风电场工程可行性研究报告.docx
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风电场工程可行性研究报告
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编制依据及主要引用标准
报告编制依据和主要引用标准、规范如下：
《风电场可行性研究报告编制办法》-2008
GB/T17468-2008电力变压器选用导则
GB11022-1999高压开关设备通用技术条件
GB11032-2010交流无间隙金属氧化物避雷器
GB50217-2007电力工程电缆设计规范
GB50060-20083～110kV高压配电装置设计规范
GB50061-201066kV及以下架空电力线路设计规范
DL/T620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合
DL/T621-1997交流电气装置的接地
DL/T5056-2007变电所总布置设计技术规程
DL/T5218-2005220kV~500kV变电所设计技术规程
DL/T5222-2005导体和电器选择设计技术规定
Q／GDW392-2009风电场接入电网技术规定
Q/GDW341-2009330kV变电站通用设计规范
Q/GDW394-2009330kV～750kV智能变电站设计规范
其它相关的国家、行业标准规范，设计手册等。
Q/GDW394-2009330kV～750kV智能变电站设计规范
6.1.1.2接入系统方式说明
（1）接入电力系统现状及其规划
甘肃电网处于西北电网的中心位置，是西北电网的主要组成部分，目前最高电压等级为750kV，主网电压等级为330kV。
甘肃电网东与陕西电网通过330kV西桃、天雍、秦雍、眉雍共4回线联网；往西通过兰州东～官亭750kV线路及330kV杨海1回、海阿3回、官兰西线双回与青海电网联网；往北通过1回750kV线路及5回330kV线路与宁夏电网联网运行。
甘肃省电网分为中部电网、东部电网和河西电网，其中中部电网包括兰州、白银、定西、临夏等地区，东部电网包括庆阳、平凉、天水、陇南等地区，河西电网包括金昌、张掖、嘉峪关、酒泉等地区。
甘肃中部电网不但是甘肃省电网的核心，也是西北电网的核心，担负着东西部水火电交换的重要任务。
截至2010年底，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、风电所占比例分别为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。
依托750kV建成了坚强的河西、中部、东部330kV电网。
截至2010年底，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。
2012年为满足甘肃南部水电送出和陕甘断面交换功率的需要，提高电网供电可靠性，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，2015年桥湾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。
2020年河西～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的第三个750kV通道。
（2）升压站接入电力系统方式
根据〈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报告（系统一次）评审意见〉（以下简称〈接入系统评审意见〉），安北四升压站本期汇集安北第四风电场ABC区600MW，安装3台240MVA主变，以一回330kV出线接入拟建的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
根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
根据DL/T5218-2005《220kV~500kV变电所设计技术规程》及国网公司企业标准Q/GDW341-2009《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，可以简化接线型式。
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的地位及进出线形式，其接线方式有两个基本方案可供选择。
方案一：
单母线接线；方案二：
双母线接线。
两种方案比较如下表：
表6.1升压站进出线接线方式比较表
方案
方案一
单母线方案
方案二
双母线方案
优点
1、接线简单清晰，操作简单，易于扩建；
2、设备少，投资省，布置简单。
1、接线简单清晰，易于扩建；
2、供电可靠。
通过两组母线隔离开关的倒换操作，可以轮流检修一组母线而不致使供电中断；一组母线故障后，能迅速恢复供电；检修任一回路的母线隔离开关，只停该回路。
缺点
灵活性、可靠性相比方案二差，母线及所连接的设备检修或故障，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
由于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，采用方案一已能满足本工程安全可靠性要求。
采用方案二虽然供电可靠性更高，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
结合主变容量及目前35kV设备制造水平，本升压站各台240MVA主变35kV侧接线拟采用3段单母线接线，其中一段母线连接无功补偿装置及站用电设备，其余两段母线连接风电场电源进线，3段单母线之间采用扩大单元接线。
由于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过10A，发生单相接地短路时会引起间歇电弧过电压，需采取消弧装置避免该过电压对绝缘薄弱设备产生影响，导致事故扩大。
消弧装置常用的有经电阻接地及经消弧线圈接地。
根据国家电网西北电力调控分中心文件“西电调字[2011]59号”《关于下发防止风电大规模脱网重点措施的通知》中的要求：
对新建风电场，建议汇集线系统采用经电阻接地方式。
因此，本工程35kV侧中性点拟采用经电阻接地方式，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报告”中的推荐意见，升压站240MVA主变采用三绕组变压器，本阶段接地电阻拟接于主变35kV侧中性点上。
随着接入系统设计工作的深入进行，下阶段将对上述方案进一步研究与优化。
（4）无功补偿装置
根据Q/GDW392-2009《风电场接入电网技术规定》的要求，风电场应具备协调控制机组和无功补偿装置的能力，能够自动快速调整无功总功率，无功补偿装置需补偿主变、箱变及线路部分所需无功容量。
无功补偿装置应能够实现动态的连续调节以控制并网点电压，并满足电网电压调节速度的要求。
根据〈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补偿装置，其调节容量为感性10Mvar至容性57Mvar，并推荐采用SVG型动态无功补偿装置。
动态无功补偿装置常用的有SVC型（包括MCR型SVC和TCR型SVC）及SVG两种型式。
SVG目前有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，其联合控制方案基本不可行。
因此，本工程不适合采用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的缺点是目前国内产品运行经验较少，设备生产厂家偏少。
SVC中MCR在采用快速励磁装置后，基本能满足动态响应时间30ms的要求，但目前能生产的制造厂不多。
TCR响应时间能满足要求，缺点是产生的谐波量较大。
考虑到接入系统评审的推荐意见，本阶段拟选用35kV直挂式SVG，其调节容量为感性10Mvar至容性28.5Mvar。
（5）主变中性点接线方式
主变压器330kV侧为有效接地系统。
中性点的接地方式有以下两种方式：
方式一为直接接地，方式二为经小电抗接地。
本阶段拟选用运行方式更为灵活的经小电抗接地。
下阶段根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升压站主要电气设备选择
（1）短路电流计算
现阶段本项目接入系统设计尚未完成，根据国网公司《330kV变电站通用设计规范》要求，短路电流应根据工程建设当地的电力系统条件，按设计规划容量和远景年系统发展规划的参数，进行系统短路计算，330kV母线短路电流不超过50kA。
结合对侧升压站规划位置，暂取下列基本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的平均电压，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目前设备制造水平，本升压站330kV侧设备的短路电流水平按50kA进行电气设备选择，35kV侧设备的短路电流水平按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
基本地震烈度
Ⅵ度
（3）主要电气设备参数
a）主变压器
根据接入系统报告,升压站拟选用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，主要参数如下：
表6.4主变主要参数表
型号
SFPZ-240000/330
额定电压
345±8×1.25%/37±2×2.5/10.5kV
冷却方式
ODAF
调压方式
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。
由于户外GIS对安装清洁度要求高，而风场风沙较大，安装时清洁度较难保证。
因此，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的需要，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配电装置选用敞开式设备。
②330kV断路器选型
330kV断路器主要有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，冬季寒冷，瓷柱式断路器在-25︒C以下存在SF6气体液化问题（罐式断路器可采用适当的加热措施解决），因此330kV断路器本阶段拟采用SF6罐式断路器方案。
③330kV配电装置主要参数
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
持续运行电压
228kV
标称放电电流
10kA
c）35kV配电装置
表6.935kV开关柜主要参数表
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开关柜与主变间连接导体可采用共箱母线或全绝缘管型母线两种方式，可研阶段暂按共箱母线型式进行设计，下阶段将通过进一步的研究比较，选择合适的35kV连接导体。
6.1.1.5站用电系统
根据DL/T5155-2002《220kV~500kV变电所所用电设计技术规程》要求：
330kV~500kV变电所的主变压器为2台（组）及以上时，由主变压器低压侧引接的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的专用备用变压器。
本升压站就近地方电网引接一回电源作为厂用备用电源。
考虑到外来电源的可靠性，因此，330kV升压站站用电另采用两台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低压侧采用单母线分段的接线方式，对升压站重要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
过电压保护根据GB311.1《高压输变电设备的绝缘配合》、DL/T620-1997《交流电气装置的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；不在保护范围内的建筑物，采用在建筑屋顶设热镀锌钢带的方式进行防直击雷保护。
b）过电压保护
为防止线路侵入波雷电压，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，下阶段需根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）绝缘配合原则
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，配合系数不小于1.4。
满足DL/T620《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》规范要求。
b）主要电气设备的绝缘水平
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《交流电气装置的接地》标准要求进行设计，升压站主接地网为以水平接地体为主的人工接地装置，在构架避雷器和独立避雷针处设置集中接地装置，接地体的截面充分考虑热稳定和腐蚀要求。
根据可研阶段地质测量结果，该地区土壤电阻率较高，0～1.5m电阻率变化范围在562Ω·m～2359Ω·m之间。
为满足系统对接地电阻要求，拟采用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《交流电气装置的接地》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，不设置专用的照明变压器。
应急照明采用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，并通过逆变器交流供电。
户外配电装置照明采用低柱式万向型灯具，主干道及其它户外场所采用庭院灯。
户内照明采用荧光灯、节能灯等光源。
6.1.1.8主要电气设备布置
（1）330kV配电装置的布置
330kV配电装置采用户外中型布置，断路器单列布置，母线采用悬挂式软导线，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布置，通过共箱母线（或绝缘管型母线）与主变连接。
沿配电装置四周设有环形消防通道。
（2）其他电气设备的布置
35kV开关柜采用双列分段布置在35kV开关柜室内，电源进线采用电缆。
35kV无功补偿装置集中布置在35kV设备一侧。
升压站主要电气设备布置详见附图9、10。
6.1.1.9主要电气设备表
集控中心及升压站部分主要电气设备材料清单见表6.12。
表6.12集控中心及升压站主要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
无功补偿装置
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
其他
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
12000
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编制依据及主要引用标准
电气二次部分编制依据及主要引用标准如下：
1）《关于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报告（系统一次）评审意见的通知》
2）发改能源[2005]899号风电场可行性研究报告编制办法
3）GB/T14285-2006继电保护及安全自动装置技术规程
4）GB50116-2008火灾自动报警系统设计规范
5）GB50217-2007电力工程电缆设计规范
6）DL/T448-2000电能计量装置管理规定
7）DL/T553-1994220～500kV电力系统故障录波动态记录技术准则
8）DL/T5002-2005地区电网调度自动化设计技术规程
9）DL/T5003-2005电力系统调度自动化设计技术规程
10）DL/T5044-2004电力工程直流系统设计技术规程
11）DL/T5136-2001火力发电厂、变电所二次接线设计技术规程
12）DL/T5137-2001电测量及电能计量装置设计技术规程
13）DL/T5149-2001220～500kV变电所计算机监控系统设计技术规范
14）DL/T5218-2005220～500kV变电所设计技术规程
15）国家电网生技[2011]国网十八项电网重大反事故措施（修订版）
16）Q/GDW392－2009《风电场接入电网技术规定》
17）GB/Z19963－2005《风电场接入电力系统技术规定》
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