風電場群功率匯率外送輸電容量優化研究

0配套風電外送輸電工程為了積極應對傳統石材燃料能源的癱瘓和世界氣候的惡化，積極發展非水可替代能源，減少基于巖石燃料的能源生產導致的碳排放，已成為世界共識。風力發電由于其技術日臻成熟、能源分布廣泛且易于獲得,已成為當前最主要的非水電可再生能源發電方式之一。風力發電聯網運行是中國大規模開發利用風能資源的重要途徑。中國風能資源豐富,擬建設的大規模(千萬kW級)風電基地大多分布在遠離負荷中心的東北、西北和華北北部地區,如吉林西部、甘肅酒泉、新疆、內蒙古等。這些地區當地用電負荷小、電網網架薄弱,必須建設配套風電外送輸電工程將風電功率通過高電壓、遠距離輸電線路輸送至主要負荷中心進行消納。運行實踐表明,風力發電的能量密度較低,風電場等效滿發年利用小時數通常在2000h左右。若按風電場群總裝機容量來規劃風電外送輸電容量,很有可能造成輸電容量的過度配置,從而降低輸電系統的運行效益;若風電外送輸電容量配置過低,雖可以降低輸電投資成本,但可能在風電場群整體出力較大的部分時段上因輸電阻塞而造成棄風損失。如何平衡輸電工程規劃中的各方利益、合理設計配套風電外送輸電容量,是急需解決的問題。目前關于上述問題的研究大都是從電網可靠性角度來考慮風電場發電容量的可信度[3,4,5,6,7,8,9,10,11],而從規劃角度確定風電容量的研究幾乎沒有。僅少數學者在風電出力不確定性對電網輸電容量規劃的影響方面開展過初步研究,如文獻結合風電機組、輸電網設備的可靠性以及風速的特性,對含有大型風電場的電網擴展規劃提出可靠性評估方法,是本領域比較早期的研究;文獻提出了一種基于機會約束規劃的輸電系統規劃方法,考慮了負荷和風電場輸出功率不確定性對輸電網規劃的影響;文獻提出的電網規劃模型考慮了風電出力不確定性及國家新能源產業政策的要求對電網運行的影響;文獻考慮了風電場輸出功率、負荷變化、經濟等不確定性因素,通過MonteCarlo模擬方法,得到大型風電場的輸出功率的概率值,然后根據多場景概率的方法,對含有大型風電場的輸電網網架進行規劃。本文分析風電場群匯聚后輸出功率的波動特性,提出一種風電場群外送輸電容量的配置優化方法,綜合考慮了滿足風電送出需求、輸電工程建設成本和輸電運行收益等多方面的利益,以實現風電可靠送出與配套輸電系統自身運行經濟性兩方利益的均衡。1風電場群的聚合對于由m個風電場匯聚形成的風電場群,在規劃其外送輸電工程容量時,首先要確定該風電場群最大運行功率與其總裝機容量的關系,進而要研究如何計及風力發電的低功率密度特性。這些都需要對風電場群功率特性的恰當表達。圖1為某省級電網中風電場群的構成示意圖,該風電場群由8個風電場匯聚而成,總裝機容量為770MW,覆蓋地域約200km2。全部風電功率經雙回220kV線路送入主網。圖2為該風電場群內單個風場、部分(3—6號)風場以及整個場群在同一時間段內輸出功率Pwind的變化曲線。由圖2可見,伴隨著風電場向風電場群的匯聚,最大發電功率的標幺值呈遞減趨勢。從時序曲線上雖然也能對風電場匯聚引起的功率變化進行初步分析,但仍難以把握較長時間段內功率變化的趨勢性特征,不能滿足規劃的需要。在進行電網規劃時,對于風電這樣地依賴于自然力的電源,需要了解其整體的變化規律,而并不特別關注具體的時序曲線。因此,可以用風電場群的年持續出力曲線來描述其變化規律,借此也可以分析風電場群匯聚過程中功率波動變化的趨勢。圖3是整個風電場群的持續出力曲線Pdur(t)。該曲線下方的陰影面積即為該風電場群1a的發電量。曲線上A點表明,該風電場群1a中出力Pdur超過0.38pu的累積持續時間Td不超過2000h。圖3同時表明,當由8個風電場匯聚構成風電場群(總裝機770MW)時,實際最大可能出力僅為0.63pu,等效滿發年利用小時數為2020h。圖4給出了不同匯聚方式下風電場群的持續出力曲線。該圖表明隨著風電場群的匯聚(裝機容量由30MW增大至120和770MW),風電功率呈現明顯的“匯聚效應”:等效滿發年利用小時數遞增(分別為1600、1660和2020h),而最大出力占總裝機容量的比例遞減(分別為0.99、0.91和0.63pu)。以上研究表明,風電場群持續出力特性曲線可以定量反映風電場群功率變化的趨勢性,因而能夠用作優化輸電容量的依據。2風電場群總發電效率計算風電場群的外送輸電容量通常是離散數值(比如某電壓等級的1條線路、2條線路),為了說明輸電容量與風電場群總裝機容量之間的關系,在以下計算模型中先假定輸電容量是連續可調的,實際工程中可根據最優解取整。本文以風電場群持續出力特性曲線表示風電場群輸出功率的整體波動特性,綜合考慮電網輸電收益、輸電工程建設成本以及可能的阻塞造成的棄風損失等因素,構建了能夠反映輸電工程綜合收益的輸電容量優化目標函數:式中:f為風電外送輸電工程全回收周期綜合收益;R為電網輸電收益;C為輸電工程建設成本;L為可能的阻塞造成的棄風損失價值;Pline為風電外送輸電容量;PN為風電場群總裝機容量。滿足式(1)目標函數的Pline即為使綜合收益最優的輸電容量。所規劃的輸電工程全回收周期輸送風電的總收益R(Pline),正比于風電場群發電量,其計算公式為式中:Kr為輸電企業輸送單位風電電量的收費,元/(kW?h);TS為輸電投資靜態回收周期;Gwind為輸電工程每年送出的風力發電電量,計算公式為式中:Tline為風電場群出力高于Pline的持續出力時間;Tend為風電場群總的持續出力時間;Pline與Tline的關系可由Pdur(t)以查表方式求出。輸電工程建設投資成本C(Pline)(按靜態回收考慮)的計算公式為式中:Kc為單位容量、單位長度的輸電工程造價;L為輸電距離。因可能的輸電阻塞造成的棄風損失L(Pline)正比于棄風發電量,其計算公式為式中:Kl為電網輸電阻塞造成風電棄風損失的補償單價(按風電發電單價計算);Glost為電網阻塞造成的風電棄風損失電量,其求法為圖5為基于風電場群持續出力曲線的風電外送輸電容量計算原理示意圖。該圖表明:在已知風電場群持續出力特性的前提下,當確定了風電外送輸電容量水平Pline后,則可以計算出能夠送出的風電電量,以及對應的風電棄風損失電量。可見,提高Pline可更好地保障風電送出,并減少阻塞造成的風電損失,但輸電工程建設成本相應提高。降低Pline可減小輸電工程建設成本,但是不能保障風電完全送出,因阻塞造成的棄風損失增加。因此,存在一個Pline使得風電外送輸電工程綜合收益達到最大。3輸電容量優化結果以某風電場群(總裝機容量770MW)功率匯聚外送輸電工程容量優化為例,給定計算條件如下:1)輸電企業輸送單位風電電量的收費Kr=0.06元/(kW?h);2)輸電距離L=200km;3)輸電工程單位綜合造價Kc=100萬元/(MW?100km);4)電網輸電阻塞造成風電棄風損失的補償單價(按風電發電單價計算)Kl=0.6元/(kW?h);5)輸電投資靜態回收周期TS=20a。在上述條件下,應用本文方法所得輸電容量優化結果如下:1)風電場群匯聚功率特性分析。算例中風電場群持續出力特性曲線的分析結果如圖3所示。該圖表明:一年中該風電場群實際最大出力僅為其總裝機容量的70%,且風電能量密度較低,實際出力超過40%額定裝機容量的時間不到2000h。2)風電外送輸電容量靜態優化方法。在給定計算條件下,本算例風電場群外送輸電容量優化目標函數的具體形式如下:根據式(7)—(10),求得本算例中風電場群功率匯聚外送最優輸電容量為457MW。該容量下的輸電工程建設投資成本為9.2億元,棄風損失0.3億元,電網輸電收益18.4億元,綜合收益為8.9億元。若以風電場群總裝機容量設計外送輸電工程,則輸電容量為770MW,此時輸電工程建設投資成本為15.4億元,棄風損失0億元,電網輸電收益18.43億元,則綜合收益為3.03億元,僅是本文方法綜合收益的34%。圖6為不同的風電場群外送輸電容量所對應的綜合收益示意圖。4風電場群低負荷功率聚合優化問題本文對風電場群匯聚后輸出功率波動特性進行了分析,綜合考慮電網輸電收益、輸電工程建設成本及可能的阻塞造成的棄風損失等因素對風電外送輸電工程綜合收益的影響,提出了一種風電場群功率匯聚外送輸電容量靜態優化方法。主要研究結論如下:1)隨著風電場群匯聚規模的增大,風電場群等效滿發年利用小時數增加,風電最大發電功率對總裝機容量的標幺值呈遞減趨勢,風電年持續出力特性曲線趨于