QHN-1-0000.08.74-2020中国HN集团有限公司陆上风电场工程设计导则

中国华能集团有限公司企业标准Q/HN-1-0000.08.74-2020-07-01发 2020-08-01实中国华能集团有限公司目录前 范 总 一般规 基本原 设计阶段工作内 设计阶段划 可行性研究阶 初步设计阶 施工图设计阶 竣工图编制阶 风电场总体规 建设条件分析与评 风电场总体规 风能资源测量及评 风能资源测 风能资源评 风机选型、布置及发电量计 风机选 风机布置及发电量计 微观选 微观选址前 微观选址具体要 微观选址成 工程测 一般规 地形图测量比例 测量成 工程地 一般规 可研阶段工程地质勘 施工图阶段工程地质勘 地勘成果要 电气设 接入系 风电场电 升压站电 集电线路设 一般规 集电线路电 集电线路土 道路及吊装平台设 一般规 道路路 道路路 道路路 桥梁、隧道与涵 交通工程及沿线设 道路概 吊装平 风机及箱变基础设 风机基 箱变基 升压站土建设 一般规 站址选 总平面布 建 结 给排 采暖、通风、空调设 消防设 一般设计原 消防总体设 工程消防设 施工消防设 环境保 一般要 各阶段环境保护工作要 环境保 水土保 一般要 各阶段水土保持方案工作要 水土保 水土保持监 节 一般要 可行性研究阶 施工图阶 社会稳定性分析评 劳动安全与工业卫 一般要 劳动安全与工业卫生设 工程投资与经济评 工程投 经济评 竣工图编 竣工图编制要 竣工图范围及内容深 竣工图的审 竣工图的印制、交付与归 前言场工程建设工作，统一和明确工程建设设计标准，特制定本导则。张峰、刘吉辰、吴伯双、于全宁、曹利、蔡斯龙、张传润、宋春毅。经天、乔荣玮。本导则主要编写人员：汪玉华、路永辉、白宝华、朱向东、王斯伟、李舟、薛葵、宁德正、兴宇、吕星、华丽君。本导则审定单位：中国华能集团有限公司、中国电建集团中南勘测设计研究院有限公司。本导则批准人：林刚。本导则适用于中国华能集团有限公司及其全资、控股公司所属或管理的国内建设的陆上风电场工程，在国外投资建设的工程可参照执行。本导则适用于装机容量50MW级及以上的并网型风电场工程设计，其他规模和离网型风电场工程可参照执行。本导则自印发之日起施行。原《风电场工程设计导则》（华能建〔2009〕625号）同时废止。本导则按现行的国家和行业标准、规程、规范编制。如遇标准、规程、规范调整或新增，则以最新颁布的标准、规程、规范为准，特殊注明除外。根据中国华能集团有限公司《2019年新能源基建工作过程管理流程》规定，风电场工程设计工作流程应按照可行性研究（含投资机会研究、微观选址、可行性研究报告步设计、施工图设计、竣工图编制等阶段开展工作。风电场工程总体规划应根据区域风能资源特征，在满足地区土地利用规划、风电规事设施、矿产资源、文物设施、自然保护区及风景名胜区等方面的避让和保护要求。风电场工程总体设计应包括场址选择与风电场总布置。总布置应包括风机机位布置、升压站布置、集电线路路径设计、风电场道路设计等，并达到相互协调。风电场工程宜运用三维数字化（如BIM）风电场场址应处于地质构造相对稳定地段，并与活动性大断裂保持一定安全距离。然条件下的风电场，应符合《湿陷性黄土地区建筑规范》GB50025、《膨胀土地区建筑技术规范》GB5012、《盐溃土地区建筑技术规范》GB/T50942、《软土地区岩土工程勘察规程》JGJ83、《冻土地区建筑地基基础设计规范》JGJ18的有关规定。风电场工程设计一般包括场区设施和升压站（含开关站）两部分，风电场工程接入系统设计按有关规定、要求执行。风电场升压站、风机基础的防洪标准应符合《风力发电场设计规范》GB51096的相关规定。风电场工程设置的场区标识应包括安全标志（禁止、警告、指令、提示等标志)、消防安全标志、道路交通标志(警告、禁令、指示等标志）和安全警示线等。安全标识应使用相应的通用图形标志和文字辅助标志的组合标志。文字辅助标志的设置应符合《安全标志及其使用导则》GB2894的有关规定。风电场工程施工图设计阶段应对设计方案、图纸、说明等内容，对照本导则要求增加执行本导则的对比说明。对未执行本导则的事项，应进行未执行情况说明。风电场工程施工组织设计应按照《中国华能集团有限公司风电项目施工组织总设计编制导则》（Q/HN-2-0000.10.009-2019）执行。风电场工程设计应在风电场总体规划基础上进行，并正确处理近期建设和远期规划的关系，充分考虑后期工程建设条件的可能性和适宜性。风电场工程设计中，工程建设用地应符合规划、国土等部门规定，必须坚持节约用地、集约用地原则。风电场工程设计应符合劳动安全与工业卫生要求，落实安全预评价提出的安全对策措施。风电场工程生产运营管理根据实际情况，按“无人值班、少人值守、运维一体”模式设计，并实现远程监控。电场投资机会研究和前期专题符合性检查。按照风电场工程规划的编制要求，收集基础资料，编制风电场工程投资机会研究报告（达到可研深度），包括风能资源评估及主机选型专题报告。风能资源评估及主机选型专题参照《中国华能集团陆上风电项目风资源评估及主机选型专题报告编制指导意见》规定进行。风能资源评估及主机选型专题是主机招标的依据微观选址工作要求见本导则“第7按照风电场工程可行性研究勘测设计规程与规范开展勘测、设计工作，可行性研究报告设计成果应满足国家有关规范要求。风电场可行性研究报告主要工作内容和深度应满足《陆上风电场可行性研究报告编制规程》NB/T3105规定要求（达到初设深度要求），并增加节能减排章节。工程用地范围与工程用地批复以及涉林、涉草、压覆矿、生态红线、文物、军事等边界的符合性。渣场规划选址、容量与水土保持报告批复按照相关要求开展初步设计（含设计概算）配合林业可行性研究报告、用地预审报告等，完成用地红线图（包括风电场道路、风机基础、吊装平台、升压站、渣场、施工临建及临时道路等）。按照风电场工程初步设计及其批复意见、招标确定的主要设备材料、工程建设总进度进行分析计算，提交满足规程规范深度要求的施工图，并复核与用地红线图的一致性。风电场工程竣工图编制以施工图为基础，并根据勘测、设计、施工、监理、调试、料，以及现场施工验收记录和调试记录等资料编制竣工图。风电场工程竣工图编制参照《电力工程竣工图文件编制规定》DL/T5229风电场总体规划应根据区域风能资源分布，满足地区土地利用规划、交通运输规划风电场总体规划在宏观选址的基础上，对风电场的建设条件进行初步分析与评价，对风电场的建设开发进行总体规划。风能资源是风电场选址的基本条件，场址选址一般考虑风能质量好（年平均可利用风速较高、可利用风功率密度大、风频分布好、可利用小时数高，风向基本稳定（即主要有一个或两个盛行主风向对灾害性天气（频繁出现地区，应分析不利气候条件对风电场选址的影响。风电场宏观选址和规划阶段根据全国或地区的风能资源分布图（或已有测风资料）、当地的气象数据资料、对极大风速、极端气温、积雪、积冰、雷暴、盐雾、沙尘等特殊的大气条件进行初步评价。接入电力系统条件是风电场能否建设和确定建设规模的重要条件，从尽量减少网损（线损和入网工程建设成本的角度考虑，风电场宜尽可能靠近电网。风电场接入电力系统应考题。风电场拟接入电网网络结构应满足风电场规划容量送出的需求，同时兼顾地区电力负荷发展的需要。风电场拟接入电网变电站宜根据风电场接入系统的入网距离、线路输送容量等，初步评价风电场接入电力系统条件。地形因素要考虑风电场场址区域的复杂程度。如多山丘区、密集树林区、开阔平原产生扰流现象严重，对风电机组出力不利。为满足风资源评估软件（如AsP）验证地形对风电场风电机组出力产生影响的程度，需考虑场区方圆50k（对非常复杂地区地形变化、地表粗糙度以及障碍物等情况。根据《中国地震动参数区划图》GB18306确定场地地震基本烈度。对场地的适宜性和稳定性作出工程地质评价。初步分析场外交通运输道路、港口、码头、桥涵对风电场大件运输及施工安装的制约条件，重点分析县道、乡（村）道的运输及改扩建条件。环境保护要求：风电场选址时应避开自然保护区、风景名胜区、水源地、珍稀动植物地区以及候鸟保护区和候鸟迁徙路径（点）的位置关系，尽量减小噪音污染和避免叶片（覆冰）飞出伤人,噪声影响和安全距离满足国家有关规范规定。风电场选址符合当地土地利用规划（林地、生态红线、基本农田等），尽量减少土地征用。根据对风电场风能资源条件、接入电力系统条件、工程地质条件及制约风电场建设的其他条件的初步评价结论，对可进行开发的风电场进行总体规划，初步确定开发规模、开发顺序。应根据风能资源分布和场地范围，确定风力发电场的装机容量和风力发电机组的位风力发电场变电站的规模和布置。风力发电场道路设计应符合风力发电场总体规划，并应满足运行、检修、消防、大基。本阶段可在1：10000地形图上分析具备风电开发价值的区域，拟定规划风电场场估算风电场规划装机容量。对于大型风电基地，估算风电场装机容量时，应考虑各风电场之间设置约2~4km宽的缓冲带。根据地区社会经济发展，结合各规划风电场开发顺序提出风电场工程近五年发展计划及远期发展规划。根据风电场开发计划和顺序，初步安排下一步工作计划，如布置风电场工程测风方案、安排风能资源测量和评估工作。风能资源测量及评估应按照《风电场风能资源测量方法》GB/T18709、《风电场风能资源评估方法》GB/T18710、《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》NB/T3147等规范执行。水源地等敏感因素初步查询工作。在确认风电场场址初步可用后进行立塔及测量工作。测风塔测风时段宜至少为1个完整年，现场采集的测量数据完整率宜在98%测风塔安装完成后，应编制测风塔安装报告，包括测风塔基本情况、现场照片、测风仪器检验报告等。测风期间，应定期进行数据整理，间隔时间宜不超过1至少1个完整测风年后，应编制测风塔验收报告，至少应包括缺测、异常数据情况记录、巡检记录、维修日志等。收集拟建风电场场区大比例尺地形图，调查周边环境、气候、地形、下垫面特征，初步确定风电场场址范围，测量设施位置应布设于场区范围内。在风电场场址范围新建测风塔时，应按下述原则建设：海拔高差在50m以内，拟装机规模50MW及以下的风电场，至少应在平均海拔位置安装1座、高度不小于初拟风机轮毂高度的测风塔；50～200MW风电场测风塔数量不应少于2座，至少1座高度不小于初拟风机轮毂高度200～400MW风电场测风塔数量不应少于32座高度不小于初拟风机轮毂高度；400MW以上风电场测风塔数量不宜少于4座，至少2座高度不小于初拟风机在风电场场址范围，海拔高差在50～200m的风电场，宜选择在海拔适中、周边地势相对开阔的丘陵山岗上安装测风塔，测风塔数量和布置位置宜通过CFD软件模拟评估后确定。在风电场场址范围，海拔高差在200m以上，拟装机规模小于200MW的风电场，宜选择拟布机位置的最高、最低和平均海拔处的山脊位置安装不应少于3座测风塔，且至少1CFD在风能资源测量中，测风塔原则上应使用机械式测风设备。雷达测风设备和超声波测风仪可作为补充测量手段。使用雷达测风设备和超声波测风仪进行测量前，应与机械式测风设备进行对比观测，时间宜在7d以上，对比数据的完整率不宜低于90%。应至少保留1座代表性较好的测风塔继续测量至风功率预测测风塔建立风速传感器、风向传感器、温度计、气压计、湿度计的安装及测量数据采样要求，按照《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》NB/T3147规定执行。上阶段评估结果进行对比分析。具有连续30与风电场测风塔同期测风数据总体相关性较好，且主导风向及主风能风向扇区的相关系数大于0.7。应依据《风电场风能资源评估方法》GB/T18710、《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》NB/T31147验证风电场测风塔原始数据，对其真实性、完整性和合理性进行判断，检验不合理数据和缺测数据。风速的缺测数据和不合理数据宜采用相关插补方法，风向、温度、气压、湿度等参数可采用相关插补或经合理修正的数据进行替换等方法进行修正。数据修正应选取测风塔所在地及周边的同期参证资料作为依据，参证资料按与测风分析数据。测风塔仅某些通道缺测时，宜采用相邻高度同时段的完整风速数据，计算相邻高度同时段风切变指数，并按《风电场风能资源评估方法》GB/T18710中的风切变幂律公式进行插补。测风塔某一时段所有通道缺测时，宜采用相关性较好的参证资料，通过两者之间的相关关系进行插补。同期测风数据的相关系数不宜小于0.8。所有通道缺测数据总数应符合《风电场风能资源测量方法》GB/T18709的有关规定。缺测或无效数据过多，不满足规程规范要求时，应进行补充测风。初拟轮毂高度大于已有测风塔高度时，宜采用补立测风塔或雷达观测等短期测风措施补充轮毂高度处的实测数据，并与已有测风塔同期数据进行相关分析。对冰冻等严重影响有效数据完整率的特殊情况，宜根据实际情况进行处理，并进行详细说明。通过测风数据的插补，应整理获得至少一个连续完整年的逐10min在符合本导则5.2.1水平偏差不超过2%时，可直接采用风电场测风塔实测数据作为风电场代表年数据。超过时，宜按照《风电场风能资源评估方法》GB/T18710的规定进行数据订正。在不能选择长期测站时，可收集其他临近气象站资料或采用中尺度数据等模拟的气象数据进行代表年订正。其他临近气象站资料或中尺度数据等模拟的气象数据相关性仍然较差时，应在年上网电量计算中考虑风速年际变化对发电量的影响。1。计算并绘制的风电场各个测风高度平均风速和风功率密度的年内变化、日变化、各月日变化曲线，计算的年平均风速和风功率密度。采用幂定律拟合方法计算的风切变指数。计算数据应为实测有效数据，不得采用经过修正、订正或通过模拟获得的数据，且风速传感器为相同安装方向上的测量成果。计算的各个风速段的湍流强度值或代表性湍流强度。计算数据应为实测有效数据，不得采用经过修正、订正或通过模拟获得的数据。按下列原则确定的测风塔50年一遇最大风速、极大风速：（1）50年一遇大风速应按照《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》NB/T31147规定的极值I型法计算，并按照《风力发电场设计规范》GB51096的规定计算标准空气密度下的50年一遇最大风速。在进行不同高度50年一遇最大风速和极大风速推算时，宜采用大风时段的风切变指数。大风时段选取标准，宜为10m测风高度处不小于10m/s风速；若数量较少，也可以选用5%数据。受热带气旋影响严重的区域，50年一遇最大风速和极大风速应通过专题研究确定。8）初拟轮毂高度大于已有测风塔高度时计算的初拟轮毂高度的平均风速、平均风功率密度、湍流强度和50年一遇最大风速。9）绘制的风电场场址区域初拟风机轮毂高度的风速、风功率密度分布图谱。表1××测风塔主要风况特征参数统计表（示例）测量高度（年月日～年月日风功率密度年平均风速年平均风速最大或极大风速(90m高度，50平均空气密度应根据风电场场址自然环境、风能资源适宜性、安全等级、机组制造水平、地形地貌、工程地质及施工安装条件、国家能源局和电网公司技术要求等因素，选择成熟、可靠、先进及综合指标优良的机型进行对比。风机选型的设计安全等级按照IEC61400-1规定进行。3）Q/HN-1-0000.09.002-2016应对选择机型的型式认证情况以及高电压穿越、低电压穿越、电能质量测试等试验和认证情况进行说明。少比选3种及以上机型且单机容量不低于2.0MW单机容量3.0MW以上或塔筒高度120m经济型和安全性。选择71m风机选型应给出结论性意见，明确推荐采用单一机型方案或者混装方案。应采用度电成本最低原则确定单机容量、轮毂高度和叶轮直径等参数。风机布置应充分研究场区风能资源特征、场址地形地貌、环境敏感因素、风电场道路及吊装平台建设条件、当前施工工艺水平。风机及其附属设施的安全保障，应满足风机与公路、铁路、机场、输电线路、通信并符合《风力发电场设计规范》GB51096的规定。风机布置可能涉及的敏感因素包括生态红线、土地性质、林地、自然保护区、风景能涉及的敏感因素作为风机布置的限制性因素进行详细分析，并结合现场踏勘结果进行综合评估。平坦地形区域风电场，可根据场区主导风向采用“梅花形”布机方式。简单地形区域、装机容量大于200MW的风电场，宜设置风能资源缓冲恢复区。在不规则区域或地形复杂区域进行风机布置时，应分析风机布置场地或风机布置山脊的走向与主导风向的关系，以及斜坡、安装平台的影响，综合多种因素进行风机布置。应利用风能资源专业评估软件，计算各机位风能资源特征值，包括平均风速、理论发电量、尾流损失、湍流强度、入流角、50年一遇最大风速等。应确定和计算风机设备可利用率及功率曲线保证率、控制和湍流、叶片污染、气候风电场年发电量综合折减系数，一般取值为0.70～0.82之间。应根据华能集团主机招标要求确定风机设备可利用率和功率曲线保证率。一般机组可利用率不低于97%，功率曲线保证率不低于98%。应根据风电场场区冰冻、雷暴、台风、低温等特殊气象条件，分析其对发电量计算的影响程度，综合确定风电场的气候影响折减系数。应根据风电场及升压站的电气设计方案，采用箱变、主变设备效率值，计算集电线路线损、站用电率等，综合确定风电场的场用电及线损折减系数。应根据分析的接入电网故障率及电网其他影响（如限电），确定风电场的弃风限电折减系数。对相邻风电场最近风机距离小于最高叶尖高度20倍时，应进行本风电场发电量和安全性影响分析，并根据分析结果增加相邻风电场影响折减系数。测风数据和工作方法（手段）与相关规程规范存在差异时，应对发电量计算误差进行评估分析（包括软件计算误差分析），并根据分析结果增加软件计算误差折减系数。平价或低价上网风电场项目，宜给出特定保证率（P50/P75/P90下的年等效发电利用小时数。微观选址报告是在主机招标确定后，在风资源评估及主机选型专题报告基础上完成的设计成果。微观选址是初步设计阶段的前置工作，并将微观选址报告中的风机机位坐标、机型、机位布置图等作为初步设计的依据。微观选址应满足《风电场工程微观选址技术规范》NB/T10103的规定。主机招标确定，并取得主机参数，功率曲线、基础荷载、运输和吊装要求、噪声测试报告等资料。完成场区地形图测量。地形图测量比例宜采用1500～1:2000山地、滩涂等场区的测量地形图比例，可根据设计合同约定执行。已收集禁止占用区域的坐标或资料，包括压覆矿区域、自然保护区、水源地、风景名胜区、文物、军事、生态红线、机场净空等敏感区域的坐标或资料。已收集现有或规划的各类建设设施的布置资料，如公路、铁路、输电线路、通信设施、油气管道、相邻风电场等。的现场场地条件进行落实，确认所选机位点所涉及的道路、平台、集电线路等方案的合理性和可行性。件的成果，确保微观选址机位满足批复文件要求。对风机布置涉及的敏感制约因素（线路、坟墓等）进行详细调查和分析，并结合现场踏勘结果进行综合评估。风机机位避让敏感因素的距离应根据《风电场工程微观选址技术规范》NB/T10103的规定确定。应复核测风塔位置，风机机位的风能资源及其遮挡情况、现场植被（粗糙度）、地表附着物、地形地貌、地质和水文条件，风机间距、避让区域及距离、行政边界等。2）应采用相似准则对测风塔代表性进行评估，将现场踏勘成果与软件计算结果进行分析，对风险较大的区域进行重点分析。应根据现场踏勘成果，检查计算模型的外部输入资料，包括测风塔位置、安装信息、地应根据现场踏勘结果，对室内绘制的机位布置图进行调整，确定最终机位布置方案，并交由风机制造商进行安全性复核，并提交业主确认。微观选址成果主要包括每个机位（含备用机位）对应的坐标点、机位点机型、机位影像，机位道路及其地形情况说明，场区及周边敏感因素，见表2。以及机位点处的风能参数（风速、风功率、湍流、入流角、极端风速等），见表3表 现场机位记录表 风电场发电量计算详表（示例取得风机制造商正式的微观选址复核报告和荷载计算分析报告后，完成微观选址报告收口工作。已确定的微观选址方案在施工建设过程中发生变更时，设计方应对机位调整前后的机制造商，复核新机位点的安全性，并出具复核报告和风机安全载荷报告。不可抗力导致机位取消的机位布置方案，应在满足风电场整体收益率的前提下保证容量，且不能出现单机亏损（财务评价时，单台风机的投资仅包括风机基础、塔筒、箱变、风机设备及其安装费）。根据各设计阶段工程建设及场地地形地貌特征，确定满足风电场建设要求的测图比例尺及精度要求。测量工作结束后，应组织验收和编写测量报告。坐标系统应采用2000高程系统采用1985风电场工程测量除满足本导则外，还应满足现行国家、行业测绘规范中的有关标准和规定。10km1:500001:100001:5000可行性研究及后续阶段根据工程项目的实际需要，风电场地形图测量比例一般为1:2000、1:1000或1:500山区和丘陵地区风电场，微观选址后应对吊装平台进行1:500升压站区域地形图测量比例一般不小于1:500地形特别复杂的山区，且风电场地形图测量比例不满足道路设计要求时，需增加道路地形图测量，包括道路地形图测量或纵断面测量、横断面测量，并满足以下要求：道路地形图测量比例一般不小于1:500纵断面测量比例，一般为水平比例1:2000～1:10000，竖直比例1:100～1:200横断面测量比例，一般为水平比例1:100～1:200，竖直比例1:50～1:100风电场工程地质勘察分为可行性研究和施工图设计两个阶段。各设计阶段勘察工作应内容明确、重点突出，与各阶段的设计工作深度相适应。在开展勘察工作之前，应收集工程场址区已有的地质资料，了解工程场址区的自然条件和工作环境，编制工程地质勘察大纲。风电场工程地质勘察应按照勘察设计阶段进行，根据工程规模、场地类型和岩土性质，确定勘察方法和手段，保证勘察工作量、质量和勘察周期。风电场工程地质勘察等级应满足《陆地和海上风电场工程地质勘察规范》勘察钻孔分为控制性钻孔和一般性钻孔，控制性钻孔数量不应少于总孔数的1/3NB/T31030对隔水层。特殊性岩土的勘察应符合《岩土工程勘察规范》GB50021可行性研究阶段的工程地质勘察应在规划确定的风电场场址范围内进行勘察和工程地质评价，为选定风电场提供相关工程地质资料。根据需要对区域构造稳定性进行评价，依据《中国地震动参数区划图》GB18306确定各风电场的地震动参数。初步查明风电场的工程地质条件和主要工程地质问题，对影响风电机组布置的主要工程地质问题做出评价。初步查明风电场的地层组成、各分层厚度、特殊岩土体的分布特征、风电机组基础持力层的埋藏深度及其物理力学指标，对风电机组基础形式和基础处理提出建议。控制场址区地层分层、性状、断层破碎带分布和不良地质现象的分布范围。每个地貌单元、不同地层、主要地质构造和不良地质作用处均应布置勘探点。勘探点的间距，对于简单场地不宜大于4000m。场地工程地质条件复杂时，不宜大于2500m。升压站选址基本确定后，应根据升压站布置方案布置适量的勘探工作，勘探深度可根据地质条件综合确定。区域地质及构造稳定性评价、场址区稳定性评价，确定场址区地震动峰值加速度及相应的地震基本烈度。场址区基本地质条件，包括场址区地形地貌的形态、成因类型，地基土层的成因类型、物质组成、层次结构、分布规律，地基岩石的岩性、岩层产状、分布特征以及断层、裂隙的发育特征等。场址区不良地质作用，包括不良地质作用的发育程度、成因类型、分布范围及其规模。水文地质条件，包括地下水的类型、埋藏条件、水位、水质，以及地下水与地表水的补排关系。对场址区岩土体的物理力学试验成果进行统计分析，提出岩土体的物理力学参数及视电阻率值。对风电场场址区工程地质进行评价，对场址区地基岩土体的承载能力、持力层的地下水对地基影响及其对基础的腐蚀性等工程地质问题做出评价。风电场工程地质勘察报告的正文应包括内容、结论及附图。附图宜包括区域地质构造纲要图、场址工程地质剖面图、纵横剖面图、钻孔柱状图等。详细工程地质勘察应在风电场风电机组微观选址完成后，在可行性研究阶段工程地质勘察基础上进行，以满足风电场工程招标文件编制和施工图设计需要。本阶段应查明风电场每台风电机组基础、升压站、风电场道路及集电线路等建设场地的工程地质条件和主要问题，并进行地基工程地质评价。在风电机组基础地基勘察中，应查明地基持力层的埋藏深度和主要工程地质问题，并对每台风电机组基础场地做出工程地质评价、提出物理力学建议值。应提出风电场道路、吊装平台、风机基础、升压站场平等土石比建议值和开挖回填坡比建议值。根据场址区的工程地质条件和风电场总布置，对微观选址确定的机位位置进行复核，并进行机位现场测量放点。风机基础地基勘察的勘探点布置：每个机位沿基础均匀布置不少于3个勘探点，间距约10m~15m。采用物探测试方法测定风电场场区视电阻率和地层波速等。场地地层差异较大时，宜对每台风电机组地基土的视电阻率进行测试。查明各建（构）筑物的地基岩土类别、层次、厚度，以及地基岩土沿垂直和水平方向的分布规律。查明岩土的物理力学性质，提供岩土地基承载力、抗剪强度、压缩模量（或变形模量）等指标，以及其他设计所需的计算参数。升压站勘察可参照《变电所岩土工程勘测技术规程》DL/T5170勘探点的平面布置应根据建（构（构）筑物地段的地层结构、性质及均匀性的评价要求，且宜符合下列要求：综合楼：沿基础柱列线、轴线或周边布置勘探点，不少于4~6主变压器：沿中心布置勘探点，不少于1构架场地：可按方格网布置，勘探点线间距为30~50m其他建（构）筑物地段，可根据场地条件及建（构）筑物位置，按建筑群布置勘探点。按地形地貌特征分段进行勘察。应查明各段的地质结构、岩土类别、岩石风化、地下水埋深及变化规律等工程地质及水文地质条件，提供工程设计、施工需要的地质参数。路基勘探点一般沿路线中线布设，简单场地勘探点间距一般为1000m以内，复杂场地勘探点间距一般为500m以内。勘探点间地质条件变化较大时应增加勘探点，必要时应在道路中线两侧布置勘探点。应查明线路地质结构、岩土类别、岩石风化、地下水埋深及变化规律等工程地质及水文地质条件，提供工程设计地质参数。进行线路地质勘探时，勘探点位置及深度可根据线路形式及沿线工程地质条件、杆塔及基础类型、电缆埋深等条件确定。岩土工程分析评价应在工程地质测绘、勘探、测试和搜集已有资料的基础上，结合工程察成果，为各阶段工程设计提供地质技术依据。区域地质与地震：论述区域地形地貌、地层岩性、地质构造、地震稳定性、水文地质、物理地质现象，以及风电场建设的适宜性等。风电场道路、吊装平台、风机基础、升压站场平等土石比建议值和开挖回填坡比建议值。工程地质及勘测点平面布置图：视场地的地质条件复杂程度和工程实际需要确定，必要时可考虑进行平面地质测绘，并绘制相应地质图件。原位测试成果图表：包括静力触探测试、标准贯入测试、岩土速波测试、土壤电阻率测试等成果的图表、曲线。接入系统设计应根据拟接入电网的电力系统规划及其近几年电源建设规划、风电场建设总体规划及其分期建设容量，确定风电场接入系统的电压等级、出线回路数、输送容量以及配套输变电工程等。根据风电场装机容量和接入电网的电源装机、负荷水平、网架结构等情况，确定风配电损耗。收集当地电网规划和当地电网对各类电源接入系统的规定，了解电网对风电场穿透极限功率的具体规定、电网可接纳的风电容量，以确定风电场可安装的最大容量。风电场升压站接入系统回路数不考虑“N-1接入系统方案应满足“就近、稳定”原则。根据电网规划允许条件，应优先选择高100MW及以下风电场宜接入10kV100～150MW风电场宜接入10kV电网或220k（330kV50～300MW风电场宜接入220k（330kV）300MW风电场宜接入500kV电网，必要时可根据风电场容量、布置条件以及电网情况，提出升压站和（或中心汇流站的设计方案。最终接入系统方案应根据当地电网批复意见和要求执行。装机容量500MW及以下风电场，一般配套建设一座升压站。装机容量500MW2（对风电装机容量占比较大的地区电网，应了解电网对风电的特殊要求，如风电机组的低电压穿越能力、风电机组的功率变化率等。根据拟接入系统对侧变电站的间隔位置，分析风电场送出线路与原有线路的交越情况，确定合理可行的交越方案。为满足电网对风电场无功功率的要求，应根据国家电网主管部门有关规定和要求，在利用风电机组自身无功容量及其调节能力的基础上，测算需要配置的无功补偿容量以及无对风资源条件优越、电网薄弱地区，应积极配合电网进行风电场集中送出的相关输电系统规划设计。风电场升压站以装机容量50MW为基准等级，递增分为50MW、100MW、150MW200MW250MW300MW及500MW等级。各等级风电场升压站的送出电压等级及主变配置推荐见表4。非以上等级容量风电场的送出电压等级及回路数可按上述等级套用，并按风电场实际装机容量考虑主变配置方案。500MW以上风电场应根据具体情况确定风电场升压站送出及主变配置方案。4风电场容量1x100MVA1x110kV1x150MVA1x200MVA2x125MVA表注：1.对采用500kV装机容量在50MW以下，可根据当地电网系统条件，宜采用35kV对于配套建设一座升压站的方案，风电场内的升压与送出均不采用“N-1对于配套建设多座升压站（含汇流站的方案，风电场内的升压、汇流与送出方案，以及需要采用“N-”原则的情况，应经技术经济论证后与电网协商确定。每回330kV及以上线路应配置双套完整的、独立的、不同厂家的、能反映各种类型统工频过电压的要求，对可能产生过电压的线路应配置双套过电压保护。每回220kV具有选相功能的全线速动保护。每套保护均具有完整的后备保护且均应含重合闸功能，两套重合闸均应采用一对一起动和断路器控制状态与位置起动方式。重合闸可实现单重、三重、禁止和停用方式。每回线路应配置一套断路器失灵保护，线路的主、后备保护均起动断路器失灵保护。每回10kV及以下线路应配置一套线路保护，保护应具有完整的后备保护。保护装置应含三相一次重合闸功能，重合闸可实现三重和停用方式。1）220kV2）10kV及以下母线为双母线接线时，应按远期规划配置一套母差保护。为单母线分段接线时，可按远期规划配置一套母差保护。升压站应配置故障录波装置，记录线路电流、电压、保护装置动作、断路器位置及保护通道的运行情况等。故障录波装置应具备单独组网功能，并具备完善的分析和通信管理功能，通过以太网口与保护和故障信息管理子站系统通信，录波信息可远传至各级调度部门进行事故分析。根据电网要求，可在风电场侧配置1安全自动装置应根据电网要求配置1套频率控制装置和1风电场调度管理关系宜根据电力系统概况、调度管理范围划分原则及调度自动化系统现状确定。远动信息传输原则宜根据调度管理关系确定。风电场应配置相应的远动通信设备。远动通信设备宜采用风电场升压站计算机监控远动工作站应冗余配置。远动信息采取“直采直送”原则，直接从I/O测控装置获取远动信息并向调度端传送。远动信息内容应满足《电力系统调度自动化设计技术规程》DL/T5003、《地区电网调度自动化设计技术规程》DL/T5002和相关调度端及远方监控中心对风电场的监控要求。远动通信设备应能实现与相关调度中心及远方监控中心的数据通信，分别以主、备度数据专网，备通道采用专线方式。贸易结算用关口电能计量点，原则上设置在购售电设施产权分界处。考核用关口电能计量点，根据当地电网需要设置。站内设置一套电能量计量系统子站设备，包括电能计量装置和电能计量信息传输接口设备等。贸易结算用关口电能计量装置应配置主、副电能表，考核用关口电能计量点可按传输接口设备为电能量远方终端或传送装置。全站电能量信息采集应涵盖站内所有电能计量点，采集内容包括各电能计量点的实时、历史数据和各种事件记录等。电能量计量系统子站通过电力调度数据网、电话拨号方式或利用专线通道将电能量数据传送至各级电网调度中心。接入中性点不直接接地系统的电能计量装置应采用三相四线电能表，接入中性点接地系统的电能计量装置，宜采用三相三线电能表。调度数据网接入设备应根据电网要求配置，电力二次系统安全防护应根据电网要求和国家有关规定进行设计。风电机组有功功率和无功功率控制系统，应符合《电网运行准则》DL/T1040的规控制信号。风电机组应具有无功功率控制能力，自动调节发出（吸收）当风电机组有功出力在额定容量20~100%时，能够实现有功功率的连续平滑调节，并参与系统有功功率控制。在风电机组风速未到达切入风速的待机运行状态且与电网连接线路不断开时，风电机组应发出（吸收）无功功率参加电网电压调节。风电场应配置风电功率预测系统，应具有0～72h短期以及15min～4h超短期的风风电场每15min自动向电力系统调度机构滚动上报未来15min～4h的风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。风电场每天按照电力系统调度机构规定的时间上报次日0～24时风电场发电功率预测曲线，预测值的时间分辨率为15min。系统通信一般采用光纤通信，光纤通信电路的设计应结合各网省公司、地市公司通信网规划建设方案和工程业务实际需求进行。光缆类型以OPGW风电场宜选用系统调度、站内调度和行政电话合用的一套数字程控调度交换机，并参加当地电力调度程控调度组网。中继接口可与当地公用通信网的中继线相连。或调度电话采用系统通过PCM设备直接放号至风电场升压站的方式。通信电源系统一般按1套-48V高频开关电源、2块按N+1冗余配置。每组蓄电池容量应满足按实际负荷放电至少8h当升压站采用交直流一体化成套装置时，在直流电源系统中设置2套DC/DC装置为通信电源设备所需交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自不同站用电母线段的双回路交流电源供电。通信电源应具有完整的防雷措施，应具有RS-485通信接口将信息上送至站内监控系统。通信电源重要信息同时通过硬接点方式接入站内监控系统。风电场机组变电单元可采用箱式升压站（组合式变压器）或变压器及高低压电气元件（或装置）组成的敞开式电气设备。GB/T6451式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228及《导体和电气选择设计技术规定》DL/T5222的有关规定。机组升压变压器宜选用自冷式、低损耗、免维护无励磁调压电力变压器，变电容量应按风机机组额定视在功率选取。机组升压变压器宜采用节能的11机组升压变压器采用油浸式时，推荐采用箱式升压站的型式。箱式升压站的型式可可的情况下，可选用具有独立高低压开关室的紧凑型箱变。在沿海区域，可选用欧式箱变。形式。采用其他型式箱变时，应进行专题论证。箱变高压设备、变压器、低压设备应采用单元式布置。容量为2200kA及以下机组升压变压器宜采用全密封油浸式变压器；容量为2200kA以上机组升压变压器可采用全密封油浸式变压器或带油枕油浸式变压器。应满足《高压交流负荷开关-熔断器组合电器》GB16926的有关规定。容量大于等于箱变低压单元应按照1kV电压绝缘等级设计，采用空气断路器保护方式。低压框架断路器宜采用固定式结构。箱变外壳防护等级不低于IP54。箱变应采用抗风沙、耐磨油漆。沿海或海岛风电场箱变应采用“三防”油漆，防腐等级C4以上。风电机组的保护配置应符合《风电场工程电气设计规范》NB/T31026、《风力发电机组设计要求》GB/T18451.1的规定，包括但不限于：电网故障保护、发电机过温度保护、瞬间过功率保护、可控硅组件过热保护、缺相保护、主接触器保护、控制通讯保护、控制器保护、外挂保护和转轴超速保护、电缆扭曲超限保护、过负荷保护和传感器故障信号等。GB14285的要求，机组变电单元变压器应配置短路、过载以及变压器本体保护。保护配置应符合以下规定：高压侧配置负荷开关与熔断器组合回路时，应采用熔断器作为变压器过载及短路保护。高压侧配置断路器回路时，应装设变压器保护测控一体化装置，并布置于箱变内。风电机组控制功能应符合《风力发电机组控制器技术条件》GB/T19609功能应符合《风力发电机组第1部分：通用技术条件》GB/T19960.1风电机组及机组变电单元应配置就地控制、测量及保护设备，风电场主监控系统应能实现对风电机组及机组变电单元的遥控、遥测和遥信。变电单元测控装置时，宜与风电机组监控系统共用光纤，并接入升压站主监控系统。机组变电单元宜靠近风机基础布置，距离塔筒外壁应大于10m在风机基础上布置的机组变电单元变压器宜选用应干式变压器。若采用油式变压器，距离塔筒外壁应大于10m，小于10m时应配套防火墙等防火措施。当箱变油量大于1t电缆截面应满足持续允许电流（载流量）、短路热稳定、允许电压降等要求。电缆载流量应按当地环境、敷设间距等进行修正，其短路热稳定、允许电压降应进行计算校验。电缆敷设应满足《电力工程电缆设计标准》GB50217相关要求。3）-15过电压保护及绝缘配合设计包括直击雷保护、感应雷保护、基础接地系统和机组升压变压器设备保护，以及接闪器、引下线、接地装置、等电位连接、屏蔽措施、综合布线、浪涌保护器（SPD）等。过电压保护及绝缘配合设计前，应对风电场所在区域进行雷击电流测试，进行必要的雷击风险评估。对于高海拔、复杂地形的风电场应充分考虑风电机组的有效高度。过电压保护和接地设计应符合《绝缘配合》GB31、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064、《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065、《风力发电机组雷电防护》GB/T33629或IEC61400:24的有关规定。机组变电单元可利用风电机组进行防直击雷保护。机组变电单元位于风电机组的直击雷保护范围之外，应采取防直击雷保护措施。机组变电单元变压器高、低压侧均应装设避雷器，并按《交流无间隙金属氧化物避雷器》GB1032及《交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则》DL/T804进行选择。风电机组的工作接地、保护接地和雷电保护接地应共用一个总的接地装置，宜利用塔筒基础作为其自然接地体，应敷设以水平接地极为主的环形人工接地网，二者之间应有2根及以上接地干线相连。风电机组接地网的工频接地电阻不应大于4Ω。接地电阻不满足要求时，应采取降低接地电阻的措施，宜采用外延接地线、垂直接地极（井及换土等方式降低接地电阻。土壤电阻率季节性变化大的场地，宜配置离子接地极。腐蚀比较严重的场地，宜在便于施工维护处，适量采用锌包钢垂直接地极，并做好标记。机组变电单元应设置以水平接地极为主的人工接地网，设备外壳应接地。机组变电单元接地网与风电机组接地网的连接点不应少于2的接地体长度不应小于15m。电力电缆的接地应满足《电力工程电缆设计标准》GB50217风电场接地材料一般采用镀锌扁钢。采用铜质接地体时，宜采用铜包钢、镀铜接地体或铜绞线。风电机组和箱变的380/220V干式变容量应满足风电机组或机组变电单元的照明、检修需求，可选用三相或单相干式变压器。箱变宜采用电力专用在线式UPS电源，为箱变测控、保护设备提供交流电源。UPS电源容量为2kA，内置蓄电池，蓄电池容量应能满足120min停电需求。电气主接线方案应根据风电场在电力系统中的地位、规划容量、升压站出线电压等便、节省投资、便于过渡或扩建等要求。升压站为单台主变压器的应采用线路-变压器组接线，升压站为多台主变压器或汇流500MW以上风电场且经汇流站汇流的终端升压站高压侧，宜按电网要求采取可提高可靠性的接线方案。主变低压侧35kV或10kV系统中性点宜采用低电阻接地方式接地，也可采用其他接1）短路电流水平：31.5/25kA；10kV：31.5/25kA上述各级电压的短路电流水平应根据风电场工程短路电流计算复核后确定，更高电压等级的短路电流水平应根据当地电网要求选择确定。主变压器推荐采用油浸式、低损耗（1型产品）变压器。150MA及以下主变应选择自冷式变压器，150MA以上主变宜选择自冷式或强制风冷式。主变压器应采用有载调压变压器，接线组别可选择Yn,D11或Yn，yn0，D11站内500kV高压配电装置宜选用GIS配电装置，其接线形式应简化。22（33kV采用主母线三相共箱形式，其余采用分箱形式。10（6）kV采用全三相共箱形式。当升压站场地及环境条件较优时，可采用AIS（4）110～500kV断路器原则采用瓷柱式SF68（水平地震加速度>0.2g）或在寒冷地区（极端气温≤40℃）时，断路器可采用罐式断路器或瓷柱式混合气体断路器。（5）110～500kV电流互感器宜采用油浸式。设备招标时，若经济合理，也可采用（6）220kV隔离开关宜优先选用GW7型，110/66kV隔离开关可选用GW45）35kV、10kV站内35kV、10kV配电装置应采用室内布置的金属铠装开关柜。海拔超过时，宜采用SF6开关柜内配真空断路器，电容器回路配SF6断路器，各开关额定电流与额定开断电流根据工程需要选用。开关柜内应具有五防功能。电压互感器与电流互感器选用真空浇注式，其容量与精度应满足工程需要。开关柜内电压互感器应装设一次消谐装置。应在35kV母线侧设置无功补偿装置，宜采用SVG无功补偿装置容量应按照分层、分区、基本平衡原则进行配置。无功补偿容量范论证后确定。升压站宜装设两台容量相同可互为备用的站用变压器，并从站外引一路可靠电源为其中一台站用变供电（永临结合），两路电源应采用自动切换方式。站用变压器宜采用干式变压器，宜布置在低压配电室或中压配电室。站用变与接地变合用时，宜设计单独房间布置或采用户外油浸变压器。站用变压器宜采用节能的11型设备，接线形式采用Dyn11站用变压器的推荐容量见表5表 站用变压器推荐容量站用变压器容量300照明电源系统根据运行需要和应急处理时照明的重要性确定。其电源分交流站用电源和直流电源两种。交流站用电源来自站用配电屏，主要供正常照明。直流电源是蓄电池直3h的要求。户外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；主控楼内各生产用房、进出口通道和配电装置室内均设应急照明。升压站过电压保护和防雷接地的设计，应符合《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620、《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》GB/T50064和《交流电气装置的接地设计规范》GB/T50065的要求。在进行升压站防雷接地设计时，应对跨步电位差与接触电位差进行必要的验算。在一次设备及地网边沿一周加装垂直接地极，有效扩大地网面积、增强散流效果、减小接地电阻。增大设备的接地引下线及接地极（装置的热稳定截面积。升压站室外设备应设计满足阻应小于10欧姆，并具有较为明显的可断开点。新建风电场集电线路的系统中性点宜采用经电阻的接地方式，接地阻值应根据线路电容电流的大小及风电场规划容量确定。风电场集电线路的系统中性点采用经消弧线圈接地方式时，应设置小电流接地选线装置，并作用于跳闸。接地体的截面选择应综合考虑热稳定要求和腐蚀。接地体宜采用镀锌扁钢，受土壤包钢、镀铜接地体或铜绞线。运行过程中经常分断的断路器，应在其线路两侧增设相应的避雷器，避免在雷电过压时断路器断口受到损坏。升压站电缆选择与敷设设计应符合《电力工程电缆设计标准》GB50217升压站电缆管（沟）的布置规划，应按升压站最终规模统筹考虑，满足近远结合、便于扩建的要求。升压站电缆干管（沟）应靠近主要电气设备和多支沟一侧布置，应满足路径短捷、适当集中、间距合理、减少交叉的要求，交叉时宜垂直相交。电缆管（沟）与建（构）筑物之间、电缆管（沟）之间，在平面与竖向上应相互协调。电缆管（沟）布置宜沿道路、与建（构）筑物平行布置。（3）200MW（4）预装式升压站建设应遵循“标准化设计、工厂化加工、模块化建设、机械化施工”原则。在预装式升压站方案规划设计中，除主变压器设备外，其余设备均可采用预制舱方案。在气候条件允许情况下，生产生活办公设施也可采用预制舱方案。设备预制舱由舱体及组合设备、屏柜（或机架）、电缆（线）、辅助设施等组成。运行条件及运行调试人员现场作业的要求。串式逆变器，经汇流箱汇流后接入站用低压配电系统。升压站电气二次设计应安全可靠、技术先进、经济适用，设备配置和功能要求应满足“无人值班，少人值守，运维一体”设计原则。风电场监控应具有远程集中监控和通过Internet远程监视的接口，以满足区域集控中心对其远方监控、华能集团总部对其远程监视的功能要求。通过VPN远程监视的接口，升压站电气二次设备应优先选用国内知名品牌产品。选用的保护、测控装置应通过相关主管部门认可的动态模拟试验，并具有至少在3～5座10kV及以上电压等级升压站成功运行3～5年的业绩。风电场计算机监控系统包括风电机组监控系统和升压站主监控系统。两个监控系统升压站主监控系统通信的功能，以构成风电场完整的计算机监控系统。风电机组监控系统的监控范围包含风电机组和箱式升压变电单元。升压站监控系统光/电转换器、接口设备和网络连接线缆、光缆及网络安全设备等。监控系统及其它自动化系统，应按照电力监控二次安全防护的有关规定，进行安全分区及安全防护，监控系统软、硬件选用应严格遵守国家有关标准。风电机组监控系统由风机制造商配套提供，包括厂级监控层设备、风电机组现地控制层设备和网络通信设备。厂级监控层设备宜按远景规模配置，包括CADA系统服务器、双套冗余配置的操作员工作站、WEB服务器、打印机等。风电机组现地控制层设备包括风电机组现场PLC设备等，并留有接入箱式升压变电单元监控信息接口。风电机组监控组网宜统一考虑，并采用光纤环网结构。光纤组网宜根据集电线路路径和分组情况分成若干组，也可合并组网，每组形成独立的光纤子环。通信介质宜采用单模光缆，光缆的选型宜随集电线路选用架空或地埋。升压站主监控系统主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。站控层设备按升压站远景规模配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置。站控层设备包括主机兼操作员工作站、工程师站、WEB服务器、远动通信设备、公用接口装置、打印机等。主机兼操作员工作站、远动通信设备按双套冗余配置。间隔层设备包括I/O测控装置等。每个电气开关设备、每段母线及电气公用单元设备应单独配置I/O测控装置，且35kV及以下采用保护测控一体化配置方式。主监控系统间隔层的测控装置与站控层设备之间的连接结构，宜采用间隔层测控装置直接上站控层网络、测控装置直接与站控层通信的方案。在站控层网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集监测和断路器控制功能。风电场计算机监控系统应设置一套时间同步系统，包括GPS（或北斗）时钟同步及扩展装置，完成对风电机组和升压站监控系统设备、继电保护设备的对时。风电场计算机监控系统功能包括数据采集与处理、运行安全监视、开停机过程监视和设备操作监视、控制权限设定、运行日志及报表、事件统计、数据通信、人机界面和自诊断与远方诊断等。升压站主监控系统应实现对升压站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备心交换信息的能力。具体功能要求和技术指标按《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》DL/T5149执行。风电机组和升压站监控系统的站控层设备采用站内UPS供电。升压站间隔层测控设备采用直流供电。风电机组现场控制设备由风电机组配套提供的UPS电源供电。计算机监控系统技术指标应满足《220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规程》（DL／T5149-2001）的要求。升压站继电保护配置应根据《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006的要求配置。2）220kV及以上主变压器主保护包括按双重化配置的纵联差动保护以及一套非电量保斯、压力释放、油温升高和过高、绕组温度升高和过高、油位异常等。3）330kV及以上主变压器后备保护按双重化配置。330（500）kV侧后备保护包括带偏移特性的阻抗保护、复合电压闭锁过流保护、过激磁保护、零序过流保护、过负荷保护、高压侧断路器失灵保护。3（10）kV侧后备保护包括限时速断过流保护、复合电压闭锁过流保护、过负荷保护。4）220kV主变压器后备保护按双重化配置。220kV侧后备保护包括复合电压闭锁过流侧断路器失灵保护。3（10）kV侧后备保护包括限时速断过流保护、复合电压闭锁过流保护、过负荷保护。5）10kV主变压器主保护包括纵联差动保护和非电量保护。差动保护包括差动速断、比率差动保护。非电量保护包括本体轻重瓦斯保护、有载重瓦斯、压力释放、油温升高/过高、绕组温度升高/过高及油位异常等。10kV侧后备保护包括复合电压闭锁过流保护、零序电流保护、中性点间隙电流保护、零序电压保护、过负荷保护。35（10）kV侧后备保护6）35（10）kV7）站用（接地）8）35（10）kV并联电容器配置微机型电流速断、过电流、零序电流以及过压、失压、过负荷保护，以及电容器组零序电压或中性点不平衡电流/电压保护。9）35（10）kV10）风电场集电系统3（10）kV母线应配置一套微机型电流差动母线保护，接入母线所有支路的三相电流。UPS升压站直流系统电压宜采用220V，接线方式应采用单母线分段接线方式。直流系统应设置微机监控装置、微机蓄电池巡检仪、微机直流绝缘监察装置，应具有RS-485通信接口将信息上送至升压站监控系统，重要信息同时通过硬接点方式接入升压站监控系统。蓄电池宜采用免维护阀控式密封铅酸蓄电池，蓄电池容量按3h事故放电时间考虑。具体工程应根据升压站规模、直流负荷和直流系统运行方式，对蓄电池个数、容量以及充电装置容量进行计算确定。（1）220kV及以上升压站，宜装设2组蓄电池，2套或3套充电机，1（2）110kV以及下升压站且风电场总装机容量100MW及以下，宜装设1组蓄电池，2套充电机，1套放电装置；100MW以上，宜装设2组蓄电池，2套充电机，1套放电装置。3）升压站配置一套交流不停电电源系统（UPS）。UPS主要负载包括：升压站综合自调度录音电话、风电机组监控系统厂控层设备等。UPS宜采用主机冗余配置方式，主、从机自动切换时间应小于4ms，应为静态逆变装置，应具有计算机通信接口（RS-232和RS-485）。UPS装置宜为单相输入、单相输出，输出电压为220V/50Hz，旁路输入电源宜为单相，备用直流输入由站用直流电源系统供电，备用电源切换时间应小于4ms。UPS输出配电屏（柜）馈线应采用辐射状供电方式。升压站电源系统也可采用一套交直流一体化系统，包括交流、直流、逆变等部分，由交流进线模块、交流馈线模块、充电模块、逆变电源模块、站用通信电源模块、直流馈线站直流、交流、UPS、通信等电源采用一体化设计、一体化配置、一体化监控，其运行工况和信息数据通过一体化监控单元展示并通过标准数据格式接入自动化系统。升压站内宜设置一套图像监视及安全警卫系统。其功能按满足安全防范要求配置，不考虑对设备运行状态进行监视。监视范围包括风机平台、塔筒、机舱、升压站内主要电气设备、建筑物及周边环境等，并满足全天候图像监视需要。像监视及安全警卫系统设备包括：视频监视主机、工业以太网交换机、录像设备、视频服务器、摄像机、编码器及沿升压站围墙四周设置远红外线探测器或电子栅栏等。视频监视主机、以太网交换机等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的接口。系统应具有与火灾和防盗报警的联动功能，图像分辨率应达到CIF格式以上，传输、存储格式采用MPEG-4兼容H.264或更高版本的成熟视频编解码标准。升压站电气二次设备室应布置于运行管理方便、电缆总长度较短的位置。室内设施位的余地。所有二次系统设备屏（柜）的外形尺寸宜采用2260x800x600mm（高x宽x深），通信系统设备屏（柜）的外形尺寸可采用2260x600x600m（高x宽x深）。屏（柜）体结（柜体转轴在左边、门把手在右边。所有二次设备屏体结构、外型及颜色应一致。升压站二次设备的布置一般采用集中布置方式。在主控楼内集中设置控制室和二次设备室，原则上不设通信机房。升压站监控系统站控层设备安装在控制室内，35（10）kV保护测控一体化装置就地分散布置于35（10）kV配电装置室开关柜内，其他二次屏柜均布置于二次设备室内。升压站规模较大时，可采用设就地继电器小室或按电压等级下放到GIS设备旁的分散布置方式。二次设备室备用屏位不少于总屏位的10～15二次设备室及继电器小室应尽可能避开强电磁场、强振动源和强噪声源的干扰，应考虑防尘、防潮、防噪声，并符合相关防火标准。设生活楼的风电场升压站应设置电视、电话及网络系统。电视采用有线电视网或卫星电视，楼内电话采用自动程控交换机。风电机组信号测点、通讯、数据存储等应满足中国华能集团有限公司《智慧风电场数据采集技术规范》。风电机组须配置在线振动监测系统，通过在线监测主轴轴承、齿轮箱、发电机等关键部件的振动，自动存储并分析振动、冲击、波形等有价值的数据，识别风机主要部件的运的检修工作，保障风力发电机组的正常运行，节省维护费用。风电机组、风电场须具备尾流协调功能，通过计算风力发电机组场群尾流影响，改变控制策略，降低风机疲劳载荷，延长风机寿命，提升全场发电量。风电场中央监控系统要求应具有数据信息存储、转移、报表分析和备用等功能，满区域集控中心远方集中控制。风电场中央监控系统通讯接口、通讯协议、数据质量、硬件配置等应符合《中国华能集团有限公司风力发电机组接入风电集控系统技术规范》、《中国华能集团有限公司新能源项目区域集控中心建设标准（试行》、《中国华能集团有限公司智能风电场数据采集技术规范》等标准规范要求。风电场应根据集团新能源监管中心平台、区域集控智能化应用功能，配置相应的智能感知、边缘计算、通讯线路等配套设备，协同实现智能化的故障预警诊断、可靠性评估、性能指标分析、寿命预测、备件管理、工单推送等功能。风电场集电线路电压等级优先采用35kV气候条件恶劣、覆冰严重、雷暴天数较高的场区且风机布置较为集中、距离升压站较近的风电场工程，宜采用35kV地埋电缆敷设方案。风机布置较为分散、距离升压站较远且场区地形地貌较为复杂地区（如升压站与风电场场区之间存在村庄、山脉、河流等，宜采用架空线路与地埋电缆混合敷设方案或全架空线路方案。线路路径选择应根据技术、造价、施工、维护、安全、征地等综合因素优化确定，宜沿场内道路选择线路路径。线路路径应尽量避开高差大、开挖难度大、易积水、易塌陷、易错位、易受水冲刷地段，且应避免潮流迂回现象发生。高压电力电缆宜采用交联聚乙烯绝缘电力电缆，电缆的导体可采用铜芯、铝芯，也可采用铝合金电缆。采用铝芯和铝合金电缆时，高压电缆头宜要求高可靠性。高压电缆外护层宜选用具有加强层或钢带、钢丝铠装的护层。电缆内护套在-15℃低三芯冷缩型，低压电缆终端宜采用热缩型或干包式电缆头。每回集电线路应根据连接风电机组台数及输送容量，分段合理选择电缆截面，且电缆截面不宜超过4种。电缆截面应满足持续允许电流（载流量、短路热稳定、允许电压降等要求。电缆载流量应按当地环境进行修正，并校验短路热稳定、允许电压降。以运行灵活、经济合理为原则，宜在风电场适当位置设置电缆分支箱。支线电缆汇入主线电缆分支箱时，宜在支线电缆进线回路处设置隔离开关。地埋35kV地埋电缆线路长度大于订货电缆盘长时，需适当设置电缆中间接头井，宜每隔应收集风电场所在地气象站历年气象资料，确定最高气温、最低气温、年平均气温、最大风速、最大覆冰、最大冻土深度等设计数据。应按照《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061中的气象条件规定，选择适合当地风电场架空线路的气象组合。场地海拔高差较大、存在多种覆冰条件时，应按最大覆冰值作为设计条件。综合施工、运行、交通条件和线路长度等因素，进行多方案比较，使线路路径走向安全可靠、经济合理。荒漠平原、丘陵山地风电场，线路路径应尽量选择地势平缓、靠近风电场道路两的其他地区。海岸、滩涂、河网、泥沼地区风电场，线路路径应尽量布置在风电场道路边缘、田埂边上、养殖塘塘角位置，并尽量避免杆塔布置在养殖塘中央。防风型跌落保险、隔离开关、避雷器等设备。上塔电缆所载容量小于2.5MW时宜采用防风型跌落保险，大于2.5MW时应采用隔离开关。按照风电场装机容量和风机布置，确定每回线路输送容量。按技术经济条件，选取导线安全系数，且不应小于2.5。有污染地区应提高绝缘子防污等级，宜采用防污型导线。3）导线截面按经济电流密度选择，电压降宜控制在5%以下。线路容量小于12MW时采用截面120mm钢芯铝绞线，大于12MW、小于19MW时采用截面185mm钢芯铝绞线，大于19MW、小于25MW时采用截面240mm钢芯铝绞线。应按照《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061相关规定，选用与导线截面相配合的地线型号，地线安全系数不应小于导线安全系数。在无覆冰地区，导线截面小于等于185mm时地线截面采用35mm，大于185mm时地线截面采用50mm。在覆冰地区，导线截面小于等于185mm时地线截面采用50mm，大于185mm时地线截面采用80mm。根据技术经济条件，选取导、地线的最大使用应力和平均运行应力，并结合线路档距确定导、地线防震措施。在重冰区，不宜采用防震锤防震，宜采用预绞丝等。架空线路防雷设计前，应对集电线路所建区域进行雷击电流测试，进行必要的雷击风险评估。依据《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB/T50061，对架空线路防雷进行差等，可相应提高集电线路的绝缘配合、防雷和接地设计标准，降低雷击损失。66kV及以下架空电力线路设计规范》GB/T5006，确定架空线路污秽等级。册》中定型产品。架空线路宜全线架设避雷线，且逐基接地。10kV架空线路电缆上杆杆塔需接地。阻值要求。为消除线路终端塔或终端汇集柜与机组升压变高压侧连接的35kV交联聚乙烯铠装电缆屏蔽层和保护层之间的反击电压，应设计串入等电位隔离器。架空光缆宜采用OPGW光纤复合架空地线，光缆与架空线路同杆敷设至升压站，不单独架设光缆线路。光缆从箱变基础埋管引出后采用地埋敷设方式至架空杆塔，地埋光缆宜采用架空线路金具强度安全系数应满足：最大使用荷载情况不应小于2.5；断线、断联、验2.5。地埋敷设电缆应避开含有酸、碱强腐蚀或杂散电流电化学腐蚀严重影响的地段。无防护措施时，宜避开白蚁危害地带、热源影响和易遭外力损伤的区段。100mm的回填材料，回填材料宜选择软土或砂等。沿电缆全长应覆盖宽度不小于电缆两侧各50mm护板宜采用混凝土保护板或普通实心砖。地埋电缆壕沟一般布置于道路排水沟下方，距离排水沟底不应小于1.0m。根据地形地貌等因素综合考虑后，也可布置在道路边坡占地面积范围内。应根据风场区最大设计风速、设计覆冰厚度等主要气象条件，结合集电线路的电压等级、导线型号、杆塔档距及导线荷载等信息，合理选取铁塔型号。应根据塔位实际地质条件确定基础方案，宜采用不等高基础与铁塔全方位长短腿配合使用，以减少基础土石方开挖量。应根据塔位的地貌、地质情况及施工条件，合理选取基础形式，做到安全、经济及适用。铁塔基础可采用钢筋混凝土扩展基础、掏挖基础、岩石锚杆基础及桩基础。风电场道路设计内容应按照《风电场工程道路设计规范》NB/T10209执行，并满足项目所在地地方政策及相关要求。根据使用阶段不同，风电场道路可划分为施工道路与检修道路。施工道路应满足施工阶段运输及安装要求，运行期的检修道路由施工道路改造形成。风电场道路根据用途可划分为进场道路、场内道路与进站道路。场内道路根据运输量可划分为干线道路与支线道路。进场道路、进站道路应按干线道路标准设计。风电场的场外道路主要利用已有国家、省、市、县、乡等级道路和市政道路，不作或最近点机位或与风电场场区有明显分界点的位置。场内道路包括风电机组之间的干线道路、支线道路，并连接至升压站。风电场工程分期建设时，风电场道路工程应按照“一次设计、满足规划的后期使用要求”的原则做好总体设计，处理好前、后期工程的相互衔接。必要时，应根据建设期风机大件设备运输方式、风机容量及设备型式，对拟采用的道路技术标准进行论证。风电场道路工程施工图设计必须以审查批复的可行性研究报告或微观选址报告、初案及设备类型。风电场工程道路设计速度应为15km/h风电场工程道路设计应采取经济、有效的工程措施或植物保护措施，尽量减少对生态环境的不利影响。风电场道路路肩宜采用土路肩，双车道单侧土路肩宽度0.25m，单车道单侧土路肩宽度0.5m。双车道路基宽度6.50m，单车道路基宽度5.50m200～300m应设置错车道，设置错车道路段路基的宽度不小于8.50m，长度不小于30m。汽车荷载采用公路-为节约道路占地，在山地和港汊、河网、鱼塘密集区域，且施工期安装选用履带型吊车方案时，履带型吊车应采用拆卸进场和转场。吊装平台布局应结合地形、土地属性、道路接口、风机位、机组主要部件参数、吊装方案等综合确定。山区风电场应采取小平台设计方案，平台整体占地面积最优、土石方开挖及回填面最小，尽可能减小对生态环境的影响。选线应根据风电场总体布置及当地路网情况，确定风电场工程道路选线的主要控制点。控制点应满足下列要求：确定路线基本走向的控制点应包括路线起终点，必须连接的对外交通接口，风电场各功能区，以及桥涵、隧道等位置。风电场道路与铁路平面相交时宜为正交。必须斜交时，交叉角应大于45°且道口应符合侧向了望视距的规定。风电场道路与铁路相邻时，道路与铁路用地界相距不应小于5m风电场道路与架空输电线路相交时宜为正交。必须斜交时应大于45°。架空输电线电压规定的要求。选线工作应针对路线所经地域的生态环境、地形、地质的特性与差异，按拟定的各控制点进行方案的比较、优化与论证。线位选择应根据道路功能和使用任务，全面权衡、分清主次，处理好全局与局部的关系。路线宜绕避滑坡、崩塌、泥石流、岩溶、软土等地质条件较差区域，确需穿过时应选择合适的位置，缩小穿越范围，并采取相应的工程措施。线位选择应做好同当地路网、农田与水利设施、林业资源等的协调与配合，合理确定道路建设规模，切实保护耕地、林地。路线应避让军事活动区、不可移动文物、测量基准点、生态保护区及重点保护树木等限制性区域。沿河（溪）路线应避免选在河道或冲沟内，确需占用时应采取相应的措施，满足原河道或冲沟的排洪能力。应减少跨河（溪）对于山体外形不规则、起伏变化较大的复杂地形，应首先确定地形控制点，拟定路线布设位置。山体坡度较缓时宜采用半填半挖形式，山体坡度较陡时宜采用全挖方路基形式。石料来源充足时可设置路肩墙降低挖方高度。道路弯道应采用圆曲线，圆曲线最小半径依据大件运输方案确定。叶片采用平板挂车运输时，圆曲线最小半径宜按叶片的运输尺寸设计。叶片采用举升车运输时，圆曲线最小半径宜按最长一节塔筒的运输尺寸设计。圆曲线最小长度不宜小于15m，两圆曲线间的直线段长度不宜小于15m。圆曲线最小半径宜取30m，极限值取20m，并应满足大件运输的扫空要求。超高值应根据圆曲线半径、路面类型、自然条件等经计算确定。最大超高值不宜超过4%。新建干线道路最大纵坡不宜大于12%，支线道路最大纵坡不宜大于15%。最大纵坡确需增大时，应进行论证，但一般不宜超过18%。道路纵坡的最小坡长不应小于40m凸形竖曲线半径一般值为300m，极限值为200m。凹形竖曲线半径一般值为300m，极限值为200m。竖曲线最小长度20m。为满足叶片运输，对竖曲线还需按照叶片运输要求进行设置，以叶片不剐蹭地面和车底板不碰地面为设置原则。道路路基应重视排水设施与防护设施的设计，取土弃土应进行专门设计，防止水土流失堵塞河道和诱发路基病害。路床应分层铺筑，碾压密实。填