2026版 新能源项目升压站设计导则

2026年01月 11.1编制目的 1.2编制原则 1.3适用范围 21.4总的要求 2第2章电气设计要求 42.1电气一次设计要求 42.2电气二次设计要求 第3章总图设计要求 3.1总图设计规范 3.2升压站选址要求 3.3总平面布置要求 3.4竖向布置要求 3.5管沟布置要求 3.6道路设计要求 3.7围墙设计要求 第4章建筑设计要求 4.1建筑设计规范 4.2建筑设计基本要求 4.3建筑外观设计要求 4.4建筑内装修设计要求 4.5建筑节能设计要求 第5章结构设计要求 5.1结构设计规范 5.2建(构)筑物设计要求 5.3地基处理要求 5.4施工要求 5.5沉降监测 第6章暖通设计要求 6.2采暖设计要求 6.3空调设计要求 6.4通风设计要求 第7章给排水设计要求 7.1设计规范 7.2水源方案选择要求 7.3给水系统设计要求 7.4排水系统设计要求 第8章消防设计要求 8.1消防设计规范 8.2建筑消防设计要求 8.3电气消防设计要求 8.4消防给水系统设计要求 附件：升压站创新设计建议清单 附表1升压站智能化设计建议清单 附表2升压站低碳化(零碳化)设计建议清单 附表3升压站绿色化设计建议清单 1第1章总则编制新能源项目升压站设计指导意见是国电电力发展股份有限公司(以下简称“国电电力”)提升新能源项目标准化水平，推动新能源项目高质量发展，提升新能源建设和管理效率，提高国电电力整体工程建设水平和效益的重要手段。编制新能源项目升压站设计指导意见是国电电力贯彻落实集团公司“一个目标、三个作用、六个担当”发展战略，加快建设世界一流清洁低碳能源科技领军企业和一流国有资本投资公司，深化落工程建设“两不超、三个零”要求的具体举措。新能源项目升压站设计指导意见编制坚持以下原则：(1)指导性原则本设计指导意见是新能源项目前期阶段升压站设计的指导性意见，对相关专业设计给出指导性建议和要求。(2)规范性原则本设计指导意见的具体要求在不与有关政策、标准相违背的前提下应尽量遵循，使新能源项目升压站设计达到规范一致、标准统一的目标。项目的外部形象要体现国家能源集团和国电电力的企业文化特征，具有较高的识别度。(3)创新性原则本设计指导意见鼓励新能源项目开发主体在新能源项目升压站设计时，进行技术创新，主动开展项目评优申报。(4)先进性原则本设计指导意见鼓励新能源项目开发主体在新能源项目升压站设计时，设备选型要先进合理，注重环保，各项技术经济可比指标先进。(5)适应性原则本设计指导意见鼓励新能源项目开发主体在新能源项目升压站设计时，综合考虑不同地区的实际情况，因地制宜，进行适应性设计。(6)绿色性原则2通过全生命周期管理实现资源节约、环境友好与低碳高效。本设计指导意见适用于国电电力及其全资子公司或控股子公司的新建新能源项目的陆上升压站设计。改建、扩建新能源项目宜参照执行。本设计指导意见适用于按“无人值班、少人值守”原则设计的新能源项目升压站，家能源集团新能源发电工程预制舱变电站典型设计指导意见》。1、新能源项目的升压站设计需遵循国家和行业标准，确保技术方案统一性和可复制性，以提升建设效率和工程质量。2、新能源项目的升压站设计需兼顾经济性和环保性，在满足功能需求的前提下，优化投资成本，优先采用节能环保设备和施工工艺，减少生态影响。3、新能源项目的升压站设计需增加企业辨识度，体现国家能源集团和国电电力的企业文化和特征。4、新能源项目的升压站选址需结合新能源项目规模、地理环境、电网接入条件等因素，优先选择地质稳定、交通便利、对周边环境影响较小的区域。5、新能源项目的升压站设计要布局合理，应明确划分电气设备区、储能区(如配置电化学储能)、辅助设施区等，并合理规划消防通道和运维空间。6、新能源项目的升压站设计要综合考虑全寿命周期巡检，维护，故障消缺等要求。7、在西藏、青海等高海拔地区的升压站，宜考虑设置弥散供氧设施，具体要求需满足GB/T35414《高原地区室内空间弥散供氧(氧调)要求》。8、新能源项目的升压站设计时，应在分析历史气象信息的基础上，对未来的极端天气进行分析预测，并对极端天气情况下采取的应急预案提出建议。9、新能源项目的升压站设计要重视创新，积极建设智能、绿色、低碳的升压站。可从以下几点进行切入：(1)在满足投资收益的前提下，积极采用智能巡检和智慧安防系统，建设智能升(2)在满足投资收益的前提下，积极建设绿色节能建筑，建设绿色升压站。3(3)在升压站建筑物屋顶建设分布式光伏或将建筑物建成BIPV建筑，将车棚建成BIPV光伏车棚，建设零碳升压站。(4)有人生活的升压站，在环境条件符合的前提下，可以在屋顶装设太阳能热水器。(5)在满足投资收益的前提下，积极采用“五新”技术应用。(6)升压站的创新设计可参考本指导意见的附件《升压站创新设计建议清单》,并结合项目需求和特点选择，选择适合的创新点。创新点不限于附件《升压站创新设计建议清单》所列内容。42.1电气一次设计要求2.1.1电气一次设计规范《光伏发电站设计标准(2024年版)》《光伏电站接入电网技术规定》《光伏发电站接入电力系统技术规定》《光伏发电站防雷技术要求》《光伏发电站防雷技术规程》《光伏发电工程电气设计规范》《光伏发电站直流发电系统设计规范》《风力发电场设计规范》《风电场接入电网技术规定》《风电场接入电力系统技术规定第1部分：陆上风电》《风电场工程电气设计规范》《油浸式电力变压器技术参数和要求》《干式电力变压器技术参数和要求》《发电厂和变电站照明设计技术规定》《35kV～110kV变电站设计规范》《220kV～750kV变电站设计技术规程》《35kV～220kV无人值班变电站设计规程》《3～110kV高压配电装置设计规范》《高压配电装置设计规范》DL/T1364-2014NB/T10NB/T32045-2018NB/T31026-2022GB50059-2011《变电站预制舱式组合设备技术规范第1部分：开关设备舱》DL/T2824.1-2024《建筑物防雷设计规范》《导体和电器选择设计规程》《绝缘配合第1部分：定义、原则和规则》5《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064-2014GB/T50065-2011GB50217-2018《220kV～1000kV变电站站用电设计技术规程》DL/T5155-2016GB/T11032-2020《火力发电厂与变电站设计防火标准》GB50229-2019DL5027-2015GB50260-2013《十八项电网重大反事故措施(修订版)》(国家电网设备〔2018〕979号)《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2023版)》(国能发安全〔2023〕22号《南方电网公司反事故措施(2024版)》(南方电网输配电〔2024〕30号文件)《国家能源集团电力生产二十五项重点反事故措施(2023年版)》(国家能源电力〔2023〕553号)《国家能源集团新能源发电工程预制舱变电站典型设计指导意见》(2023版)《国家能源集团电力产业新(改、扩)建项目技术原则-风电、光伏及风光互补分册-征求意见稿》(2023版)国家和电力行业现行其他有关标准、规程、规范、反措，如有更新，均按照最新版本执行。电气主接线的设计应符合《风力发电场设计规范》(GB50196)、《光伏发电站设计标准》(GB50797)相关规定，并结合本期、远景规划的额定容量、安全可靠性、运行灵活性和经济合理性等条件选择。电气主接线宜简化，并应满足运行灵活、操作检修方便和便于扩建等要求。电气主接线宜采用线路变压器组或单母线接线，对于规模较大的升压站，可采用单母线分段或双母线接线型式。(重点强调)目前规划的单一升压站装机容量一般不大于1000MW,升压站电压等级及主变配置(1)装机容量100MW及以下的升压站，宜采用110kV电压等级，出线1回接入6电力系统。主变压器为1~2台，110kV侧宜采用线路变压器组接线或单母线接线，35kV侧宜采用单母线接线。(2)装机容量100MW~200MW的升压站，宜采用110kV(220kV)电压等级，出线1~2回接入电力系统。主变压器为1~2台，110kV(220kV)电气主接线宜采用线路变压器组接线或单母线接线，35kV电气主接线宜采用单母线接线或扩大单元接线。(3)装机容量200MW~600MW的升压站，宜采用220kV(330kV)电压等级，出线1~2回接入电力系统。主变压器为3台及以下，220kV(330kV)电气主接线宜采用线路变压器组接线或单母线接线，35kV电气主接线宜采用单母线接线或扩大单元接线。(4)装机容量600MW~1000MW的升压站，宜采用220kV(330kV)电压等级，出线1~2回接入电力系统。主变压器为4台及以下，220kV(330kV)电气主接线宜采用单母线接线、单母线分段或双母线接线，35kV电气主接线宜采用单母线接线或扩大单元接线。非以上容量的升压站可按上述相近容量参考套用，最终的接入系统方案应以接入系统设计报告及批复意见为准。2.1.2.2中性点接地方式(经验总结)(1)35kV系统中性点宜采用经电阻接地方式。(2)110kV及220kV中性点宜采用有效接地方式。(3)330kV系统中性点宜采用直接接地方式。。电气主要设备选择应符合《导体和电器选择设计技术规程》(DL/T5222)要求。3kV~1000kV电器的正常使用海拔不超过1000m。对于安装在海拔高度超过1000m但不超过4000m地区的电器，其外绝缘、安全净距及爬电距离等应按照现行国家标准《绝缘配合第1部分：定义、原则和规则》(GB311.1)、《导体和电器选择设计技术规程》 (DL/T5222)、《高压配电装置设计规范》(DL/T5352)、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》(GB50064)等规范要求进行修正。(重点强调)2.1.3.1短路电流控制水平(经验总结)35kV短路电流控制水平：31.5kA。110kV短路电流控制水平：40kA。220kV短路电流控制水平：50kA。7330kV短路电流控制水平：63(50)kA。上述各级电压的短路电流水平需根据升压站短路电流计算复核后确定。主变压器推荐采用三相油浸式、低损耗、双绕组、有载调压升压变压器。电网要求主变选用三相双绕组(带平衡绕组)的型式时应按实际电网要求设计。(经验总结)单台主变容量180MVA及以下产品推荐选用自冷型，单台主变容量180MVA及以上产品宜选用油浸风冷或强迫油循环风冷。主变压器能效等级宜不低于2级能效标准。((标准细化)主变容量的选取应按照具体项目风电或光伏装机容量并结合储能配置情况进行综合考虑。主变容量应与风电机组、光伏逆变器最大输出功率相匹配，当电网要求主变容量满足新能源与储能叠加送出的要求时应按实际电网要求设计。(问题梳理)升压站内110kV、220kV、330kV配电装置型式与设备选择应根据项目地环境条件、电网要求并经技术经济比较后选择确定。110kV、220kV、330kV配电装置可采用AIS、GIS或HGIS设备。在e级污秽地区、高海拔地区、布置场地限制、高抗震设防烈度条件下，高压配电装置宜采用GIS设备。对于年最低温度为-30℃及以下地区、日温差超过25℃地区、重污秽e级或沿海d级地区、周边有重污染源地区的GIS设备宜采用户内式。户内GIS配单装置应配置相应的SF6泄漏报警仪及事故排风装置。架空进出线的GIS线路间隔的避雷器和线路电压互感器宜采用外置结构。同塔双回送出线路间隔宜采用超B类接地开关。2.1.3.435kV配电装置35kV配电装置宜采用户内成套式开关柜。对沿海、高海拔地区、高湿度、布置场地限制地区，当技术经济合理时，35kV配电装置宜采用SF6气体绝缘开关柜。(重点强调)应在35kV配电室配置空调、除湿机等有效的除湿防潮设备，防止凝露导致绝缘事故。(重点强调)无功补偿装置应根据接入系统批复文件或无功补偿专题报告要求配置。8升压站内无功补偿设备宜采用动态无功补偿装置(SVG),对于装置的具体型式及容量应按当地电网要求选择，推荐采用户外集装箱、直挂水冷式SVG设备。(标准细动态无功补偿装置可由SVG和FC支路组成，FC支路配置与否应结合接入系统审查意见与电能质量报告综合考虑。SVG支路所配断路器应选用真空或SF6断路器，FC支路所配断路器宜选用SF6断路器。(重点强调)升压站谐波电流超标需要采取谐波治理措施时，结合升压站布置及预留情况，可考虑将高压有源滤波器(APF)与SVG合并使用兼顾无功补偿功能以及滤波功能，加装当使用带滤波功能的SVG设备时，SVG装置的母线不应接入站用电等设备，且对应回路导体选型应考虑谐波引起的发热。(经验总结)2.1.3.635kV接地变、站用变(经验总结)35kV及以下变压器推荐采用干式设备，为保证接地变和站用变安全可靠运行，接地变与站用变宜分开设置，独立运行，互不影响。35kV站用变宜采用户内布置，35kV接地变及接地电阻装置可采用户外布置。新建升压站的站用变、接地变不应布置在开关柜内或紧靠开关柜布置，避免其故障时影响开关柜运行。(重点强调)2.1.3.7互感器参数(重点强调)(1)电流互感器1)二次绕组配置应满足维电保护、自动装置、测量装置、计量装置的要求。2)用于继电保护的二次绕组应交叉重叠。避免出现主保护的死区。3)计量装置应使用专用的二次绕组。故障录波装置宜使用专用的二次绕组。4)全站电流互感器的二次侧额定电流应相同。电网公司无要求时，二次侧定电流宜选用1A。5)计量用互感器二次侧所连接的负荷应在二次绕组容量的25%~100%。额定二次电流为1A时，用于计量的二次绕组的容量不宜超过5VA。额定二次电流为5A时，用于计量的二次绕组的容量不宜超过15VA。(2)电压互感器1)二次绕组的数量、准确级应满足测量、保护、自动装置的要求。2)计量装置应使用专用的二次绕组。93)二次侧所连接的负荷应在二次绕组容量的25%~100%。用于计量的二次绕组的容量不宜超过10VA。2.1.3.8导体选择(重点强调)1)各级电压设备引线按回路通过的最大电流选择导线截面，按发热条件校验；主变高低压侧回路导体载流量宜按不小于主变额定电流1.05倍计算。2)35kV开关柜内母线及分支回路的根据实际负荷大小确定。3)35kV主变进线柜至主变35kV套管之间导体宜采用全/半绝缘管型母线，截面按主变容量选择。4)110kV、220kV、330kV出线回路的导体规格不宜小于送电线路的规格。电气设备抗震能力应满足《电力设施抗震设计规范》(GB/T50260)的规定，高地震烈度地区应进行抗震设计。(重点强调)2.1.3.10储能系统(经验总结)根据工程实际需要和技术经济的合理性、电网公司接入批复或其他支撑性文件要求配置储能系统。(1)储能系统设计与功能配置应符合现行国家标准《电化学储能电站设计规范》GB51048的有关规定。(2)储能系统技术条件和设备技术要求应符合现行国家标准《电力系统电化学储能系统通用技术条件》GB/T36558的有关规定。(3)储能变流器(PCS)应满足瞬间最大功率状态下的输入/输出要求。(4)宜采用磷酸铁锂电池组成的电化学储能系统，单体电芯容量宜大于314Ah,并采用同时期主流电芯产品。电池系统的电池容量配置应在考虑电池的寿命特性、转换效率、充放电特性及最佳充放电区间的条件下保留适当裕度。(问题梳理)(5)储能设备布置应遵循安全、可靠、适用的原则，便于安装、操作、搬运、检修和调试，并根据项目的总体规划和实施计划做好预留、分期扩建的条件。(6)如储能系统采用多种储能型式，不同类型的储能系统宜分区布置。(7)电池预制舱(柜)布置分区内储能系统额定容量不宜超过50MWh,相邻分区的间距不应小于10m。对储能消防安全有明确规定的地区，宜参照当地标准执行。(问题梳理)(8)储能系统电气主接线应根据电站的电压等级，容量、储能系统的设备特点等条件综合确定，并应满足供电可靠、运行灵活、操作检修方便、投资节约和便于过渡或扩建等要求。2.1.3.11调相机(经验总结)目前新能源场站存在主动支撑力弱，多短路比低、电压波异常敏感等问题。根据《电力系统安全稳定导则》(GB38755)要求，在新能源并网发电比重较高的地区，新能源场站应提供必要惯量和短路容量支撑。新能源场站应满足《电力系统安全稳定计算规范》(GB/T40581)要求，对于新能源多场站接入交流系统情况，新能源发电单元升压变低压侧的多场站短路比应不小于1.5,且新能源并网点的多场站短路比应不小于2.0、宜大于3.0。为增加地区电源出力中的新能源出力比重，促进新能源开发和高效利用，目前提升短路比的推荐方法：配置构网型储能、加装静止同步调相机和加装分布式调相机。当多场站短路比不满足要求时，应按照接入系统评审意见、短路比提升专题报告要求采取有效措施，需完成专业技术论证并经行业权威机构审查认定。调相机布置应遵循安全、可靠、适用的原则，便于安装、操作、搬运、检修和调试，并根据项目的总体规划和实施计划做好预留、分期扩建的条件。电气设备的绝缘配合，参照《交流无间隙金属氧化物避雷器》(GB11032)、《交流电气装置的过电压保护绝缘配合设计规范》(GB/T50064)确定的原则进行选择点强调点强调)氧化锌避雷器按《交流无间隙金属氧化物避雷器》(GB11032)及《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》(DL/T804)中的规定进行选择。(重点强调)电气总平面应根据电气主接线和线路出线方向，合理布置各电压等级配电装置的位置，确保各电压等级线路出线顺畅，避免同电压等级的线路交叉，同时避免或减少不同电压等级的线路交叉。电气总平面布置还应考虑本、远期结合，以减少扩建工程量。配电装置应尽量不堵死扩建的可能。(问题梳理)主变压器和各电压等级配电装置的布置位置应合理，减少对噪声环境与电磁环境的电气总平面的布置应考虑机械化施工的要求，满足电气设备的安装、试验、检修起吊、运行巡视及气体回收装置所需的空间和通道要求。升压站大门及道路的设置应满足主变压器、大型装配式预制件等的整体运输要求。(经验总结)2.1.6.1站用电系统(重点强调)110kV(220kV)升压站应配置两路场用电源，其中1回工作电源和1回备用电源。1回工作电源从站内主变压器的35kV母线引接，1回备用电源宜从站外10kV电源引接。330kV升压站应配置三路场用电源，其中2回工作电源和1回备用电源。2回工作电源分别从站内2台主变压器的35kV母线引接，1回备用电源宜从站外10kV电源引接。升压站10kV备用电源采用与施工电源永临结合方案。当备用电源无法取得时，根据需要配置1台柴油发电机组作为应急电源。站用电低压系统额定电压采用220V/380V。站用电母线采用按工作变压器划分的单母线接线，相邻两段工作母线同时供电分列运行。当工作电源失电时，备用电源投入。站内设置正常照明和应急照明，应急照明分备用照明和疏散照明。正常照明采用380/220V三相五线制，由站用电源供电。应急照明电源采用事故照明切换屏供电，由直流逆变为交流220V。消防应急指示灯具采用A型照明灯具，由应急照明箱供电。继电保护室及主控室的照明灯具，采用嵌入式LED格栅灯，灯具的配置和安装尽量与建筑装饰相匹配。高低压配电室宜采用吸顶LED灯和壁装LED灯，蓄电池室、柴油发电机房等有爆炸危险的场所应采用防爆灯具。屋外配电装置宜采用低位节能型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。站内各预制舱的照明系统由厂家负责设计及安装，并应满足低压配电及照明规范的2.1.7防雷接地设计要求升压站户外配电装置一般采用避雷针作为直击雷防护，避雷针高度及根数应根据站内电气设备布置情况确定。不在避雷针保护范围内的建筑物屋顶通过设置避雷带，并引下与主接地网连接，作为直击雷防护。储能系统电气设备宜采用避雷针作为直击雷防护。升压站的接地装置设计与站址区域土壤电阻率、短路入地电流有很大的关系，要求接地电阻R≤2000/I。因很难确定设计条件，故本指导意见对接地装置设计不做推荐，具体工程可根据工程实际条件进行。升压站主接地网以水平接地体为主，垂直接地体为辅的复合接地网，接地网接地电阻设计应满足《交流电气装置的接地设计规范》(GB/T50065)要求。位于中性或酸性土壤地区的升压站，主接地网水平接地体及主设备接地引下线，宜选用热镀锌扁钢，集中垂直接地体宜选用镀锌钢管。位于强碱性土壤地区和高腐蚀介质的土壤地区的升压站，宜选用铜接地材料或铜覆钢材料。在具体工程设计中，如果升压站土壤电阻率较高，可以考虑采用添加降阻剂、外引接地网、置换接地材料或深井接地等其他降阻措施。对于升压站仅敷设人工接地体难以满足跨步电势或接触电势的需要的时候，可以在经常操作的设备周围铺设碎石或采用高电阻率的绝缘操作地坪。电缆选择及敷设按照《电力工程电缆设计标准》(GB50217)进行，并需符合《火力发电厂与变电站设计防火规范》(GB50229)、《电力设备典型消防规程》(DL50227)有关防火要求。升压站内电缆阻燃等级不小于C级。重要的消防系统、应急照明系统、火灾报警系统、不间断电源、直流系统电缆采用耐火电缆。户外配电装置区、35kV无功补偿装置区、主变区均设有电缆沟，电缆沟采用角钢支架并全部采用热镀锌防腐处理。继电保护室(二次舱)内采用防静电活动地板，地板下方沿屏柜布置方向安装电缆线槽，所有的二次电缆均放置于电缆线槽内。当电力电缆与控制电缆或通信电缆敷设在同一电缆沟或电缆隧道内时，应采用防火隔板或防火槽盒进行分隔。靠近充油设备的电缆沟，应设有防火延燃措施，盖板应封堵。电缆沟防火隔离措施主要有防火分隔、防火封堵、阻燃材料涂敷等，电缆沟内防火隔离措施的设置应遵循《火力发电厂与变电站设计防火标准》(GB50229)、《电力工对于建设工期紧张、布置场地受限的项目，可根据项目建设需要将户内GIS、35kV开关柜、低压开关柜、二次设备、蓄电池等电气设备采用预制舱式布置。二次预制舱布置于35kV预制舱的上方，构成二层立体结构布置。考虑使用的方便性和整体的安全性，一二次舱也可分开独立布置，建议各预制舱外立面与升压站内建筑风格一致。(经验总舱体寿命要求详见本指导意见5.2节“建(构)筑物设计要求”的相关规定。(1)正常使用环境条件在一般地区，预制舱式开关设备正常工作的使用环境应满足以下条件：b)环境温度：-25℃~+40℃;c)最大日温差：25K;d)最大相对湿度：95%(日平均),90%(月平均);e)抗震设防烈度：≤8度(0.3g);f)设计最大风速：35m/s且应满足GB50009中50年一遇风压要求；g)雪荷载：0.25kN/m²;h)抗腐蚀性能：C4(VH)。(2)特殊使用环境条件在特殊地区，预制舱式开关设备使用环境：a)海拔高度：>1000m;b)环境温度：-50℃到40℃(严寒气候);-25℃到55℃(酷热气候);c)最大日温差：30K;d)抗震设防烈度：9度(0.4g);e)设计最大风速：40m/s(12级~13级台风);g)雪荷载：预期雪荷载超过0.25kN/m²;h)抗腐蚀性能：C5。预制舱的设计和选型基本原则应从以下几个方面考虑：(1)设施场地的地质环境条件、水文气象条件的影响，有效应对极端气候条件。例如：高寒、酷热、冰冻、暴雨雪、台风、沙尘、地震等自然灾害；(2)功能分区布置符合工厂预制和现场便捷拼装的要求；(3)符合环保要求，外形应规整美观，并与周边的空间景观相协调；(4)采用一体化设计与安装，实现系统高度集成，确保现场作业安全、便捷、高效，日常维护方便，通道布置便于操作、搬运、检修、试验，符合DL/T5352的规定；(5)具有智能运维管理功能。(6)预留远景扩建的能力等。骨架和底架：主要钢材材质应选用优质碳素结构钢或高强度型钢，屈服强度不小于235MPa。当预制舱体为金属制造时，骨架宜采用焊装一体式结构，主体框架宜采用H型钢。预制舱体内单个拼接单元的钢结构骨架宜整体焊接，骨架宜采用冷弯薄壁型钢焊接钢结构，钢板厚度不应小于2mm,满足足够的强度与刚度。舱体结构应保证在起吊、运输和拼接安装时预制舱体不会产生变形、开裂或覆盖件脱落等现象。底座、底板：舱体底部应设置底座，底座高度宜为200mm;预制舱底座上设置舱底板，预制舱底座与基础连接。舱底板应满足防水、防潮要求，操作及维护通道宜敷设绝缘垫，性能要求应满足DL/T853相关要求。密封：密封用特殊材料应具有耐老化、耐高温及耐腐蚀性能，例如硅橡胶、三元乙丙橡胶、防火泥等。高压、低压的进出线电缆孔采用方便于密封的敲落孔，并制定合理的更换方案，在舱体内配置敲落孔用密封胶圈。绝缘胶垫：舱体内部工作区域地面宜铺设防滑阻燃绝缘胶垫进行安全防护，绝缘胶垫应为环保材料，无刺激性气味以及没有对人体健康有害的物质挥发。绝缘垫厚度应满足DL/T853的相关规定。绝缘胶垫的铺设不应影响开关设备和控制设备柜门以及预制舱体舱门的开启。预制舱整体防护等级至少应符合GB/T4208中的IP54,具备防尘、防潮、防凝露的舱体制作尽可能少用外露固件，以免螺丝钉穿通外壳使水导入壳内；对穿通外壳的孔洞，均应采取相应的密封措施。大风沙地区应根据具体环境条件提高预制舱整体防护等级。预制舱体的防腐蚀设计应符合GB/T50046的要求。预制舱防腐处理遵循ISO12944标准。按照制造厂说明书的建议进行维护，预制舱体材料在其预期的使用寿命期间且在现场使用环境条件下不应劣化。预制舱体的防雷接地设计应符合GB/T50064相关要求，开关设备舱宜设置于升压站避雷针保护范围内。预制舱体的所有金属部分均应接地。预制舱体内开关设备需要与主接地网直接相连的，预制舱体底板需预留开孔，方便设备接地排引出与主接地网相连。预制舱体底架应由金属材料制成。底架的外侧应设有不少于4个均匀分布的专用接地端子，并应给出明显的接地标志。开关设备舱安装就位后还应将此专用接地端子与升压站主接地网可靠连接。预制舱防火安全性能应符合DL/T5630中3.5的要求及GB55037的相关规定。预制舱体构件的燃烧性能和耐火极限应满足GB50016中规定的2级耐火等级的要求。预制舱体靠近变压器侧的墙体应按防火墙考虑，耐火极限不小于3小时。舱内照明应满足GB17945、GB/T50034、GB50054、DL/T5390等相关标准要求。设备舱内照明系统应至少包括正常照明、应急备用照明和应急疏散照明。预制舱内应配置视频监控、环境监测、火灾报警、安防消防、采暖通风、空气调节、照明、检修等设施，保证预制舱设备安全运行及人员巡检需求。当开关设备含有SF6气体时，舱内应设置SF6检测装置及应急自动通风系统，并具备联动功能。开关设备舱内部应设置强弱电分离的线缆通道，并采用便于拆卸的面板维护。预制舱体应考虑后期扩建、设备检修的吊装口或通道。110kV及以上GIS开关设备舱的顶盖应为可拆结构。需要扩容或更换设备时，可把相应顶盖拆下，将GIS设备吊装到舱体内部完成组装。舱内配电装置各种通道的最小宽度(净距)应符合GB50060、DL/T5352等标准要求。开关设备舱内的高/低压开关设备和控制设备以及二次设备屏柜的门应朝操作通道或出口的方向开启或转动。处于任一开启后固定位置的门或开关设备和控制设备突出的机械传动装置不应将通道的宽度减小到500mm以下。舱内设备双列布置时，对向两面柜子同时开门时不应缩小有效逃生通道。预制舱体最大拼接单元尺寸应满足我国交通运输相关规定及车辆超限运输标准。指导意见规定了一般站址条件下的升压站设计原则，具体工程应在指导意见的基础上采取差异化设计措施，并增加开展优化设计。位于8度及以上高烈度设防地区、地震重点监视防御区的升压站，可采用隔震减震技术，提高抗震性能。(1)位于严寒、大风沙地区的升压站，当采用户外配电装置时，应考虑采取防低温措施，户外智能控制柜、风冷控制柜、操动机构箱等应考虑防风沙设计。(2)风沙地区盖板应采用带槽口密封盖板。(3)通风设备应增设防风沙措施。2.2电气二次设计要求2.2.1电气二次设计规范《继电保护和安全自动装置技术规程》《电力系统安全稳定控制技术导则》GB/T14285-2023《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》《电力装置的电测量仪表装置设计规范》《工业电视系统工程设计标准》《火灾自动报警系统设计规范》《电力工程电缆设计规范》《火力发电厂与变电站设计防火标准》《入侵报警系统工程设计规范》《电力系统安全自动装置设计规范》《220kV~750kV电网继电保护装置运行整定规程》《3kV~110kV电网继电保护装置运行整定规程》《电流互感器和电压互感器选择及计算规程》《火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程》《电测量及电能计量装置设计技术规程》《电力工程直流电源系统设计技术规程》《变电站监控系统设计规程》《电能量计量系统设计技术规程》《电力系统安全稳定导则》《电力系统技术导则》《地区电网调度自动化设计规程》《电力系统调度自动化设计规程》《电力系统设计技术规程》《光伏发电站接入电力系统技术规定》》《光伏发电站设计规范》《风电场接入电网技术规定》DL/T5136-2012DL/T5044-2014DL/T5003-2017《风电场接入电力系统技术规定第1部分：陆上风电》《风电场工程电气设计规范》NB/T31026-2022《电力系统自动交换电话网技术规范》《电力系统数字调度交换机》《电力系统调度通信交换网设计技术规程》《电力系统通信设计技术规定》DL/T5391-2007《电力系统同步数字系列(SDH)光缆通信工程设计技术规定》DL/T5404-2007《通信用高频开关电源系统》《通信用阀控式密封铅酸蓄电池》《通信线路工程设计规范》《新能源区域集中监控系统建设规范》《电力监控系统安全防护规定》(发改委令〔2014)14号〕YD/TYD/TYD/T《电力监控系统安全防护总体方案》、《发电厂监控系统安全防护方案》(国能安全〔2015〕36号文)《并网新能源场站电力监控系统涉网安全防护补充方案》(调网安〔2018〕10号)《国家电网公司防止电气误操作安全管理规定》(国家电网安监〔2006〕904号)(适用于国网地区)《国家电网公司十八项电网重大反事故措施(试行)继电保护专业重点实施要求》(调继〔2005〕222号)(适用于国网地区)《十八项电网重大反事故措施(修订版)》(国家电网设备〔2018〕979号)(适用于国网地区)《防止电力生产事故的二十五项重点要求(2023版)》(国能发安全〔2023〕22号)(适用于国网地区)《南方电网公司反事故措施(2024版)》(南方电网输配电〔2024〕30号文件)《国家能源集团新能源一区域一集控管控方案(试行稿)》(2021年12月)《国家能源集团新能源一区域一集控建设方案(试行稿)》(2021年12月)《关于加强电力产业安全生产应急通信建设的通知》(国家能源安环〔2023〕750国家和电力行业现行其他有关标准、规程、规范、反措，如有更新，均按照最新版本执行。2.2.2计算机监控系统设计要求在新能源项目中计算机监控系统的组成，大多是以分区配置集中管理的方式。目前，各新能源项目大致可以分为如下几个分区：(1)升压站计算机监控系统(2)风电场区监控系统(3)光伏场区监控系统(4)储能系统监控系统(5)调相机DCS控制系统不同的项目根据各自特点及系统配置，最终组成项目的计算机监控系统。1、升压站计算机监控系统(经验总结)新能源并网项目中一定会配置升压站计算机监控系统，它是站内综合自动化的通讯枢纽，是全站的信息综合点，负责对开关站主要设备获取测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与远方调度(控制中心)之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达。另外，与风电场区数据采集和监控系统、光伏场区监控系统、储能EMS监控系统、调相机DCS控制系统、直流及图像监控系统等其它智能模块或设备相连接，共同完成全站的综合管理功能。计算机监控系统应满足国产化，自主可控的技术要求。2、风电场区监控系统(经验总结)风电场应配置一套数据采集和监控系统(SCADA系统)。通过专有设备和网络连接手段收集每台风机的运行相关信息，并通过开放外送数据接口与升压站计算机监控系统通信实现数据、状态量的传输和控制命令的传达。3、光伏场区监控系统(经验总结)光伏场区监控系统，负责对逆变器、汇流箱、箱式变压器等主要设备获取测量数据和状态信号，并对所得信息作汇总、分析、存贮和报告输出，同时还负责与升压站监控系统之间的联系，实现数据、状态量的传输和控制命令的传达。4、储能系统监控系统(经验总结)储能系统监控系统主要由能量管理系统EMS、电池管理系统BMS、储能变流器PCS等系统组成。EMS系统对下与PCS、BMS通讯，对上通过升压站站计算机监控系统接受调度系统指令。EMS能量管理系统作为储能系统的核心系统，对储能电站进行数据采集、运行监视、自动充放电控制与计划、系统保护等功能的集中管理系统，并预备遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能。5、调相机DCS控制系统(经验总结)当新能源项目配置调相机设备时，需同步配置1套调相机DCS控制系统。它主要监控范围：调相机本体及其润滑、冷却等公用辅助系统，机组励磁，机组变频启动控制单元(SFC),机组同期装置，故障录波系统，设备保护等。同时调相机DCS监控系统与升压站计算机监控系统之间实现快速通信，以实现正常运行和故障状态下的快速无功调节。设备布置应遵循功能统一明确、布置简洁紧凑的原则，并合理预留备用柜位置。二次设备屏柜位置宜预留总屏柜数量的10%~15%。(经验总结)所有的二次设备屏柜的结构、外形、颜色应一致、并采用标准尺寸。(经验总结)升压站远动装置、110kV及以上继电保护及测控装置、母线保护装置、网络通信设验总结)升压站监控工作站、风机及光伏监控工作站等建议布置在综合楼内主控室的操作台上，若有特殊要求也可布置在预制舱内。(经验总结)35kV综合保护测控装置及考核电能表分散安装在各个开关柜内。(经验总结)升压站一体化电源系统屏柜布置在二次设备室内。容量大于等于300Ah的蓄电池应消防控制室宜独立布置在一层，若与主控室合并建设时，主控室必须布置在一层。((经验总结)2.2.4继电保护及安全自动化设计要求继电保护及安全自动化装置应根据当地电网公司要求进行配置。2.2.4.1线路保护(经验总结)线路保护两侧装置厂家、型号、版本应保护一致。所以新能源场站在线路保护装置订货时需要注意与核实对侧升压站本线路保护装置。线路保护通道，可采用专用光纤、复用2M通道。订货时需根据接入批复意见执行。电压等级在220kV及以上时，应配置2套不同厂家、不同原理的分相纵联差动保护装置，并具备完整后备保护功能。2.2.4.2母线保护(经验总结)电压等级在220kV及以上且一次接线设置母线时，应配置2套含失灵功能的母线保护。电压等级在110kV及以上且一次接线设置母线时，应配置1套母线保护。2.2.4.3故障录波(经验总结)为分析电力系统事故及继电保护和安全自动装置在事故过程中的动作情况，以便于迅速的确定故障性质和故障原因，从而及时处理事故，提高系统的稳定运行水平，升压站内配置故障录波装置，起动判据应至少包括电压越限和电压突变量，记录升压站内设备在故障前10s到故障后60s的电流、电压、保护装置动作及保护通道的运行情况及开关位置状态等。记录数据包括：并网线路三相电流，升压变低压母线三相及零序电压、频率，各条汇集线升压站侧的三相电流，升压站内的保护及开关动作信息，升压站无功补偿设备的三相电流、保护及开关动作信息。故障录波设备应具备组网功能、完善的分析和通信管理功能，还应具有远传功能、分析软件及规约转换装置等，满足调度录波信息联网要求。能够通过调度专网将升压站录波信息远传至省故障录波主站。故障录波应使用与站内保护厂家不同厂家的设备，并且具备录直流的功能。2.2.4.4保护及故障信息子站(经验总结)为了使调度可以通过调度数据网络迅速准确地掌握电网故障时的情况及继电保护装置的动作行为，及时分析和处理电网事故，应配置继电保护及故障信息管理子站1套。通过调度数据网上送信息。2.2.4.5安全稳定控制及次同步振荡(经验总结)个别地区新能源项目应根据电网公司要求，预留安全稳定研究费用、次同步振荡专题研究费用。系统调度自动化根据接入系统报告、批复意见及现有方案资料进行设计和配置。2.2.5.1调度关系(经验总结)调度管理关系那个根据电力系统概况、调度管理范围划分原则和调度自动化系统现状确定。运动信息的传输应根据调度管理关系确定。2.2.5.2远动设备配置(经验总结)为了满足电网调度管理要求，在新能源升压站配置一套远动装置，采用国产自主可控设备。远动装置按双重化配置。信息直采直送，具备远程浏览功能，并满足调度自动化和电站各种电气装置运行当地监控的需要。1、关口计量(经验总结)新能源计量关口点一般设置在产权分界点处，最终关口计量点以接入批复为准。关口点按照1+1原则配置0.2S级，关口计费电能表2块。计费表计采用0.2S级，有功双向计量，无功四象限分别计量，有双RS-485通信接口，具有最大需量、多种费率、负荷曲线、周期电量报送、冻结表码、时钟和事件信息全采集功等功能。通信规约为DL/T645。采集器具有存储功能，采集周期1～60分钟可设，具有96点采集功能，AC/DC电源自动切换功能。2、电能量远方终端(经验总结)各新能源场站应根据接入批复要求配置1台或2台电能量远方终端，电能量远方终端与关口表通信为RS485通信方式，并满足接入调度数据网和当地电能量计量系统的接入要求。2.2.5.4调度数据网(经验总结)为满足省调和地调对新能源数据网络通信的需要，按照电网调度数据网相关的要求，升压站应配置两套调度数据网络接入设备，建议调度数据网按2台路由器、4台交换机配置，计算机监控系统、电能量计费系统等均通过调度数据专网与省、地调主站通信，满足远动、保护等信息接入省调度数据网的要求。2.2.5.5二次设备安全防护系统(经验总结)根据国能安全[2015]36号《电力监控系统安全防护总体方案》及《发电厂监控系统安全防护方案》要求，电力监控系统安全防护的总体原则为“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”。统调电厂应具备边界安全防护和综合安全防护。其中边界安全防护主要含横向边界防护、纵向边界防护及第三方边界防护等；综合安全防护主要含入侵检测系统、安全审计系统及恶意代码防范等。所有设备应采用国产自主可控、电网监测合格设备。根据国家能源局27号令要求，电力监控系统安全防护应当落实国家网络安全等级保护和关键信息基础设施安全保护等制度，坚持“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”结构安全原则，强化安全免疫、态势感知、动态评估和备用应急措施，构建持续发展完善的防护体系。2.2.5.6无功功率及电压控制(经验总结)新能源场站需配置1套无功电压控制系统，根据电力系统调度机构指令，通过其无功电压控制系统自动调节整个新能源发出(或吸收)的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。2.2.5.7有功功率及频率控制(经验总结)新能源升压站应配置1套有功功率控制系统，该系统能接收并自动执行电力系统调度机构下达的有功功率及有功功率变化的控制指令，有功功率及有功功率变化应与电力23系统调度机构下达的给定值一致。系统应与站内自动化系统建立通信。2.2.5.8功率预测系统(经验总结)在新能源升压站内应配置1套功率预测系统。预测系统应具有长期电量预测、中期率预测、短期功率预测、超短期功率预测功能。2.2.5.9电能质量在线监测装置(经验总结)根据接入系统设计报告评审意见，一般新能源升压站内配置一套电能质量在线监测系统，监测电网频率、电压偏差、谐波电压与电流、三相电压不平衡度、电压波动与闪变值、视在功率、有功功率、无功功率、功率因数等参数。电能质量在线监测装置需满足相关技术标准，能满足数据现场获取和向远方电能质量监测中心传输的功能，以备在线查询和电能质量管理。2.2.5.10时钟同步系统(经验总结)新能源升压站内配置1套统一的时间同步系统，采用国产安全可靠设备，主时钟按双套北斗对时配置。时钟同步为监控系统、保护装置、故障录波、计量设备等自动化系统提供统一的时间源，保证全厂时间的一致性。2.2.5.11一次调频系统(经验总结)新能源升压站内应配置一次调频系统设备1套。具备一次调频功能和惯量响应功能，二者具有独立的监控界面，满足电网调度对新能源场站频率控制要求。2.2.5.12同步相量测量装置(经验总结)新能源升压站配置同步相量测量系统一套，具备宽频测量、低频、高频、连续录波功能。同步相量测量系统包括同步相量测量装置(PMU)和数据集中器(冗余)等设备。通过装置采集电站同步相量信息，并通过数据集中器向主站端传送电站的同步相量信息。新能源升压站的通信系统应根据当地公司批复意见执行。升压站内通信以及对外通信，不设置通信机房，通信设备盘柜放置于二次设备室内。2.2.6.1光缆建设(经验总结)光缆建设一般利用新能源送出线路，同步架设OPGW光缆。形成新能源场站至系统间光纤通信电路，并由接入站接入省网光纤通信路由，以构成新能源至省调的通信通根据各个项目的接入系统设计报告评审意见：新能源场站可配置SDH光传输端设备、系统调度交换机，面数字配线柜、综合配线柜、IAD业务接入设备、通信直流电源升压站中控室应至少配置一套卫星通信设备；一套卫星通信设备是指一部卫星电话和一部北斗三号短报文终端。(重点强调，集团文件要求)新能源场站的计算机监控系统分为两级监控。第一级为现地控制单元级，可在各台风机组、箱变、逆变器的现地控制屏上，对现场设备进行现地监控；第二级为远程监控级(主控级),可在主控室通过计算机监控系统的操作员工作站对新能场站设备进行遥新能源场站计算机监控系统由各现地监控系统和主控级计算机系统以及通信网络点强调点强调)2.2.8元件保护及自动装置设计要求2.2.8.1主变压器保护(重点强调)220kV及以上电压等级的主变压器配置两套不同厂家，国网检测合格自主可控的主后一体化的电气量保护和一套非电量保护，每套电气量保护包含完整主、后备保护功能，包括纵差保护、高压侧电压闭锁过电流保护、低压侧电压闭锁过电流保护、过负荷保护；非电量保护包括轻瓦斯、重瓦斯、压力释放、油位异常、油面温度等。每套主变电气量保护单独组柜。110kV及以下电压等级的主变压器保护宜配置单套主变保护。主保护、后备保护及非电量保护应独立配置。2.2.8.235kV设备保护测控(重点强调)线路配置微机型电流速断保护、过流保护、零序保护，其单相接地故障应快速切除。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。配置速断、过电流保护作为内部相间故障的主保护和后备保护。配置两段式零序保护作为变压器单相接地故障的主保护和系统各元件单相接地故障的总后备保护。配置非电量保护。零序过电流保护作为接地变压器单相接地故障的主保护和系统各元件接地故障的总后备保护，零序电流保护动作于跳开35kV母线所有断路器。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。3、35kV动态无功补偿装置保护配置微机型电流速断保护，过流保护、零序保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。SVG变压器应配置变压器差动保护(SVG厂家提供)。4、35kV站用变保护保护配置速断、过流保护、高、低压零序电流保护及非电量保护。选用保护测控一体化装置，就地安装于开关柜内。为了给控制、继电保护、信号、综合自动化装置等装置提供可靠的电源，操作电源系统包括直流和交流系统两部分。2.2.9.1直流系统(重点强调)升压站直流系统电压为宜为220V,选用智能高频开关直流电源。蓄电池组采用性能可靠、免维护的阀控式铅酸蓄电池。直流蓄电池容量需经直流负荷统计后计算得出。对于220kV及以上电压等级的升压站直流蓄电池应按双套配置。110kV及以下电压等级的升压站直流蓄电池应按单套配置。2.2.9.2交流不停电电源系统(UPS)(重点强调)需交流电源供电的计算机监控系统和网络设备等可由带逆变装置的集中UPS电源应为双重化冗余配置。用于保证升压站及新能源场区监控系统、电能量计费系统、故障录波系统、火灾报警系统等设备的交流用电。每套UPS容量满足单机负载率不超40%的设计要求。UPS的正常交流输入端、旁路交流输入端、直流输入端、逆变器的输入和输出端及UPS输出端应装设自动开关进行保护。设置逆变电源监控模块，实现对逆变电源的监控和管理，并通过标准接口(RS485和RS232)或以太网卡(通讯规约采用IEC870-5-103规约)与监控系统连接，向计算机监控系统传送故障、状态信息，从而提高整个系统运行的可靠性。新能源场区每台箱变配置一套自带蓄电池的UPS,容量为1~2kVA,给环网监控、微型纵向加密设备供电。按照集团文件《新能源区域集中监控系统建设规范》《国家能源集团新能源一区域一集控管控方案(试行稿)》和《国家能源集团新能源一区域一集控建设方案(试行稿)》的要求，以省(或区域)为单位，在控制大区建设统一集控平台，对区域内新能源场站实时远程控制，形成区域内运行人员集中管理模式，具备生产运行监视、远程控制、生产调度、数据入湖等功能。新能源项目的升压站应按相关规定配置满足接入要求的软硬件设备，确保设备的兼容性，并计列相关费用。(重点强调)根据《国电电力数字化转型行动方案》、《国电电力数字化转型行动三年滚动规划》要求，国电所属各新能源公司风电场、光伏电站发电设备、输变电设备数据、视频等信息接入北京生产监控、管控平台。(重点强调)新能源项目升压站应按照国电电力《国电电力新能源生产监视、生产管控、功率预测系统建设方案》要求，配置满足接入要求的软硬件设备，将新能源项目的相关数据接入北京北七家数据中心和北京国电电力，并计列相关费用。(重点强调)根据消防部门有关规定，遵照“预防为主，防消结合”的消防工作方针，为早期发现和通报火情，减少火灾危害，在升压站内设置火灾自动报警系统。(重点强调)根据国家标准《火灾自动报警系统设计规范》(GB50116)规定，结合新能源建筑布局、机电设备布置和电缆敷设特点以及防火具体要求。(重点强调)火灾自动报警系统设计选择的主要设备有：智能型火灾自动报警控制器、分布智能型点式感烟、手动报警按钮、声光报警器等。其中，火灾自动报警控制器可置于主控室内也可独立布置在一层消防控制室内，作为升压站的报警控制中心。(重点强调)火灾报警及消防控制系统采用区域报警工作方式。主要监测设置各火灾探测器场所的火警信号，并可根据消防要求对相关部位风机等实施自动联动控制。火灾报警控制器上设有被控设备的运行状态指示和手动操作按钮。(重点强调)升压站的火灾监测对象是布置有重要电气设备的场所，选用感烟探测器。探测器主要安装在二次室、主控室、一、二次预制舱等场所；在各防火分区设置了手动报警按钮和声光报警器。探测器或手动报警按钮动作时，火灾报警控制器发出声光报警并显示报警点的地址、打印报警时间和地址。同时，按预先编制好的逻辑关系发出控制指令，自动联动停止相关部位的风机启动声光报警器，也可由值班人员在火灾报警控制器上远方火灾报警控制器自带备用电源，正常工作电源交流220V由交流不停电电源系统提供，当交流电消失时，自动切换至直流备用电源供电，保证系统正常工作。电缆(线)采用耐火控制电缆，电缆敷设在电缆桥架上或电缆沟内，电线采用穿金属管保护或线槽内敷设。(重点强调)站内设置消火栓按钮，由消防联动控制器联动控制消火栓泵的启动。消火栓泵的动作信号应反馈至消防联动控制器。(重点强调)2.2.12图像监控及安全警卫系统升压站内应设置1套图像监视及安全警卫系统，用于对全站主要电气设备、建筑物及周边环境进行全天候的图像监视，满足生产运行对安全巡视的要求。系统设备包括视频服务器、终端监视器、多画面分割器、录像设备、摄像机、云台、防护罩、编码器及沿升压站围墙四周设置电子围栏等。其中视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。就地摄像头按本期建设规模配置。(重点强调)建议在场区同步配置图像监控系统，如风机塔筒门、风机机舱、箱变及主要路口处图像监控及安全警卫系统交流220V工作电源由交流不停电电源柜提供。(重点强第3章总图设计要求《变电工程总布置设计规程》《工业企业总平面设计规范》《火力发电厂与变电站设计防火标准》《建筑设计防火规范(2018年版)》《风电场设计防火规范》《防洪标准》《风力发电场设计规范》《光伏发电站设计标准(2024年版)》《厂矿道路设计规范》《风电场工程等级划分及设计安全标准》《电力系统治安反恐防范要求》《电力工程制图标准》《总图制图标准》DL/T11543-2024GB50187-2012GB50229-2019GB50016-2014NB31089-2016GB50201-2014GB51096-2015GB50797-2012GBJ22-87NB/T10101-2018DL/T5028-2015GB/T50103-2010升压站选址，应根据新能源场区布置、集电线路设计、交通条件、自然环境条件，结合接入系统设计的要求全面综合考虑。升压站选址，应充分考虑节约用地，合理使用土地。(重点强调)升压站站址应具有适宜的地质、地形条件。应避开滑坡、泥石流、塌陷区和地震断裂带等地质灾害地段。宜避开溶洞、采空区、岸边冲刷区及易发生滚石等潜在或次生地质灾害地段，当不能避让时，应做专项站址安全性评估。(重点强调)升压站站址宜避让行洪区、分洪区、蓄洪区和滞洪区，并宜避免将站址选择在盆地、积水低洼地带。(重点强调)升压站站址选择应考虑升压站与邻近设施、周围环境的相互影响与协调。应考虑系统送出和集电线路走廊顺畅，避免线路交叉迂回，应充分考虑终端塔排布条件，保证集29升压站站址附近宜有生产生活用水的可靠水源。(经验总结)升压站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。(经验总3.3总平面布置要求升压站总平面按照“无人值班，少人值守”的原则进行布置，根据生产工艺、消运输、环境保护、水土保持和施工等方面的要求，按最终规模对站区的建(构)筑物、管线及道路等进行统筹安排、合理布置，实现工艺流程顺畅、机械作业通道和空间恰当、检修维护方便、便于施工。(经验总结)升压站总平面应分为生产区与生活区两部分，以方便运行生产、适宜人员临时休息。生活区主要包括综合楼、辅助用房、危废暂存间、污水处理设施等建构筑物；生产区主要包括配电室、主变压器、SVG、出线架构、事故油池等电气设备及建构筑物。各个区域应紧凑布置，建构筑物间的间距满足规范及使用要求即可。生产区与生活区之间采取金属围栅隔离。(问题梳理)建构筑物之间的最小间距应满足《变电工程总布置设计规程》、《变电工程总布置设计规程》、《建筑设计防火规范(2018年版)》、《风电场设计防火规范》等规范的要求。(重点强调)总平面布置应考虑远期需求，分期建设时，在场地标高、交通组织及坡度、排水系统等方面，应使近期与远期工程相协调。(经验总结)升压站分期建设时，应分期或一次征用土地，当分期征地时，应与土地权属部门做好远期场地和线路走廊的保护工作，避免其用地被占用。(经验总结)升压站围墙内面积不宜超过下表，升压站征地时应在此面积基础上考虑地理环境状况综合放坡、挡土墙等进行合理放大。(经验总结)升压站电压等级主变台数用地面积(m²)生产区用地面积(m²)1台5273.5(53m×99.5m)2491(53mx47m)2台6922.5.5(65m×106.5m)3510(65mx54m)1台2台2台注：1、升压站用地面积均为采用GIS方式布置。2、主变台数超过标中数量时，升压站用地面积可适当提高。3、升压站生活区均按考虑完整生活区布置。4、330kV以上电压等级升压站根据升压站布置合理确定升压站用地面积。5、除110kV1台主变，220kV2台主变外，其余方案用地面积目前为估值。升压站场地设计标高应高于或局部高于站外自然地面，以满足站区场地排水要求。站区场地设计标高应根据站址所在位置的洪(潮)水位及内涝水位确定，不受洪水及内涝影响的站址，场地设计标高应根据地形地貌综合确定。站区场地设计标高根据如下标(1)220kV及以上电压等级，站区场地设计标高应高于100年一遇的洪水水位或历史最高内涝水位；220kV以下电压等级，站区场地设计标高应高于50年一遇的洪水水位或历史最高内涝水位。(2)当站区场地设计标高无法满足上述要求时，区分不同的情况分别采取不同防洪、防涝措施。在站址占地面积满足的情况下，站址场地平整时边坡型式应根据原始地形、地质条件、工程造价等因素综合确定，可采用边坡、挡土墙或边坡+挡土墙等型式。(经验总竖向布置必须与平面平面布置统一考虑，满足场区划分、台阶划分、生产与运输及建构筑物在平面和竖向上的各种功能要求。(重点强调)竖向布置应充分利用地形，因地制宜，合理确定建构筑物和场地的设计标高。当自然地形坡度大于4%时，技术经济比较合理时，可采取台阶式布置。(经验总结)竖向布置时应合理考虑地形地貌等因素，避免深挖高填。(重点强调)站区竖向布置宜采用平坡式，场地设计坡度应根据自然地形、工艺布置、场地土性质、排水方式、道路型式等因素综合确定，宜为0.5%~2%。有可靠排水措施时，可小于0.5%,但应大于0.3%。局部最大坡度不宜大于6%,必要时宜有防冲刷措施。屋外配电装置平行于母线方向的场地设计坡度不宜大于1%。(重点强调)建筑物底层室内地坪标高应高出室外设计地面，综合楼高出室外设计地面0.45m,其余建筑物高出室外设计地面0.3m。在湿陷性黄土、具有溶陷性的盐渍土、年平均降雨量较大或易受台风影响的地区，应高出室外设计地面不小于0.45m。(标准提高)管线与沟(隧)道布置应结合站区总平面布置、竖向布置、管线性质、生产安全、施工维护方便等统筹规划，应符合下列规定(经验总结):(1)满足工艺要求，尽量浅埋，路径短捷，便于施工和检修；(2)宜沿道路及建筑物平行布置；(3)应集中布置在道路一侧或分类布置在道路两侧，不宜平行布置在行车道内；(4)坡向宜与场地竖向布置的坡向一致，避免倒坡。站区道路布置应满足设备安装、运行、检修、消防和施工等要求。升压站主干道宜围绕配电室、主变压器及架构区域布置环形道路，当升压站采用GIS形式布置时，宜围绕配电室至出线架构设置大的环形道路，主变压器与GIS设备之间不设道路。成环困难时，应设置回车道(回车场)。站内其他区域道路能到达即可，不设环形道路。(问题梳理)站区主要道路宽度和转弯半径应根据站内大件设备运输及大型装配式预制件重量的要求(详见下表)。(重点强调)表3.6-1站内主要道路宽度及转弯半径序号道路类型电压等级(kV)宽度(m)转弯半径(m)1主变压器运输492检修及相间道路373消防道路49长度大于40m的尽头式消防车道应满足消防车回转要求的场地或道路。(重点强调)32站区道路采取城市型道路，路面为混凝土路面。道路的纵坡不宜大于6%,条件限制的地段可加大至10%。(重点强调)寒冷冰冻、积雪地区水泥混凝土路面应采取增大路面摩擦系数或增加路面防滑条等技术措施，改善冬季行车条件。(重点强调)进站道路的宽度根据不同电压等级确定：(3)330kV及以上变电工程：6m进站道路较长或地形复杂的330kV及以上变电工程进站道路宽度可统一采用4.5m,但应在适当的间隔距离内设置错车道。(重点强调)升压站进站大门宜优先设在南向或东向方向。(经验总结)升压站围墙应满足《电力系统治安反恐防范要求》(GA1800)的要求，围墙整体高度(含防攀爬设施)不低于2.5m。围墙采用实体围墙。(重点强调)进站主入口大门为1.8m高的电动悬浮移门。(标准统一(标准细化))第4章建筑设计要求4.1建筑设计规范《建筑节能与可再生能源利用通用规范》《建筑与市政工程防水通用规范》《建筑防火通用规范》《建筑设计防火规范(2018年版)》《建筑内部装修设计防火规范》《建筑地面设计规范》《公共建筑节能设计标准》《屋面工程技术规范》《建筑采光设计标准》《建筑制图标准》《火力发电厂与变电站设计防火标准》《建筑抗震设计标准(2024年版)》》《房屋建筑制图统一标准》《电力工程制图标准》GB55015-2021GB55030-2022GB55037-2022GB50016-2014GB50222-2017GB50037-2013GB50189-2015GB50345-2012GB/T50033-2013GB/T50104-2010GB50229-2019GB/T50011-2010GB/T50001-2017DL5028-2015《国家能源集团新能源项目融合“国能元素”设计指导意见》《新能源发电企业劳动定员》Q/GN0012-2020《新能源发电企业组织管理办法》(国电股组织〔2023〕714号)4.2建筑设计基本要求新能源项目升压站是绿色能源项目的配套工程，其建筑也应与之相呼应，设计为绿色、环保、节能型建筑。设计出与之和谐的建筑群落。新能源项目升压站主要建筑物详见下表。序号结构形式建筑物类别建议层高(m)备注1综合楼框架结构公共建筑当走廊长度大于20m时，需考虑自然排烟时，建议层高4.2m。当布置有电气房间时，应满足电气布置要求。2辅助用房(消防及给水泵房、戊类库房)框架结构工业建筑考虑消防水泵吊装要求3危废暂存间(若有)框架结构工业建筑4电气楼(若有)框架结构工业建筑5门岗(若有)框架结构/砌体结构公共建筑综合楼采用框架结构形式，平面功能组成：综合楼由办公(主控室、办公室、会议室、资料室)、生活(休息室、餐厅、厨房)两部分组成。综合楼平面功能布局紧凑规整，满足消防疏散要求。综合楼消防控制室设置于首层(标准细化),若与主控室合并建设时，主控室必须布置在一层，应采用防火门、防火窗回车道、耐火极限不低于2.00h的防火隔墙和耐火极限不低于1.50h的楼板与其他部位分隔；疏散门应直通室外或安全出厨房采用电设备烹饪，厨房布置由厂家二次设计(经验总结)。餐厅、厨房、配电室、消防控制室、机房上方，不应布置有水房间(重点强调)。严寒和寒冷地区建筑出入口应设门斗或其他防寒措施(重点强调)。辅助用房采用框架结构形式，平面功能组成：生活水泵房、消防水泵房、消防水池和戊类库房。严寒及寒冷地区宜设置车库(重点强调)。单独建造的消防水泵房，耐火等级不应低于二级，附设在建筑内的消防水泵房应采用防火门、防火窗、耐火极限不低于2.00h的防火隔墙和耐火极限不低于1.50h的楼板与电气楼采用框架结构形式，电气楼布置有配电装置室，继电保护室，站用电室，电气二次室等。风沙较大地区，电气用房应设置防风沙门斗(标准提高，问题梳理)。危废暂存间采用框架结构形式，用于暂存变压器废油，地面设置溢油导流槽和收集池，地面和裙角需进行防渗、防腐处理。危废暂存间不应布置于消防水池正上方(重点根据需求设置门岗，结构形式可采用框架结构或者砌体结构(经验总结)。各建(构)筑物力求平面布置合理紧凑，在满足生产要求的前提下，建筑材料尽可能的采用当地生产的建筑材料。(1)原则上具备条件的，按照无人值守升压站设计，综合楼功能以办公、值班、临时休息为主，可采用预制舱的形式。(2)不具备条件的，可按照有人值守升压站设计，定员参考集团发布《新能源发电企业劳动定员标准》(国家能源科技〔2020〕312号)和国电电力发布的《新能源发电企业组织管理办法》(国电股组织〔2023〕714号),结合距离县市区距离、外委情况、区域检修和倒班模式，确定新能源场站最优人员配置以确定综合楼面积。综合楼定员及面积参照下表(问题梳理、创新性):综合楼平面功能组成：综合楼由办公部分(主控室、办公室、会议室、资料室)、生活部分(休息室、餐厅、厨房)两部分组成。表4.2-2光伏项目综合楼定员与面积对照表容量500MW管理人员(人)2255运检人员(人)68综合楼建筑面积(m²)486走廊及门厅使用面积占比(%)注：1、上表中定员确定基于以下条件：项目所在地为非高原地区，新建一座升压站。无区域集中监控，无区域检修中心，光伏场站运维倒班模式为两值，100MW以上项目，站长单独设宿舍和办公室。2、补充说明：(a)维护、检修业务外委的，检修人员根据实际情况核减定员；(b)场站距离生活区车程2个小时以下，根据实际情况核减定员；(c)有区域检修中心，根据实际情况核减定员。(d)综合楼定员20人以上两层设计，可根据用地实际情况调整。3、休息室人均使用面积：站长人均23.4m²,每人一间；员工人均11.7m²,每人一间。办公室人均使用面积：站长人均23.4m²,每人一间。表4.2-3风电项目综合楼定员与面积对照表(10MW机型)容量管理人员(人)3366运检人员(人)综合楼建筑面积(m²)走廊及门厅使用面积占比(%)容量2355运检人员(人)综合楼建筑面积(m²)走廊及门厅使用面积占比(%)风机为10MW机型，表4.2-4风机为6.25MW机型，无区域集中监控，无区域检修中心，100MW以上项目，站长单独设宿舍和办公室。厘2、补充说明：(a)风电场在质保期内或维护、检修业务外委的，运检员定员按1/3配置，其中，低于6人的可按6人配置；(b)场站距离生活区车程2个小时以下，根据实际情况核减定员；(c)有区域检修中心，根据实际情况核减定员。(d)综合楼定员20人以上按两层设计，可根据用地实际情况调整。3、休息室人均使用面积：站长人均23.4m²