风电场可行性研究报告-6电气.doc

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 陈诗锦甘肃瓜州北大桥第三风电场200MW工程可行性研究报告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）220kV500kV变电所设计技术规程DL/T5218；（3）35kV110kV变电所设计规范GB50059 ；（4）电力工程电缆设计规范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）3kV35kV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“”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“”入金昌-双湾变线路中；高台变建成后“”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“”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2010年前北大桥风电场区共建设5个风电场，总装机容量1000MW，北大桥第二风电场工程规划装机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。本工程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-2300mm2,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日通过中国电力工程顾问集团公司组织的评审，评审意见详见电顾规划20081095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（0.69 kV)、单机容量较大(1500kW)、风机间距较长（350380m），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（YJV23-3240+1120型），将风电机组地面控制柜与箱式变电站低压侧连接。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ZGSB10-1600/35YBF2-1600/35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1012台箱式变，每回线路的容量为1518MW。每台箱式变的高压侧均用一根YJV23-350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35kV LGJ-185/30架空线路在本风电场西南端边缘再分别通过4回YJV23-3150型电力电缆和8回YJV23-3185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YJV23-35013.61 km46.1 627.3 6.33 km46.1 278.0 YJV23-39513.61 km68.3 929.4 km68.3 0.0 YJV23-31209.07 km76.2 691.3 km76.2 0.0 YJV23-31509.07 km84.8 769.3 10.36 km84.8 878.6 YJV23-318599.00 km93.8 9286.0 21.10 km93.8 1979.3 35kV架空线路LGJ-185/30（单回）km0.0 23.9km20.0 506.9 LGJ-185/30（双回）km0.0 45.6km35.0 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（km）单回23.9、 双回45.60.00电缆线路长度（km）37.84144.36线路造价（万元）5273.712303.4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，但由于敷设于地下，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，但由于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，由于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工程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=345 kV，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)35kVd1三相短路34.0953.8689.320.69kVd2三相短路28.1344.4573.70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。 6.1.3.2 330kV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由于本工程所处海拔高度为1380m1470m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 1500 kW额定电压 690 V频 率 50 Hz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。（a）箱式变压器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 ZGSB101600/35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： 3522.5%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。（d）0.69kV低压断路器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YJV23-3240+1120mm2 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YJV2335-350 mm2，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YJV2335-31-50 mm2。4回连接有10台风机箱式变的集电线路均采用YJV23-3150mm2电力电缆，其余8回集电线路均采用YJV22-3185mm2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, 355%/0.4kV。 （6）监控中心用电备用电源变压器型号为： SC10-200/35, 355%/0.4kV；6.1.3.4 330kV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：36381.25%/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）330 kV 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：2400（主变进线）、2800（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、0.5 30VA10P30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）：228kV8/20us、10kA下雷电残压（峰值）：727 kV30/60us、2kA下操作残压（峰值）：618 kV（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-12510)（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。 监控中心建筑物的直击雷保护由于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0012次/a，根据建筑物防雷设计规范监控中心不作防雷设计。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。6.1.4.2 330kV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，本工程共设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。本工程设置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。330kV升压变电所的35kV各段母线上装设一组无间隙金属氧化锌避雷器对雷电侵入波和其它过电压进行保护。6.1.4.3 接地（1）接地的范围根据交流电气装置的接地DL/T621-1997 规定，对所有要求接地或接零部分均应可靠接地或接零。（2）风电场及监控中心的接地电阻a) 风机、箱变接地电阻：风机、箱变接地采用共设地网，水平接地线采用505mm 热镀锌扁钢，敷设深度离地面0.82.0m处，垂直接地极采用505，L=2500 mm的热镀锌钢管，其接地电阻值R4，应经过实测。充分利用每个风力发电机组基础内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，若接地电阻没有达到要求，可采取将接地网外延、换土、添加石墨降阻剂等措施，直至接地电阻满足要求。b) 监控中心接地电阻：监控中心属低压及供配电系统，水平接地线采用铜包扁钢，敷设深度离地面0.82.0m处，垂直接地极采用铜包钢管及离子棒，其接地电阻值R0.5，应经过实测。充分利用监控中心建筑内的钢筋作为自然接地体，再敷设必要的人工接地网，若接地电阻没有达到要求，可采取将接地网外延、换土、添加石墨降阻剂等措施，直至接地电阻满足要求。（3）330kV升压变电所的接地电阻变电所主接地网考虑采用以水平接地体为主的人工接地装置，在构架避雷针和独立避雷针处设集中接地装置。构架避雷针接地装置与主接地网连接，并应在其附近装设集中接地装置。独立避雷针设独立的接地装置。独立避雷针、避雷线及其接地装置与道路或出入口、带电体等空气中距离及地中距离满足交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997的规定。变电所接地电阻值R2000/I。户外水平接地体选用-504铜排，垂直接地体选用采用25，长=3000mm铜棒，每根长L=3000mm。室内接地干线选用-605扁钢，并与户外主接地网相连，以保证室内电气设备可靠接地。二次小室采用-254接地铜排首尾相连布置于保护屏底，并在一点与室外主接地网相连。根据国家电网公司的“十八项反措”要求，在变电所内的主控制室、继电保护小室、电缆沟、端子箱及保护用的结合滤波器等处，敷设截面积不小于100mm2与主接地网紧密连接的等电位体。升压变电所处于戈壁荒滩，土壤电阻率高，接地电阻较难降低到要求值，本次设计考虑采用以下方法来降低接地电阻a)作2个接地深井，深井按150m考虑。b）水平接地极回填换土。6.1.5照明6.1.5.1 风电场监控中心照明照明系统工作电源从场用电0.4kV母线上引接，不单独设置专用的照明变压器。事故照明采用应急灯自带充电电池的方式。照明系统电压为380/230V。主要部位照明配置如下：（1）监控中心户外及生产楼的房顶上装设投光灯。（2）中央控制室要求光线柔和，无阴影及照度均匀，采用漫射配光、嵌入式栅格荧光灯，在顶棚上形成光带，作为工作照明。（3）监控中心办公室和标准房间均为直射配光，主要采用双管荧光灯。（4）楼梯通道层高比较低，采用壁灯；一层和二层的大厅的照明采用普通嵌入式吸顶灯。（5）在生产楼的主要疏散通道、均设置应急灯（事故照明）及疏散指示标志。（6）配电房采用配照型工厂灯和壁灯。6.1.5.2 330kV升压变电所照明 照明系统工作电源从所用电0.4kV母线上引接，不单独设置专用的照明变压器。照明系统电压为380/230V。主要部位照明配置如下：主控及综合楼内照明以双管荧光灯为主；主控室照明采用荧光灯光带；配电室采用双管荧光灯及壁灯照明；屋外配电装置采用以高效钠灯为光源的高效节能投光灯；道路照明采用庭院灯；大门处照明采用菊花式高杆路灯6.1.6 电气设备布置6.1.6.1 风电场电气设备布置箱式变电站布置在距离风电机组约20m左右的户外，风电机组与箱式变电站之间采用4根YJV22-3240+1120mm2 1kV铜芯电力电缆连接。134台箱式变电站共分为12组，通过35kV直埋电缆线路接入风电场330kV变电所。风电场监控中心布置在风电场西南角（不同的风场布置位置不同），中控室、场用变及低压配电室、通信室等均布置在监控中心内。6.1.6.2 330kV升压变电所电气设备布置 根据各等级电压进、出线方向确定各配电装置布置，本变电所自西向东依次为330kV配电装置区、主变压器及35kV户外配电装置区、35kV综合配电室，主控通信楼布置在变电所西南角。进所道路由南面与变电所南部的公路引接。（1） 330kV电气设备布置及配电装置330kV设备选用常规敞开式设备，断路器选用SF6气体柱式断路器、隔离开关选用三柱水平旋转式隔离开关，电流互感器选用SF6互感器。采用户外常规中型布置（2） 35kV电气设备布置及配电装置35kV配电装置由两部分组成：35kV户外配电装置及35kV户内配电装置。35kV馈线采用户内配电装置，35kV其它部分采用户外配电装置。35kV户内配电装置使用中置式手车开关柜，配真空断路器，两列布置，每列布置8面开关柜，采用电缆出线。35kV配电室长14.1m，宽15m。变电站共设置3座35kV配电室，分别与3台主变对应。35kV配电室及与之对应的所用变室、35kV二次小室采用联合建筑，共同构成35kV综合配电室，3座35kV综合配电室分别与3台主变对应。330kV变电所电气设备平面布置图见附图15。6.1.7 主要电气一次设备表6.1.7.1 风电场推荐方案的主要电气一次设备表表6.3 风电场主要电气一次设备表 序号名 称型号及规格单位数量1风力发电机SL1500/82, Ue=690V台1342箱式变电站ZGSB10-1600/35台13431kV电力电缆YJV23-3x240+1x120（四根并联）km16.08 435kV电力电缆YJV23-350mm23185mm2km37.845架空线(单回线路）LGJ-185/30km23.906架空线(双回线路）LGJ-185/30km45.607所用变压器SC10-200/35台280.4kV配电装置套19照明套110动力电缆km36.1.7.2 330kV升压变电所推荐方案的主要电气一次设备表表6.4 330kV升压变电所推荐方案的主要电气一次设备序号名称型号及规格单位数量1主变压器SFPZ10-240000/330台32断路器SF6气体柱式，3150A，50kA台43隔离开关三柱水平旋转式，2500A组84避雷器Y10W-300/727只125电压互感器TYD-330/只126电流互感器SF6倒立式只127中性点单极隔离开关双柱水平开启式组3835kV高压开关柜金属铠装型中置式手车柜面459高压动态无功补偿装置35kV，40MW两组，30MW一组组31035kV消弧消谐及过电压保护柜面36.2 电气二次电气二次部分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发改能源2005899号（2）220kV500kV变电所设计技术规程DL/T5218（3）35kV110kV变电所设计规范GB50059 （4）继电保护及安全自动装置技术规程GB14285-2006（5）电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T 5137（6）交流采样远动终端技术条件DL/T630（7）电力系统通信设计技术规定DL/T 5391-2007（8）远动设备及系统 第五部分：传输规约，第101 篇：基本远动任务配套标准DL/T634（9）远动设备及系统 第五部分：传输规约，第103 篇：继电保护信息接口配套标准DL/T667-1999（10）电子设备雷击导则GB7450（11）不间断电源设备GB7260（12）防止电力生产重大事故的二十五项重点要求国电公司国电发2000589 号（13）十八项电网重大反事故措施国家电网生技2005400号（14）电力工程电缆设计规范GB50217甘肃瓜州北大桥第三风电场200MW工程按“无人值班”（少人值守）的原则设计，按运行人员定期或不定期巡视的方式运行。在风电场监控中心安装一套风力发电机组中央监控系统，对134台华锐SL1500/82风力发电机组进行集中监控和管理，并对134台箱式变电站进行集中监测；风电场配套的330 kV升压变电所按少人值班的原则设计，330 kV升压变电所中安装有接入系统调度自动化设备以及计算机监控系统、继电保护、通信等设备，可实现风电场及330kV升压变电所的综合自动化，实现风电场及升压变电所的远动功能。6.2.1 风电场监控和保护风电场监控系统分为现地监控和集中监控两部分。现地监控可实现在现地对单机监视和控制以及保护。集中监控实现在风电场监控中心中控室对各台风力发电机组的监视、控制和对箱变进行监测，同时还可在远离风电场的项目公司所在地通过网络对风力发电机组和箱变进行远方监视。集中监控的对象包括134台单机容量为1500kW的风力发电机组和134台单台容量为1600kVA的箱式变电站。6.2.1.1 风力发电机组监控和保护（1） 风力发电机组现地控制风力发电机组的现地控制系统包括两部分：一部分为安装在机舱内的主控制柜（机舱控制柜），主要功能有风力发电机组电气控制系统、偏航控制系统及变桨控制系统，自动控制发电机组的启停和正常运行时的监视和控制；一部分为安装在塔筒底部的塔基控制柜，主要功能是通过光纤与机舱控制柜和中央监控系统进行数据通信以及实现手动开停机操作、监视风电机组的运行状态和运行参数。安装在每台风力发电机的塔筒内的塔基控制柜配置有触摸式彩色液晶显示器，运行人员可以通过触摸式显示器实现对风力发电机组进行手动开机、手动停机、电动机启停、风力发电机组向顺时针方向旋转或向逆时针方向旋转。风力发电机组在运行过程中，控制单元持续监测风力发电机组的转速，监视制动系统的完整性，使风力发电机组的制动系统维持在安全水平上。通过控制单元还可调节风力发电机组的功率因数等。在风力发电机组塔架上部发电机机舱里的主控制柜有手动/自动操作控制功能,在控制柜上配有一些运行方式切换以及现地手动操作的开关和按钮。现地控制系统可保证风力发电机组的正常并网发电和安全运行，具备紧急停机功能、故障报警功能、与风电场内的中央监控系统的通信功能。能够操作风机启动、停机、偏航和复位，能够记录并显示发电量、发电时间、并网时间等数据。在停电或电网故障时，保证不丢失运行数据及记录。现地控制系统不依赖于中央监控和控制系统，在中央监控系统发生连接故障时，现地控制系统能够继续控制风机并保证风机的正常运行。（2） 风力发电机组保护、测量和信号为保证电力系统正常运行和供电质量，以及当电气设备发生故障时，能在最短的时限内，自动将故障设备从电网中断开，以减轻故障设备的损坏程度和对临近地区供电的影响。风力发电机组配置以下保护和检测装置: 温度过高保护、过负荷保护、低电压保护、电网故障保护、振动超限保护、超速保护、防雷保护、电缆非正常缠绕和传感器故障信号等。保护装置动作后，发出相应动作信号，并根据故障性质自动切除故障或使风力发电机组退出运行。风力发电机组配有各种检测装置和变送器，并可在屏幕上显示每台风力发电机组实时状态和运行参数，如: 当前日期和时间、叶轮转速、发电机转速、风速、环境温度、风力发电机组温度、当前的有功和无功功率、电流、电压、机组偏航情况、自安装之日起运行的总发电量以及年发电量等。风力发电机组还可以在屏幕上显示事故或故障的性质、内容、发生日期及时间。以及箱变的运行状态、故障信号等。6.2.1.2 箱式变电站变压器的监控和保护箱式变压器高压侧配置插入式全范围保护熔断器，低压侧配置断路器，低压侧配置三相电压测量表计。高压侧的插入式熔断器作为变压器过载及短路保护，低压侧的断路器作为风机出口至箱变低压侧段的过载及短路保护。箱变还装设有温度过高保护。箱式变的运行状态及故障信号能够传送至安装在风力发电机塔基的风机控制柜内，并能在风机计算机显示屏上显示。6.2.1.3 风电场控制室集中监视和控制风电场中控室布置在风电场监控中心，在风电场监控中心配置有中央监控系统，通过中央监控系统实现对场区内的134台单机容量为1500kW的风力发电机组进行集中监视、控制和管理，并对134台容量为1600kVA的箱式变电站进行集中监测。中央监控系统与瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所计算机监控系统通信，具体的通信方式和规约在下阶段变电所计算机监控系统订货后协商确定。中控室内的运行值班人员可通过人机对话完成监视和控制任务。6.2.1.4 远程监视远程监视系统能在远方异地实时监测每台风力发电机组的运行情况，并对风力发电机组运行状态和运行参数进行制表及打印功能。为保证数据网的安全，远程数据传输可以采用接入电力专网的方式，也可配置完善的网络路由器及防火墙，通过光纤、ISDN、ADSL、CDMA、GPRS 等上Internet公用网，以VPN 实现远程监视，使远程监视终端成为网络中的一个客户。软件系统管理人员可以通过权限设置来确定远程客户具备的操作权限，从而实现远程监视。远方监视人员可通过人机对话完成远方监视任务。操作方法与在风电场监控中心控制室内值班人员的操作方法基本相同。6.2.1.5 风电场监控系统的通信网络就地通信网络是通过电缆、光缆等介质将风机、箱变和中央监控系统进行物理连接，传输介质的选择依据风电场的地理环境、风机的数量、风机之间的距离、风机与中央控制室的距离等因素，初步确定采用以单模光纤为主，电缆为辅。通信交换机支持链形、星形、环形等网络结构。风电场光缆走向示意图见附图16。中控室内的通信控制设备可传输每台风力发电机组的实时信息或运行人员的命令，也可通过Internet网络传送实时信息或命令，实现在集团公司办公室监视每台风力发电机组的运行状态和运行参数。风电场计算机监控系统结构配置图见附图17。6.2.1.6 风电场图像监视及安全警卫系统风电场监控中心设置一套图像监视及安全警卫系统，主要为方便运行管理和实现全站安全警卫功能。本工程图像监视及安全警卫系统监视范围包括风电场整个监控中心（在监控中心的进出口、室外配电装置、围墙周围以及综合楼的中控室等主要生产房间布置摄象机），要求无死区，无遮挡。该系统应具有设备及环境的外观状态监视、防盗、报警等功能，以及与风电场监控中心消防等的联动功能，如当发生火灾报警时，能联动录像。6.2.1.7 风电场监控中心的电能计量在风电场两台场用变压器高压侧均配置关口计量表计。电流互感器、电压互感器设置计量专用的二次绕组。计量专用二次回路不得接入与电能计量无关的设备。计量用电压互感器的精度为0.2级，电流互感器的精度为0.2S级。6.2.2 330kV升压变电所监控和保护瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所工程由甘肃省电力设计院设计，详细设计内容详见甘肃省电力设计院编写的瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所设计报告，本可研报告只对升压变电所监控和保护部分做简单描述，具体设计方案以瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所设计报告为准。6.2.2.1 调度关系瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所暂按由甘肃省调调度管理考虑，其远动信息直接送往省调。考虑嘉峪关地调、酒泉超高压公司的实际需要，瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所的远动信息同时送往嘉峪关地调和酒泉超高压公司。6.2.2.2 远动信息330kV升压变电所远动信息配置内容如下：（1）用于EMS/SCADA的遥测信息升压变高、低压侧有功功率、无功功率、有功电能量和电流。330kV线路有功功率、无功功率、有功电能量和电流。330kV线路电压。330kV母线电压。35kV集电线路有功功率、无功功率和电流。35kV分段电流。35kV母线电压。无功补偿装置的无功功率。（2）用于计量系统的数据（带时标）升压变高压侧有功电能量数据。330kV线路有功电能量数据。四象限无功电能量数据。（3）遥信升压站事故总信号。远动设备事故总信号。断路器位置信号。隔离开关位置信号。升压变差动保护动作信号。升压变后备保护动作信号。升压变本体保护动作信号。330kV线路主要保护信号。330kV线路重合闸动作信号。330kV线路失灵远跳保护动作信号。330kV断路器失灵保护信号。330kV母线保护动作信号。35kV线路保护动作信号。35kV线路重合闸动作信号。35kV母线保护动作信号。断路器控制回路断线信号。断路器操作机构故障信号。（4）遥控a）断路器的分、合。b) 重要隔离开关的分、合。（5）远动信息传输通道以接入电力调度数据网为主通道，以点对点传输方式为备用通道。调度端与本变电所的远动及其他信息交换内容，详见瓜州北大桥东风电场330kV升压变电所设计报告。6.2.2.3 计算机监控系统330kV升压变电所设置计算机监控系统，完成330kV升压变电所内电气设备监控功能,实现风电场及330kV升压变电所的综合自动化。（1）330kV变电所电气设备控制方式a. 330kV变电所的主要电气设备可现地控制也可采用集中监控。在中控室可操作330kV断路器、330kV隔离开关、35kV断路器。b. 330kV隔离开关与断路器和接地刀闸装设有完备的电气防误操作装置。（2）计算机监控系统的结构：本升压变电所监控系统采用开放式分层分布系统结构， 由站控层和间隔层两部分组成。网络结构采用双以太网。（3）计算机监控系统的功能：数据采集、数据处理、数据库的建立与维护、控制及防误操作闭锁、防误操作、画面显示和打印、远动功能、与风电场中央监控系统的通信、时钟同步、运行管理、制表打印、人机联系、系