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哪可以找到送电线路故障录波时,的录波图怎么看

7电气7.1设计依据列出本部分设计内容的主要依据，包括各类技术规定和标准。

7.2接入系统方式7.2.1工程概况简述风电场的地理位置、本期及远景装机规模。

7.2.2电网现状简述风电场所在地区以及周边区域电网的架构，变电站和电源的分布、容量和组成，以及负荷情况。

7.2.3风电场接入电力系统方式根据本期风电场工程装机及远期规划情况，结合风电场所在地区电网现状及规划和风电场机组分布情况，确定本期工程的配套升压变电所数量、位置、容量。

并依据风电场接入系统设计报告推荐方案，提出本期风电场工程与电力系统的连接方式、输电电压等级、出线回路数及配套输变电工程等。

7.3电气一次7.3.1风电场集电线路方案7.3.1.1风电场电气接线（1）风力发电机组与箱式变电站的组合方式根据风力发电机的出口电压、单机容量、风电机组间距，按照降低电能损耗，接线简单、操作运行方便的原则，提出风力发电机-箱式变压器组的接线和布置方式。

提出箱式变和风电机组地面控制柜与箱式变电站低压侧连接的低压电缆的型号和连接方式。

（2）箱式变电站电压等级比选对箱式变电站高压侧电压等级进行不同电压等级多方案比较，确定技术合理，设备投资少，年损耗低的箱式变电站电压等级。

（3）箱式变电站高压侧集电线路接线方式说明箱变的电压等级、容量、保护配置等。

根据风电场装机容量、单机容量及其风机分布的特点，按照增加汇流集电线路的输送容量，减少集电线路电能损耗，减少设备投资的原则，做多方案经济技术比较，提出风电机组的分组方式，确定集电线路中电缆或架空线路的规格和联接方式。

7.3.1.2风电场升压变电所电气主接线（1）主变高压侧接线按照接线简单，运行灵活，扩建容易的原则，提出本期及远期工程高压侧进出线设计方案和接线方式；提出风电场工程与电网的计量点的配置方案。

（2）主变低压侧接线方式综合考虑风场的扩建，提出主变低压侧的接线方式，并说明低压配电设备的规格和数量。

（3）主变中性点接线方式配置合理的主变压器中性点接线方式。

7.3.2主要电气设备选择7.3.2.1短路电流计算根据风电场接入系统设计资料，叙述短路电流计算基本资料，计算风电场短路电流，包括各短路点的短路电流周期分量起始值（有效值）、全电流最大有效值、短路电流冲击值、起始短路容量等，并列表提出短路电流计算成果。

7.3.2.2主要电气设备选择根据短路电流计算成果，合理选择风电机组配套设备、主变压器、箱式变电站、高、低压配电装置、电力线路、保护装置、无功补偿、消弧消谐等主要电气设备的规格、型号和各主要参数。

7.3.3过电压保护及接地7.3.3.1升压变电所的过电压保护及接地1）直击雷保护提出升压变电所建筑物屋顶上的直击雷保护配置方案。

2）配电装置的侵入雷电波保护提出变电所配电装置的侵入雷电波保护配置方案。

3）接地保护提出变电所保护接地的范围，并明确高压设备和通讯及计算机系统接地电阻的要求，在变电所内设备基础、建筑物内的钢筋作为自然接地体的基础上，提出其他接地辅助方案，满足变电所接地电阻的要求。

7.3.3.2风电场过电压保护及接地提出风电机组、塔架、箱式变电站的直击雷保护配置方案。

提出风电场内配电装置的侵入雷电波保护配置方案。

提出风电场保护接地的范围，并根据风电场短路电流系统和厂家提供的数据，明确场内风电机组及箱变对接地阻值的要求，以各风力发电机组基础内的钢筋作为自然接地体，并辅以其他接地方案，满足接地电阻的要求。

7.3.4所用电及照明7.3.4.1所用电说明风电场升压变电所所用电的组成及供电方式，电压及容量选择。

7.3.4.2照明简述风电场内的照明系统组成，并说明风电场变电所户外、中央控制室、所内的公室、标准房间、楼梯通道、主控制楼主要疏散通道等主要部位的照明配置，以及交流不停电电源。

7.3.5电气设备布置7.3.5.1风电场升压变电所所址选择根据风电机组优化后的坐标，综合考虑集电线路的路径、所址的标高要求、适宜的地质、地形和地貌条件以及风电场的规划等要求，提出升压变电所的所址。

7.3.5.2升压变电所电气设备布置按照节约占地、安全运行、操作巡视方便、便于检修和安装、节约三材和降低工程造价等设计原则，对变电所围墙内按远期规模进行征地和布置，提出高低压配电装置的布置、主变压器场地和开关站的型式、布置和出（进）线方式。

7.4电气二次简要叙述风电场电气二次部分的主要功能。

7.4.1风电机组的控制方式简述风电机组控制系统的组成以及控制方式。

7.4.2控制中心7.4.2.1计算机监控系统（1）主控级配置提出通讯服务器、操作员工作站、操作员兼工程师工作站、打印机、UPS电源装置以及相应的配套软件等主控级的配置。

（2）风电机组现地监控系统说明风电机组的现地监控系统组成，各组成模块的功能及主要设备配置。

7.4.2.2继电保护（1）风电机组的保护按照相关技术规程和标准对风电机组配置电气保护。

对风电机组配置关于温度、振动、转速、电缆等机械保护。

并说明信号动作操作。

（2）箱式变电站的保护对箱式变电站高压侧、低压侧配置过电流、过载、低电压和短路保护。

7.4.2.3通...

为什么用132kv电压接入风电场

7电气7.1设计依据列出本部分设计内容的主要依据，包括各类技术规定和标准。

7.2接入系统方式7.2.1工程概况简述风电场的地理位置、本期及远景装机规模。

7.2.2电网现状简述风电场所在地区以及周边区域电网的架构，变电站和电源的分布、容量和组成，以及负荷情况。

7.2.3风电场接入电力系统方式根据本期风电场工程装机及远期规划情况，结合风电场所在地区电网现状及规划和风电场机组分布情况，确定本期工程的配套升压变电所数量、位置、容量。

并依据风电场接入系统设计报告推荐方案，提出本期风电场工程与电力系统的连接方式、输电电压等级、出线回路数及配套输变电工程等。

7.3电气一次7.3.1风电场集电线路方案7.3.1.1风电场电气接线（1）风力发电机组与箱式变电站的组合方式根据风力发电机的出口电压、单机容量、风电机组间距，按照降低电能损耗，接线简单、操作运行方便的原则，提出风力发电机-箱式变压器组的接线和布置方式。

提出箱式变和风电机组地面控制柜与箱式变电站低压侧连接的低压电缆的型号和连接方式。

（2）箱式变电站电压等级比选对箱式变电站高压侧电压等级进行不同电压等级多方案比较，确定技术合理，设备投资少，年损耗低的箱式变电站电压等级。

（3）箱式变电站高压侧集电线路接线方式说明箱变的电压等级、容量、保护配置等。

根据风电场装机容量、单机容量及其风机分布的特点，按照增加汇流集电线路的输送容量，减少集电线路电能损耗，减少设备投资的原则，做多方案经济技术比较，提出风电机组的分组方式，确定集电线路中电缆或架空线路的规格和联接方式。

7.3.1.2风电场升压变电所电气主接线（1）主变高压侧接线按照接线简单，运行灵活，扩建容易的原则，提出本期及远期工程高压侧进出线设计方案和接线方式；提出风电场工程与电网的计量点的配置方案。

（2）主变低压侧接线方式综合考虑风场的扩建，提出主变低压侧的接线方式，并说明低压配电设备的规格和数量。

（3）主变中性点接线方式配置合理的主变压器中性点接线方式。

7.3.2主要电气设备选择7.3.2.1短路电流计算根据风电场接入系统设计资料，叙述短路电流计算基本资料，计算风电场短路电流，包括各短路点的短路电流周期分量起始值（有效值）、全电流最大有效值、短路电流冲击值、起始短路容量等，并列表提出短路电流计算成果。

7.3.2.2主要电气设备选择根据短路电流计算成果，合理选择风电机组配套设备、主变压器、箱式变电站、高、低压配电装置、电力线路、保护装置、无功补偿、消弧消谐等主要电气设备的规格、型号和各主要参数。

7.3.3过电压保护及接地7.3.3.1升压变电所的过电压保护及接地1）直击雷保护提出升压变电所建筑物屋顶上的直击雷保护配置方案。

2）配电装置的侵入雷电波保护提出变电所配电装置的侵入雷电波保护配置方案。

3）接地保护提出变电所保护接地的范围，并明确高压设备和通讯及计算机系统接地电阻的要求，在变电所内设备基础、建筑物内的钢筋作为自然接地体的基础上，提出其他接地辅助方案，满足变电所接地电阻的要求。

7.3.3.2风电场过电压保护及接地提出风电机组、塔架、箱式变电站的直击雷保护配置方案。

提出风电场内配电装置的侵入雷电波保护配置方案。

提出风电场保护接地的范围，并根据风电场短路电流系统和厂家提供的数据，明确场内风电机组及箱变对接地阻值的要求，以各风力发电机组基础内的钢筋作为自然接地体，并辅以其他接地方案，满足接地电阻的要求。

7.3.4所用电及照明7.3.4.1所用电说明风电场升压变电所所用电的组成及供电方式，电压及容量选择。

7.3.4.2照明简述风电场内的照明系统组成，并说明风电场变电所户外、中央控制室、所内的公室、标准房间、楼梯通道、主控制楼主要疏散通道等主要部位的照明配置，以及交流不停电电源。

7.3.5电气设备布置7.3.5.1风电场升压变电所所址选择根据风电机组优化后的坐标，综合考虑集电线路的路径、所址的标高要求、适宜的地质、地形和地貌条件以及风电场的规划等要求，提出升压变电所的所址。

7.3.5.2升压变电所电气设备布置按照节约占地、安全运行、操作巡视方便、便于检修和安装、节约三材和降低工程造价等设计原则，对变电所围墙内按远期规模进行征地和布置，提出高低压配电装置的布置、主变压器场地和开关站的型式、布置和出（进）线方式。

7.4电气二次简要叙述风电场电气二次部分的主要功能。

7.4.1风电机组的控制方式简述风电机组控制系统的组成以及控制方式。

7.4.2控制中心7.4.2.1计算机监控系统（1）主控级配置提出通讯服务器、操作员工作站、操作员兼工程师工作站、打印机、UPS电源装置以及相应的配套软件等主控级的配置。

（2）风电机组现地监控系统说明风电机组的现地监控系统组成，各组成模块的功能及主要设备配置。

7.4.2.2继电保护（1）风电机组的保护按照相关技术规程和标准对风电机组配置电气保护。

对风电机组配置关于温度、振动、转速、电缆等机械保护。

并说明信号动作操作。

（2）箱式变电站的保护对箱式变电站高压侧、低压侧配置过电流、过载、低电压和短路保护。

7.4.2.3通信系统提出控制中...

110kv变电站调试步骤

一、设计联络会 召开设联会，召集所有相关厂家并确定工程实施方案，供货时间，技术落实，对整个工程的设计有个总体的概念。

制定调试计划，规划好具体的时间节点。

（系统分公司目前不具备这方面的技术水平，61850和系统构架） 二、厂内调试阶段 1、 全站SCD文件的配置 由集成商收集各厂家ICD文件，设计院提供一次主接线图、网络布局图、光纤联络图和设计虚端子图（由设计院提供）等。

并由集成商负责全站SCD文件的配置。

模型文件发布必须受控，纳入程序版本管理。

遇到问题怎么处理？（模型文件有问题尚不能处理） 2、 过程层调试 由各个厂家和用户负责调试网络环境的搭建，过程层调试要实现装置的正确跳闸、遥测采样、遥控、遥信上送、对时等。

并且要根据实际现场要求，实现装置的相关功能，如调试中发现问题，需要及时确立好方案并及时更改。

3、 一体化信息平台配置 根据全站配置SCD文件，完成后台导库工作，画面制作，数据库关联、分画面制作、要实现基本的“三遥”功能，保护定值召唤、修改，软压板遥控，录波功能的实现等（所有已发货和在调工程后台都由研 发进行装机）。

4、 一体化五防。

5、 高级应用（一键式顺控、智能告警、源端维护、小电流接地选线、VQC无功调节等）。

6、 智能辅助系统。

7、 远动装置及规约转换器的装机、调试（所有已发货和在调工程都由研发进行装机并调试，一个站大约需要两天）。

8、 用户验收。

三、现场调试阶段 1、 清点货物 对所发的货进行清点，统计损毁情况，少发、漏发、错发货物清单、并根据清点情况抓紧时间联系家里补发货等。

2、 光纤、网络的布置 根据设计院所出图纸负责完成现场光纤、网络的布置，并熔接光纤。

3、 全站SCD配置 全站根据虚端子图配置SCD，但是一旦模型更换，与该模型相连的虚端子都需要重新连，各个厂家模型都在不断升级，SCD不断重复配置，贯穿整个变电站的调试过程。

绵阳东220kV中等规模的变电站，工程人员现场配置SCD配合单装置调试已花费60人天。

4、 过程层调试 根据配置的SCD导出相关装置配置，下到装置中。

配合测控装置、智能终端、保护装置等厂家完成过程层调试、需要不断更改配置文件，并且出了问题不能直观地看出故障情况，需要抓报文，分析报文等等。

鄢陵变现场智能终端BOS板，由于装置发热严重，导致BOS板不断重启，使遥控出口不能开放，遥控命令不能执行下去，问题由研发人员指导查了一周左右仍解决不了。

最终由研发中心人员（负责硬件和软件方面）在现场花了一周多时间才发现问题原因，最终解决。

球场路变与NSR201D(ARP保护)联调时，遥测在后台无法显示，通过61850调试工具可以看见遥测，于是201保护研发人员认为他们的模型和装置没有问题，但是后台这边始终无法显示遥测，开始由研发指导还是没有查出来，后来研发人员过来配合201保护研发人员一起查，并换了一次人，最终确定仍然是模型文件问题。

（需要占用很长时间，基本上自始自终，系统公司目前尚不具备这方面能力，要求开发一套供工程人员使用的直观的调试工具，继保等其它厂家如何做的……）。

5、 一体化信息平台配置 根据SCD文件导库，完成后台的搭建，并且完成站控层与装置通讯，完成后台数据库、画面制作、分画面制作（保护软压板）、关联数据库，完成信号对点、保护软报文上送、遥测显示、遥控等功能。

保护要做定值召唤、定值修改、故障录波等。

5、一体化五防，五防逻辑一般由设计院提供，出图纸，然后后台厂家根据图纸编逻辑，做到后台五防程序库中，并做五防模拟画面。

目前只有鲁巷变和风光储实际使用一体化五防，整个软件调试和后期完成（不支持统一组态，重复组态）。

6、高级应用需要安排专人，完成顺控票库的制作，并做到分画面上。

这方面可根据用户的实际需要灵活制作。

由于全站操作票所有各项操作都涵盖到，会有很多张，所以此项工作也要花费很多时间。

智能告警、电压无功自动调节VQC、小电流接地选线、源端维护等都需要花费大量时间去做。

（高级应用不支持间隔复制，极不方便且效率低下） 鄢陵站制作顺控操作票4人加班加点共花费15天时间完成。

7、规约转换器NSS203，由于不同的站一般智能设备厂家都不尽相同，而且各个厂家的科研水平参差不齐。

所以对于调通讯的话，一般都需要现场写程序，个别厂家都需要我们给他们做ICD文件，然后进行测试，并完成通讯。

（接入规约较少，不能灵活设置，与调度端联调不顺利，时常要现场改程序） 8、远动装置调试，调度通道调试、调度信号转发、遥信对点、遥测、遥控等也一般需要研发中心人员完成。

（接入规约较少，不能灵活设置，与调度端联调不顺利，时常要现场改程序）

主变有哪些保护方式,这些保护方式都有什么作用？

装置中不同类型的保护，应设有方便的控制字投退功能。

2.1.5装置应具有必要的参数监视功能。

具有可在远方进行在线召唤和修改保护整定定值， 具有事件顺序记录（SOE） 功能。

2，以较短的时限断开相邻元件的断路器，以及相邻元件的断路器失灵时，变压器各侧断路器的保护装置。

为解决主变保护双重化变压器断路器失灵保护因保护灵敏度不足的问题，对变压器的断路器失灵保护采取以下措施。

保护双重化CPU配置原则：CPU系统可以完成1~2个主保护和2~5个后备保护的功能.1参照《二十五项反事故措施实施细则》及《电力系统微机继电保护技术导则》，装设二套相互独立的零序电流。

以具有独立性、完整性、成套性。

被保护设备包括主变压器本体及其引出线。

主变中性点CT两套保护接于不同绕组，对改造工程如主变中性点CT绕组不足，则第一套保护接于主变中性点CT；第二套保护接于主变套管或断路器CT自产的零序电流。

主变中性点间隙CT两套保护接于不同绕组。

低压侧电流取自一套CT的不同二次绕组。

4.2主变双重化两套主保护及后备保护高中压代路时，不考虑接于断路器CT的保护切换至变压器套管CT。

为适于220kV及110kV双母线接线方式主变高中压侧均采用了独立的电压切换箱，配置切换回路由两组双位置重动继电器构成。

在220kV及110kV主变开关代路时此时设有专用电压切换开关将旁路开关所在母线电压切至主变保护装置，使该侧复合电压闭锁过流保护仍有主变保护来完成。

切换电压回路保护和计量为二部分，而且互不影响，相互独立，可靠，并装设在两套各自的保护屏上。

双重化变压器保护装置的220kV 分相操作箱为断路器双跳闸线圈、分相机构、三相操作、不设重合闸，两套保护及操作取自不同的直流系统。

两套电气保护及非电量保护同时驱动主变22OKV侧断路器两组跳闸线圈。

操作箱可以引入断路器操作机构压力降低禁止跳闸，压力降低禁止合闸，压力异常禁止操作接点。

设有断路器跳闸位置监视回路，两组跳闸线圈的跳闸回路各设一组合闸位置监视回路。

合闸回路设有A、B、C相分相合闸回路、手动合闸回路。

跳闸回路设有A、B、C相分相跳闸回路、手动跳闸回路、保护跳闸回路、防跳回路。

设置信号回路，机箱面板上通过LED显示保护分相跳闸信号。

为与保护双重化配置相适应，220千伏变压器高压侧选用具备双跳闸线圈机构的断路器。

双重化变压器保护装置的110kV及35kV断路器操作箱可引入断路器操作机构压力降低禁止跳闸，压力降低禁止重合闸，压力降低禁止合闸，压力异常禁止操作接点。

110kV、35kV侧断路器设计不要求采用具有双跳闸线圈的断路器。

双重化变压器保护装置的主变压器非电量保护设置独立的电源回路（包括直流空气小开关及其直流电源监视回路）和出口跳闸回路，且与电气量保护完全分开，在保护柜上的安装位置也相对独立。

主变保护双重化交直流电源设计1 . 柜应引接二路 220V直流电源；2 . 柜的进线电源可不装设自动开关，直接供电给各CPU系统和非电量系统的用电。

3. 个CPU系统电源和非电量系统电源分别独立设有小型直流自动开关。

4. 理机和打印机电源采用~220VUPS电源，另设有小型交流自动开关及插头和插座。

5. 保护柜内设打印机的电源外，各自动开关均应独立设有监视，并可发出断电信号。

：①采用“零序或负序电流”动作，配合“保护动作”和“断路器合闸位置”三个条件组成的与逻辑.3主变保护双重化变压器故障及异常保护差动保护：差动保护I：保护动作跳开变压器各侧断路器并发信号、零序电压和间隙零序电流等保护装置。

变压器中性点过电压保护采用棒间隙保护方式。

要充分考虑到运行和检修时的安全性，当运行中的一套保护因异常需要退出或需要检修时，而装置不应误动。

当装置自检出元器件损坏时，应能发出装置异常信号.5 过激磁保护主变保护双重化配置过激磁保护.9变压器本体保护变压器本体内部的瓦斯、温度以及冷却系统故障等，均应设有信号和保护装置。

变压器的瓦斯保护要求防水。

所有输出接点必须是无压常开接点以便与其它设备相连。

针对不同回路，应分别采用光电耦合、继电器转接、带屏蔽的变压器磁耦合等隔离措施、隔离电压大于2000V。

2.1.12 装置应有独立的内部GPS时钟，其误差每24h不应超过±5s，在高压侧和中压侧可装设阻抗保护装置和复合电压闭锁过流保护装置，在低压侧装设电流速断和复合电压闭锁过流保护装置等.1，当软件工作不正常时应能通过自复位电路自动恢复正常工作。

2.1.8装置突然加上电源、突然断电、二套保护装置的交流电流应分别取自电流互感器互相独立的绕组。

220kV操作直流控制设置独立的直流电源引入、成套性的双主，双后配置。

③采用主变保护中由主变各侧“复合电压闭锁元件”（或逻辑）动作解除断路器失灵保护的复合电压闭锁元件，当采用微机变压器保护时，应具备主变“各侧复合电压闭锁动作”信号输出的空接点。

2.7 断路器非全相保护当发生非全相合闸或跳闸时，以减小纵差保护死区，对110kV变压器中性点绝缘的冲击耐受电压<185kV时，输入开关量不超过4路，保护输出出口回路不超过8路，信号...

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