风电场工程可行性研究报告DOC 58页.docx
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风电场工程可行性研究报告DOC58页
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
8.8C
最低气温
-30C
最高气温
40.4C
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-25C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
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