趙雪珺，劉天琪，何川，南璐，印月，車彬

(1.四川大學(xué)電氣工程學(xué)院，成都 610065; 2.國網(wǎng)寧夏電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，銀川 750002)

0 引言

為實(shí)現(xiàn)環(huán)境友好發(fā)展和可持續(xù)發(fā)展的目標(biāo)，大力發(fā)展風(fēng)、光等新能源發(fā)電已成為各國共識，未來電力系統(tǒng)場景中，高比例可再生能源發(fā)電被廣泛關(guān)注，歐洲和美國分別提出2050 年實(shí)現(xiàn)100%可再生能源電力系統(tǒng)及新能源占比80%的遠(yuǎn)景規(guī)劃［1-2］，中國國家發(fā)展和改革委員會能源研究所研究報告指出，2050 年中國能源布局規(guī)劃60%電力來自可再生能源［3］。然而在加速新能源發(fā)電開發(fā)的同時，并網(wǎng)后棄風(fēng)棄光現(xiàn)象十分嚴(yán)重，2019 年，全國的棄風(fēng)、棄光電量分別高達(dá)169 億kW·h、46 億kW·h［4-5］。

合理的新能源接入電網(wǎng)規(guī)劃是新能源有效利用的前提，文獻(xiàn)［6］對海上風(fēng)電不同數(shù)量的接入點(diǎn)拓?fù)溥M(jìn)行了研究，同時分析了各種接入方案對風(fēng)電消納產(chǎn)生的影響;文獻(xiàn)［7］從經(jīng)濟(jì)性角度出發(fā)采用啟發(fā)式算法，考慮風(fēng)電場直接并網(wǎng)和功率匯集后集中并網(wǎng)的不同接入方案，建立了雙層優(yōu)化模型; 文獻(xiàn)［8］利用柵格法不斷縮小匯集站選址尋優(yōu)范圍，提出了風(fēng)電集群接入系統(tǒng)規(guī)劃的混合整數(shù)線性規(guī)劃。

目前，國內(nèi)部分地區(qū)風(fēng)電消納困難主要由于常規(guī)機(jī)組受最小出力限制，在負(fù)荷低谷時被迫切除風(fēng)電，因此規(guī)劃時考慮機(jī)組的啟停運(yùn)行狀態(tài)，可以更好評估風(fēng)電接入后的消納情況，確定合理的風(fēng)電場接入方案。文獻(xiàn)［9-10］在輸電網(wǎng)規(guī)劃的同時考慮了新能源消納問題，但將發(fā)電機(jī)最小出力假設(shè)為0，沒有考慮實(shí)際發(fā)電機(jī)低出力約束帶來的棄風(fēng)，文獻(xiàn)［11］提出一種計及發(fā)電機(jī)啟停機(jī)和輸電網(wǎng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)改變的發(fā)輸電優(yōu)化規(guī)劃方法。

電力系統(tǒng)接納高比例可再生能源的一大重要標(biāo)志在于:可再生能源將承擔(dān)一部分負(fù)荷平衡的責(zé)任，傳統(tǒng)機(jī)組不再獨(dú)立滿足負(fù)荷需求，在電力電量平衡中，可再生能源將由“錦上添花”的角色變?yōu)榕c常規(guī)能源“平分秋色”［12］，隨著接入風(fēng)電規(guī)模的擴(kuò)大，風(fēng)電集群總功率波動特性逐漸平滑，表現(xiàn)為總出力標(biāo)幺值過高或過低的概率下降，按照傳統(tǒng)確定性思路考慮這些低概率場景進(jìn)行規(guī)劃結(jié)果過于保守、經(jīng)濟(jì)性較差［13］。文獻(xiàn)［14］解釋了出現(xiàn)這種平滑效應(yīng)的原因是風(fēng)電場功率間的負(fù)相關(guān)性;文獻(xiàn)［15］分析了風(fēng)電場內(nèi)部風(fēng)機(jī)特性與平滑效應(yīng)的關(guān)聯(lián);文獻(xiàn)［16］通過對不同規(guī)模風(fēng)電場年持續(xù)出力的分析，建立了風(fēng)電場群匯聚過程中“裝機(jī)容量-功率”的關(guān)聯(lián)關(guān)系，對規(guī)劃目標(biāo)年風(fēng)電場群年持續(xù)出力曲線進(jìn)行預(yù)測。

新能源電源的接入可以有效減少化石燃料的消耗，而常規(guī)電源為系統(tǒng)應(yīng)對新能源的不確定性提供靈活性資源空間和調(diào)峰充裕度，在大規(guī)模風(fēng)電集中并網(wǎng)規(guī)劃時，容易出現(xiàn)并網(wǎng)區(qū)域網(wǎng)架輸電通道過度配置或配置不足問題［16］。實(shí)際規(guī)劃中新能源接入規(guī)劃常與并網(wǎng)區(qū)域電網(wǎng)規(guī)劃分開考慮，先進(jìn)行新能源并網(wǎng)規(guī)劃，然后根據(jù)新能源接入容量及接入位置對并網(wǎng)區(qū)域電網(wǎng)進(jìn)行拓展，但新能源接入方式的不同，會對并網(wǎng)區(qū)域電網(wǎng)潮流分布帶來很大影響，區(qū)域電網(wǎng)結(jié)構(gòu)又制約了新能源消納能力，進(jìn)而影響新能源接入容量和接入方式，將其分開考慮無法保證總體規(guī)劃方案最優(yōu)，因此將其進(jìn)行協(xié)調(diào)優(yōu)化很有必要。

文章通過模擬分析不同規(guī)模風(fēng)電場群匯聚過程，提出考慮匯聚效應(yīng)的風(fēng)電場群零出力極端場景概率演變模型，得到“風(fēng)電場群零出力概率”與“匯聚容量”之間的定量關(guān)系約束，同時考慮實(shí)際運(yùn)行時常規(guī)機(jī)組出力下限和最小啟停機(jī)時間對風(fēng)電消納的影響，進(jìn)而提出考慮匯聚效應(yīng)與機(jī)組啟停運(yùn)行狀態(tài)的風(fēng)電集群接入和區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃模型，并使用成熟的商用求解器Gurobi 進(jìn)行求解，得到風(fēng)電集群接入和區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃的最優(yōu)決策方案。

1 風(fēng)電場集群接入系統(tǒng)規(guī)劃

我國風(fēng)能資源十分豐富，但分布地貌較為復(fù)雜，且大多遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，適宜于進(jìn)行規(guī)模開發(fā)并集中規(guī)劃并網(wǎng)［17］。風(fēng)電場接入系統(tǒng)通常有兩種形式:

(1) 單個風(fēng)電場直接接入附近電網(wǎng);

(2) 數(shù)個風(fēng)電場經(jīng)升壓變電站匯集后再集中接入電網(wǎng)。

風(fēng)電集群接入系統(tǒng)如圖1 所示［8］。

圖1 風(fēng)電集群接入系統(tǒng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of wind farm cluster access

風(fēng)電場選擇哪一種方式接入主要由線路投資成本、匯集站投資成本等經(jīng)濟(jì)技術(shù)參數(shù)決定，當(dāng)數(shù)個風(fēng)電場較為集中且遠(yuǎn)離并網(wǎng)點(diǎn)時，經(jīng)匯集站匯集后并網(wǎng)可以減少線路投資成本，而當(dāng)風(fēng)電場較為分散且距離并網(wǎng)點(diǎn)較近時，往往直接并網(wǎng)具有更高的經(jīng)濟(jì)性。因此，文中風(fēng)電場集群接入規(guī)劃模型部分主要從經(jīng)濟(jì)性出發(fā)，解決以下問題:(1) 風(fēng)電場接入系統(tǒng)規(guī)模; ( 2) 風(fēng)電場直接并網(wǎng)與經(jīng)匯集站并網(wǎng)的選擇;(3) 風(fēng)電場群內(nèi)部升壓匯集站容量、位置及出口線路容量優(yōu)化; ( 4) 主網(wǎng)接入點(diǎn)選擇。

2 考慮匯聚效應(yīng)的風(fēng)電場群零出力極端場景概率演變模型

由于空間分布差異，以及時間上延遲效應(yīng)、過濾效應(yīng)的影響，集群接入的各風(fēng)電場之間時序出力特性有著一定差異，集群接入后總功率波動特性也與各風(fēng)電場特性差異明顯，圖2 描述了某地不同風(fēng)電場出力時序功率曲線及匯集后總出力時序功率特性曲線。

圖2 風(fēng)電場時序出力特性曲線Fig.2 Time-sequence output characteristic curve of wind farm

由圖2 可以看出，由于不同風(fēng)電場輸出功率時序特性不同，使得總體功率累加時相互錯開，累加時序波動特性有所抵消。

年持續(xù)出力曲線可以更好反映風(fēng)電場長期出力變化規(guī)律，如圖3 為不同規(guī)模風(fēng)電場群年持續(xù)出力曲線。由圖3 可知，隨著匯集的場群規(guī)模擴(kuò)大，各風(fēng)電場時序功率相互抵消( 平滑) 的概率會增加，風(fēng)電年持續(xù)出力曲線趨于平緩，稱之為匯聚效應(yīng)［7］。

圖3 不同規(guī)模風(fēng)電場群年持續(xù)出力曲線Fig.3 Annual continuous output curves of wind farm groups of different sizes

由圖3 可以看出，風(fēng)電場匯聚效應(yīng)的一個重要特性是隨著風(fēng)電場匯集規(guī)模的增加，風(fēng)電場群零出力極端場景出現(xiàn)概率逐漸降低，為在規(guī)劃中更好考量風(fēng)電出力不確定性帶來的失負(fù)荷風(fēng)險，通過如圖4 所示方法模擬風(fēng)電場群逐級匯聚過程，得到“風(fēng)電場群零出力概率”與“匯聚容量”之間的定量關(guān)系，如式(1) ～式(4) 所示［16］。

圖4 考慮匯聚效應(yīng)的風(fēng)電場群零出力場景模擬Fig.4 Simulation of zero-generation scenario of wind farm cluster considering convergence effect

式(1) 為年風(fēng)電匯聚出力為零小時數(shù)關(guān)于接入系統(tǒng)的風(fēng)電裝機(jī)容量的函數(shù)表達(dá)式:

式中hwc為年風(fēng)電匯聚出力為零小時數(shù)，上標(biāo)wc表示風(fēng)電場匯聚功率為零極端場景;Sw為接入系統(tǒng)的風(fēng)電裝機(jī)容量; α 和β 為擬合參數(shù)。

式(2) ～式( 3) 為最小二乘參數(shù)擬合表達(dá)式，以j為索引的歷史離散數(shù)據(jù)點(diǎn)共n組。

式(4) 表示極端場景在全年發(fā)生的概率，即相應(yīng)風(fēng)電場接入容量下極端場景出現(xiàn)小時數(shù)與全年總小時數(shù)之比。

式中ρwc為極端場景發(fā)生權(quán)重系數(shù)即發(fā)生概率。

3 協(xié)調(diào)規(guī)劃模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

考慮匯聚效應(yīng)的風(fēng)電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃模型以總成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，包括投資成本、基礎(chǔ)場景運(yùn)行成本、基礎(chǔ)場景棄風(fēng)成本、極端場景失負(fù)荷懲罰成本，其中基礎(chǔ)場景不允許失負(fù)荷，在風(fēng)電零出力的極端場景下，引入失負(fù)荷懲罰平衡協(xié)調(diào)規(guī)劃的經(jīng)濟(jì)性與安全性。

式中CI為投資成本;CO為基礎(chǔ)場景運(yùn)行成本;CW為基礎(chǔ)場景棄風(fēng)懲罰成本;CD為考慮匯聚效應(yīng)的風(fēng)電零出力極端場景失負(fù)荷懲罰成本。

投資成本包括風(fēng)電并網(wǎng)接入工程投資成本和并網(wǎng)區(qū)域的電網(wǎng)擴(kuò)建成本:

式中C為成本;上標(biāo)M 和IN 分別為并網(wǎng)區(qū)域電網(wǎng)擴(kuò)建工程和風(fēng)電并網(wǎng)工程;a為相應(yīng)設(shè)備投建成本;y為二進(jìn)制決策變量; 下標(biāo)l為輸電線路索引;g為常規(guī)發(fā)電機(jī)組索引;w為風(fēng)電場索引，i為主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)索引;k為匯集站索引;CG為備選發(fā)電機(jī)集合;CL為備選線路集合;上標(biāo)LL 為風(fēng)電場出口較低電壓等級線路，包含風(fēng)電場直接并網(wǎng)線路和風(fēng)電場與匯集站之間連接線路;上標(biāo)HS 代表匯集站;HL 代表匯集站與主網(wǎng)接入點(diǎn)之間的線路。

式中aw為棄風(fēng)懲罰系數(shù);為風(fēng)電場接入節(jié)點(diǎn)i在t時刻的棄風(fēng)功率。

式中aD為極端場景失負(fù)荷懲罰系數(shù); ΔDwc表示極端場景年失負(fù)荷量。

3.2 約束條件

(1) 風(fēng)電場并網(wǎng)接入工程約束

式(12) 為匯集站投資成本約束:

式中S為容量;yk，i為匯集站接入電網(wǎng)決策二進(jìn)制變量;yk，i=1 時為匯集站k最終接入并網(wǎng)點(diǎn)i并網(wǎng);下標(biāo)e為設(shè)備選型索引，不同容量選型的設(shè)備造價不同;為接入節(jié)點(diǎn)i的匯集站k投建型號為e。

式(13) 為匯集站接入主網(wǎng)線路投資成本約束:

式中L表示線路長度;yHLk，i，e=1 表示節(jié)點(diǎn)i和匯集站k之間投建的線路型號為e。

式(14) 表示風(fēng)電場接入電網(wǎng)低電壓等級線路投資成本約束，包括風(fēng)電場直接并網(wǎng)線路和風(fēng)電場接入?yún)R集站線路:

式中yw，k為風(fēng)電場接入?yún)R集站決策變量，yw，k=1時表示風(fēng)電場w接入?yún)R集站k;同理yw，i=1 表示風(fēng)電場w直接接入主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)i并網(wǎng)。

匯集站k匯集的風(fēng)電容量如式( 15) 所示，接入系統(tǒng)的總風(fēng)電裝機(jī)容量可由式(16) 表示:

為保證每個風(fēng)電場只能選擇一種方式接入電網(wǎng)，需滿足:

為保證當(dāng)有風(fēng)電場群匯集時，匯集站可以接入系統(tǒng)，且只能選擇一個待選接入點(diǎn)接入并網(wǎng)區(qū)域網(wǎng)架，需滿足:

為保證匯集站無風(fēng)電場群匯集時，此匯集站不投建，則需滿足:

(2) 運(yùn)行約束

基礎(chǔ)場景下節(jié)點(diǎn)功率平衡約束可以表示為:

接入節(jié)點(diǎn)i的風(fēng)電場總出力預(yù)測值可以表示為:

式(23) 為風(fēng)電出力調(diào)度約束，式(24) 為棄風(fēng)功率表達(dá)式:

式(25) 、式(26) 表示機(jī)組啟停機(jī)約束:

式中Ig，t表示機(jī)組工作狀態(tài);和代表機(jī)組g的開機(jī)和停機(jī)時間計數(shù)器;和為機(jī)組g最小開停機(jī)時間。

考慮啟停機(jī)后的發(fā)電機(jī)出力約束可以表示為:

式中上標(biāo)max、min 分別表示上下限值。

機(jī)組工作狀態(tài)二進(jìn)制變量Ig，t和常規(guī)機(jī)組投建二進(jìn)制變量yg應(yīng)滿足關(guān)系式:

式(29) ～式(32) 為線路潮流約束，式(33) 為相角約束:

式中Xl為輸電線路l的電抗; θ 為相角;EL為已有線路合集;M為足夠大正數(shù)。

極端場景運(yùn)行約束如式(34) ～式(43) 所示，其中式(34) 為節(jié)點(diǎn)功率平衡約束;式(35) ～式(36) 為失負(fù)荷量約束; 式( 37) 、式( 38) 為常規(guī)機(jī)組出力約束; 式(39) ～式(42) 為線路潮流約束;式(43) 為相角約束。

3.3 模型求解

最終的協(xié)調(diào)規(guī)劃模型可以總結(jié)為式(44) ，該模型為混合整數(shù)規(guī)劃模型，可以通過成熟的商用求解器進(jìn)行求解。文中使用MATLAB 軟件調(diào)用YALMIP 工具箱中的Gurobi 求解器對模型進(jìn)行求解。

4 算例分析

4.1 Garver6 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)算例

對Garver6 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)［18］進(jìn)行修改，每條輸電線路容量增大為230 MW，系統(tǒng)圖如圖5 所示。已有常規(guī)機(jī)組及備選機(jī)組信息參見表1。

表1 機(jī)組信息Tab.1 Information of generators

圖5 并網(wǎng)區(qū)域輸電網(wǎng)示意圖Fig.5 Schematic diagram of transmission network in grid-connected area

選取某地區(qū)10 個風(fēng)電場為例進(jìn)行規(guī)劃，風(fēng)電場相關(guān)信息及待建匯集站位置信息、成本造價信息參考文獻(xiàn)［7］;風(fēng)電場主網(wǎng)備選接入點(diǎn)為主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)3 和節(jié)點(diǎn)5，坐標(biāo)分別為(197.4，94.9) ，(188.6，146.6) ，所有待接入風(fēng)電場與并網(wǎng)區(qū)域輸電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)的相對位置如圖6所示，風(fēng)電場編號分別為WF1-WF10，匯集站編號為k1、k2。工程服役期限為20 年，基準(zhǔn)折現(xiàn)率為0.08。

圖6 系統(tǒng)相對位置示意圖Fig.6 Schematic diagram of relative position of system

文中通過設(shè)置以下4 個算例，來分析對比文章提出的協(xié)調(diào)規(guī)劃模型的有效性:

算例1:對風(fēng)電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)進(jìn)行協(xié)調(diào)規(guī)劃，但不考慮運(yùn)行啟停機(jī)及風(fēng)電零出力極端場景對規(guī)劃的影響;

算例2: 在算例1 的基礎(chǔ)上，考慮機(jī)組啟停運(yùn)行對規(guī)劃的影響;

算例3: 在算例2 的基礎(chǔ)上，考慮風(fēng)電場群零出力對規(guī)劃的影響，但不考慮風(fēng)電匯聚效應(yīng);

算例4: 文章提出方法，同時考慮啟停機(jī)和風(fēng)電場匯聚效應(yīng)的風(fēng)電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃。

算例1、算例2 得到的規(guī)劃方案及成本明細(xì)見表2、表3。

表2 算例1、算例2 規(guī)劃方案Tab.2 Planning scheme of example 1 and example 2

表3 算例1、算例2 成本明細(xì)Tab.3 Detailed accounts of example 1 and example 2

由表2 規(guī)劃結(jié)果可知，算例1 在規(guī)劃時沒有慮機(jī)組啟停機(jī)對風(fēng)電消納的影響，即沒有考慮到常規(guī)機(jī)組最小出力約束及最小啟停機(jī)時間，常規(guī)機(jī)組出力可以在0 到額定容量之間隨意調(diào)度，可以接納更多的風(fēng)電場接入系統(tǒng)，風(fēng)電場WF4、WF8、WF9 經(jīng)匯集站k1 匯集后接入節(jié)點(diǎn)5 并網(wǎng)，匯集站容量為720 MV·A，風(fēng)電場WF7 直接接入節(jié)點(diǎn)5，風(fēng)電場WF2、WF3、WF10 接入節(jié)點(diǎn)3 并網(wǎng)。算例2 中，進(jìn)行啟停機(jī)合理調(diào)配后，系統(tǒng)接納新能源出力能力降低，接入風(fēng)電場減少，因此風(fēng)電場接入方式也有所變化，由于接入系統(tǒng)風(fēng)電場減少，匯集后接入經(jīng)濟(jì)性下降，風(fēng)電場WF1、WF7、WF8 直接接入節(jié)點(diǎn)5 并網(wǎng);風(fēng)電場WF2、WF3、WF10 直接接入節(jié)點(diǎn)3 并網(wǎng)。同時由于風(fēng)電場接入量減少，常規(guī)機(jī)組G3 等供電需求增加，使得部分輸電通道輸電壓力增加，算例2 比算例1 多擴(kuò)建2 條線路走廊，增加主網(wǎng)線路投資0.3342 ×108﹩。

對比兩種算例總成本，雖然算例1 比算例2 少花費(fèi)0.5803 ×108﹩，但將算例1 的風(fēng)電場接入規(guī)劃和電網(wǎng)擴(kuò)建方案進(jìn)行考慮啟停機(jī)調(diào)度時，棄風(fēng)懲罰高達(dá)6.4655 ×108﹩，總成本則為20.9493 ×108﹩，比算例2 總成本增加0.4155 ×108﹩。由此可以看出，算例1沒有考慮系統(tǒng)常規(guī)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行調(diào)節(jié)靈活性，盲目接入過多風(fēng)場，在實(shí)際運(yùn)行中會導(dǎo)致大量棄風(fēng)，同時影響了風(fēng)電場接入方式及局部電網(wǎng)規(guī)劃方案整體經(jīng)濟(jì)性。

算例3、算例4 得到的規(guī)劃方案及成本明細(xì)見表4、表5。

表4 算例3、算例4 規(guī)劃方案Tab.4 Planning scheme of example 3 and example 4

表5 算例3、算例4 成本明細(xì)Tab.5 Detailed accounts of example 3 and example 4

算例3、算例4 中由于考慮了極端場景的影響，均投建了常規(guī)機(jī)組來降低失負(fù)荷懲罰帶來的額外懲罰成本，對比表2 和表4，算例3、算例4 總成本比算例1、算例2有所增加。在風(fēng)電接入方面，算例3、算例4 由于相比于算例1，接入風(fēng)電場減少，故均采用直接并網(wǎng)方式較為經(jīng)濟(jì)。算例3 投建了較大容量的常規(guī)機(jī)組G6，極端場景下不會有失負(fù)荷，且僅需擴(kuò)建四條線路走廊，較算例4 減少輸電網(wǎng)投資0.0271 ×108﹩。算例4 考慮匯聚效應(yīng)后，風(fēng)電場群零出力概率為0.028，選擇投建容量較小的發(fā)電機(jī)G4，減少電源投資0.2 ×108﹩;同時風(fēng)電場接入方案也略有變化，方案4 中風(fēng)電場WF1 直接接入節(jié)點(diǎn)3 并網(wǎng)替代了方案3 中并網(wǎng)的風(fēng)電場WF4，節(jié)約并網(wǎng)線路成本0.0901×108﹩。由于常規(guī)機(jī)組和風(fēng)電場接入工程投資減少，雖然算例4 在極端場景下產(chǎn)生少量失負(fù)荷成本，但總成本仍比算例3 節(jié)約0.0626×108﹩，具有更好的經(jīng)濟(jì)性。

從各規(guī)劃方案的差異可以看出，風(fēng)電場群接入容量及接入方式、常規(guī)機(jī)組投建及運(yùn)行方式、風(fēng)電接入?yún)^(qū)域輸電網(wǎng)擴(kuò)建方案相互影響。風(fēng)電場接入數(shù)量較少時，直接接入附近主網(wǎng)接入點(diǎn)成本較低;接入數(shù)量較多且較為集中時，經(jīng)匯集站匯集后再接入附近并網(wǎng)點(diǎn)可以減少接入線路建設(shè)成本，但受到常規(guī)電源投建運(yùn)行及輸電線路擴(kuò)建帶來的電網(wǎng)潮流變化的影響，風(fēng)電場接入也不完全遵循就近原則，如對比算例2 和算例4的風(fēng)電場接入規(guī)劃，算例2 中風(fēng)電場WF1 距離節(jié)點(diǎn)3較近，卻最終選擇經(jīng)距離較遠(yuǎn)的并網(wǎng)點(diǎn)5 并網(wǎng)，雖然風(fēng)電場接入線路成本有所增加，但是主網(wǎng)新建輸電線路和機(jī)組更少，總體更加經(jīng)濟(jì)。綜合以上規(guī)劃方案及成本對比，考慮機(jī)組啟停機(jī)和匯聚效應(yīng)的風(fēng)電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃模型，可以在盡量接納新能源的前提下，合理規(guī)劃新能源接入并減少常規(guī)機(jī)組與輸電通道擴(kuò)建的冗余，平衡極端場景失負(fù)荷損失與區(qū)域電網(wǎng)擴(kuò)建成本，得出系統(tǒng)整體經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的規(guī)劃方案。

4.2 IEEE 118 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)算例

為驗(yàn)證所提方法模型可以適用于大規(guī)模系統(tǒng)，以修訂的IEEE118 節(jié)點(diǎn)［19］系統(tǒng)進(jìn)行算例驗(yàn)證，選取4.1節(jié)中風(fēng)電場WF1-WF10 和匯集站k1、k2 進(jìn)行規(guī)劃，風(fēng)電場接入主網(wǎng)備選接入點(diǎn)為主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)4、節(jié)點(diǎn)60 及節(jié)點(diǎn)116，坐標(biāo)分別為( 120. 1，0) 、( 188. 6，146. 6) 和(197.4，94.9) ，主網(wǎng)輸電線路容量為230 MW，實(shí)際電網(wǎng)中，風(fēng)電基地接入部分區(qū)域網(wǎng)架常常較為薄弱，將風(fēng)電場待接入節(jié)點(diǎn)相連的線路容量修改為其余線路容量的一半并重點(diǎn)對接入?yún)^(qū)域電網(wǎng)進(jìn)行規(guī)劃，備選擴(kuò)建的輸電網(wǎng)及機(jī)組信息見表6，工程服役期限為20 年，基準(zhǔn)折現(xiàn)率為0.08，其余數(shù)據(jù)參考文獻(xiàn)［20］，其中負(fù)荷增大為文獻(xiàn)［20］中的2 倍。

表6 備選擴(kuò)建輸電線路及機(jī)組信息Tab.6 Information on alternative extension of transmission network and generating units

算例5 對風(fēng)電接入規(guī)劃與接入?yún)^(qū)域電網(wǎng)擴(kuò)建進(jìn)行分開規(guī)劃，算例6 為文中提出的考慮匯聚效應(yīng)的協(xié)調(diào)規(guī)劃方法，算例5、算例6 得到的規(guī)劃方案及成本明細(xì)見表7、表8。

表7 算例5、算例6 規(guī)劃方案Tab.7 Planning scheme of example 5 and example 6

表8 算例5、算例6 成本明細(xì)Tab.8 Detailed accounts of example 5 and example 6

由表7、表8 可以看出，算例5 中，風(fēng)電場WF4、WF8、WF9 經(jīng)匯集站k1 匯集后接入節(jié)點(diǎn)4 并網(wǎng)，算例6中進(jìn)行協(xié)調(diào)規(guī)劃后WF4 不再接入?yún)R集站k1，直接接入節(jié)點(diǎn)4 并網(wǎng)，WF6、WF8、WF9 經(jīng)匯集站k1 匯集后接入節(jié)點(diǎn)60 并網(wǎng)。由于匯集站k1 位置距主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)4 比主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)60 更近，算例5 中風(fēng)電接入規(guī)劃成本比算例6共減少0.0239 ×108﹩，但是由于算例5 的接入方案中較多風(fēng)電接入周圍網(wǎng)架較為薄弱的節(jié)點(diǎn)4，輸電網(wǎng)擴(kuò)建成本更高，且會產(chǎn)生少量棄風(fēng);方案6 中由于進(jìn)行協(xié)調(diào)規(guī)劃并考慮了匯聚效應(yīng)，其中極端場景發(fā)生概率為0.024，雖然部分風(fēng)電場沒有接入最近的主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)，但接入規(guī)劃和區(qū)域電網(wǎng)擴(kuò)建方案更加協(xié)調(diào)，只需擴(kuò)建3條主網(wǎng)線路即可滿足新能源消納要求，減少了造價較高的主網(wǎng)節(jié)點(diǎn)4 周邊輸電網(wǎng)擴(kuò)建，同時常規(guī)機(jī)組比方案5 少投建280 MW，總體成本更低，比算例5 共節(jié)約成本0.5782 ×108﹩，整體經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)。

5 結(jié)束語

文章從風(fēng)電場集群功率波動特性入手，分析風(fēng)電場群規(guī)模增長時出力波動特性的演化趨勢，提出一種考慮匯聚效應(yīng)與機(jī)組啟停運(yùn)行狀態(tài)的風(fēng)電集群接入和區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃模型，通過算例對比分析，可以得到如下結(jié)論:

(1) 風(fēng)電場集群接入后總功率波動特性與單風(fēng)電場特性差異明顯;

(2) 風(fēng)電接入容量、接入方式與主網(wǎng)網(wǎng)架及常規(guī)電源布置、運(yùn)行方式互相耦合，共同影響規(guī)劃整體經(jīng)濟(jì)性與風(fēng)電消納效果;

(3) 文章提出的協(xié)調(diào)規(guī)劃模型可以得到有利于風(fēng)電消納的風(fēng)電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)擴(kuò)建整體最優(yōu)的規(guī)劃方案，可以為大規(guī)模風(fēng)電基地開發(fā)，風(fēng)電基地接入系統(tǒng)設(shè)計規(guī)劃等經(jīng)濟(jì)優(yōu)化方面提供參考。