南澳风电场示范工程的送出结构优化方案

6.2.2.1 送出规模与方式分析

1.送出规模介绍

南澳岛上共有3个较大的风电场，包括牛头岭风电场，装机容量约54MW；青澳风电场，装机容量约45MW；云澳风电场，装机容量约29MW。其他小型风电装机容量约15MW，共计143MW。

计及邻近南澳岛的塔屿海上风电场，规划容量约50MW，远期实际最大输电容量约193MW。同时，送出方案需具备潮流双向输送的能力。

2.送出方式研究

南澳示范工程投产前，南澳岛电网最高电压等级为110kV，通过三回线路与大陆电网相连，其中两回为110kV线路，分别为湾头—金牛、莱芜—金牛；一回35kV线路，为莱芜—竹仔澳。目前岛上包括牛头岭、青澳、云澳风电场在内的143MW 风电均通过用户升压站接至110kV金牛站，随后，通过湾头—金牛和莱芜—金牛两回110kV线路送至大陆220kV塑城站近区。南澳示范工程投产前南澳近区电网示意如图6-1所示。

图6-1　投产前南澳近区电网示意图

湾头—金牛、莱芜—金牛线路均为架空线和海底电缆混合线路。其中湾头—金牛线路架空线部分采用400mm2截面导线，海底电缆部分采用1000mm2截面电缆；莱芜—金牛线路架空线部分采用240mm2截面导线，海底电缆部分采用300mm2截面电缆。

南澳示范工程投产前，南澳岛143MW 的风电装机均通过交流通道直接接入汕头110kV电网。由于风电机组运行时需要无功支撑，因此，目前交流通道直接并网后，风电场对于汕头电网来说是一个无功负荷。由于分组投切电容器不能实现快速连续的电压调节，对快速的电压变化也是无能为力。岛上风资源的不确定性和风电机组本身的运行特性使风电机组的输出功率是波动的，影响电网的电能质量，造成电压波动和闪变、谐波污染、对电网频率的影响等。

同时，与常规配电网保护不同，通过风电场与电力系统联络线的潮流有时是双向的。风电机组在有风期间与电网相连，当风速在启动风速附近变化时，为防止风电机组频繁投切对接触器的损害，允许风电机组短时电动机运行。此时会改变联络线的潮流方向，继电保护装置应充分考虑到这种运行方式。

另外，并网运行的异步发电机没有独立的励磁机构，在电网发生短路故障时由于机端电压显著降低，异步发电机在三相短路故障时仅能提供短暂的冲击短路电流，两相短路时异步发电机提供的短路电流最大。随着南澳岛上风电装机容量的扩大，结合南澳岛本地电网的薄弱性，当地的风电装机若继续以交流接入的方式直接接入当地电网，那么势必会在电能质量、电压稳定、继电保护装置正常运行等方面产生不良影响。考虑将来南澳岛近区规划的海上风电规模及上述风电机组通过交流方式接入当地电网的不良影响，南澳岛风电继续以交流方式直接接入系统将不能满足系统安全稳定运行要求。

综合上述分析，风电经交流通道直接接入系统会在电能质量、电压稳定、继电保护等方面产生不良影响；LCC-HVDC可实现电网解耦，但在黑启动及无功补偿方面存在较大劣势；VSC-HVDC可实现风机与电网解耦，并拥有向风机与系统提供动态无功等诸多优点。考虑南澳工程中风电接入系统的特殊性以及交流、LCC-HVDC以及VSCHVDC接入方式各自的优缺点，最终选择了以VSC-HVDC方式将南澳风电接入系统。

6.2.2.2 送出方案研究与设计

1.送出系统结构选择

南澳示范工程总装机容量约为143MW，年发电量超过2.7亿kW·h，共有8家单位在南澳岛投资，塔屿风电场50MW的远期规划也正在开展前期工作。其中较大的牛头岭、青澳、云澳风电场装机容量总和约为128MW，其余小型风电场装机容量约15MW。

根据风机的运行特性，风电场设备长期并网，无论是否发电，变压器都要吸收无功，其数量大约是变压器容量的1%～1.4%。随着风机有功出力的变化，无功需求也在变化，当风机本身的无功补偿不足以补偿这些无功变化时，就需从电网吸收无功。若输送无功的交流线路过长，则在线路中的无功损耗也会加重风机系统对电网无功的需求。一般而言，一个风电场中的风机是分散排布的，其间隔距离较大，从系统吸收无功所经的线路较长，又会增加线路或变压器损耗。

在已有3个较大风电场中，牛头岭风电场和云澳风电场距离稍近，而青澳风电场距离较远。目前，牛头岭风电场和云澳风电场通过T接的方式，共同接入金牛变电站，青澳风电场则单独通过110kV金牛—青澳交流线路接入金牛变电站。而远期接入的海上塔屿风电场，与已有风电场距离更远。根据上述分析，若采用两端柔性直流系统结构方式，则在风电机组一侧，换流站至风电场的距离将较远，导致对柔性直流换流站的无功要求更多，且不利于无功输送至风机。同时，若选择两端VSC-HVDC输电系统结构方式，则在风机一侧将只有一个换流站，该换流站需担负南澳岛上牛头岭、青澳、云澳以及远期塔屿4个风电场的无功需求，由于这4个风电场相距较远，长距离的线路输送将导致对换流站无功需求的增加，不利于换流站设计和运行。因此，工程采用了多端VSC-HVDC输电系统结构。

2.送出方案拟定

工程采用±160kV多端VSC-HVDC输电系统，受端定于塑城站，在塑城站旁边新建柔性直流换流站，并从换流站新建一回110kV线路接至220kV塑城站的110kV侧。拟定3个接入系统方案，均在保持现有交流线路基础上，另新增VSC-HVDC输电通道。

方案一：分别在青澳、云澳、塔屿风电近区各新建一个柔性直流换流站，牛头岭、云澳风电场各新增一回出线至云澳换流站，青澳、塔屿风电场分别接至青澳、塔屿换流站，经直流送出线路汇集至云澳换流站后集中送至塑城换流站。

各个换流站送出直流线路载流量考虑如下：

1）青澳换流站—云澳换流站直流线路载流量不宜低于150A。

2）塔屿换流站—云澳换流站直流线路载流量不宜低于160A。

3）云澳换流站—塑城换流站直流线路载流量不宜低于625A。

方案一接入系统方案示意图如图6-2所示。

方案二：在金牛站近区新建两个换流站。由于云澳风电场送出线路为T接至牛头岭—金牛线路，共用牛头岭—金牛线路将电力送出，故考虑牛头岭、云澳风电场共用一个换流站。牛头岭—金牛线路在金牛站近区T接出一线路，接至金牛换流站1；青澳—金牛线路在金牛站近区T接出另一线路接至金牛换流站2，并从金牛换流站2新建一VSCHVDC输电线路至金牛换流站1；塔屿风电近区新建柔性直流换流站，出线接至金牛换流站1，最终经金牛换流站1汇流后集中送出至塑城换流站。

图6-2　方案一接入系统方案

各个换流站送出直流线路载流量考虑如下：

1）金牛换流站2—金牛换流站1直流线路载流量不宜低于150A。

2）塔屿换流站—金牛换流站1直流线路载流量不宜低于160A。

3）金牛换流站1—塑城换流站直流线路载流量不宜低于625A。

方案二接入系统方案示意图如图6-3所示。

方案三：在金牛站及青澳风电场近区分别新建一个换流站。其中金牛变电站新增一回交流出线，接至金牛换流站；青澳风电场新增一回出线至青澳换流站，从青澳换流站新建一VSC-HVDC输电线路至金牛换流站；塔屿风电近区新建柔性直流换流站，出线接至金牛换流站，最终经金牛换流站汇流后集中送出至塑城换流站。

各个换流站送出直流线路载流量考虑如下：

1）青澳换流站—金牛换流站直流线路载流量不宜低于150A。

2）塔屿换流站—金牛换流站直流线路载流量不宜低于160A。

3）金牛换流站—塑城换流站直流线路载流量不宜低于625A。

图6-3　方案二接入系统方案

方案三接入系统方案示意图如图6-4所示。

3.方案比较与推荐方案

（1）技术比较。

1）方案一中，送端本期工程中的两个换流站均在风电场附近，不仅可以满足风机运行时的无功需求，同时可以减少线路上的无功损耗。远期的塔屿风电直接通过换流站汇集到云澳换流站的直流母线上，距离塔屿海上风电场很近，有利于风机运行。但是，方案一在保障南澳岛供电方面并不理想。由于南澳岛供电任务基本依靠金牛变电站，在交流线路故障的情况下，需要该工程保障南澳岛供电。但方案一中的换流站与金牛变电站并无直接联系，在向金牛变电站提供电力方面，存在不稳定因素。

2）方案二中，本期送端两个换流站均在金牛变电站附近，并且两个换流站和金牛变电站均有直接联系，可以很好地保障南澳岛的供电。但是，除远期的塔屿换流站与塔屿风电场无需较长交流线路联系外，牛头岭、青澳、云澳风电场均需通过较长的交流线路送至本期两个换流站，增加了风电系统对换流站的无功需求，不利于风机的稳定运行。

图6-4　方案三接入系统方案(www.xing528.com)

3）方案三中，青澳换流站、塔屿换流站距离风电场很近，减少了无功需求。但牛头岭和云澳风电场与金牛站距离相对较远，增加了无功需求。同时，金牛换流站与金牛变电站中有一回交流线路直接联系，在南澳岛与大陆交流通道故障时，可通过该工程向金牛站提供电力，保障南澳岛电力供应。

（2）经济比较。由于三个拟定方案在网损方面差别不大，因此经济比较中主要考虑工程造价的不同。

根据初步估算，三个方案的工程造价见表6-2。

表6-2　三个方案工程造价　　单位：万元

注　工程造价未含征地费用。

可以看到，在变电工程造价方面，无论采用进口设备还是国产设备，方案二、方案三的变电投资相同，而方案一的变电投资略高于方案二、方案三。在线路工程造价方面，方案一投资最高，方案三其次，方案二投资最少。综合考虑变电投资和线路投资，方案一投资最高，其次是方案三，方案二投资最低。

（3）推荐方案。根据上述分析，在技术方面，方案三相对较优，方案一、方案二次之。在经济投资方面，方案二投资最少，方案三其次，方案一投资最高。综合考虑经济技术性能，该工程推荐采用方案三。即在金牛站及青澳风电场近区分别新建一个换流站。其中金牛变电站新增一回交流出线，接至金牛换流站；青澳风电场新增一回出线至青澳换流站，从青澳换流站新建一VSC-HVDC输电线路至金牛换流站；塔屿风电近区新建柔性直流换流站，出线接至金牛换流站，最终经金牛换流站汇流后集中送出至塑城换流站。

4.不同工况校核与分析

根据接入系统方案以及供电范围划分，该工程的主要作用是将南澳岛富余风电出力送至大陆塑城站近区消纳，同时兼顾南澳岛供电。考虑南澳岛与大陆之间的现有交流通道不断开，与该工程并联运行，因此，有必要对交直流运行方式进行研究。

（1）正常运行方式。由于该工程担负南澳岛风电送出的任务，而风电出力不稳定，可以预计，在不同风电出力的情况下，该工程与并联交流通道的联络运行方式必然有所不同。风电机组在不同出力情况下选择合适的运行方式，具体需经过潮流计算的校核，下面将分析结果简要介绍。

1）在风电场出力10%的情况下，若VSC-HVDC输电系统向南澳岛送电，则在送电功率约4MW的情况下，直流系统和交流系统分别向南澳岛供电约4MW。但在交流系统中，存在潮流来回输送的情况，湾头—金牛线向金牛输送5MW电力，但莱芜—金牛线又向莱芜站输送电力1MW。

2）在风电场出力30%的情况下，湾头—金牛线、莱芜—金牛线均处于轻载状态，风机出力的消纳区域仍主要为南澳岛。在此基础上，富余电力可通过交直流线路共同送出。但直流输送功率不宜过大，否则将导致潮流迂回输送，增加损耗。建议此时直流功率控制在8～9MW。

3）在风电场出力50%的情况下，共计出力约65MW。其中，扣除南澳岛负荷21MW后，剩余电力约44MW。在此情况下，若控制直流线路功率与交流输送功率相当，则交直流系统均向塑城站送电约20MW。向塑城站近区输送的直流功率不宜超过40MW，且为了使得潮流分布更加均匀，向塑城站近区输送的直流功率宜控制在20MW左右。

4）在风电场出力70%的情况下，共计出力约89MW。其中，扣除南澳岛负荷21MW后，剩余电力约68MW。在此情况下，向塑城站近区输送的直流功率不宜超过60MW，且为了使得潮流分布更加均匀，向塑城站近区输送的直流功率宜控制在30～40MW。

5）在风电场出力90%的情况下，共计出力约116MW。其中，扣除南澳岛负荷21MW后，剩余电力约95MW。因此，向塑城站近区输送的直流功率不宜超过80MW。且为了使得潮流分布更加均匀，向塑城站近区输送的直流功率宜控制在40～60MW。

（2）故障运行方式。

1）交流故障。在正常运行方式下，交直流系统并联运行，交流输电系统和直流输电系统互为备用。若交流系统发生故障，直流系统单一运行，则需考虑在风机不同出力情况下的潮流分布情况，其中：

a.在风电场出力10%的情况下则风机发出电力约13MW，扣除金牛站负荷后，南澳岛仍缺电力约8MW，因此，需要VSC-HVDC输电系统向南澳岛近区供电。

b.在风电场出力30%的情况下，则风机发出电力约38MW，扣除金牛站负荷后，南澳岛富余电力约17MW。

c.在风电场出力50%的情况下，共计出力约65MW。其中，扣除南澳岛负荷21MW后，剩余电力约44MW。在此方式下，风机出力部分通过直流系统向大陆供电，部分出力由南澳岛自身消纳。

d.在风电场出力70%的情况下，共计出力约89MW。其中，扣除南澳岛负荷21MW后，剩余电力约68MW。

e.在风电场出力90%的情况下，共计出力约116MW。其中，扣除南澳岛负荷21MW后，剩余电力约95MW。因此，需要直流输送功率控制在90～100MW。

2）直流故障。由于该工程采用单换流器结构，不存在单极金属回线运行方式。因此，在直流系统发生故障时，将只有交流系统处于工作状态。

a.青澳—金牛故障。若青澳—金牛发生双极故障，则青澳风电场电力需全部由青澳—金牛交流线路送出。考虑到南澳岛最大盈余电力约为114MW，交直流共同送出时，需控制金牛站直流功率在100MW以下。

b.金牛—坝头故障。若金牛—坝头直流系统发生双极故障，则风电外送以及金牛站供电需全部由交流系统承担。

在风机出力90%的情况下，风机出力除在南澳岛消纳部分外，需经交流通道送往塑城站近区。且在此情况下，交流通道无过载情况。

若风机出力仅10%，则仅风机出力不能满足南澳岛地区的负荷需求，需要交流通道向金牛站地区反送功率约9MW。此时交流通道主要承担南澳岛供电任务。

（3）小结。在正常运行方式下，交直流系统并联运行，互为备用。其中风电场出力是影响交直流系统运行方式的最主要因素。在风电场不同出力的情况下，推荐交直流系统输送功率大致相当。

交流系统故障后直流单一运行时，风电送出以及保障南澳岛供电的任务均由直流系统承担。直流系统需配合风电出力调整输送功率。

青澳—金牛直流故障时，青澳风电场出力均由交流通道送至金牛变电站，同时，可适当调整金牛站输送的直流功率。金牛—坝头直流故障时，南澳岛风电送出及供电保障的任务均由交流系统承担。

5.送出工程设计总结

该工程计划建成一个±160kV，输送容量约为200MW 的四端VSC-HVDC输电系统。本期工程在汕头南澳岛上建设青澳、金牛2个换流站，在澄海区塑城站近区建设坝头换流站，形成三端系统，并配套建设直流侧和交流侧的线路。远期规划送端再扩建塔屿换流站及配套工程，其中牛头岭和云澳风电场通过金牛换流站送出，青澳风电场接入青澳换流站，通过青澳—金牛的直流线路汇集至金牛换流站。汇集至金牛换流站的电力通过直流架空线电缆混合线路送出至大陆塑城换流站，塑城换流站交流出线送至220kV塑城站的110kV侧。

（1）交流部分建设规模。

1）交流出线。

a.青澳换流站出线一回交流线路，T接至110kV青澳—金牛单回线路，线路长度约250m，最大输送容量约50MVA。

b.新建110kV金牛换流站—金牛变电站单回交流线路，采用电缆方式送电，线路长度约750m，最大输送容量约100MVA。

c.新建塑城换流站—塑城变电站单回交流电缆线路，线路长度约600m，本期最大输送容量约150MVA，远期最大输送容量约200MVA。

2）变电站扩建间隔。

a.扩建220kV塑城站110kV间隔一个。

b.扩建110kV金牛变电站110kV间隔一个。

（2）直流部分建设规模。本期VSC-HVDC输电工程直流部分建设规模如下。

1）换流站。

a.南澳岛新建换流站两个，即金牛换流站和青澳换流站，容量分别为100MW和50MW。

b.大陆塑城站围墙内建设塑城换流站，容量为200MW。

2）直流出线。

a.新建金牛换流站—塑城换流站±160kV架空和电缆混合线路，其中南澳岛上从金牛换流站出线先后为架空线约7.6km、电缆约5km，过海海底电缆约9km，大陆部分电缆长度约7km。本期最大输送容量约150MW，远期最大输送容量约200MW。

b.新建青澳换流站—金牛换流站±160kV 线路，长度约12.5km，最大输送容量约50MW。