華 文 徐 政 李慧杰 林 晞

（1.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州 310027；2.阿?，m輸配電中國(guó)技術(shù)中心，上海 201114）

1 引言

我國(guó)面積廣大，地形條件復(fù)雜，風(fēng)能資源狀況及分布特點(diǎn)隨地形、地理位置不同而不同。風(fēng)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(fēng)能資源豐富，風(fēng)電場(chǎng)地形平坦，交通方便，沒有破壞性風(fēng)速，是我國(guó)連成一片的最大風(fēng)能資源區(qū)，有利于開發(fā)大規(guī)模風(fēng)電場(chǎng)。但是當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)容量較小，限制了風(fēng)電的規(guī)模，而且距離負(fù)荷中心遠(yuǎn)，需要長(zhǎng)距離輸電。這使得大容量風(fēng)電的遠(yuǎn)距離輸電成為我國(guó)風(fēng)力發(fā)電事業(yè)的一項(xiàng)重要任務(wù)。

目前已有不少文獻(xiàn)[1-3]對(duì)風(fēng)電建設(shè)的經(jīng)濟(jì)性做了研究，但是在成本計(jì)算中沒有包括風(fēng)電的輸電成本，這對(duì)需要遠(yuǎn)距離輸電的大容量風(fēng)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(shí)風(fēng)電的經(jīng)濟(jì)效益，同時(shí)分析了不同的輸送容量以及輸送距離對(duì)風(fēng)電電價(jià)的影響。

2 風(fēng)電電價(jià)的計(jì)算

2.1 計(jì)算模型

風(fēng)電場(chǎng)群及其輸變電系統(tǒng)如圖1所示，風(fēng)電場(chǎng)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(jí)的交流線路或者直流線路輸送到負(fù)荷中心，然后計(jì)算送到負(fù)荷中心后的到網(wǎng)電價(jià)。風(fēng)電的到網(wǎng)電價(jià)可由式（1）表示。

圖1 風(fēng)電場(chǎng)群及其輸變電系統(tǒng)示意圖

2.2 風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)的取值原則

2009年 7月底，國(guó)家發(fā)展改革委員會(huì)發(fā)布了《關(guān)于完善風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》（發(fā)改價(jià)格[2009]1906號(hào)），對(duì)風(fēng)力發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策進(jìn)行了完善。文件規(guī)定，全國(guó)按風(fēng)能資源狀況和工程建設(shè)條件分為四類風(fēng)能資源區(qū)，四類資源區(qū)的平均年利用小時(shí)數(shù)分別是2700、2500、2000和1600，相應(yīng)的風(fēng)電標(biāo)桿電價(jià)水平分別為每千瓦時(shí)0.51元、0.54 元、0.58 元和0.61元。本文風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)按標(biāo)桿電價(jià)取值。

2.3 輸電電價(jià)的計(jì)算

輸電電價(jià)通過確定輸變電項(xiàng)目的內(nèi)部收益率，然后反算電價(jià)得到，計(jì)算表達(dá)式如式（2）所示。

其中，η為輸電電價(jià)；E為送至負(fù)荷中心的風(fēng)電電量；i0為內(nèi)部收益率；n為輸變電項(xiàng)目的經(jīng)營(yíng)期與建設(shè)期之和；Ct為第t年的現(xiàn)金流出，在建設(shè)期主要為項(xiàng)目的建設(shè)投資，在經(jīng)營(yíng)期主要為輸電的運(yùn)行維護(hù)成本、各種稅金、追加的流動(dòng)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(jì)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(shí)數(shù)（h/年），與年利用小時(shí)數(shù)Tmax以及功率因數(shù)cosφ有關(guān)。

直流單個(gè)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(jì)算方法如式（4）所示

式中，ΔAT為變壓器損耗；n為變壓器臺(tái)數(shù)；PN為變壓器額定容量（kVA）；Pmax為最大負(fù)荷（kVA）；ΔPm為額定容量時(shí)的銅耗；ΔP0為變壓器鐵耗；T為變壓器運(yùn)行時(shí)間（一般取8000h/年）。

3 輸電方案設(shè)置

3.1 輸電方案選擇

現(xiàn)代電力系統(tǒng)中承擔(dān)大容量遠(yuǎn)距離輸電任務(wù)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(jí)輸電距離以及輸電容量

從表中可以看出，當(dāng)輸電距離達(dá)到850 km以上時(shí)，500kV及以下超高壓輸電已經(jīng)難以滿足要求，而中國(guó)“三北”地區(qū)與華東等負(fù)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(fēng)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(jì)性。

3.2 輸電距離的選擇及其對(duì)輸電能力的影響

考慮到“三北”地區(qū)距離負(fù)荷中心的實(shí)際距離以及穩(wěn)定性對(duì)交流輸電的限制，本文主要考慮輸電距離在800～2000 km時(shí)的風(fēng)電成本變化。當(dāng)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(duì)線路作串聯(lián)補(bǔ)償。但是線路補(bǔ)償度不宜過大，當(dāng)串聯(lián)補(bǔ)償度大于50%時(shí)就必須分析系統(tǒng)的次同步諧振問題[5]，過高的線路補(bǔ)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(shè)備。對(duì)線路作串聯(lián)補(bǔ)償之后，交流線路的最大輸送能力可由式（5）、（6）計(jì)算得出[6]

式中，p為以線路的自然功率為基準(zhǔn)值的線路輸送功率標(biāo)幺值；ps為以線路的自然功率為基準(zhǔn)值的送端功率輸出標(biāo)幺值；pr為以線路的自然功率為基準(zhǔn)值的受端功率接收標(biāo)幺值；ksh為線路的并聯(lián)電抗補(bǔ)償度，由于其對(duì)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(bǔ)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(dòng)勢(shì)最大可接受相位差。

3.3 輸電容量的選擇及其對(duì)風(fēng)電場(chǎng)群年發(fā)電量的影響

風(fēng)電場(chǎng)群的電能輸出具有隨機(jī)性和波動(dòng)性，單個(gè)風(fēng)電機(jī)組發(fā)電量達(dá)到額定發(fā)電出力的時(shí)間一般占總時(shí)間的1%～5%[7]，若風(fēng)電場(chǎng)群的地理范圍很大，由于同時(shí)率等因素風(fēng)電場(chǎng)群達(dá)到額定出力的時(shí)間比例會(huì)進(jìn)一步下降，例如北歐風(fēng)電場(chǎng)群的出力很少達(dá)到75%的裝機(jī)容量水平[7]。因此風(fēng)電場(chǎng)群的最優(yōu)輸電容量往往小于風(fēng)電場(chǎng)群的裝機(jī)容量，具體最優(yōu)輸電容量應(yīng)該根據(jù)當(dāng)?shù)氐娘L(fēng)電場(chǎng)群的實(shí)際情況決定。

將風(fēng)電場(chǎng)群全年各時(shí)段的風(fēng)電功率降序排列后可得到風(fēng)電持續(xù)曲線，如圖2所示。設(shè)線路的輸送容量為PT，風(fēng)電場(chǎng)群的裝機(jī)容量為PWF，年利用小時(shí)數(shù)為Tmax，風(fēng)電場(chǎng)群的輸出功率大于PT的時(shí)間比例（即棄風(fēng)時(shí)間比例）為λ。則由于棄風(fēng)導(dǎo)致的電能損失比例可由式（7）表示

式中，μ為棄風(fēng)導(dǎo)致的電能損失比例；P( t)為風(fēng)電持續(xù)曲線表達(dá)式。

圖2 風(fēng)電持續(xù)曲線

3.4 最優(yōu)輸電方案的選取標(biāo)準(zhǔn)

為了衡量各個(gè)輸電方案的經(jīng)濟(jì)效益，把平均每度電的凈現(xiàn)值成本作為評(píng)價(jià)指標(biāo)，把每度電的凈現(xiàn)值成本最低的方案作為最優(yōu)方案，計(jì)算方法如式（8）所示

在目前廠網(wǎng)分開的大背景下，風(fēng)電場(chǎng)與輸變電項(xiàng)目的投資往往是兩個(gè)不同的投資主體，輸變電項(xiàng)目的投資方往往不關(guān)注風(fēng)電場(chǎng)由于棄風(fēng)導(dǎo)致的損失。但是如果從整體的角度來看，應(yīng)將風(fēng)電場(chǎng)的棄風(fēng)損失納入最優(yōu)輸電方案的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)中，為此可將每年風(fēng)電場(chǎng)因?yàn)闂夛L(fēng)導(dǎo)致的損失作為一種額外成本加入到式（8）的評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)指標(biāo)中，計(jì)算方法如式（9）所示。

由于式（2） 是單獨(dú)從輸變電投資方的角度進(jìn)行計(jì)算的輸電電價(jià)，并沒有考慮風(fēng)電場(chǎng)因棄風(fēng)導(dǎo)致的損失，因此不能作為整體考慮時(shí)的輸電電價(jià)計(jì)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(duì)比方案1與方案2的經(jīng)濟(jì)性，定義選擇方案2后輸電成本凈現(xiàn)值的增加量與風(fēng)電場(chǎng)收益凈現(xiàn)值的增加量之比為γ，計(jì)算表達(dá)式如式（10）所示，γ小于1表示相對(duì)于方案1 ，選擇方案2后風(fēng)電場(chǎng)增加的售電收入完全可以彌補(bǔ)輸電成本的增加。

4 算例分析

假設(shè)風(fēng)電場(chǎng)群的總的裝機(jī)容量為1000萬(wàn)kW，輸電距離為800～2000km。750kV經(jīng)50%串補(bǔ)后每回可以送電2500MW，輸電距離不超過1500km；1000kV經(jīng)50%串補(bǔ)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(shí)假設(shè)輸變電項(xiàng)目一旦建成后運(yùn)行能力立刻達(dá)到額定水平，中間無(wú)過渡期。

輸電項(xiàng)目的增值稅按17%收取，城市維護(hù)建設(shè)稅按5%收?。h鎮(zhèn)），教育附加費(fèi)按3%收取，所得稅按25%收取，內(nèi)部收益率取8%，基準(zhǔn)收益率取8%，流動(dòng)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(gè)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(gè)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(jiǎn)化計(jì)算，假設(shè)風(fēng)電持續(xù)曲線為一直線，風(fēng)電場(chǎng)群輸出功率為0的時(shí)間為0。當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)群的年利用小時(shí)數(shù)分別為1600、2000、2500h時(shí)標(biāo)幺化后的各風(fēng)電持續(xù)曲線如圖3所示。

圖3 風(fēng)電持續(xù)曲線

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

表5 輸電距離為800km時(shí)的最優(yōu)輸電方案及其電價(jià)

表6 輸電距離為1200km時(shí)的最優(yōu)輸電方案及其電價(jià)

表7 輸電距離為1500km時(shí)的輸電方案及其電價(jià)

表8 輸電距離為2000km時(shí)的輸電方案及其電價(jià)

根據(jù)以上計(jì)算結(jié)果，不同年利用小時(shí)數(shù)Tmax下的最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)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(shí)的最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)隨輸電距離的變化

圖5 T max =2000h時(shí)的最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)隨輸電距離的變化

圖6 T max =2500h時(shí)的最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)隨輸電距離的變化

從上述計(jì)算結(jié)果可以看出當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)群的年利用小時(shí)數(shù)Tmax=1600h時(shí)，若輸電距離在800～2000km之間變化，最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)從0.689元/kW·h上升到0.788元/kW·h；當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)群的年利用小時(shí)數(shù)Tmax=2000h時(shí)，若輸電距離在800～2000km之間變化，最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)從0.655元/kW·h上升到0.740元/kWh；當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)群的年利用小時(shí)數(shù)Tmax=2500h時(shí)，最優(yōu)風(fēng)電電價(jià)從0.612元/kW·h上升到0.689元/kW·h。當(dāng)考慮棄風(fēng)損失后的方案與原方案不一致時(shí)，對(duì)應(yīng)的γ值都小于1，這說明考慮棄風(fēng)損失后評(píng)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(fēng)電場(chǎng)群所增加的收益來彌補(bǔ)。

5 結(jié)論

大容量風(fēng)電遠(yuǎn)距離送出的最優(yōu)方案與風(fēng)電場(chǎng)群的實(shí)際情況以及輸電距離密切相關(guān)。不考慮棄風(fēng)損失時(shí)，當(dāng)輸電距離在800～2000km之間變化，則風(fēng)電場(chǎng)群年利用小時(shí)數(shù)較小且輸電距離又相對(duì)較短時(shí)，采用超高壓交流輸電合理；而當(dāng)風(fēng)電場(chǎng)群年利用小時(shí)數(shù)較高且輸電距離又相對(duì)較長(zhǎng)時(shí)，采用特高壓交流輸電比較合理；當(dāng)輸電距離超過交流輸電的最遠(yuǎn)輸電距離時(shí)，直流輸電成了惟一的輸電方式。考慮棄風(fēng)損失后所評(píng)選出的方案相比于不考慮棄風(fēng)損失時(shí)的方案，風(fēng)電場(chǎng)群與輸變電的總體經(jīng)濟(jì)效益得到了提高。

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