30MW漁光互補光伏電站項目電氣一次設計方案

30MW漁光互補光伏電站項目電氣一次設計方案1.1設計依據1光伏發(fā)電站有關設計規(guī)程規(guī)范《太陽光伏能源系統(tǒng)術語》（GB_T_2297-1989）《地面用光伏(PV)發(fā)電系統(tǒng)導則》（GB/T18479-2001）《太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程施工及驗收技術規(guī)范》（CECS85-1996）《太陽光伏電源系統(tǒng)安裝工程設計規(guī)范》（CECS84-1996）《光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)的技術規(guī)定》GB/T19964-2012《光伏系統(tǒng)電網接口特性》（IEC61727：2004）GB/T20046-2006《光伏發(fā)電站接入電網技術規(guī)定》Q/GDW617-20112其它國家及行業(yè)設計規(guī)程規(guī)范《建筑設計防火規(guī)范》GB50016-2006《建筑內部裝修設計防火規(guī)范》GB50222-1995《35～110kV變電所設計規(guī)范》GB50059-1992《電力勘測設計制圖統(tǒng)一規(guī)定》SDGJ42-1984《火力發(fā)電廠與變電站設計防火規(guī)范》G50299-2006《繼電保護和安全自動裝置技術規(guī)程》GB14285-2006《電力裝置的繼電保護和自動裝置設計規(guī)范》GB50062-2008《35kV～110kV無人值班變電所設計規(guī)程》DL/T5103-1999《變電所總布置設計技術規(guī)程》DL/T5056-1996《交流電氣裝置的過壓保護和絕緣配合》DL/T620-1997《交流電氣裝置的接地》DL/T621-1997《電測量及電能計量裝置設計技術規(guī)程》DL/T5137-2001《箱式變電站技術條件》DL/T537-2002《外殼防護等級（IP代碼）》GB4208-2008《電力工程電纜設計規(guī)范》GB50217-2007《3.6kV～40.5kV交流金屬封閉開關設備和控制設備》DL/T404-2007《低壓電器外殼防護等級》GB/T4942.2-1993《電力工程直流系統(tǒng)設計技術規(guī)程》DL/T5044-2004《多功能電能表》DL/T614-2007《建筑物防雷設計規(guī)范》GB50057-2010《電能質量電壓波動和閃變》GB12326-2008《電能質量電力系統(tǒng)供電電壓允許偏差》GB12325-2008《電能質量公用電網諧波》GB／T14549-1993《電能計量裝置技術管理規(guī)程》DL/T448-2000《電能質量三相電壓允許不平衡度》GB/T15543-2008《電能質量電力系統(tǒng)頻率允許偏差》GB/T15945-2008以上規(guī)范與標準如有最新版，均以最新版為準。1.2接入電力系統(tǒng)現狀截至2012年8月底，某電網共有35千伏及以上變電所21座，其中：220千伏變電站2座，主變3臺，容量420兆伏安；110千伏變電站8座，主變16臺，容量738兆伏安；35千伏變電站11座，主變20臺，容量212.3兆伏安。運行管轄35千伏及以上線路35條，長度382.78公里。其中:110千伏線路14條，長度192.74公里；35千伏線路21條，長度190.04公里。1.2.1接入系統(tǒng)方案方案一：以一條110kV專線送至黃塍變。黃塍變是某正在建設中的一個220kV變電站，配置一臺180MVA主變，設計建設14個110kV間隔，光伏電站可以接入。此站在建設中。本方案需建設一條約20km的110kV線路送至黃塍變。方案二：以一條110kV出線T接至安天線上。本項目距離安天線最近T接點約6km，需架設一條110kV線路至該點。由于黃塍變具體投產時間相對滯后，再加之20km的110kV線路建設周期較長，本期電站擬以110kV電壓出線以T接形式接入到安宜變與平安變的聯絡線安天線上，出線為1回。最終接入方案以接入系統(tǒng)審查意見為準。1.3升壓站站址選擇站址一：位置位于場址東北角靠近大門，交通便利，緊靠公路，地勢平坦開闊，土質較好，無妨礙進出線障礙物，進出線方便；對組件布置方案影響較小。站址二：站址位于場區(qū)中央，交通略有不便，進出線不太方便，離負荷中心相對較近，但對組件布置方案影響較大。選址比較表站址一站址二站址情況地勢平坦開闊，土質較好需做地平負荷中心離負荷中心較遠離負荷中心較近進出線問題進出線四周開闊周圍均布置組件，進出線不便進站道路緊靠規(guī)劃道路無對組件布置影響較小較大根據以上技術條件的比較，在滿足建站基本條件的情況下，備選在進出線、站址環(huán)境、運輸、與臨近設施的影響條件等多方面符合建站條件；推薦站址一。1.4電氣主接線1.4.1電氣主接線設計原則（1）根據本電站設計的規(guī)模、光伏方陣布置、接入系統(tǒng)方式、樞紐布置及設備特點等因素綜合考慮，初擬相應的接線方式。（2）主接線應滿足供電可靠、運行靈活、接線簡單明了、便于操作檢修和節(jié)約投資的原則。1.4.2光伏方陣—變壓器組合方案（1）可選用光伏方陣—箱式變電站組合方案有以下兩種，如圖6-1所示：方案一：0.625MW組件—直流匯流箱—625kW逆變器—箱式變電站單元接線方案二：1.267MW組件—直流匯流箱—2臺625kW逆變器—雙分裂繞組箱式變電站擴大單元接線圖6-1光伏方陣—變壓器組合方式（2）各方案特點：1）方案一接線特點：選用625kVA雙繞組箱式變電站，逆變器與箱式變電站容量匹配，接線簡明清晰，運行操作靈活；元件故障或檢修影響范圍小，如箱式變故障或檢修，僅影響0.625MW的光伏方陣電量送出；箱式變及高壓側出線回路較多，布置場地和設備投資較大。2）方案二接線特點：選用1250kVA雙分裂箱式變電站，組成同一擴大單元的兩逆變器相互影響較?。慌c單元接線相比減少了箱式變電站臺數及相應的高壓設備，減小布置場地，因此一次性投資相對節(jié)省，單臺變壓器容量增大；箱式變故障或檢修時，整個光伏方陣電量不能送出。（3）各方案技術比較：從接線方式看，方案一較為可靠靈活，方案二的高壓側電氣設備投資相對較少。考慮到本光伏發(fā)電站采用子方陣的設計思路，受并網逆變器輸出功率與輸出交流電壓的制約，為了提高整個光伏方陣的效率，本工程擬主要采用方案二：即2臺625kV逆變器接入1臺1250kVA雙分裂繞組升壓箱式變的升壓組合方案。1.4.3集電線路設計方案方案一：本工程升壓站共設置6回集電線路，每回進線4個發(fā)電單元。方案二：本工程升壓站共設置3回集電線路，每回進線8個發(fā)電單元。1）經技術經濟比較：方式二系統(tǒng)簡單，但可靠性稍差，10kV側故障時需切除較多的輸出容量；方式一的2組單元進線，一臺箱式變電站故障，影響的輸出容量僅為方式二的一半，投資較方式二高?？紤]到方式一比方是二投資高出較少，而本工程需要兼顧經濟性和可靠性，故本工程推薦采用方式一，即：本工程升壓站共設置6回光伏發(fā)電進線線路。2）根據光伏發(fā)電站特性，本電站最大利用小時數Tmax≤3000h。按最大長期工作電流選擇Imax≤Ial擬選用XLPE300/15架空線Imax：回路最大長期工作電流，本電站集電線路最大工作電流為289A（按4個升壓變T接計算）Ial=735AIal=735A>Imax=289A按經濟電流密度選擇Sj=Ig/jTTmax≤3000h，則查得j=1.18Sj=289/1.18=245mm2，選用截面為300/15的鋼芯鋁絞線熱穩(wěn)定校驗：Smin=√Q/Cx102=27.39<300mm2（Q=I2?t）根據計算得：35kV集電線路電纜，采用XLPE300/15合格。1.4.4光伏發(fā)電站電氣主接線1）光伏發(fā)電站升壓方式選擇：方案1：本期工程35kV采用單母線分段接線，系統(tǒng)發(fā)電容量為30MW，設置48臺625kW的逆變器。本電站設24個發(fā)電子系統(tǒng)，每個子系統(tǒng)1.267MW配置2臺625kW逆變器與1臺1250kVA分裂升壓變。經T接，共2回集電回路（具體并聯方式詳見光伏發(fā)電站電氣主接線）引至35kV進線柜。35kV配電室進線6回（發(fā)電用），出線1回接至升壓站的35kV母線，經主變壓器升壓后再通過站外110kV架空線路接至安天線。方案2：本期工程10kV采用單母線分段接線，系統(tǒng)發(fā)電容量為30MW，設置48臺625kW的逆變器。本電站設24個發(fā)電子系統(tǒng)，每個子系統(tǒng)1.267MW配置2臺625kW逆變器與1臺1250kVA分裂升壓變。經T接，共6回集電回路（具體并聯方式詳見光伏發(fā)電站電氣主接線）引至10kV進線柜。10kV配電室進線6回（發(fā)電用），出線1回接至升壓站的10kV母線，經主變壓器升壓后再通過站外110kV架空線路接至安天線。詳見光伏電站電氣主接線圖。電氣主接線方案技術經濟比較表方案系統(tǒng)名稱方案一：35kV二次升壓方案方案二：10kV二次升壓方案電氣主要設備數量及價格電氣主要設備型號電氣主要設備數量及價格電氣主要設備型號30MW發(fā)電單元35kV升壓變壓器單價：約18萬/臺共24臺合計：約432萬元35kV升壓變壓器S11-M-1250/351250kVA/625kVA-625kVA38.5±2×2.5%/0.32-0.32kVUk=1.5%Y/d11-d11（8臺）10kV升壓變壓器單價：約15萬/臺共24臺合計：約360萬元10kV升壓變壓器S11-M-1250/101250kVA/625kVA-625kVA10.5±2×2.5%/0.32-0.32kVUk=1.5%Y/d11-d11（8臺）35kV開關柜（進線）單價：約17萬/臺共21臺合計：約357萬元35kV金屬鎧裝移開式開關柜10kV開關柜（進線）單價：約15萬/臺共21臺合計：約315萬元10kV金屬鎧裝移開式開關柜35kV站用變壓器單價：約9萬/臺共1臺10kV站用變壓器單價：約8萬/臺共1臺合計：約17萬元35kV站用變壓器SC10-160/3538.5±2x2.5%/0.4kV10kV站用變壓器SC10-160/1010.5±2x2.5%/0.4kV10kV站用變壓器單價：約8萬/臺共2臺合計：約16萬元；10kV站用變壓器SC10-160/1010.5±2x2.5%/0.4kV無功補償裝置單價：170萬/套共1套合計：約170萬元；單價：150萬/套共1套合計：約150萬元二次升壓單元至110kV升壓變斷路器隔離開關電流互感器等單價：170萬/套共1套合計：約170萬元110kV升壓變31500/31500kVASZ11-31500/115115±8×1.5%/38.5kVYN,d11Ud%=14等至110kV升壓變斷路器隔離開關電流互感器等單價：170萬/套共1套合計：約170萬元110kV升壓變31500/31500kVASZ11-31500/115115±8×1.5%/10.5kVYN,d11Ud%=10.5等總計合計：約1146萬元合計：約1011萬元說明：因本工程架空線路兩方案差價很小，本表不包含導體部分只表示有關設備兩種方案不同之處價格，表中設備價格僅為參考價。經比較，方案一價格較方案二高，同時方案一種35kV電壓等級高于方案二的10kV，開關設備的安全性要求高于10kV開關設備，所以選擇方案二。2)本期光伏發(fā)電站10kV側配置動態(tài)無功補償裝置，功率柜、控制柜安裝在電氣樓內，容量暫定6MVar，最終以系統(tǒng)接入意見為準。3)站用電采用雙電源供電，其中1路引自外網，另1路引自本光伏發(fā)電站10kV母線，正常情況下，站用電由外網供電，當外網電源停電時，由光伏發(fā)電站10kV母線供電，兩路電源互為備用。子系統(tǒng)內的用電設備電源取自每個子系統(tǒng)內的升壓變壓器低壓側，在每個子系統(tǒng)升壓變壓器低壓側設置一臺10kVA的0.32/0.38V的變壓器為子系統(tǒng)內的用電設備提供電源。4）考慮本項目遠景總容量為30MW，按三期總的布置計，根據單相接地電容電流計算，本工程三期電容電流共為2.5086A，小于規(guī)范要求的30A，因此不需設置接地系統(tǒng)。電容電流計算詳見附件1。1.5主要電氣設備的選擇與布置考慮本項目建設在魚塘上，光伏發(fā)電區(qū)域就地布置的設備防護等級均應達到IP65，且應滿足能在本項目場地濕度條件下正常運行的條件。1.5.1短路電流計算經短路電流計算，按照此系統(tǒng)三相短路電流容量值，遵循《導體和電器選擇設計技術規(guī)定》-DL/T5222-2005中的規(guī)定，本工程光伏發(fā)電站內110kV母線上應能承受系統(tǒng)最大運行方式下三相短路電流為31.5kA，10kV母線上應能承受系統(tǒng)最大運行方式下三相短路電流為25kA，短路電流計算結果見附圖。1.5.2主要電氣設備選擇：（1）主變壓器主變壓器容量按電站最大連續(xù)輸出容量變壓器繞組溫升不超過60℃選擇。主變參數：SZ11-31500/115，31.5MVA，115±8×1.5%/10.5kV，Ynd11，Ud=10.5%，自然風冷。（2）110kV設備本期110kV進線1回，出線1回。110kV斷路器選用SF6斷路器，額定開斷電流值為31.5kA，三相操作機構。高壓隔離開關選用GW4-110型，額定電流為1250A。電流互感器選用LVB1-110W2型，進線額定電流2×200/5A。計量次級均帶中間抽頭，變比200/5A，熱穩(wěn)定電流為31.5kA/3s。次級排列為10P30/10P30/10P30/0.5/0.2S。（3）子系統(tǒng)升壓變升壓變選用油浸預裝式箱式變壓器。型號S11-M-1250/10，額定容量1250kVA/2×625kVA，電壓比10.5±2×2.5%/(0.32/0.32)kV，接線組別Y/d11-d11，短路阻抗Ud=1.5%，冷卻方式AN。變壓器裝設帶報警及跳閘信號的溫控設施。溫度信號通過通訊接入監(jiān)控系統(tǒng)，溫度跳閘由監(jiān)控系統(tǒng)對綜合自動化保護裝置進行遙控，10kV高壓開關柜動作于跳閘。（2）10kV配電裝置10kV高壓開關柜選用手車式開關柜，內配真空斷路器，微機綜合保護裝置等元件。額定開斷電流為25kA。（3）10kV補償電容裝置：由于光伏逆變器功率因數達0.99，且具有超前0.95～滯后0.95的功率因數調節(jié)能力，光伏電站采用動態(tài)無功補償裝置，容量擬定6MVar，最終以接入系統(tǒng)意見為準。（4）低壓配電裝置站用低壓開關柜為抽屜式開關柜，額定電壓為380V，低壓系統(tǒng)為中性點直接接地系統(tǒng)，額定開斷電流為50kA。（5）逆變器并網型逆變器選型時除應考慮具有過/欠電壓、過/欠頻率、防孤島效應、短路保護、逆向功率保護等保護功能外，同時應考慮其電壓（電流）總諧波畸變率滿足國際規(guī)定要求，減少對電網的干擾。整個光伏系統(tǒng)采用若干組逆變器，每個逆變器具有自動最大功率跟蹤功能，并能夠隨著光伏組件接收的功率，以最經濟的方式自動識別并投入運行。逆變器具有有功、無功功率調節(jié)功能，且可通過監(jiān)控系統(tǒng)遠程控制。本工程擬選用的逆變器功率為625kW，輸入直流電壓范圍為DC500-850V，輸出交流電壓為AC281-352V，功率因數大于0.99，諧波畸變率小于3%。（6）直流匯流箱本工程采用智能型匯流箱。匯流箱滿足室外安裝的使用要求，絕防護等級達到IP65，同時可接入12路的光伏組件串，每路電流最大可達10A，接入最大光伏組件串的開路電壓值可達DC900V，熔斷器的耐壓值不小于DC1000V，每路光伏組件串具有二極管防反保護功能，配有光伏專用避雷器，正極負極都具備防雷功能，采用正負極分別串聯的四極斷路器提高直流耐壓值，可承受的直流電壓值不小于DC1000V。匯流箱具有每路進線電流監(jiān)控功能，并通過RS485接口將其信息上傳至監(jiān)控系統(tǒng)，方便人員監(jiān)視和進行維護。（7）站用變壓器根據估算光伏發(fā)電站的站用電負荷，選用兩臺站用變壓器，互為備用，型號為SC10-400/1010.5±2×2.5%/0.4kV，布置在升壓站內站用電配電間。站用電電壓等級采用AC380V/220V三相四線制。本站用電負荷統(tǒng)計表詳見附件2。（8）電線電纜根據《電力工程電纜設計規(guī)范》(GB50217－94)及《防止電力生產重大事故的二十五項重點要求》對電纜選型的要求，本工程對光伏發(fā)電場內電纜均采用C類阻燃電纜對1kV及以下動力、控制電纜采用阻燃型交聯聚乙烯絕緣電纜：組件之間及組串至匯流箱采用ZRC-YJV-0.6/1kV1x4mm2，匯流箱至逆變器采用ZRC-YJV22-0.6/1kV-2x50/70mm2，逆變器至升壓變采用ZRC-YJV-0.6/1kV-3x（3x240）mm2。10kV進線柜采用ZRC-YJV22-8.7/15kV-3x50/150mm2；站內10kV線路采用XLPE300/15鋼芯鋁絞線計算機網絡電纜采用網絡五類線。發(fā)電子系統(tǒng)通訊系統(tǒng)至升壓站監(jiān)控系統(tǒng)之間通訊采用光纖傳輸。1.5.3電氣設備的布置本工程110kV配電裝置采用戶外敞開式設備，與主變壓器一起戶外布置。110kV配電裝置布置在升壓站的南側，擬定向西南架空出線。本工程設置電氣配電房，內設二次設備室、控制室、10kV配電室、無功補償室、低壓配電室，詳見升壓站電氣設備平面布置圖。10kV升壓變壓器和逆變器現場就地布置。每個光伏發(fā)電單元設一個逆變升壓子站，就地安裝逆變器、升壓變等電氣設備。24個逆變升壓子站分別布置于太陽能電池方陣附近，通過10kV架空線匯集至10kV配電室內。1.6過電壓保護及接地本電站的過電壓保護及絕緣配合設計按DL/T620-1997《交流電氣裝置的過電壓保護和絕緣配合》標準規(guī)范進行。（1）直擊雷保護本期設置了110kV升壓站，110kV配電裝置周圍采安裝1個獨立避雷針，避雷針高度為30米，防止直擊雷過電壓。對于露天光伏組件利用其四周的鋁合金邊框與支架可靠連接，再通過支架與接地體連接。（2）侵入雷電波保護為防止侵入雷電波對電氣設備造成危害，在以下各處裝設氧化鋅避雷器：110kV線路出線端、110kV配電裝置母線、10kV進、出線柜、電壓互感器柜、逆變器、升壓變壓器及匯流箱。（3）接地接地裝置及設備接地的設計按《交流電氣裝置的接地》和《十八項電網重大反事故措施》的有關規(guī)定進行設計。由于光伏組件區(qū)域在水面上，水下土