【S县光伏电站接入电网系统的方案设计4700字（论文）】

S县光伏电站接入电网系统的方案设计目录TOC\o"1-2"\h\u21042S县光伏电站接入电网系统的方案设计 -1-143764.1光伏电站送电方向和供电范围 -1-137174.2光伏电站在电力系统中的作用 -1-277974.3光伏电站出线电压等级及出线回路数 -1-169424.3.1电压等级 -1-307884.3.2出线回路数 -2-320764.4导线截面积选择 -2-216404.4.1选择原则 -2-182474.4.2导线截面积计算和选择 -2-172484.5并网接入方案设计 -4-227914.5.1接入系统原则 -4-95844.5.2接入系统落点选择 -4-221584.5.3初步并网方案 -5-12394.6光伏电站接入系统方案技术经济比较 6263694.6.1方案技术比较 691254.6.2方案经济比较 714754.7推荐方案 7光伏电站送电方向和供电范围贵州电网的电源点大多分布在西部和北部地区，电源结构以火电、水电为主，其中水电整体调节性能好，是电网的主力调峰电源。最近几年光伏发电发展迅速，不仅优化了电源结构，还缓解系统调峰矛盾。不过由于地区太阳能资源分布的限制，光伏电站也大多建设在西部和北部。整体上来看，贵州西部和北部电力相对富余，东部和南部电力相对匮乏，“西电东送”和“北电南送”等电源项目的建设成为东部和南部的有力电源支撑点和主力路口电厂，加强了电网安全稳定运行，为推动东南部地区经济建设和贵州省电力外送战略发挥重要的促进作用。WLG光伏电站位于贵州省黔南的S县，处于电力相对匮乏区，当光伏电站建设后，主要受主网都匀电网控制，其电力将按就近原则送入负荷受电处以满足当地负荷的用电需求。按照S县的发展计划，未来将要建设多个光伏电站进行并网，光伏发电的消纳问题应该值得注意。光伏电站在电力系统中的作用贵州是西南内陆省份，煤炭和水能资源丰富，是我国重要能源基地，也是国家“西电东送”的重点省份之一，不仅向广东、广西和湖南等地区送电，还满足省内各个地区的负荷电力需求。随着我国近几年的发展，能源匮乏将成为人们面临的最大问题，大力发展光伏发电将很有可能成为一种必然。WLG光伏电站的建设能够改善S县的电源结构，减少煤电的消耗，符合国家可持续发展战略。另外，光伏电站接入系统后可以与电力负荷相抵消，直接本地消纳，不仅可以缓解电网供电压力，而且能够推动消费革命和能源生产[22]。光伏电站出线电压等级及出线回路数电压等级根据《光伏发电站设计规范》（GB50797-2012）6.2.3(参考文献[23])，光伏电站的装机规模大于30MWp属于大型光伏电站，并且大型光伏电站接入电网的电压等级应为66KV及以上，本光伏电站的装机规模为70MWp，预计2023年投运，考虑到WLG光伏电站的规划容量、输电距离和电厂在系统中的地位，光伏电站可采用110KV或220KV电压等级接入电网。由于S电网现有220KV栗木变距离太远，无法满足就近消纳[18]的要求，结合相关规程规定满足电压等级的情况下优选电压等级低的并入。因此，本工程适宜以110KV电压等级接入系统。出线回路数为了满足电网的安全稳定运行的要求，WLG光伏电站接入系统回路数宜为2回。从经济性的角度出发，为节约线路成本、降低变电站的间隔数量和其他方面的建设投资，出线回路数选择1回适宜。结合相关技术规定，光伏电站接入系统时在满足所需的电压等级条件下，优先选择电压等级较低的接入，并尽量满足就地消纳的要求。考虑到WLG光伏电站附近无待建光伏电站，另外本工程的装机容量比系统总容量较小，因此建议WLG光伏电站以1回接入系统[24]。导线截面积选择选择原则为了保证供电安全，可靠，经济合理和供电质量的要求，必须合理选择导线的型号和截面。因此，导线截面的选择应遵循以下原则[25]：首先，正常运行时导线通过最大负荷电流时应满足发热温度不超过最高允许温度、电压损失在允许范围内（不能小于5%）、足够的机械强度以防止断线。另外，事故状态下仍然需要足够的机械强度和尽量减少电能的损失。无论正常还是事故运行都需要保证经济性，尽量减少输电线路的维修费和不必要的投资，还有导线的长期允许载流量应大于事故运行方式下的最大输电容量。一般来说导线截面积选择有按长期发热允许电流选择、按经济电流密度选择、按允许电压损失选择和按机械强度条件选择这几种方式，对于35KV及以上输电线路一般按经济电流密度选择截面，利用发热条件加以验证，机械强度一般都能满足，而电压损耗不是决定性条件，这样可以保证年运行费用最低。导线截面积计算和选择确认参数：输电容量：WLG光伏电站的装机容量为70MW，考虑到S县的太阳能资源情况，结合现有网架结构及未来规划，不考虑光伏电站满发出力，出力应按装机容量的80%进行计算，因此本项目输电容量取56MW；经济电流密度：根据设计规程规定[6,23]，最大运行方式下的最大输电容量应符合经济电流密度要求，最大利用小时数小于3000h时，铜芯铝线的经济电流密度为1.65A/mm2，参见表4.4.2-1。本工程的最大利用小时数小于3000h，因此经济电流密度取1.65A/mm2。功率因素：电网线路输送功率因素一般取0.9～0.95，这里按0.9计算；额定电压：根据光伏电站出线电压等级部分分析，电压等级最终确认为110KV，考虑到是额定状态，因此额定电压为115KV。表4.4.2-1导线经济电流密度表A/mm2Tmax/h

导体材料1000～30003000～50005000以上裸导体铜32.251.75铝（铜芯铝线）1.651.150.9钢0.450.40.35铜芯纸绝缘电缆、橡皮绝缘电缆2.52.252铝芯导线1.921.731.54计算截面积：S=式中：S——导线截面积（mm2）；P——输电容量（MW）；U∅——线路额定电压（KV）；J——经济电流密度（A/mm2）；根据公式计算得出导线的截面积为189mm2。选择标准面积和长期允许载流量校验选择标准面积考虑到线路建设成本需节省以满足经济运行的要求，选择导线截面积为240mm2比较适宜。但是未来光伏电站有扩建的可能性，为了满足送电要求，此时的导线截面积应适当增大，因此选择导线截面积为300，拟定选择方案如表4.4.2-2。表4.4.2-2导线标准截面积选择单位：KV、回、mm2项目名称方案一方案二电压等级110110出线回路数11导线截面积240300导线型号LGJ-240LGJ-300长期允许载流量校验计算公式：PP式中：U——额定电压115KVJ——经济电流密度1.65A/mm2S——导线标准总截面积mm2COS∅——输电功率因素0.9I——导线持续容许电流AKt——温度修正系数1（25℃）表4.4.2-3两种方案的导线输送容量结果表序号项目方案一方案二1总截面积（mm2）2403002经济输送容量（MW）71.088.73是否满足经济电能输出要求满足不满足4导线持续容许电流（A）（25℃）6107005发热极限输电容量（MW）109.4125.56是否满足电能输出要求满足满足导线截面积选择还需要按长期允许载流量进行校验，根据经济输送容量和发热极限输电容量计算公式得出表4.4.2-3。本工程装机容量为70MW，最大负荷利用小时数小于3000h，根据参考资料，该线路需要满足WLG光伏电站70MW光伏的送出，表中的方案一和方案二明显均满足该光伏送出的要求。但是从经济性角度来看，方案二不满足经济电能输出要求。因此，本工程选择截面积为240mm2导线。并网接入方案设计接入系统原则考虑光伏电站的地理位置、供电区域的电网结构和现有电压等级配置等因素，本工程并网的原则主要有以下几个方面[26]：将不同规划容量的光伏电站分别接到相应的电压网络上，充分提高网络的传输效益；充分考虑接入系统的电源结构情况、地区的资源状况和项目规划发展等因素，合理选择接入点；另外，优先考虑就地平衡消纳原则选择接入点，选择不同接入点接入可减小对电网的影响；光伏电站至升压站之间的电压等级数不宜过多，光伏电站接入系统一般不超过两个电压等级，以达到简化电网接线和提高输电效率的目的；为使电网能够尽可能节省投资达到经济运行，光伏电站接入系统方案在进行相关技术比较后还应该进行经济比较，综合选择最优接入方案；考虑各个光伏电站规划容量的不同，计划光伏电站的接入时需整体考虑接入及送出方案。接入系统落点选择根据本工程光伏的位置和周边电网规划情况，WLG光伏电站附近的变电站主要有110KV逢亭变、110KV雷公摊变、110KV信邦变和110KV罗甸变。110KV逢亭变：位于本工程北侧直线距离约为20KM，主变规模为（1×50）MVA，主变最终设计规模为（2×50）MVA。逢亭变110KV出线4回，间隔中有1个专线间隔，厂内无预留间隔，终期出线规模6回。110KV雷公摊变：位于本工程北偏东直线距离约24KM，主变规模为（1×20）MVA，110KV出线2回。110KV信邦变：位于本工程北偏东直线距离约40KM，主变规模（1×31.5）MVA，主变最终设计规模为（2×50）MVA。信邦变110KV出线2回，厂内无预留间隔，终期出线规模4回。110KV罗甸变：位于本工程北偏东直线距离约30KM，主变规模为（1×31.5+1×20）MVA，主变最终设计规模为（2×31.5）MVA。罗甸变110KV出线3回，厂内无预留间隔，终期出线规模4回。考虑110KV雷公滩变已接入石门坎一厂，石门坎二厂和雷公滩电站，消纳能力有限及所剩间隔少[18]，结合雷公滩变容量较小难以满足送电要求，因此WLG光伏电站的接入点不考虑雷公滩变。110KV信邦变距离光伏电站的距离较远，送电线路成本高，也不考虑接入点为信邦变。从光伏电力外送的经济性和可靠性及电网现状等方面因素进行衡量，接入点选择110KV逢亭变和110KV罗甸变。初步并网方案综合考虑WLG光伏电站建设规模和所处地理位置，结合周边电网现状及相关变电站负荷情况，根据电力系统相关规程规定[6,23]，现对110KV逢亭变和110KV罗甸变初步拟定如下三个并网方案：方案一：S县的WLG光伏电站（70MW）以单回110KV线路接入110KV逢亭变，线路长度约为20KM，导线型号为LGJ-240，如图4.5.3-1。图4.5.3-1方案一接入系统示意图方案二：S县的WLG光伏电站（70MW）以双回110KV线路接入110KV逢亭变，线路长度约为40KM，导线型号为LGJ-2×240，如图4.5.3-2。图4.5.3-2方案二接入系统示意图方案三：S县的WLG光伏电站（70MW）以双回110KV线路接入110KV罗甸变，线路长度约为60KM，导线型号为LGJ-2×240，如图4.5.3-3。图4.5.3-3方案三接入系统示意图光伏电站接入系统方案技术经济比较方案技术比较方案一：WLG光伏电站以1回线路接入110KV逢亭变，运行简单，网络结构清晰合理，具备扩建出线间隔的条件，接线长度适宜符合就近消纳原则[18]但供电可靠性差。本工程向北出线，线路走廊开阔，工程建设难度相对较容易。但是光伏电站的主变容量（1×50）MVA，不满足电力外送的条件，存在安全隐患。待后期50MVA项目建设之际，可以满足远期100MW送出需求。方案二：WLG光伏电站以2回线路接入110KV逢亭变，网络结构清晰合理，具备扩建出线间隔的条件，接线长度较短符合就近消纳原则，供电可靠性高。本期主变容量（2×50）MVA，终期主变容量200MVA，均符合将电力外送的条件。方案三：WLG光伏电站以2回接入110KV罗甸变，线路长度60KM，供电可靠性高但线路长度较长，送出线路建设和维护成本高且增加光伏电站自身的损耗。110KV罗甸变现与周围的变电站的接线形成两个环网，结构较复杂，未来规划将会有光伏电站的接入，消纳能力有限[27]。综合分析，一方案线路最短，但1回线路供电不可靠且容量不满足电力外送的条件；三方案线路最长，双回线路供电可靠性高，但不满足就近接入的原则且电网结构较复杂；方案二线路距离远近适宜，符合就近接入原则且供电可靠性高。方案经济比较根据《电力工程经济分析暂行条例》的经济比较方法，本工程的经济使用年限为25年并归算至2020年，其中110KV导线线路（LGJ-240型）为105万元/公里；110KV间隔为120万元/个。对以上各个方案所需的投资费用进行经济比较，具体比较结果如表4.6.2-1。表4.6.2-1接入系统方案经济比较单位：KV、KM、回、万元、个序号项目名称方案一方案二方案三1导线型号LGJ-240LGJ-2×240LGJ-2×2402电压等级1101101103送电线路长度2040604出线回路数122表4.6.2-1（续）：5线路投资2100420063006间隔1117间隔投资12