风电场ABC区600MW工程可行性研究报告(代商业计划书).doc
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1、6-1甘肃瓜州安北第四风电场甘肃瓜州安北第四风电场 ABC 区区 600MW工程可行性研究报告工程可行性研究报告6-2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-2008GB/T 17468-2008 电力变压器选用导则GB 11022-1999 高压开关设备通用技术条件GB 11032-2010 交流无间隙金属氧化物避雷器GB 50217-2007电力工程电缆设计规范GB 50060-20083110kV 高压配电装置设计规范GB 50061-201066kV 及以下架空电力线路设计规范DL/T 620-1997交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T 621-19
2、97交流电气装置的接地DL/T 5056-2007变电所总布置设计技术规程DL/T 5218-2005220kV500kV 变电所设计技术规程DL/T 5222-2005导体和电器选择设计技术规定QGDW 392-2009 风电场接入电网技术规定Q/GDW 341-2009 330kV 变电站通用设计规范Q/GDW394-2009 330kV750kV 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/GDW394-2009 330kV750kV 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
3、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。6-3
4、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 kWh,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。33
5、0kV 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 750k
6、V 线路 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)
7、330kV 侧接线根据 DL/T5218-2005220kV500kV 变电所设计技术规程及国网公司企业6-4标准 Q/GDW 341-2009330kV 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
8、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
9、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
10、力调控分中心文件“西电调6-5字201159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/GDW 392-2009风电场接入电网技术规定的要求,风电场应
11、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 10kV SVG 及 35kV 直挂式,10kV SVG 受 IGBT 支路电流限制,容量较小,57M
12、var SVG 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 10kV SVG。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 35 kV 直挂式 SVG,其调节容量为感性 10Mvar 至容性 28.5Mvar。(5) 主变中性
13、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6-6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
14、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。6-7d235kV0.002720.00611240M W240M W330kVd1240M W5 0.071783 0.07176 3.58079 0.029412 0.05557 3.58073.580710 0.029411 0.029413 0.055514 0.05554 0.0717图 6.1 系统等值正序网络图6-8表 6.2 短路电流结果表28.2325
15、2.43131.10120.59722.0741311.07三 三1.8三 三 三 A 31.8三 三 三 A 21.0920.6480.4297.33127.311.8三 三 三 A 149.15529.15719.310.0811229.141.8三 三 C 14036.75d227.17848.58428.81819.08522.43411453.98三 三1.8三 三 三 A 30.1150.0680.0457.47527.011.8三 三 三 A 20.1150.0680.0457.47527.011.8三 三 三 A 148.23928.61418.950.00911372.951
16、.8三 三 C 140346.5d10三 三三 三(M V A )三(s)三三 三 三 三三三(kV )三三 三三三 三三三 三三 三三三 三 三 三三三三 三三三 三 三Ich 1(kA )三 三 三 三 三三 三(kA )Iz1三 三 三 三 三 三 三 三 三三 三 三 三(kA )ich 1(kA )ifz10.1150.0680.0457.47527.011.0920.6480.4297.33127.311.0920.6480.4297.33127.31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
17、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:6-9表 6.4 主变主要参数表型号SFPZ-240000/330额定电压34581.25%/3722.5/10.5kV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
18、配电装置 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。 330kV 断路器选型330kV 断路器主要有SF6罐式断路器及SF6瓷柱式断
19、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。 330kV 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125kA6-10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
20、(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 6.9 35kV 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31.5kA35kV 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/T 5155-2002 220kV500kV变电所所用
21、电设计技术规程要求:330kV500kV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6-11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 GB 311.1高压输变电设备的绝缘配合
22、 、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
23、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/T 620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 6.10 330kV 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11751300950510其它高压电器11751300950510开关断口间1175+205850+2955806-12主变压器中性点250105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 6.11 35kV 设备绝缘水
24、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)全波内绝缘外绝缘截波内绝缘外绝缘主变压器低压侧2001852208580其它电器18595断路器断口间18595隔离开关断口间215118 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/T 621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,01.5m 电阻率变化范围在 562m2359m 之间。为满足系统
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