35kV 动态无功补偿技术规范.docx
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35kV动态无功补偿技术规范
玉湖镇20MWp农光互补
光伏发电项目
35kV动态无功补偿装置
技术规范书
项目需求
投标方必须严格根据招标文件规定的要求,提供以下产品的设计、制造、试验、包装、运输及现场服务和售后服务。
投标方应确保供货范围完整,所有供货范围内的设备,保证能组成一整体,完成其功能并达到业主所提出的技术参数要求。
凡因投标方供货部件不足、遗漏等原因造成设备及系统不能正常运行或达不到性能要求,不能通过业主验收,投标方均保证无条件补足直至设备及系统能正常运行并达到业主要求。
表1供货需求一览表
序号
设备名称
型号及规格
单位
数量
5
35kV动态无功补偿装置
±9Mvar,直挂式
组
1
备注
专用工具由投标方免费提供;
注意:
(1)投标方应根据海海拔高度2000米,3000米及3000米以上对表1中各设备分别进行投标报价。
(2)投标方应对表1中各容量规格设备分别进行投标报价。
(3)投标方应对表1中各设备分户内与户外型分别进行投标报价,并明确设备具体尺寸。
(4)所有备品备件应为全新产品,与已经安装同型号设备的相应部件能够互换。
所有备品备件应单独装箱,包装应能防尘、防潮、防止损坏等,与主设备一并发运,并标注“备品备件”以区别本体)。
(5)投标方应根据设备生产场所及试验场所对本招标设备的所有电气参数进行修正。
所有电气设备的绝缘水平、安全净距,包括带电体对地、带电体对接地体、相间、维护通道等距离均应根据《高压配电装置》规程的要求,按本工程海拔高度修正。
(6)投标方应根据设备安装所在地高海拔、低空气密度、多风沙、低气温、湿度大(73%)等环境因素,充分考虑元器件的绝缘水平、除湿、散热、通风、保温、防风沙等的设计。
1.总则
1.1.投标人应具备招标公告所要求的资质,具体资质要求详见招标文件的商务部分。
1.2.投标人须仔细阅读包括本技术规范在内的招标文件阐述的全部条款。
投标人提供的动态无功补偿应符合招标文件所规定的要求,投标人亦可以推荐符合本招标文件要求的类似定型产品,但必须提供详细的技术偏差。
如有必要,也可以在技术投标文件中以“对规范书的意见和同规范书的差异”为标题的专门章节加以详细描述。
1.3.招标文件技术规范提出了对动态无功补偿的技术参数、性能、结构、试验等方面的技术要求。
1.4.本招标文件提出的是最低限度的技术要求,并未对一切技术细节做出规定,也未充分引述有关标准和规范的条文,投标人应提供符合本技术规范引用标准的最新版本标准和本招标文件技术要求的全新产品,如果所引用的标准之间不一致或本招标文件所使用的标准如与投标人所执行的标准不一致时,按要求较高的标准执行。
1.5.如果投标人没有以书面形式对本招标文件技术规范的条文提出差异,则意味着投标人提供的设备完全符合本招标文件的要求。
如有与本招标文件要求不一致的地方,必须逐项在“技术差异表”中列出。
如果没有不一致的地方,必须在“技术差异表”中写明为“无差异”。
1.6.本招标文件技术规范将作为订货合同的附件,与合同具有同等的法律效力。
本招标文件技术规范未尽事宜,由合同签约双方在合同谈判时协商确定。
1.7.本技术规范中涉及有关商务方面的内容,如与招标文件的商务部分有矛盾时,以商务部分为准。
2.环境条件
表2环境条件参数表
序号
名称
单位
招标人要求值
1
污秽等级
Ⅳ
2
环境温度
最高日温度
℃
+45
最低日温度
-40
最大日温差
k
25
3
月平均最高相对湿度,20℃下(%)
日相对湿度平均值
%
≤95
月相对湿度平均值
≤90
4
海拔高度
m
小于等于2000,
大于2000小于等于3000
5
太阳辐射强度(晴天中午)
W∕m2
≤1000
6
最大覆冰厚度
mm
≤20
7
离地面高10m处,维持10min的平均最大风速(m/s)
m/s
≤40
8
耐受地震能力(对应水平加速度,安全系数不小于1.67)
m/s2
0.2
9
由于主回路中的开合操作在辅助和控制回路上所感应的共模电压的幅值
kV
≤1.6
10
安装场所(户内/户外)
户外/户内
3.标准和规范
3.1.合同中所有设备、备品备件,包括投标方从第三方获得的所有附件和设备,除本规范中规定的技术参数和要求外,其余均应遵照最新版本的电力行业标准(DL)、国家标准(GB)和IEC标准及国际单位制(SI),这是对设备的最低要求。
投标人如果采用自己的标准或规范,必须向甲方提供中文和英文(若有)复印件并经甲方同意后方可采用,但不能低于DL、GB和IEC的有关规定。
3.2.执行的标准
DL/T672-1999
变电所电压无功调节控制装置订货技术条件
DL/T597-1996
低压无功补偿控制器订货技术条件
GB11920-89
电站电气部分集中控制装置通用技术条件
GB1207-1997
电压互感器
SD325-89
电力系统电压和无功电力技术导则
GB311.2~311.6-83
高电压试验技术
GB3983.2-89
高电压并联电容器
GB5316
串联电抗器
DL/T620
交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
GB/T11032-2000
交流无间隙金属氧化物避雷器
GB/T11024.1-2001
放电器
GB2900
电工名词术语
GB3ll.1~6
高压输变电设备的绝缘配合
GB3ll.7
高压输变电设备的绝缘配合使用导则
GB5582
高压电力设备外绝缘污秽等级
G/T12325-2003
电能质量供电电压允许偏差
GB12326-2000
电能质量电压波动和闪变
GB/T14549-1993
电能质量公用电网谐波
GB/T15543-1995
电能质量三相电压允许不平衡度
GB14285-93
继电保护和安全自动装置技术规程
GB50217-94
电力工程电缆设计规范
GB4856(IEC255)
电气继电器的绝缘试验
DL/T677-1999
继电保护设备信息接口配套标准
关于印发输变电设备技术标准的通知(国家电网生[2004]634号)的要求之:
交流高压断路器技术标准
3.3.所有螺栓、双头螺栓、螺纹、管螺纹、螺栓夹及螺母均应遵守国际标准化组织(ISO)和国际单位制(SI)的标准
4.通用技术要求
4.1.基本技术要求
母线动态无功补偿装置的补偿调节功能应能完全满足“国家电网公司对光伏发电场接入电网技术规定”中有关光伏电场无功功率、光伏电场运行电压、光伏电场电压调节及功率因数等的技术要求。
SVG装置使用年限不少于25年,质保期2年,单套装置包括静止无功发生器(SVG)、连接变压器、隔离开关等。
每套成套装置以进线无功功率及母线电压作为控制目标,动态跟踪电网电能质量变化,并根据变化情况动态调节无功输出,实现变电站在任意负荷下的高功率因数运行;应满足无功功率、电压调节、功率因数及谐波治理等的技术要求,并要求达到以下技术指标:
(1)输出容量
成套装置以10kV/35kV侧母线无功功率、10kV/35kV母线电压作为控制目标,SVG装置额定补偿容量满足技术参数表,且无功双向连续快速可调。
(2)响应时间
SVG装置可动态跟踪电网电压变化,并根据变化情况动态调节无功输出,实现稳定电压的作用。
动态响应时间不大于5ms。
(3)过载能力
成套装置应具有短时过载能力,过载无功补偿容量为成套装置总容量的15%。
1.1倍过载能连续运行,1.2~1.4倍过载运行时间60秒,1.5倍以上过载运行时间2秒。
(4)冷却方式
动态无功补偿装置采用采用热管+强制风冷散热,冷却系统应采用先进、安全、可靠的方式,适应光伏电场的现场环境。
(5)谐波电压
注入系统公共连接点(P.C.C.点)110kV母线的谐波电压总畸变率、奇次谐波电压含有率、偶次谐波电压含有率均满足中华人民共和国国家标准《GB/T14549-93电能质量公用电网谐波》的要求。
表3公用电网谐波电压限值(相电压)
电压等级
总谐波电压畸变
奇次谐波电压畸变
偶次谐波电压畸变
10kV
4.0%
3.2%
1.6%
35kV
3.0%
2.4%
1.2%
66kV
3.0%
2.4%
1.2%
110kV
2.0%
1.6%
0.8%
(6)谐波电流
注入系统公共连接点(P.C.C.点)110kV母线的各次谐波电流满足中华人民共和国国家标准《GB/T14549-1993电能质量公用电网谐波》的要求。
表4注入110kV电网公共连接点的谐波电流允许值(A)
基准短
路容量
电压等级
谐波次数及谐波电流允许值A
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
750MVA
110
12
9.6
6.0
9.6
4.0
6.8
3.0
3.2
2.4
4.3
2.0
3.7
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
1.7
1.9
1.5
2.8
1.3
2.5
1.2
1.4
1.1
2.1
1.0
1.9
注:
220kV参照110kV电网等级,基准短路容量取2000MVA;
当电网公共连接点的最小短路容量不同于表2基准短路容量时,按下式修正表5中的谐波电流允许值:
Ih=
Sk1
Iph
Sk2
式中SK1—公共连接点的最小短路容量,MVA;
SK2—基准短路容量,MVA;
Ihp—表2中的第h次谐波电流允许值,A;
Ih—短路容量为Sk1时的第h次谐波电流允许值
(7)采暖通风:
成套装置夏季采用风冷散热方式,通风由投标方提供,柜内采用强制风冷散热器,设有专门的排风通道。
箱体采用彩钢夹芯板(中间夹聚氨酯泡沫绝缘材料),箱体设置进、排风孔;风孔安装的滤尘网方便拆换和清洗,滤网选用容尘量10μm的滤布减少灰尘进入箱体内,适应光伏电场的现场环境及维护的要求。
风机采用德国施乐柏原装进口风机,电源由控制柜提供。
冬季成套装置启动柜需加加热器装置采用电加热方式保证箱内温度不低于-10℃。
当温度降低到一定程度时自动启动加热装置(温度低于在0度时自动启动加热器,温度高于20度时停止加热)。
(8)电源系统
组合柜内设有动力配电回路,用于采暖、通风机及控制等电源,外引电源为两路交流,设双电源切换装置;SVG本体用直流电源同样采用双电源切换装置,外引两路直流电源。
(9)三相电压不平衡度
负载在电网公共连接点110kV母线引起的电压不平衡度≤1.3%,满足中华人民共和国国家标准GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》的要求。
(10)电压波动
去除背景电压波动后,在电网公共连接点110kV母线的电压波动d%≤2%,满足中华人民共和国国家标准GB12326-2008《电能质量电压波动和闪变》的要求。
(11)功率因数
在成套装置的补偿容量足够的前提下,10kV/35kV母线经补偿后其月平均功率因数cosΦ≥0.98,且不过补偿。
(12)成套装置噪声:
<75dB。
(13)成套装置损耗:
<控制对象额定功率的0.8%。
(14)过电压能力:
120%额定电压
4.2.逆变功率单元技术要求
采用先进的全控型器件IGBT,装置主回路元件的选用应留有足够的电流、电压裕度。
要求元件IGBT选用优质原装进口产品,单个IGBT安装在自然冷却的散热器上,散热器具有良好的散热特性。
(1)成套装置应采用先进的全控型器件IGBT,其开关频率不低于500Hz。
装置主回路元件的选用,应留有足够的电压、电流裕度,元件应有良好的dv/dt,di/dt特性。
(2)换流链元件应选用优质原装进口产品,采用耐压为1700V,电流为400A的IGBT。
(3)系统主电路应采用链式串联结构,星型连接,每相由若干个换流链模块组成,并采用冗余设计,满足“N-1“的运行要求;
(4)装置大功率电力电子元器件应具有完善的保护功能,包括但不限于以下类型:
直流过压保护;
电力电子元件损坏检测保护;
丢脉冲保护;
触发异常保护;
过压击穿保护等。
4.3.控制及保护系统功能
4.3.1.控制屏的外形及组成:
控制屏采用柜式结构,抗强电磁干扰能力强。
信号传输通道中用的光纤及附件采用进口优质产品。
其它控制系统中的附件,如各类集成电路等都采用知名公司产品。
控制系统由工控机、现场控制器和脉冲分配单元等几个主要部分组成。
各部分应实现以下功能:
(1)工控机:
设定SVG的运行参数、监控SVG的运行状态和实时直观地显示各重要参数,当设定好这些参数后,通过RS485接口,实现与下一级现场控制器MPU的通信;
(2)现场控制器:
负责预先设定或接收上级中心计算机给定的各工作信号,计算出功率开关器件的开通/截止角度,将控制信号传输给脉冲分配单元。
(3)脉冲分配单元:
接收现场控制器的控制信号,将驱动信号输出给门极驱动电路,控制SVG功率模块的开通和截止。
4.3.2.主控制器的基本功能:
(1)成套装置控制系统能根据系统电压/无功的变化情况,实现脉冲发生和分配功能,自动调节装置无功输出;
(2)成套装置实现自动检测、远方手动投切和现场手动投切,各种方式之间有可靠的闭锁,防止发生事故。
检测、控制均可实现完全自动可实现无人值守。
(3)成套装置具有供值班员使用的参数设置功能,所有设置的内容可保存十年以上而不丢失,不受停电和干扰信号的影响;
4.3.3.通讯功能:
控制器具有和上位机通讯的标准化接口。
采用通讯管理机实现就地和远方通讯。
同时控制具备与变电站综合自动化联网的功能,高压开关柜的合闸、分闸及状态监控在后台保护上实现。
采用1路RS485、1路以太网通讯方式,电流互感器二次电流采用1A或5A根据具体项目确定。
可支持的通讯协议有:
870-5-103;DN3.0;MODBUS等。
4.3.4.显示功能
控制器采用液晶显示器,具有友好的人机界面,数据保存6个月以上。
提供如下功能:
(1)主接线图
(2)实时电量参数显示(电压、电流、功率因数等)
(3)实时曲线和历史曲线
(4)历史事件记录
(5)链式装置单元状态监视
(6)显示当前时间、保护动作时间,显示保护类型、保护动作时间等信息
(7)显示10kV/35kV侧的电压、电流、功率因数、无功功率、有功功率
4.3.5.保护功能:
动态无功补偿装置应采用综合保护策略,以提高装置可靠性。
(1)动态装置保护类型如下:
母线过压、母线欠压、过流、速断、直流过压、电力电子元件损坏检测保护、丢脉冲、触发异常、过压击穿、阀室超温、保护输入接口、保护输出接口控制和系统电源异常等保护功能。
(2)连接变压器的保护类型如下:
差动保护、温度保护、重瓦斯保护、轻瓦斯保护等;经通讯系统与用户后台连接。
变压器保护装置由投标方提供,安装于SVG组合柜内。
(3)其他未列出的动态无功补偿装置必需的保护也由投标方提供,安装于SVG组合柜内。
4.4.其它功能要求
4.4.1.装置能根据监测到的升压站运行状况,即根据相关测量值和设备状态的检查结果,结合设定的各种参数进行判断计算后,根据调度下达的电压曲线或根据省调AVC系统控制策略自动对补无功电压偿装置下达控制指令进行控制。
4.4.2.装置正常调节控制或异常时均应产生控制操作报告,报告内容有:
操作前的控制目标值、操作时间及操作内容、操作后的控制目标值;异常报告内容有:
操作时间、操作内容、引起异常的原因、要否由操作员进行人工处理等,上述报告均具备打印输出功能。
4.4.3.装置需要采集信息量
4.4.4.装置需要变电站高、低压母线三相电压,变压器三相电流;变压器有载调压的档位状态、电抗器运行状态,装置保护动作接点状态,采集方式:
直接采集:
用相应电缆连接。
4.4.5.通信功能
4.4.6.装置具备多路信息通道(串口和数据口)与变电站监控系统或其它自动化系统通信,装置应有调度数据网接口设备,可采用IEC60870规约,通过数据网接入调度端控制该装置,装置能实现作为电网无功电压自动控制系统(AVC)的变电站终端,能与电网AVC系统的调度端开环或闭环运行。
4.4.7.装置控制器功能
4.4.8.装置控制原理采用以九区法为基础的改进方法(如十七区域图法),以电压、无功功率曲线为控制调节参数,可控制风电场静止无功补偿器自动调节,(主变压器分接头自动调节根据风电场实际需要而定),按照升压站高、低压母线电压上下限值和主变压器一、二次侧无功功率上下限值分为17个逻辑区,以满足风电场各种控制要求,控制处于任一区域中时的控制策略可以设定;变电站的目标电压上下限和功率因数上下限是以调度下发的无功电压调度运行曲线为定值(96点),定值可现场人工输入和修改,又可以调度端远传下发,定值格式要求是曲线形式。
4.4.9.闭锁与报警
装置考虑的主要闭锁条件有:
主变保护或主变本体保护动作、装置保护动作、PT断线、系统电压异常、装置故障、目标对象拒动、远动信号指令或手动闭锁等。
例如:
(1)设备故障,闭锁该对象的控制指令,发报警信号。
闭锁和报警需手工解除。
(2)低压侧母线零序电压越限时,闭锁该段母线上电容器的投切指令,发报警信号。
当零序电压正常时自动延时解除闭锁和报警。
(3)电容器投入引起3次、5次或7次谐波放大时,切除该电容器并闭锁其投入指令,发报警信号,闭锁和报警需手工解除。
(4)装置自检异常时闭锁所有控制指令,发报警信号。
闭锁和报警需手工解除。
(5)母线电压不合格,装置不可调或装置调节已达到极限时发越限报警信号,电压恢复正常时自动解除报警。
4.4.10.计算分析功能
为了避免装置返复无效动作,装置具备动作效果预测功能,当经计算分析预测无控制效果时,自动闭锁装置。
4.4.11.历史数据保存
系统设有历史数据库,能将组态数据,参数设置、闭锁设置、调节过程进行保存。
可保存三至六个月的数据。
4.4.12.人机界面
(1)系统具有良好的人机界面,能对系统应用对象进行不同的设置。
使通用软件能适应各种需求。
(2)能实时显示系统各种采集数据,并能以表格、曲线、棒图等方式显示数据。
(3)能查询打印系统保存的历史信息。
4.4.13.箱体
(1)箱体采用单层50mm厚彩钢夹芯(中间夹聚氨酯泡沫绝缘材料)板制作,以利于隔温和隔热,主体钢构架采用Q235槽钢制作;
(2)箱体抗风强度按35m/s设计。
4.4.14.连接主母线为铜母线;所有支撑绝缘子要求为防污型;
4.5.连接变压器
4.5.1.连接变压器技术参数间技术参数响应表
4.5.2.技术性能要求
(1)连接变压器选用三相油浸式双绕组铜线无载调压升压变压器。
(2)采用优质铜纸包导线、新日铁或武钢冷轧硅钢片;带有油枕、呼吸器及气体瓦斯保护等;二次端子箱为不锈钢材质,防护等级IP54,二次端子为凤凰端子或魏德米勒端子,留15%备用端子;出厂时油质化验合格,不含乙炔,氢含量不超标。
(3)变压器本体配置的所有控制箱均为不锈钢壳体,具有通风、防雨、防小动物功能,设有照明设施和电加热器,且控制箱至本体电缆随本体供应,测温电缆、控制电缆长度应能满足实际接线需要(电缆为带铠装、低烟无卤阻燃型)。
(4)储油柜
储油柜采用胶囊储油柜,应具有与大气隔离的油室。
油室中的油量可由构成油室的胶囊的膨胀或收缩来调节,胶囊应采用不渗透热油及空气的合成橡胶制作,气室通过吸湿型呼吸器与大气相通。
套管升高座等处积集气体应通过带坡度的集气总管引向气体继电器,再引至储油柜。
在气体继电器水平管路的两侧加蝶阀。
储油柜应装有油位计(带高、低油位时供报警的密封接点)、放气塞、排气管、排污管、进油管、吊攀和人孔。
(5)油箱
变压器油箱的顶部不应形成积水,油箱内部不应有窝气死角。
变压器应能在其主轴线和短轴线方向在平面上滑动或在管子上滚动,油箱上应有用于双向拖动的拖耳。
变压器底座与基础的固定方法,应经招标人认可。
所有法兰的密封面应平整,密封垫应有合适的限位,防止密封垫过度承压、龟裂老化造成渗漏。
油箱上应设有温度计座、接地板、吊攀和千斤顶支架等。
油箱上应装有梯子,梯子下部有一个可以锁住踏板的挡板,梯子位置应便于对气体继电器的检查和采集气样。
变压器油箱应装有下列阀门:
✧进油阀和排油阀(在变压器上部和下部应成对角线布置);
✧油样阀(取样阀的结构和位置应便于取样,上中下各一个)。
变压器应装带报警接点的压力释放装置,每台变压器至少2个,直接安装在油箱两端;当穿越性短路电流通过变压器时,压力释放装置不应动作;
气体继电器重瓦斯接点不应因为气体的积累而误动;具有引至地面的取气管。
瓦斯继电器两侧加截门,保证在更换瓦斯继电器时两侧不漏油。
瓦斯继电器带(不锈钢)防雨罩。
变压器油箱的机械强度应承受真空残压133Pa和正压0.1MPa的机械强度试验,油箱不得有损伤和不允许的永久变形。
冷却装置的机械强度应不小于油箱强度。
密封要求整台变压器应能承受储油柜的油面上施加0.03MPa静压力,持续24h,应无渗漏及损伤。
散热器采用国内知名品牌产品。
若主变散热器与主油箱连接采用法兰连接,每组散热器都应装设高质量蝶阀,保证在拆装散热器时能可靠关闭主体油,不发生任何渗漏;
(6)套管
套管伞型、干弧距离、爬电距离等的选择应依据有关标准和当地的运行经验。
套管爬电距离的选取应符合当地污秽分区图的规定,并留有一定裕度。
对于直径较大的套管,爬电距离的选取应考虑直径系数。
(7)套管型电流互感器要求在连接变压器高低压侧加装三相套管电流互感器,实现连接变压器的电流测量与保护。
4.6.35kV隔离开关
4.6.1.安装位置:
安装在无功补偿设备区围栏内,连接变压器的高压侧。
4.6.2.隔离开关的结构应简单。
在规定的使用条件下,应能承受运行和操作时出现的电气及机械应力而不损坏和误动。
应能防止从合闸位置脱开,或从分闸位置合闸。
4.6.3.每组隔离开关应为三相式,由三个独立的单相组成。
隔离开关的全部绝缘子均应是高质量的实芯支柱绝缘子
4.6.4.隔离开关可根据用户需要,安装在水泥杆、铁架上,并可提供水平、垂直等多种安装方式。
4.6.5.本体及其所配得螺栓,螺母及垫片全部采用热镀锌工艺或不锈钢材料。
转动部位采用密封处理,以确保润滑系统不受灰尘污染。
4.6.6.隔离开关及操作机构的安装尺寸应统一,相同部件、易损件和备品、备件应具互换性。
4.6.7.组装好的每相隔离开关应能耐受持续组合荷载和短时组合荷载。
4.6.8.主接线端子板与线夹间接触表面的金属层应相同。
如采用不同金属接触,为防止电化腐蚀,投标方应采取金属复层或其他措施。
4.6.9.隔离开关触头应设计成在正常变化范围内,其接触压力保持不变。
触指应具有足够的压力。
4.6.10.触头弹簧应是防锈的,且不应通过电流。
4.6.11.在不进行机械调整、维修或更换部件情况下,隔离开关的机械寿命应不少于2000次分合操作。
4.6.12.与电缆头或导线连接的端子截面除应满足额定电流外,连同支持绝缘子均应能承受隔离开关的峰值耐受电流和短时耐受电流。
4.6.13.隔离开关应能在10mm厚的结冰下分断和关合。
4.6.14.开关机构应带有反光指示分合闸位置,方便操作人员的夜间操作。
4.6.15.隔离开关的底座上,应装设2只防锈的导电性能良好的
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- 35kV 动态无功补偿技术规范 35 kV 动态 无功 补偿 技术规范