華 文 徐 政 李慧杰 林 晞

（1.浙江大學電氣工程學院，杭州 310027；2.阿?，m輸配電中國技術中心，上海 201114）

1 引言

我國面積廣大，地形條件復雜，風能資源狀況及分布特點隨地形、地理位置不同而不同。風能資源豐富的地區(qū)主要分布在東南沿海及附近島嶼以及北部地區(qū)。三北（西北、華北、東北）地區(qū)風能資源豐富，風電場地形平坦，交通方便，沒有破壞性風速，是我國連成一片的最大風能資源區(qū)，有利于開發(fā)大規(guī)模風電場。但是當?shù)仉娋W(wǎng)容量較小，限制了風電的規(guī)模，而且距離負荷中心遠，需要長距離輸電。這使得大容量風電的遠距離輸電成為我國風力發(fā)電事業(yè)的一項重要任務。

目前已有不少文獻[1-3]對風電建設的經(jīng)濟性做了研究，但是在成本計算中沒有包括風電的輸電成本，這對需要遠距離輸電的大容量風電具有一定的局限性。本文分析了利用750kV和1000kV交流輸電、660kV和800kV直流輸電時風電的經(jīng)濟效益，同時分析了不同的輸送容量以及輸送距離對風電電價的影響。

2 風電電價的計算

2.1 計算模型

風電場群及其輸變電系統(tǒng)如圖1所示，風電場群發(fā)出的電力通過較低電壓的線路匯集后，經(jīng)更高電壓等級的交流線路或者直流線路輸送到負荷中心，然后計算送到負荷中心后的到網(wǎng)電價。風電的到網(wǎng)電價可由式（1）表示。

圖1 風電場群及其輸變電系統(tǒng)示意圖

2.2 風電上網(wǎng)電價的取值原則

2009年 7月底，國家發(fā)展改革委員會發(fā)布了《關于完善風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策的通知》（發(fā)改價格[2009]1906號），對風力發(fā)電上網(wǎng)電價政策進行了完善。文件規(guī)定，全國按風能資源狀況和工程建設條件分為四類風能資源區(qū)，四類資源區(qū)的平均年利用小時數(shù)分別是2700、2500、2000和1600，相應的風電標桿電價水平分別為每千瓦時0.51元、0.54 元、0.58 元和0.61元。本文風電上網(wǎng)電價按標桿電價取值。

2.3 輸電電價的計算

輸電電價通過確定輸變電項目的內部收益率，然后反算電價得到，計算表達式如式（2）所示。

其中，η為輸電電價；E為送至負荷中心的風電電量；i0為內部收益率；n為輸變電項目的經(jīng)營期與建設期之和；Ct為第t年的現(xiàn)金流出，在建設期主要為項目的建設投資，在經(jīng)營期主要為輸電的運行維護成本、各種稅金、追加的流動資金以及輸電損耗帶來的成本。

電能損耗包括線路損耗以及變壓器（直流為換流站）損耗。線路的損耗可由式（3）計算式中，ΔAL為線路的電能損耗（kW·h/年）；ΔP為線路的最大功率損耗（kW）；τ為損耗小時數(shù)（h/年），與年利用小時數(shù)Tmax以及功率因數(shù)cosφ有關。

直流單個換流站的損耗現(xiàn)在一般占全部輸送電量的0.8%[4]，交流變電站中的損耗主要是變壓器損耗，變壓器損耗由銅損與鐵損兩部分組成，計算方法如式（4）所示

式中，ΔAT為變壓器損耗；n為變壓器臺數(shù)；PN為變壓器額定容量（kVA）；Pmax為最大負荷（kVA）；ΔPm為額定容量時的銅耗；ΔP0為變壓器鐵耗；T為變壓器運行時間（一般取8000h/年）。

3 輸電方案設置

3.1 輸電方案選擇

現(xiàn)代電力系統(tǒng)中承擔大容量遠距離輸電任務的主要是超高壓或者特高壓線路，330kV及以上的交流輸電以及660kV及以上直流輸電的輸送能力如表1所示。

表1 各電壓等級輸電距離以及輸電容量

從表中可以看出，當輸電距離達到850 km以上時，500kV及以下超高壓輸電已經(jīng)難以滿足要求，而中國“三北”地區(qū)與華東等負荷中心的距離普遍都在850 km以上，為了能夠保證三北地區(qū)多余的風電能夠送出，必須使用750kV超高壓交流、特高壓交流或者直流輸電方式。因此本文主要研究750kV超高壓交流、1000kV特高壓交流以及660kV、800kV直流輸電方式的經(jīng)濟性。

3.2 輸電距離的選擇及其對輸電能力的影響

考慮到“三北”地區(qū)距離負荷中心的實際距離以及穩(wěn)定性對交流輸電的限制，本文主要考慮輸電距離在800～2000 km時的風電成本變化。當輸電距離超過一定距離后，線路的輸電能力受到交流系統(tǒng)穩(wěn)定性的限制將大大下降，為了保證線路的輸送能力必須對線路作串聯(lián)補償。但是線路補償度不宜過大，當串聯(lián)補償度大于50%時就必須分析系統(tǒng)的次同步諧振問題[5]，過高的線路補償除了增加投資成本以外還可能引發(fā)次同步諧振，損壞發(fā)電設備。對線路作串聯(lián)補償之后，交流線路的最大輸送能力可由式（5）、（6）計算得出[6]

式中，p為以線路的自然功率為基準值的線路輸送功率標幺值；ps為以線路的自然功率為基準值的送端功率輸出標幺值；pr為以線路的自然功率為基準值的受端功率接收標幺值；ksh為線路的并聯(lián)電抗補償度，由于其對輸電能力影響不大[6]，本文中取0；kse為線路的串聯(lián)電容補償度；us為送端交流系統(tǒng)母線電壓；ur為受端交流系統(tǒng)母線電壓；δ為線路兩端交流系統(tǒng)的母線電壓相角差；β為相位常數(shù)，約為0.06o/km；scsr為送端交流系統(tǒng)的短路容量與線路自然功率之比；scrr為受端交流系統(tǒng)的短路容量與線路自然功率之比；δsr為送端交流系統(tǒng)與受端交流系統(tǒng)的等值電動勢最大可接受相位差。

3.3 輸電容量的選擇及其對風電場群年發(fā)電量的影響

風電場群的電能輸出具有隨機性和波動性，單個風電機組發(fā)電量達到額定發(fā)電出力的時間一般占總時間的1%～5%[7]，若風電場群的地理范圍很大，由于同時率等因素風電場群達到額定出力的時間比例會進一步下降，例如北歐風電場群的出力很少達到75%的裝機容量水平[7]。因此風電場群的最優(yōu)輸電容量往往小于風電場群的裝機容量，具體最優(yōu)輸電容量應該根據(jù)當?shù)氐娘L電場群的實際情況決定。

將風電場群全年各時段的風電功率降序排列后可得到風電持續(xù)曲線，如圖2所示。設線路的輸送容量為PT，風電場群的裝機容量為PWF，年利用小時數(shù)為Tmax，風電場群的輸出功率大于PT的時間比例（即棄風時間比例）為λ。則由于棄風導致的電能損失比例可由式（7）表示

式中，μ為棄風導致的電能損失比例；P( t)為風電持續(xù)曲線表達式。

圖2 風電持續(xù)曲線

3.4 最優(yōu)輸電方案的選取標準

為了衡量各個輸電方案的經(jīng)濟效益，把平均每度電的凈現(xiàn)值成本作為評價指標，把每度電的凈現(xiàn)值成本最低的方案作為最優(yōu)方案，計算方法如式（8）所示

在目前廠網(wǎng)分開的大背景下，風電場與輸變電項目的投資往往是兩個不同的投資主體，輸變電項目的投資方往往不關注風電場由于棄風導致的損失。但是如果從整體的角度來看，應將風電場的棄風損失納入最優(yōu)輸電方案的評價標準中，為此可將每年風電場因為棄風導致的損失作為一種額外成本加入到式（8）的評價標準指標中，計算方法如式（9）所示。

由于式（2） 是單獨從輸變電投資方的角度進行計算的輸電電價，并沒有考慮風電場因棄風導致的損失，因此不能作為整體考慮時的輸電電價計算公式。分別記式（8）和式（9）所確定的輸電方案為方案1和方案2，為了對比方案1與方案2的經(jīng)濟性，定義選擇方案2后輸電成本凈現(xiàn)值的增加量與風電場收益凈現(xiàn)值的增加量之比為γ，計算表達式如式（10）所示，γ小于1表示相對于方案1 ，選擇方案2后風電場增加的售電收入完全可以彌補輸電成本的增加。

4 算例分析

假設風電場群的總的裝機容量為1000萬kW，輸電距離為800～2000km。750kV經(jīng)50%串補后每回可以送電2500MW，輸電距離不超過1500km；1000kV經(jīng)50%串補后每回可以送電5000MW，輸電距離不超過1500km；660kV直流輸電每回可以送電4000MW；800kV直流輸電每回可以送電6000MW。同時假設輸變電項目一旦建成后運行能力立刻達到額定水平，中間無過渡期。

輸電項目的增值稅按17%收取，城市維護建設稅按5%收取（縣鎮(zhèn)），教育附加費按3%收取，所得稅按25%收取，內部收益率取8%，基準收益率取8%，流動資金占總資金的0.5%，自籌資金占總資金的20%，貸款期限為18年，年利率為6.12%。其余主要成本如表2[8-9]所示，單個變壓器以及單回線路的最大功率損耗如表3～4所示。

表2 輸變電成本

表3 單個變壓器的損耗

表4 各輸電方式單回輸電線路的最大輸電損耗

為了簡化計算，假設風電持續(xù)曲線為一直線，風電場群輸出功率為0的時間為0。當風電場群的年利用小時數(shù)分別為1600、2000、2500h時標幺化后的各風電持續(xù)曲線如圖3所示。

圖3 風電持續(xù)曲線

當輸電距離從800～2000km變化時，不考慮棄風損失時的各輸電距離下的最優(yōu)輸電方案及其輸電電價、到網(wǎng)電價如表5～8所示，表中還列出了考慮棄風損失后的最優(yōu)輸電方案及相應的γ值。

表5 輸電距離為800km時的最優(yōu)輸電方案及其電價

表6 輸電距離為1200km時的最優(yōu)輸電方案及其電價

表7 輸電距離為1500km時的輸電方案及其電價

表8 輸電距離為2000km時的輸電方案及其電價

根據(jù)以上計算結果，不同年利用小時數(shù)Tmax下的最優(yōu)風電電價以及輸電方案隨輸電距離變化如圖4～6所示。

圖4 T max =1600h時的最優(yōu)風電電價隨輸電距離的變化

圖5 T max =2000h時的最優(yōu)風電電價隨輸電距離的變化

圖6 T max =2500h時的最優(yōu)風電電價隨輸電距離的變化

從上述計算結果可以看出當風電場群的年利用小時數(shù)Tmax=1600h時，若輸電距離在800～2000km之間變化，最優(yōu)風電電價從0.689元/kW·h上升到0.788元/kW·h；當風電場群的年利用小時數(shù)Tmax=2000h時，若輸電距離在800～2000km之間變化，最優(yōu)風電電價從0.655元/kW·h上升到0.740元/kWh；當風電場群的年利用小時數(shù)Tmax=2500h時，最優(yōu)風電電價從0.612元/kW·h上升到0.689元/kW·h。當考慮棄風損失后的方案與原方案不一致時，對應的γ值都小于1，這說明考慮棄風損失后評選出的方案相比于原來的方案，其輸電成本的增加完全可以由風電場群所增加的收益來彌補。

5 結論

大容量風電遠距離送出的最優(yōu)方案與風電場群的實際情況以及輸電距離密切相關。不考慮棄風損失時，當輸電距離在800～2000km之間變化，則風電場群年利用小時數(shù)較小且輸電距離又相對較短時，采用超高壓交流輸電合理；而當風電場群年利用小時數(shù)較高且輸電距離又相對較長時，采用特高壓交流輸電比較合理；當輸電距離超過交流輸電的最遠輸電距離時，直流輸電成了惟一的輸電方式?？紤]棄風損失后所評選出的方案相比于不考慮棄風損失時的方案，風電場群與輸變電的總體經(jīng)濟效益得到了提高。

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