SVG动态无功补偿装置技术规范书文档格式.docx
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GB1094.2-1996《电力变压器第二部分温升》
GB1094.3-1996《电力变压器第三部分绝缘水平和绝缘试验》
GB1094.5-1996《电力变压器第五部分承受短路的能力》
GB/T6451-1999《三相油浸式电力变压器技术参数和要求》
JB/T10088-1999《6～220kV级变压器声级》
DL/T574-1995《有载分接开关运行维护导则》
GB/T13499-1992《电力变压器应用导则》
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》
《国家电网公司十八项电网重大反事故措施》
《国家电网公司》发布的最新规定执行标准
2.2环境条件
2.2.1周围空气温度
最高温度：
40.4℃
最低温度：
-40℃
最大日温差：
25K
日照强度：
0.1W/cm2（风速0.5m/s）
2.2.2海拔高度：
1000m
2.2.3最大风速：
34m/s（离地面10m高，30年一遇10分钟最大风速）
2.2.4环境相对湿度（在25℃时）
平均值：
90％
2.2.5地震烈度：
8度（中国12级度标准）
水平加速度：
0.3g
垂直加速度：
0.15g
水平加速度和垂直加速度同时作用持续三个正弦波（安全系数1.67）。
2.2.6污秽等级：
III级
泄漏比距：
≥3.1cm/kV（最高运行电压条件下，制造厂根据实际使用高海拔进行修正，并提供高海拔修正值。
）
2.2.7覆冰厚度：
10mm（风速不大于15m/s时）
2.3工程条件
2.3.1电网侧系统概况
1）系统额定电压：
220kV
2）系统最高电压：
252kV
3）系统短路电流：
40kA
4）系统额定频率：
50Hz
5）系统中性点接地方式：
直接接地
6）主变电压变比：
230±
8x1.25%/35kV
2.3.2主变低压侧系统概况
1）系统电压35kV
2）系统最高电压40.5kV
3）系统额定频率50Hz
4）35kV系统短路电流31.5kA
5）系统中性点接地方式经消弧线圈接地
2.3.3安装地点：
SVG本体部分户内安装，连接变压器户外安装。
*2.4技术指标
35kV母线动态无功补偿装置的补偿调节功能应满足“国家电网公司对风电场接入电网技术规定”中有关风电场无功功率、风电场运行电压、风电场电压调节及功率因数等的技术要求，并要求达到以下技术指标：
2.4.1功率因数补偿
当风电机组运行在不同的输出功率时，风电机组的可控功率因数变化范围应在0.95（超前）~0.95（滞后）之间。
风电场在任何运行方式下，应保证其无功功率有一定的调节容量，该容量为风电场额定运行时功率因数0.98（超前）~0.98（滞后）所确定的无功功率容量范围，风电场的无功功率能实现动态连续调节，保证风电场具有在系统事故情况下能够调节并网点电压恢复至正常水平的足够无功容量。
2.4.2谐波要求
35kV母线电压总谐波畸变率低于国家标准《电能质量、公用电网谐波》GB/T14549-93。
总谐波电压畸变
奇次谐波电压畸变
偶次谐波电压畸变
3.0%
2.4%
1.2%
2.4.3电压波动
35kV母线电压的电压波动满足国家标准《电能质量、电压波动和闪变》GB/T12326－2008。
长时闪变Plt
电压波动限制值
1.0
2%
335kV动态无功补偿装置技术要求
*3.1动态无功补偿装置的组成及技术要求
本工程安装静止无功发生器STATCOM额定容量±
10Mvar，以大功率可关断电力电子器件组成的逆变器为其核心部分。
3.1.1成套装置基本技术要求
3.1.2输出容量
成套装置以220kV母线无功功率，以及35kV母线电压作为控制目标，动态无功补偿装置的输出容量为感性10Mvar~容性10Mvar，可实现连续自动调节。
3.1.3响应时间
成套装置可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，实现任意风段的高功率因数运行。
装置动态响应时间不大于10ms。
3.1.4谐波特性
动态无功补偿装置输出电压谐波含量应能满足国标要求，并实现有源滤波功能。
3.1.5运行效率
装置运行过程中，最大有功损耗不大于成套装置总输出容量的0.5%
3.1.6过载能力
动态无功补偿装置应具有短时（2s）过载能力，过载容量为成套装置总容量的25%。
3.1.7冷却方式
动态无功补偿装置应采用强制风冷，冷却系统应采用先进、安全、可靠的方式，适应风电场的现场环境。
*3.2阀体技术要求
STATCOM链式逆变器技术参数：
额定频率：
额定容量：
±
10Mvar
额定电压：
10kV
额定电流：
577A
容量调节范围：
从额定感性容量到额定容性容量连续可调
冷却方式：
强迫风冷
平均损耗：
<
0.5%
谐波特性：
3%IN
响应速度：
不大于10ms
3.2.1阀体选型
动态无功补偿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。
阀体元件应选用德国EUPEC原装进口IGBT。
3.2.2主电路组成
系统主电路应采用链式串联结构，星形连接，每相由12个功率模块组成，并采用冗余设计，满足“N-1”的运行要求；
3.2.3阀体保护
动态无功补偿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
*3.3连接变压器技术参数
安装位置：
户外
10000kVA
高压侧额定电压：
35kV，最高运行电压40.5kV
高压分接电压范围：
±
2×
2.5%
调压方式：
无载调压
短路阻抗及允许范围：
12%
相数：
三相；
联结组标号：
Y，yn-12
频率：
50Hz
变压器形式：
油浸式变压器
自冷ONAN
*3.4控制及保护系统功能
3.4.1控制屏的外形及组成
控制器应采用柜式结构，表面采用静电喷塑工艺处理。
柜体选用优质“三防”产品，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国外的知名公司产品。
控制系统由主控机箱、PLC（可编程逻辑控制器）和触摸屏等几个主要部分组成。
各部分应实现以下功能：
触摸屏：
人机界面
PLC：
控制触摸屏的显示与操作，并完成35kV母线电容器组的投切控制。
其中一个RS485串口与主控机箱连接，另一个RS485口与触摸屏连接。
主控机箱：
由各功能板卡组成，完成核心的控制功能。
3.4.2主控制器的基本功能
1）成套装置控制系统应可根据系统电压/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和控制并联电容器的投切；
2）成套装置可实现自动检测、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；
3.4.3通讯功能
控制器应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。
可采用包括RS232C、RS485、以太网和Modem等多种通讯方式。
可支持的通讯协议有：
870-5-103
DN3.0
MODBUS等
3.4.4显示功能
控制器应采用液晶显示器，具有友好的人机界面，数据保存6个月以上。
可提供如下功能：
实时电量参数显示（电压、电流、功率因数等）
历史事件记录
故障录波
链式装置单元状态监视
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
3.4.5保护功能
动态无功补偿装置应采用了综合保护策略，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。
3.4.6其它功能要求
3.4.6.1装置应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
3.4.6.2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，上述报告均应具备打印输出功能。
3.4.6.3装置需要采集信息量
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、电容器、电抗器运行状态，装置保护动作接点状态，采集方式：
（1）直接采集：
用相应电缆连接
（2）间接采集：
通过与RTU或计算机监控系统通信获取，条件是：
RTU具备多路转发功能，RTU的通信协议与装置兼容。
是采用直接采集方法或是采用间接采集方法由用户在签定技术协议时确定。
3.4.6.4通信功能
装置应具备多路信息通道（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IEC60870-5-104：
2000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。
3.4.6.5装置控制器功能
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，可控制风电场电容器组和电抗器自动调节，（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。
3.4.6.6闭锁与报警
装置应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（电容器）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。
（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。
3.4.6.7计算分析功能
为了避免装置返复无效动作，装置应具备动作效果预测功能，当经计算分析预测无控制效果时，应自动闭锁装置（指整组投切功能）
3.4.6.8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。
3.4.6.9人机界面
（1）系统应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供货范围
提供额定容量为±
10Mvar的35kV静止无功发生器SVG装置3套
供货范围见上图框内部分，详细清单如下：
序号
名称
规格和型号
单位
数量
生产
厂家
备注
1
静止无功发生器STATCOM
套
3
1.1
启动装置
1.2
IGBT换流阀组
1.3
控制系统
1.4
连接变压器
组
2
户外箱体
个
5备品备件及专用工具
4.1随机备品备件
名称
型号
生产厂家
用途
功率模块
4.2专用工具
堆高车
数字万用表
钳形电流表
4
六角公制套筒
5
十字螺丝刀
*6其他技术要求
6.1装置试验
6.1.1概述
动态无功补偿装置必须采用国际标准或国外先进标准进行试验，符合采用国际标准产品标志条件，经国家标准化管理委员会备案。
为了保证提供的设备满足下面提出的各项要求和技术协议中的性能，供方应提供型式试验和例行试验报告。
过去基本相同或额定参数相近的运行试验鉴定报告亦应提供给买方。
各主要设备的试验可分别进行。
成组设备的试验将在设备安装后由卖方在现场完成。
供方建议的任何高于国家标准有关条款的试验标准将被接受，并优先采用。
6.2型式试验
供方应能提供证据，证明按合同提供的设备在最近5年内已按国标、IEC标准对相同的设备进行过成功的型式试验，并能提出型式试验报告，否则这些设备应按国标、IEC标准进行型式试验。
6.3验收试验
动态无功补偿成套装置和附属设备验收测试的基本项目至少包括如下各项，但不限于这些。
如果这些试验已在现场试验中完成可不再进行测试。
●通电前试验
●断路器的检验和试验
●隔离开关的检验和试验
●电容器单元和电容器组的容抗测量
●容抗及起始失衡的测量
●避雷器泄漏电流测量
●电流互感器的检验和测试
●信号回路的检验及测试
●光纤系统的衰耗试验
●继电保护、控制设备和通讯功能试验
●保护、控制设备功能试验
验收测试也应包括与与保护、控制系统有关的功能特性测试。
6.4出厂实验
每套装置均应在工厂内进行组装出厂试验，出厂试验的技术数据应随产品一起交付需方。
产品在拆装前对关键的连接部位和部件应作好标记。
必须对SVG控制系统及功率部分进行出厂全电压、满电流的高压全载试验，应具有高压全载试验中心。
6.5现场验收试验
成套装置到达现场后，由安装单位按照规定进行现场验收试验。
试验结果应与产品型式试验和出厂试验结果或其规定值相符,否则应由卖方负责。
7技术服务
7.1项目管理
合同签定后，供方应指定负责本工程的项目经理，负责协调供方在工程全过程的各项工作，如工程进度、设计制造、图纸文件、包装运输、现场安装、调试验收等。
7.2技术文件
7.2.1供方在订货前应向需方提供一般性资料，如鉴定证书、报价书、典型说明书、外形图和主要技术参数。
7.2.2在技术协议签订_7天内，供方向设计院提供下列资料2份，其中1份为电子版。
a、组装图：
应表示成套装置总的装配情况。
包括外型尺寸、总重量、及其它附件。
b、基础图：
应标明成套装置的尺寸、基础的位置和尺寸等。
c、电气原理图：
应包括成套装置的内部、外部接线；
监控系统的外型尺寸安装图及原理图、端子排图等。
7.2.3设备供货时提供下列资料8份（另附电子版AUTOCAD一份）：
设备的开箱资料除了4.2.2条所述图纸资料外，还应包括安装、运行、维护、修理说明书，部件清单，工厂试验报告，产品合格证，内部安装接线图。
7.2.4最终图纸应注明供方、需方的订货合同号并有明显最终版标记。
最终资料提交后不得任意修改，设备到货后与所提资料不符所造成的一切返工和损失由供方负责赔偿。
7.3现场服务
在设备安装过程中供方应派有经验的技术人员常住现场，免费提供现场服务。
常住人员协助需方按标准检查安装质量，处理调试投运过程中出现的问题。
供方应选派有经验的技术人员，对安装和运行人员免费培训。
7.4双方技术分工
供方的工作范围包括动态无功补偿及成套装置的设计、制造和指导调试；
需方的工作范围包括现场土建、通风、照明及建筑物防雷接地设计以及设备的安装工作；
双方一次交接点：
35kV电源电缆与成套装置的连接处；
双方二次交接点：
供方供货设备的端子，供方向需方提供相应的端子接线图及说明。
7.5质保期限
保修期1年，在保修期内，无论任何部分（包括外协件）属于质量问题而损坏的，制造厂均应无偿修理或更换。
8需方工作
8.1供方应向需方提供有特殊要求的设备技术文件。
8.2设备安装过程中，需方为供方现场派员提供工作和生活的便利条件。
8.3设备制造过程中，需方可派员到供方进行监造和检验，供方应积极配合。
9工作安排
9.1供方收到技术规范后如有异议,在1周内书面通知需方。
9.2根据工程需要可以召开设计联络会或采用其它形式解决设计及制造中的问题。
9.3文件交接要有记录，设计联络会应有会议纪要。
9.4供方提供的设备及附件规格、重量或结线有变化时，应及时书面通知需方。
10质量保证
10.1订购的新型产品除需满足本规范外，供方还应提供该产品的鉴定证书。
10.2供方应保证制造过程中的所有工艺、材料等（包括供方的外购件在内）均应符合本规范的规定。
10.3供方应有遵守本规范中各条款和工作项目的ISO900-GB/T1900质量保证体系,且该质量保证体系已经过国家认证和正常运转。
11包装、运输和贮存
11.1设备制造完成并通过试验后，应及时包装，否则应得到切实的保护，确保其不受污损。
11.2所有部件经妥善包装或装箱后，在运输过程中尚应采取其它防护措施，以免散失损坏或被盗。
11.3在包装箱外应标明需方的定货号、发货号。
11.4各种包装应能确保各零部件在运输过程中不致遭到损坏、丢失、变形、受潮和腐蚀。
11.5包装箱上应有明显的包装储运图示标志（按GB191）。
11.6整体产品或分别运输的部件都要适合运输和装载的要求。
11.7随产品提供的技术资料应完整无缺,提供份数符合GB11032的要求。
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