王艷輝

（1.華北電力大學；2.內蒙古東部電力有限公司，內蒙古 呼和浩特 010020）

內蒙古東部地區(qū)風電場接網方案探討

王艷輝

（1.華北電力大學；2.內蒙古東部電力有限公司，內蒙古 呼和浩特 010020）

本文通過對風電場不同接網方案對比分析，結合蒙東電網實際情況，提出適合蒙東地區(qū)風電場接網方案建議，旨在為蒙東地區(qū)的風電接網提供技術原則.

蒙東；風電場；接網；方案

內蒙古東部地區(qū)（以下簡稱蒙東地區(qū)）地處北半球中緯度盛行西風帶，受西伯利亞及蒙古冷高壓和蒙古高原氣旋等天氣系統，以及東亞海陸季風和蒙古高原季風的影響，風能資源十分豐富.內蒙古地區(qū)風能資源部儲量為8.98億千瓦，蒙東地區(qū)風能資源儲量占內蒙古地區(qū)全部儲量的32％.蒙東地區(qū)風能資源的技術可開發(fā)量約為4300萬千瓦，約占內蒙古自治區(qū)全部技術可開發(fā)量的29％.蒙東地區(qū)被列為國家七個千萬千瓦風電基地之一.

近幾年來，蒙東地區(qū)風電從第一臺風機屹立，到2010年底蒙東337萬千瓦裝機容量，蒙東地區(qū)風電發(fā)展速度遙遙領先.為更好、更快的引導蒙東地區(qū)風電有序發(fā)展，在保證電網安全穩(wěn)定的前提下，合理的規(guī)劃論證風電場接入電網方案，在滿足風電場接入系統需要、支持風電發(fā)展、調整我國能源結構，促進節(jié)能減排，保障生態(tài)環(huán)境，有重要意義.

1 蒙東電網及地區(qū)風電場分布特點

1.1蒙東電網特點

蒙東電網位于內蒙古自治區(qū)東部，供電區(qū)域為呼倫貝爾市、興安盟、通遼市和赤峰市,地域遼闊，供電面積46.83萬平方公里.目前，蒙東四盟市電網均直接與東北主網聯網運行，蒙東電網尚未形成統一的電網.截至2011年8月底，蒙東電網裝機容量1866.68萬千瓦，全社會用電量203.90億千瓦時，網供最高負荷346萬千瓦，外送電量完成278.34億千瓦時，是典型的“小負荷、大電源”的外送型電網.

長期以來，蒙東電網特別是呼興電網，受原管理體制、投資不足等因素，電網建設嚴重滯后，蒙東電網形成了供電面積大，供電距離遠，電網結構薄弱、松散的主要特點.蒙東地區(qū)220kV電網局部地區(qū)形成環(huán)網，大部分地區(qū)依然是輻射狀220kV線路供電，且尚有很多縣區(qū)沒有220kV變電站，仍然采用110kV或66kV線路長距離、單電源、單回線路供電，網內部分供電區(qū)域與主網架之間電氣聯系薄弱.

1.2地區(qū)風電場分布特點

蒙東地區(qū)風電資源分布與負荷中心呈逆向分布.大部分風電場分布在遠離主網架的偏遠山區(qū)，遠離負荷中心.蒙東地區(qū)風資源分布較為集中，風電所發(fā)電量無法就地平衡，只有通過長距離輸電線路接入電網負荷中心才能實現風電集中開發(fā)和外送消納.蒙東電網“小負荷、大電源”決定了“大風電融入大電網”成為蒙東風電發(fā)展的必然選擇.

下圖為蒙東地區(qū)50米風速風資源分布圖：

2 風電場接網典型方案分析

2.1接入系統方案

（1）孤立風電場，且與其它風電場距離較遠，無法聯合送出，采用經1回聯網線路直接接入系統.

（2）孤立風電場，距離電網變電壓較遠且有送電線路可以就近利用，采用經1回聯網線路“T”接至就近線路接入系統.

（3）分布在同一送電走廊沿線的多個風電場，可采用沿線風電場聯網線路均“T”接匯集至一條送出通道實現接入系統.

（4）多個風電場分布距離近，較為集中，可采風電場聯合匯集接入同一個升壓站或匯集站接入系統.

（5）風電場升壓站串聯接入電網也是幾個風電場接入電網的一種方案.

2.2接網方案比較及技術經濟分析

風電接入方案及技術經濟分析（如下表所示）

由上表看出：方案一技術性、經濟性較差，該方案適用于新建變電站，按照周邊風電規(guī)劃，預留相應間隔位置.方案二適用于現有運行變電站，可滿足多座風電場接入要求.隨著匯集容量加大，遠期需結合電網發(fā)展對聯網方案進一步調整.方案三、方案五不適用不同業(yè)主風電場，運行、管理、維護等關系復雜，前期溝通協調難度大，遇問題易發(fā)生業(yè)主相互推諉現象.方案四適用匯集站附近風資源、風電場規(guī)模比較確定，電網建設資金比較富足情況.

國網公司風電場送出工程典型設計方案按照風電場升壓站的電氣主接線應盡量簡化、節(jié)省投資和年運行費用，并考慮分期建設和過渡的方便等技術要求，根據風電場的規(guī)模，合理確定接入電壓等級：容量較小的風電場可采用低電壓等級分散接入系統，容量較大的風電場可采用較高電壓等級集中接入系統.方案一至四均符合國網公司風電場送出工程典型設計方案，方案五不是國網公司典型設計推薦方案.

2.3風電場升壓站電氣主接線方案

風電場各類型變電站的主接線設計應滿足可靠性、靈活性、經濟性三項基本要素.變電站主接線方案應考慮變電站在風電場中的地位和作用、變電站分期和終期建設規(guī)模等方面綜合確定.

國內風電場升壓站規(guī)?；旧戏制诮ㄔO，由于風電場利用小時數低，聯網線路一般采用1回線路.風電場升壓站電氣主接線主要采用線路－變壓器組、擴大單元接線（進線端不安裝斷路器）與單母線接線方式，符合國網公司風電場典型設計方案.線路-變壓器單元接線最簡單，設備開關最少，且不需高壓配電裝置，適用于升壓站只有一臺主變和一回送出線路的情況；單母線接線簡單清晰、操作方便、便于擴建，適用于進出線回數三回及以上的情況.

風電場升壓站電氣主接線典型設計如下圖所示：

考慮風電場維護系統保護、通信能力較弱，為簡化保護配置，節(jié)省投資，風電場聯網線路主要采用在電網系統線路側配置雙套距離零序保護作為線路主保護，保護范圍延伸至風電場主要高壓側.該保護配置方案可以實現線路全線故障時快速切除故障要求.該方案存在風電場升壓站單臺主變故障將造成風電場全停，但由于主變故障率低、風電發(fā)電能力不確定性及風電在系統中的地位與作用，采用該保護配置方案是可行的,該保護配置方案也符合《國網公司風電場電氣系統典型設計》和《國家電網公司風電場接入系統設計內容深度規(guī)定》要求.

3 蒙東地區(qū)風電場接網方案現狀

截至2011年6月底，蒙東地區(qū)已接入電網運行的風電場48座，裝機容量521.17萬千瓦.結合蒙東電網網架薄弱、“大電源、小負荷”、供電面積大及供電距離遠、電網松散等特點，蒙東地區(qū)風電場目前采用：單個風電場遠距離專用聯網線路直接接入電網、多個風電場聯網線路“T”接匯集后共用1個聯網線路通道接入電網、風電場各自聯網線路均接入匯集站后接入電網3種主要接網方案，其中多個風電場聯網線路“T”接匯集接入電網方案使用情況較為普遍.

為節(jié)省投資，簡化風電場電氣主接線，蒙東地區(qū)風電場一般采用線路－變壓器組或單母線接線方式，聯網線路不配置光纖差動保護，采用只在電網系統側按雙重化原則配置微機型分段式距離、零序保護，風電場升壓站側不配置線路保護.

4 風電場“T”接匯集聯網方案對電網運行影響

經統計分析風電場“T”接匯集聯網方案對蒙東電網運行影響如下：

4.1 電網送出線路上“T”接有多條風電場聯網線路，其中1條風電聯網線路發(fā)生故障，就會導致整個故障線路“T”接所在的電網線路跳閘，同時將伴隨有大量風機脫網.如聯網線路上存在非電網公司產權的“T”接送出線路，存在該T”接送出線路故障影響電網公司產權線路的運行可靠性和跳閘率等運行指標.

4.2 風電聯網線路重合閘調度目前不投入使用，故障跳閘后需要手動強送.2010年蒙東地區(qū)220千伏線路故障跳閘15次，其中風電線路“T”接情況的聯網線路跳閘占風電聯網線路總跳閘5次中的3次.

4.3多個風電場聯網線路“T”接匯集接入系統，每個風電場至“T”接點聯網線路長短不一，線路故障跳閘保護裝置測距范圍內需要對所有“T”接線路進行巡線找故障點，巡線時間加長、運維人員勞動強度加大，線路恢復送電時間加長.

5 蒙東地區(qū)風電場聯網線路“T”接匯集優(yōu)點

5.1 蒙東電網地區(qū)風電裝機規(guī)模遠遠大于當地負荷水平，風電場遠離主網架，采用以220千伏電壓等級接網，相互匯集“T”接入電網，縮短聯網線路長度，充分利用線路輸送能力，節(jié)省投資，利用有限的系統側變電間隔較好的實現多個風電場接入.

5.2 當前，電力工程建設征地難度增大，特別是線路走廊問題，匯集“T”接方案一定程度上減少了線路走廊需求規(guī)模，為滿足風電送出加快了聯網工程建設進度.

5.3 蒙東電網目前尚未形成統一堅強的電網，在國網公司投資規(guī)模調整的情況下，急需加大投入建設蒙東主網架.為在節(jié)省資金同時支持、滿足蒙東地區(qū)風電發(fā)展和并網需要，多個風電場聯網線路“T”接匯集接入系統方案是符合蒙東電網實際情況的.

5.4 蒙東地區(qū)風資源豐富，為實現“大風電融入大電網”，最終優(yōu)化網架結構，滿足風電送出需求，過渡期間采取風電場聯網線路“T”接接入系統方案符合電網的最終規(guī)劃目標.

6 結論及建議

6.1 《國家電網公司風電場接入系統設計內容深度規(guī)定》中明確“對于風電場以一回220/110千伏接入系統時，宜在電網側裝設距離保護（定值伸進升壓站變壓器），在線路故障時切除故障不重合”；《風電場接入電力系統技術規(guī)定》中明確“有特殊要求時，可配置縱聯電流差動保護”.由此可見，蒙東地區(qū)風電場聯網線路目前采用的簡易保護配置方案是符合要求的，是國網公司風電場接入系統相關規(guī)定所推廣使用的.

6.2 風電聯網線路的非計劃停運率、可靠性指標等同業(yè)對標指標與線路的重合閘使用方式有關，目前聯網線路的重合閘裝置規(guī)劃時均已配置，建議應進行風電場聯網線路重合閘使用方式的研究.或根據《國家電網公司風電場接入系統設計內容深度規(guī)定》中明確風電場220千伏線路“故障時切除故障不重合”，建議風電場聯網線路不應納入電網線路的運行可靠性和跳閘率等運行指標的考核范圍.

6.3 建議思考尋求新的風電線路運維管理模式和方法，緩解運維強度，從而提高運維水平和效率.

〔1〕國家電網公司風電場接入系統設計內容深度規(guī)定（修訂版）.2009.

〔2〕國家標準《風電場接入電力系統技術規(guī)定（國標報批稿）》(GB/T 19963).2011.

〔3〕蒙東電網“十二五”發(fā)展規(guī)劃.2010.

TM614

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：1673-260X（2013）01-0037-03