08 电气.docx
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08电气
第八章电气
8.1电气一次
编制依据及主要引用标准
可研报告编制依据和主要引用标准、规范如下：
（1）GB50797-2012《光伏发电站设计规范》
（2）GB/T19964-2012《光伏发电站接入电力系统技术规定》；
（3）GB/T29321-2012《光伏发电站无功补偿技术规范》；
（4）GB/T17468-2008《电力变压器选用导则》；
（5）GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》；
（6）GB/T11022-2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》；
（7）GB11032-2010《交流无间隙金属氧化物避雷器》；
（8）GB50059-2011《35kV-110kV变电所设计规范》；
（9）GB50060-2008《3-110kV高压配电装置设计规范》；
（10）GB50217-2007《电力工程电缆设计规范》；
（11）GB50229-2006《火力发电厂与变电所设计防火规范》；
（12）GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》；
（13）DL/T5056-2007《变电所总布置设计技术规程》；
（14）DL/T5222-2005《导体和电器选择设计技术规定》；
（15）DL/T5352-2006《高压配电装置设计技术规程》；
（16）GD003-2011《光伏发电工程可行性研究报告编制办法（试行）》；
（17）DL/T5103-2011《35kV~220kV无人值班变电站设计规程》；
（18）DL/T5394-2007《电力工程地下金属构筑物防腐技术导则》
（19）《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》（2012修订版）；
其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等；
接入电力系统
8.1.1.1接入电力系统现状及规划
1、电网现状
截至2013年底，丽江市电网共有220kV变电站2座，主变总容量为630MVA，其中220kV丽江变主变容量为2×150MVA，220kV华坪变主变容量为150＋180MVA；220kV线路5回，线路总长度301.66km。
截至2013年底丽江市电网共有110kV变电站25座，变电容量为988.5MVA；35kV变电站57座，变电容量为348MVA；110kV线路830km，35kV线路1417km。
截至2013年底，丽江境内中小水电总装机容量为413MW，全部为中小水电。
其中黑白水二级电站、黑白水三级电站、五郎河二级电站、小石丫口电站和铁川桥电站通过110kV电压等级并网，其余水电均通过35kV及以下电压等级并网。
截至2013年底，丽江市尚无火电装机。
截至2013年底，丽江市已开发新能源项目一项，即牦牛坪风电场一期，装机容量为49.5MW。
丽江市2013年全社会用电量为24.3亿kW.h，最大供电负荷为494MW，2007～2013年年均增长率分别为9.3%，8.1%。
2、电网发展规划
电源规划
根据《丽江市“十三五”电网规划》，2015年，丽江市中小水电装机约达481.5MW，至2020年约达542.6MW。
2014～2020年间，丽江市规划火电1座，即华坪煤矸石电厂，场址位于华坪县，装机规模2×150MW，预计2020年投产。
至2020年，丽江市风电装机约达224MW，光伏装机约达40MW。
其中在建新能源项目1项，为牦牛坪风电场，位于宁蒗县，总装机126MW，分三期建设完成，一期49.5MW已于2012年投运，二期49.5MW正在建设，计划于2015年投产，三期27MW预计2016年投产。
规划新能源项目2项，分别为七河风电场和落雪坪风电场，七河风电场总装机49.5MW，计划于2015年投产，落雪坪风电场总装机88MW，其中风电48MW，光伏装机40MW，计划于2015年投产。
丽江市“十二五”期间共新建500kV变电站1座（500kV太安变，主要配套云铝电解铝项目和500kV梨园电站、阿海电站的电力送出），共新增500kV主变容量合计1500MVA，新增500kV线路723km。
丽江市“十二五”期间共新增220kV变电站1座（200kV凤鸣变），扩建220kV变电站1座（220kV华坪变），新增220kV降压变容量共480MVA。
丽江市至2015年电网共有220kV变电站3座（220kV丽江变、凤鸣变、华坪变），变电容量达780MVA，其中丽江变变电容量为300MVA、凤鸣变变电容量为300MVA、华坪变变电容量为330MVA。
220kV电网基本形成以500kV太安变为中心，地方骨干电源为支撑的双回链式结构网架，各分区之间通过联络线路具备事故支援能力。
8.1.1.2光伏电站接入系统方案
本工程规划装机容量19.8MWp，一次性建成。
根据当地电力系统接线，初步拟定本光伏电站的接入系统方式为：
建设一座35kV开关站，根据本光伏电场规划容量，本期推荐采用分块发电、集中并网方案，将系统分成18个1MW的并网发电单元，每个并网发电单元经1台升压变压器升压到35kV，以2回35kV进线接入35kV开关站，从35kV开关站以1回35kV出线接入110kV期纳变电站并网，35kV开关站到110kV期纳变电站新建线路长约4.5km，导线截面选择为185mm2。
本光伏电场最终的接入系统方案以电网公司的审查意见为准。
开关站站址选择
综合考虑本项目场址位置、接入系统方案、光伏阵列布置及地形地质条件，初步考虑将开关站位置选在本期项目的中部，并考虑35kV向东出线，进站大门朝北，该地地势平坦，进出线走廊开阔。
电气主接线
8.1.1.3逆变器输出侧变压器容量的选择方案
龙潭山19.8MW分布式农牧业综合利用光伏电站工程容量为19.8MWp，配置36台500kW光伏并网逆变器，每台逆变器额定交流输出功率为500kW，功率因数＞0.99，输出交流电压为三相0.27kV。
逆变输出电压需经就地升压变压器升压至35kV后送入35kV开关站；
就地升压变压器单台容量选择如下方案：
（a）选用单台容量2500kVA，电压比35/0.27-27kV，低压侧为双分裂绕组，全站共用10台，变压器低压侧额定电流为2139A，低压侧开关设备额定电流为2500A。
其中两台光伏逆变器输出并联接至一台变压器低压侧。
（b）选用单台容量1250kVA，电压35/0.27-0.27kV，低压侧为双分裂绕组，全站共用18台，变压器低压侧额定电流为1070A，低压侧开关设备额定电流可选用1500A，2台光伏逆变器输出通过低压侧两个分裂绕组连接，没有直接并联。
（c）选用单台容量1250kVA，电压35/0.27kV，双绕组变压器，全站共用18台，变压器低压侧额定电流为1070A，低压侧开关设备额定电流可选用1500A，2台光伏逆变器输出直接并联接在变压器低压侧。
由于逆变器可靠性较差，如果两台逆变器之间没有隔离直接并联，则产生的高频谐波干扰大，所以一般升压变压器采用双分裂变压器；另外方案（a）的升压变压器容量大，所需低压断路器额定电流大，连接电缆数量多，接线复杂。
所以综上所述，本工程采用方案（b），即选用单台容量1250kVA，电压35/0.27-0.27kV，低压侧为双分裂绕组。
8.1.1.4并网光伏电站内集电电压等级的选择
并网光伏电站内每两套光伏逆变器配置1台1250kVA分裂升压变压器。
升压变压器高压侧输出电压拟10kV和35kV两种电压等级进行方案比较：
（a）采用10kV方案：
采用18座10kV箱式变电站。
在本工程光伏场区建设一座35kV升压站，光伏电池逆变器电压0.27kV经变压器升压至10kV后电缆送至10kV配电室，经升压变压器将10kV升压至35kV并网。
（b）采用35kV方案：
采用18座35kV箱式变电站。
在本工程光伏场区建设一座35kV开关站，光伏电池逆变器电压0.27kV经变压器升压至35kV后电缆送至35kV配电室，35kV配电室内设有1面进线柜、2面出线柜、1面PT柜、1面电容器出线柜、1面站变柜、1面接地变柜。
35kV集电线路电缆截面支线选用ZR-YJY22-26/35-3×50mm2，主线选用ZR-YJY22-26/35-3×95mm2，电缆总长度共计约8000m。
对上述两个方案进行综合比较，结合当地电网实际情况，以及业主单位的意见，本工程选择35kV电压等级。
8.1.1.50.27kV侧接线方式
龙潭山19.8MW分布式农牧业综合利用光伏电站工程安装36套500kW的并网逆变器，每两套逆变器配用1台容量为1250kVA的就地升压变压器，构成光伏电池-逆变器－变压器组扩大单元接线，就地升压变压器选用双分裂绕组干式变压器。
8.1.1.6逆变器直流侧接线
系统选用300Wp多晶硅光伏电池组件，其工作电压约为30.10V，开路电压约为37.10V。
根据500kW并网逆变器的MPPT电压范围，每个电池串列按照18块电池组件串联进行设计，容量为500kW的并网单元需配置99～102个电池串列，光伏电池组件的实际功率为534.6～550.8kWp。
为了减少电池串列到逆变器之间的连接线，以及方便操作和维护，本系统的电池串列采用分段连接，逐级汇流的方式接线。
即先将部分电池串列通过光伏阵列防雷汇流箱（以下简称“汇流箱”）汇流，通过直流电缆再接至直流防雷配电柜汇流，然后再与逆变器的直流侧相连。
汇流箱的的防护等级为IP65，可直接固定在太阳电池支架上，其接线方式为16进1出，即16路电池串列输入，1路直流输出至直流防雷配电柜。
输入直流电缆单根截面为为4mm2，输出电缆截面为50mm2；容量为500kW的并网单元有99~102个电池串列，其中99串列需配置16路7个汇流箱，102串列需配置16路7个汇流箱，整个20MWp的系统需配置252个16路汇流箱。
直流防雷配电柜与并网逆变器一起在逆变器室安装，按照1台并网逆变器配置1台直流防雷配电柜进行设计，共需36台直流防雷配电柜。
直流防雷配电柜具有8路直流输入接口，与8台汇流箱相连接，通过内部的配电汇流后与500kW并网逆变器的直流侧连接。
逆变器室尽量靠近光伏阵列，以限制光伏阵列防雷汇流箱至直流防雷配电柜联结电缆不致很长，减少损耗。
8.1.1.735kV集电线路
本期工程容量为19.8MWp，以2回35kV电缆集电线路接入新建开关站35kV母线，每回带光伏容量10MWp；电缆支线选用ZR-YJY22-26/35-3×50mm2、主线选用ZR-YJY22-26/35/-3×95mm2；电缆敷设方式采用直埋和电缆沟。
其中每回集电线路带10台箱变。
8.1.1.835kV开关站电气主接线
本工程建设35kV开关站，开关站的35kV接线为单母线形式，采用户内开关设备选用交流金属封闭型移开式高压成套开关柜，35kV配电装置共7面开关柜。
分别为：
PT柜1面、35kV进出线柜3面、站用电源出线柜1面、接地变出线柜1面、无功补偿出线柜1面。
8.1.1.9中性点接地方式
由于35kV集电线路均采用电缆，电缆发生单相接地时所产生的单相接地电容电流是架空线的35倍，经过初算单相接地电容电流大于10A，本工程35kV侧采用消弧线圈接地方式，35kV线路一旦发生单相接地故障，应立即切除故障线路，不允许带接地运行，以免扩大事故。
本工程的35kV系统采用电缆线路网络输电，其中，电缆线长约6km，经计算，本期35kV系统单相接地电容电流约为33A。
经综合考虑工程选用接地变和消弧线圈成套设备，其中接地变采用DKSC-630/36.75，电压35±2×2.5%，接线组别ZN，阻抗电压Uk=4%，消弧线圈取额定容量：
630kVA。
8.1.1.10无功补偿
太阳能光伏发电站逆变器输出功率因数＞0.99，场内无功损耗主要是光伏电池逆变器交流输出连接的的就地升压变压器、35kV集电线路。
为补偿这类电气设备的无功损耗，使太阳能光伏电场并网运行后，其功率因数达到电网运行规定要求，在太阳能光伏电场开关站35kV母线上设置了集中无功补偿装置。
本工程拟在35kV母线上安装1套6000kVar的动态无功补偿装置。
最终无功补偿方案以电网的批复意见为准。
主要电气设备选择
8.1.1.11短路电流水平
根据云南省电网系统规划，按2020电网最大短路电流计算，结合其它项目的设备选型，各级电压等级的设备短路电流选择如下：
35kV电压等级：
31.5kA
最终根据本工程接入系统及其系统参数进行复核。
8.1.1.12环境条件
海拔高度：
1600m
极端最高温度：
32℃
极端最低温度：
-6.9℃
污秽等级：
III级
年平均降水量
938.1mm
最大冻土深度：
多年相对湿度
63%
平均风速
2.7m/s
平均冰暴日
1.1d
平均雷暴日
63d
8.1.1.13主要电气设备选择的基本要求
对后述所有电气设备外绝缘的工频和雷电冲击试验电压均应按实际海拔高度（1600m）进行修正。
所有电气设备的技术特性必须遵照国家有关规程规范相关规定，满足本工程所处海拔高度的要求；并与工程的建设规模、产品方案和技术方案相适应，满足工程投产后生产或者使用的要求。
本工程污秽等级按Ⅲ级考虑，标准气象条件下爬电比距为3.1cm/kV（以最高电压计）。
依据《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222-2005，根据2020年最大运行方式下三相短路电流计算结果进行电气设备选择。
1、35kV高压开关柜选用铠装型移开式
型号：
KYN61-40.5
额定电压：
35kV
最高工作电压：
40.5kV
额定电流：
1250A
4S热稳定电流：
31.5kA
主要电器组件：
采用真空断路器，干式互感器等。
数量：
本期开关柜总计7面，其中进出线柜3面、接地柜1面、电容出线柜1面、站变出线柜1面、PT柜1面。
2、35kV箱式升压变压器
采用美式箱变，35kV采用负荷开关加熔断器保护，0.27kV侧采用框架式断路器保护。
高压负荷开关和低压断路器配置电动操作机构，其操作可在箱变高、低压室进行，也可实现远方遥控。
箱变内安装测控装置，可实现遥测、遥信、遥控功能。
箱式变电站安装在独立基础上，电缆从基础的预留开孔进出高低压室。
变压器选用油浸式S11-1250/35型，容量为1250kVA，电压比35±2×2.5/0.27-0.27kV，接线组别D,yn11-yn11，阻抗电压6%。
3、500kW并网逆变器
型号
技术指标
500kW
推荐最大光伏阵列输入功率
560kWp
最大光伏阵列输入电压
DC1000V
光伏阵列MPPT电压范围
DC450V—DC820V
最大直流输入电流
1200A
直流输入路数
16路
额定交流输出功率
500KW
额定电网电压及频率
三相AC270V，50Hz
允许电网电压范围
AC210V～AC310V（可设置）
允许电网频率范围
47Hz～51.5Hz（可设置）
最大效率
98.7%
欧洲效率
98.5%
功率因数
≥0.99（额定功率时）
【功率因数调节范围：
-0.95～+0.95】
总电流波形畸变率（%）
<3%（额定功率时）
夜间自耗电（W）
<100W
防护等级
IP20
允许环境温度
-25℃—+55℃
允许环境湿度
0～95%，无凝露
冷却方式
风冷
通讯接口
RS485或以太网
显示方式
触摸屏（中英文显示）
机械尺寸（宽×高×深）
2800×2180×850mm
重量（Kg）
2288kg
满功率运行最高海拔高度
≤3000米（海拔高度超过3000米需降容使用）
接入电网类型
IT系统
自动投运条件
直流输入及电网满足要求，逆变器自动运行
断电后自动重启时间
5min（时间可调）
过/欠压保护（有/无）
有
过/欠频保护（有/无）
有
防孤岛效应保护（有/无）
有
过流保护（有/无）
有
防反放电保护（有/无）
有
极性反接保护（有/无）
有
过载保护（有/无）
有
接地故障保护（有/无）
有
4、导体的选择
a）光伏场区35kV电力电缆支线选用ZR-YJY22-3×50mm2、主线选用ZR-YJY22-3×95mm2，交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套钢带内铠装型，并相应配套户外及户内电缆终端及电缆附件。
每1台箱变至逆变器室之间采用3根3×240mm2的1kV电缆。
直流配电柜与逆变器连接采用8根1×95mm2并联的1kV电缆。
b）光伏电池组件阵列之间的连接电缆截面4mm2，电缆及附件由光伏电池组件厂家成套供货。
直流防雷汇流箱至直流配电柜的直流电缆按照直流压降的2％，汇流箱至逆变器之间的电缆额定电流不小于计算电流的1.25倍，另外电缆应满足动、热稳定要求。
c）35kV出线、电容器、站变、接地变出线电缆选用35kV阻燃型交联聚乙烯绝缘聚乙烯护套三芯铜芯电力电缆ZR-YJY22-26/35-3×50、ZR-YJY22-26/35-3×95。
d）电缆终端头采用交联冷缩电缆终端设备，并选用国内优质产品；电缆终端头的额定电压及其绝缘水平，不得低于所连接电缆额定电压及其要求的绝缘水平；绝缘接头的绝缘环两侧耐受电压，不得低于所连接电缆护层绝缘水平的2倍；终端的外绝缘，应符合安置处海拔高程、污秽环境条件所需爬电比距的要求。
绝缘配合、过电压保护及接地
8.1.1.14光伏发电站过电压保护及接地
⑴过电压保护
①直击雷保护
直击雷保护分光伏电池组件和交、直流配电系统的直击雷保护。
站内光伏电池组件防直击雷见下图，光伏电池组件边框为金属，将光伏电池组件边框与支架可靠连接，然后与接地网连接，雷电流可以通过光伏电池组件边框直接散流入地，不再增加避雷针或避雷带等。
②交、直流配电系统的直击雷保护
交、直流配电系统均布置在室内。
屋顶设避雷带，用于交直流配电系统的直击雷保护。
箱变金属外壳与大地可靠连接。
③配电装置的侵入雷电波保护
根据GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》，在35kV母线上装设一组无间隙氧化锌避雷器对雷电侵入波和其他过电压进行保护；每面35kV开关柜设一组过电压保护装置。
为防止感应雷、浪涌等情况造成过电压而损坏配电房内的并网设备，其防雷措施主要采用防雷器来保护。
太阳电池串列经汇流箱后通过电缆接入直流防雷配电单元，汇流箱和配电柜内都配置防雷器。
⑵接地装置
首先充分利用各光伏电池方阵基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，以满足接地电阻值的要求。
①保护接地的范围。
根据GB50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》，对所有要求接地或接零的设备均应可靠地接地或接零。
所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、架构、电缆支架、和其它可能事故带电的金属物都应可靠接地。
本系统中，支架、太阳能板边框以及连接件均是金属制品，每个子方阵自然形成等电位体，所有子方阵之间都要进行等电位连接并通过引下线与接地网就近可靠连接，接地体之间的焊接点应进行防腐处理。
b）接地电阻
电站的保护接地、工作接地采用一个总的接地装置。
按一般要求接地电阻不大于4Ω，具体还要根据逆变器设备的接地电阻值要求来定。
根据地勘报告，本地区土壤具有微~弱腐蚀性，实践证明热镀锌扁钢具有一定的抗腐蚀性，并且投资少，建议采用热镀锌60×6mm接地扁钢，将光伏电池组件支架均可靠连接形成环网，光伏电池组件支架固定在基础上，与基础内钢筋焊接，连接支架的接地扁钢由于施工的方便性，埋深在1米左右。
8.1.1.15设备绝缘保护原则
开关站的户外配电装置设备污秽等级选取IV级，即爬电比距不小于3.1cm/kV（按最高线电压），户内配电装置设备爬电比距不小于2.0cm/kV（按最高线电压），
8.1.1.1635kV开关站过电压保护及接地
（1）防雷保护
对直击雷的保护通过在架构上设置避雷针、独立避雷针、屋顶设置避雷带来实现，保护范围的计算采用现行过电压保护规程的计算方法。
本站安装2支独立避雷针，高度均为25m，联合对开关站进行防直击雷保护。
（2）接地
全站接地电阻要求小于4Ω,主接地网施工完后,应实测接地电阻值如不满足设计要求,采取相应措施。
开关站主接地网的水平接地体用-60x6热镀锌扁钢,埋深1m以下，垂直接地极采用L50X5的热镀锌角钢，长度2.5米，两垂直接地体之间距离应大于5m。
经计算满足热稳定要求。
在避雷针和避雷器与主接地网连接处设集中接地装置设置，以加强散流。
站用电及照明
8.1.1.17开关站站用电及照明
根据开关站的规模，开关站设置设2台站用变压器，其中一台容量为200kVA，电压组合为：
35±2×2.5%/0.4kV，电源从35kV母线段上引接。
另一台为施工电源变压器，外接10kV电源，变压器容量选为200kVA，电压组合为：
10.5±2×2.5%/0.4kV。
站用变负荷统计表
序号
设备名称
单台容量（kW）
台数
总容量（kW）
参加最大负荷容量
备注
台数
总容量（kW）
电气一次
1
照明电源
30
1
30
1
30
2
消防水泵
75
2
150
-
-
3
供水泵
1.5
2
3
2
3
4
开关柜电源
2
15
30
2
4
5
轴流风机
2.2
6
13.2
6
13.2
6
插座电源
16
1
16
1
16
7
继电保护柜电源
1
20
20
20
20
8
照明配电箱
8
1
8
1
8
9
光伏场区照明
80
1
10
1
80
电气二次
1
直流系统电源
20
1
30
1
20
2
通信系统电源
10
1
20
1
10
3
监控系统电源
5
1
5
1
5
4
火灾报警系统电源
5
1
5
1
5
5
厂变测温电源
1
1
1
1
1
总计算负荷
185.7
选用变压器容量
200kVA
低压交流电压为380/220V，站用电系统采用单母线分段接线，正常时由外引电源作为主供电源，站内35kV母线引接电源为备用电源。
站用电屏选用智能低压配电屏，共计6面屏，布置在低压室内。
本工程设有正常照明和事故照明系统，正常时均由站用电380/220V三相四线制系统供电。
二次设备室、主控室等主要采用日光灯照明，同时设置应急灯和指示灯，屋外配电装置场地照明采用低布置可旋转投光灯，并通过主控制室内的开关，控制户外的接触器进行投切，道路两边采用庭院灯和草坪灯。
在主控室、配电室、通道进出口等处设事故照明，事故照明电源由直流屏直接引接，事故照明灯采用直流灯。
8.1.1.18光伏电站用电及照明
由低压交流屏出3回电缆YJV22-0.6/1-3×50+1×25，分别带9个逆变器室的照明、通风、逆变器电源、箱变二次电源、数据采集柜电源的负荷，电缆敷设与集电线路路径一块直埋敷设。
逆变器室设一个照明配电箱，供逆变器室的照明和通风。
逆变器室采用荧光灯照明，不设事故照明，设置应急照明，当正常照明断电后，应急灯可自动开启。
逆变器室设2台低噪音轴流风机。
电气设备布置
根据站址的地理位置、系统接线和各级电压出线方向，站区呈矩形布置，电气平面布置具体如下：
35kV配电装置设在开关站内，采用户内单列布置，间隔排列顺序自北向南依次为：
站用变柜、电容柜、接地变柜
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