风电场接入对井冈山电厂外送稳定控制系统的影响

唐 玮，赵 彦，陈盛华，王 伟

（国网江西省电力公司经济技术研究院，江西南昌 330043）

0 引言

大力发展风力发电，充分利用江西中部地区的风能资源优势，以鄱阳湖陆地以及部分高山风资源较好区域为重点，有序推进风电分散式开发，是江西省新能源发展规划总体目标之一。至2015年，江西风电总装机容量达到1 000 MW 以上，至2020年，风电装机容量达到1 700 MW以上。

茶园、钓鱼台和天湖山3座风电场总装机容量为147 MW，通过π入井冈山电厂至埠头220 kV线路接入电网。由于风电场的接入，风电场升压站至埠头变之间线路上的潮流增加了约30%，加重了井冈山电厂外送南通道井冈山电厂至埠头线路（LGJQ-400 导线，环境温度40 ℃时热稳定极限244 MW）的负担。受该小截面线路持续极限输电容量限制，按《电力系统安全稳定导则》第二级标准要求，对该风电场接入系统后，从运行方式、潮流稳定计算分析、采取相应稳定控制措施等方面入手，对井冈山电厂外送稳定控制系统进行适应性影响分析，提出相应解决方案及建议。

1 井冈山电厂外送及相应地区稳定控制系统配置现状

为防止井冈山电厂2台300 MW机组满发时，井冈山电厂-吉安与井冈山电厂-永和220 kV线路井冈山电厂侧或井冈山电厂-吉安与永-至吉安220 kV线路吉安侧异名两相同时发生单相接地故障不重合双回线同时断开（以下简称“N-2”之一故障断开），井冈山电厂至葛山线路（LGJQ-400导线）过载，井冈山电厂和吉安变分别配置了双套GFWK-300型微机型稳定控制装置，构成井冈山电厂外送区域性稳定控制系统。稳定控制系统站与站之间利用光纤通道进行通信，吉安变电站稳定控制装置主要功能根据运行方式及判别故障类型向井冈山电厂稳定控制装置发出切机命令，井冈山电厂稳定控制装置收到吉安变电站稳定控制装置的切机命令经就地判别，并根据电厂开机情况后执行切机或压出力稳定控制措施后，可解决线路过载，保证电网安全稳定运行。

为防止赣州断面因故失去500 kV 电源或主要受电通道（以下简称“N-2”之二故障断开），断面220 kV线路过载问题，赣州地区配置了1套区域性稳定控制系统，赣州500 kV 变电站的稳定控制装置为区域性稳定控制系统的主站，虎岗、燕丰、埠头、潭东、渡口、嘉定、金堂220 kV变电站的稳定控制装置为区域性稳定控制系统的切负荷执行子站。

2 风电场接入电网计算研究基础

计算水平年，2014年钓鱼台风电场与天湖山风电场建成并网，2015年茶园风电场建成并网，本次计算水平年选取2015年。

2015年南部地区统调最大用电负荷4 110 MW，其中赣州地区最大用电负荷3 000 MW，吉安地区最大用电负荷1 110 MW。

计算采取的网络方案和电源装机规模以《江西电网“十二五”主网架滚动规划》的推荐方案为依据。其中南部地区2015年500 kV赣州变将扩建2号主变压器；抚州至红都500 kV 线路投运；茶园、钓鱼台和天湖山3 座风电场总装机容量为147 MW，通过π入井冈山电厂至埠头220 kV 线路接入系统；《2014-2015年电网安全稳定校核及对策研究》专题得出：南部地区外送正常运行方式时，暂态稳定水平较高，但是，断面220 kV 联络线中的井冈山电厂至葛山线路是LGJQ-400 的小截面导线，热稳极限低，断面中的其余元件“N-1”均可能造成其过载，南部断面外送能力限制也在于此。为提高南部断面外送能力，建议将井冈山电厂至葛山小截面线路列入电网应急改造工程，由LGJQ-400 导线改造为LGJ-2×300 mm2导线（环境温度40 ℃时热稳定极限416 MW）。目前该改造工程已实施处在初步设计阶段。

电网计算方式：正常夏大方式下，风电机组盛风期满发；正常夏小方式下，风电机组盛风期满发。

3 风电场接入电网流潮流稳定计算分析

正常夏大方式下，井冈山电厂开2 台机组，风电机组满发时，井冈山电厂至葛山线路潮流140.0 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流46.4 MW、风电场至埠头线路潮流192.5 MW和埠头至渡口线路潮流39 MW；正常夏小方式下，井冈山电厂开1 台机组，风电机组满发时，井冈山电厂至葛山线路潮流144.4 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流-72.2 MW、风电场至埠头线路潮流74.7 MW和埠头至渡口线路潮流19.7 MW；风电场接入电网后，为当地负荷提供了部分电力，缓解了南部电网供电压力，降低了南部地区电网受电断面的功率，也有利于改善末端电网电压水平；在电网元件“N-1”方式下，也不会因本工程风电场外送引起线路过载问题。正常方式下各线路潮流分布见表1。

表1 正常方式下各线路潮流分布 MW

正常夏大方式下，井冈山电厂开2 台机组，风电机组满发，电网元件“N-2”之一故障断开，井冈山电厂至葛山线路潮流387.8 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流169.4 MW、风电场至埠头线路潮流311.8 MW和埠头至渡口线路潮流155.5 MW，风电场至埠头线路过载；正常夏小方式，井冈山电厂开1 台机组，风电机组满发，电网元件“N-2”之一故障断开，井冈山电厂至葛山线路潮流282.7 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流4.1 MW、风电场至埠头线路潮流142.6 MW 和埠头至渡口线路潮流87.0 MW，不存在线路过载问题。“N-2”之一方式下各线路潮流分布见表2。

表2 夏大“N-2”之一方式下各线路潮流分布 MW

正常夏大方式下，吉安地区井冈山电厂和赣州地区瑞金电厂机组以及万安水电站机组均满发，风电机组满发，此时，赣州断面受电最大，当其断面因故失去500 kV电源或主要受电通道文山至赣州500 kV I、II回线因故断开，即电网元件“N-2”之二故障断开，井冈山电厂至葛山线路潮流110.5 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流115.0 MW、万安水电站至虎岗I、II回线路潮流分别均为270 MW、风电场至埠头线路潮流298.0 MW和埠头至渡口线路潮流142.1 MW。此时，万安水电站至虎岗I、II回线路过载，另风电场与井冈山电厂外送功率叠加造成风电场至埠头线路过载；正常夏小方式，井冈山电厂开1台机组，风电机组满发，电网元件“N-2”之二故障断开，井冈山电厂至葛山线路潮流132.8 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流-62.4 MW、风电场至埠头线路潮流84.4 MW和埠头至渡口线路潮流29.5 MW，不存在线路过载问题。“N-2”之二方式下各线路潮流分布见表3。

表3 夏大“N-2”之二方式下各线路潮流分布 MW

正常夏大方式下，电网元件“N-2”之二故障断开，为防止线路过载，需利用现有赣州地区区域性稳定控制系统切除相应负荷和风电场线路过载功能就地切除风电场机组。

4 风电场接入对井冈山电厂外送稳定控制系统的影响分析

通过计算分析结果可知，茶园、钓鱼台和天湖山3座风电场接入电网后，正常夏大盛风发电期间的各种运行方式下，均增加了井冈山电厂外送南通道的风电场至埠头线路潮流，电网出现“N-2”时，风电场至埠头线路过载。按《电力系统安全稳定导则》第二级安全稳定标准要求：“正常运行方式下的电力系统受到严重的故障扰动后，保护、开关及重合闸正确动作，应能保持稳定运行，必要时允许采取切机和切负荷等稳定控制措施”。因此，为防止线路过载考虑采取以下切机稳定控制措施（“N-2”之一方式下采取稳定控制措施各线路潮流分布见表4）：

1）措施一：电网“N-2”之一故障断开，受控于风电场至埠头线路过载。切除3座风电场所有机组（共147 MW）后，井冈山电厂至葛山线路潮流323.9 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流233.4 MW、风电场至埠头线路潮流226.9 MW 和埠头至渡口线路潮流27.7 MW，风电场至埠头线路不过载，电网保持稳定运行。

2）措施二：电网“N-2”之一故障断开，采用井冈山电厂外送现有稳定控制系统切除井冈山电厂1 台机组后，井冈山电厂至葛山线路潮流198.5 MW、井冈山电厂至风电场线路潮流80.1 MW、风电场至埠头线路潮流225.4 MW和埠头至渡口线路潮流71.4 MW，风电场至埠头线路不过载，电网保持稳定运行。

表4 夏大“N-2”方式下采取稳定控制措施各线路潮流分布 MW

该3座风电场接入电网后，电网“N-2”之一故障断开，采取以上2 种切机稳定控制措施，均能防止线路过载，使电网保持稳定运行。风电场接入使现有网架和潮流分布发生变化，采取的稳定控制措施对井冈山电厂外送稳定控制系统有一定的影响，需对其进行完善化分析。

5 风电场接入井冈山电厂外送稳定控制系统完善化分析

井冈山电厂至葛山小截面线路改造、风电场通过π入井冈山电厂至埠头220 kV 线路接入电网后，夏大方式下，电网发生“N-2”之一故障断开，井冈山电厂外送由主要受控于井冈山电厂至葛山线路转变为主要受控于风电场至埠头线路过载。为此，提出2种完善化稳定控制措施方案。稳控系统完善化配置如图1、2所示。

5.1 方案一

在风电场升压站装设双套稳控装置与井冈山电厂外送区域稳控控制系统组成1 个新的外送区域性稳定控制系统。井冈山电厂更新策略表，井冈山电厂检测相关线路和发电机功率等运行信息，并接受风电场稳定控制装置发送的相关线路和风机运行信息，经有关故障和信息判断后，依据优先切除风电场机组，再切除井冈山电厂机组的原则，发出相应切机命令。具体实施方案：新增风电场双套切机稳定控制装置，更新井冈山电厂双套稳控装置软硬件并修改策略表；在升压站配置通信接口柜1面（含2套2 Mb/s光电转换装置），利用复接SDH 电路的2 Mb/s 接口方式，与井冈山电厂双套稳定控制装置通信，构成组成1个新的外送区域性稳定控制系统。

5.2 方案二

现有埠头变电站稳定控制装置仅作为赣州地区受电区域稳控系统中的切负荷执行子站，其判断线路过载功能与井冈山电厂外送稳定控制装置通信，向井冈山电厂外送区域性稳定控制装置发送相应线路功率等运行信息，经有关故障和信息判断后发出相应切机命令。具体方案：更新埠头变电站和井冈山电厂双套稳控装置软硬件并修改策略表；利用复接SDH 电路的2 Mb/s接口方式，与井冈山电厂双套稳定控制装置通信，构成组成1个新的外送区域性稳定控制系统。

图1 稳定控制系统完善化配置方案一

图2 稳定控制系统完善化配置方案二

5.3 方案分析

为保证风电场的可靠送出和电网安全稳定运行，方案一在井冈山电厂外送区域稳定控制系统增加了切机站点，使切机的稳定措施方案可以根据具体运行方式进行优选，并维持了赣州地区受电区域稳定控制系统与井冈山电厂外送区域稳定控制系统的独立性和可靠性；方案二虽简化了稳定控制系统装置配置，但埠头变电站稳定控制装置即作为赣州地区受电区域稳控系统中的切负荷执行子站又作为井冈山电厂外送区域稳定控制系统线路过载主要判断站。从电网运行和切机稳定措施灵活性、安全性、可靠性等方面考虑，建议采用方案一作为风电场接入电网后的稳定控制系统完善化配置方案，另根据计算分析建议风电场双套稳定控制装置需具有判别线路过载就地切机功能。

6 主要结论及建议

江西南部地区尤其是赣州均属于电网受端，茶园、钓鱼台和天湖山3座风电场接入电网将补充了南部电网部分电力缺额，提高当地电网的供电能力，在一定程度上减缓电力紧张局面。由于茶园、钓鱼台和天湖山3 座风电场接入电网位置属于网络结构较薄弱的地区，电网发生“N-2”故障断开，存在线路过载问题，需利用安全稳定控制措施来保证电网安全稳定运行。及时跟踪风电及电网建设项目和网架及负荷水平的变化，对风电场接入电网进行潮流稳定计算分析，为电网安全稳定运行提供技术支撑，对电网建设、运行具有重要的指导和参考意义。

2015年茶园风电场建成并网后，为保证风电场的可靠送出和电网安全稳定运行，建议在井冈山电厂外送区域稳定控制系统中增加风电场切机站点，使外送区域稳定控制系统经有关故障和信息判断后，依据优先切除风电场机组，再切除井冈山电厂机组的原则，把控电网安全稳定措施。

[1]Q/GDW 392-2009风电场接入电网技术规定[S].

[2]DL/755-2001电力系统安全稳定导则[S].

[3]Q/GDW404-2010国家电网安全稳定计算技术规范[S].