占地面积大、投资增加，倒排闸复杂，不宜实现自动化。６）双母线带旁路接线，在双母线接线的基础上，增设旁路母线，具有双母线接线的优点，且线路（主变压器）断路器在检修时，仍然能够继续供电，但倒排闸、保护及自动化系统复杂，投资费用较大。为减少断路器的使用数量，出线少于５回时，应采用母联兼旁路的接线方式。７）双母线分段带旁路接线，在双母线带旁路接线的基础上，母线上增设分段断路器，具有双母线带旁路的优点，但存在投资费用较高、占地面积较大、继电保护复杂等不足。８）断路器接线，在每３个断路器中间送出２个回路，一般只用于５００ｋＶ（或重要２２０ｋＶ）电网的母线主接线，优点是运行调度灵活，正常工作时形成多路环状供电，检修操作方便，在母线出现故障时，不需要切换回路，任一台断路器检修，各回路仍为原来的接线方式，运行可靠，每一回路由两台断路器供电，即使在母线出现故障时，任何回路都不用停电；缺点是使用设备较多，特别是断路器和电流互感器投资费用大，保护接线复杂。（３）确定电气主接线形式如图６⁃７所示，根据海上风电场的规模，并考虑到运行可靠性要求，确定海上变电站配置两台主变压器。根据主变压器台数以及占地等因素，并考虑低压侧采用ＧＩＳ设备后可靠性得以提高，低压侧采用单母线分段接线方式，故障时可以通过合分段来转移负荷，接线简单、节省占地；高压侧则采用线路变压器接线方式，不仅接线布置方便、占地少，且利于实现无人运行，适合海上变电站实际情况，且采用线路变压器接线，高压侧海底电缆只需足够输送一台主变压器容量即可，不需要太大的预留量，有利于降低海底电缆成本。图６⁃７电气主接线图三、变压器与海底电缆1变压器选型选用两台主变压器，以保证在部分线路出现故障时，其他部分仍然能够正常工作。由于变电站仅需连接两个电压等级，故选用双绕组变压器。三相变压器比同容量三台单相变压器投资小、占地少、损耗小，配电与保护也更为简单，运行方便，故选取三相变压器应用于３５／１１０ｋＶ升压变电站，升压变压器绕组采用星形联结。海上风电场总容量为１０２ＭＷ，根据现有风电机组的布局方式，将风电机组分为组，其中组台、２组台，平均分配给两台变压器，每一台变压器通过海底电缆分别与２组风电机组连接，共３４台风电机组，每台变压器的容量为＝＝故选择容量为的主变压器变压器为陆上同等级变电站常用的变压器，该产品技术成熟、经济性好、可靠性高。变压器的具体参数为Ｓ＝６３ＭＶＡ，Ｐ０＝６８３ｋＷ，Ｐｋ＝２７３Ｗ，Ｉ０＝１０％，Ｕｋ＝１０５％。2海底电缆选型实际工程需要７６ｋｍ长的海底电缆，风电机组、海上变电站以及岸上升压变电站主要通过海底电缆（交流３５ｋＶ）连接。海底电缆的选取原则为采用较大截面积的电缆，并采取适合的防护与绝缘措施，以增加输送容量、降低损耗等。经参考相关国家标准以及国外海上风电场工程实际使用的海底电缆，该案例选用３５ｋＶ多芯铜芯乙丙橡胶绝缘铅套防水层、粗钢丝铠装聚丙烯纤维外被层海底电力电缆，截面积为２４０ｍｍ。该种电缆的橡胶绝缘铅套与铠装层在防水、防腐与机械强度等方面都有良好的效果，能够承受一定张力，且能够实现大长度无接头（平均达１０ｋｍ），截面积较大，电气参数为０Ω／ｋｍ。四、电气设备选型与验算由于海上变电站所处环境特殊，电气设备均需处于盐雾、高湿度环境中，故所选设备均采用室内型，为节省占地、提高可靠性，选用封闭式组合电器（如ＧＩＳ）。假定各段继电保护措施及动作时间与３５／１１０ｋＶ典型变电站继电保护一致，具体如表６⁃２所示。表６⁃２继电保护措施与动作时间保护位置母线变压器３５ｋＶ线路１１０ｋＶ线路保护类型母线差动变压器差动电流速断（Ⅰ段）电流速断（Ⅰ段）过电流（Ⅱ段）过电流（Ⅱ段）动作时间／ｓ０１０１０１０１１５１５（一）电气设备选择原则１额定电压和电流电气设备的额定电压不低于装置地点电网额定电压，即Ｕ设备≥Ｕ电网 （６⁃１）电气设备的最大允许电流应不小于该回路的最大持续工作电流，即Ｉｙｍａｘ≥Ｉｇｍａｘ （６⁃２）２按短路状态校验热稳定与动稳定短路电流通过时，电气设备各部件温度（或发热效应）不超过允许值，并满足Ｉ２ｔｔｈ≥Ｉ２ｔｅｑ （６⁃３）ｔｈ ∞动稳定用于衡量电气设备承受短路电流机械效应的能力，短路冲击电流与极限电流应不超过设备允许值，并满足（二）断路器选型与验算

Ｉｍａｘ≥Ｉｃｈ （６⁃４）变电站中采用的高压断路器用来接通和开断负荷电流，要求其灭弧性能好。此外，在变电站电气主接线中，还承担改变主接线运行方式的功能，并在出现故障时，断路器能够以继电保护的方式配合使用，断开短路电流，切除故障线路，保证非故障线路的正常供电及系统的稳定性。结合式（６⁃１）～式（６⁃４），分别计算电气设备的各项参数如下：１３５ｋＶ侧母线前断路器Ｐｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ３××电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５Ｉｅ３××

＝× ｋＡ＝其中，最大工作电流以发电机回路计算。为了便于运行管理，４根海底电缆均采用同种断路器，故以其中最大容量（９台风电机组）计算。初步选择室内型ＳＦ６断路器，具体参数如表６⁃３所示。表６⁃３断路器参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ额定开断容量ＩＳＣ／ｋＡ）ＩＫ／Ａ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ３５１２５０２５２５６３热稳定计算： Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋＱｋ＝Ｑ

ｔｈｚｔ＋Ｑｆｚｔ

＝Ｉ２ｔｋ

＋ＴｆＩ２

（６⁃５）ｋｋ式中，Ｑｋ为短路电流热效应；Ｑｚｔ为电流周期分量热效应；Ｑｆｚｔ为电流非周期分量热效应；ｔｋ为主保护动作时间与断路器分闸时间之和；Ｔｆ为非周期分量等效时间ｋｋ常数。

Ｉ２ｔｔｈ＝２５２×３＝１８７５ｔｈＱｋ＝Ｉ２ｔｋ＋ＴｆＩ２＝２４３２×０２＋０２×４３２＝２３６ｔｈｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈｔｈ

ｋ ｋ≥Ｑｋ３××动稳定计算：ＩＰ＝６３ｋＡ≥Ｉｃｈ＝６１９Ａ开断电流计算：ＩＳＣ＝２５ｋＡ≥ＩＫ＝３××Ｐｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ电流计算：ＩＩｇｍａｘ＝Ｉｅ＝×

＝× ｋＡ＝０９８ｋＡ其最大工作电流为汇流母线电流，为１７台风电机组的最大工作电流。初步选择室内型ＳＦ６断路器，具体参数参照表６⁃３。ｔｈ热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋｔｈＩ２ｔｔｈ＝２５２×３＝１８７５ｋＱｋ＝Ｉ２ｔｋｋ

ｔｈ＋ Ｉ＋ Ｉ

×０２＋０２×４

＝８４３ｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈ≥Ｑｋｔｈ动稳定计算：ＩＰ＝６３ｋＡ≥Ｉｃｈ＝１１６８ｋＡ开断电流计算：ＩＳＣ＝２５ｋＡ≥ＩＫ＝４５９ｋＡ３变压器３５ｋＶ侧断路器电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝３５ｋＶ电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５ＩｅＫｇ＝１×１３ｋＡ＝１ｋＡ

ＳＴ３×Ｕｅ３××１３＝１０５ＳＴ３×Ｕｅ３×其最大工作电流为变压器回路计算值。初步选择室内型ＳＦ６断路器，具体参数如表６⁃４所示。表６⁃４断路器参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ额定开断容量ＩＳＣ／ｋＡ短路耐受电流（３ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ３５２０００２５２５６３ｔｈ热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋｔｈＩ２ｔｔｈ＝２５２×３＝１８７５，Ｑｋ＝Ｉ２ｔｋ＋ＴｆＩ２＝３０８２×０２＋０１１×０８２＝２９４ｔｈ ｋ ｋｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈ≥Ｑｋｔｈ动稳定计算：ＩＰ＝６３ｋＡ≥Ｉｃｈ＝７８４Ａ开断电流计算：ＩＳＣ＝２５ｋＡ≥ＩＫ＝３０８ｋＡ４变压器１１０ｋ侧断路器电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝１１０ｋＶ电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５ＩｅＫｇ＝１０５×１３ｋＡ＝４５ｋＡ

ＳＴ３×Ｕｅ３××１３＝１０５ＳＴ３×Ｕｅ３×其最大工作电流为变压器回路计算值。初步选择室内型ＳＦ６断路器，具体参数如表６⁃５所示。

表６⁃５断路器参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ额定开断容量ＩＳＣ／ｋＡ短路耐受电流（３ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ１１０３１５０４０４０１００热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋＩ２ｔ ２ ｔｈ

２ ２ ２ ２ｔｈｔｈ＝４０×３＝４８００，Ｑｋ＝Ｉｋｔｋ＋ＴｆＩｋ＝０９８×０２＋００５×９８＝０２４ｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈ≥Ｑｋｔｈ动稳定计算：ＩＰ＝１００ｋＡ≥Ｉｃｈ＝２４９ｋＡ开断电流计算：ＩＳＣ＝４０ｋＡ≥ＩＫ＝０９８ｋＡ（三）隔离开关选型与验算隔离开关是高压开关设备的一种，因为没有配置专门的灭弧装置，所以这种隔离开关不能用来切断负荷电流和短路电流，主要用来隔离电源。１３５ｋＶ侧母线前隔离开关Ｐｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ３××电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５Ｉｅ３××

＝× ｋＡ＝其最大工作电流以发电机回路计算，为便于运行管理，４根海底电缆上均采用同种隔离开关，故以其中最大容量（９台风电机组）计算。初步选择室内型隔离开关，具体参数如表６⁃６所示。表６⁃６隔离开关参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ短路耐受电流（４ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ３５６３０２０５０热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋＩ２ｔ ２ ｔｈ

２ ２ ２ ２ｔｈｔｈ＝２０×４＝１６０，Ｑｋ＝Ｉｋｔｋ＋ＴｆＩｋ＝２４３

×０２＋０２×２

＝２３６ｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈ≥Ｑｋｔｈ动稳定计算：ＩＰ＝５０ｋＡ≥Ｉｃｈ＝６１９Ａ２３５ｋＶ侧母联隔离开关电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝３５ｋＶＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ３××电流计算：ＩＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ３××

＝× ｋＡ＝其最大工作电流为汇流母线电流，为１７台风电机组的最大工作电流。初步选择室内型ＳＦ６隔离开关，具体参数如表６⁃７所示。表６⁃７隔离开关参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ短路耐受电流（４ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ３５１２５０３１５８０热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋＩ２ｔ ２ ｔｈ

２ ２ ２ ２ｔｈｔｈ＝３１５×４＝３６９，Ｑｋ＝Ｉｋｔｋ＋ＴｆＩｋ＝４５９

×０２＋０２×４５９＝８４３ｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈ≥Ｑｋｔｈ动稳定计算：ＩＰ＝８０ｋＡ≥Ｉｃｈ＝１１６８ｋＡ３变压器３５ｋＶ侧隔离开关电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝３５ｋＶ电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５ＩｅＫｇ＝１×１３ｋＡ＝１ｋＡ

ＳＴ３×Ｕｅ３××１３＝１０５ＳＴ３×Ｕｅ３×其最大工作电流为变压器回路计算值。初步选择室内型ＳＦ６隔离开关，具体参数如表６⁃８所示。表６⁃８隔离开关参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ短路耐受电流（４ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ３５２０００４０１００热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋＩ２ｔ ２ ｔｈ

２ ２ ２ ２ｔｈｔｈ＝４０×４＝６４００，Ｑｋ＝Ｉｋｔｋ＋ＴｆＩｋ＝３０８

×０２＋０１１×３０８＝２９４ＳＴ３×Ｕｅ３ｔｈ×显然，Ｉ２ｔＳＴ３×Ｕｅ３ｔｈ×动稳定计算：ＩＰ＝１００ｋＡ≥Ｉｃｈ＝７８４ｋＡ４变压器１１０ｋＶ侧隔离开关电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝１１０ｋＶ电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５ＩｅＫｇ＝１０５×１３ｋＡ＝４５ｋＡ

×１３＝１０５×６３ ×其最大工作电流为变压器回路计算值。初步选择室内型ＳＦ６隔离开关，具体参数如表６⁃９所示。表６⁃９隔离开关参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ短路耐受电流（４ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定耐受峰值电流ＩＰ／ｋＡ１１０６３０２０５０热稳定计算：Ｉ２ｔｔｈ≥ＱｋＩ２ｔ ２ ｔｈ

２ ２ ２ ２ｔｈｔｈ＝２０×４＝１６００，Ｑｋ＝Ｉｋｔｋ＋ＴｆＩｋ＝０９８×０２＋００５×９８＝０２４ｔｈ显然，Ｉ２ｔｔｈ≥Ｑｋｔｈ动稳定计算：ＩＰ＝５０ｋＡ≥Ｉｃｈ＝２４９Ａ（五）互感器选型与验算１互感器的作用互感器类似一种特殊的变压器，广泛用于供电系统中向测量仪表和继电器的电压线圈或电流线圈供电。其主要功能如下：１）将一次回路的高电压和大电流转变为二次回路标准的低电压和小电流，有助于测量仪表和保护装置标准化、小型化，结构轻巧、价格便宜，同时，便于屏内安装，还可以通过小截面电缆进行远距离测量。２）隔离高压电路。互感器一次侧与二次侧之间没有电的联系，而只有磁的联系，隔离了二次设备与高电压部分，同时，由于互感器二次侧均接地，从而保证了设备和人身的安全。互感器在主接线中的配置与测量仪表的选择、保护和自动装置的要求，以及主接线的形式有关。３）便于使用简单经济和标准化的仪表继电器，并使二次回路接线简单。２互感器选型与安装原则１）为了满足测量和保护装置的需要，在发电机、变压器、出线、母线分段及母联断路器、旁路断路器等回路中均设有电流互感器。对于大接地短路电流系统，一般按三相配置；对于小接地短路电流系统，根据具体要求按两相或三相配置。２）对于保护用电流互感器应尽量消除主保护装置的不保护区。例如，若有两组电流互感器，且位置允许时应设在断路器两侧，使断路器处于交叉保护范围之中。３）为了减轻一旦出现内部故障对发电机的损伤，用于自动调整励磁装置的电流互感器应配置在发电机定子绕组的出线侧。为便于分析和在发电机并入系统前发现内部故障，用于测量的电流互感器宜装设在发电机中性点侧。３互感器选型举例（１）３５ｋＶ侧电流互感器电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝３５ｋＶ电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５ＩｅＫｇ＝１×１３ｋＡ＝１ｋＡ

ＳＴ３×Ｕｅ３××１３＝１０５ＳＴ３×Ｕｅ３×３５ｋＶ侧使用同一种互感器，所以最大工作电流以３５ｋＶ侧各部分工作电流中最大值计算，即３５ｋＶ侧变压器回路工作电流值。初步选择室外型电流互感器，具体参数如表６⁃１０所示。表６⁃１０电流互感器参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ一次额定工作电流Ｉ１Ｎ／Ａ二次额定工作电流Ｉ２Ｎ／Ａ热稳定电流（１ｓ）ＩＫ／ｋＡ动稳定电流ＩＰ／ｋＡ准确等级３５１０～２５００５５０１２５０５级热稳定计算：ＩＫ＝５０ｋＡ≥ＩＫ－１＝４５９ｋＡ动稳定计算：ＩＰ＝１２５ｋＡ≥Ｉｃｈ＝６８ｋＡＳＴ３×Ｕｅ（２）１１０ｋＶ侧电流互感器电压计算：Ｕ≥Ｕｅ＝ＳＴ３×Ｕｅ电流计算：Ｉ≥Ｉｇｍａｘ＝１０５ＩｅＫｇ＝１０５×１３ｋＡ＝４５ｋＡ３×其工作电流为１１０ｋＶ３×

×１３＝１０５×６３ ×初步选择室外型电流互感器，具体参数如表６⁃１１所示。表６⁃１１电流互感器参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ一次额定工作电流Ｉ１Ｎ／Ａ二次额定工作电流Ｉ２Ｎ／Ａ热稳定电流（１ｓ）ＩＫ／ｋＡ动稳定电流ＩＰ／ｋＡ准确等级１１０１０～２０００５５０１２５０５级３××热稳定计算：ＩＫ＝５０ｋＡ≥ＩＫ－２３××动稳定计算：ＩＰ＝１２５ｋＡ≥Ｉｃｈ＝２４９ｋＡ（六）母线（３５Ｖ）选型与验算Ｐｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ：ＩＩｇｍａｘ＝Ｉｅ＝×

＝× ｋＡ＝０９８ｋＡ工作电流为１７台风电机组的工作电流。铜排封闭母线，截面积Ｓ为１ＱｋＫ１ＱｋＫｆ＝热稳定计算：Ｓｍｉｎ＝＝（七）ＧＩＳ设备选型与验算

１１７１

４３×１ｍ２＝１７ｍ２，显然Ｓ≥Ｓｍｉｎ。通过上述计算分别得到断路器、隔离开关与互感器的各项参数，经综合后选择ＧＩＳ设备。采用ＳＦ６环网柜，具体参数如表６⁃１２所示。表６⁃１２ＧＩＳ设备参数额定电压Ｕｒ／ｋＶ额定工作电流Ｉｒ／Ａ额定开断容量ＩＳＣ／ｋＡ短路耐受电流（３ｓ）ＩＫ／ｋＡ额定峰值耐受电流ＩＰ／ｋＡ４０５６３０５０２０５０五、海上变电站的保护（一）雷电过电压保护１变电站雷电过电压分类１）直击雷，雷直接击在变电站的电气设备上，产生极高的过电压；２）感应雷，雷击在附近物体或地面上，空间磁场变化，在附近导体上产生过电压；３）侵入雷电波，输电线路遭到雷击，雷电波随输电线侵入变电站，产生过电压。２雷电保护设备１）避雷针，用来保护建筑物不受雷击。在建筑物顶端安装一个金属棒，与埋在地下的一块金属板相连，利用金属棒的尖端放电，使云层所带的电和地上的电中和，从而消除雷电的影响。２）避雷线，一般为铁质导线，连接避雷网，用于架空线、线杆与发射架等。３）避雷器，能释放雷电过电压能量，保护电工设备免受瞬时过电压危害，又能截断续流，不致引起系统接地短路。有雷击时，避雷器立即动作，流过电荷，限制过电压幅值，保护设备绝缘；电压值正常后，避雷器又迅速恢复原状，以保证系统正常供电。３雷击过电压保护措施参考相关３５／１１０ｋＶ陆上变电站设计规范，考虑变电站实际建筑尺寸与避雷设备的最终高度，采用避雷线保护方案，以防止直击雷，并采用避雷器，防止侵入雷电波。由于感应雷仅对３５ｋＶ以下系统有影响，所以避雷针与避雷线设置时远离３５ｋＶ系统，并通过将户外电气设备外壳接地，防止受到感应雷的影响。４避雷线选型参考国外相关海上变电站建设经验，为减少基座的承受力，一般采取降低海上变电站的基座高度措施。其中，海上变电站的高度为１０～２０ｍ、长度为２０～３０ｍ、宽度为７～２０ｍ，据此，假定所建设的海上变电站长宽高分别为３０ｍ、２０ｍ和２０ｍ。避雷针高度一般高于避雷线，且海上变电站建筑结构为长方形平台，使用避雷线保护较为合适，而使用避雷针会导致避雷针高度过高，在开阔的海面上更易引起雷击，所以，在变电站顶部设置避雷线保护装置。在装设避雷线的同时，还装设集中接地装置，且避雷接地线远离其他设备，以保护电气设备。ｈ如图６⁃８所示，将避雷线设于变电站顶部中央，为确保避雷线保护没有死角，选择保护半径ｒＸ＝１２ｍ，略大于变电站宽度的一半，长度选择为３０ｍ（即为变电站长度）。当ｈＸ≥ｈ／２时，ｒＸ＝（ｈ－ｈＸ）ｐ＝（ｈ－２０）×５５，其中，ｈＸ为被ｈｈ保护变电站的高度，ｐ为避雷线高度影响系数。当３０＜ｈ１２０ｍ时，ｐ＝５，根ｈ据所选保护半径ｒＸ＝１２ｍ，求得ｈ＝３２５ｍ，即避雷线高度为１２５ｍ。图６⁃８避雷线保护范围示意图５避雷器选型避雷器可分为碳化硅阀式避雷器与金属氧化物避雷器，目前主要使用金属氧化物避雷器，尤其是氧化锌避雷器，并广泛应用于各种电气设备中。由于海上属于雷电多发地区，且雷电极易击中海上变电站，因此，必须对可能受到雷电波侵入的设备加装避雷器。对于母线配电系统，应在每段母线上加装避雷器；为保护主变中性点绝缘，应在主变中性点装设一组避雷器，并在变压器进线与出线各加装一组避雷器；在每回出线靠近隔离开关或断路器的地方加装一组避雷器；ＧＩＳ设备应在设备入口处的空气套管上加装避雷器。如果上述不同设备均处于同一避雷器保护范围内，则可以适当去除多余的避雷器。（二）接地保护１接地类型１）直接接地。即中性点与地电位直接相连，由于出现单相故障时可能引起很大的短路电流，故直接接地一般应用于高压系统中。例如，我国一般在１１０ｋＶ以上系统采用中性点直接接地方式。２）非直接接地。即中性点与地电位之间通过某电气设备（如电阻、消弧线圈、接地变压器等）进行连接或者不接地，由于出现故障时非故障相电压会大幅升高，所以非直接接地一般用于中低压系统。２接地方式及要求接地方式分为工作接地、保护接地、防雷接地与防静电接地四种具体要求如下：１）工作接地。有效接地系统中，需要接地的变压器中性点、接地变压器中性点、电压互感器、电流互感器、接地开关等按照系统要求接地；中性点有效接地系统中，应装设能自动切除故障的保护装置；中性点不接地系统中，中性点电阻、消弧线圈、与电压互感器一次侧须直接接地。２）保护接地。电气设备各金属部件除有另外规定外都应接地或接保护线。３）防雷接地。避雷设施均应设置集中接地装置，避雷装置下引线的接地装置应设置集中接地体，防雷接地装置不应设在人经常通行的地方。４）防静电接地。易燃易爆物体的金属外壳与金属支架需要接地。３接地保护措施设计的海上变电站主变压器采用１１０ｋ变压器接地方式选用中性点有效接地方式，变压器中性点经隔离开关接地，运行时，可以根据实际情况开合隔离开关。所用封闭式母线外壳、变压器外壳、ＳＦ６全封闭式组合电器（）外壳、铠装海底电缆外皮及其他电气设备外壳均直接接地，避雷线引下线接于集中接地体。由于海面上没有可以直接利用接地的自然接地体，只能利用海底岩层与人工接地体，需要设置较可靠的海底水平接地体并辅助以垂直接地体，并将防腐等级设为最高级，采用抗腐蚀性能较好的镀铜扁钢，并采取相应的防腐措施，如涂防腐油漆等，置于海上变电站基座以下且固定牢靠，避雷线引下线的集中接地体与其他电气设备的接地体需保持一定距离，以防止雷击对其他设备的影响。（三）其他保护海上变电站的应用环境恶劣，盐雾情况严重、污染等级高。防潮、防盐雾是海上变电站建设过程中无法回避的问题，如何在高盐雾环境中确保电气设备绝缘性与可靠性是保证海上变电站正常运行的关键。例如，许多海上工程，包括海上大桥、海上风电机组都曾因为海上恶劣的环境而导致故障频发，所以，需要严格进行防潮处理。另外，由于没有地基，海上变电站需要自行建设可靠的地基，这就涉及地基建设大小与成本的问题，所有的电气设备都需要考虑占地问题，通常会尽可能减小占地空间，再加上防潮采用的密闭空间，使得散热又成为了海上变电站的另一个亟待解决的问题。１防潮与防盐雾由于容易受海上恶劣的环境与海浪的影响，海上变电站往往建设在室内。为防止高湿度、高盐雾对海上变电站内电气设备运行产生影响，最常用的办法就是使各个电气设备在封闭环境中运行，便可以有效解决盐雾对铁质设备的腐蚀问题。同时，各部分电气设备都设置于封闭的钢结构中，可以有效确保绝缘性，通过对裸露在外的钢结构涂上防腐蚀涂料并增加腐蚀厚度，可以进一步提高其防腐性能，借鉴海上大桥的成功防腐经验，可采用牺牲阳极的阴极保护方法，在钢结构外增加一些活泼性更强的金属（锌），受盐雾影响时，阳极先腐蚀，使阴极耐腐蚀能力增强。此外，还在海上变电站内采用除湿装置，以降低变电站内的湿度与盐雾。维护时，应定期涂防腐涂料，并检查阳极腐蚀情况，以保证防潮与防盐雾效果。２通风散热变电站通风一般可以分为自然通风与机械通风两种，一般采用自然通风，利用百叶式大门进风，敞开式屋顶排风。但是，由于海上变电站运行环境较为特殊，不能完全采用陆上变电站的通风方法，需要在一般通风方法的基础上进行改进。首先，电气设备为了防腐与防盐雾而封闭在钢结构中，极大地影响了其通风散热的效果。但是，如果采用模块化设备拼接技术，即使得易受腐蚀的部分封闭在钢结构中，用于通风散热的模块封闭在另一个钢结构中，并安装在通风条件良好的位置，辅助一些其他的机械通风手段，大幅提高散热通风能力，模块之间则通过油气套管连接。这种方法既不影响运行性能，又兼顾了通风散热与防盐雾要求，同时，相应的技术与模块化设备已在类似的特殊环境中得以成功应用。因此，该方法是海上变电站通风散热的首选方法。另外，海上变电站大部分空间仍采用自然通风方法，在变电站外部加装防止海浪与减少盐雾的百叶窗结构，并在进、出风处加装除湿装置，以防止盐雾在通风过程中对电气设备的腐蚀，并在局部重要的地方采用机械通风方法，在重要的封闭钢结构中也采用机械通风，以确保通风散热的效果。六、短路计算（一）概述１短路计算的作用利用短路计算的结果，达到以下目的：１）比较、选择发电厂、变电站电气主接线；２）选择导体与电气设备；３）选择继电保护设备与整定方案；４）选择、校验接地装置。２短路计算的假设条件１）工作时三相系统对称；２）电源电动势同相位、恒定，运行在额定状态下，且短路时不摇摆；３）电动机均为理想电动机，不计及磁路饱和；４）短路发生在短路电流为最大值的瞬间；５）忽略输电线电容、电阻、变压器的电阻和励磁电流，各个电气元件物理模型均用纯电抗表示。３短路计算步骤１）画电气接线图；２）选择计算短路点，画等值网络图；３）选取基准容量和基准电压，进行标幺化或以有名值进行参数计算；４）求解短路电流；５）将计算结果列表。４工作电流计算公式Ｐｅ３×ＵＰｅ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅ（２）

变压器回路

Ｉｇｍａｘ＝０５Ｉｅ＝１０５

（６⁃６）（３）

Ｉｇｍａｘ＝０５ＩｅＫｇ＝０５×ＰｍａｘＰｍａｘ３×Ｕｅ×ｃｏｓφｅＩｇｍａｘ＝

×Ｋｇ（Ｋｇ１３～１５） （６⁃７）ＳｅＳｅ３×Ｕｅ（４）母联断路器取最大支路的最大工作电流。（５）汇流母线根据母线上的主设备选择。（６）不同短路点等效时间常数如表６⁃１３所示。表６⁃１３不同短路点等效时间常数推荐值 （单位：ｓ）短路点等效时间常数推荐值汽轮发电机端０２５水轮发电机端０１９高压侧母线主变容量＞１００ＭＶＡ０１３主变容量＝４０～１００ＭＶＡ０１１远离发电厂处００５（７）各参数标幺值计算ＵＢ电压： Ｕ∗＝Ｕ，ＵＢ为线电压峰值 （６⁃９ＵＢＳＢ容量： Ｓ∗＝ＳＢ３Ｕ电流： ＩＢ＝ＳＢ３ＵＺＢＺ

（６⁃１０）（６⁃１１）ＺＢＢ阻抗： Ｚ∗＝ＺＢＢ（二）短路计算

＝Ｕ２／ＳＢ

＝ＺＳＢＵ２ＢＵ２

（６⁃１２）短路计算是选择电气设备的重要参考依据，应该考虑可能发生的最严重短路情况，即短路电流最大的情况。因此，设计中仅计算最严重的三相短路情况。根据海上变电站选址与风电机组布局，在３５ｋ与１１０ｋ侧出现短路时，由于风电机组电源功率有限，各个风电机组离短路点距离差异较大，不能等效为同一电源，需采用叠加法计算短路电流。为简化计算，采用标幺值计算法。因为两台变压器的短路情况一致，所以只计算其中一台变压器的短路电流。１电气接线图与短路点具体电气接线图与短路点选择如图６⁃９所示。２３５ｋＶ侧母线短路（１）电气接线图如图６⁃１０所示，ＸＧ为风电机组等效阻抗；Ｘｔ为风电机组自带箱式变压器阻图６⁃９电气接线图与短路点抗；Ｘ为０ｋｍ海底电缆阻抗；Ｘ为１ｋｍ海底电缆阻抗。（２）参数计算 ∗基准值的选取：ＳＢ＝１００ＭＶＡ，海上风电场采用３ＭＷ风电机组，Ｘ″ｄ＝０２５，出口处采用０６９／３５ｋＶ风电用组合箱式变压器，具体参数为：ＳＴ＝３ＭＶＡ，Ｕｋ％＝９％。３５ｋＶ海底电缆具体参数为００９６１Ω／ｋｍ。Ｘ∗＝Ｘ″∗×ＳＢ＝０５×１０＝７８Ｇ ｄ ＳＧ ３风电机组自带箱式变压器：Ｘ∗＝Ｕｋ％×ＳＢ＝９×＝３ｔ １００ Ｓｔ １００ ３Ｕ海底电缆：Ｘ∗＝Ｘ１×ＳＢ＝０５×００９６１×１００＝０Ｕ２Ｂ∗

３７２１００ＢＸＬ２＝ＸＬ２×Ｕ２＝１×００９６１×３７２＝０００７０Ｂ风电机组１离海上变电站最远，两者之间用５ｋｍ海底电缆相连接，根据电气图（见图６⁃１１）与计算得到的参数，可知５ｋｍ海底电缆总电抗为ΣＸ∗＝Σ ＳＢ

Ｌ１００ＸＬ×Ｕ２＝５×００９６１×３７２＝００３５，假设变压器出口理想电压为３７ｋＶ。而风电Ｂ ∗ ∗ ∗机组等效电抗与自带箱式变压器电抗之和为ΣＸＧ＝ＸＧ＋Ｘｔ＝５７８，海底电缆电抗占总电抗的１％，其余各风电机组与海上变电站之间距离更近，海底电缆总图６⁃１０电气接线图图６⁃１１简化后的电气接线图电抗所占比例更小，且忽略海底电缆电抗只会使计算电流增大，对于后续计算与设备选择无影响，故忽略海底电缆电抗，仅计算风电机组等效电抗与自带箱式变压器电抗，可将各组风电机组视作一个等效电源计算。（３）短路电流计算针对图６⁃１２，ΣＳ１＝８×ＳＧ＝８×３ＭＷ＝２４ＭＷ，ΣＳ２＝９×ＳＧ＝９×３ＭＷ＝２７ＭＷ，ΣＳ＝ΣＸ∗＝ΣＸ∗ΣＸ∗＝ΣＸ∗＝５８＝０７２，ΣＸ∗＝ΣＸ∗＝５８＝０６４１ ８Ｇ ８ ２ ９Ｇ ９１ΣＸ∗＝ΣＸ／／ΣＸ∗＝０７２／／０４＝０３４１式中，“／／”表示为并联阻抗。 ２３１１０ｋＶ侧出口短路（１）主变压器参数计算

图６⁃１２计算用电气接线图如图６⁃１３所示，主变压器具体参数计算如下：图６⁃１３电气接线图主变压器：ＳＴ＝６３ＭＶＡ，Ｕｋ％＝１０５％主变压器：Ｘ∗＝Ｕｋ×ＳＢ＝５×＝０１７，其余参数与３５ｋＶ短路时一致。

Ｔ １００ ＳＴ

１００ ６３与３５ｋＶ母线短路一样，忽略３５ｋＶ海底电缆电抗。（２）短路电流计算针对图６⁃１４，短路电流计算如下：图６⁃１４短路电流计算用电气接线图Ｘ∗＝Ｘ∗＝８＝２，Ｘ∗＝Ｘ∗＝８＝４Ｓ２＝５１ＭＷΣ ＝８×ＳＸ∗＝Ｘ∗＝８＝２，Ｘ∗＝Ｘ∗＝８＝４Ｓ２＝５１ＭＷ１ ８Ｇ ８ ２ ９Ｇ ９Ｘ∗＝Ｘ∗／／Ｘ∗＋Ｘ∗＝２／／４＋７＝１１ ２ Ｔ，，施工作，，。，海上变电站构件宜在陆地完，。图。图６⁃１５海上变电站平板车式结构图６⁃１６海上变电站安装，，并在尽量，。海上变电站体、，，。，，防止各构件在吊装过程中。，也没有海上风电场高压变。，、ＤＮＶ及船。，，，、。我国内蒙古某风电场，总装机容量为分二期建设，各安装了台。，一期工程安装的台风电机组经箱式，再由回～二期风电场升，。、。，升压变电站，，。一期，两回。（６６），９。。１）方案１Ｖ，二期新建Ｖ，场内采用，风电机组采Ｖ，共有回在升压Ｖ／，升压站Ｖ⁃线路组接，，新建一段。２）方案２３回Ｖ，扩建一期Ｖ３５ｋＶ场内采用Ｖ，风电机组按照一机一变的方式将机组电压升至，。３３台风电机组分成３３５ｋＶ，共有３回Ｖ。，Ｖ／主，升压站（）６６，３５侧采用单。３）方案３２回Ｖ，扩建一期Ｖ３５ｋＶ场内采用Ｖ，风电机组按照一机一变的方式将机组电压升至，。３３台风电机组分成２３５ｋＶ组，共有２回３５ｋＶ场内集电线路。３方案分析（１）参照，。，方案。表６⁃１４较（） （：）序号项目方案１方案２方案３１箱变５９４（３３台×１８万／台）７５９（３３台×２３万／台）７５９（３３台×２３万／台）２场内线路单回ｋｍ万／ｋｍ）双回（５万／ｋｍ）单回ｋｍ万／ｋｍ）双回（ｋｍ万／ｋｍ）ｋｍ万／ｋｍ）双回（７ｋｍ万／ｋｍ）（万（万箱变架空线杆电缆万（架空线杆⁃配电室电缆：４５０９ｋｍ×５０万／ｋｍ）（架空线杆⁃配电室电缆：２４０４ｋｍ×６０万／ｋｍ）２４架空线杆⁃配电室电缆：（０４ｋｍ×６０万／ｋｍ）（续）序号项目方案１方案２方案３３开关柜１４４（１２台×１２万／台）１４０（７台×２０万／台）１２０（６台×２０万／台）４无功补偿装置１６０１８０１８０５