风电场可行性研究评测报告6电气#.docx
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风电场可行性研究评测报告6电气#
6电气
批准：
宋臻
核定：
董德兰
审查：
李云虹董翠萍
校核：
黄勇张胜利
编写：
董翠萍吕昶李勇冯献强
杨丽薇张堃高立刚陈诗锦
6电气
6.1电气一次
报告编制依据的主要规范如下：
<1）《风电场可行性研究报告编制办法》；
<2）《220kV～500kV变电所设计技术规程》DL/T5218；
<3）《35kV～110kV变电所设计规范》GB50059；
<4）《电力项目电缆设计规范》GB50217；
<5）《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222；
<6）《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620；
<7）《交流电气装置的接地》DL/T621；
<8）《66kV及以下架空电力线路设计规范》GB50061；
<9）《3kV～35kV箱式变电所订货技术条件》DL/5337。
6.1.1风电场接入系统方式说明
6.1.1.1风电场所在地区电力系统现状及其规划情况
<1）电网现状
本风电场地处甘肃河西地区，河西地区电网东起海石湾变、永登变，西至嘉峪关变，河西电网按照供电区域分为武威、金昌、张掖、嘉酒四个地区电网。
供电除靠网内发电设施所发电力外，其余电力全部要通过海<石湾变）～古<浪变）330kV线、永<登变）～古<浪变）330kV线和连<城电厂）～法<放变）220kV线来补充。
目前正常运行方式为海石湾～永登～古浪三角环网、古浪～凉州～金昌～山丹～张掖～嘉峪关双回线、嘉峪关～瓜州单回线路运行，为金昌、武威、张掖、嘉峪关地区供电。
正常运行时法<放变）宁<远堡变）线断开，连<城电厂）～法<放变）线只供武威地区用电。
河西电网目前最高电压等级为330kV，网内的发电厂主要有位于张掖的张掖电厂，装机容量2x300MW，位于金昌电网中的永昌二厂，装机容量为200MW，位于嘉酒电网的八零三电厂装机容量为135MW；酒钢自备电厂装机容量为172+2x125+2x300MW；敦煌凯腾燃机电厂装机容量50MW；通过昌马联合电站上网的小水电49.65MW；玉门镇小水电装机42.3MW；张掖龙首电站装机59MW，西流水电站装机157MW，二龙山水电站装机50.5MW。
另外还有一些小水、火电源，容量较小。
目前河西电网内风电场全部在嘉酒电网，主要有玉门洁源风电场装机110MW；大唐低窝铺风电场装机容量49MW，三十里井子风电场装机容量50MW，大梁风电场装机容量50MW，向阳风电场装机容量50MW，中电安西风电场装机容量100MW。
目前，河西地区电网中共有九座330kV变电所。
其中位于武威地区电网内的凉州330kV变主变容量为2x240MVA，古浪330kV变主变容量为2x240MVA，位于金昌地区电网内的金昌330kV变主变容量为3x240MVA，位于张掖地区电网内的张掖330kV变主变容量为2x240MVA，山丹330kV变主变容量为2x150MVA，黑河330kV变主变容量360MVA，以及位于嘉酒电网的嘉峪关330kV变，主变容量为2x150MVA，瓜州330kV变，主变容量为1x240MVA，酒钢330kV变，主变容量2x240+120MVA。
河西地区电网内还有220kV变电所两座，分别是位于武威电网中的法放变（2x120MVA>和位于金昌电网中的宁远堡变（2x120MVA>。
<2）电网发展
为配合酒泉地区5160MW风电场送出，甘肃河西电网规划建设安西750kV变、酒泉750kV变及金昌-永登-酒泉-安西双回750kV线路。
随着河西电网负荷及电源的发展，河西电网还将新建330kV玉门镇变、高台变、双湾变、东大滩变。
玉门镇330kV变建成后“π”入嘉峪关-瓜州变线路中；双湾变建成后由金昌变330kV线路出两回330kV线路供电，东大滩330kV变建成后“π”入金昌-双湾变线路中；高台变建成后“π”入张掖-嘉峪关线路中。
随着金昌、酒泉、安西750kV的建成投运，将河西330kV线路就近“π”进新建的750kV变电所，优化330kV电网结构。
另外，为利用河西走廊丰富的风力资源，将在嘉酒地区建成5160MW风电容量，同时建设7座330kV升压站为风电上网提供并网点，再进一步送往750kV变电所。
电网发展规划方案最终以电网主管部门的评审意见为准。
6.1.1.2风电场接入电力系统方案
根据甘肃省酒泉地区规划2018年前北大桥风电场区共建设5个风电场，总装机容量1000MW，北大桥第二风电场项目规划装机200MW，推荐方案为安装134台单机容量1500kW的风力发电机，计划分三年建设完成。
根据本风电场装机容量及北大桥地区规划建设的装机规模，结合风电场所在地区电网现状及规划情况，并考虑风电场机组分布情况，北大桥地区2至3个201MW风电场合建设一座330kV升压变电所，将风电场所发电能汇集至变电所升压至330kV电压等级，送入750kV瓜州变。
本项目与北大桥第二及龙源风电场在3个风电场的中间合建一座330kV升压变电所，命名为北大桥东330kV升压变电所。
本风电场所发出的电能以12回35kV集电线路接入北大桥东330kV变电所，经主变压器升压后再以1回330kV线路接入规划中的瓜州750kV变电所，并入西北电网。
导线型号为LGJ-2×300mm2,线路长度约为55km。
风电场接入电力系统设计方案<一次部分）已于2008年10月31日通过中国电力项目顾问集团公司组织的评审，评审意见详见电顾规划〔2008〕1095号文。
风电场接入电力系统接线示意图见附图9。
6.1.2电气主接线
6.1.2.1风电场集电气主接线
<1）风力发电机组与箱式变电站的组合方式
考虑到风力发电机的出口电压低<0.69kV>、单机容量较大（1500kW>、风机间距较长<350~380m），为降低电能损耗，同时使接线简单、操作运行方便，每台风力发电机配置一台容量为1600kVA，电压为35/0.69kV的箱式变电站。
风力发电机－变压器组接线方式采用一机一变单元接线方式，箱式变电站低压侧与风力发电机组间采用1kV低压电缆相连，连接电缆采用4根并联敷设的1kV低压电力电缆考虑风电场所处地势比较平坦，风力发电机组的布置位置分散，拟采用35kV集电线路输送电能。
箱式变电站布置在距离风机约20m左右的户外。
本次设计对35kV集电线路的电缆及架空敷设方案进行了比较，见表6.1。
表6.1箱式变电站技术经济比较表<1600kVA）
方案名称
比较内容
美式箱变方案
欧式箱变方案
数量
134台
134台
型号
ZGSB10-1600/35
YBF2-1600/35
综合造价
比美变高10%
优点
体积小、重量轻，结构紧凑，仅为国内同容量箱变的1/3左右；箱体散热性能好，适用性强，运行维护简单。
采用各单元相互独立的结构，防护能力强；发生故障，更换方便。
缺点
负荷开关，熔断器与变压器铁心、线圈均在一个箱体内，发生故障时更换不方便。
体积较大，散热能力差。
方案选择
推荐方案
通过对箱式变技术经济分析比较，选择了技术经济性能较好的产品，运行、维护简单，适用、经济的美式箱变。
风机与箱式变电站电气接线图见附图10。
<2>箱式变电站高压侧集电线路接线方式
根据风电场装机容量、单机容量及其风机分布特点，为了增加汇流集电线路输送容量，减少集电线路电能损耗，减少集电线路汇流组数及高压开关柜数量，箱式变电站高压侧采用35kV电压等级。
本风电场集电线路为干线汇流接线方式，推荐采用35kV架空线路。
根据风机和箱式变电站的布置、容量以及35kV架空线路的走向，将134台箱式变电站分别接入12回35kV集电线路接线，每回线路连接10～12台箱式变，每回线路的容量为15～18MW。
每台箱式变的高压侧均用一根YJV23-3×50型电力电缆引上连接至临近的35kV架空输电线路上，通过12回35kVLGJ-185/30架空线路在本风电场西南端边缘再分别通过4回YJV23-3×150型电力电缆和8回YJV23-3×185型电力电缆直埋敷设引至330kV升压变电所35kV开关柜上，实现风电机组与电网的连接。
经计算，风电场内最长的一回35kV线路约为8km，压降约为3.2%，满足规范有关要求。
在下阶段设计，应根据微观选址后所确定的风机布置方案，对35kV集电线路的电缆截面及线路走径进行进一步优化。
<3>架空线路与直埋电力电缆经济比较
表6.1风电场35kV架空线路与直埋电力电缆方案经济比较表
比较项目名称
35kV电缆方案
35kV架空线路方案
数量
单位
单价
<万元/km）
合价
<万元）
数量
单位
单价
<万元/km）
合价
<万元）
35kV电缆
YJV23-3×50
13.61
km
46.1
627.3
6.33
km
46.1
278.0
YJV23-3×95
13.61
km
68.3
929.4
km
68.3
0.0
YJV23-3×120
9.07
km
76.2
691.3
km
76.2
0.0
YJV23-3×150
9.07
km
84.8
769.3
10.36
km
84.8
878.6
YJV23-3×185
99.00
km
93.8
9286.0
21.10
km
93.8
1979.3
35kV架空线路
LGJ-185/30<单回）
km
0.0
23.9
km
20.0
506.9
LGJ-185/30<双回）
km
0.0
45.6
km
35.0
1631.0
合计
12303.4
5273.7
风电场35kV集电线路走向示意图见附图11。
风电场风机与变电所接线示意图见附图12。
<4>架空线路与直埋电力电缆技术比较
表6.2风电场35kV架空线路与直埋电力电缆方案技术比较表
方案名称
比较内容
35kV架空线路
35kV直埋电力电缆
架空线路长度单回23.9、双回45.6
0.00
电缆线路长度37.84
144.36
线路造价<万元）
5273.7
12303.4
线路电压降
≤3.2％<满足规范要求）
≤2.3％<满足规范要求）
优点
建设期一次性投资费用低，线路事故时检修方便。
运行故障率相对较低、运行维护费用较低、可靠性比架空线路高、易于施工、建设周期短。
缺点
运行维护费用较高、可靠性比电缆线路低。
影响风电场外观。
建设期一次性投资费用高
方案选择
推荐方案
备选方案
<5）集电线路设计推荐方案
架空线路建设期一次性投资费用低，线路运行故障较多、易发生断线、闪络等事故。
架空线路事故虽然多于电缆线路，但电缆线路事故的处理时间却大于架空线路。
架空线路的维护工作较简单，主要是绝缘子清扫、铁塔防腐处理、塔基加固等。
电缆线路虽然建设投资费用较高，但因为敷设于地下，不占地面空间，有利于环境美观。
同一地下电缆通道，可以容纳多回线路，输送容量适应性强。
自然条件<如雷电、风雨、盐雾、污秽等）和周围环境对电缆的影响较小，供电可靠性高。
电缆隐蔽在地下，对人身比较安全。
电缆线路的运行维护费用比较小，施工难度较小。
电缆线路运行维护简单，主要进行线路巡视和终端、接头检查。
电缆是容抗，它能补偿线路中的感抗，有利于线路运行。
电缆事故主要是外力破坏，只要加强监控，电缆事故率比架空线路低得多，在正常情况下应是架空线路事故的1/10，因此采用电缆供电提高了供电可靠性。
对风电场集电线路，使用架空线路和电缆线路各有优缺点，但因为电缆方案一次性投资高，故本风电场推荐采用35kV架空线路。
<6）风电场监控中心用电
根据规划，因为3个风电场集中建一座330kV升压变电所，每个风电场建一个独立的风电场监控中心，考虑本风电场监控中心距离330kV升压变电所较远，直接引用330kV升压变电所0.4kV所用电无法满足要求，故监控中心的用电考虑工作电源从35kV外来电源<保留施工电源）引接而来，选用一台容量为200kVA的干式变压器。
备用电源从风电场35kV集电线路引接，选用一台容量为200kVA的干式变压器。
风电场监控中心用电系统为0.4kV配电系统采用单母线分段接线，配备备自投切换装置。
风电场监控中心场用电接线示意图见附图13。
6.1.2.2风电场330kV升压变电所电气主接线
风电场330kV升压变电所由甘肃省电力设计院负责设计，本报告仅对其设计概述如下：
<1）风电场330kV升压变电所电气主接线
本项目不单独设置升压变电所，风力发电机组所发出的电能通过箱式变电站升至35kV后，采用12回35kV直埋电力电缆输送至新建的北大桥东330kV变电所的35kV高压开关柜。
北大桥东330kV变电所计划安装3台主变压器，单台主变容量240MVA，电压为35kV/330kV，共计3回主变进线，1回330kV出线，330kV侧接线方式采用单母线接线。
该变电所35kV接线方式采用3段单母线独立运行的接线方式，每段母线上预计需留有13回进线位置，35kV设备采用金属铠装中置式开关柜，共39回风机进线柜以满足北大桥第二、第三、龙源风电场电能的接入。
电网的计量考核点在本风电场升压变电所330kV线路侧和330kV主变进线侧，为此配置了相应的计费专用电流互感器线圈和电压互感器线圈。
330kV升压变电所设计详见甘肃省电力设计院初步设计报告。
330kV变电所电气主接线图见附图14。
<2）主变中性点接线方式
主变压器330kV侧为有效接地系统，330kV中性点经隔离开关接地，配置有并联的中性点避雷器及放电间隙。
35kV侧为不接地系统，主变压器35kV绕组的接线组别选择为d11接线，中性点不引出。
<3）330kV升压变电所自用电源电压等级和连接方式
本变电站所用变采用两台变压器，分别作为变电站1#及2#所用变。
工作电源由变电所35kV母线引接，备用电源从附近变电所引接，采用架空线路引致变电站围墙外，然后以高压电缆接至备用变室；备用电源采用永临结合方式，即变电所施工时做临时施工电源，变电所建成后作备用电源。
所用电接线采用单母线分段接线。
备用所用变、所用进线屏及所用馈线屏布置在主控通信楼内。
所用屏选用MNS型抽屉式低压开关柜。
6.1.3主要电气设备选择
6.1.3.1风电场短路电流计算
根据风电场接入系统设计资料和甘肃电力设计院提供的330kV升压变电所资料，风电场35kV母线短路时，系统供给的短路电流为18.47kA。
取基准容量为Sj=100MVA，基准电压为平均工作电压，即Uj=345kV，37kV和0.69kV，风电场短路电流计算正序网络等值阻抗图见图6.1，归算到风电场箱变0.69kV侧的短路电流值见表6.2。
图6.1短路电流计算正序网络等值阻抗图
表6.2短路电流计算结果表
电压
等级
短路点
短路类型
短路电流（kA>
全电流（kA>
冲击电流（kA>
35kV
d1
三相短路
34.09
53.86
89.32
0.69kV
d2
三相短路
28.13
44.45
73.70
根据短路电流计算结果，风电场35kV设备短路电流水平按40kA进行电气设备选择。
0.69kV侧设备的短路电流水平按31.5kA进行电气设备选择。
6.1.3.2330kV升压变电所短路电流计算
该部分短路电流计算详见甘肃电力设计院设计的《330kV升压变电所初设报告》。
6.1.3.3风电场主要电气设备选择
因为本项目所处海拔高度为1380m～1470m之间，在选择电气设备时重点考虑了高海拔对电气设备性能的影响，因此所选择的设备为高原型电气设备。
<1）风力发电机组
风力发电机组采用华锐SL1500/82机型，共134台，单机容量均为1500kW。
该机型应具有低电压穿越能力。
风机主要参数如下：
型号：
SL1500/82
额定功率1500kW
额定电压690V
频率50Hz
功率因数容性0.95～感性0.90
<2）箱式变电站
为了使户外变压器安全可靠地运行和安装施工的简便，本风电场选用体积小、操作方便、性能价格比较高的美式箱式变电站。
箱式变应设有信号及测量值采集接线端子，该信号能够通过风电机组的监控系统在集控中心进行监视。
箱式变压器选用油浸式三相双卷自冷式升压变压器，其主要参数如下：
型号ZGSB10－1600/35
额定容量1600kVA
额定电压35kV<高压测）
0.69kV<低压测）
短路阻抗：
6.5%
无载调压：
35±2×2.5%kV
联接组标号：
D，yn11
（b>35kV油浸式负荷开关
为了节省投资，箱式变电站35kV高压侧装设熔断器和负荷开关，负荷开关具有快速弹簧操作机构，用于终端型变压器。
负荷开关浸在变压器油里，采用绝缘操作杆来操作负荷开关，可免维护。
（c>35kV熔断器
每台箱式变的高压侧装有3只XRNT（STR20>-40.5型插入式全范围保护熔断器，作为箱变过载和短路故障的保护元件。
熔断器浸在变压器油里，采用绝缘操作杆钩住熔断器操作孔拉出熔断器管或插入熔断器管。
根据风力发电机组厂家的要求，箱式变0.69kV低压侧装设断路器，该断路器额定电流1600A，额定开断电流40kA。
<3）电力电缆
风力发电机组与箱式变电站之间采用1kV低压电缆直埋敷设连接。
经计算，发电机组与箱式变电站之间采用4根YJV23-3×240+1×120mm2的1kV电力电缆并联连接，电缆穿过风电机组基础时，采用穿埋管敷设。
电缆单根总长度约16080m。
箱式变电站至35kV架空线路采用35kV铜芯交联聚乙烯绝缘钢带铠装聚氯乙烯护套电力电缆连接，电缆规格为YJV23—35-3×50mm2，总长度约为6332m，35kV架空线路与北大桥东330kV升压变电所35kV开关柜采用直埋敷设电缆连接，规格为YJV23—35-3×1-50mm2。
4回连接有10台风机箱式变的集电线路均采用YJV23-3×150mm2电力电缆，其余8回集电线路均采用YJV22-3×185mm2电力电缆。
<4）35kV架空线路：
LGJ-185/30，长度约为23870m<单杆单回）、45558m<单杆双回）。
<5）监控中心用电工作电源变压器型号为：
SC10-200/35,35±5%/0.4kV。
<6）监控中心用电备用电源变压器型号为：
SC10-200/35,35±5%/0.4kV；
6.1.3.4330kV升压变电所主要电气设备选择
本报告只列出主要设备的基本参数，具体甘肃省电力设计院初步设计报告。
<1）主变压器
型式:
户外三相双绕组强迫油<或油导向）循环风冷有载调压升压变压器
型号：
SFPZ10-240000/330
容量比：
240/240MVA
额定电压：
363±8×1.25%/35kV
结线组别：
YN.d11
调压方式：
高压绕组末端带负荷调压
阻抗电压：
UkI-II=14.5%
<2）330kV断路器
型式：
SF6气体柱式
额定电压：
363kV
额定电流：
3150A
额定开关电流：
50kA
额定短路持续时间：
3s
<3）330kV隔离开关
型式：
水平开启式（出线侧>、垂直开启式（母线侧>
额定电压：
363kV
额定电流：
2500A
额定短时耐受电流：
50kA
额定短路持续时间：
3s
<4）330kV电流互感器
型式：
SF6倒立式
额定电压：
363kV
额定一次电流：
2×400<主变进线）、2×800<出线）
额定二次电流：
1A
准确级：
0.2S/0.5/10P30/10P30/10P30/10P30/10P30/10P30
额定输出：
0.2S、0.530VA
10P30级50VA，
额定短时热稳定电流<有效值）：
3S，50kA
额定动稳定电流<峰值）：
100kA
<5）330kV电压互感器
型式：
电容式电压互感器
额定电压比：
<330/
）：
<0.1/
）：
（0.1/
>：
（0.1/
>：
0.1kV
准确级：
0.5/0.2/0.5/3P
二次绕组的额定输出：
50VA/30VA/50VA/75VA
<6）330kV侧避雷器
型式：
氧化锌避雷器
额定电压<有效值）：
300kV
持续运行电压<有效值）：
228kV
8/20us、10kA下雷电残压<峰值）：
727kV
30/60us、2kA下操作残压<峰值）：
618kV
<7）35kV配电装置
型式：
金属铠装型中置式手车柜，配真空断路器。
额定电压：
40.5kV
额定电流：
1250A
额定开断电流：
40kA
额定短路持续时间：
3
母线型号：
3×（TMY-125×10>
<8）消弧装置
本风电场35kV输电线路采用架空线和电力电缆混合方式。
架空线总长约为115km,电缆总长约为37.84km，其单相接地时所产生的电容电流约为194A，可选用的消弧措施有两种：
安装常规的消弧线圈或采用消弧消谐及选线综合装置。
本报告推荐技术先进且经济的消弧消谐及选线综合装置，在变电所35kV侧设置消弧消谐及过电压保护装置柜。
6.1.4过电压保护及接地
6.1.4.1风电场过电压保护
风电场年平均雷暴日数为6.6d，属于少雷区，防雷保护如下。
<1）直击雷保护
直击雷保护分集控中心和风电场场区电气设备的直击雷保护。
①监控中心建筑物的直击雷保护
因为风电场年平均雷暴日数为6.6d，经计算监控中心建筑预计雷击次数小于于0．012次/a，根据《建筑物防雷设计规范》监控中心不作防雷设计。
②风电场电气设备直击雷保护
风力发电机组制造厂家都配备有防雷电保护装置。
风力发电机组、塔架及基础钢筋等均应可靠地与接地网相连接。
箱式变电站高度较低，且在风力发电机组塔架的保护范围之内，可不装设直击雷保护装置。
<2）配电装置的侵入雷电波保护
根据《交流电器装置的接地》DL/T621-1997和《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997中的有关规定，在风机箱式变高低压侧均装设有避雷器，在35kV架空线路的每个风机进线终端杆及35kV每个回路进变电所的终端杆上均装设有避雷器。
风力发电机组制造厂家在风电机组设备不同的保护区的交界处设有防雷和电涌保护器。
风力发电机组制造厂家在风电机组设备不同的保护区的交界处防雷和电涌保护器。
6.1.4.2330kV升压变电所过电压保护
<1）直击雷保护
330kV配电装置设构架避雷针进行直击雷保护，构架避雷针的高度为36m，本项目共设6座。
线路避雷线引接到330kV配电装置出线门型架的地线柱上。
本项目设置3座40m独立避雷针，主变构架、35kV配电装置由330kV构架上避雷针和独立避雷针联合保护。
所有变电设备均在构架避雷针的保护范围之内。
<2）配电装置的侵入雷电波保护
本变电站采用金属氧化物避雷器限制电力330kV系统过电压水平。
经系统计算，本站工频过电压满足规定要求，330kV断路器可不安装合闸电阻。
330kV配电装置避雷器的配置：
架空线路入口处装设一组氧化锌避雷器；变压器回路靠近变压器处设一组氧化锌避雷器；母线上不装设避雷器。
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