海上升压站站用电设置及接线方案优化研究

0引言

“十三五”“十四五”期间我国海上风电的发展较为迅速,伴随着海上风电的产业升级,我国海上风电场装机规模不断增加,风机单机容量也在逐渐增大[1—3]。为促进沿海地区能源结构调整优化,助力落实“双碳”目标,同时推动社会、经济的高质量发展,国家和政府对推动海上风电产业发展作出了政策决策,积极引导产业规划布局。随着近期国家政策的引导,我国海上风电正向着集群化、深水远岸、海域空间立体复合利用、坚持生态用海等方向全面发展[4—6]。

随着海上风电上网电量全面进入电力市场化交易时代,海上风电工程的建设过程中需要充分考虑降本增效、安全可靠等方面的要求。作为海上风电场工程的“中枢核心”,海上升压站的稳定运行十分重要,其有助于提高风电场的市场竞争力。科学合理的站用电系统可为海上升压站稳定运行提供坚实的保障。

我国 目前已建的海上升压站电压等级大都是220 kv,仅有一座500 kv海上升压站已投运。海上升压站为无人值守海上固定式平台,运维条件较差。对于220 kv海上升压站,工作电源一般设置两台互为备用的站用变压器,应急电源一般设置一台快速启动型柴油发电机。海上升压站380 v站用电系统为单母线接线,设置两段0.4 kv工作段母线和一段0.4 kv应急段母线。海上升压站的低压负荷由0.4 kv工作段提供一路工作电源,应急负荷和重要负荷由0.4 kv应急段提供一路备用电源[7—9]。

现阶段,海上风电集电线路通常为35kv或66 kv电压等级。本文以一座500 MW/220 kv海上升压站典型工程为例,分别分析了风电场采用35 kv和66 kv集电线路时海上升压站的站用变压器设置优化方案,并研究了海上升压站的380 v站用电接线优化方案。

1 集电线路电压为35kv时的站用变压器设置优化

目前,国内大部分海上风电场均采用电压等级为35kv的集电线路。35kv集电线路技术成熟,成本较低,安全可靠且运行经验丰富。海上升压站设置35kv中压母线,将35 kv电能汇集并升压至220 kv,通过220 kv送出海缆接入陆上电网。500 MW海上升压站设置两台220 kv主变压器,主变压器采用双分裂绕组型式,接线组别为yn,d11—d11。35kv配电装置为单母线接线。

主变低压侧采用小电阻接地方式,当集电线路发生单相接地故障时,快速切断该回路,以确保海缆及风电场的安全运行。由于主变压器低压侧绕组采用三角形接线,需设置接地变压器并配套设置接地电阻柜。

根据海上升压站的电气主接线情况,海上升压站的站用变压器可采用以下两种设置方案。

1.1方案一:站用变与接地变独立设置方案

海上升压站可采用站用变与接地变独立设置的方案。设置两台站用变,电源引 自35 kvⅡ段和Ⅲ段母线。每台主变的低压侧绕组通过电缆直接与接地变连接,共设置四台接地变。

海上升压站站用变与接地变独立设置方案示意图如图1所示。

1.2方案二:站用变与接地变合并设置方案

海上升压站也可采用站用变与接地变合并设置的方案。设置两台接地变兼站用变,电源引自海上升压站35 kvⅡ段和Ⅲ段母线。设置两台接地变,电源引 自海上升压站35 kvI段和Ⅳ段母线。

海上升压站站用变与接地变合并设置方案示意图如图2所示。

1.3 站用变设置方案优化研究

海上风电场集电线路电压为35 kv时,以上两种站用变设置方案均是可行的,均有实际工程应用。方案一中,站用变与接地变独立设置,运行方式灵活,站用变故障或检修退出运行时不会影响接地变运行;缺点是全站合计设置6台35 kV干式变压器,电气设备占地面积较大,设备成本较高。方案二中,站用变与接地变合并设置,全站合计设置4台35 kV干式变压器,电气设备占地面积较小,设备成本较低;缺点是运行方式灵活性略低,站用变故障或检修退出运行时会影响接地变运行。

与方案一相比,方案二可减小电气设备占地面积,降低工程造价,更符合轻量化海上升压站的设计趋势。推荐工程设计中采用方案二,即站用变与接地变合并设置的方案。

2集电线路电压为66kv时的站用变压器设置优化

目前,海上风电场中66 kV集电线路已有越来越多的工程应用。集电线路电压为66 kV时,500 MW海上升压站设置两台220 kV主变压器,主变压器采用双绕组型式,接线组别为YNyn0d11。 66 kVGIS配电装置采用两段单母线接线,包括集电线路进线间隔、主变间隔、母线设备间隔等。

海上升压站的站用变压器电源引接可采用以下两种方案。

2.1方案一:站用变从66 kv母线引接方案

海上升压站设置两台站用变压器,分别从两段66 kV母线引接电源。66 kVGIS配电装置设置两个站用变间隔,通过电缆与66 kV站用变连接。66 kV站用变采用油浸式变压器,布置在专用的变压器室内,设置高压细水雾消防设施。

海上升压站站用变从66 kV母线引接方案示意图如图3所示。

2.2方案二:站用变从主变平衡绕组引接方案

主变压器接线组别为YNyn0并设置平衡绕组,该平衡绕组可为站用变提供工作电源。 主变平衡绕组电压采用10.5 kV,容量按照满足站用变电源容量需求考虑,一般可取1 MVA。设置两台站用变压器,分别从两台主变的10.5 kV平衡绕组取电。10 kV站用变采用干式变压器,可在低压配电间内与低压开关柜并柜布置,节省空间。

海上升压站站用变从主变平衡绕组引接方案示意图如图4所示。

2.3    站用变设置方案优化研究

海上风电场采用66 kV集电线路时 , 以上两种站用变设置方案均是可行的。方案一中 ,设置两台66 kV站用变 ,从主变低压侧的66 kV母线引接电源 ,站用变采用油浸式变压器;该方案缺点是66 kV GIS配电装置中需要增加两个站用变间隔,66 kV油浸式站用变体积较大且需布置在专用房间内。方案二中 ,设置两台10 kV站用变 , 电源引自主变的10 kV平衡绕组 ,站用变采用干式变压器,10 kV干式站用变体积较小且不需设置专用变压器室;缺点是对主变设计要求较高 ,主变保护配置较复杂。

与方案一相比 ,方案二充分利用了主变的平衡绕组 ,可减小66 kV GIS配电装置和站用变压器的占地面积 ,设备造价较低 ,经济性更优 ,更符合轻量化海上升压站的设计趋势。 推荐工程设计中采用方案二 ,即站用变从主变平衡绕组引接的方案。

3 380 V站用电接线方案优化

500 MW海上升压站的低压站用电负荷一般约500kVA,考虑备用容量,站用变容量一般选择630kVA,短路阻抗6%。本节以10kV站用变为例进行研究论述。

海上升压站380 V站用电系统可采用暗备用或明备用接线方式,其接线方案及运行控制方式如下。

3.1方案一:380 V站用电暗备用接线方案

#1站用变通过QF1连接0.4 kV工作A段,#2站用变通过QF2连接0.4kV工作B段,柴油发电机通过QF8开关连接0.4 kV应急段。0.4 kV工作A段和0.4 kV工作B段之间设置母联开关QF5,两段互为备用。0.4kV应急段由0.4 kV工作A段和0.4 kV工作B段分别提供一路工作电源,另外由柴油发电机提供一路保安电源。

海上升压站380 V站用电暗备用接线方案示意图如图5所示。

正常工作时,#1站用变为0.4 kV工作A段供电,#2站用变为0.4 kV工作B段供电,母联开关QF5打开;0.4 kV工作A段或B段为0.4 kV应急段供电。当某一站用变发生故障或检修退出运行时,则合上母联开关QF5,由另一站用变回路供电。两个站用变回路均发生故障时,则启动柴油发电机组并断开0.4 kV工作A段、B段,仅由0.4 kV应急段对应急负荷和重要负荷供电。

3.2方案二:380 V站用电明备用接线方案

#1站用变通过QF1为0.4 kV工作A段、0.4 kV工作B段、0.4 kV应急段提供第一路电源,#2站用变通过QF2为0.4 kV工作A段、0.4 kV工作B段、0.4 kV应急段提供第二路电源,柴油发电机为0.4 kV应急段提供一路保安电源。

海上升压站380 V站用电明备用接线方案示意图如图6所示。

正常工作时,#1站用变为工作变压器,#2站用变为备用变压器。正常工作时,QF1、QF3、QF5、QF7关合,QF2、QF4、QF6、QF8、QF9打开,#1站用变为全部三段380 V母线供电,#2站用变作为热备用电源处于带电空载状态。当#1站用变发生故障退出运行时,QF2、QF4、QF6、QF8 关 合,QF1、QF3、QF5、QF7、QF9打开,#2站用变为全部三段380 V母线供电。当工作电源和备用 电源均退出时,启动柴油发电机组,QF1~QF8打开,QF9关合,仅由柴油发电机通过0.4kV应急段对应急负荷和重要负荷供电。

3.3380 V站用电接线方案优化研究

以上两种海上升压站380 V站用电接线方案均是可行的,满足海上升压站安全可靠运行的要求,均有实际工程应用。方案一采用暗备用接线方式,共设置8台框架断路器,正常工作时两台站用变各带约250kVA的站用电负荷。方案二采用明备用接线方式,共设置9台框架断路器,正常工作时一台站用变带约500 kVA的站用电负荷,另一台站用变为空载热备用。

两个方案的站用变运行损耗不同。容量为630kVA、二级能效的10 kV站用变压器,满载时的负载损耗约为5.37kw。方案一中两台站用变的负载率约为40%,负载损耗合计约1.69 kw,25年负载损耗约37.0万kw.h;方案二中工作站用变的负载率约为80%,站用变压器的负载损耗约3.38 kw,25年负载损耗约74.0万kw.h。风电场上网电价按照0.391元/(kw.h)考虑,与方案二相比,方案一运行损耗较低,全生命周期内可减少运行损耗约14.5万元。另外,方案一的低压开关柜数量比方案二少一面,可节省工程造价约8万元。与方案二相比,方案一更有助于节能减排,且经济性较优。

综合考虑,推荐工程设计中采用方案一,即380 v站用电采用暗备用接线的方案。

4结论

本文阐述了海上风电场中海上升压站的站用电典型接线方案,首先对采用额定电压为35 kv的集电线路的海上风电场提出站用变压器与接地变压器独立设置方案和合并设置方案并进行了比较研究,然后对采用额定电压为66 kv的集电线路的海上风电场提出站用变压器电源从66 kv母线引接方案和从主变平衡绕组引接方案并进行了比较研究,同时对海上升压站380 v站用电采用暗备用接线方案和明备用接线方案进行了比较研究。对于500 Mw/220 kv海上升压站典型工程,本文主要研究结论和推荐优化方案如下:

1)海上风电场采用集电线路电压为35 kv时,海上升压站的站用变压器宜采用与接地变压器合并设置的方案,即设置两台接地变兼站用变,电源引自海上升压站35 kvⅡ段和Ⅲ段母线,设置两台接地变压器,电源引自海上升压站35 kvI段和Ⅳ段母线。

2)海上风电场采用集电线路电压为66 kv时,海上升压站的站用变压器宜采用从主变平衡绕组引接的方案,即设置两台站用变压器,电源分别引自两台主变的10.5 kv平衡绕组。10 kv站用变采用干式变压器,可在低压配电间内与低压开关柜并柜布置,节省空间。

3)海上升压站380 v站用电系统推荐采用暗备用接线方式,有助于降低工程造价,减少运行损耗。

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《机电信息》2025年第17期第2篇