赤峰元宝山风电场49.5MW工程初步设计说明书(2)

元宝山风电场一期49.5MW工程 初步设计（电网送审版）

赤峰克旗元宝山风电场接入系统设计报告评审意见》：本期工程49.5MW风电装机共33台风电机组，通过3回35kV线路汇集后送至新建的220kV升压站，站内信件13100MVA升压变，新建升压站一经西220kV站线路1回，线路长度100km，采用LGJ-400mm2导线。

元宝山风电场接入系统方案见图2.1-3。

2.1.4 系统对风电场的要求

根据《国网新源赤峰克旗元宝山风电场继而系统设计报告审评意见》； 1） 电气主接线

元宝山风电场升压站220kV电气主接线采用扩大单元线路-变压器组接线，35kV电气主接线采用单母线接线。 2） 短路电流水平

元宝山风电场220kV升压变电站220kV侧设备的短路电流水平按照不低于40kA设计

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35kV侧设备的短路电流水平按照不低于31.5kA设计。

3） 无功补偿

元宝山风电场220kV升压站需配置一定容量的动态可连续调节的无功补偿装置，在主变低压侧配置容量不低于13Mvar（容性）和6Mvar（感性）动态可连续调节的无功补偿装置。风电场无功补偿配置要求应与《风电场接入电网技术规定》（Q/GDW392-2009）要求一致。

4） 低电压穿越

元宝山风电场所采用的风电机组须具备低电压穿越能力，具体要求应与《风电场接入电

网技术规定》（Q/GDW392-2009）要求一致.

5) 风电功率预测

元宝山风电场须具备风电功率预测功能，具体要求应与《风电场接入电网技术规定》（Q/GDW392-2009）要求一致. 6） 电能质量

元宝山风电场并网运行可能引起的电压波动和闪变、谐波等电能质量问题需另列专题研究。

2.2 系统继电保护及其安全自动装置 2.2.1 工程概况

元宝山风电场规划装机100MW，一期装机容量49.5MW，本期在元宝山风电场内设置220kV升压站，建议在升压站内 100MVA(考虑二期)主变压器。

本期220kV出线1回，新建一回220kV送电线路至220kV经西变电所。 本期元宝山风电场升压站安装一台主变压器，一回220kV出线，风电场所发电力通过3回35kV集电线路送至升压站，再由风电场220kV升压站将电力送出。

220kV电气主接线采用变压器-线路单元接线方式。 2.2.2系统继电保护及其安全自动装置

根据接入系统审查方案，本期工程元宝山风电场升压站至经西变电所一回线路，仅在经西侧配置双套微机距离保护柜。

升压站线变组接线，未配置失灵保护。当主变高压侧断路器失灵时，由相邻后备保护延时动作切除故障。

暂不配置故障信息远传系统。根据主站的建设进度进行子站系统的实施。

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元宝山风电场接入系统后，安全稳定控制方案纳入赤峰地区西南部风电送出安稳设计统一考虑。本期在升压站配置双套稳控切机子站。 2.2.3 系统继电保护设备清册

元宝山风电场系统继电保护设备表如表2-1所示，本工程系统保护部分投资估算100万元。

表2-1风 电 场 设 备 表

100万元

2.3 调度自动化 2.3.1 工程概况

元宝山风电场最终规模100MW，本期规模49.5MW，建设1.5MW的风机33台，通过3回35kV线路接入风电场220kV升压站，升压后出1回220kV线路接经西220kV变电站。

在元宝山风电场内新建一座220kV升压站，主变规模13100MVA,电压等级为220kV/35kV，220kV主接线为线路-变压器单元接线的形式，35kV主接线为单母线接线

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方式。

2.3.2 调度关系

根据电网“同意调度、分级管理”的要求，元宝山风电场本期由东北网调调度指挥或由东北网调委托赤峰地调调度指挥，远期由蒙东中调调度。元宝山风电场远动信息分别向东北网调和赤峰地调传送，预留远期至蒙东中调的远动信息接口。 2.3.3

远动信息内容

依据《电力系统调度自动化设计技术规程》（DL/T5003-2005）并结合各调度端需要，本期工程，元宝山风电场的远动信息内容如下：

（1） 遥测

220kV线路的有功、无功功率、电流 35kV线路的有功、无功功率

主变两侧的有功功率、无功功率和电流 主变压器分头位置 风机相关测量量 （2） 遥信 全站事故总新号

220kV/35kV断路器位置新号 隔离开关位置新号 接地刀闸位置新号

220kV线路的主保护动作新号 变压器主保护动作新号 220kV线路重合闸动作新号 风机起、停新号 2.3.4

风电场远动系统

2.3.4.1 远动装置配置

本期工程为元宝山风电场配置一套计算机监控系统，远动远动功能并入改系统。计算机监控系统采用分层分布式网络结构，远动功能由监控系统远动工作站完成，由计算机监控系统采集风电场和电镀端需要的信息（其中模拟量信息以交流采样方式采集），通过监控系统远动工作站分别向东北网和赤峰地调传送远动信息。

为保障风电场与调度端信息传输的可靠性，远动工作站应为双机冗余配置，所有信息

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采集应按照直调直采、直采直送的原则进行设计。

另外，根据《电力系统调度自动化设计技术规定》要求，远动系统应配备相应的调式仪表，其配置标准按远动专用仪器仪表的配置标准执行。本期工程为元宝山风电场开列自动化仪器仪表一套。 2.3.4.2 远动系统主要技术要求

远动系统应满足远动信息采集和传送的要求，选用性能优良、可靠性高的定型产品。其选型应符合《远动终端通用技术条件》（GB/T 13729）和《微型计算机通用规范》（GB/T 9813）对远动设备功能和技术的相关要求。主要技术指标及要求如下：

1）应符合《交流采样运动终端技术条件》（DL/T 630）的相关要求；

2）可与多个调度端进行数据通信，能接收并执行遥控、遥调命令及反送检验； 3）具有遥测越死区传送、遥信变位传送、事故新号有限传送的功能； 4）应具有多种远动规约可选，以适宜不痛调度端主站的通信要求； 5）时间顺序记录分辨率不大于2ms； 6）远动信息的海明距离不小于4；

7）远动系统的平均故障间隔时间不低于25000小时；

8）远动系统与通信设备的借口处应设置通道防雷保护器，在防雷击、防过电压和

电磁兼容性等发当面应符合GB/T 13729的相关要求。

2.3.4.3 组屏方案

本期工程在升压站继电保护室内设1面远动工作站屏，安装远动工作站设备。风电场远动信息通过远动工作站向调度端上传。 2.3.5

远方点能量计量系统

2.3.5.1 电量计量装置的配置原则

按照《国家电网公司输变电工程通用设计》和《电能计量装置技术管理规程》（DL/T448-2000）的要求，元宝山风电场电量计量装置的配置原则如下：

1）关口计量点按Ⅰ类设置计量装置，考核点按Ⅱ类设置计量装置。

2）Ⅰ、Ⅱ类计量装置配置专用电压0.2级、电流0.2S级互感器或专用二次绕组。 3）互感器计量绕组的实际二次负荷应在25%-100%额定二次负荷范围内。

4）互感器计量绕组二次回路的链接导线应采用铜质单芯绝缘线。对电流二次回路，

导线截面至少应不小于4mm2；对电压二次回路，导线截面至少应不小于2.5mm2。

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