海上变电站设计优化

海上变电站设计主要包括电气设计、结构设计以及暖通、消防、水处理等方面。海上变电站设计工作是一个综合性的设计及工程管理流程。

2002年投产的装机容量为160MW 的丹麦Horns Rev风电场出现了全世界第一座海上变电站，主要技术参数及设备大致如下：

（1）变电站面积560m2（20m×28m），离海面高度14m。

（2）36kV及150kV开关设备，36/150kV变压器1台。

（3）测量、控制、通信系统。

（4）应急柴油发电机（包括100t柴油储备）。

（5）防火灭火系统（以海水为水源）。

Horns Rev风电场海上变电站的设计、建设、运营为以后的海上风电场项目提供了宝贵的信息及经验，具有非常深远的指导意义。至今，世界上大多数已建成或正在规划的大型海上风电场均包括海上变电站，一些具体案例见表5-1。

表5-1　海上风电场变电站案例

从表5-1可以看出，已建成投运的海上风电场容量基本都在200MW 以内，且其变电站电气设计都倾向于采用最简单的结构：风电场内只设置1个变电站，变电站内也只设置1台变压器，没有备用设备。此种方案一般为单元接线形式或扩大单元接线形式，主要考虑项目前期安装建设的经济性，而不是运行中的电气可靠性。

表5-1也显示，处于建设阶段的几个海上风电场，规模、容量都更为庞大，均超过300MW水平，相当于一个大中型火力发电机组的容量。在这些风电场的规划设计中，开始出现变电站内设备的冗余设计，采用两台或两台以上变压器，或设置两个变电站。这样的方案明显更注重电气接线的优化设计和可靠性，而不再仅仅从经济角度进行规划设计。

5.2.1.1 电气主接线方案

由于发电机和电力变流设备的限制，目前国内外主流风电机组出线电压多为690V，若直接汇总并接入风电场的变电站，则电能损耗过大，且导体的截面过大，无法满足安装要求。虽然目前大功率海上风机的出口电压有的已达到3kV，但也是需将电压升高至35kV或更高电压才接入海上变电站。从年运行费用上比较，在经济输送容量的范围内，35kV方案线损和投入较小，且维护工作较少。因此，现国内风电机组升压多采用35kV方案（欧洲普遍采用20kV、34.5kV和66kV）。国外有少数分布式设置风电机组的实验，不考虑主变压器和汇集送出通道，将风电机组输出直接升压至110kV并网，这会导致风电机组的频繁离并网，使得风电机组的总发电量降低，对主电网电能质量影响大。

海上变电站电气主接线形式的选择，首先需从风电场总的装机容量、主变压器台数、电压等级、出线回路数考虑，为保证电气主接线的可靠性、经济性及灵活性，海上变电站电气主接线方案可选变压器—线路单元出线、单母线接线或单母线分段接线形式。

（1）变压器—线路单元接线的优点是接线简单、设备最少、不需要高压配电装置，节省海上变电站平台的空间，适用于单台或两台主变压器规模的工程；缺点是电气可靠性不足，当接线中的任一电气设备故障或检修时，则电能无法正常输送。

（2）单母线接线的优点是接线简单、清晰、设备少、操作方便、投资省，便于扩建和采用成套配电装置；缺点是不够灵活可靠，母线或母线隔离开关故障或检修时，均可造成整个配电装置停电，需要高压配电装置，适用于单台主变压器规模的工程。

（3）单母线分段接线的优点是当一段母线发生故障时，分段断路器自动将故障切除，保障正常段母线不间断运行；缺点是当一段母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在此期间停电，扩建时需向两个方向均衡扩建。此接线方式增加一个分段断路器间隔，适用于单台或两台主变压器规模的工程。

海上风电场变电站实质上为终端变电站，当能满足风电机组启动、电能送出和继电保护要求时，宜采用断路器较少的分支接线，使得接线简单清晰、设备少、投资省，运行操作简单和便于扩建，见表5-2所示。

表5-2　海上变电站电气主接线形式选择

单台、两台主要方案典型接线如图5-1、图5-2所示。

图5-1　单台主变压器方案典型接线

图5-2　两台主变压器方案典型接线

根据国际工程经验，对于100～400MW 容量范围内的海上风电场，一般在场内设置1个海上变电站，站内设置1～2台主变压器；容量超过400MW的，一般需设置1个以上海上变电站，以控制单个变电站的接入容量、设备数量、平台面积和重量。

5.2.1.2 主要电气设备选择

海上变电站平台处于海洋环境，站内电气设备除了需要满足国标及电力行业通用的各项标准外，还需满足潮湿、高腐蚀性环境对设备提出的特殊要求。由于海上变电站为电力行业中的新兴领域，至今无完整标准可供参照执行，所以一般可参考石油、船舶行业标准，借鉴石油生产平台、船舶用电气设备的特殊要求。

1.主变压器

（1）相数的选择。根据海上风电场的一般规模和容量，海上变电站主变压器宜选用三相变压器。

（2）调压方式的选择。由于风电场发电受风速的影响较大，故出力范围变化较大，一般宜采用有载调压变压器。

（3）冷却方式的选择。由于变压器位于海上，可维护性较差，为提高变压器的工作的可靠性，尽量采用自然风冷却方式的变压器。当采用大容量变压器，自然风冷却不能满足冷却要求时，可采用强迫油循环风冷却方式。

（4）主变压器进出线连接方式的选择。海上变电站平台处于海上风电场中，设备所处环境湿度高，空气含盐度高，在电气设备选择上需考虑这些不利因素，主变压器进出线宜为封闭安装，无外部裸露带电部分。另外海上变电站平台受海浪不断的冲刷影响会产生微振动，故接头部分宜采用软连接方式，避免长期振动引起的固件松动。

（5）变压器主要部件防腐要求。根据GB29484—2013 《船舶电气设备 第503部分：专辑 电压1kV以上至不大于15kV的交流供电系统》（IEC60092—503—2007 《船舶电气设施 第503部分：特项 电压1kV以上至不大于11kV的交流供电系统》），放置在室内的变压器本体、散热器、中性点装置的防护等级，至少需达到IP23，如设备户外放置，防护等级至少需达到IP54，并必须配备空间加热装置以防止设备受潮和冷凝。

根据SY/T10010—2012 《非分类区域和Ⅰ级1类及2类区域的固定及浮式海上石油设施的电气系统设计与安装推荐作法》（海上生产平台电气系统的设计与安装的推荐作法APTPR14F），对于海洋用途，建议设备外壳选用耐腐蚀的材料制造，最好选用316号不锈钢制成的外壳金属构件。

主变压器本体置于室内。为了改善散热效果，散热器可脱离主变压器本体，单独置于平台室外，散热器与主变压器本体之间通过热管连接，此时需要散热器表面加强防腐措施。

2. GIS

海上变电站位于海上，GIS具有占地面积小、电气绝缘不受外界环境影响、维护工作量少、检修周期长以及运行可靠性高的特点，特别适用于湿度高、盐雾重、受台风影响的海洋环境。

GIS设备根据主接线方案进行配置，进行选择配置的主要电气参数包括以下方面：

（1）额定电压：根据主接线方案电压等级进行配置。

（2）额定电流：根据各回路所设计传输容量进行配置。

（3）额定开断电流：根据短路电流计算进行配置选择。

3.无功补偿装置

目前，风电场运营商一般通过使用机械投入、退出电容器或电抗器来调整并网点电压，由于连续频繁动作，这种常规方法对于依靠风能决定出力的风电技术而言，可操作性较差。主要有两个原因：首先，风力发电机是感应式旋转设备，运转时需要从电网吸收大量的无功功率，且因为风电的间歇性、波动性，无功功率的需求同样会频繁波动，为了将电压维持在标准限定范围内，无功补偿设备就会频繁性地动作；其次，电容器组、电抗器组能切入（切出）的无功是不变的，而且电容器、电抗器一旦断开，必须等待数分钟放电才能再次充电。因此，要想在任意时间内都维持最佳数量的无功补偿，仅仅依靠电容器和电抗器很难做到。

为了达到控制电压的目的，选择电容器组是一种初投入成本最低的办法，然而对于风电场而言，仅用电容器组补偿，效果仍不能令人满意。尤其是在电网薄弱地区，有缺陷的系统会影响到风电场的功率输出，若风电场被迫脱网，将减少风电收入。从长远角度看，应对电网相关情况进行认真分析后，正确设计无功补偿系统。

海上变电站设备除了受海洋环境限制外，还对安装的空间有很严格的要求。一般来说，对于电抗器、电容器等无功补偿装置，在大功率化的前提下，需尽量减小体积。基于以上的考虑，在海上风电场的无功补偿装置一般选取SVG。该装置产生无功和滤除谐波是靠其内部电子开关频繁动作产生无功电流来实现的，其体积相对较小，能够满足海上风电场对设备空间的要求。

海上风电场中，无功功率源主要为高压海底电缆和集电线路海底电缆，无功消耗的主要设备为变压器，应考虑对其进行无功补偿。

高压海底电缆发出的无功为

集电线路海底电缆发出的无功为

式中 C——海底电缆电容值；

U1——高压海底电缆额定电压；

U2——集电系统额定电压。

变压器无功功率损耗包括两部分：①变压器的激磁无功功率ΔQ0，它仅与电网电压有关；②变压器绕组电抗上消耗的无功功率ΔQLT，它与负荷电流的大小直接有关。

因此，变压器总的无功功率损耗为

式中 I0%——变压器空载电流占额定电流的百分值；

Uk%、SN——变压器铭牌上给定的短路电压和额定容量；β——变压器负荷率。

在满载和空载运行方式下，无功补偿量分别为

空载时

满载时

动态无功补偿装置的调节范围应根据Q最小运行方式和Q最大运行方式来选取。

4.中、低压配电装置

中、低压配电装置设备根据电气主接线方案进行配置，其主要电气参数包括：

（1）额定电压：根据主接线方案电压等级进行配置。

（2）额定电流：根据各回路所设计传输容量进行配置。

（3）额定开断电流：根据短路电流计算进行配置选择。

根据GB29484—2013 《船舶电气设备 第503部分：专辑 电压1kV以上至不大于15kV的交流供电系统》（IEC60092—503—2007 《船舶电气设施 第503部分：特项 电压1kV以上至不大于11kV的交流供电系统》），中压、低压配电装置必须放置在室内，防护等级至少需达到IP32。开关柜前、柜后 （如需要）的维护通道宽度至少需达到1m，柜门打开或抽屉柜处于抽出状态时，设备不得阻挡维护通道。

配电装置必须配备空间加热装置以防止设备受潮和冷凝。

根据SY/T10010—2012 《非分类区域和Ⅰ级1类及2类区域的固定及浮式海上石油设施的电气系统设计与安装推荐作法》（APTPR14F），对于海洋用途，建议装置外壳选用耐腐蚀的材料制造，最好选用316号不锈钢制成的外壳金属构件。

5.旋转电机设备

海上变电站平台上的旋转电机设备包括柴油发电机 （应急电源、站用电源）、各类电泵等，根据各旋转电机设备所需功率及对应电压等级选择其额定功率、额定电压。

根据GB29484—2013 《船舶电气设备 第503部分：专辑 电压1kV以上至不大于15kV的交流供电系统》（IEC60092—503—2007 《船舶电气设施 第503部分：特项 电压1kV以上至不大于11kV的交流供电系统》），旋转电机及其中性点设备防护等级至少需达到IP4X，并必须配备空间加热装置以防止设备受潮和冷凝。

根据SY/T10010—2012 《非分类区域和Ⅰ级1类及2类区域的固定及浮式海上石油设施的电气系统设计与安装推荐作法》（APTPR14F），户内使用的开式或防滴式电机一般能够满足使用环境要求。然而在海上平台上户外使用时，由于全封闭电动机的绝缘不长期暴露于外界环境中，所以全封闭电动机一般优于开式电动机。为了改善耐腐蚀性，推荐全封闭电动机，而不用标准型电动机。全封闭电动机通常配备全部铸造金属件、不腐蚀和无火花的冷却风扇、防腐蚀硬件、不锈钢铭牌。对于较大型的电动机，推荐具有密封绝缘系统的Ⅱ型防风雨的全封闭风冷（TEFC）、全封闭水—空气冷却（TEWAC）或全封闭空气—空气冷却（TEAAC）电动机。

6.照明

（1）分类。海上变电站照明系统分正常工作照明和事故照明两部分。

1）正常工作照明。其电源由站用交流电供给，按一般照明进行设置，个别地方设局部照明。灯具按工业标准选择，力求简洁大方。值班控制室采用嵌入式荧光灯组成的带状栅格照明。

2）事故照明。配电室、控制室、低压配电装置等重要场所除设置正常工作照明外，还设置事故照明。事故照明电源由站用配电屏内交、直流切换装置供给。此外，在楼梯及走廊等处设置一定数量的应急灯和指示灯，应急时间60min，作为事故情况下人员疏散之用。灯具的设置位置及安装高度以满足照度要求和便于维修管理为原则。

（2）特殊因素。海上平台照明系统设计时需要考虑以下特殊因素：

1）理想的照明灯具的特点，包括采用耐腐蚀材料和耐高湿度的电容器。

2）希望在吊挂灯具上使用柔性减振吊架或柔性的安装支架，以减少振动。

3）所有的灯具应该有机械防护，或避开移动物体通道处安装。通常应为吊挂型灯具和吸顶型灯具提供灯罩，对室外灯具推荐使用防护罩。

4）平台上的跷板开关、插座需要采用防潮、耐腐蚀设备。

5.2.1.3 海上变电站布置

以三层的220kV海上变电站为例进行典型的海上变电站布置介绍，如图5-3所示。

图5-3　某220kV海上变电站

该海上变电站一层为甲板层，底部高层位于极端高潮位下最大波高时波峰以上，布置救生设备库、工具间及备品库、应急柴油机房、消防水泵房、暖通机房等房间和一个半固定移动式卫生间。靠近甲板边缘处布置有救生设备，主变压器下方布置有事故油罐。同时一层也作为电缆层，35kV和220kV海底电缆通过J型管穿过本层甲板，各种电缆通过电缆桥架敷设，根据设备高度要求及甲板层作为结构转换层的要求，取层高为6.5m。

二层中间布置主变压器，两台主变压器分两个房间布置，主变压器散热装置和本体分开布置，散热器布置在主变压器室两侧外挑平台上；主变压器一侧布置40.5kV开关室和接地变压器室，其中开关室内布置开关柜，接地变压器室内布置有4组场用电兼接地变压器和4组电阻柜；主变压器另一侧布置GIS室、继保室、通信机房、蓄电池室、低压配电室和应急控制室，其中应急控制室内布置火灾报警控制器、导航盘、应急配电盘及控制台等。本层层高由GIS设备确定，取6.5m。

三层中间为主变压器区域，同时两侧放置4套集装箱式SVG。

根据FD002—2007 《风电场工程等级划分及设计安全标准》第5.0.3条规定，按照海上变电站建筑物结构破坏可能产生的后果的严重性划分，海上风电场海上变电站主要建筑物级别为1级。

5.2.1.4 绝缘配合及过电压保护

海上变电站过电压保护和绝缘配合充分考虑海上风电场长海底电缆送电的特点，遵照IEC60071 《绝缘配合》系列标准和GB/T50064—2014 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》等国内外规范规定的绝缘配合原则进行设计，再结合海上风电场长海底电缆送电的特点，配置适当的过电压保护装置，选择过电压水平、设备绝缘水平和保护装置特性参数之间的绝缘配合裕度满足规范的要求。

1.设备绝缘配合

GB311.1—2012 《绝缘配合 第1部分：定义、原则和规范》规定了额定冲击耐受电压标准值 （峰值，kV）分别为20、40、60、75、95、125、145、170、185、200、250、325、380、450、550、650、750、850、950、1050、1175、1300、1425、1550、1675、1800、1950、2100、2250、2400、2550、2700、2900、3100。交流220kV和交流110kV设备绝缘水平及保护水平配合系数见表5-3、表5-4。

表5-3　220kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数

* 其他电气设备中仅电流互感器承受截波耐压试验。

表5-4　110kV电气设备的绝缘水平及保护水平配合系数

* 其他电气设备中仅电流互感器承受截波耐压试验。

2.过电压保护

（1）避雷器配置。在配电装置的适当部位配置氧化锌避雷器，以防止雷电侵入波对电气设备的损害，海上变电站在GIS与海底电缆连接处、中压设备进出线处均设置氧化锌避雷器，以保护站内设备。根据规范要求，各设备均在避雷器保护范围内。低压配电系统装设防浪涌保护器。低压配电屏设置Ⅰ类试验的浪涌保护器。

氧化锌避雷器按GB11032—2010 《交流无间隙金属氧化物避雷器》及DL/T804—2014 《交流电力系统金属氧化物避雷器使用导则》选型。

（2）工频过电压。通过工频过电压计算对电缆线路导致的工频过电压进行校核，分为正常工况、故障情况和操作过电压情况。

1）正常工况工频过电压计算。正常工况的工频过电压，由容性充电电流流过线路的串联电感导致费兰梯效应引起。

2）故障情况工频过电压计算。单相接地、带故障三相断开引起的工频过电压要比无故障三相断开引起的工频过电压严重。因此重点分析单相接地、三相断开引起的工频过电压，具体应选取长度较长、充电功率较大的高压海底电缆进行不对称短路工频过电压分析。

（3）操作过电压计算。根据GB/T50064—2014 《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范》，高压和中压（35kV）系统，相对地操作电压不应大于3.0p.u.。通过计算合空线操作过电压计算，校验具体操作过电压（相对地）数值，并采取相应限制措施。

5.2.1.5 二次系统方案

海上变电站具有无人值守、离岸距离远、运行环境恶劣、检修维护不便、发生故障经济损失大、布局紧凑等特点，因此海上变电站二次系统设计相对于传统陆上变电站具有一定的不同，主要体现在以下几个方面：

（1）设备布置更紧凑。海上变电站空间有限，设备的布置应综合考虑规程规范要求和工程实际情况。

（2）设备抗盐雾能力要求高。海上变电站所处自然环境恶劣，尽管设备布置在房间内，但仍应在设计阶段充分考虑设备防盐防腐的要求。

（3）设备防潮能力要求高。根据相关规范，各类电气设备均需配置空间加热装置或采用防护等级高的设备，以防止高度潮湿环境对设备造成的影响。

（4）监控系统功能更完备。配置了完善的计算机监控系统、视频监控及安全警卫系统、电气设备状态监测系统，确保在远方能够实现主要电气设备的集中监控，并在故障发生极早期得到及时的预警预报。

（5）远动和通信设备的可靠性更高。远动装置和通信设备双重化配置，设置无线通信设备作为海底电缆光纤通信的备用。

（6）火灾自动报警要求更高。采用灵敏度更高的火灾探测器，用于火灾极早期的报警，并设置多级报警联动逻辑，以避免自动灭火系统的误动。(www.xing528.com)

（7）直流系统和UPS系统后备时间更长、可靠性要求更高。直流系统和UPS系统后备时间按4h考虑，充分考虑设备冗余，确保事故期间监控、通信及火灾报警设备处于正常工作状态。

1.计算机监控系统

海上变电站计算机监控系统按照“无人值班，无人值守” 原则设计，实现对变电站内主变压器、各电压等级配电装置、无功补偿设备、站用变压器及公共设备等的集中监视与控制，采集到的电气设备信息上传至陆上变电站集控室，并接受陆上变电站集控室指令，实现远方对站内电气设备的控制和调节。

（1）系统设备配置。计算机监控系统采用分层、分布、开放式网络结构，主要由站控层设备、间隔层设备和网络设备等构成。

1）站控层设备主要包括主机兼操作员工作站、远动工作站（按需）、五防系统、时间同步系统等，远动通信设备冗余配置。

2）间隔层设备主要包括变电站内测控单元和智能设备等，间隔层测控单元按断路器间隔对应配置。

3）网络设备主要包括网络交换机、光/电转换器、接口设备、网络线缆及网络安全设备等。

（2）系统结构。计算机监控系统采用全开放式的分层、分布式结构。

1）设备结构：从纵向分为两层，即站控层设备和间隔层设备。

2）网络结构：采用双网结构，站控层网络与间隔层网络采用直接连接方式。站控层网络采用以太网，应具有良好的开放性。在站控层及网络失效的情况下，间隔层应能独立完成就地数据采集和控制功能。

（3）系统功能。计算机监控系统能够实现对海上变电站运行设备可靠、合理、完善地监视、测量和控制。主要功能包括：实时数据采集与处理、数据库的建立与维护、控制操作和同步检测、电压—无功自动调节、报警处理、事件顺序记录、画面生成及显示、在线计算及制表、电能量处理、远动功能、时间同步、人机联系、系统自诊断与自恢复、运行管理、与其他设备接口等。

（4）控制操作。

1）控制对象。控制对象包括各级断路器、电动隔离开关和接地开关，主变压器、站用变压器分接头等。

2）控制方式。控制方式为三级控制，按操作命令的优先等级由高至低为：就地控制、站控层控制、远方遥控。同一时间只允许一种控制方式有效。

（5）远方监控方案。海上变电站采用“无人值守” 方式运行，运行人员应能在陆上变电站集控室内实现对海上变电站主要电气设备的集中监视和控制，远方监控主要有以下三种技术方案。

1）技术方案一。设置独立的海上变电站计算机监控系统，配置两套主机/操作员站，分别设置在海上变电站二次设备室和陆上变电站集控室内。设置在陆上变电站集控室内的主机/操作员站通过海底电缆复合光纤接入海上变电站计算机监控系统站控层网络，实现远方集中监控功能。

2）技术方案二。设置独立的海上变电站计算机监控系统，配置主机/操作员站和远动设备，远动设备经海底电缆复合光纤接入陆上变电站计算机监控系统，陆上变电站计算机监控系统提供海上变电站主要电气设备的监控功能，由其实现海上变电站的远方监控功能。

3）技术方案三。设置一套海上风电场一体化计算机监控系统，实现对海上变电站、陆上变电站及海上风电机组的综合监控，海上变电站内设置具有就地监控功能的工作站和远方测控通信单元，远方测控通信单元经海底电缆复合光纤接入位于陆上变电站集控室的海上风电场计算机监控系统站控层网络，实现对海上变电站的远方监控功能。

上述三种技术方案比选见表5-5。

表5-5　技术方案比选

综上所述，三种技术方案推荐顺序为，技术方案三优于技术方案二，优于技术方案一，其中技术方案三将海上变电站、陆上变电站及海上风电机组作为一个整体，统一考虑监控系统的功能设计及设备配置，具有网络结构简单、数据全面共享、后台设备配置合理等技术优点，但国内尚无工程实施案例，技术可靠性有待工程验证。

（6）通信方案。海上变电站计算机监控系统需要与位于陆上变电站集控室的后台设备进行通信。由于海上变电站采用“无人值守” 设计，通信设备应保证高可靠性。

采用海底电缆内复合光纤作为通信介质，各选用两芯光纤作为传输通道，一主一备。

为保证海底电缆故障时，仍能对海上变电站进行远方监控，考虑设置一套无线通信设备，作为后备通信方式，海上变电站设置放射点，陆上变电站内设置接收端。

2.继电保护与安全自动装置

继电保护及安全自动装置遵照GB/T14285—2006 《继电保护和安全自动装置技术规程》和 《“防止电力生产重大事故的二十五项重点要求” 继电保护实施细则》的要求配置。

（1）主变压器保护按单套设计，主保护为一套微机型纵差保护和本体非电量保护；高压侧后备保护设置一套复合电压过流保护和间隙零序过流、过压保护；中压侧后备保护设置一套复合电压过流保护。每台主变压器保护一面保护屏，其中后备保护与主保护宜分箱配置。

（2）高压海底电缆线路保护配置光纤电流差动保护和后备保护，每回线路组一面保护屏。（3）中压侧集电海底电缆线路采用微机型速断、过流保护。

（4）中压侧分段断路器设置过流保护和备自投装置。

（5）中压侧母线配置母线差动保护。

（6）中压侧无功补偿装置断路器采用微机型过压、失压保护及过流保护，并设不平衡电压保护。

（7）站用（接地）变压器采用微机型速断、过流及零序过流保护。

（8）设置一套微机故障录波装置，主要记录主变压器保护、高压海底电缆线路、中压线路及中压母线保护动作开关量，同时记录反映故障前后和系统振荡时的波形等参量。

（9）高压、中压和站用低压段分别配置备自投装置。

3.控制电源

（1）直流系统。海上变电站设一套直流系统，用于向站内一次、二次及通信设备提供直流电源。由于海上变电站离岸距离远，事故修复时间长，全站事故停电时间按4h考虑。

直流系统采用双母线分段接线，每段母线各配置一组蓄电池和一套充电装置。蓄电池组容量为500Ah，采用阀控式密封铅酸电池，组屏布置在二次设备室。

充电装置采用高频开关电源，模块按N+1配置。直流系统不设直流分屏，采用直流配电屏一级供电方式。充电装置屏及直流配电屏设置在二次设备间内。

（2）交流不间断电源。海上变电站设置一套交流不间断电源系统 （UPS），向变电站计算机监控系统、通信设备、火灾自动报警系统等重要负荷提供交流不间断电源，选用两台逆变电源装置，冗余配置，互为备用，独立组屏。

交流不间断电源系统事故停电时间按4h考虑，直流电源取自海上变电站直流系统。UPS屏布置在二次设备室内。

4.视频监控与安全警卫系统

海上变电站距岸距离远、无人值守，安全防护和主要设备的运行监控显得尤为重要。

海上变电站设置一套视频监控与安全警卫系统，主要设备包括视频监控工作站、终端显示设备、视频编码器（DVS）、摄像机、云台、防护罩及沿海上变电站外侧设置的安全警戒系统。其中，视频监控工作站、终端显示设备为海上风电场统一配置，布置在陆上变电站内。

变电站视频监控前端设备的主要监视区域包括变电站GIS室、主变压器室、35kV配电室、低压配电室、无功补偿装置室、二次设备室、柴油机室、油罐室等房间及周边环境。

变电站安全警戒系统设置主动红外对射探测器或电子围栏，沿变电站外侧进行全方位监视。

5.火灾自动报警系统

海上变电站设置一套火灾自动报警系统，主要设备包括集中火灾报警控制器、消防联动设备、火灾探测器、声光报警装置、控制模块、信号模块、手动按钮等。

火灾探测区域应按独立房间划分，主要火灾探测区域有二次设备室、主变压器、各级电压等级配电装置室、无功补偿室、柴油机房、油罐室等。

火灾报警控制器能够接受来自海上变电站和风电机组的火灾报警信号，并经海底电缆光纤通信网络将火灾报警信号上送至位于陆上变电站集中控制室的火灾报警主机。

海上变电站火灾自动报警系统能够联动消防设备及视频监控系统，并能接受来自陆上变电站集中控制室的手动强制灭火和其他联动命令。

6.电气设备状态监测系统

海上变电站内主变压器和高压GIS设备分别设置一套状态监测系统，用于主变压器和高压GIS设备的在线状态监测、故障预报和诊断。

主变压器状态监测系统主要的监测内容包括变压器局放、油色谱、温度、直流偏磁等。

GIS状态监测系统主要的监测内容包括GIS开关动作特性监测、绝缘监测和SF6气体状态监测等。

7.电气二次设备布置

海上变电站空间有限，设备的布置应力求紧凑、节省空间。

海上变电站内设置二次设备室。不设控制室、通信室和蓄电池室。计算机监控系统站控层设备和蓄电池分别组屏布置在二次设备室，通信设备布置在二次设备室。

35kV保护测控一体化装置及电能表等设备分散布置在35kV配电装置室的相应开关柜内。

5.2.1.6 防雷与接地设计

1.海上变电站直击雷防护设计

根据标准IEC62305 《雷电防护》对海上变电站进行防雷保护设计。

海上变电站内的设备、管道、构架、电缆金属外皮、钢屋架、钢窗等较大金属物和突出屋面的油枕、测风仪等金属物，均应接到防闪电感应的接地装置上。

海上变电站的金属屋面周边每隔18～24m采用引下线接地一次。沿屋角、屋脊、屋檐和檐角等易受雷击的部位敷设网格不大于5m×5m或6m×4m的接闪网；并应沿屋顶周边敷设接闪带，接闪带在外墙外表面或屋檐边垂直面上，也可设在外墙外表面或屋檐垂直面外，接闪器之间做好相互连接。

由于海上变电站和支撑结构完全焊接在一起，可以被认为是一个接地极，在它上面的电气设备都是有效接地 （PE）的，且海上变电站通过利用钢构架、钢墙体、天花板和底板组合，可以视作一个法拉第笼，在雷击时其内部的设备都可得到有效的保护。这种焊接的、纵横交错的笼式钢结构是防雷和接地系统的很好结合。

在防雷设计前首先需要对雷击风险进行评估，获得最小雷电防护等级 （LPL）。对于无人值守的发电站，通常认为LPL1已经能够满足需要。

在进行实际的外部防雷设计前，需要对该海上变电站可能受到雷击影响的区域进行分析。可能遭受到直击雷击的区域称为LPZ0A。对于防护等级为LPL1的海上变电站，用滚球法进行分析。选用滚球半径为20m，从各个方向对海上变电站海面以上部分连续地遍滚。没有被滚球接触到的部位为LPZ0B，认为不会受到直接雷击，不需要进一步设置保护措施。被滚球接触到的部位可能需要进一步的防护措施。为了避免在雷击部位出现局部发热、燃烧甚至是金属融化喷溅等现象，暴露在空气中的钢的最小厚度是4mm。

所有室外设备都需要装设避雷针，使其处于雷电防护区LPZ0B，以保护其免受直击雷危害，如图5-4所示。通过这种方式可以保护几乎所有站内设备。海上变电站的避雷针安装实例如图5-5所示。

图5-4　避雷针对室外设备的保护范围

1—避雷针；2—带天线的钢桅杆；3—手动辊；4—增强连接；5—从LPZ0B进入的传输线需要在入口装设SPD；6—从LPZ1 （桅杆内）进入的传输线可能需要在入口装设SPD；7—滚球半径

图5-5　海上变电站避雷针安装示意图 （箭头所指即为避雷针安装位置）

LPZ0B进入海上变电站的室外布线需要通过加装浪涌保护装置（SPD）来降低直击雷导致的过电压。

2.雷击浪涌过电压保护

雷击浪涌过电压保护基于雷电防护区域划分，根据雷电电磁环境特性可将海上变电站划分为多个保护区域，如图5-6所示。在不同的防护区域的交界面上，雷电电磁环境会有明显变化。

图5-6　雷电防护区域划分示意图

○—处于交界处的设备通过SPD相连或者直接连接；LPZ0～LPZ2—雷电防护区域

雷击浪涌过电压保护主要通过设置浪涌保护器和空间屏蔽来实现。如图5-7所示，通过加装措施，设备上的浪涌过电压将得到很好的控制（U2≪U0且I2≪I0），磁场强度也得到有效控制（H2≪H0）。

图5-7　利用空间屏蔽和SPD的配合实现浪涌保护

基本的雷击电磁脉冲防护措施有：

（1）接地和等电位连接。接地系统将雷电流传导泄散入地，可以使得设备上电位升最小化。因此，需要确保设备的有效接地和等电位连接。

（2）电磁屏蔽。通过使用屏蔽电缆和装设金属屏蔽层进行屏蔽，可以使得感应脉冲电磁场最小化。内部线路的布线除了要采用屏蔽措施外，还应避免出现严重弯曲；海上变电站的外部入线也应采取适当的屏蔽措施，减少从外部传导的脉冲磁场影响。

图5-8　主变压器低压侧浪涌保护器

（3）SPD系统。SPD应尽量装设在海上变电站内部，距离外部电缆入口越近越好，且各SPD间应做到良好配合。安装在主变压器低压侧的浪涌保护器如图5-8所示。

3.感应雷防护设计

室外低压配电线路全线采用电缆，在进入室内处应将电缆的金属外皮、钢管接到等电位连接带或防闪电感应的接地装置上。

电子系统的室外金属导体线路宜全线采用有屏蔽层的电缆埋设其两端的屏蔽层、加强钢线、钢管等应等电位连接到接入室内处的终端箱体上，在终端箱体内是应装设电涌保护器。

一次系统和二次系统均装设有避雷器，防止雷电波侵入；在电源引入的总配电箱处应装设Ⅰ级试验的电涌保护器。电涌保护器的电压保护水平值应不大于2.5kV，每一保护模式的冲击电流值应不小于12.5kA。

对于采用光缆的电子系统的室外线路，在其引入的终端箱处的电气线路侧应安装B2类慢上升率试验类型的电涌保护器。

平行敷设的管道、构架和电缆金属外皮等长金属物，其净距小于100mm时，应采用金属线跨接，跨接点的间距不应大于30m；交叉净距小于100mm时，其交叉处也应跨接。长金属物的弯头、阀门、法兰盘等连接处应用金属线跨接。

海上变电站电气设备采用总的接地装置，其中二次设备经由二次接地网与主接地网相连。

4.海上变电站接地设计

根据国外海上变电站接地方案的设计经验，主接地体包括主接地导体和在海上变电站平台上的众多裸露接地点。接地点和基础的主要和次要钢结构要可靠牢固焊，裸露接地点的位置应当尽可能靠近海上变电站的设备，以便就近接地。此外，必须采用预防措施，保证基础的主次钢结构、主接地导体和裸露接地点的焊接处有足够大的截面积，以满足雷电流流散的需要。

中性点需要接地的设备，其中性点也通过设备附近的裸露接地点进行接地。每一个裸露接地点只能为一个设备提供接地接口，以保证所有的设备接地的可靠性。在进行可靠接地之后，对于裸露在外部的接地点，应当和可靠连接的接地线一起密封起来，具体的密封方法应当与设备供应商其他部分的密封结构相一致，以便于检修和更换。

在国外海上变电站的设计实例中，所有设备的等电位电缆多采用70mm2的绞线，同时在设计布线方案时，要保证等电位电缆的长度最小且不能存在打结和成环的情况。通常接地导线的截面积小于70mm2，但是根据国外工程经验和相关研究，导线的截面积必须达到70mm2才能满足鲁棒性的要求。此外，必须保证在甲板上有足够多的裸露接地点，并且和接地系统的主要和次要钢结构可靠连接并进行防腐处理，如图5-9所示。

图5-9　海上变电站甲板上的裸露接地点

5.2.1.7 海上变电站结构设计

1.上部平台结构

海上变电站上部平台结构的主体结构为钢框架，主要由4根主腿杆，竖向及斜向支撑，平台主、次梁组成。满足工艺专业的设备布置，在整体结构上满足传力路径短、构件综合利用性好和材料利用率高的要求，同时满足其他专业对结构型式的要求。

2.下部基础结构型式

目前较为成熟的海上变电站下部基础结构型式主要有单桩及导管架两种。

（1）单桩基础。单桩基础结构方案采用直径6m钢管桩作为基桩，入土深度约35m，参考港口桩基规范，以强风化花岗岩作为桩持力层。桩顶通过灌浆连接将过渡段与钢桩连接在一起，过渡段连接段长度约为8m。过渡段钢管顶部挑出4根变截面箱型钢梁，钢梁尾部设连接件，上部平台4根柱子插连接件，调平后焊接，海上变电站单桩基础模型如图5-10所示。为提高基础刚度保证结构安全，在单桩桩周一定范围内进行抛石保护处理。

图5-10　海上变电站单桩基础模型

（2）导管架基础。四桩导管架基础方案由4根主腿杆及水平及竖向撑杆组成，节点部分局部加厚或加粗管径，多见于成熟的浅海石油平台。建造时先进行海底面平整，将导管架置入海底，初次调平后将桩插入腿柱。打桩完毕后，调整好导管架结构，采用皇冠板将桩和导管架焊接起来固定。桩与腿柱之间灌筑混凝土，保证桩与导管架结构的协同性。上部平台4根腿杆插入钢桩，调平后焊接。海上变电站导管架基础模型如图5-11所示。

根据现有的钻孔资料及结构计算成果，四桩导管架基础方案桩径约为1.4m，入土深度约42.3m。参考港口桩基规范，以强风化花岗岩层作为桩持力层。

3.防腐蚀设计

（1）涂层及阴极保护防腐。海上升压站基础结构涂层防腐蚀设计一般按27年考虑。在浪溅区和水位变动区采用长寿命的海工改性环氧玻璃鳞片涂料或环氧重型防腐涂料进行防腐，漆膜干膜厚度不低于800μm；大气区采用不低于420μm的改性环氧玻璃鳞片外加80μm的聚氨酯面漆，总干膜厚度不低于500μm；水下区、泥下区采用牺牲阳极的阴极保护方式进行防腐。

图5-11　海上变电站导管架基础模型

（2）预留腐蚀裕量。根据JTS153—3—2007 《海港工程钢结构防腐蚀技术规范》进行计算（DNV—OS—J101 《海上风电机组结构设计》中无联合防护腐蚀速率规定），综合分析确定各区域的单面腐蚀裕量，见表5-6。

表5-6　钢结构的单面腐蚀裕量　单位：mm

在风电场运营期间，对海上风电场钢结构的腐蚀状况及防腐蚀效果应定期进行巡视检查和定期检测。巡视检查周期宜为3个月，内容主要包括大气区、浪溅区涂层老化破坏状况及结构腐蚀状况，水下区阴极保护电位。定期检测周期一般为5年，可根据巡视检查结果的腐蚀状况适当缩短检测周期，检测应查明结构腐蚀程度，评价防腐蚀系统效果，预估防腐蚀系统使用年限，提出处理措施和意见。