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GBT 51308-2019 海上风力发电场设计标准.pdf

由桩、承台以及预理于承台内的基础环或锚杆组成，通过多根 垂直或倾斜的基固定在海床上，高桩承台基础项部与风电机组 塔架连接。

由钢筋混凝土或钢质基础结构作为基座坐落于海床面上.靠 结构本身及其上填料或压载的重量抵抗外力、保持结构体系稳定 的基础。

3.0.1海上风力发电场的建设应符合节约和集约利用海域资源 的原则MH/T 1020-2018 锂电池航空运输规范，符合海洋功能区划的资源开发利用和生态与环境的控 制要求以及有关主管部门批准的海上风电发展规划。 3.0.2海上风力发电场设计应以各支持性文件、电网的技术要 求、工程相关设备、水文、气象、地质等基础资料为设计依据。 3.0.3海上风力发电场风电机组基础设计使用年限不应少于25 年、极端环境荷载应采用50年设计基准期。海上升压站设计使用 年限应为50年、极端环境荷载应采用100年设计基准期。 3.0.4海上升压站应按“无人驻守”设计。 3.0.5海上风力发电场中的所有设备和部件应符合国家现行相 关标准的规定。海上风电机组应通过相关认证机构的产品认证。 3.0.6海上风力发电场的标识宜采用全场统一的标识系统

4.1.1涉及海域部分的基础资料应包括场址自然环境条件、交通 运输、电网接入、设施设备和区域规划等与设计相关的资料。海域 自然环境条件基础资料的内容和深度应符合国家现行标准。 4.1.2涉及陆域部分的基础资料应执行现行国家标准《风力发电 场设计规范》GB51096的相关规定。 4.1.3基础资料除4.2～4.4内容外，还应包括下列内容：

4.1.1涉及海域部分的基础资料应包括场址自然环境条件、交通

1场址海域实测1：2000～1：10000全要系海图资料： 2场址海域的海底管线、光缆、电缆、航标、沉船和障碍物等 资料； 3 结构物附看的海洋生物情况： 4场址海域船舶交通管理系统（VTS)布设情况.船舶交通 流航迹图以及场址海域附近港口，航道锚地及其附属设施.水上交 通导、助航设施等，

4.2.1气象基础资料应收集场址范围内风能资源实测数据，并应 包括测风情况说明及至少连续一年的风速、风向、温度、气压等观 测资料。

4.2.2场址附近已有的风能资源评估资料可作为辅助资料。

1参证站基本情况及历史沿革： 2参证站近30年历年年平均风速、风向、气压、气温等资料： 3参证站近30年历年年最大风速、风向等资料；

4参证站与场址范围内测风资料同期的逐时风速、风向 系列； 5工程海域以及附近的热带气旋和温带气旋资料。

1工程海域附近参证站资料统计的多年平均高（低）潮位、历 史极端高（低）潮位、潮差、涨落潮历时、潮型数和潮汐类型等； 2场址范围内至少连续一年的遂时潮汐观测资料，以及对应 司期的参证站逐时潮位观测资料； 3参证站不少于20年的年最高潮位和最低潮位资料及发生 时间，不同重现期的设计水位等资料： 4对潮间带和潮下带滩涂风电场，应有不同频率乘潮潮位过 程线、全年潮位过程线

4.3.2波浪资料应包括下列内容

1附近海洋站多年波浪观测统计得到的工程海域波高、波 向、波周期、波型等波浪统计特征资料； 2场址范围内不少于一年的逐时波浪观测资料； 3各方向区间的极端高（低）潮位、设计高（低）潮位条件下的 不回重现期的设计波要素。

4.3.3海流资料应包括下列内容：

1 场址范围内不少于一年的逐时海流观测资料； 2 工程海域冬、夏季全潮多垂线同步水文观测资料： 3 各方向区间的分层的可能最大流速.以及不同重现期设计 流速。 4.3.4 海冰资料应包括海冰基本情况、物理力学参数、历年冰况 统计资料

3.5泥沙运移和海床冲淤资料应包括下列

工程海域全潮水文观测的典型季节和典型潮汐过程条件

下的悬沙含量和粒径分析资料，大范围海底底质采样粒度分析等 资料； 工程海域及附近悬沙和底质采样资料等； 3不同历史时期的海岸线变迁以及海底地形冲淤等实测和 遥感资料。

4.3.6水温资料宜包括工程海域分层的多年平均水温、多年极端

4.3.8海洋水文资料还应包括场址范围内的盐度和空气盐雾等

理力学参数及其工程地质特征： 3场址附近区域已有的不良地质作用、地质灾害的评估和 治方案等成果； 建筑材料的腐蚀性评价、海底岩土场地电阻率、热阻系数等。 4.4.2 地震资料应包括下列内容： 1工程区域历史上的地震活动情况，以及近期的地震活动和 征兆； 2工程区域地震动峰值加速度及相应的地震基本烈度和特 征周期等地震动参数； 3工程区域海底土壤由于地震引起的液化失稳、滑移和震陷 的可能性分析等成果。

1.5测量仪器选择及安装应符合下列规定

1宜采用接触型传感器型测量仪器。 2遥测型应满足精度、稳定性和可靠性的要求。遥测型测量 仪器水平风速精度应为士0.1m/s，风向精度应为土2°，数据采样 率应小于3s，观测盲区不宜大于40m。 3接触型传感器应设置2套独立的风速、风向传感器。 4支臂朝向应依据当地冬、夏季风的主导风向设计。 5 温度传感器宜安装在预选轮毂高度处。 6风速传感器的测量范围宜为0m/s~70m/s。 7受热带气旋影响海域宜在预选轮毂高度附近范围增加三 维超声风速仪。 8除本条有明确规定外，尚应符合现行国家标准《风电场风

能资源测量方法》GB/T18709和现行行业标准《海上风电场风能 资源测量及海洋水文观测规范》NB/T31029的相关规定。

5.1.6测量数据收集应符合下列规定：

1现场测量应连续进行，不应少于1年； 2测量有效数据完整率不应小于90%，有效数据完整率计 算方法应符合现行国家标准《风电场风能资源评估方法》GB/T 18710的规定。

5.2.1测风数据应进行完整性及合理性检验，检验方法及参考值 应符合现行国家标准《风电场风能资源评估方法》GB/T18710的 相关规定

5.2.2对不合理及缺测数据，应按下列要求进行处理：

1参证数据应首先选择与缺测数据同塔的其他观测层数据； 当不具备条件时，应选择缺测点区域地形特征相似及层高相近的 其他观测点数据。 2测风塔同一高度设置的两套风速数据应进行塔影影响 分析。 3冰冻时段数据应进行分析处理，不应直接删除

5.3.1风能资源特征值应根据海上风力发电场场址范围内各测 风塔位置、仪器配置及测风数据成果质量等进行计算。 5.3.2计算内容应包括各测风塔各观测高度整年和遂月的平均 风速、风功率密度及流强度值，并应计算各测风塔年有效数据完 整率、风切变指数、空气密度、风向频率和风能密度方向分布以及 威布尔分布参数等。计算方法应符合现行国家标准《风电场风能 资源评估方法》GB/T18710的规定

5.4.1多年代表性分析应根据海上风力发电场周边长期测站的 基本情况，选定具有代表性的参证站。 5.4.2现场测风塔实测数据在长时间序列中的代表性应根据选 定参证站测风资料进行分析和修正，

5.4.1多年代表性分析应根据海上风力发电场周边长期测站的

5.5风能资源空间代表性分析

5.5.1测风塔对海上风力发电场风能资源的代表性应根据测风 数据分析成果.结合风电场地理位置和场址范围等因素进行分析。 5.5.2分析应包括测风塔风速、风向、风切变、流强度水平、风 功率密度随高度的变化。

5.5.1测风塔对海上风力发电场风能资源的代表性应根据测风

5.6 风能资源评估

5.6.1风能资源评估所需要的各项参数应采用代表性测风塔订 正后的数据进行分析计算，计算内容包括轮毂高度整年、各月的平 均风速和风功率密度，风功率密度等级.风速频率分布和风能频率 分布风向频率和风能密度方向分布，风切变指数和瑞流强度等， 并绘制各种风况参数图表。计算方法应符合现行国家标准《风电 场风能资源评估方法》GB/T18710的相关规定。 5.6.2风功率密度应根据风速、风速频率分布、空气密度等进行 分级。

5.7.1最大风速计算应符合下列规定： 1 测风期间大风过程应进行风速、风向、瑞流和风切变等参 数计算； 2参证站历年最大风速系列应进行一致性分析； 3参证站和测风塔大风过程相关关系应根据测风塔实测大

风过程进行统计，并宜直接相关到预装轮毂高度； 4参证站50年一遇最大风速宜根据参证站多年年最大风 速，综合比较耿贝尔极值1型和皮尔逊Ⅲ型频率分布函数计算结 果确定；

1应分析热带气旋移动路径、强度、影响时段、最大风速及变 化特性，绘制热带气旋移动路径等示意图，并分析对海上风力发电 场工程的影响。 2受热带气旋影响严重的海域应进行热带气旋专题研究。 研究内容应包括工程海域热带气旋路径、数量、登陆频次、影响范 围等统计特征值.参证站观测环境分析和参证站重现期最大风速， 场区范围不同高度重现期最大风速等。

5.8风能资源评估不确定性分

5.8.1风能资源评估结果应进行不确定性分析.判断风能资源评 估结果的可靠性。 5.8.2风能资源评估的不确定性分析应包括风速测量、代表年分 析、气候变化和风切变等。

评估不确定性因素进行分析，估算不同概率下的风资源评估结论。

6.0.1海上风力发电场电力系统设计应符合现行国家标准《风电 场接入电力系统技术规定》GB/T19963和现行行业标准《大型风 电场并网设计技术规范》NB/T31003的有关规定。 6.0.2接入系统方案应根据电力系统条件、规划容量和建设规模 等，并兼顾场址离岸距离和海底电缆制造与敷设水平，经技术经济 比较后确定。 6.0.3主变压器容量宜按照海上风力发电场的最终装机容量确 定，并宜采用有载调压变压器。 6.0.4无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则 进行配置。 6.0.5海上风力发电场应利用风电机组的无功容量及其调节能 力，并应可调、能用。当其不能满足电力系统电压调节需要时，应 配置满足要求的无功补偿装置。无功容量及其调节能力应满足现 行国家标准《风电场接人电力系统技术规定》GB/T19963对风电 场电压控制的要求

6.0.6无功补偿装置的形式和安装地点应经技术经济比较后

7.1.1海上风力发电场工程等别应根据装机容量和升压站电压 等级按表7.1.1分为三等。

表7.1.1海上风力发电场等别划分表

7.1.3海上升压站建设规模和电压等级应根据海上风力发电场

7.2场址选择及布置

7.2.1海上风力发电场场址选择应符合海洋功能区划、海岛保护 规划、海洋生态红线以及海洋环境保护规划的要求，并应与其他用 海规划相协调。

7.2.2海上风力发电场应避开海洋生态环境敏感区。当不能避

.2.3海上风力发电场不宜压覆重要矿产

7.2.5海上风力发电场应与已有海底管道、光缆、电缆、海上平台

免对附近航路船舶的磁罗经、雷达、基高频通信（VHF）、船舶自动 识别系统（AIS）、岸基雷达站以及海岸电台等信号造成影响，满足 雷达探测的要求。当不能避免时，应进行专题论证。 7.2.7海上风力发电场场址不应选在海底滑坡、发震断裂地带以 及地震基本烈度为9度以上的地震区：并宜避开海底地形复杂 区域。

7.2.8海上风力发电场选址应根据海洋水文、灾害性气候条件和

1场区范围应结合海洋功能区划和风电场外部条件等场址 制约因素确定； 2海上升压站位置和数量应根据风电场建设规模、离岸距 离、海底电缆登点及路由、接人系统、海洋水文气象、海床条件、 集电系统、运维和工程造价等因素综合确定； 3陆上变电站、集控中心以及海底电缆登陆点位置应根据岸 线规划、海底电缆路由、接人系统、送出线路路径、运维码头和风电 场运行值班等因素综合确定： 4运维码头和施工基地位置应根据风电场位置、航运条件及 建设条件等因素综合确定： 5辅助及附属设施位置应结合陆上变电站、集控中心和运维 基地确定，并应满足交通运输要求； 6总体布置应满足施工期船机设备和运行维护船舶通航 要求。

7.2.11陆上变电站、集控中心和运维基地的洪水、潮位设计标准 应符合表7.2.11的规定。运维码头的潮位设计重现期应为50 年。受江、河、海、湖风浪影响的区域应设置防洪设施，其顶高程还 应计入浪爬高和安全超高。

表7.2.I1陆上变电站、集控中心和运维基地的洪水、潮位设计标准

注：1220kV电压等级的陆上变电站和集控中心应取100年一遇。 2 运维基地与陆上变电站、集控中心在一个区域布置时，应与陆上变电站、集 控中心的防洪标准一致，

7.3 风电机组布置

7.3.1风电机组布置应符合下列规定：

1风电机组布置应遵循集约、节约用海的原则.并应根据风 电机组安全性和工程经济性的要求确定用海面积； 2无居民海岛的风电机组布置应遵循集约、节约用岛原则 并应符合无居民海岛功能区划和保护与利用规划的要求； 3风电机组布置应满足与海底管线、锚地、航路的安全距离 要求； 4 风电机组布置应计入海床条件和海洋水文条件的影响。 7.3.2 风电机组宜阵列布置。

：4海上升压站、陆上变电站和集控中心布

7.+.1海上升压站布置应符合下列规定

1应根据海床条件、海洋水文以及场内风电机组、集电海底 电缆及送出海底电缆布置等因素，通过技术经济比较后确定： 2宜靠近登陆点，送出海底电缆不宜与场内集电海底电缆

交； 3 应便于运维船舶通航及靠泊； 4 当有直升机起降需求时，应符合直升机起降的场地要求。 7.4.2 陆上变电站、集控中心应符合现行国家标准《风力发电场 设计规范》GB51096的规定。

.?. 登陆点选址应付合下列规定： 1应符合海洋经济发展规划和岸线利用规划的要求； 2应避开滑坡、崩塌、泥石流和地面塌陷等不良地质作用区 域，宜选择在场地和海岸稳定、不易被冲刷的工程地质条件良好的 岸滩； 3宜避开对海底电缆造成腐蚀损害的污染区； 应选择在便于施工维护的岸滩。 7.5.2海底电缆路由方案应根据工程地质、海洋水文、航道航路， 锚地、地震地质、腐蚀环境、海洋功能区划、海洋环境保护和海洋开 发活动等因素，经综合评估其对海底电缆施工、运行及维护的影响 后确定。

7.5.3海底电缆路由应符合下列规定

1应与其他用海相协调，宜避开海洋生态环境敏感区、重要 矿产资源区、重要捕捞作业区、海洋倾倒区、航道航路、锚地和军事 用海区； 2应避开海底地形急剧变化的区域、自然或人工障碍物.宜 选择海底地形平缓的沙质或泥质的稳定海床： 3应避开活动断层、滑坡、崩塌等不良地质作用区域： 4宜避开对海底电缆造成腐蚀损害的污染区： 5应减少与其他海底管道、光缆和电缆的交越，当交越布置 时，应采取安全保护措施，最小净距不应小于0.3m。

底电缆路由和登陆点。

7.5.5海底电缆的锚固装置应设置在地质稳定的岸滩或结构牢 固的构筑物上。

7.5.5海底电缆的锚固装置应设置在地质稳定的岸滩或结构牢

7.5.6海底电缆的理深应满足国家和地方相关法律法规的要求，

7.6施工和运维基地布置

7.6施工和运维基地布置

7.6.2施工基地应满足陆运货物中转、海上施工补给和风电机组 设备、结构件及其他大件货物临时堆放以及风电机组组装等功能 的要求。施工基地可配置施工码头.平面布置应符合现行行业标 准《海港总体设计规范》JTS165和《河港工程总体设计规范》JTJ 212的有关规定。

7.6.3运维基地应满足维护设备、工器具、备品备件及消耗性材

7.6.4运维码头宜根据海上风力发电场位置、陆上交通、通航条 作、陆上变电站和集控中心位置等确定.并宜利用场址周边已有码 头。运维码头平面布置应符合现行行业标准《海港总体设计规范》 JTS165和《河港工程总体设计规范》JTJ212的有关规定。

7.7.1海上风力发电场的海上升压站、风电机组、风电机组基础、 送出海底电缆、集电海底电缆、登陆点、运维码头、施工码头和测风

塔等的灯光及助航标识应符合现行国家标准《中国海区水上助航 标志》GB4696和《中国海区水中建（构）筑物标志规定》GB17380 的规定。 7.7.2直升机甲板的灯光及助航、标识应符合国家现行法律法规 的相关规定。

7.7.2直升机甲板的灯光及助航、标识应符合国家现行法律法规 的相关规定。

风电机组选型、布置及发电量计算

8.1.1风电机组选型应执行现行国家标准《风电场接入电力系统

8.1.1风电机组选型应执行现行国家标准《风电场接入电力系统 技术规定》GB/T19963的有关规定。

8.1.2风电机组安全性应符合下列规定：

1风电机组所能承受极端风况不应小于海上风力发电场50 年一遇极端风况： 2风电机组应能在风场风速、盐雾、湿度、雷暴、积冰、暴风雪 等自然气候条件下安全运行； 3对于有热带气旋影响的场址区域，风电机组应具备抗台风 性能； 4除本条有明确规定外，尚应符合现行国家标准《海上风力 发电机组设计要求》GB/T31517、《风力发电场设计规范》GB 51096和《台风型风力发电机组》GB/T31519的规定。 8.1.3风电机组的布置应根据海上风力发电场风向频率和风能 方向频率等风资源分布特点确定.不宜布置在障碍物影响区域。 8.1.4风电机组选型及布置方案应根据风电机组安全性、工程经 济性和节约用海原则等，经技术经济比较后确定，

8.2.1发电量计算宜采用线性或者计算流体动力学模型。对于 受周围地形影响的海上风力发电场，宜采用计算流体动力学模型。 8.2.2发电量计算模型及参数宜根据工程规模、地理位置、场址 范围和周边障碍物等因素综合确定。 8.2.3上网电量折减因素应包括风电机组功率曲线、风电机组可 20

8.2.1发电量计算宜采用线性或者计算流体动力学模型。对于

利用率、电力损耗、冰冻、偏航控制和瑞流、运行维护不可达到、特 殊气候和叶片污染等。 8.2.4上网电量计算不确定性分析应包括现场风资源测量、参证 站风速系列的一致性、风切变的拟合、空间变化的模拟、发电量折 减因素及量值选择和气候变化条件下的风资源变化趋势等。

9.1.1电气主接线应根据海上风力发电场的规划容量、电压等 级、进出线回路数和离岸距离等.经技术经济比较后确定。 9.1.2海上升压站宜配套设置陆上变电站和集控中心。陆上变 电站可与集控中心合并布置，也可分开布置。 9.1.3海上电气设备应选择可靠性高、免维护或少维护的设备， 并应能够在湿热、低温、盐雾、菌和振动等海上恶劣环境条件下 满足安全和稳定运行的要求。

1风电机组及其配套升压设备应采用一机一变的单元接线 方式； 2升压变压器高压侧电压等级应根据海上风力发电场规划 装机容量及接人系统电压等级.经技术经济比较后确定： 3当风电机组升压变压器高压侧短路容量超出设备充许值 时，应采取限制短路电流的措施。

9.2.2集电系统接线应符合下列规定：

1风电机组升压变压器高压侧宜采用分段串接汇流方式，接 线方式宜结合风电机组和升压变电站的布置以及海底电缆路山区 域环境.经可靠性和经济性综合比较后确定： 2每台风电机组升压变压器高压侧宜设置一台断路器： 3集电海底电缆的分组应根据风电机组布置确定.每组集电 海底电缆的电压降不应超过5%。

1装机容量不大于150MW的海.上风力发电场.主变压器台 数宜选择1台；装机容量大于150MW的海上风力发电场，主变压 器台数宜米用2台。 2电气主接线宜简化，并应满足运行灵活和操作检修方便等 要求。 3主变压器高压侧宜采用单母线或线路一变压器组接线；对 于海上升压站送出海底电缆超过两回时，可采用单母线分段接线。 4当海1：升压站装有2台及以上主变压器时，主变压器低压 侧宜采用单母线分段接线；当分段为4段及以上时，可采用单母线 分段环形接线。 5当主变压器低压侧母线短路容量超出设备充许值时.应采 取限制短路电流的措施

9.2.+中性点接地方式应符合下列规定

1主变压器高压侧中性点的接地方式应根据电网的性 点接地方式确定，主变压器低压侧中性点接地方式宜采用电阻 接地； 2当主变压器低压侧无中性点引出时，可在主变压器低压侧 每段母线或低压出口装设一套接地变压器及接地电阻。

9.3.1海底电缆的形式应根据制造水平、输送容量、电压等级、路 由宽度、施工.条件、敷设能力和运行维护等因素确定。 9.3.2110kV～220kV海底电缆的绝缘形式应采用交联聚乙烯 绝缘，35kV及下列海底电缆的绝缘形式宜采用交联聚乙烯绝缘。 9.3.3海底电缆宜选用铜导体

电缆的机械和电气性能。

9.3.6海底电缆应采用光纤复合电缆。

9.3.6海底电缆应采用光纤复合电缆

9.4.1主变压器容量宜按照海上风力发电场最终装机容量确定， 当海上升压站设置多台主变压器时.每台主变压器容量可设置 余。

9.4.2容量150MV·A及以下的主变压器宜采用低损耗双绕组

9.4.2容量150MV·A及以下的主变压器宜采用低损耗双绕组 变压器，容量150MV·A及以上的主变压器可选用双绕组或低压 侧双分裂变压器

9.4.3海上升压站主变压器宜采用本体与散热器分体布置形式。 9.4.4海上升压站主变压器的高压侧可采用电缆或六氟化硫 （SF。）充气管型母线，低压侧可采用电缆插拔头、封闭母线等 形式。

9.+.5机组配套升压设备应符合下列规定：

1每套风电机组应配置一套升压设备，升压设备应包括升压 变压器及高、低压侧电气元件； 2升压变压器可选用体积紧凑、耐潮湿、耐盐雾的干式变压 器或高燃点环保型绝缘油的油浸式变压器； 3升压变压器的容量应按风电机组的额定视在功率选取： 4升压变压器高压侧宜选用SF。气体绝缘开关柜，高压侧断 路器及负荷开关、低压侧断路器应具备远程控制能力，

9.5.1海上升压站高压配电装置宜选用SF。气体绝缘全封闭组 合电器。高压开关柜宜选用气体绝缘，低压开关柜宜采用抽屉柜 结构。 9.5.2海上升压站各电压等级的导体宜根据额定工作电流、动稳 定、热稳定和机械强度等条件选择。

9.5.3 SF。气体绝缘配电装置应配置SF。气体泄漏报警检测 装置。

9.6.1无功补偿装置应按电力系统要求设置。 9.6.2海上升压站并联电抗器宜根据电压等级选用干式铁芯电 抗器或油浸式电抗器

9.6.1无功补偿装置应按电力系统要求设置。

9.6.3无功补偿装置宜采用动态无功补偿装置，并宜布置于

9.7.1海上升压站和陆上变电站应设置站用电系统。

油发电机容量应满足海上开压站应急负荷和恢复生产的用电容量 需求。 9.7.3陆上变电站的站用工作电源宜从主变压器低压侧引接，备 用电源宜从站外引接，也可采用柴油发电机作为备用电源。 9.7.4海上升压站站用工作电源宜从主变压器低压侧引接。每 台变压器容量应按全站站用计算负荷选择。 9.7.5站用电工作电源与备用电源宜设置备用电源自动投入 装置。 9.7.6海上升压站应急负荷应包括通讯系统、消防系统、应急照 明系统和助航系统等，应急负荷连续供电时间不应少于18h。 9.7.7海上升压站站用变压器应选用干式或高燃点环保型绝缘 油设备。 9.7.8站用电系统应采用动力与照明网络共用的中性点直接接 地方式。

9.8直流系统及交流不间断电

9.8直流系统及交流不间断电源

9.8.1海上开压站宜采用交直流一体化电源系统。 9.8.2海上升压站直流系统的设计应符合现行行业标准《电力工 程直流电源系统设计技术规程》DI./T5044的规定。 9.8.3海上升压站直流系统电压等级宜采用220V或110V。 9.8.+海上升压站应装设2组蓄电池，且宜采用阀控式密封铅酸 蓄电池·也可选用锅镍碱性蓄电池。 9.8.5海上升压站宜采用高频关充电装置.且算配置2套.模 块按N十1配置。 9.8.6海上升压站直流系统应采用两段单母线接线.两段直流母 线之间应设置联络电器。每组蓄电池及其充电装置应分别接入不 同母线段。 9.8.7海上升压站交流不间断电源的负荷统计宜包括海上升压

9.9.1海上升压站电气设备总体布置应符合下列规定：

1电气设备总体布置应遵循功能明确、布置简单紧漆的 原则； 2 电气设备总体布置应预留运维检修场地及通道： 3在满足并网要求的情况下，高压并联电抗器和动态无功补 偿装置宜布置在陆地侧。

9.9.2主要一次设备布置应符合下列规定：

1海上升压站电气设备的设计、布置和安装应满足安装地点 的外壳防护形式和防爆形式的要求。防护等级应满足表9.9.2的

TTAF 071.1-2020 智能家居终端设备 通用安全能力技术要求。有爆炸危险区域的电气设备应采用防爆型

表9.9.2海上升压站电气设备防护等级要求

2海上升压站主变压器的布置宜便于高（低）压侧出线的 引接。 3 油浸式变压器单台油量超过100kg时，应设置集油及排 油装置，事故油应排至事故油箱。 +海上升压站高压气体绝缘全封闭组合电器两侧应设置安 装检修和视的通道。在满足检修要求的前提下，主要维护通道 不宜小于1000mm。 5海上升压站柴油发电机和应急配电装置应远离工作电源 所在位置和火灾危险区域

9.9.3主要二次设备布置应符合下列规定：

9.10.1海上风力发电场应采用计算机监控.风电机组及其升压 设备、海上升压站、陆上变电站及集控中心的监控系统应统一规划 设计。 9.10.2风电机组监控系统应实现风电机组数据采集与处理、监 视、控制和保护功能，并可接收外部的功率调节指令.实现机组的 有功功率和无功功率调节。 9.10.3风电机组升压设备的监控功能宜由风电机组监控系统实 现监控范围包括升压变压器、高压侧断路器和负荷开关、低压侧

断路器和升压变压器本体等。 9.10.4风电机组监控系统应开放通信接口，并采用标准通信协 议，同时根据海上风力发电场监控系统的总体规划开放控制功能。 9.10.5风电机组监控系统通信网络宜采用光纤以太网环网结 构，并按照集电海底电缆的路由组网。 9.10.6通借组网用光纤应采用海底电缆复合单模光纤。组网用 交换机应支持根据端口划分VI.AN方式，并应具备网络拓扑发 现、状态自诊断、异常告警信息及日志上传等网络管理功能。 9.10.7海上升压站计算机监控系统的控制操作对象应包括各电 压等级的断路器、隔离开关、接地开关、主变压器及站用变压器有 载调压分接头以及站内其他需要执行启动/停止的设备等。 9.10.8海上升压站和陆上变电站计算机监控系统应采用开放 式、分层分布式结构，通信标准宜符合现行行业标准《电力自动化 通信网络和系统》DL/T860的规定。 9.10.9海上升压站与集控中心的监控通信网络应采用光纤以太 网双网结构。 9.10.10海上风力发电场应统一配置一套时间同步系统，可采用 主备式时间同步系统，两台主时钟分别设在陆上变电站和海上升 压站。 9.10.11计量与测量装置的设计应符合现行国家标准《电力装置 电测量仪表装置设计规范》GB/T50063的规定。风电机组的计 量与测量应由风电机组监控系统完成

9.11继电保护和自动装置

9.11.1继电保护及安全自动装置的设计应符合现行国家标准 《继电保护和安全自动装置技术规程》GB/T14285的规定。 9.11.2海上升压站至陆上变电站的线路应配置全线速动的纵联 保护作为主保护，并应配备相应的后备保护。 9.11.3海上升压站应配置故障录波设备

9.11.4接入220kV及以上电压等级的海上风力发电场应配置 保护及故障信息管理系统子站。 9.11.5系统继电保护及安全自动装置应配备至电力系统调度机 构的数据传输通道。 9.11.6 风电机组升压设备应设置变压器保护。 9.11.7 汇集线中的母线应设置母线保护。 9.11.8集电海底电缆线路保护应配置两段三相式电流保护及两 段式零序电流保护。当采用电流保护灵敏性不能满足要求时，宜 增配三段式相间距离保护。 9.11.9动态无功补偿装置回路保护应配置两段三相式电流保护 及零序电流保护。当回路有变压器元件时DB13T 1360-2011 莱赛尔-棉纤维混纺产品纤维含量的测定，应配置变压器保护。 9.11.10站用、接地变压器应配置三段式相间电流保护、零序电 流保护及本体保护。 9.11.11主变压器保护配置应符合下列规定： 1每台主变压器应按双重化配置电气量保护和一套非电气 量保护； 2每套变压器保护均应配置完整的主、后备保护，且宜选用 主、后备保护一体装置，每套保护独立组屏； 3变压器应装设纵联差动保护作为主保护，且高压侧应装设 复合电压闭锁过流保护，低压侧应配置过流保护、复合电压闭锁过 流保护和零序过流保护： +主变压器高压侧应装设零序电流保护，且高压侧中性点应 装设间隙零序电流保护和零序电压保护，各侧均应装设过负荷 保护。