大唐洛阳热电有限责任公司 471039
摘要：20MW级集中式风电场因容量偏小，以110kV电压等级送出，建设升压站费用折算至单位容量经济成本过高，同时也降低了110kV输电走廊及间隔使用效率。本文以某20MW级集中式风电场为例，通过对电网情况分析及相关方案比对，主要从经济性、短路计算、稳定计算、调压计算等方面验证了以35kV电压等级接入为最优方案。
关键词：20MW；风电场；接入系统
根据《河南省“十三五”能源发展规划》，河南省将以煤为基础、电为中心，进一步做大做强能源产业。同时“十三五”期间加快推进风电、秸秆发电和核电发展，适度发展抽水蓄能电站和燃气电站，提高清洁高效电力比重，构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系。该风电场属于典型的山地风电场，风电机组布置于山脊，风能资源好，风场拟建设1台2MW双馈风电机组和6台3.2MW直驱式风电机组，总装机容量21.2MW。风力发电机出口电压690V，每台风机配套提供一台箱式变电站，35kV出线侧组成联合单元接线，共设1回35kV架空集电线路，集电线路所带风机台数为7台，集电线路采用架空线路接至35kV开关站，开关站35kV侧配电装置可考虑为单母线接线。
设计方案根据本风场项目特点，在当地供电区电力市场需求预测和区内相关电网建设规划的基础上，通过电力平衡计算，分析风电场的送电方向，确定风电场在系统中的作用和地位，研究风电场接入系统方案。
一、当地电网概况及负荷特性
当地共有220kV公用变电站1座，总容量330MWA，全县最大负荷为197.1MW，全县最大负荷为224MW，同比增长13.6%。供电区已经形成以220kV变电站为支撑的110kV网架结构，基本形成了以6个110kV公用变电站为中心的供电区域，通过110kV变电站向县域35kV电网供电，220kV变电站以单回220kV线路与500kV变电站连接、单回220kV线路与邻县220kV变电站连接。35kV电网中，110kV两个变电站以县北部35kV电网提供电源支撑。
根据当地负荷曲线摸排，可知，全县2015年和2016年最大负荷均出现在夏季，最大负荷分别为195.7MW和197.1MW左右。全供电区最大负荷日间最大负荷为173MW左右，约为全年最大负荷的0.877，故夏季日间大负荷率按0.88计。夏季夜间小负荷为120MW左右，约为全年最大负荷的0.612，故夏季夜间小负荷率按0.61计。春季日间较小负荷为95MW左右，约为全年最大负荷的0.482，故春季日间小负荷率按0.49计。春季夜间小负荷为80MW左右，约为全年最大负荷的0.408，故春季夜间小负荷率按0.41计。为了减少35kV、10kV分布式光伏对负荷特性的影响，2015、2016年负荷率更有参考价值。
二、风电接入系统电压等级分析
根据目前实际操作情况，一般装机容量小于10MW的陆地风场，接入10kV或20kV中压电网。装机容量大于10MW小于50MW的陆地风场，接入35kV或110kV高压电网。装机容量大于100MW以上的陆地风场一般接入110kV以上高压电网。从装机容量上，21.2MW宜采用35kV及以上电压等级接入系统。
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三、风电场接入系统方案拟定
结合前述电网发展和接入点情况的分析，考虑风电场与周边相关变电站的距离，接入系统拟定方案如下：
方案一：风电场本期新建一座110kV升压站，以110kV电压等级出线1回接入110kV NK变110kV侧备用间隔，导线型号LGJ-185，线路长度12.5km。
方案二：风电场本期新建一座35kV开关站，以35kV电压等级出线1回接入220kV SK变35kV侧东母线备用间隔，导线型号LGJ-185，线路长度10km。
方案三：风电场本期新建一座110kV升压站，以110kV电压等级出线1回接入110kV MC变110kV侧东母II段备用间隔，导线型号LGJ-185，线路长度13.5km。
方案四：风电场本期新建一座110kV升压站，以110kV电压等级出线1回T接相邻风电场并网线，新建线路导线型号为LGJ-300，线路长度约9.4km。
四、短路电流计算
风电场接入点的短路容量反映了该节点的电压对风电注入功率变化的敏感程度，直接影响短路电流的大小，用这一指标也可表示风电场接入规模的大小。这是从风电场所在的局部电网出发，重点考察风电功率的注入对局部电网的电压质量和电压稳定性的影响。因风电场并网点短路容量的大小基本可以反映出风电场的接入可能对并网点电能质量影响的大小，为此进行了远期系统三相短路电流的计算，以比较四个方案的差别。
计算远期风电场短路电流时，采用110kV 电网大方式，计算水平年选取 2019 年，2020 年为展望年。计算采用 2019 年夏季大负荷和春季负荷方式，当地供电区各变电站所计算负荷以分区域负荷预测为依据。电厂出力根据前述电力平衡情况，结合电网负荷特性，在春季日间小负荷，光伏电站按 0.8 出力，风电按 89%出力考虑，夏季日间大负荷出现在午间时，光伏电站按 0.8 出力，风电按 0.8 出力考虑。全网 220kV 变电站 220kV 侧负荷功率因数取 0.95，计算软件采用电力系统计算分析软件 BPA 程序。各方案并网点短路电流如下：
方案一：远期风电场并网点110kV 母线三相接地短路时，短路电流为15.83kA，其中系统提供的短路电流为15.38kA，本风电场提供的短路电流为0.45kA。
方案二：远期风电场并网点35kV 母线三相接地短路时，短路电流为11.14kA，其中系统提供的短路电流为11kA，本风电场提供的短路电流为0.14kA。
方案三：远期风电场并网点110kV 母线三相接地短路时，短路电流为15.63kA，其中系统提供的短路电流为15.2kA，本风电场提供的短路电流为0.43kA。
方案四：远期风电场并网点110kV 母线三相接地短路时，短路电流为15.33kA，其中系统提供的短路电流为14.9kA，本风电场提供的短路电流为0.14kA、相邻风电提供短路电流为0.29kA。
综上所述，各方案短路电流均能满足校核，其中方案二短路电流最小。
五、经济技术分析
35kV 线路LGJ-185 按每公里35 万元核算，110kV 线路LGJ-300 按每公里65万元核算，35kV 间隔按每个50 万元核算，110kV 间隔按每个100 万核算。其中方案一总投资约1200万元，方案二总投资约500万元，方案三总投资约1400万元，方案四总投资约1050万元。此外，方案四由于是T接至相邻风场线路，因此还需要考虑向相邻风场缴纳过网费。
综上所述，方案二的经济性最佳。
六、各接入方案综合比对
方案一：优点为可利用NK变110kV备用间隔接入，且NK变35kV侧全年负载水平高于方案二、三，且年内日最大负荷相对稳定。在考虑分布式光伏出力情况下，全站冬季最大负载在30MW左右，春、夏、秋季最大负载稳定在50MW至60MW区间，2号主变负载高于1号主变负载，2号主变35kV侧最低负荷发生在冬季1月份日间，3MW左右，当日夜间负荷在10MW左右。除冬季日间外，风电接入后所发电力可在本站35kV侧就地消纳。
论文作者:张曌
论文发表刊物:《科技研究》2018年9期
论文发表时间:2018/11/20
标签：负荷论文; 风电场论文; 电流论文; 方案论文; 电网论文; 变电站论文; 电压论文; 《科技研究》2018年9期论文;