风电场工程可行性研究报告样本.docx
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风电场工程可行性研究报告样本
6电气
批准:
阮全荣
核定:
康本贤张群刚张国强
审查:
桑志强奚瑜
校核:
戴勇干陈刚
编写:
张轩闫建伟马琴杨镇澴
6电气
6.1升压站电气
6.1.1电气一次
6.1.1.1编制依据及关键引用标准
汇报编制依据和关键引用标准、规范以下:
《风电场可行性研究汇报编制措施》-
GB/T17468-电力变压器选择导则
GB11022-1999高压开关设备通用技术条件
GB11032-交流无间隙金属氧化物避雷器
GB50217-电力工程电缆设计规范
GB50060-3~110kV高压配电装置设计规范
GB50061-66kV及以下架空电力线路设计规范
DL/T620-1997交流电气装置过电压保护和绝缘配合
DL/T621-1997交流电气装置接地
DL/T5056-变电所总部署设计技术规程
DL/T5218-220kV~500kV变电所设计技术规程
DL/T5222-导体和电器选择设计技术要求
Q/GDW392-风电场接入电网技术要求
Q/GDW341-330kV变电站通用设计规范
Q/GDW394-330kV~750kV智能变电站设计规范
其它相关国家、行业标准规范,设计手册等。
Q/GDW394-330kV~750kV智能变电站设计规范
6.1.1.2接入系统方法说明
(1)接入电力系统现实状况及其计划
甘肃电网处于西北电网中心位置,是西北电网关键组成部分,现在最高电压等级为750kV,主网电压等级为330kV。
甘肃电网东和陕西电网经过330kV西桃、天雍、秦雍、眉雍共4回线联网;往西经过兰州东~官亭750kV线路及330kV杨海1回、海阿3回、官兰西线双回和青海电网联网;往北经过1回750kV线路及5回330kV线路和宁夏电网联网运行。
甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网,其中中部电网包含兰州、白银、定西、临夏等地域,东部电网包含庆阳、平凉、天水、陇南等地域,河西电网包含金昌、张掖、嘉峪关、酒泉等地域。
甘肃中部电网不不过甘肃省电网关键,也是西北电网关键,担负着东西部水火电交换关键任务。
截至底,甘肃电网总装机容量为21500MW,其中水电厂6050MW、火电厂13890MW、风电1550MW,水电、火电、风电所占百分比分别为28.13%、64.57%、7.21%。
全社会用电量812亿kW·h,全社会最大发电负荷11800MW。
甘肃电网以750kV瓜州~武胜输变电工程为标志,750kV网架初步成型。
依靠750kV建成了坚强河西、中部、东部330kV电网。
截至底,甘肃电网共有750kV变电站6座,主变6台,容量11400MVA;750kV开关站1座;750kV线路24条,省内长度3766.109km。
330kV变电站42座,主变88台,容量20580MVA;330kV线路122条,长度6637.56km。
220kV变电站9座(不含成县#1、#2变),容量3270MVA;220kV开关站1座;220kV线路37条,长度805.43km。
为满足甘肃南部水电送出和陕甘断面交换功率需要,提升电网供电可靠性,建设兰州东~天水~宝鸡750kV双回线路。
配合新疆和甘肃河西走廊风电开发,桥湾750kV变π入敦煌~酒泉750kV线路并建设桥湾~敦煌双回750kV线路,新建沙洲~敦煌双回、哈密南~沙洲~鱼卡~格尔木双回750kV线路。
河西~酒泉双回750kV线路π入张掖750kV变,建设酒泉~张掖、张掖~河西750kV线路,并建设张掖至西北主网第三个750kV通道。
(2)升压站接入电力系统方法
依据〈甘肃酒泉千万千瓦级风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计汇报(系统一次)评审意见〉(以下简称〈接入系统评审意见〉),安北四升压站本期聚集安北第四风电场ABC区600MW,安装3台240MVA主变,以一回330kV出线接入拟建750kV桥湾变电站。
接入电力系统接线示意图见附图7。
6.1.1.3升压站电气主接线
(1)主变压器配置
依据接入系统评审意见,安北四升压站安装3台240MVA主变。
(2)330kV侧接线
依据DL/T5218-《220kV~500kV变电所设计技术规程》及国网企业企业标准Q/GDW341-《330kV变电站通用设计规范》要求,当330kV变电站最终性质确定为终端变电站,或线路、变压器等连接元件少于6回时,如能满足运行要求,能够简化接线型式。
本升压站330kV主变进线3回,330kV出线1回,为电源侧升压变电站。
考虑到升压站在系统中地位及进出线形式,其接线方法有两个基础方案可供选择。
方案一:
单母线接线;方案二:
双母线接线。
两种方案比较以下表:
表6.1升压站进出线接线方法比较表
方案
方案一
单母线方案
方案二
双母线方案
优点
1、接线简单清楚,操作简单,易于扩建;
2、设备少,投资省,部署简单。
1、接线简单清楚,易于扩建;
2、供电可靠。
经过两组母线隔离开关倒换操作,能够轮番检修一组母线而不致使供电中止;一组母线故障后,能快速恢复供电;检修任一回路母线隔离开关,只停该回路。
缺点
灵活性、可靠性相比方案二差,母线及所连接设备检修或故障,需全站停电。
1、隔离开关数量多,切换母线操作过程比较复杂。
2、比方案一增加费用约480万元。
比方案一增加占地面积约3500m2。
推荐方案
备用方案
因为风电场年利用小时数低,约2300小时,母线及所连设备检修可放在小风月,对运行影响不大,采取方案一已能满足本工程安全可靠性要求。
采取方案二即使供电可靠性更高,但投资增加较大。
本阶段选定单母线接线为推荐方案。
(3)35kV侧接线
结合主变容量及现在35kV设备制造水平,本升压站各台240MVA主变35kV侧接线拟采取3段单母线接线,其中一段母线连接无功赔偿装置及站用电设备,其它两段母线连接风电场电源进线,3段单母线之间采取扩大单元接线。
因为35kV电源侧集电线路较长,经计算升压站单台主变35kV系统单相短路电容电流均超出10A,发生单相接地短路时会引发间歇电弧过电压,需采取消弧装置避免该过电压对绝缘微弱设备产生影响,造成事故扩大。
消弧装置常见有经电阻接地及经消弧线圈接地。
依据国家电网西北电力调控分中心文件“西电调字[]59号”《相关下发预防风电大规模脱网关键方法通知》中要求:
对新建风电场,提议聚集线系统采取经电阻接地方法。
所以,本工程35kV侧中性点拟采取经电阻接地方法,当系统发生单相接地故障时,能将故障回路快速切除,避免事故扩大。
参考“甘肃酒泉千万千瓦风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计可行性研究汇报”中推荐意见,升压站240MVA主变采取三绕组变压器,本阶段接地电阻拟接于主变35kV侧中性点上。
伴随接入系统设计工作深入进行,下阶段将对上述方案深入研究和优化。
(4)无功赔偿装置
依据Q/GDW392-《风电场接入电网技术要求》要求,风电场应含有协调控制机组和无功赔偿装置能力,能够自动快速调整无功总功率,无功赔偿装置需赔偿主变、箱变及线路部分所需无功容量。
无功赔偿装置应能够实现动态连续调整以控制并网点电压,并满足电网电压调整速度要求。
依据〈接入系统评审意见〉,安北四风电场升压站每台主变低压侧配置动态无功赔偿装置,其调整容量为感性10Mvar至容性57Mvar,并推荐采取SVG型动态无功赔偿装置。
动态无功赔偿装置常见有SVC型(包含MCR型SVC和TCR型SVC)及SVG两种型式。
SVG现在有10kVSVG及35kV直挂式,10kVSVG受IGBT支路电流限制,容量较小,57MvarSVG需要不少于5支路并联,如此多支路并联,其联合控制方案基础不可行。
所以,本工程不适合采取10kVSVG。
35kV直挂式SVG容量较大,57Mvar可分成2路,每组28.5Mvar。
35kV直挂式SVG缺点是现在中国产品运行经验较少,设备生产厂家偏少。
SVC中MCR在采取快速励磁装置后,基础能满足动态响应时间30ms要求,但现在能生产制造厂不多。
TCR响应时间能满足要求,缺点是产生谐波量较大。
考虑到接入系统评审推荐意见,本阶段拟选择35kV直挂式SVG,其调整容量为感性10Mvar至容性28.5Mvar。
(5)主变中性点接线方法
主变压器330kV侧为有效接地系统。
中性点接地方法有以下两种方法:
方法一为直接接地,方法二为经小电抗接地。
本阶段拟选择运行方法更为灵活经小电抗接地。
下阶段依据接入系统要求进行优化设计。
330kV升压站电气主接线最终以接入系统设计审查意见为准。
330kV升压站电气主接线图见附图8。
6.1.1.4升压站关键电气设备选择
(1)短路电流计算
现阶段本项目接入系统设计还未完成,依据国网企业《330kV变电站通用设计规范》要求,短路电流应依据工程建设当地电力系统条件,按设计计划容量和远景年系统发展计划参数,进行系统短路计算,330kV母线短路电流不超出50kA。
结合对侧升压站计划位置,暂取下列基础参数对本升压站短路电流进行计算:
330kV母线短路电流为50kA,基准容量取100MVA,基准电压取各电压级平均电压,短路电流计算正序网络等值阻抗图见图6.1,短路电流计算结果见表6.2。
图6.1系统等值正序网络图
表6.2短路电流结果表
结合短路电流计算结果及现在设备制造水平,本升压站330kV侧设备短路电流水平按50kA进行电气设备选择,35kV侧设备短路电流水平按31.5kA进行电气设备选择。
待接入系统参数确定后进行复核。
(2)设备使用环境条件
表6.3设备使用环境条件表
海拔高程
1700m
年平均气温
8.8︒C
最低气温
-30︒C
最高气温
40.4︒C
最大风速
30m/s
基础地震烈度
Ⅵ度
(3)关键电气设备参数
a)主变压器
依据接入系统汇报,升压站拟选择3台容量为240MVA,三相三绕组强迫油循环风冷油浸式有载调压变压器,关键参数以下:
表6.4主变关键参数表
型号
SFPZ-240000/330
额定电压
345±8×1.25%/37±2×2.5/10.5kV
冷却方法
ODAF
调压方法
有载调压
连接组别
YNyno,d11
短路阻抗
14%
b)330kV配电装置
①配电装置型式选择
330kV配电装置可选择GIS设备和敞开式设备两种方案。
GIS又分户外GIS及户内GIS两种。
因为户外GIS对安装清洁度要求高,而风场风沙较大,安装时清洁度较难确保。
所以,GIS仅考虑户内GIS方案。
GIS或敞开式两种方案均可满足本工程需要,其中GIS设备运行安全,可靠性高,安装工期短,维护工作量少,检修间隔周期长,运行费用少,占地面积少,但一次性投资相比敞开式设备大,两种方案各有优缺点。
考虑到工程实际情况及业主相关要求,330kV配电装置选择敞开式设备。
②330kV断路器选型
330kV断路器关键有SF6罐式断路器及SF6瓷柱式断路器两种。
考虑到风电场气象条件较为恶劣,冬季严寒,瓷柱式断路器在-25︒C以下存在SF6气体液化问题(罐式断路器可采取合适加热方法处理),所以330kV断路器本阶段拟采取SF6罐式断路器方案。
③330kV配电装置关键参数
表6.5断路器参数表
型式
罐式SF6断路器
额定电压
363kV
额定电流
3150A
额定开断电流
50kA
额定短时耐受电流
50kA/3s
额定峰值耐受电流
125kA
表6.6隔离开关参数表
型号
GW7-363
额定电压
363kV
额定电流
3150A
额定短时耐受电流
50kA/3s
额定峰值耐受电流
125kA
表6.7电压互感器参数表
额定一次电压
330/√3kV
额定二次电压
(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV
表6.8氧化锌避雷器参数表
型式
无间隙氧化锌避雷器
额定电压
300kV
连续运行电压
228kV
标称放电电流
10kA
c)35kV配电装置
表6.935kV开关柜关键参数表
型式
手车式金属铠装封闭式开关柜
额定电压
40.5kV
额定电流
1250A/2500A
额定开断电流
31.5kA
35kV开关柜和主变间连接导体可采取共箱母线或全绝缘管型母线两种方法,可研阶段暂按共箱母线型式进行设计,下阶段将经过深入研究比较,选择适宜35kV连接导体。
6.1.1.5站用电系统
依据DL/T5155-《220kV~500kV变电所所用电设计技术规程》要求:
330kV~500kV变电所主变压器为2台(组)及以上时,由主变压器低压侧引接所用工作变压器台数不宜少于两台,并应装设一台从所外可靠电源引接专用备用变压器。
本升压站就近地方电网引接一回电源作为厂用备用电源。
考虑到外来电源可靠性,所以,330kV升压站站用电另采取两台630kVA干式变压器,分别从1#及2#主变35kV侧引接,两台变压器互为备用。
站用电0.4kV低压侧采取单母线分段接线方法,对升压站关键负荷均从两段母线引接双电源。
站用电接线见附图11。
6.1.1.6过电压保护及接地
(1)过电压保护
过电压保护依据GB311.1《高压输变电设备绝缘配合》、DL/T620-1997《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》要求进行设计。
a)防直击雷保护
对于330kV升压站,在330kV构架上设置避雷针及独立避雷针进行防直击雷保护,主变构架上不设置避雷针,主变在避雷针联合保护范围内;不在保护范围内建筑物,采取在建筑屋顶设热镀锌钢带方法进行防直击雷保护。
b)过电压保护
为预防线路侵入波雷电压,在330kV线路、35kV集电线路终端杆及35kV每段母线上均安装有氧化锌避雷器。
在主变高压侧也配置有氧化锌避雷器,下阶段需依据过电压保护计算确定母线是否设置避雷器保护。
(2)电气设备绝缘配合
a)绝缘配合标准
330kV电气设备以避雷器标称放电电流10kA时雷电过电压残压为基础进行绝缘配合,配合系数大于1.4。
满足DL/T620《交流电气装置过电压保护和绝缘配合》规范要求。
b)关键电气设备绝缘水平
表6.10330kV设备绝缘水平
设备耐受电压值
雷电冲击耐压
(kV,峰值)
操作冲击耐压
(kV,峰值)
1min工频耐压
(kV,有效值)
全波内/外绝缘
截波
内/外绝缘干、湿
内/外绝缘干、湿
主变压器
1175
1300
950
510
其它高压电器
1175
1300
950
510
开关断口间
1175+205
850+295
580
主变压器中性点
250
105
注:
设备外绝缘水平均需按本升压站实际海拔高度进行修正。
表6.1135kV设备绝缘水平
设备耐受电压值
雷电冲击耐压
(kV,峰值)
1min工频耐压
(kV,有效值)
全波
截波
内绝缘
外绝缘
内绝缘
外绝缘
主变压器低压侧
200
185
220
85
80
其它电器
185
95
断路器断口间
185
95
隔离开关断口间
215
118
注:
设备外绝缘水平均需按本升压站实际海拔高度进行修正。
(3)接地系统
升压站接地系统按DL/T621《交流电气装置接地》标准要求进行设计,升压站主接地网为以水平接地体为主人工接地装置,在构架避雷器和独立避雷针处设置集中接地装置,接地体截面充足考虑热稳定和腐蚀要求。
依据可研阶段地质测量结果,该地域土壤电阻率较高,0~1.5m电阻率改变范围在562Ω·m~2359Ω·m之间。
为满足系统对接地电阻要求,拟采取专用接地模块做为辅助接地。
地网接地电阻值、跨步电势及接触电势均需满足《交流电气装置接地》标准要求。
6.1.1.7照明
照明系统电源从站用电0.4kV母线上引接,照明系统电压为380/220V,不设置专用照明变压器。
应急照明采取EPS装置,平时由交流电源供电,兼作正常照明,交流电源断电时自动切换到直流电源,并经过逆变器交流供电。
户外配电装置照明采取低柱式万向型灯具,主干道及其它户外场所采取庭院灯。
户内照明采取荧光灯、节能灯等光源。
6.1.1.8关键电气设备部署
(1)330kV配电装置部署
330kV配电装置采取户外中型部署,断路器单列部署,母线采取悬挂式软导线,间隔宽度为21.2m,主变高压侧设置通道便于主变运输,35kV开关柜室靠近主变压器部署,经过共箱母线(或绝缘管型母线)和主变连接。
沿配电装置四面设有环形消防通道。
(2)其它电气设备部署
35kV开关柜采取双列分段部署在35kV开关柜室内,电源进线采取电缆。
35kV无功赔偿装置集中部署在35kV设备一侧。
升压站关键电气设备部署详见附图9、10。
6.1.1.9关键电气设备表
集控中心及升压站部分关键电气设备材料清单见表6.12。
表6.12集控中心及升压站关键电气一次设备材料清单
序号
材料名称
规格型号
单位
数量
备注
一
变压器及其中性点设备
1
主变压器
SFPZ10-240000/330,
YNyno,345±8×1.25%/37±2×2.5%/10.5kV,240MVA
台
3
2
接地电抗器
JKDK-200/63
台
3
3
避雷器
Y1.5W-60/144kV
只
3
4
电流互感器
LZZBW-35150/1A
只
6
5
隔离开关
GW13-72.5(W)/630
只
3
二
330kV设备
1
罐式断路器
SF6断路器Ir=2500A,Ib=50kA
组
1
出线侧
SF6电流互感器1500/1A
2
罐式断路器
SF6断路器Ir=2500A,Ib=50kA
组
3
进线侧
SF6电流互感器500/1A
3
双接地隔离开关
GW7-363,Ir=2500A
组
5
4
单接地隔离开关
GW7-363,Ir=2500A
组
4
5
电压互感器
(330/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV
台
3
出线侧
6
电压互感器
(330/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV
台
3
母线侧
7
电压互感器
(330/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/(0.1/√3)/0.1kV
台
9
主变侧
8
避雷器
ZnO,Y10W-306/742
台
3
出线侧
9
避雷器
ZnO,Y10W-300/727
台
9
主变侧
三
35kV配电装置
1
金属封闭铠装移开式高压开关柜KYN-40.5
40.5kV,Ir=1250A,Ib=31.5kA
面
48
2
金属封闭铠装移开式高压开关柜KYN-40.5
40.5kV,Ir=2500A,Ib=31.5kA
面
9
3
金属封闭铠装移开式高压开关柜KYN-40.5
40.5kV,母线保护柜
面
3
4
金属封闭铠装移开式高压开关柜KYN-40.5
40.5kV,电流互感器柜
面
3
5
无功赔偿装置
40.5kV,SVG成套装置,57MVar
套
3
6
接地电阻
接地电阻101Ω/200A
套
3
7
所用变压器
干式变压器SC10-630/35
台
2
8
共箱母线
40.5kV2500A
m
90
9
共箱母线
40.5kV5000A
m
38
12
35kV电缆
ZR-YJV-3×50mm²~
3×240mm²
m
3000
四
其它
1
水煤气管
GG25~125
km
7
电缆及导线穿管
2
槽钢基础
[10
m
900
基础预埋
3
等边角钢
50mm×50mm
t
50
桥架
4
低压开关柜
GCS-0.4kV
面
7
5
配电箱
0.4kV
面
55
6
动力电缆
0.6/1kV
m
1
7
户外灯具
套
300
8
镀锌扁钢
50mm×5mm
t
10
接地
9
扁钢
60mm×6mm
t
60
接地
10
物理降阻剂
t
60
接地
11
接地模块
套
300
接地
12
有机防火堵料
有机堵料
t
7
防火
13
无机防火堵料
无机堵料
t
10
防火
14
防火涂料
防火涂料
kg
600
防火
15
开关
套
300
16
插座
套
300
17
电线
BV-0.6/1.0kV
km
18
18
避雷针
针高30m
只
6
6.1.2电气二次
6.1.2.1编制依据及关键引用标准
电气二次部分编制依据及关键引用标准以下:
1)《相关印发甘肃酒泉千万千瓦级风电基地二期300万千瓦风电工程接入系统设计汇报(系统一次)评审意见通知》
2)发改能源[]899号风电场可行性研究汇报编制措施
3)GB/T14285-继电保护及安全自动装置技术规程
4)GB50116-火灾自动报警系统设计规范
5)GB50217-电力工程电缆设计规范
6)DL/T448-电能计量装置管理要求
7)DL/T553-1994220~500kV电力系统故障录波动态统计技术准则
8)DL/T5002-地域电网调度自动化设计技术规程
9)DL/T5003-电力系统调度自动化设计技术规程
10)DL/T5044-电力工程直流系统设计技术规程
11)DL/T5136-火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
12)DL/T5137-电测量及电能计量装置设计技术规程
13)DL/T5149-220~500kV变电所计算机监控系统设计技术规范
14)DL/T5218-220~500kV变电所设计技术规程
15)国家电网生技[]国网十八项电网重大反事故方法(修订版)
16)Q/GDW392-《风电场接入电网技术要求》
17)GB/Z19963-《风电场接入电力系统技术要求》
18)电监安全【】34号相关印发《电力二次系统安全防护总体方案》等安全防护方案通知
19)国家电网调【】974号《相关印发风电并网运行反事故方法关键点通知》
20)西电调字【】59号《相关下发预防风电大规模脱网关键方法通知》
21)西电调字【】104号《西北并网风电场继电保护配置及整定技术要求(试行)》
22)国家电网发展[]327号《国家电网企业风电场接入电网技术要求》(修订版)
6.1.2.2工程概况及主接线
甘肃瓜州安
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