赤峰元宝山风电场495MW工程初步设计说明书.docx
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赤峰元宝山风电场495MW工程初步设计说明书
第一章总的部分
1.1概述
1.1.1设计依据文件
(1)《赤峰元宝山风电场49.5MW工程羡慕可行性研究报告》
(2)《内蒙古元宝山风电场49.5MW工程可行性研究阶段勘测报告》
(3)《赤峰元宝山风电场49.5MW工程接入系统设计》
(4)《赤峰元宝山风电场49.5MW工程接入系统设计》及审批意见
1.1.2工程建设规模
风电场终期规模100MW,本期规模49.5MW,共安装单机容量1.5MW的风力发电机33台;变电站建设一台100MVA的主变压器,电压等级为220/35kV,风电场所发出的电能经风电汇集站升压后,以一回220kV线路接入经西220kV变电所。
新建风电场变电站220kV配电装置采用线路-变压器组接线。
1.1.3设计范围
本变电站初步设计范围包括:
变电站围墙以内全部生产和辅助生产设施、进站道路设计。
其中变电站的综合楼及其辅助设施按终期规模考虑,一次建成。
本风场初步设计范围包括:
场内检修道路设计、风机及油变基础工程设计、35kV集电线路设计及相关土建设计等。
1.2场址概况
元宝山风电场拟建于内蒙古自治区赤峰市克什克腾旗南店乡和芝瑞乡马架子一带的山区,克旗基础设施较为完善,已基本形成集通铁路、京通铁路、111国道、303国道、306国道、罕白公路与与旗乡公路互连交通网络。
克旗赛罕坝风电场东约10km处。
220kV变电站为整个风电场的中枢,集变电、控制、送点、监测、行政、生活为一体,成为风电场的指挥控制中心。
变电站布置在风电场东侧,变电站东西长为120.5m,南北宽为115m,围墙内占地面积为1,.39hm²,进入站大门设在站区南侧。
站内分变电区与管理区,以一条东西方向的主道路及绿化带相隔离。
变电区位于站内北侧,从西向东一次布置了无功补偿装置、主变压器、220kV屋外配电装置等;管理区位于站内南侧,主要包括综合楼、生消泵房、杂用水泵房、生活污水处理装置、材料库、汽车库等。
220kV配电装置采用线路-变压器组接线,电气设备布置按软导线普通中型布置方式,设置一个220kV进出线间隔,间隔宽度15m,不设置单独的母线架构。
1.3主要设计原则
1.3.1设计一般技术条件
(1)主要气象数据
海拔高度:
1700m;
极端最高气温:
38.7℃(经棚气象站)
极端最低气温:
-36.7℃(经棚气象站)
最大风速:
五十年一遇离地面65m高、10分钟平均最大风速为403.m/s。
(2)地震设防
地址区地震动峰值加速度为0.10g,相应的地震基本烈度为VI度D
1.3.2主要设计原则
(1)电气主接线
根据接入系统设计报告及设差意见,风电场新建220kV升压站出1回220kV线路至经西220kV变电站站并入电网,主变压器额定容量100MVA。
变电站220kV配电装置采用线路-变压器组接线,35kV采用单母线接线,本期3回35kV集电线路,采用架空线路,远期容量仍接入该段母线。
(2)短路电流水平及配电装置
220kV短路电流水平按照不低于40kA设计,SF6断路器。
35kV短路电流水平按照不低于31.5kA设计,SF6断路器。
(3)控制、保护
变电站按少人值守变电站设计,采用微机监控装置,可以实现遥控、遥测、遥信和遥调。
(4)综合楼为行政办公及住宿为一体的建筑物,综合楼主要安排控制室、设备间、通讯机房、配电室等生产办公设施,均采用钢筋混凝土框架结构,天然地基。
第二章电力系统部分
2.1电力系统
2.1.1电力系统概况
2.1.1.1赤峰电网现状
赤峰电网地处蒙东南部,以巴林、青山500kV变电站为中心形成了北部和南部220kV电网,北部通过巴林500kV变电站形成巴林-林东-天山、巴林-大阪的220kV链式供电结构,南部通过青山500kV变电站形成乌丹-北郊-西郊-青山-元宝山-乌丹的环式供电结构。
赤峰电网与蒙东电网无电气联系,通过青山-朝阳2回500kV线路与辽宁电网相联。
截至2009年底,赤峰电网有500kV变电站2座,变电容量3000MVA,500kV线路5条,线路长度669.1km;220kV变电站12座,变电容量2052MVA,220kV线路26条,线路长度1182.1km。
截至2009年底,赤峰电网全社会用电量74.8亿kWh,同比增长9.99%,网供最大负荷1060MW,同比增长13.1%。
赤峰电网总装机容量4048MW,其中火电装机2896MW,风电装机1114MW。
风电装机主要集中在赤峰南部、西南部一带。
2009年赤峰电网现状图见图2.1-1.
2.1.1.2元宝山风电场概概况
国网新源控股有限公司内蒙古分公司元宝山风电场中心位置位于内蒙古自治区赤峰市克什克腾旗南部,北起塔山子,南至元宝山,西临克旗赛罕坝风电场,东与翁牛特旗和松山区接壤。
拟选场址中心位置地理坐标为东经117°48′,北纬42°39′,海拔1800m~2061m(除做特殊说明外,所提高程均为黄海高程系),风场范围约32km²。
风电场属中温带大陆性季风气候,不仅大风日多且持续时间长,有着丰富的风力资源。
赤峰克旗元宝山风电场位于赤峰市西南部,风电场规划总装机容量为100MW,一期装机49.5MW。
元宝山风电场地理位置图见图2.1-2
2.1.2建设必要性
开发绿色风电资源,符合国家能源发展战略。
赤峰地区风能源十分丰富,开发和利用该地区丰富的风能资源,优化电源结构,对于艰涩环保型的“绿色”电力和环境保护具有重要作用;有利于推动当地经济和社会发展,满足地区负荷需求,具有良好的经济和社会效益。
在赤峰地区建设风电场,对于开发利用可再生资源,贯彻国家能源发展战略,实现我国能源的可持续发展具有重要意义。
2.1.3接入系统方案
赤峰克旗元宝山风电场最终规模100MW,分两期建设。
本期为一期工程,工程计划安装单机容量为1.5MW的风力发电机组33台,装机容量49.5MW。
根据《国网新源赤峰克旗元宝山风电场接入系统设计报告评审意见》:
本期工程49.5MW风电装机共33台风电机组,通过3回35kV线路汇集后送至新建的220kV升压站,站内信件1×100MVA升压变,新建升压站一经西220kV站线路1回,线路长度100km,采用LGJ-400mm²导线。
元宝山风电场接入系统方案见图2.1-3。
2.1.4系统对风电场的要求
根据《国网新源赤峰克旗元宝山风电场继而系统设计报告审评意见》;
1)电气主接线
元宝山风电场升压站220kV电气主接线采用扩大单元线路-变压器组接线,35kV电气主接线采用单母线接线。
2)短路电流水平
元宝山风电场220kV升压变电站220kV侧设备的短路电流水平按照不低于40kA设计
35kV侧设备的短路电流水平按照不低于31.5kA设计。
3)无功补偿
元宝山风电场220kV升压站需配置一定容量的动态可连续调节的无功补偿装置,在主变低压侧配置容量不低于13Mvar(容性)和6Mvar(感性)动态可连续调节的无功补偿装置。
风电场无功补偿配置要求应与《风电场接入电网技术规定》(Q/GDW392-2009)要求一致。
4)低电压穿越
元宝山风电场所采用的风电机组须具备低电压穿越能力,具体要求应与《风电场接入电
网技术规定》(Q/GDW392-2009)要求一致.
5)风电功率预测
元宝山风电场须具备风电功率预测功能,具体要求应与《风电场接入电网技术规定》(Q/GDW392-2009)要求一致.
6)电能质量
元宝山风电场并网运行可能引起的电压波动和闪变、谐波等电能质量问题需另列专题研究。
2.2系统继电保护及其安全自动装置
2.2.1工程概况
元宝山风电场规划装机100MW,一期装机容量49.5MW,本期在元宝山风电场内设置220kV升压站,建议在升压站内100MVA(考虑二期)主变压器。
本期220kV出线1回,新建一回220kV送电线路至220kV经西变电所。
本期元宝山风电场升压站安装一台主变压器,一回220kV出线,风电场所发电力通过3回35kV集电线路送至升压站,再由风电场220kV升压站将电力送出。
220kV电气主接线采用变压器-线路单元接线方式。
2.2.2系统继电保护及其安全自动装置
根据接入系统审查方案,本期工程元宝山风电场升压站至经西变电所一回线路,仅在经西侧配置双套微机距离保护柜。
升压站线变组接线,未配置失灵保护。
当主变高压侧断路器失灵时,由相邻后备保护延时动作切除故障。
暂不配置故障信息远传系统。
根据主站的建设进度进行子站系统的实施。
元宝山风电场接入系统后,安全稳定控制方案纳入赤峰地区西南部风电送出安稳设计统一考虑。
本期在升压站配置双套稳控切机子站。
2.2.3系统继电保护设备清册
元宝山风电场系统继电保护设备表如表2-1所示,本工程系统保护部分投资估算100万元。
表2-1风电场设备表
序号
名称
单位
数量
参考单价
1
安全自动装置
套
2
50万元
2
总价
100万元
2.3调度自动化
2.3.1工程概况
元宝山风电场最终规模100MW,本期规模49.5MW,建设1.5MW的风机33台,通过3回35kV线路接入风电场220kV升压站,升压后出1回220kV线路接经西220kV变电站。
在元宝山风电场内新建一座220kV升压站,主变规模1×100MVA,电压等级为220kV/35kV,220kV主接线为线路-变压器单元接线的形式,35kV主接线为单母线接线方式。
2.3.2调度关系
根据电网“同意调度、分级管理”的要求,元宝山风电场本期由东北网调调度指挥或由东北网调委托赤峰地调调度指挥,远期由蒙东中调调度。
元宝山风电场远动信息分别向东北网调和赤峰地调传送,预留远期至蒙东中调的远动信息接口。
2.3.3远动信息内容
依据《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)并结合各调度端需要,本期工程,元宝山风电场的远动信息内容如下:
(1)遥测
220kV线路的有功、无功功率、电流
35kV线路的有功、无功功率
主变两侧的有功功率、无功功率和电流
主变压器分头位置
风机相关测量量
(2)遥信
全站事故总新号
220kV/35kV断路器位置新号
隔离开关位置新号
接地刀闸位置新号
220kV线路的主保护动作新号
变压器主保护动作新号
220kV线路重合闸动作新号
风机起、停新号
2.3.4风电场远动系统
2.3.4.1远动装置配置
本期工程为元宝山风电场配置一套计算机监控系统,远动远动功能并入改系统。
计算机监控系统采用分层分布式网络结构,远动功能由监控系统远动工作站完成,由计算机监控系统采集风电场和电镀端需要的信息(其中模拟量信息以交流采样方式采集),通过监控系统远动工作站分别向东北网和赤峰地调传送远动信息。
为保障风电场与调度端信息传输的可靠性,远动工作站应为双机冗余配置,所有信息采集应按照直调直采、直采直送的原则进行设计。
另外,根据《电力系统调度自动化设计技术规定》要求,远动系统应配备相应的调式仪表,其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。
本期工程为元宝山风电场开列自动化仪器仪表一套。
2.3.4.2远动系统主要技术要求
远动系统应满足远动信息采集和传送的要求,选用性能优良、可靠性高的定型产品。
其选型应符合《远动终端通用技术条件》(GB/T13729)和《微型计算机通用规范》(GB/T9813)对远动设备功能和技术的相关要求。
主要技术指标及要求如下:
1)应符合《交流采样运动终端技术条件》(DL/T630)的相关要求;
2)可与多个调度端进行数据通信,能接收并执行遥控、遥调命令及反送检验;
3)具有遥测越死区传送、遥信变位传送、事故新号有限传送的功能;
4)应具有多种远动规约可选,以适宜不痛调度端主站的通信要求;
5)时间顺序记录分辨率不大于2ms;
6)远动信息的海明距离不小于4;
7)远动系统的平均故障间隔时间不低于25000小时;
8)远动系统与通信设备的借口处应设置通道防雷保护器,在防雷击、防过电压和电磁兼容性等发当面应符合GB/T13729的相关要求。
2.3.4.3组屏方案
本期工程在升压站继电保护室内设1面远动工作站屏,安装远动工作站设备。
风电场远动信息通过远动工作站向调度端上传。
2.3.5远方点能量计量系统
2.3.5.1电量计量装置的配置原则
按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》(DL/T448-2000)的要求,元宝山风电场电量计量装置的配置原则如下:
1)关口计量点按Ⅰ类设置计量装置,考核点按Ⅱ类设置计量装置。
2)Ⅰ、Ⅱ类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。
3)互感器计量绕组的实际二次负荷应在25%-100%额定二次负荷范围内。
4)互感器计量绕组二次回路的链接导线应采用铜质单芯绝缘线。
对电流二次回路,导线截面至少应不小于4mm²;对电压二次回路,导线截面至少应不小于2.5mm²。
5)Ⅰ、Ⅱ类用于贸易结算的电能计量装置中电压互感器二次回路电压降应不大于其额定二次电压的0.2%。
6)接入中性点绝缘系统的电能计量装置,宜采用三相三线有功、无功电能表。
接入非中性点绝缘系统的电能计量装置,应采用三相四线有公共、无功电能表。
7)电能计量表的通信规约符合DL/T645-2007《多功能电能表通信规约》的要求。
8)电能表辅助段远宜采用独立的交/直流回路供电,交流电源宜引自UPS电源。
9)电能表与实验接线盒采用一表一盒接线方式,实验接线盒安装在电能表下侧对应位置,电能计量屏按满屏6只电能表布置。
10)选用电子式多功能表,有功准确度等级0.2S,无功准确度2.0级,失压计时功能满足DL/T566-1995《电压失压计时器技术条件》.
2.3.5.2计量点确定
本期工程,元宝山风电场升压站建设一回220kV线路接入经西220kV变电站,该220kV线路为元宝山风电场接入系统的电源线。
按照东北电网有限公司电能量计量管理的相关规定,元宝山风电场220kV出线侧、外引电源所用变高压侧均为远方点能量计量点,3回35kV集电线侧为考核点。
2.3.5.3远方电量计量系统建设方案
本期工程,元宝山风电场至尚义220kV汇集站的线路出口、外引电源所用变高压侧均按照1+1原则配置远方电量计量表,表计精度为0.2S级。
根据国网公司通用设计要求,每台远方电量计量表还应配置相应的接线盒。
另外,计量表的告警信息需要接入风电场内计算机监控系统。
本期风场升压站内3回35kV集电线侧按1+0原则配置远方电量计量表,由电气二次专业开列。
2.3.5.4电能量远方终端
在元宝山风电场升压站内设置一套电能量远方终端,以RS485串口方式与电量表计通信,采集全风场的电量信息。
电能量远方终端除了能以拨号方式与调度端通信外,还应具备网络传输能力。
另外,电能量远方终端与升压站内计算机监控系统也采用RS485串口方式通信,规约可采用DL/T719-2000规约或者IEC60870-5-103规约。
电能量信息传输示意图如下:
2.3.5.5电能量现场监视设备
为实现风电场上网电能量的计量、分时存储、处理及制表打印功能,根据《电能量计量系统设计技术规程(DL/T5202-2004)》要求,在风场内配置电能量现场监视设备一套。
通过现场监视设备收集风电场的电能量数据,进行风电场自身的经济核算工作。
2.3.5.6组屏方案
本期工程在升压站继电保护及其安全自动装置室内设1面电能量远方终端屏,安装电能量远方终端设备。
另外设置远方电能计量表屏1面,在瓶内安装1回220kV出线侧、外引电源所用变高压侧共计4计量表及相应的接线盒。
电能量远方终端屏与远方电量计量表屏之间通过屏蔽双绞线连接。
2.3.6电能质量监测装置
2.3.6.1电能质量检测装置配置及信息采集范围
本期元宝山风电场安装1套电能质量检测装置,用于对风电场电能质量监测。
电能质量监测设备应具备标准通信接口;具有RS232、RS485、以太网接口,能够通过以太网或电话交换网进行远距离数据传输及通信、设置、调试、形成电能质量监测网络。
实现监测数据的实时传输或定时提取,并能对通信口进行灵活配置与实时监视。
远程实时监测可随时进行
电能质量监测范围包括升压站220kV出线、主变两侧等。
2.3.6.2组屏方案
本期工程在升压站继电保护室内设1面电能质量在线监测柜,屏内安装1套电能质量监测装置。
风电场电能质量监测信息通过该装置向东北电科院主站系统上传。
2.3.7功角测量系统
2.3.7.1功角测量系统配置及信息采集范围
根据东北网调要求,本期元宝山风电场安装功角测量系统一套。
功角测量系统包括同步相量测量装置和数据集中器等设备。
通过PMU装置采集升压站向量信息,并通过数据集中器向东北网调主站端传送风电场的同步相量信息。
同步向量采集范围为:
升压站220kV出线线路的三相电压、三相电流。
2.3.7.2组屏方案
在升压站继电器室配置1面同步相量采集及处理屏,屏上配置同步相量测量装置,并装设数据集中处理单元、交换机等设备,通过该屏采集风场升压站的同步相量信息,并实现升压站同步相量信息向调度端上传。
2.3.7.3功角测量系统对时间同步装置的要求
本期工程风电场升压站可由电气二次专业配置一套公用的时间同步系统或由调度自动化专业为功角测量系统单独配置1套时间同步装置(该装置包含在功角测量系统中)。
为满足功角测量系统的对时要求,时间同步系统必须满足如下条件:
1)锁星正常情况下,对时信号精度应优于±1us;锁星异常情况下,时间同步系统应能继续维持对时信号输出,时间准确度应优于0.92us/min(55us/h)。
2)使用IRIG-B(DC)对时码,统一对时系统的IRIG-B定义必须与标准《IEEE-C37.118标准》定义严格保持一致。
3)对时接口统一采用光纤接口,多模,820mm,ST接口。
4)时间同步系统为远动专业功角测量装置提供安全防护设备。
2.3.8电力调度数据网接入设备及二次系统安全防护设备
2.3.8.1电力调度数据网接入设备
为满足调度端对元宝山风电场数据网络通信的需要,在元宝山风电场内配置东北电力调度数据接入网设备一套,包括1台路由器、2台交换机等。
其具体位置原则应与东北电力调度数据接入网的建设保持一致。
根据国网要求,风电场同时配置赤峰调度数据接入网设备,包括1台路由器、2台交换机等。
其具体配置原则应与赤峰调度数据接入网的建设保持一致。
2.3.8.2二次系统安全防护设备
按照《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)要求,“电力二次系统安全防护工作应当坚持安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证的原则,保障电力监控系统和电力调度数据网的安全运行,具体配置参照《电力二次系统安全防护总体方案》(电监安全[2006]34号)执行。
二次系统安全防护设备配置原则如下:
a)Ⅰ区的计算机监控系统与Ⅱ区的远方的电能计量系统通过非网络方式的485串口进行单向通信,无需装设二次系统安全防护设备。
b)Ⅰ区的计算机监控系统与Ⅱ区的保护故障信息远传子站通过网络方式直接连接时需要配置纵向加密认证装置。
c)Ⅰ区的远动信息和功角测量信息通过调度数据网Ⅰ区交换机接入路由器时,需要配置纵向加密认证装置。
d)Ⅱ区的电能计量信息和保护管理信息通过调度数据网Ⅱ区交换机接入路由器时,需要配置纵向加密认证配置或硬件防火墙。
e)监控系统与MIS系统通过网络方式直接连接时,需要配置正向屋里隔离装置。
f)计算机监控系统如需要远传维护通道,也需要设置拨号认证加密装置。
2.3.8.3组屏方案
所有数据网接入设备均组屏安装在升压站继电保护室内,其中路由器、交换机与二次系统安全防护设备统一组屏。
交换机与路由器直接采用100M以太网线方式连接。
路由器、交换机设备可采用站内220V交流UPS电源供电。
2.3.9电源系统
根据《电力系统调度自动化设计技术规程》(DL/T5003-2005)要求,调度自动化专业设备应配备两路独立电源。
因此,本工程元宝山风电场调度自动化设备考虑采用两路独立的直流电源或者UPS电源供电,当采用UPS电源供电时,其维持供电时间按不少于1小时考虑
由于风电场具备全场公用的UPS电源盒直流电源,因此调度自动化设备不再单独配置专用电源系统。
2.3.10风电功率预测系统
为保证电网安全稳定运行,国网要求风场设置风电功率预测系统一套,要求根据测风塔采集的风场气象环境等信息、数值天气预报及监控系统采集的相关信息进行风功率曲线预测。
系统与监控系统可通过网口(光口)或串口连接,当采用网口连接时,需配置二次系统安全防护设备。
风电场风功率预测系统通过远动工作站向调度端风电功率预测主站系统上报预测结果,风功率预测系统上传的数据格式及通信规约与东北网调风电功率预测系统整体建设要求保持一致。
2.3.11自动化信息传输通道
2.3.11.1远动信息传输通道
元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的远动通道均采用主备通道,其中主通道均采用东北电力调度数据接入网通道,备用通道均采用赤峰地调调度数据接入网通道。
2.3.11.2电量信息传输通道
元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的电量信息传输通道均采用主备通道,其中主通道均采用东北电力调度数据接入网通道,备用通道均采用赤峰调度数据接入网通道。
元宝山风电场对使用者内的电能量现场监视设备的电量信息传输通道采用电话拨号通道。
2.3.11.3同步相量信息传输通道
元宝山风电场升压站内的同步相量信息通过电力调度数据网向哦那个备忘调主站系统传送。
2.3.11.4风功率预测信息传输通道
元宝山风电场升压站内的风功率预测信息通过电力调度数据网通道向东北网调主站系统传送。
2.3.11.5电能质量监测信息传输通道
元宝山风电场升压站内的电能质量监测信息通过电话拨号通道向东北电科院主站系统传送。
2.3.12通信规约
2.3.12.1远动通信规约
元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的调度数据网通道均采用DL/T634.5104-2002规约。
2.3.12.2电量传输规约
元宝山风电场对东北网调和赤峰地调的电镀数据网通道均采用DL/T719-2000即IEC60870-5-102规约。
2.3.12.3同步相量信息传输规约
元宝山风电场对东北网调WAMS主站系统的同步相量信息传输规约以IEEEC37.118为基础,并符合国家电网公司发布的《电力系统实时动态监测系统技术规范(Q/GDW131-2006)》的要求。
2.3.13调度端配套
为满足风电场远动信息、电量信息、功角测量信息、电能质量监测信息和风功率预测等信息的接受,东北网调和赤峰地调主站系统均需做相应的软件修改和通信联调,为东北网调和赤峰地调各开列调度端接口费15万。
2.3.14设备清单
本期工程调度自动化专业详细清单如下表2.4-1。
表2.4-1元宝山风电场调度自动化主要设备清单
序号
名称
单位
数量
备注
一
元宝山风电场
1
远动工作站
台
2
与计算机监控系统一同订货
2
远方电能量计量系统;
套
1
合:
1)
0.2S级表计
块
1
2)
电能量远方终端
台
1
3)
电能量现场监视终端
套
1
4)
屏体
面
1
3
东北调度数据接入网设备
套
1
4
赤峰调度数据接入网设备
套
1
5
二次系统安全防护设备
套
2
6
功角
- 配套讲稿:
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