1现有系统地理接线图及各规划年的地理接线图，各序 阻抗图，潮流、稳定和短路电流计算（包括非对称故障短路计 算）；

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3系统对风电机组、无功补偿装置、主变压器及并联电抗器 （如果有）等设备主要性能参数要求； 4系统对风电场调度管理和自动化、系统继电保护和安全自 动装置及系统通信等方面的要求

3系统对风电机组、无功补偿装置、主变压器及并联电抗器 （如果有）等设备主要性能参数要求； 4系统对风电场调度管理和自动化、系统继电保护和安全自 动装置及系统通信等方面的要求

行业分类标准NB/ T 31026 2012

4.1.1电气主接线设计应综合考虑风电场出力特性、建设规模、 接入系统要求、分期建设、风电场总布置、地形和运输条件、环 境保护、设备特点等因素。同时，应满足供电可靠、运行灵活、 维护方便、接线简单、便于实现自动化和分期过渡、经济合理等 要求。 注：电气主接线包括集电系统接线及升压变电站接线。 4.1.2风电机组与机组升压变压器间的连接方式应采用一机一变 的单元接线。单回集电线路输送容量不宜超过25MW。 4.1.3升压变电站主变压器低压侧接线，可采用单母线接线或扩 大单元接线，参见附录B。经技术经济比较认为合理时，也可采 用其他接线方式。 4.1.4为避免运行维护误操作带来的安全隐惠，中性点接地装置、 电压互感器及避雷器可直接接于主变压器低压侧母线上。 4.1.5升压变电站高压侧接线可采用变压器线路组接线、单母线 接线。经技术经济比较合理时也可采用其他接线方式。 4.1.6330kV及以上线路并联电抗器回路不宜装设断路器或负荷 开关。 4.1.7对于分期建设的风电场，应考虑分期建设和过渡方案，以 适应分期建设的要求。 4.1.8应根据系统的规划年计算短路电流，其计算应满足设备选 择、接地设计及风电场继电保护整定计算的要求。

4.1.1电气主接线设计应综合考虑风电场出力特性、建设规模、 接入系统要求、分期建设、风电场总布置、地形和运输条件、环 境保护、设备特点等因素。同时，应满足供电可靠、运行灵活、 维护方便、接线简单、便于实现自动化和分期过渡、经济合理等 要求。 注：电气主接线包括集电系统接线及升压变电站接线。

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2.1风电机组及其技术参数选择应满足《风力发电机组异步 电机》（GB/T19071）、《风力发电机组双馈异步发电机》（GB/T 479）的要求。 2.2风电机组的主要参数和结构形式等应满足电力系统及风电 总体布置的需要；并网运行的风电机组应满足并网相关技术要 ，并取得电网主管部门的批准。 2.3风电机组应具有低电压穿越能力，其具体要求见图4.2.3。即： a）风电机组在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并 网运行625ms的低电压穿越能力。 b） 风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定 电压的90%时，风电机组保持并网运行。 c）风电场所处电力系统频率在49.5Hz～50.2Hz范围内， 并网机组应正常连续运行；风电场所处电力系统频率在 48Hz～49.5Hz范围内（含48Hz），并网风电机组应不脱 网连续运行30min。

4.2.1风电机组及其技术参数选择应满足《风力发电机组异步

4.2.1风电机组及其技术参数选择应满足《风力发电机组异步 发电机》（GB/T19071）、《风力发电机组双馈异步发电机》（GB/T 23479）的要求。 4.2.2风电机组的主要参数和结构形式等应满足电力系统及风电 场总体布置的需要；并网运行的风电机组应满足并网相关技术要 求，并取得电网主管部门的批准。 4.2.3风电机组应具有低电压穿越能力，其具体要求见图4.2.3。即：

4.2.1风电机组及其技术参数选择应满足《风力发电机组异步

a）风电机组在并网点电压跌至20%额定电压时能够维持并 网运行625ms的低电压穿越能力。 6 风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到额定 电压的90%时，风电机组保持并网运行。 c 风电场所处电力系统频率在49.5Hz～50.2Hz范围内， 并网机组应正常连续运行：风电场所处电力系统频率在 48Hz～49.5Hz范围内（含48Hz），并网风电机组应不脱 网连续运行30min

图4.2.3 风电机组低电压穿越能力

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4.2.4风力发电机的功率因数，宜在感性0.95～谷性0.95 1J 调。 4.2.5风电机组宜具有1.1倍额定电压的过电压能力，并能与场 内无功动态调整的响应速度相匹配，实现高电压情况下的不脱网 连续运行。如机组过电压能力有更高要求，应在机组技术文件中 协商确定。

4.3机组升压变压器单元设

4.3.1机组升压变压器类型的选择应充分考其环境条件的影 响。机组升压变压器宜采用箱式变电站，并应符合《高压/低压预 装式变电站》（GB17467）的要求；环境条件允许时也可选用户 外油浸式变压器，并应符合《电力变压器第1部分：总则》（GB 1094.1）的要求。

4.3.1机组开压变压器类型的选择应充分考感其环境茶件的影 响。机组升压变压器宜采用箱式变电站，并应符合《高压/低压预 装式变电站》（GB17467）的要求；环境条件允许时也可选用户 外油浸式变压器，并应符合《电力变压器第1部分：总则》（GB 1094.1）的要求。 4.3.2机组升压变压器低压侧应配置可远方操作的低压空气断路 器及过电压保护装置。 4.3.3机组升压变压器高压侧应根据机组升压变压器容量及其控 制保护要求设置可远方操作的负荷开关或断路器设备及其配套的 电流互感器、电压互感器及避雷器设备。 4.3.4当机组升压变电器单元所配设备无明显断点时，应在靠集 电线路侧设置隔离开关。当采用跌落式熔断器时，应选用防风型， 具备条件时宜配置三相联动操动机构。隔离开关及上引线设备布 置参见附录C。 4.3.5机组升压变压器宜结合风电机组、集电线路、施工维护道 路布置情况及运行维护检修等要求，综合确定其布置位置。机组 升压变压器距风塔中心距离宜为15m20m。 4.3.6所有设备均应充分考虑其密封与散热要求，防止小动物钻 入及风沙、雨雪吹入外壳内或活动部件内，确保设备安全运行。 4.3.7电缆终端宜选用冷缩型或预制型，冷缩型电缆终端耐压水 平宜适当提高。

4.3.2机组升压变压器低压侧应配置可远万操作的低压空

4.3.4当机组升压变电器单元所配设备无明显断点时，应在靠集 电线路侧设置隔离开关。当采用跌落式熔断器时，应选用防风型， 具备条件时宜配置三相联动操动机构。隔离开关及上引线设备布 置参见附录C。

路布置情况及运行维护检修等要求，综合确定其布置位置。机组 升压变压器距风塔中心距离宜为15m20m。 4.3.6所有设备均应充分考虑其密封与散热要求，防止小动物钻 入及风沙、雨雪吹入外壳内或活动部件内，确保设备安全运行。 4.3.7电缆终端宜选用冷缩型或预制型，冷缩型电缆终端耐压水 平宜适当提高。

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注：电缆终端施工人员应具有电缆终端安装资质，制作工艺参见附录D。

4.4.1主变压器容量应与所接入风电机组的容量相匹配，其参数 选择应满足GB1094.1的要求。 4.4.2主变压器台数应经技术经济比较后选定，且台数不宜多于 4台。 4.4.3主变压器应优先采用三相式。其额定电压与调压方式及其 调压范围应根据接入电力系统要求确定，并应满足GB/T19963 的要求。 4.4.4主变压器冷却方式在环境条件允许时宜选用自冷方式，无

4.4.1主变压器容量应与所接入风电机组的容量相匹配，其参数 选择应满足GB1094.1的要求。 4.4.2主变压器台数应经技术经济比较后选定，且台数不宜多于 4台。

4台。 4.4.3主变压器应优先采用三相式。其额定电压与调压方式及其 调压范围应根据接入电力系统要求确定，并应满足GB/T19963 的要求。

4.5.1风电场升压变电站设计应符合《35kV110kV变电站设计 规范》（GB50059）、《220kV～750kV变电站设计技术规程》（DL/T 5218）的规定，升压变电站屋内外高压配电装置选择应满足 《3kV～110kV高压配电装置设计规范》（GB50060）、《高压配电 装置设计技术规程》（DL/T5352）的要求。 4.5.2风电场配电装置类型的选择，除应考虑所在地区的环境条 件外，还应考虑升压变电站布置、进出线方式和集电线路布置等 因素，经技术经济比较后确定。 mh

4.5.3风电场66kV及以上配电装置宜选用屋外式。屋外散开 配电装置布置方式宜采用普通中型、分相中型，母线类型可选 架空软导线或管型母线。当地震烈度为8度及以上地区，不宜 用支持式管母线。

4.5.4沿海、工业污染严重地区、高烈度的地震区、高海

高寒地区等，以及场地受限制地区宜选用SF6气体绝缘金属封 开关设备（GIS），环境条件允许时，经技术经济比较合理GIS

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750kV变电站无功补偿装置设计技术规定》（DL/T5014）及 35kV220kV变电站无功补偿装置设计技术规定》（DL/T5242） 的规定。

4.7.2主变压器低压侧无功补偿装置类型及其容量范围，

风电场容量、主变压器容量、风电机组性能、送出线路的长度， 以及风电场实际接入系统情况和无功电压要求，经技术经济综合 论证确定。

4.7.3无功补偿装置应真有自动电压与无功调节能力。

VC义 SVG型），或与成组电容补偿装置配合共同满足风电场无功补偿 要求。选用SVC型动态无功补偿装置或谐波值超过规定时，应根 据电力系统要求设置相应滤波回路。 4.7.5风电场并网运行时，应确保场内无功补偿装暨的动态部分 投自动调整功能，且动态补偿响应时间不大于30ms，并确保场内 无功补偿装置的电容器支路和电抗器支路在紧急情况下可快速正 确投切。风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压穿

SVG型），或与成组电容补偿装置配合共同满足风电场无功补偿 要求。选用SVC型动态无功补偿装置或谐波值超过规定时，应根 据电力系统要求设置相应滤波回路。

4.7.5风电场并网运行时，应确保场内无功补偿装暨的动态部分 投自动调整功能，且动态补偿响应时间不大于30ms，并确保场内 无功补偿装置的电容器支路和电抗器支路在紧急情况下可快速正 确投切。风电场无功动态调整的响应速度应与风电机组高电压穿 越能力相匹配。

动态调整机组无功功率和场内无功补偿装置，使并网点电压和机 瑞电压快速恢复到正常范围内、

4.7.7在并网点电压升高的过程中，风电场应能通过动态调整机 组无功功率和风电场内无功补偿容量，使并网点电压和机端电压 快速恢复到正常范围内。

4.7.7在并网点电压升高的过程中，风电场应能通过动态调整机

4.8.1风电场场用电系统包括风电场升压变电站配电与集（监） 控中心配电，设计应符合GB50059、《220kV550kV变电所所 用电设计技术规程》（DL/T5155）的规定。

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系统的额定电压为380/220V

4.8.3风电场场用电电源引接方式如下：

4.8.3风电场场用电电源引接方式

1220kV及以下升压变电站，应从主变压器低压侧引接不少 于1路场用工作电源，并引接1回外来电源，场用变压器应互为 备用。 2330kV及以上升压变电站，有2台及以上主变压器时，从 其低压侧宜引接2路场用独立工作电源，且可互为备用。并应同 时有一回可靠的外来电源作为备用电源。 3集（监）控中心场用电至少应有2路分别来自不同母线或 独立电源。对于距升压变电站较远的集（监）控中心，其中一个 电源可就近取自集电线路，另一回取自外来电源。 4场用变压器宜采用Dyn11接线。场用变压器的容量或单 回路供电容量应满足升压变电站、集（监）控中心场用电负荷的 需要。 5北方偏远地区、气象环境特别恶劣地区可设置其他备用应 急电源。 山

系统接线应采用按工作变压器划分的单母线接线。相邻两段工作 母线间可配置分段或联络断路器，但宜同时供电分列运行；两段 工作母线间不宜装设自动投入装置；当任一台工作变压器退出运 行时，专用备用变压器应能自动切换至失电的工作母线段继续供 电。

4.9中性点接地方式与过电压保护

4.9.1风电场过电压保护与绝缘配合设计，应符合《绝缘配合第 1部分：定义、原则和规则》（GB311.1）及《交流电气装置的过

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电压保护和绝缘配合》（DL/T620）的规定。 4.9.2风电场主变压器低压侧35kV及以下系统中性点宜采用低 电阻接地方式接地，也可采用其他接地方式，但不应采用不接地 方式。 4.9.3110、220kV主变压器中性点应采用有效接地系统，330kV 及以上主变压器中性点宜采用直接接地或经小电抗接地。 4.9.435kV及以下电压无功补偿回路选用真空断路器时，在断路 器与电容器之间应装设避雷器以限制过电压倍数。

4.10.1风电场接地设计应符合《交流电气装置的接地》（DL/I 621）的规定。 4.10.2风电机组及其升压变压器单元设备，以及与其邻近的集电 线路设施接地宜使用一一个总的接地网，且连接两个接地网的接地 导体沿地中距离不小于15m。风电机组工频接地电阻和冲击接地 电阻应满足风机制造厂对设备接地的要求。 4.10.3风电场接地设计应根据实测土壤电阻率和短路电流计算 结果对接地装置区域进行接地电阻计算，确定接地装置的接地电 阻值。最终接地电阻实际测试结果应满足DL/T621的要求。 4.10.4升压变电站及集（监）控中心所有机电设备、塔架等均应 进行设备接地，防雷用避雷针、避雷线防雷设施及避雷器设备接 地均应设置适当数量的垂直接地极以加强雷电流的泄放。 4.10.5集（监）控中心宜根据电气设备布置设置二次等电位接地 网，二次等电位接地网的设计应符合《继电保护和安全自动装置 技术规程》（GB14285）的规定要求。 4.10.6集电线路有避雷器及电气设施、架设有避雷线及在居民区 的杆塔应接地。在雷季，当地面干燥时，每基杆塔工频接地电阻 不宜超过表4.10.6所列数值。小接地电流系统，无地线的杆塔， 在居民区宜接地，其接地电阻不宜超过302。

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表4.10.6杆塔的最大工频接地电阻

4.10.7变压器中性点应有两根与主接地网不同地点连接的接地 引下线，且每根接地引下线均应符合热稳定的要求。重要设备及 设备架构等宜有两根与主接地网不同地点连接的接地引下线，且 每根接地引下线均应符合热稳定的要求。

4.11.1风电场照明设计应符合《火力发电厂和变电站照明设计技 术规定》（DL/T5390）的相关规定。 4.11.2正常照明电源宜直接引自场用电400V系统主配电盘；应 急照明电源采用应急电源（EPS）、交流不间断电源（UPS），EPS 备用电源应采用直流220V电源供电，且连续供电时间应不少于 30min。 4.11.3应急照明系统的配电线路应独立敷设，并设置明显的应急 照明标识。

5.1.1风电场控制、保护和通信系统的工程设计应满足风电场安 全、经济、可靠运行的需要，同时也应满足所在电力系统调度自 动化、系统继电保护和安全自动控制、电能计费、系统通信及电 力系统生产调度管理等方面的要求。

5.1.2风电场接受电力系统调度部门的生产调度管理

5.1.2风电场接受电力系统调度部门的生产调度管理，或置接监 视控制。各有关调度部门对风电场调度管理的权限应有明确划分。 风电场应与受其调度管理的调度部门及其调度自动化系统通信联 系，相互交换信息和通话。

5.1.3风电场应采用以计算机监控系统为基础的全场集中监控方

案，计算机监控系统的设计应安全适用、技术先进、经济合理。 应根据风电场分区方案、装机容量、配套升压变电站情况分别设 置风电场集中监控系统（含升压变电站）、风电场监控系统（不含 升压变电站）

5.1.4风电场可按“无人值班”（少人值守）的原则设计，也可按

5.1.4风电场可按“无人值班”（少人值守）的原则设计，也可按 有人值班设计，按有人值班设计时，应留有远期实现无人值班的 接口和功能

5.1.5风电场应按自动化的要求设计，正常运行时运行值班人员

在中央控制室完成对其设备的控制、监视、调节，同时应保留 设备现地手动操作、调试和紧急事故处理的功能。

配置现地采集单元、网络交换机，并通过同一个光缆通道将信息 传输至监控中心/集控中心。

5.1.7风电场的监控中心/集控中心宜装设图像监视及安全警卫 系统作为辅助集中监视方式。 5.1.8风电场监控系统应满足《风电信息管理暂行办法》（国能新 能（2011）136号）的要求。

5.2.1风电场集中监控系统（含升压变电站）

5.2.1.2风电场集中监控系统（含升压变电站）的网络结构宜满

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作站按规定的远动规约实现与调度端的点对点远动功能。远动规 约及转送速率应符合调度端要求。 6监控系统应实现与保护及故障信息管理子站的数据通信， 保护及故障信息管理子站可通过专网设备实现与电力调度数据网 的连接。 7监控系统应实现与电能计量终端设备进行数据通信，电能 计量终端设备通过专网设备实现与电力调度数据网的连接，且可 通过专用通道实现与电能有关管理部门的数据通信。 8监控系统应能与风电场风电机组监控系统、机组升压变 压器单元监控系统、风电场风功率预测系统、风电场有功功率 控制系统、风电场无功功率和电压控制系统、电能质量监测系 统、安全自动装置等设备实现数据通信，将系统调度所需要的 信息通过远动工作站等设备上传给调度中心，同时接受调度的 指令。 9监控系统应能通过专有设备和网络连接自动提供风电机 组运行的SCADA（数据采集与监控系统）有关实时数据至国家 风电信息管理中心信息管理系统。 5.2.1.3监控系统应满足的基本功能有数据采集与处理、控制与 调节及防误操作闭锁、数据通信、时钟同步、运行管理与指导、 系统自诊断与自恢复、人机联系、画面显示与打印、培训仿真及 系统维护与软件开发等。 5.2.1.4监控系统应根据装机容量及接入系统要求等综合因素 设置网络通信设备及通信介质、主机或/及操作员工作站、工程 师站、远动通信设备、公用及智能接口设备、语音报警设备、 时钟同步系统接收和授时装置、电源装置、外围设备等站控层 设备。 1配套建设110kV及以下升压变电站的风电场监控系统场 钻层可参照表5.2.1.4配置

5.2.1.4监控系统应根据装机容量及接入系统要求等综合因素

5.2.1.4监控系统应根据装机容量及接入系统要求等经

设置网络通信设备及通信介质、主机或/及操作员工作站、工程 师站、远动通信设备、公用及智能接口设备、语音报警设备、 时钟同步系统接收和授时装置、电源装置、外围设备等站控层 设备。 1配套建设110kV及以下升压变电站的风电场监控系统场 站层可参照表5.2.1.4配置。

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表5.2.1.4场站层主要设备配置建议表

2配套建设220kV及以上升压变电站的风电场监控系统场 站层按《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规范》 （DL/T5149）配置。 5.2.1.5监控系统宜通过公用及智能接口设备实现与风电机组/机 组升压变压器单元监控系统、电能质量监测系统、图像监视及安 全警卫系统、控制电源系统、有功功率控制系统、无功功率控制 系统、风功率预测系统、无功补偿装置及附属设备公用测控装置 等系统之间通信。接口设备的接口数量应适当留有余量。 5.2.1.6监控系统应通过远动通信设备实现与调度数据网的通 信，接受上级调度部门的调度管理，执行调度指令。

2配套建设220kV及以上升压变电站的风电场监控系统场 站层按《220kV～500kV变电所计算机监控系统设计技术规范》 （DL/T5149）配置。 5.2.1.5监控系统宜通过公用及智能接口设备实现与风电机组/机

1系统由场站层和现地层两部分构成，网络结构采用开放 式、分层分布式结构。 2场站层设备配置同7.2.1.4条，可不设置单独的工程师站。 接口要求除不与电能质量监测系统通信外，其余同7.2.1.5条。 3现地层设备包括测控装置、保护装置、电能计量装置、集

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5.2.2.3中央控制室远方控制生产附属设备，并对设备选

运行状态、报警信号进行监测。生产附属设备宜具备现地控制和 远方控制的能力。现地控制柜中宜设置自动/手动、远方/现地操作 切换开关。

5.2.3风电机组监控系统

5.2.3.1由风机制造商配套提供的风电机组监控系统，应具有自 动控制和监视的功能。

5.2.3.2风电机组监控宜采用开放式、分层分布式环网结构，监 控系统分现地监控和远方监控。现地监控设备可在现地对风电机 组进行单元控制、监视保护动作信号及有关测量参数，远方监控 设备可在中央控制室对各台风电机组、机组升压变压器单元进行 监控，也可对风电场测风塔的数据进行监视。

5.2.3.3风电机组现地监控设备的主要功能如下

1应保证风电机组的正常并网发电和安全运行，具备紧急停 机、故障报警功能，能够操作风电机组启动、停机、急停、偏航

和复位，能够记录并显示发电量、发电时间、并网时间等数据。 应具有不间断电源，在停电或电网故障时不丢失运行数据及记录。 2应具备对功率、风速、重要部件的温度、叶轮和发电机转 速、振动等信号进行检测判断，出现异常情况（故障）时相应的 保护动作停机，同时显示已发生的故障名称。 3向集中监控设备上传风电机组的运行状态和运行参数，并 接受集中监控设备的控制、调节命令，实现远方开/停机操作和有 功功率、无功功率、功率因数的调节等。 4根据风电场的具体情况宜预留采集机组升压变压器单元 监控信息的能力。

1中央控制室远方监视、控制、调节风电机组。根据具体情 况也可监视、控制机组升压变压器单元设备。 2实现风电机组自动/手动启停、远方/现地控制切换等。 3采集、存储、分析风电机组运行参数及状态，对风速、气 象、重要部件温度、叶轮和发电机转速等进行监测。 4对风电场总有功功率、无功功率进行监测。 5对测风塔的风速、风向、温度等进行监测。 注：只对参数进行监测，测风塔及传感器由其他供货商提供。 6对风电机组低电压穿越功能特性进行监测。 7具有事件自动顺序记录及自动记录打印制表的功能。 8接受并执行风电场监控系统下达的调度指令，自动调节有 功功率、无功功率、功率因数。 9与风电场监控系统通信。 10实现与风电场集中监控系统/风电场监控系统通信时钟 对时，并完成与现地控制设备的时钟对时。 11风电机组监控系统应提供通信协议等技术支持，满足国 家风电信息管理中心远程获取风电机组有关运行数据的需要。 5.23.5风电机组通信应采用工业以太网的通信方式，通信介质

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宜采用单模光缆。通信速率应满足实时监控的要求，传输速率不 宜低于100Mbit/s。

5.2.3.6应结合监控系统的稳定性及通信速率综合考虑集中监控 主机及数据库的配置。每个监控主机监控的环路不宜多于7个， 监控的风电机组总台数不宜超过50台

5.2.3.6应结合监控系统的稳定性及通信速率综合考虑集中监控

5.2.4机组升压变压器单元监控

5.2.4.1根据风电场的具体情况宜设置机组升压变压器单元监

5.2.4.1根据风电场的具体情况宜设置机组升压变压器单元监 控，机组升压变压器单元监控宜具备现地控制和远方控制的能力。 5.2.4.2机组升压变压器单元现地监控设备宜监测变压器及其配 电设备的运行状态、电气参数及故障报警信息，监测变压器的油 温和绕组温度以及压力释放阀的动作情况。有条件的可实现远方 现地操作。

5.2.4.3机组升压变压器单元现地监控设备可与风电机组现地监

控设备通信，并通过风电机组监控系统将信息上传室风电场集中 监控系统/风电场监控系统，也可直接将信息上传至风电场集中监 控系统/风电场监控系统

5.2.4.4宜在中央控制室远方集中监视或监控机组升压变压器单 元，对运行参数、运行状态、报警信号进行分析处理。

5.3继电保护和安全自动装置

5.3.1风电场继电保护包括风电机组保护，机组升压变压器保护， 集电线路保护，主变压器保护，主变压器高，低压侧母线保护， 送出线路保护，场用电保护等。

集电线路保护，主变压器保护，主变压器高，低压侧母线保护， 送出线路保护，场用电保护等。 5.3.2风电机组应配置过负荷保护、过电流保护、低电压保护、 过电压保护、电网故障保护、温度高报警信号、温度过高保护、 振动超限保护、超速保护、电缆非正常缠绕和传感器故障信号等 当过电流保护、低电压保护、过电压保护、电网故障保护、温度 过高保护、振动超限保护、超速保护动作后，发出相应动作信号 跳开风电机组出口断路器，并停机。当过负荷保护、温度高报警

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信号、电缆非正常缠绕和传感器故障信号等保护动作后发 信号。风电机组的保护定值应与电网保护相匹配。

5.3.3机组升压变压器应按以下规定装设相应

1机组升压变压器应设置过载和短路保护，当机组升压变压 器过负荷保护动作后，发报警信号。在短路保护动作后，变压器 的两侧均应断开。 2变压器应设置本体非电量保护。当机组升压变压器温度偏 高动作后，发报警信号。温度过高、压力释放阀动作后，变压器 的两侧均应断开。 3对于0.8MVA及以上油浸式变压器，宜装设瓦斯保护。 当壳内故障产生轻微瓦斯或油面下降时，应瞬时动作于信号当 壳内故障产生大量瓦斯时，应瞬时动作于断开变压器各侧断路器。 4当变压器高压侧装设熔断器和负荷开关时，在变压器发生 非电量保护动作需要跳闸时，应跳开变压器低压侧断路器。 5.3.4风电场集电线路对相间短路及单相接地短路应按以下规定 装设相应保护： 1保护采用远后备方式，应由主变压器后备保护作集电线路 的远后备。 2宜装设过负荷保护，保护宜带时限动作于信号，必要时可 动作于跳闸。 3对相间短路，应装设带方向或不带方向的电流速断保护和 过电流保护，必要时，保护可增设复合电压闭锁元件。如不满足 选择性、灵敏性和速动性的要求，宜采用距离保护。保护动作于 跳闸，切除故障线路。 4对小电流接地系统的单相接地故障，宜利用小电流接地选 线装置或零序电流保护快速切除故障。对经低电阻接地系统的单 相接地故障，装设两段零序电流保护快速切除故障，第一段为零 序电流速断保护，时限宜与相间速断保护相同；第二段为零序过 电流保护，时限宜与相间过电流保护相同。若零序时限速断保护

NB/T310262012

不能保证选择性需要时，也可以配置两套零序过电流保护。保护 动作于跳闸，切除故障线路。

5.3.5接地变压器保护应按

1接地变压器保护应按GB/T14285要求配置主保护及相间 后备保护。 2对于低电阻接地系统的接地变压器，还应配置零序电流保 护，零序电流保护的动作不应使运行设备失去接地点，零序电流 保护宜与集电线路零序电流保护配合。 3当接地变压器不经断路器直接接于主变压器低压侧时，第 时限断开主变压器低压侧断路器，第二时限断开主变压器各侧 断路器。 4当接地变压器接于低压侧母线上，应动作于断开接地变压 器断路器及主变压器低压侧断路器。 5.3.6无功补偿装置支路保护除应按GB/T14285要求配置主保 护及相间后备保护外，对单相接地故障还应配置快速切除保护。 保护动作于跳闸，切除故障支路。 5.3.7场用变压器支路保护除按GB/T14285要求配置主保护及 相间后备保护外，对单相接地故障还应配置快速切除保护。保护 动作后，跳开场用变压器高、低压侧断路器。 5.3.8主变压器低压侧母线保护宜按以下规定装设专用的母线保 护： 1母线保护采用完全电流差动保护，保护装置接入母线所有 支路的三相电流。母线保护应充许使用不同变比的电流互感器，并 通过软件自动校正，但各支路电流互感器变比差不宜大于4倍。 2母线保护应设电压闭锁元件，对低电阻接地系统采用相电 压，对小电流接地系统采用线电压。 3保护应能反应区内故障，并动作于三相跳闻。对各类区外 敏障，母线保护不应由于短路电流中的非周期分量引起电流互感 器的暂态饱和而误动。

1母线保护采用完全电流差动保护，保护装置接入母线所有 支路的三相电流。母线保护应充许使用不同变比的电流互感器，并 通过软件自动校正，但各支路电流互感器变比差不宜大于4倍。 2母线保护应设电压闭锁元件，对低电阻接地系统采用相电 压，对小电流接地系统采用线电压。 3保护应能反应区内故障，并动作于三相跳闸。对各类区外 故障节能标准规范范本，母线保护不应由于短路电流中的非周期分量引起电流互感 器的暂态饱和而误动。

4当交流电流回路不正常或断线时，应闭锁母差保护，并发 出告警信号。 5.3.9升压变电站主变压器保护除应按GB/T14285要求配置外， 主变压器低压侧母线经小电阻接地的主变压器，宜在主变压器低 压侧配置二段式零序电流保护，零序电流保护一段作为主变压器 低压侧及主变压器低压侧母线的单相接地故障保护，零序电流保 护二段与主变压器低压侧母线上所连接的设备零序电流保护二段 配合。为满足选择性的要求，零序电流保护可带方向，方向指向 主变压器低压侧母线。保护动作第一时限断开主变压器低压侧断 路器，第二时限断开主变压器各侧断路器。 5.3.10主变压器高压侧母线保护配置应符合GB/T14285的要求。 5.3.11110kV及以上电压等级的线路保护除应符合GB/T14285 的要求外，还应满足风电场接入系统的要求。 5.3.12故障录波配置除应符合GB/T14285及《220kV500kV 电力系统故障动态记录技术准则》（DL/T553）的要求外，宜增 加频率越限启动暂态记录，当频率大于50.2Hz或小于49.5Hz时， 或频率变化率df/dt≥0.1Hzls时启动，并还应满足以下模拟量及 开关量输入的要求： 110kV~35kV母线三相电压及零序电压； 2集电线路、无功补偿装置支路、接地变压器支路三相电流 及零序电流； 310kV～66kV母线、集电线路、无功补偿装置、接地变压 器保护动作信号； 4集电线路、无功补偿装置支路断路器分闸位置接点。

5.3.13安全自动装置

1风电场安全自动装置的工程设计应按接入系统的要求配 置，如同步相量采集及处理装置和安全稳定控制装置（包括风电 场有功功率控制系统、无功功率控制系统、电能质量监测设备、 风功率预测系统、自动电压控制）等：

2风电场场用电系统应配置备用电源自动投入装置，该装置 的原理应满足风电场的运行特点。

5.4.1风电场电气设备的电能计量应符合《电测量及电能计量装 置设计技术规程》（DL/T5137）和《电能量计量系统设计技术规 程》（DL/T5202）的规定要求。 5.4.2风电场应装设电能计费采集终端，以实现上网电能量的计 量、分时存储、处理及与主站通信的功能。 5.4.3风电场的电能量计费点应设置在产权分界点。

5.5.1风电场直流电源系统的设计应符合《电力工程直流系统设 计技术规程》（DL/T5044）的规定要求，并宜按下列原则设计： 1直流电源系统的额定电压应采用220V，直流系统接线方 式应采用单母线分段接线方式，蓄电池组应优先选用阀控式密封 铅酸蓄电池，事故放电计算持续时间宜取2h。充电/浮充电装置宜 选用高频开关电源，高频开关电源模块的数量应符合DL/T5044 的规定要求。 2风电场出线电压等级在110kV及以下，并且总装机容量 100MW及以下，宜装设1组蓄电池，2套充电机，1套放电装置； 风电场总装机容量100MW以上，宜装设2组蓄电池，2套充电 机，1套放电装置。 3风电场出线电压等级在220kV及以上，宜装设2组蓄电 地，2套或3套充电机，1套放电装置。 4每套蓄电池、充电装置及直流母线宜配置一套直流电源系 统微机监控装置，对电源模块、输入交流以及蓄电池组等进行全 方位的监视、测量和控制，并与风电场监控系统实现数据通信。

置，装置容量应根据风电场最终规模的负荷确定，并预留一定的 余量。如果交流不间断电源采用自带蓄电池方式时，蓄电池宜按 照持续带电时间不小于4h设计。

试验、检测与鉴定5.6.1风电场图像监视及安全警卫系统的设计应符合《工业电视 系统工程设计规范》（GB50115）、《安全防范工程技术规范》（GB 50348）及《视频安防监控系统工程技术规范》（GB50395）的规 定要求。 5.6.2风电场图像监视及安全警卫系统应满足安全运行、防火、 防盗的要求。 5.6.3风电场图像监视及安全警卫系统应具有与火灾报警系统联 动的动能。