风电场电气设计方案

风电场电气设计方案1.1接入电力系统设计1.1.1设计原则接入电力系统方案设计应从全网出发，合理布局，消除薄弱环节，加强受端主干网络，增强抗事故干扰能力，简化网络结构，降低损耗；网络结构应满足风力发电规划容量送出的要求，同时兼顾地区电力负荷发展的需要，遵循就近、稳定的原则；电能质量应能满足风力发电场运行的基本标准；应节省投资和年运行费用，使年计算费用最小，并考虑分期建设和过渡的方便；选择电压等级应符合国家电压标准，电压损失符合规程要求；对于个别地区电网要求送出线路由项目公司自筹资金建设时应根据当地电网造价概算单列；风电场接入系统设计，应执行国家电网主管部门关于风电场接入系统设计的有关要求，并复核其时效性。1.1.2一次接入系统条件根据风电场装机容量和地区电网的电力装机、电力输送、网架结构情况，确定风电场参与电网电力电量平衡的区域范围；风电场的发电量优先考虑在风电场所在地区的电网消纳，以减少输配电成本；收集当地电网规划和当地电网对可再生能源或分布式能源接入系统的规定，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，以确定风电场可装机的最大容量；3风电场接网线路回路数不考虑“N-1”原则。风电场宜以一级电压辐射式接入电网，风电场主变高压侧配电装置不宜有电网穿越功率通过；接入系统应考虑“就近、稳定”的原则，一般100MW以下风电场接入llOkV及以下电网，100MW-150MW风电场既可接入110kV电网，也可接入220kV电网，150MW-300MW风电场接入220kV或330kV电网；成片规划的更大规模的风电场可接入500kV电网，但应根据风电场布置以及电网情况做升压变电站配置和/或中心汇流站设置规划。具体可根据当地电网要求做调整；一般集中装机容量在300MW以下配套建设一座升压变电站；集中装机容量在300MW以上根据风电场总体布置考虑配套建设2座或2座以上升压变电站；对风电装机占较大比例的地区电网，应了解电网对风电有无特殊要求，如风电机组的低电压穿越能力，风电机组的功率变化率等要求；根据拟接入系统变电站的间隔位置，分析风电场接网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，应根据国家电网关于风电场接入电网技术规定的有关要求，在利用风电机组自身无功容量及其调节能力的基础上，测算需配置的无功补偿容量，以及风电场无功功率的调节范围和响应速度，并根据风电场接入系统专题设计复核确定；对风资源条件优越，而电网薄弱的地区，应积极配合电网进行风电场集中输出的相关输电系统规划设计。1.1.3一次接入方案1根据规划的风电场规模以及当地电网的接入条件拟定合理的接入方案，对于占地区域较广的风电场经技术经济比较可采用单一的终端升压变电站或中心汇流站加终端站的型式；2由于目前规划的单一风电场装机容量一般不大于300MW，本导则按50MW装机容量为一基准递增等级，即推荐的适用风电场装机容量归并为50MW、100MW、150MW、200MW、250MW、300MW，非以上容量风电场可按上述等级套用，考虑到更大容量的风电场由于占地范围过大，可由上述归并容量风电场组合而成；对于单一的终端升压变电站的方案，风电场内升压与送出均不考虑“N-1”原则;对于中心汇流站的升压与送出方案以及“N-1”原则应经技术经济论证后与电网协商确定；终端升压变电站方案的风电场送出电压等级及主变配置推荐见表12-1。表12-1场内升压与送出电压等级及主变配置推荐表

风电场容量送出电压等级及回主变配置备注(MW)路数501X110(66)kV1X50MVA1001X110(66)kV2X50MVA1502X110kV2X75MVA1X2202X75MVA或1X(330)kV90MVA+1 X63MVA或1X150MVA2001X220(330)kV2X100MVA2501X2202X125MVA或1(330)kVX150MVA+1X100MVA3001X220(330)kV3X100MVA或2X150MVA注：1.对采用500kV送出的风电场主变配置可经技术经济比较后选择确定；2.个别受电网系统条件限制的风电场可根据当地电网的条件进行调整。1.1.4系统继电保护线路保护330kV及以上线路：每回330kV及以上线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护、双套远方跳闸保护、一套断路器失灵保护。根据系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。220kV线路：每回220kV线路应配置双套完整的、独立的能反映各种类型故障、具有选相功能全线速动保护，终端负荷线路也可配置一套全线速动保护。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220kV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。110kV及以下线路：每回110kV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。当线路长度低于10km的短线路，宜配置一套光纤纵联差动保护。线路两侧保护选型应一致，保护的软件版本应完全一致。具有光纤通道的线路，纵联保护宜均采用光纤通道传输信息。1.1.4.2母线保护330kV及以上母线按远景配置双套母线保护。母线侧的断路器失灵保护需跳母线侧断路器时，通过起动母差实现。每套母线保护只作用于断路器的一组跳闸线圈。220kV母线按远景配置一套母差保护和失灵保护，失灵保护应与母差保护共用出口。110kV及以下母线为双母线接线时应按远景配置一套母差保护；为单母线分段接线时可按远景配置一套母差保护。1.1.4.3故障录波升压变电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，录波信息可经子站远传至各级调度部门进行事故分析处理。根据电网要求可在风电场侧配置1套保护和故障信息管理子站。1.1.4.4安全自动装置根据电网要求可在风电场侧或系统侧配置1套电能质量监测装置和1套安全稳控装置。1.1.5系统调度自动化远动系统调度管理关系及远动信息传输原则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和调度自动化系统现状确定。远动信息的传输原则宜根据调度管理关系确定。远动系统设备配置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系统配置的远动工作站。远动工作站应优先采用无硬盘型专用装置，采用专用操作系统。220kV及以上升压变电站远动工作站应冗余配置。远动信息的采集及内容远动信息采取“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。远动信息传输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、备通道、并按照各级调度要求的通信规约进行通信。主通道应采用数据网方式接入地区级电力调度数据专网，备通道采用专线方式。网络通信采用《远动设备及系统第5部分传输规约104篇采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问》(DL/T634.5104-2002)规约，专线通信采用《远动设备及系统第5部分传输规约101篇基本远动任务配套标准》(DL/T634.5101-2002)规约。电能计量系统电能计量点设置原则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，根据需要设置在电网经营企业或者供电企业内部用于经济技术指标考核的各电压等级的变压器侧、输电和配电线路端以及无功补偿设备处。电能计量系统配置原则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单电能表配置。电能表应为电子式多功能电能表，并具备电压失压计时功能。电能计量信息传输接口设备为电能量远方终端或传送装置，可采用以下方案：方案一：全站配置一套电能量远方终端，以串口方式采集各电能表信息；具有对电能量计量信息采集、数据处理、分时存储、长时间保存、远方传输等功能、同步对时功能。电能量计量主站系统通过电力调度数据网、专线通道或电话拨号方式直接与电能量远方终端通信，采集各电能计量表信息。方案二：全站配置一套电能量传送装置，电能量计量主站系统通过电力调度数据网或拨号方式直接采集各电能计量表信息。电能量信息采集内容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电能量信息传输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，应采用《远动设备及系统第5部分传输规约102篇电力系统电能累计量传输配套标准》(DL/T719—2000)或《多功能电能表通信协议》(DL/T645)通信规约。电能计量装置接线方式接入中性点非绝缘系统的电能计量装置应采用三相四线电能表，接入中性点绝缘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风电场宜一点就近接入相关电力调度数据网。为实现调度数据网络通信功能，应配置1套调度数据网接入设备和1套调度数据网二次安全防护设备，包括交换机、路由器、防火墙、IP认证设备等。1.1.6系统及站内通信系统通信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为主，进入升压变电站的引入光缆,应选择非金属阻燃光缆。站内通信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，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。通信电源通信电源系统一般按1套-48V高频开关电源、2组蓄电池组考虑。高频开关电源模块按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的要求。通信电源设备所需交流电源，应由能自动切换的、可靠的、来自不同所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。电气一次设计1.2.1设计原则根据确定的接入电力系统方案和工程实际情况，确定主变压器升压以及高低压配电装置配置方案，统筹考虑风电场布置和升压变电站总平面布置，风电场集电线路方案等应经技术经济比较后确定。风电场集电线路方案风电场风电机组的升压统一采用一机一变的单元接线形式，低压侧采用中性点直接接地系统。根据场区现场条件和风电机组布局来确定集电线路方案，包括通过技术经济比较确定集电线路回路数与电压等级。一般每回集电线路输送容量35kV宜小于20MW,10kV宜小于6MW,个别如地形复杂的山区风电场由于建设条件限制可综合考虑投资与损耗后每回输送容量作适当加大。升压变电站电气主接线方式1.2.3.1根据目前风电机组设备的特点,风电场升压变电站宜按用户站考虑。综合考虑接线简单、供电可靠性、运行灵活性、操作检修方便、节省投资、便于过渡或扩建等要求。主变配置宜按一次接入方案推荐的单台容量与台数配置。对于分期建设的风电场也应结合建设周期统筹考虑。高压配电装置接线应简单、便于过渡或扩建。对于单台变压器的升压变电站高压侧应采用线路变压器组接线；对于多台变压器的升压变电站以及汇流站高压侧原则应采用单母线接线；由于汇流站对系统的影响较大，可按电网要求采取提高可靠性的措施，采用相应的接线形式。升压变电站低压侧宜采用单母线或单母线分段接线。无功补偿装置配置与否以及容量与型式应结合当地电网的要求进行。1.2.3.6220（330）kV、110kV均为中性点直接接地系统；主变中性点可根据运行要求，直接接地或不接地运行；主变低压侧35kV或10kV可采用不接地、消弧线圈、电阻接地系统或经消弧消谐柜方式。应根据计算的单相接地电容电流来确定中性点的接地方式，推荐的接地方式与对应的单相接地电容电流关系见表12-2；表12-2接地方式与单相接地电容电流对应关系表接地方式10kV糸统单相接地电容电流35kV糸统单相接地电容电流■不接地V20AV10A消弧消谐柜20〜100A10~100A消弧线卷20〜150A10~150A电阻接地>150A>150A注：对于接地方式，优先米用消弧线圈方式，电网有规定的则按电网要求执行。1.2.4短路电流及主要电气设备选择1.2.4.1短路电流水平：220kV：50/40kA；110kV：31.5kA66kV：31.5kA；35kV：31.5/25kA；10kV：25/16kA。上述各级电压的短路电流水平需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。电气设备选择原则：选择以国产知名品牌为主。主变压器选择主变压器推荐采用油浸式、低损耗、两绕组自然油循环风冷/自冷式有载调压升压变压器，有载调压开关选用国际知名品牌。对于带平衡绕组的变压器由于造价高应避免采用；主变原则上要求户外布置，对于环境污秽条件受限区域可采用户内布置；为满足节能降耗要求，建议变压器选用10型或11型产品，接线组别一般采用YN,dll,主变额定电压与阻抗在具体工程中可按系统要求选择。站内高压配电装置型式选择站内500kV配电装置型式与设备选择应结合电网要求经技术经济比较后选择确定；2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AIS和GIS设备，原则上以采用AIS设备为主，沿海区域及其它受环境污秽条件或其它场地布置条件限制的可采用GIS设备；3个别由于架空进出线间隔回路数较多的工程受场地布置条件限制的可选用HGIS（混合式气体绝缘组合电器）设备；4对于GIS设备的选择，应特别注意对接线形式的简化。220（330）kV选用分相形式，110（66）kV可采用分相或共箱形式；5对于AIS设备的选择，断路器采用SF6形式，电流互6感器采用油浸式，220kV隔离开关优先选用GW7型，110/66kV隔离开关可选用GW4型；避雷器使用磁套式或复合绝缘氧化锌避雷器；线路的避雷器使用磁套式避雷器；母线电压互感器尽量使用电容式电压互感器。1.2.4.5站内35kV、10kV开关选择站内35kV、10kV开关户内采用手车式开关柜，内配真空断路器或SF6断路器（电容器回路），各开关额定电流与额6定开断电流根据各工程需要选用。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。站内接地变、站用变设备的选择接地变、站用变原则选用油浸式，户外布置。沿海区域及其它受环境污秽条件限制的可采用干式户内布置，此时采用金属柜内安装，宜与开关柜同室布置；当采用消弧线圈接地时，接地变、站用变应合并；当采用小电阻接地时，接地变、站用变应分开设置；站用变压器推荐采用节能的10型或11型设备，接线形式采用Dyn11型。站内接地电阻、消弧设备的选择接地电阻设备应选择成套组柜式；消弧线圈原则选用油浸式，户外布置。沿海区域及其它受环境污秽条件限制的可采用干式户内布置，此时采用金属柜内安装，宜与开关柜同室布置或单独房间布置；消弧消谐柜应选用成熟可靠、厂家信誉度高的产品，布置时与开关柜并排布置。站内无功补偿设备选择站内无功补偿设备原则要求选用动态无功补偿装置，对于装置的具体型式可按当地电网要求选用动态调压式无功补偿装置或SVC型式。场内箱变选择风电场部分的接线统一采用一机一变的单元接线形式。高压侧采用不接地系统，低压侧采用中性点直接接地系统；场内升压变压器采用油浸式，推荐采用箱式变电站的形式，场内箱变接线要求按风电机组厂家要求配置，箱变型式可选用欧式或美式。在沿海区域可选用欧式箱变，在内陆等环境条件许可的情况下，为节约投资，可综合欧式或美式的优点，选用具有独立的高低压开关室的紧凑型箱变。环境条件许可的地区也可采用独立式变压器、高低压侧配相应开关设备的形式；箱变高压侧采用真空负荷开关-熔断器组合电器保护，应特别注意负荷开关转移电流的参数要求；其低压侧采用空气断路器保护；高低压侧均要求配有过电压保护器；4风电机组和箱变的380/220V自用电源取自各自所带的干式变压器，采用单母线接线。当风电机组用电由箱变提供时，该干式变压器容量应满足风电机组要求；5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进行数据传输到上位机。站用电系统站用电系统应有两路可靠的电源，由于目前风电场大部分为一回送出线路，故需在升压变电站主变低压母线配置一台站用变压器外，另向系统申请一回同容量的电源。备用电源需永临结合。1.2.5.2对于220kV及以上升压变电站380/220V站用电系统为单母线分段接线，可由5~7面低压配电屏供站用电负荷，两台站用变压器各带一段负荷。llOkV及以下升压变电站380/220V站用电系统为单母线接线，两电源互为备用。站用电系统采用三相四线制、中性点接地系统。站用变压器低压侧宜配置负荷开关，以防止单相接地短路故障扩大。站用变容量应按照站内实际交流负荷情况统计后确定。1.2.5.3个别地区由于取暖问题可根据实际需要配置柴油发电机。设备布置风电场内集电线路采用架空线路时，风电机组与架空线路的距离应满足吊装的要求，一般不小于40m。高压侧与架空集电线路的连接采用电缆上杆的形式，电缆直埋；箱变低压侧与风电机组塔筒内设备的连接电缆和光缆推荐采用电缆穿管的形式；升压变电站内各级电压的配电装置应结合地形和所对应的出线方向进行平面组合，避免或减少线路交叉跨越及折弯。配电装置相互间的相对位置应使高压配电装置、主变压器、低压配电装置、无功补偿装置至各配电装置的连接导线顺直短捷、场内道路和电缆的长度较短。场内集电线路与通讯线路型式选择1场内集电线路主干线原则采用架空线路，分支回路可采用电缆，对于特殊路径段(如输送电力容量较小的路径段)的场内集电线路采用电缆或架空线路应进行技术经济比较后确定，一般35kV分支回路电缆截面不应超过70/95mm2；个别受当地政府要求必须采用电缆的除外；2场内通讯线路路径与敷设方式原则与集电线路相同。与架空线路同路径时，宜采用ADSS自承式光缆线路；与电缆线路同路径时，采用地埋式光缆线路，与电缆线路同沟敷设。绝缘配合、过电压保护电气设备的绝缘配合，参照国家行业标准《交流电气装置的过电压保护绝缘配合》(DL/T620-1997)确定的原则进行。220kV、110kV氧化锌避雷器按《交流无间隙金属氧化物避雷器》(GB1032-2000)及《交流无间隙金属氧化物避雷器的使用导则》(DL/T804-2002)中的规定进行选择。升压站动力、照明按功能区域配置检修电源，电源引自站用配电屏；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流母线经直流屏转供，主要供站内事故照明。直流电源容量应满足维持事故照明1h的要求；照明方式户外采用低位投光灯作为操作检修照明；沿道路设置草坪灯作为巡视照明。主控楼内各生产用房，进出口通道和配电装置室均设事故照明；照明均应采用节能型灯具。防雷、接地升压变电站推荐采用避雷针或避雷带作为直击雷防护装置。风电机组防雷应满足风电机组设备的要求。升压变电站与风电机组与箱变基础接地应满足接地电阻值的要求。接地体的截面选择应综合考虑热稳定要求和腐蚀。接地体采用镀锌扁钢，对于特殊受土壤腐蚀性和地质条件限制的升压变电站与风电机组基础，通过技术经济比较也可采用铜质接地体；为节约投资，优先采用镀铜接地体或绞线。升压变电站跨步电压和接触电势应满足规程规范要求。电缆通道设置与电缆敷设站内电缆管、沟的布置应从整体出发，按变电所的最终规模统筹规划，管、沟之间及其与建、构筑物之间在平面与竖向上应相互协调，近远结合，合理布置，便于扩建。管、沟宜沿道路，建、构筑物平行布置。干管、沟应靠主要用户和多支沟一侧，管、沟布置应路径短捷、适当集中、间距合理、减少交叉，交叉时宜垂直相交。场内高压电缆（光缆）敷设应综合考虑路径长度、施工、运行和维修方便等因素，统筹兼顾，做到经济合理、安全适用。需根据当地环境条件采用适宜的敷设方式，在冻土区的电缆敷设应经技术经济比较后确定采用冻土层下敷设或换土敷设。1.3电气二次设计1.3.1设计原则风电场电气二次设计应力求安全可靠、技术先进、经济适用，设备配置和功能要求按“无人值班，少人值守”原则设计。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，以实现集控中心对其管辖区域各风电场的远方监控和华能集团公司总部对其下属所有风电场的远程监视功能。风电场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llOkV及以上电压等级变电站成功运行3〜5年的经验。计算机监控系统风电场内机电设备分风电机组监控系统和升压变电站监控系统两个局域网进行监控。两局域网结构上相对独立，均宜采用分层、分布、开放式结构。风电机监控系统应具有与升压变电站监控系统通信功能，以构成全场计算机监控系统。风电机组监控系统的监控范围包含风电机组和箱式变电站，升压变电站监控系统的监控范围包含升压变电站内全部输、变、配电设备及站内其他智能设备。1.3.2.1系统设备配置1风电机组监控系统设备风电机组的监控系统目前一般由风电机组制造商配套提供，主要由厂级监控层设备、风电机组现地控制层设备和网络通信设备等构成。厂级监控层设备宜按远景规模配置，风电机组现地控制层设备按工程实际建设风电机组数量配置。厂级监控层设备包括SCADA系统服务器、操作员工作站、WEB服务器、打印机等，其中操作员工作站按双套冗余配置。网络设备包括网络交换机、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。风电机组现地控制层设备包括风电机组现地PLC设备等。2升压站监控系统的设备配置升压站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。站控层设备按升压变电站远景规模配置，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，其中主机兼操作员工作站、远动通信设备按双套冗余配置。网络设备包括网络交换机、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。间隔层设备包括I/O测控装置等。I/O测控装置的配置原则为：开关电气设备按每个电气单元配置，母线单元按每段母线单独配置，公用单元单独配置。35kV及以下采用保护测控一体化配置方式。全站应设置一套时间同步系统，包括GPS时钟同步及扩展装置，完成对风电机组和升压变电站监控系统设备、继电保护设备的对时。1.3.2.2系统网络结构1风电机组监控系统的组网方案风电机组监控的组网宜统一考虑，可采用光纤环网结构。风电机组监控光纤组网宜根据集电线路路径和分组情况分成若干组，也可适当合并组网，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。2升压站监控系统的网络结构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推荐采用间隔层的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。220kV及以上升压站宜采用双以太网，llOkV及以下升压站宜采用单以太网。1.3.2.3系统功能l风电机组监控系统的功能l）数据采集与处理功能监控系统的信号采集类型分为模拟量、开关量。模拟量包括电压、电流及功率等电气模拟量及转速、风速、风向、油位、振动、位移、温度等非电气模拟量的实测量。开关量包括事故信号、断路器及重要继电保护的动作信号等中断开关量和各类故障信号、断路器及隔离开关的位置信号、机组设备的状态信号等非中断开关量两种。中断型开关量输入信号监控系统以中断方式迅速响应这些信号，并自动进入中断处理程序来进行处理并报警。非中断型开关输入信号的采集采用扫查方式，并将处理后的数据实时存入数据库。2）运行安全监视风电场运行安全监视涉及运行状态、暂停状态、停机状态、紧急停机状态等，监视的内容包括越、复限，故障及事故，异常趋势等。越、复限监视应包括对发电机过压、过流、温度异常升高、偏航异常、振动异常、扭缆异常，变频器的过压、过流温度，齿轮箱中的油温、油位、轴承温度等所有异常情况进行监视。监视的参数包括模拟量、温度量、开关量等。在出现参数越、复限后要进行的处理包括越限报警，越、复限时的自动显示、记录和打印。事故顺序判别：当发电机组故障、保护动作等情况出现时，监控系统立即以中断方式响应并及时记录事故名称和发生时间，记录相关设备动作情况，自动推出相关画面并打印相关的故障信息。计算机监控系统将事故发生及相应设备的动作情况按其发生的先后顺序记录下来，记录的分辨率不大于2ms。故障状态显示：应定时扫查所有的开关量和模拟量，一旦开关量和模拟量出现异常时，应记录故障名称及其发生时间，显示并发出报警信号，同时将数据记录放在数据库中。在计算机中显示故障日志。异常趋势分析：对发电机、齿轮箱、轴承温度等进行趋势记录和分析，当趋势变化速率超过限值时发出警报。3）具有开（停）机过程监视和设备操作监视功能。开（停）机过程监视：上位机发出开（停）机指令后，监控系统将命令直接发送到风电机组现场控制柜的PLC控制中，PLC控制器根据风电机组控制命令执行相关的判断，并操作相关的设备动作，在上位机中可以监视各种设备动作情况并判断机组运行和停机是否正常。设备操作的监视：当设备进行操作时，监控系统应根据风电机组当前的运行状态及箱变高低压侧的隔离开关闭锁条件，判断是否允许操作，并执行该项操作。同时可以监视偏航系统扭缆解缆工作和叶片变桨系统工作是否正常。4） 控制权限设定风电机组在运行中的工况有启动、停机、复位、服务四种方式，监控系统的控制权限在远方、中控室（厂级）及现地三级中均能实现以上机组四种工况的控制。远方操作命令来自远方集控中心控制室，中控室为风电场一级的控制，风电机组旁则为现场控制。控制权的优先顺序是：现地优于现场中控室，现场中控室优于远方控制室。5） 运行日志及报表风电场的运行日志包含每台风电机组和箱式变电站当日的运行参数，主要包括电网电压、机组电压、发电机电流、电网频率、功率因数、有功功率，无功功率，发电量、功率曲线图等监测量；风速、风向等风力参数；发电机转速、风轮转速、增速器温度、轴承温度、发电机温度、发电机前后轴承温度、控制柜中变频器温度、环境温度、增速器油位、发电机油位、轴承油位、液压系统油位等机组状态的检测量。6）事件统计功能应包括开停机的统计、事故或故障统计、参数越、复限的统计、设备投退统计等。事故或故障统计应包括事故或故障的对象和性质，事故发生的时间、恢复时间、每月和每年发生的事故或故障次数。参数越、复限的统计应包括参数的名称、越限的时间和数值，复限的时间及越限持续的时间，以及在每一天时间内出现的次数。设备投退统计应包括风电机组的投入、退出时间，累计运行和退出时间。7）数据通信功能监控系统应具备完善的通信功能，主要达到以下通信要求：⑴与风电机组PLC系统数据通信;⑵经安全隔离设备连接，在满足二次安全防护要求下实现监控系统与远程监控系统以网络方式互连，可以在信息网上查询监控系统信息；⑶经安全隔离设备连接，在满足二次安全防护要求下实现监控系统与风电制造厂服务系统以网络方式互连，可以在信息网上查询监控系统信息；⑷与大屏幕显示器控制微机进行数据交换；⑸与升压站监控系统进行数据交换。8） 人机界面人机界面用于人机会话，操作员发令，CRT屏幕对各种命令应答。风电场的监控系统在屏幕上显示每一台风电机组参数监视图、风电场的接线图、各种报表，功率曲线图及各种趋势分析图等。9） 具有自诊断与远方诊断功能监控系统诊断包括自诊断和远方诊断两部分，自诊断用来对各个系统运行状态进行监视，实现主备用设备相互切换，以及对损坏的设备的部件进行定位，使维修人员容易查找和迅速处理故障，并恢复运行。远方诊断技术是由设备厂家对风电场中运行的每一台机组的每一个数据进行分析，判断故障性质，及时修改相关漏洞，确保机组正常运行。同时通过远方诊断，风电制造商指挥现场检修，及时修复设备。2升压站监控系统的功能实现对升压变电站可靠、合理、完善的监视、测量、控制，并具备遥测、遥信、遥调、遥控等全部的远动功能和时钟同步功能，具有与远方调度中心和监控中心交换信息的能力。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—2001)执行。信号采集监控系统的信号采集类型分为模拟量、开关量。模拟量包括电流、电压、有功功率、无功功率、频率、温度等，电气模拟量按照《电测量及电能计量装置设计技术规程》(DL/T5137-2001)进行交流采样。开关量包括断路器、隔离开关以及接地开关位置信号，继电保护装置和安全自动装置动作及报警信号、运行监视信号、主变有载分接开关位置信号，全站其他二次设备事故及报警信号等。2）监控系统与继电保护的信息交换监控系统与继电保护的信息交换可采用以下两种方式：方式一：继电保护的跳闸信号以及重要的告警信号可采用硬接点方式接入I/O测控装置，宜采用非保持接点。方式二：数字式继电保护装置可直接通过不同网口或串口与监控系统、保护信息管理子站连接，这样可按照监控系统和保护信息管理子站系统对保护信息量的不同要求，将保护信息分网上送至监控系统和子站系统。在监控系统后台还可实现继电保护装置软压板投退、远方复归等功能。3）监控系统与其他智能设备的信息交换对于直流系统、UPS系统、逆变电源、多功能电能表、火灾报警等智能设备，采用两种方式实现监控系统与智能设备的信息交换：方式一：重要的设备状态量信号或报警信号采用硬接点方式接入I/O测控装置。方式二：配置智能型公用接口装置，安装在二次设备室网络通信设备屏（柜）中，该公用接口装置通过RS-485串口方式实现与智能设备之间的信息交换，经过规约转换后通过以太网传送至监控系统主机。4）监控系统应具有与风电机组监控系统的信息交换的功能5）监控系统应可实现小电流接地选线功能6） 监控系统应可实现自动电压无功控制（AVQC）功能7） 防误操作闭锁功能应实现全站的防误操作闭锁功能，可采用以下三种方案：方案一：通过监控系统的逻辑闭锁软件实现全站的防误操作闭锁功能，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。方案二：监控系统设置“五防”工作站。远方操作时通过“五防”工作站实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。方案三：配置独立于监控系统的的专用微机“五防”系统。远方操作时通过专用微机“五防”系统实现全站的防误操作闭锁功能，就地操作时则由电脑钥匙和锁具来实现，同时在受控设备的操作回路中串接本间隔的闭锁回路。专用微机“五防”系统与升压变电站监控系统应共享采集的各种实时数据，不应独立采集信息。本间隔的闭锁可以由电气闭锁实现，也可采用能相互通信的间隔层测控装置实现。如果升压变电站采用了GIS设备，防误操作闭锁功能宜采用方案一。8）通信规约的要求监控系统与数字式继电保护装置的通信规约推荐使用《远动设备及系统第5部分传输规约103篇继电保护设备信息接口配套标准》(DL/T667-1999)规约或《变电站通信网络和系统》DL/T860(IEC61850)规约，与电能计量计费系统通信规约推荐使用《远动设备及系统第5部分传输规约102篇电力系统电能累计量传输配套标准XDL/T719-2000)规约。监控系统与调度端网络通信采用《远动设备及系统第5部分传输规约104篇采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问》(DL/T634.5104-2002)规约，与调度端专线通信采用《远动设备及系统第5部分传输规约101篇基本远动任务配套标准》(DL/T634.5101-2002)规约。系统工作电源风电机组和升压站监控系统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。风电机组现地控制设备由风电机组配套提供的UPS电源供电。系统技术指标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。1.3.3元件保护及自动装置1.3.3.1风力发电机保护配置风力发电机配置的保护：电网故障保护、温度升高保护、振动超限保护、发电机超速和转轴超速保护、电缆扭曲超限保护、过负荷保护和传感器故障信号等。风力发电机的保护装置随风电机组一起配套供货。风力发电机应根据当地电网要求配置低电压穿越功能。1.3.3.2箱式变压器保护配置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006)的要求，箱式变压器应配置短路、过载以及变压器本体保护。1.3.3.3升压站保护配置根据《继电保护和安全自动装置技术规程》(GB14285-2006)的要求配置升压站继电保护。1330kV及以上主变压器保护配置主保护包括按双重化配置的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、油温升高和过高、绕组温度升高和过高、油位异常等。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。35（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。2220kV主变压器保护配置主保护包括按双重化配置的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、油温升高和过高、绕组温度升高和过高、油位异常等。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保护、零序过流保护、中性点间隙零序电流保护、中性点零序电压保护、过负荷保护、高压侧断路器失灵保护。35（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。3110kV主变压器保护配置主保护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。110kV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侧后备保护包括限时速断过流保护、复合电压闭锁过流保护及过负荷保护。435（10）kV线路保护配置配置微机型电流速断、过电流、零序保护及三相重合闸。5站用（接地）变压器保护配置配置微机型电流速断、过电流、零序电流保护及本体保护。635（10）kV并联电容器保护配置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。735（10）kV分段保护配置母线分段配置微机型电流速断及过流保护。835（10）kV母线保护配置35（10）kV母线一般不宜配置母线差动保护，采用主变压器35kV侧限时速断、过电流保护做为母线保护。当采用主变压器低压侧速断保护不能满足灵敏度要求时，可配置一套微机型电流差动母线保护。1.3.4直流、UPS及逆变电源1直流系统1） 直流系统电压升压变电站操作直流系统电压宜采用220V或110V。2） 蓄电池型式、容量、组数及接线方式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2h事故放电时间考虑，具体工程应根据升压变电站规模、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。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。直流系统应具有RS-485通信接口将信息上送至升压站监控系统，直流系统重要信息同时通过硬接点方式接入升压站监控系统。220kV升压变电站蓄电池宜装设二组，宜采用二组高频开关充电装置，充电模块按N+1配置。直流系统应采用两段单母线接线，两组直流母线之间应设置联络开关。每组蓄电池均应设有专用的试验放电回路。110kV升压变电站蓄电池宜装设1组，宜采用一组高频开关充电装置，充电模块按N+1配置。蓄电池应设有专用的试验放电回路。2交流不间断电源（UPS）升压变电站配置一套交流不停电电源系统（UPS）。UPS主要负载包括：升压站综合自动化系统，自动化仪表、电量采集系统，继电保护及故障录波子站系统，电能质量监测装置、调度录音电话、风电机组计算机监控系统厂控层设备等。UPS可采用主机冗余配置方式，主、从机自动切换时间应小于4ms。UPS装置应为静态逆变装置。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输出的配电屏（柜）馈线应采用辐射状供电方式。UPS装置应具有计算机通信接口（RS-232和RS-485）。3逆变电源升压变电站配置一套逆变电源装置，采用单机配置方式，主要负载包括：事故照明、火灾报警系统、视频监视系统等。逆变电源应为静态逆变装置。逆变电源装置宜为单相输入、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。逆变电源装置应具有计算机通信接口（RS-232和RS-485）。1.3.5火灾自动报警系统升压变电站应设置一套火灾自动报警系统，设备包括：火灾报警控制器、探测器、控制模块、信号模块、手动报警按钮等。火灾报警控制器宜布置在主控楼控制室，采用集中报警控制方式。火灾探测区域应按独立房（套）间划分。升压变电站火灾探测区域有：主控制室、二次设备室、可燃介质电容器室、各级电压等级配电装置室、油浸变压器、电缆夹层及电缆竖井等。根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。对于采用SF6高压电力设备的场所应配置SF6开关室环境智能化监控系统。火灾报警控制器应设置标准通信接口与监控系统通信。火灾报警控制系统的电源应由站内逆变电源供电。1.3.6图像监视及安全警卫系统升压变电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。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、编码器及沿升压变电站围墙四周设置远红外线探测器或电子栅栏等。其中视频监视主机、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。就地摄像头等前端设备按本期建设规模配置。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。为控制成本一般不考虑在风电机组或箱变现场设置视频监视设备。1.3.7二次设备布置升压变电站电气二次设备室应位于运行管理方便、电缆总长度较短的位置、设施应简化、布置应紧凑，面积应满足设备布置和定期巡视维护要求，屏位按变电所规划容量一次建成，并留有增加屏位的余地。所有二次系统设备屏（柜）的外形尺寸宜采用2260mmx800mmx600mm（高x宽x深），通信系统设备屏（柜）的外形尺寸可采用2260mmx600mmx600mm（高x宽x深）。屏（柜）体结构为屏（柜）前单开门、屏（柜）后双开门、垂直自立、柜门内嵌式的柜式结构，前门宜为玻璃门，正视屏（柜）体转轴在左边，门把手在右边；升压变电站二次设备的布置一般采用集中布置方式。站内不设通信机房，在主控楼内集中设置控制室和二次设备室。站内监控系统站控层设备安装在控制室；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。站内其他二次屏柜均布置于二次设备室；若升压变电站规模较大