赤峰元宝山风电场49.5MW工程初步设计说明书

元宝山风电场一期49.5MW工程 初步设计（电网送审版）

第一章 总的部分

1.1 概述

1.1.1 设计依据文件

（1）《赤峰元宝山风电场49.5MW工程羡慕可行性研究报告》 （2）《内蒙古元宝山风电场49.5MW工程可行性研究阶段勘测报告》 （3）《赤峰元宝山风电场49.5MW工程接入系统设计》

（4）《赤峰元宝山风电场49.5MW工程接入系统设计》及审批意见 1.1.2 工程建设规模

风电场终期规模100MW，本期规模49.5MW，共安装单机容量1.5MW的风力发电机33台；变电站建设一台100MVA的主变压器，电压等级为220/35kV，风电场所发出的电能经风电汇集站升压后，以一回220kV线路接入经西220kV变电所。新建风电场变电站220kV配电装置采用线路-变压器组接线。 1.1.3 设计范围

本变电站初步设计范围包括：变电站围墙以内全部生产和辅助生产设施、进站道路设计。其中变电站的综合楼及其辅助设施按终期规模考虑，一次建成。

本风场初步设计范围包括：场内检修道路设计、风机及油变基础工程设计、35kV集电线路设计及相关土建设计等。

1.2 场址概况

元宝山风电场拟建于内蒙古自治区赤峰市克什克腾旗南店乡和芝瑞乡马架子一带的山区，克旗基础设施较为完善，已基本形成集通铁路、京通铁路、111国道、303国道、306国道、罕白公路与与旗乡公路互连交通网络。克旗赛罕坝风电场东约10km处。

220kV变电站为整个风电场的中枢，集变电、控制、送点、监测、行政、生活为一体，成为风电场的指挥控制中心。变电站布置在风电场东侧，变电站东西长为120.5m，南北宽为115m，围墙内占地面积为1,.39hm2，进入站大门设在站区南侧。站内分变电区与管理区，以一条东西方向的主道路及绿化带相隔离。变电区位于站内北侧，从西向东一次布置了无功补偿装置、主变压器、220kV屋外配电装置等；管理区位于站内南侧，主要包括综合楼、生消泵房、杂用水泵房、生活污水处理装置、材料库、汽车库等。

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220kV配电装置采用线路-变压器组接线，电气设备布置按软导线普通中型布置方式，设置一个220kV进出线间隔，间隔宽度15m，不设置单独的母线架构。

1.3 主要设计原则

1.3.1 设计一般技术条件 （1） 主要气象数据 海拔高度：1700m；

极端最高气温： 38.7℃ （经棚气象站） 极端最低气温： -36.7℃ （经棚气象站）

最大风速： 五十年一遇离地面65m高、10分钟平均最大风速为403.m/s。 （2） 地震设防

地址区地震动峰值加速度为0.10g，相应的地震基本烈度为VI度D 1.3.2 主要设计原则 （1） 电气主接线

根据接入系统设计报告及设差意见，风电场新建220kV升压站出1回220kV线路至经西220kV变电站站并入电网，主变压器额定容量100MVA。变电站220kV配电装置采用线路-变压器组接线，35kV采用单母线接线，本期3回35kV集电线路，采用架空线路，远期容量仍接入该段母线。

（2）短路电流水平及配电装置

220kV短路电流水平按照不低于40kA设计，SF6断路器。 35kV短路电流水平按照不低于31.5kA设计，SF6断路器。 (3) 控制、保护

变电站按少人值守变电站设计，采用微机监控装置，可以实现遥控、遥测、遥信和遥调。

（4）综合楼为行政办公及住宿为一体的建筑物，综合楼主要安排控制室、设备间、通讯机房、配电室等生产办公设施，均采用钢筋混凝土框架结构，天然地基。

第二章 电力系统部分

2.1 电力系统

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2.1.1 电力系统概况 2.1.1.1 赤峰电网现状

赤峰电网地处蒙东南部，以巴林、青山500kV变电站为中心形成了北部和南部220kV电网，北部通过巴林500kV变电站形成巴林-林东-天山、巴林-大阪的220kV链式供电结构，南部通过青山500kV变电站形成乌丹-北郊-西郊-青山-元宝山-乌丹的环式供电结构。赤峰电网与蒙东电网无电气联系，通过青山-朝阳2回500kV线路与辽宁电网相联。

截至2009年底，赤峰电网有500kV变电站2座，变电容量3000MVA，500kV线路5条，线路长度669.1km；220kV变电站12座，变电容量2052MVA,220kV线路26条，线路长度1182.1km。

截至2009年底，赤峰电网全社会用电量74.8亿kWh，同比增长9.99%，网供最大负荷1060MW，同比增长13.1%。赤峰电网总装机容量4048MW，其中火电装机2896MW，风电装机1114MW。风电装机主要集中在赤峰南部、西南部一带。

2009年赤峰电网现状图见图2.1-1. 2.1.1.2 元宝山风电场概概况

国网新源控股有限公司内蒙古分公司元宝山风电场中心位置位于内蒙古自治区赤峰市克什克腾旗南部，北起塔山子，南至元宝山，西临克旗赛罕坝风电场，东与翁牛特旗和松山区接壤。拟选场址中心位置地理坐标为东经117°48′，北纬42°39′，海拔1800m~2061m（除做特殊说明外，所提高程均为黄海高程系），风场范围约32km2。风电场属中温带大陆性季风气候，不仅大风日多且持续时间长，有着丰富的风力资源。

赤峰克旗元宝山风电场位于赤峰市西南部，风电场规划总装机容量为100MW，一期装机49.5MW。

元宝山风电场地理位置图见图2.1-2

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2.1.2 建设必要性

开发绿色风电资源，符合国家能源发展战略。赤峰地区风能源十分丰富，开发和利用该地区丰富的风能资源，优化电源结构，对于艰涩环保型的“绿色”电力和环境保护具有重要作用；有利于推动当地经济和社会发展，满足地区负荷需求，具有良好的经济和社会效益。在赤峰地区建设风电场，对于开发利用可再生资源，贯彻国家能源发展战略，实现我国能源的可持续发展具有重要意义。 2.1.3 接入系统方案

赤峰克旗元宝山风电场最终规模100MW，分两期建设。本期为一期工程，工程计划安装单机容量为1.5MW的风力发电机组33台，装机容量49.5MW。根据《国网新源

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赤峰克旗元宝山风电场接入系统设计报告评审意见》：本期工程49.5MW风电装机共33台风电机组，通过3回35kV线路汇集后送至新建的220kV升压站，站内信件13100MVA升压变，新建升压站一经西220kV站线路1回，线路长度100km，采用LGJ-400mm2导线。

元宝山风电场接入系统方案见图2.1-3。

2.1.4 系统对风电场的要求

根据《国网新源赤峰克旗元宝山风电场继而系统设计报告审评意见》； 1） 电气主接线

元宝山风电场升压站220kV电气主接线采用扩大单元线路-变压器组接线，35kV电气主接线采用单母线接线。 2） 短路电流水平

元宝山风电场220kV升压变电站220kV侧设备的短路电流水平按照不低于40kA设计

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35kV侧设备的短路电流水平按照不低于31.5kA设计。

3） 无功补偿

元宝山风电场220kV升压站需配置一定容量的动态可连续调节的无功补偿装置，在主变低压侧配置容量不低于13Mvar（容性）和6Mvar（感性）动态可连续调节的无功补偿装置。风电场无功补偿配置要求应与《风电场接入电网技术规定》（Q/GDW392-2009）要求一致。

4） 低电压穿越

元宝山风电场所采用的风电机组须具备低电压穿越能力，具体要求应与《风电场接入电

网技术规定》（Q/GDW392-2009）要求一致.

5) 风电功率预测

元宝山风电场须具备风电功率预测功能，具体要求应与《风电场接入电网技术规定》（Q/GDW392-2009）要求一致. 6） 电能质量

元宝山风电场并网运行可能引起的电压波动和闪变、谐波等电能质量问题需另列专题研究。

2.2 系统继电保护及其安全自动装置 2.2.1 工程概况

元宝山风电场规划装机100MW，一期装机容量49.5MW，本期在元宝山风电场内设置220kV升压站，建议在升压站内 100MVA(考虑二期)主变压器。

本期220kV出线1回，新建一回220kV送电线路至220kV经西变电所。 本期元宝山风电场升压站安装一台主变压器，一回220kV出线，风电场所发电力通过3回35kV集电线路送至升压站，再由风电场220kV升压站将电力送出。

220kV电气主接线采用变压器-线路单元接线方式。 2.2.2系统继电保护及其安全自动装置

根据接入系统审查方案，本期工程元宝山风电场升压站至经西变电所一回线路，仅在经西侧配置双套微机距离保护柜。

升压站线变组接线，未配置失灵保护。当主变高压侧断路器失灵时，由相邻后备保护延时动作切除故障。

暂不配置故障信息远传系统。根据主站的建设进度进行子站系统的实施。

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元宝山风电场接入系统后，安全稳定控制方案纳入赤峰地区西南部风电送出安稳设计统一考虑。本期在升压站配置双套稳控切机子站。 2.2.3 系统继电保护设备清册

元宝山风电场系统继电保护设备表如表2-1所示，本工程系统保护部分投资估算100万元。

表2-1风 电 场 设 备 表

100万元

2.3 调度自动化 2.3.1 工程概况

元宝山风电场最终规模100MW，本期规模49.5MW，建设1.5MW的风机33台，通过3回35kV线路接入风电场220kV升压站，升压后出1回220kV线路接经西220kV变电站。

在元宝山风电场内新建一座220kV升压站，主变规模13100MVA,电压等级为220kV/35kV，220kV主接线为线路-变压器单元接线的形式，35kV主接线为单母线接线

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方式。

2.3.2 调度关系

根据电网“同意调度、分级管理”的要求，元宝山风电场本期由东北网调调度指挥或由东北网调委托赤峰地调调度指挥，远期由蒙东中调调度。元宝山风电场远动信息分别向东北网调和赤峰地调传送，预留远期至蒙东中调的远动信息接口。 2.3.3

远动信息内容

依据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）并结合各调度端需要，本期工程，元宝山风电场的远动信息内容如下：

（1） 遥测

220kV线路的有功、无功功率、电流 35kV线路的有功、无功功率

主变两侧的有功功率、无功功率和电流 主变压器分头位置 风机相关测量量 （2） 遥信 全站事故总新号

220kV/35kV断路器位置新号 隔离开关位置新号 接地刀闸位置新号

220kV线路的主保护动作新号 变压器主保护动作新号 220kV线路重合闸动作新号 风机起、停新号 2.3.4

风电场远动系统

2.3.4.1 远动装置配置

本期工程为元宝山风电场配置一套计算机监控系统，远动远动功能并入改系统。计算机监控系统采用分层分布式网络结构，远动功能由监控系统远动工作站完成，由计算机监控系统采集风电场和电镀端需要的信息（其中模拟量信息以交流采样方式采集），通过监控系统远动工作站分别向东北网和赤峰地调传送远动信息。

为保障风电场与调度端信息传输的可靠性，远动工作站应为双机冗余配置，所有信息

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采集应按照直调直采、直采直送的原则进行设计。

另外，根据《电力系统调度自动化设计技术规定》要求，远动系统应配备相应的调式仪表，其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。本期工程为元宝山风电场开列自动化仪器仪表一套。 2.3.4.2 远动系统主要技术要求

远动系统应满足远动信息采集和传送的要求，选用性能优良、可靠性高的定型产品。其选型应符合《远动终端通用技术条件》（GB/T 13729）和《微型计算机通用规范》（GB/T 9813）对远动设备功能和技术的相关要求。主要技术指标及要求如下：

1）应符合《交流采样运动终端技术条件》（DL/T 630）的相关要求；

2）可与多个调度端进行数据通信，能接收并执行遥控、遥调命令及反送检验； 3）具有遥测越死区传送、遥信变位传送、事故新号有限传送的功能； 4）应具有多种远动规约可选，以适宜不痛调度端主站的通信要求； 5）时间顺序记录分辨率不大于2ms； 6）远动信息的海明距离不小于4；

7）远动系统的平均故障间隔时间不低于25000小时；

8）远动系统与通信设备的借口处应设置通道防雷保护器，在防雷击、防过电压和

电磁兼容性等发当面应符合GB/T 13729的相关要求。

2.3.4.3 组屏方案

本期工程在升压站继电保护室内设1面远动工作站屏，安装远动工作站设备。风电场远动信息通过远动工作站向调度端上传。 2.3.5

远方点能量计量系统

2.3.5.1 电量计量装置的配置原则

按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的要求，元宝山风电场电量计量装置的配置原则如下：

1）关口计量点按Ⅰ类设置计量装置，考核点按Ⅱ类设置计量装置。

2）Ⅰ、Ⅱ类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。 3）互感器计量绕组的实际二次负荷应在25%-100%额定二次负荷范围内。

4）互感器计量绕组二次回路的链接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，

导线截面至少应不小于4mm2；对电压二次回路，导线截面至少应不小于2.5mm2。

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5）Ⅰ、Ⅱ类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于

其额定二次电压的0.2%。

6）接入中性点绝缘系统的电能计量装置，宜采用三相三线有功、无功电能表。接

入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线有公共、无功电能表。 7）电能计量表的通信规约符合DL/T645-2007《多功能电能表通信规约》的要求。 8）电能表辅助段远宜采用独立的交/直流回路供电，交流电源宜引自UPS电源。 9）电能表与实验接线盒采用一表一盒接线方式，实验接线盒安装在电能表下侧对

应位置，电能计量屏按满屏6只电能表布置。

10)选用电子式多功能表，有功准确度等级0.2S，无功准确度2.0级，失压计时功能满足DL/T 566-1995《电压失压计时器技术条件》.

2.3.5.2 计量点确定

本期工程，元宝山风电场升压站建设一回220kV线路接入经西220kV变电站，该220kV线路为元宝山风电场接入系统的电源线。按照东北电网有限公司电能量计量管理的相关规定，元宝山风电场220kV出线侧、外引电源所用变高压侧均为远方点能量计量点，3回35kV集电线侧为考核点。 2.3.5.3远方电量计量系统建设方案

本期工程，元宝山风电场至尚义220kV汇集站的线路出口、外引电源所用变高压侧均按照1+1原则配置远方电量计量表，表计精度为0.2S级。根据国网公司通用设计要求，每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。另外，计量表的告警信息需要接入风电场内计算机监控系统。

本期风场升压站内3回35kV集电线侧按1+0原则配置远方电量计量表，由电气二次专业开列。

2.3.5.4 电能量远方终端

在元宝山风电场升压站内设置一套电能量远方终端，以RS485串口方式与电量表计通信，采集全风场的电量信息。电能量远方终端除了能以拨号方式与调度端通信外，还应具备网络传输能力。另外，电能量远方终端与升压站内计算机监控系统也采用RS485串口方式通信，规约可采用DL/T719-2000规约或者IEC60870-5-103规约。电能量信息传输示意图如下：

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2.3.5.5 电能量现场监视设备

为实现风电场上网电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能，根据《电能量计量系统设计技术规程（DL/T 5202-2004）》要求，在风场内配置电能量现场监视设备一套。通过现场监视设备收集风电场的电能量数据，进行风电场自身的经济核算工作。 2.3.5.6

组屏方案

本期工程在升压站继电保护及其安全自动装置室内设1面电能量远方终端屏，安装电能量远方终端设备。另外设置远方电能计量表屏1面，在瓶内安装1回220kV出线侧、外引电源所用变高压侧共计4计量表及相应的接线盒。

电能量远方终端屏与远方电量计量表屏之间通过屏蔽双绞线连接。 2.3.6

电能质量监测装置

2.3.6.1 电能质量检测装置配置及信息采集范围

本期元宝山风电场安装1套电能质量检测装置，用于对风电场电能质量监测。电能质量监测设备应具备标准通信接口；具有RS232、RS485、以太网接口，能够通过以太网或电话交换网进行远距离数据传输及通信、设置、调试、形成电能质量监测网络。实现监测数据的实时传输或定时提取，并能对通信口进行灵活配置与实时监视。远程实时监测可随时进行

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电能质量监测范围包括升压站220kV出线、主变两侧等。 2.3.6.2 组屏方案

本期工程在升压站继电保护室内设1面电能质量在线监测柜，屏内安装1套电能质量监测装置。风电场电能质量监测信息通过该装置向东北电科院主站系统上传。 2.3.7 功角测量系统

2.3.7.1 功角测量系统配置及信息采集范围

根据东北网调要求，本期元宝山风电场安装功角测量系统一套。功角测量系统包括同步相量测量装置和数据集中器等设备。通过PMU装置采集升压站向量信息，并通过数据集中器向东北网调主站端传送风电场的同步相量信息。同步向量采集范围为：升压站220kV出线线路的三相电压、三相电流。 2.3.7.2 组屏方案

在升压站继电器室配置1面同步相量采集及处理屏，屏上配置同步相量测量装置，并装设数据集中处理单元、交换机等设备，通过该屏采集风场升压站的同步相量信息，并实现升压站同步相量信息向调度端上传。 2.3.7.3 功角测量系统对时间同步装置的要求

本期工程风电场升压站可由电气二次专业配置一套公用的时间同步系统或由调度自动化专业为功角测量系统单独配置1套时间同步装置（该装置包含在功角测量系统中）。

为满足功角测量系统的对时要求，时间同步系统必须满足如下条件： 1）

锁星正常情况下，对时信号精度应优于±1us；锁星异常情况下，时间同步系统应能继续维持对时信号输出，时间准确度应优于0.92us/min（55us/h）。 2）

使用IRIG-B(DC)对时码，统一对时系统的IRIG-B定义必须与标准《IEEE-C37.118标准》定义严格保持一致。 3） 4）

对时接口统一采用光纤接口，多模，820mm，ST接口。 时间同步系统为远动专业功角测量装置提供安全防护设备。

2.3.8 电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护设备 2.3.8.1 电力调度数据网接入设备

为满足调度端对元宝山风电场数据网络通信的需要，在元宝山风电场内配置东北电力调度数据接入网设备一套，包括1台路由器、2台交换机等。其具体位置原则应与东北电力调度数据接入网的建设保持一致。

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根据国网要求，风电场同时配置赤峰调度数据接入网设备，包括1台路由器、2台交换机等。其具体配置原则应与赤峰调度数据接入网的建设保持一致。 2.3.8.2

二次系统安全防护设备

按照《电力二次系统安全防护规定》（电监会5号令）要求，“电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则，保障电力监控系统和电力调度数据网的安全运行，具体配置参照《电力二次系统安全防护总体方案》（电监安全[2006]34号）执行。二次系统安全防护设备配置原则如下：

a)

Ⅰ区的计算机监控系统与Ⅱ区的远方的电能计量系统通过非网络方式的485串口进行单向通信，无需装设二次系统安全防护设备。

b)

Ⅰ区的计算机监控系统与Ⅱ区的保护故障信息远传子站通过网络方式直接连接时需要配置纵向加密认证装置。

c)

Ⅰ区的远动信息和功角测量信息通过调度数据网Ⅰ区交换机接入路由器时，需要配置纵向加密认证装置。

d)

Ⅱ区的电能计量信息和保护管理信息通过调度数据网Ⅱ区交换机接入路由器时，需要配置纵向加密认证配置或硬件防火墙。

e)

监控系统与MIS系统通过网络方式直接连接时，需要配置正向屋里隔离装置。

f) 2.3.8.3

计算机监控系统如需要远传维护通道，也需要设置拨号认证加密装置。 组屏方案

所有数据网接入设备均组屏安装在升压站继电保护室内，其中路由器、交换机与二次系统安全防护设备统一组屏。交换机与路由器直接采用100M以太网线方式连接。路由器、交换机设备可采用站内220V交流UPS电源供电。 2.3.9 电源系统

根据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T 5003-2005）要求，调度自动化专业设备应配备两路独立电源。因此，本工程元宝山风电场调度自动化设备考虑采用两路独立的直流电源或者UPS电源供电，当采用UPS电源供电时，其维持供电时间按不少于1小时考虑

由于风电场具备全场公用的UPS电源盒直流电源，因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。 2.3.10 风电功率预测系统

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为保证电网安全稳定运行，国网要求风场设置风电功率预测系统一套，要求根据测风塔采集的风场气象环境等信息、数值天气预报及监控系统采集的相关信息进行风功率曲线预测。系统与监控系统可通过网口（光口）或串口连接，当采用网口连接时，需配置二次系统安全防护设备。

风电场风功率预测系统通过远动工作站向调度端风电功率预测主站系统上报预测结果，风功率预测系统上传的数据格式及通信规约与东北网调风电功率预测系统整体建设要求保持一致。

2.3.11 自动化信息传输通道 2.3.11.1 远动信息传输通道

元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的远动通道均采用主备通道，其中主通道均采用东北电力调度数据接入网通道，备用通道均采用赤峰地调调度数据接入网通道。 2.3.11.2 电量信息传输通道

元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的电量信息传输通道均采用主备通道，其中主通道均采用东北电力调度数据接入网通道，备用通道均采用赤峰调度数据接入网通道。

元宝山风电场对使用者内的电能量现场监视设备的电量信息传输通道采用电话拨号通道。

2.3.11.3 同步相量信息传输通道

元宝山风电场升压站内的同步相量信息通过电力调度数据网向哦那个备忘调主站系统传送。

2.3.11.4 风功率预测信息传输通道

元宝山风电场升压站内的风功率预测信息通过电力调度数据网通道向东北网调主站系统传送。

2.3.11.5 电能质量监测信息传输通道

元宝山风电场升压站内的电能质量监测信息通过电话拨号通道向东北电科院主站系统传送。 2.3.12 通信规约 2.3.12.1 远动通信规约

元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的调度数据网通道均采用DL/T634.5104-2002规约。 2.3.12.2 电量传输规约

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元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的电镀数据网通道均采用DL/T719-2000即IEC60870-5-102规约。

2.3.12.3 同步相量信息传输规约

元宝山风电场对东北网调WAMS主站系统的同步相量信息传输规约以IEEEC37.118为基础，并符合国家电网公司发布的《电力系统实时动态监测系统技术规范(Q/GDW131-2006)》的要求。 2.3.13 调度端配套

为满足风电场远动信息、电量信息、功角测量信息、电能质量监测信息和风功率预测等信息的接受，东北网调和赤峰地调主站系统均需做相应的软件修改和通信联调，为东北网调和赤峰地调各开列调度端接口费15万。 2.3.14 设备清单

本期工程调度自动化专业详细清单如下表2.4-1。

表2.4-1 元宝山风电场调度自动化主要设备清单

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2.4 系统通信 2.4.1 工程概述

赤峰元宝山风电场规划装机100MW，一期装机容量49.5MW，本期在元宝山风电场内设置220kV升压站，升压站220kV出线1回，接入经西220kV变电站，线路长度约为100km，本期风电装机容量为49.5MW，共装设33台单机容量为1.5MW的风力发电机组，通过3回35kV线路接入升压站35kV侧。 2.4.2 调度关系

按照电网分级调度管理的规定，本工程升压站建成后由东北网调、赤峰地调实施两级调度管理。 2.4.3 系统通信现状

赤峰地区城网已经形成了两个光缆环网电路，其中赤峰局-赤峰变间电路容量为SDH2.5G，赤峰变-平庄变、赤峰局-松供局-西二变电路容量为622Mb/s，平庄边-平庄供电局电路容量为155Mb/s，光通信设备采用华为公司生产的SDH设备。与本工程相关的光线通信电路现状如下：

2.4.3.1 西郊变－乌丹变－大板变光缆通信电路

该光缆通信电路为乌丹输变电工程配套建设的光缆通信电路，其中西郊变－乌丹变利用新建的西郊变至乌丹变220kV线路架挂12芯地线符合光缆（OPGW），光缆长度88.6km；乌丹变－大板变利用原大板变－元宝山电厂220kV线路在乌丹变Ⅱ接后的乌丹变－大板变段线路架挂12芯全介质自承式架空光缆（ADSS），光缆长度为96.8km。 2.4.3.2 热水变－大板变光缆通信电路

该光缆通信电路为热水变电所配套建设的光缆通信电路，光缆长度为101.4km，采用自承式架空光缆(ADSS),架设在热水变－林西变－大板变66kV送电线路上，本电路共设3个通信站，其中热水变－大板变电路容量为SDH 622Mb/s(STM-4)，热水变－林西变电路容量为SDH 115Mb/s（STM-1）。设备均采用华为公司生产的SDH设备。 2.4.3.3 大板变－林东变－天山变光缆通信电路

大板变－林东变之间利用现有的220kV线路架设有1跟24芯ADSS光缆。长度约80km，林东变－天山变之间架设有1跟24芯OPGW光缆，长度约76km。电路容量为SDH622M，设备采用华为公司的设备。

2.4.3.5 经西变－热水变－林西变－巴林变光缆通信电路

巴林变－林西变－热水变220kVⅡ线路拟架设1条24芯OPGW，长度为64＋44km

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热水变－林西变在两回220kV线路上拟架设2条24芯OPGW，长度为2365km。电路容量均为SDH 622M。 2.4.4 各专业通道要求

根据本工程情况个专业通道需求如下：

通道需求表

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2.4.5 系统通信方案

根据接入系统审查意见，本期工程通信电路通过经西变与赤峰原有的光缆电路连接，接入赤峰地区的通信网。设备配置也应考虑与原有通信设备的连接。本期工程通信方案推荐采用光缆通信方案。 2.4.5.1 光通信线路

沿升压站－经西变220kV变电站的220kV线路建设2条OPGW光缆，光缆线路全长

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按23100km考虑。

本工程OPGW采用G.652型单模、双窗口光纤；光缆容量按16芯考虑。导引光缆升压站和经西变各按0.5km考虑。 2.4.5.2 光通信设备配置

(1) 在升压站配置2套光传输设备，光设备采用SDH制式，1+0方式配置，传输容量622Mb/s，2套光传输设备采用S-4.1光接口站内连接，对经西变方向光接口按L-4.21+0方式配置。光纤电路长度100km，属长站距，为保证传输质量，该区段需配置光放。

(2) 在经西变利用原有2套光传输设备增加对升压站方向的接口，光接口按L-4.2 1+0方式配置。

上述光设备配置构成升压站对主系统的光通信电路运行方式，光设备的电路配置、运行及网管按东北网调、赤峰地调下达的运行方式执行。 2.4.5.3 PCM终端设备

在升压站－东北网调配置1对PCM终端设备 其中升压站变安装1套PCM终端设备。

PCM提供的通信业务类型包括调度电话、远动和电量计量信息等，作为本所生产运行对上级调度机构的远动、调度电话备用通信方式。主要通道安排在调度数据网和调度交换机组网通道中。

2.4.5.4 通道组织

本工程光通信电路建成后，结合已有电路形成元宝山风电场至东北网调、赤峰地调的两路独立的调度通信通道。

利用本工程元宝山风电场－经西变的两个622M光网通信链路，组织元宝山风电场至东北网调、赤峰地调的主、备用调度电话及远动通道。 2.4.5.5 其他设备配置

(1) 调度程控交换机

在升压站配置1套40门调度程控交换机，交换机采用2M中继方式接入东北电力调度交换网，以建立赤峰地调和东北网调对升压站的调度电话通道。 （3） 综合数据网设备

根据接入系统设差意见，在升压站配置综合数据网设备1套，接入赤峰地调和东北

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网调综合数据网网络，其通道安装东北网调下达的运行方式执行。 （4） 辅助通信设备

在升压站配置辅助通信设备包括：光配线、数字配线、音频配线架等，其机架容量应满足主设备的运行要求。

2.4.6 风电场场内通信考虑站内宽带网络、视频会议。有线电视接收设备，在设备清

单中加入。

2.4.6.1 场内建筑的通信电缆敷设

根据本工程建设规模，主控楼内的各房间均根据岗位情况设置电话端口，其布线系统安装综合布线考虑。 2.4.6.2 通信机房工艺及接地

本工程通信机房安装无人值守设计，除通信机房外，不设置通信用值班室、办公室及其他通信用功能性房间。安装的设备包括程控电话交换机、通信电源屏、系统通信设备、配线设备等；蓄电池单独设置通信蓄电池室。通信机房的建筑及电气工艺要求在施工图阶段设计。

机房接地系统：通信机房铺设防静电话活地板，并在活动地板下设置闭合的环形均压带，均压带通过2条铜缆与场区接地网连接，接地电阻要求≤1Ω。 2.4.6.3 通信电源

根据本期工程通信设施建设规模，本工程配置2套48V/120A高频开关电源与2组48V/300Ah蓄电池组。

通信电源同时满足系统通信的容量需求和场内通信负载的需求。 2.4.7 主要通信设备配置

根据本工程系统通信方案，主要通信设备配置如下：

通信设备材料清册

名称系统通信光622Mb NCPE 28 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

型号及规范 元宝山风电场一期49.5MW工程 初步设计（电网送审版）

通信设备SDH 光接口光纤放大器PCM设备ODF DDF VDF （1+0） 15Db 4312系统 含跳纤 4321系统 NCPE 29 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

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引入光缆调度交换机综合数据网设备站内通信综合配线柜交流配电屏0.652/16芯 40门 含配线模块 380Vac/100A NCPE 30 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

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开关电源屏直流配电屏免维护蓄电池组电话分线盒电话出线盒音频电输出电缆120A（N+1方式） -48V 48V/300Ah 20P、10P 86 HYA-2032、5032 NCPE 31 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

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缆电话软线辅助设备及材料综合布线设备

注：升压站系统通信投资不含对端设备及OPGW光缆部分

第三章 电气部分

3.1 电气主接线

元宝山风电场本期装机49.5MW，中期装机为100MW，分期建设。本期安装33台单机容量为1500kW的风力发电机组以35kV架空集电线路汇集至场内新建220kV升压站。根据继而系统设计报告及审查意见，风电场新建220kV升压站出1回220kV线路至经西变220kV变电站站并入电网，线路长度100km，采用LGJ-400mm2。

风力发电机组具有在并网点电影跌至20%额定电压时能够恢复到额定电压时能够保持并网运行625ms的低电压穿越能力，风力场并网点电压在发生跌落后3s内能够恢复到额定电压的90%时，风力发电机组保持并网运行。同时风电场并网点的闪变值、谐

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话机、电缆、接地、安装材料 元宝山风电场一期49.5MW工程 初步设计（电网送审版）

波值、三相电压不平衡度分别满足国家标准GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、GB/T15543-2008 《电能质量三相电压不平衡》的规定。

根据风电场接入系统设计报告及审查意见，风电场220kV变电站内新建13100MVA主变，电压比为220/35kV，220kV配电装置采用线路-变压器组接线。

变电站35kV侧远景采用单母线接线，本期建成，预留二期扩建盘位。本期3回35kV集电线路，采用架空线路。经计算，当风电场容量达到100MVA时，变电站35kV母线侧单相接地电容电流约为26A，大于规程允许的10A水平，故在35kV母线上装设一套消弧消谐成套装置，消除弧光接地过电压，保证电气设备安全。

根据风机厂家提供资料，风机功率因数在-0.95－+0.95范围可调，即可满足并网点COSφ=1，因此风电场本身不需要配置无功补偿装置。考虑到电网调节无功的要求，根据风电场接入系统设计报告及审查意见，变电站35kV母线侧设一套可连续调节的无功补偿装置，补偿容量为13Mvar和6Mvar。本规程推荐采用SVC动态无功补偿装置，具体方案详见F1017C-A01-D05、06。

变电站内设两台干式变压器为全站提供站用电源，一台由站内35kV母线供电，另一台由变电站外10kV线路引接。正常时全站电源由35kV母线提供，事故时由站外提供电源。

电气主接线见图F1017C-A01-D-01。

3.2 短路电流及主要设备选择

1. 短路电流计算

元宝山风电场220kV母线系统提供三相短路电流约为1.821kA。经计算，计及风机短路电流，风电场220kV母线远景最大三相短路电流约2.7kA，35kV母线最大三相短路电流7.9kA。

根据短路电流计算结果，并考虑远景发展和接入系统要求，本工程风电场升压站变电站220kV设备短路电流水平按40kA设计；35kV短路电流水平按照31.5kA设计。 2. 主要电气设备选择

本工程风电场变电站海拔约1700m以上，极端最高气温37.8℃，最低气温-36.7℃，考虑到高海拔对电气设备性能的影响，所有电气设备选择均应按高海拔地区进行修正，

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户外设备选择低温型产品（按-40℃选择设备）。

(1) 风力发电机组

风力发电机组采用华瑞SL3000/113-90m风机，共33台。风力发电机组具有在并网点电压跌至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3s内能够恢复到额定电压的90%时，风力发电机组保持并网运行。同时风电场并网点的闪变值、谐波值、三相电压不平衡度分别满足国家标准GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》、GB/T14549-1993《电能质量公用电网谐波》、GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》的规定。

风机主要参数如下：

型式号 SL1500/77-70m 额定功率 1500kW 额定电压 690V 频率 50Hz

功率因数 容性0.95－感性0.95 (2) 35kV油浸式变压器及附属设备 (a) 35kV油浸式变压器

箱式变压器选用油浸式三相双卷自冷式升压变压器，其主要参数如下： 型号 S11－1600/35 额定容量 1600kVA 额定电压比 38.5±232.5％/0.69kV

短路阻抗： 6﹪ 无载调压: 无励磁 联接组标号： D, yn11

(b) 户外交流高压跌落式熔断器 （防风型） 型号:HPRWG2-35／200 (熔断电流50A) 额定电压：35kV 最高工作电压：40.5kV 额定电流:200A 熔丝电流：50A 额定开断电流：8KA

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(c) 复合外套无间隙金属氧化锌避雷器 型号：YH5WX-51/134 额定电压有效值：51kV

1.2/50雷电冲击下残压：≤134kV（峰值） 陡波冲击电流下残压：≤154（峰值） 操作冲击电流下残压：≤114（峰值） 标称放电电流： 5KA（峰值） 2ms方波电流耐受值：≥400A（峰值）

（d） 0.69 kV低压断路器

根据风力发电机组厂家的要求，箱式变0.69 kV低压侧装设断路器，该断路器额定电流2000A，额定开断电流50kA (3)主变压器选用双绕组有载调压变压器

型号：SZ11-1000000/220KA，额定容量100000 kVA，短路阻抗Ud﹪=12 电压等级:230±831.25﹪/38.5kV,接线组别YN，dll (4)220kV设备

断路器：选用柱式，单断口六氧化硫断路器，额定电压252kV，额定频率50Hz，开断电流40kA，额定电流1600A

隔离开关：选用三柱式水平双断口隔离开关，GW7-252ⅡDW型隔离开关额定电压252kV ，额定频率50Hz，额定电流1600A，动稳定电流100kA。

电流互感器：选用LB7-220W型电流互感器，电流比为1000-2000/1 5P30

200-400/1A 0.5/0.2S。 电压互感器：选用电容式电压互感器。

母线PT型号为TYD220/√3-0.01H，电压比为

2203/

0.13/

0.13/

0.13/0.1 kV

氧化锌避雷器：选用Y10W5-200/520型，额定电压200 kV，持续运行电压156kV， 直流1mA参考电压不小于290kV，雷电冲击电流残压不大于520kV，操作冲击电流残压不大于442kV。 （5）35kV高压开关柜

选用全封闭移开式高压开关柜，内配SF6断路器，额定电流1250～2000A，开断

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电流31.5kA

3.3过电压保护和绝缘配合 1.绝缘配合

屋外配电装置污秽等级按Ⅲ级考虑，配电装置外绝缘泄露比距≥2.5cm/kV(以设备最高运行电压为基准)：所有电气设备的绝缘均按照国家标准选择确定，并按海拔高度1800m进行修正。经计算，电气设备的外绝缘补偿系数K=1.08：变电站220kV屋外配电装置绝缘子片数为17片，绝缘子选用XWP2-100耐污型悬式绝缘子，单片爬电距离450mm。

变电站电气设备选用的耐受电压表 220kV系统 设备类型 变压器 高压电器 35kV系统 变压器 高压电器 全波kV（峰值） 截波kV（峰值） 工频1minkV(有效值) 1036 1036 202/218 202/218 1050 1050 220 220 431 431 88/93 88/104 注：分子﹑分母数据分别应外绝缘和内绝缘

2. 屋外配电装置最小安全净距

变电站站址海拔1700m以上，屋外配电装置最小安全按海拔1800m修正，修正后的屋外配电装置最小安全净距见小表。

配电装置最小安全净距（mm）

符号 A1 A2 B1 适用范围 带电导体至接地架构 带电导体相间 （1） 带电导体至栅栏 （2） 设备运输外壳至带电导体 （3） 不同时停电检修的垂直交叉导体之间 B2 C 网状遮拦至带电部分之前 带电导体至地面 2050 4250 220kV 1950 2150 2700 NCPE 36 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

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D (1) 不同时停电检修的两行回路之间的水平距离 (2) 带电导体至围墙顶部 (3) 带电导体至建筑物边缘 3750 3过电压保护

电站220 kV配电装置出线处装设一组氧化锌避雷器，35kV配电装置采用母线上装设氧化锌避雷器作为防雷电侵入波过电压及操作过电压保护。因主变压器距离220kV母线较近，主变引线上不装设避雷器。

在35kV油侵式变压器高低压侧均装设有避雷器，在35kV架空线路的每个风机进线终端杆及35kV每个回路进变电所的终端杆上均装设有避雷器，以防止雷电侵入过电压。 4. 防雷接地

变电站采用3避雷针作为配电装置防直击雷过电压保护，其中1只为独立避雷针，2只装于220kV屋外配电装置构架上。风力发电机组制造厂家都配备有防雷电保护装置。箱式变电站高度较低，且在风力发电机组塔架的保护范围之内，可不装设直击雷保护装置。

变电站设一个接地装置，以水平接地体为主，垂直接地体为辅，形成复合接地网，接地干线采用镀铜扁钢，截面为6036 mm 2。经计算。220kV单相接地入地短路电流为1.6kA，变电站接地电阻应不大于1.31欧姆。

根据岩土勘测报告，土壤电阻率按300欧2米考虑，变电站接地网格设置为10m310m,经计算升压站接地电阻可达1.43欧，大于1.31欧的要求。本次考虑采用离子接地模块来降低接地电阻。

风电机组与箱式变共用一个接地系统，风电机组接地从该接地系统引接，均与塔架基础法兰等电势接地体连接，同时将所有的金属部分（如塔基、加强件和金属接线盒等）和接地导体电气连通。箱式变设备与接地网引出线连接采用热镀锌扁钢，至少引接2处。要求接地网接地电阻≤4Ω.

接地网的水平接地体采用热镀铜扁钢，垂直接地体采用接地模块和离子缓释剂，并为了降低土壤电阻率，接地网加入了接地降阻剂，从而实现降低接地电阻的目的。充分利用每个风力发电机组基础内的钢筋做为自然接地体，在敷设必要的人工接地网，若接地电阻没有达到要求，可采取将接地网外延、换土、添加物理降阻剂等措施，直至接地电阻满足要求。 3.4电气设备布置及配电装置

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变电站从功能上布置为生产区和生活区，生产区位于变电站内的北区，生活区位于变电站的南区。电气设备等满足生产所需的设备均布置于变电站的北区。

220kV配电装置及主变压器采用屋外布置型式，220kV配电装置采用东向出线，布置在变电站东北侧；主变压器布置在220kV屋外配电装置与35kV屋内配电装置之间；35kV配电装置采用地埋电缆，西向进线，35kV屋内配电装置及动态无功补偿装置布置在变电站西北侧；所用电室及控制室等均布置在综合办公楼内，位于变电站的南区。

220kV配电装置采用线路-变压器接线，电气设备布置按软导线普通中型布置方式，设置一个220kV进出线间隔，间隔宽度15m。35kV配电装置采用户内成套开关柜，单列布置。35kV主变引线采用绝缘管母线，35kV集电线路采用电缆沟敷设至变电站围墙外，然后改为直埋35kV架空线终端塔。

电气总平面件图F1017-A01-D-02

35kV油侵式变压器设置出线门型架，35kV高压侧通过架空软导线与35kV架空主干线相连。每回架空主干线接风力发电机组10～12台，共通过3回集电线路送至风电场变电站围墙外终端塔，在经35kV直埋电缆接入35kV高压开关柜。 3.5站用电及照明

照明份为正常照明和事故照明，正常照明电源取自所用电交流电源，事故照明电源取自事故照明切换屏，正常时由交流电源供电，交流电源消失时自动切换至直流蓄电池经逆变器供电。

在主控室、配电室采用阻燃栅格灯作为正常照明。其它房间采用节能灯，屋外道路及配电装置区采用高压钠灯照明。

在主控室、配电室及主要通道处设置事故照明，事故照明也采用荧光灯或节能灯，由事故照明切换屏供电。

3.6电缆敷设及电缆防火

站内低压电力电缆和控制电缆材料用电缆沟、活动地板下、穿管和直埋的敷设方式;电缆沟采用电缆桥架敷设电缆。

低压动力和控制电缆拟采用ZRC级阻燃电缆，消防等重要电缆采用耐火型电缆。 继电保护室、通讯机房设置活动地板，35kV配电装置室、所用电室及屋外配电装置设电缆沟，其余均采用电缆穿管或直埋敷设。

电缆构筑物中电缆引至电气柜、盘或控制屏、台的开孔部位，电缆贯穿墙、楼板的孔

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洞处，均应实施阻火封堵。电缆沟道分支处、进配电室、进控制室入口处均应实施阻火封

堵。

3.电气一次主要设备清册 序 号 设备或材料名称 规格及技术数据 单 位 数量 变 电 站 部 分 一 220kV配电装置 SZ11-100000/220Kv 1 主变压器 230±831.25％/38.5kV 台 1 2 220kV主变压器中性点接地保护 THT-TNP 装置 3 220kV断路器 4 220kV隔离开关 5 220kV电流互感器 LW25-252 1600A 40kA 套 台 1 1 1 3 GW7-252ⅡDW 1600A 双接地 组 LB7-220W 1000-2000/1 5P30 100-400/1A 0.5/0.2S TYD-220/√3-0.01H 台 6 220kV电压互感器 2203/0.13/0.13/0.13/0.1 kV 台 3 7 220kV避雷器 8 220kV出线 二 35kV配电装置 1 35kV高压开关柜 Y10W5-200/520 LGJ-300/25 40m/跨 KYN-35 1250A 31.5kA 台 跨 面 3 1 7 1 1 1 （内配SF6断路器） 2 35kV消弧消谐装置 3 10kV高压开关柜 KYN-35 2000A 31.5kA （内配SF6断路器） 80A 31.5Ka KYN-12 1250A 31.5Ka （内配真空断路器） 4 10kV高压开关柜 进线隔离柜 面 1 套 面 面 NCPE 39 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

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5 10kV高压开关柜 6 35kV无功补偿装置（MCR） 7 35kV管母线 8 35kV电力电缆 9 35kV电缆头 10 10kV电缆 11 10kV电缆头 三 低压配电装置 1 所用变压器 2 低压配电屏 3 灯具（含路灯20套） 4 照明配电箱 5 检修箱 6 动力配电箱 四 全站电缆及接地 1 电力电缆 2 扁钢（热镀锌） 3 钢管（热镀锌） 4 电缆桥架 5 电缆防火材料 6 降阻措施 PT柜 容性13Mvar,感性6Mvar 45m(15m/三相) ZRC-YJY23-35kV 3370m㎡ ZRC-YJY23-10kV 3350m㎡ SCB11-630Kva/10kV 38.5kV/0.4kV SCB11-315Kva/10kV 10.5kV/0.4kV GCS ZRC-YJY23-1kV -6036 -4034 φ50 面 套 套 m 组 m 组 台 台 面 套 面 面 面 km km m m t 1 1 1 300 10 500 4 1 1 9 500 20 6 1 6 3.5 2000 1000 8 30 1 含有机、无机堵料及防火涂料t 项 风场部分 1 35kV油浸式变压器及附属设备 S11-1600/35kV 2 低压电缆 3 35kV高压电缆 4 35kV电缆头 ZRC-YJY63-1Kv-13240m㎡ 套 km 33 15 1800 6 ZRC-YJY23-35Kv-33240m㎡ m 组 NCPE 40 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公

司

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盒）和网络连接器、电缆、光缆及网络安全设备等。 3.8.5软件系统

监控系统采用国际上流行的先进的、标准版本的工业软件，有软件许可，软件配置满足开放式系统要求，由实时多任务操作系统软件、支持软件及监控应用软件组成，采用模块化结构，具有实时性、可靠性、适应性、可扩充性及可维护性。软件配置简述如下：

（1）系统软件：采用最新版本的完整的操作系统软件，他包括操作系统生成包、编译系统、诊断系统和各种软件维护、开发工具。操作系统能防止数据文件丢失或损坏，支持系统生成及用户程序装入，支持虚拟存储，能有效管理多种外部设备。站控层主机操作系统采用UNIX或LINUX等安全性较高的操作系统。

（2）支持软件：实时数据库，历史数据库，数据库生产、管理软件，汉字库及其管理软件，交互式图形编辑软件，交互式统计报表编辑软件，双击切换软件，数据库备份软件等。

（3）应用软件：应用软件采用模块化结构，实现数据采集与处理、数据库的建立与维护、电压无功自动调节控制、防误闭锁、同期、报警处理、事件顺序记录及事故追忆、画面生成及显示、在线计算及制表等功能。监控系统同时实现远动功能、运行管理功能、时间同步、人机联系及与其他设备的通讯接口功能。 3.9二次接线

3.9.1二次设备布置原则

本工程采用电气二次装置集中布置方案：全站220kV保护设备、测控设备、故障录波器、电源系统等二次设备均置于继电保护室内，考虑远景规模，预留备用屏位。35kV系统二次设备放置在就地开关柜上，蓄电池布置于电气蓄电池室。控制室及继电保护室面积及布置见F1017C-A01-D-08。 3.9.2控制电缆抗干扰及阻燃要求

（1）所有二次电缆全部采用带屏蔽层的电缆，屏蔽层可靠接地；

（2）二次接线中不同电压等级回路不放在同一根电缆内，二次电缆与电力电缆不同层敷设；

（3）本工程选用的阻燃屏蔽电缆。 3.10 直流系统

为了供电给控制、信号、综合自动化装置、继电保护和自动装置以及常明灯等

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的电源，设立220V直流系统。变电站220V直流系统图见F1017C-A01-D-10。

直流系统采用单母线分段接线，设两组阀控式免维护铅酸蓄电池，10小时放电容量300Ah，正常时以浮充电方式运行。

设有两套高频开关电源作为充电器，高频开关电源模块采用n+1的方式，分布作为充电电源和浮充电电源。

按满足 事故全停电状态下的持续放电容量：选择蓄电池标称容量C10=300Ah。 3.11 不间断电源系统（UPS）

全站设两套7.5kVA的UPS电源作为计算机监控、远动设备、火灾报警控制器及远方电量计费等装置的交流用电，UPS装置与直流系统共用蓄电池。 3.12 元件保护及自动装置

全所均采用微机型继电保护装置和自动装置，根据《继电保护和安全自动装置技术规程》GB14285-2006和《电力装置的继电保护和自动装置设计规范》GB\\T50062-2008的有关规定进行配置。 3.12.1变压器保护

（1）主保护：配置双套差动保护。 （2）后备保护：双套配置。 ?220kV复合电压闭锁过流保护：

保护为二段式，第一段带方向，方向指向220kV母线，第一时限备用，第二时限跳开变压器各侧断路器；第二段不带方向，保护动作跳开变压器各侧断路器。

?220kV零序过流保护：保护为二段式，第一段带方向，方向指向220kV母线，第一时限备用，第二时限跳本侧；第二段不带方向，保护动作跳开变压器各侧断路器。

?220kV中性点间隙零序电流保护及零序电压保护：延时跳开变压器各侧断路器 ?35kV侧装设复合电压闭锁过流保护，设二段时限，第一段跳开35kV母线分段断路器，第二段跳开主变各侧断路器。

（4）变压器本体保护：

装设有瓦斯保护、压力释放及温度信号。 变压器保护组三面屏：

主变保护A屏：差动保护1、后备保护1，打印机； 主变保护B屏：差动保护2、后备保护2，打印机；

主变保护C屏：非电量保护，断路器保护操作箱，打印机等。

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主变保护A 屏与B屏应选择不同厂家、不同原理的设备。

3.12.2 35kV保护

（1）35kV馈线保护：装设带有速断、过流等综合保护装置。

（2）35kV所用变压器保护：装设带有速断、过流和中性点零序过流等综合保护装置。

（3）35kV电容器保护：装设带有速断、过流、不平衡电压、不平衡电流等综合保护装置。 3.13 火灾自动报警

本工程设置一套火灾报警装置，在控制室、继电保护间、蓄电池室、通讯机房、35kV配电装置、380V配电室等处装设火灾报警探测器及手动报警按钮。 3.14 电流选线装置

全站设一套小电流选线装置，布置在公用测控屏内。35kV母线设置一套消弧消谐装置，安装在35kV消弧消谐柜内。 3.15安全监视系统

为便于运行维护管理，保证变电站安全运行，在变电站内设置一套图像监视系统，主要以实现全站安全、防火、防盗功能配置，留有远方监视的接口，实现对主要设备的操作进行监视。配置原则为：

（1） 视频服务器按全站最终规模配置，就地摄像头按本期规模配置； （2） 户内户外的摄像头配置原则以东北电网公司指定的设计规范为准。 （3） 视频、报警信号在主控室图像监视终端显示并报警。 （4） 图像监视系统能与火灾报警、周界安全警戒等系统联动。 工业电视布点说明：

a. 主控室 吸顶中速球机1个 b. 继电保护室 吸顶中速球机1个 c. 通讯机房 吸顶中速球机1个 d. 所用低压配电室 吸顶中速球机1个 e. 主控楼外 快球机1个 f. 站内最高处 枪机1个

g. 变电站围墙内对角 快球机4个

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h. 主变每组枪机1个，

i. 220kV配电区按间隔配置，每4个间隔配置1快球机。 j. 35kV配电装置室，吸顶中速球机共1个。 3.16 电气二次主要设备表

序号 1 2 3 名 称 风力发电机组监控系统 箱变测控单元 220kV变电站微机监控系统 安全监视系统 远动工作站屏 网络通信屏 GPS对时柜 主变测控柜 主变保护柜 公用测控屏 规格及技术规范 套 套 双主机配置 单位 数量 套 1 33 1 备 注 随风机厂家提供 随箱变厂家提供 包含微机防误 操作闭锁功能 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 套 面 面 面 面 面 面 面 面 1 1 1 1 1 3 1 1 1 2 220kV母线电压接口屏 主变故障录波器屏 直流馈线屏 包括微机型直流系统绝缘面 监测仪，直流馈线 接地监测元件，蓄电池巡 检仪 14 15 16 高频开关电源屏 联络屏 蓄电池 高频，冗余备用，80A/230V面 面 2 1 2 阀控密封铅酸蓄电池， 300AH，每组103只 17 UPS主机柜 两套7.5kVA备用时间2小面 时 2 18 UPS馈线柜 面 1 NCPE 49 中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司

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19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 继电保护试验电源屏 事故照明屏 35kV线路测控保护装置 面 面 套 套 套 0.2S 块 套 个 个 个 km 1 1 5 1 2 7 1 1 1 1 15 35kV电容器测控保护装置 所用变测控保护装置 多功能电能表 火灾报警系统 220kV断路器端子箱 220kV电压互感器端子箱 主变端子箱 控制电缆 3.17 集电线路

3.17.1 设计所依据的主要规程、规范

《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061-2010 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997 《交流电气装置的接地》DL/T621-1997

《架空送电线路杆塔结构设计技术规定》DL/T5154-2002 《送电线路基础设计技术规定》SDGJ62-84 《建筑结构荷载规范》GB50009-2001 《混凝土结构设计规范》GB50010-2002 《建筑地基基础设计规范》GB50007-2002 《钢结构设计规范》GB50017-2003 《建筑抗震设计规范》GB50011-2001 《电力设施抗震设计规范》GB50260-96 3.17.2主要技术经济指标

1.线路额定电压：35kV 2.回路数及线路长度

本线路由A线、B线和C现三回单回线路及其支线组成，线路长度共27.5km。 3.地形划分：

本工程线路位于赤峰克什克腾旗，地形为山地

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