利用不同输电线的风电电价计算

利用不同输电线的风电电价计算

1风电以大型风电场为主中国面积庞大，地形条件复杂。风速资源的状态和分布特征与地形和地理位置有关。风能资源丰富的地区主要分布在东南沿海及附近岛屿以及北部地区。三北(西北、华北、东北)地区风能资源丰富,风电场地形平坦,交通方便,没有破坏性风速,是我国连成一片的最大风能资源区,有利于开发大规模风电场。但是当地电网容量较小,限制了风电的规模,而且距离负荷中心远,需要长距离输电。这使得大容量风电的远距离输电成为我国风力发电事业的一项重要任务。目前已有不少文献对风电建设的经济性做了研究,但是在成本计算中没有包括风电的输电成本,这对需要远距离输电的大容量风电具有一定的局限性。本文分析了利用750kV和1000kV交流输电、±660kV和±800kV直流输电时风电的经济效益,同时分析了不同的输送容量以及输送距离对风电电价的影响。2计算当前能源效率2.1电力上传到网电价风电场群及其输变电系统如图1所示,风电场群发出的电力通过较低电压的线路汇集后,经更高电压等级的交流线路或者直流线路输送到负荷中心,然后计算送到负荷中心后的到网电价。风电的到网电价可由式(1)表示。2.2风力发电上网电价政策2009年7月底,国家发展改革委员会发布了《关于完善风力发电上网电价政策的通知》(发改价格1906号),对风力发电上网电价政策进行了完善。文件规定,全国按风能资源状况和工程建设条件分为四类风能资源区,四类资源区的平均年利用小时数分别是2700、2500、2000和1600,相应的风电标杆电价水平分别为每千瓦时0.51元、0.54元、0.58元和0.61元。本文风电上网电价按标杆电价取值。2.3用电损耗c输电电价通过确定输变电项目的内部收益率,然后反算电价得到,计算表达式如式(2)所示。其中,η为输电电价;E为送至负荷中心的风电电量;为内部收益率;n为输变电项目的经营期与建设期之和;Ct为第t年的现金流出,在建设期主要为项目的建设投资,在经营期主要为输电的运行维护成本、各种税金、追加的流动资金以及输电损耗带来的成本。电能损耗包括线路损耗以及变压器(直流为换流站)损耗。线路的损耗可由式(3)计算式中,∆AL为线路的电能损耗(kW·h/年);∆P为线路的最大功率损耗(kW);τ为损耗小时数(h/年),与年利用小时数Tmax以及功率因数cosϕ有关。直流单个换流站的损耗现在一般占全部输送电量的0.8%,交流变电站中的损耗主要是变压器损耗,变压器损耗由铜损与铁损两部分组成,计算方法如式(4)所示式中,∆AT为变压器损耗;n为变压器台数;为变压器额定容量(kVA);Pmax为最大负荷(kVA);∆Pm为额定容量时的铜耗;∆P0为变压器铁耗;T为变压器运行时间(一般取8000h/年)。3配电方案的配置3.1风电送出能力分析现代电力系统中承担大容量远距离输电任务的主要是超高压或者特高压线路,330kV及以上的交流输电以及±660kV及以上直流输电的输送能力如表1所示。从表中可以看出,当输电距离达到850km以上时,500kV及以下超高压输电已经难以满足要求,而中国“三北”地区与华东等负荷中心的距离普遍都在850km以上,为了能够保证三北地区多余的风电能够送出,必须使用750kV超高压交流、特高压交流或者直流输电方式。因此本文主要研究750kV超高压交流、1000kV特高压交流以及±660kV、±800kV直流输电方式的经济性。3.2交流线路保护度计算考虑到“三北”地区距离负荷中心的实际距离以及稳定性对交流输电的限制,本文主要考虑输电距离在800~2000km时的风电成本变化。当输电距离超过一定距离后,线路的输电能力受到交流系统稳定性的限制将大大下降,为了保证线路的输送能力必须对线路作串联补偿。但是线路补偿度不宜过大,当串联补偿度大于50%时就必须分析系统的次同步谐振问题,过高的线路补偿除了增加投资成本以外还可能引发次同步谐振,损坏发电设备。对线路作串联补偿之后,交流线路的最大输送能力可由式(5)、(6)计算得出式中,p为以线路的自然功率为基准值的线路输送功率标幺值;为以线路的自然功率为基准值的送端功率输出标幺值;为以线路的自然功率为基准值的受端功率接收标幺值;ksh为线路的并联电抗补偿度,由于其对输电能力影响不大,本文中取0;kse为线路的串联电容补偿度;为送端交流系统母线电压;ur为受端交流系统母线电压;δ为线路两端交流系统的母线电压相角差;β为相位常数,约为0.06º/km;scrs为送端交流系统的短路容量与线路自然功率之比;scrr为受端交流系统的短路容量与线路自然功率之比;δsr为送端交流系统与受端交流系统的等值电动势最大可接受相位差。3.3风电场群的最优输电容量风电场群的电能输出具有随机性和波动性,单个风电机组发电量达到额定发电出力的时间一般占总时间的1%~5%,若风电场群的地理范围很大,由于同时率等因素风电场群达到额定出力的时间比例会进一步下降,例如北欧风电场群的出力很少达到75%的装机容量水平。因此风电场群的最优输电容量往往小于风电场群的装机容量,具体最优输电容量应该根据当地的风电场群的实际情况决定。将风电场群全年各时段的风电功率降序排列后可得到风电持续曲线,如图2所示。设线路的输送容量为,风电场群的装机容量为PWF,年利用小时数为Tmax,风电场群的输出功率大于TP的时间比例(即弃风时间比例)为λ。则由于弃风导致的电能损失比例可由式(7)表示式中,µ为弃风导致的电能损失比例;P(t)为风电持续曲线表达式。3.4风电场弃风损失的计算为了衡量各个输电方案的经济效益,把平均每度电的净现值成本作为评价指标,把每度电的净现值成本最低的方案作为最优方案,计算方法如式(8)所示式中,为每度电的净现值成本;为输变电项目的整个生命周期内所输送的电量;i为基准收益率。在目前厂网分开的大背景下,风电场与输变电项目的投资往往是两个不同的投资主体,输变电项目的投资方往往不关注风电场由于弃风导致的损失。但是如果从整体的角度来看,应将风电场的弃风损失纳入最优输电方案的评价标准中,为此可将每年风电场因为弃风导致的损失作为一种额外成本加入到式(8)的评价标准指标中,计算方法如式(9)所示。式中,为考虑弃风后每度电的净现值成本;ρ为风电电价;为输变电项目的建设周期(年)。由于式(2)是单独从输变电投资方的角度进行计算的输电电价,并没有考虑风电场因弃风导致的损失,因此不能作为整体考虑时的输电电价计算公式。分别记式(8)和式(9)所确定的输电方案为方案1和方案2,为了对比方案1与方案2的经济性,定义选择方案2后输电成本净现值的增加量与风电场收益净现值的增加量之比为γ,计算表达式如式(10)所示,γ小于1表示相对于方案1,选择方案2后风电场增加的售电收入完全可以弥补输电成本的增加。4风电场群及电网的最优电价假设风电场群的总的装机容量为1000万kW,输电距离为800~2000km。750kV经50%串补后每回可以送电2500MW,输电距离不超过1500km;1000kV经50%串补后每回可以送电5000MW,输电距离不超过1500km;±660kV直流输电每回可以送电4000MW;±800kV直流输电每回可以送电6000MW。同时假设输变电项目一旦建成后运行能力立刻达到额定水平,中间无过渡期。输电项目的增值税按17%收取,城市维护建设税按5%收取(县镇),教育附加费按3%收取,所得税按25%收取,内部收益率取8%,基准收益率取8%,流动资金占总资金的0.5%,自筹资金占总资金的20%,贷款期限为18年,年利率为6.12%。其余主要成本如表2所示,单个变压器以及单回线路的最大功率损耗如表3~4所示。为了简化计算,假设风电持续曲线为一直线,风电场群输出功率为0的时间为0。当风电场群的年利用小时数分别为1600、2000、2500h时标幺化后的各风电持续曲线如图3所示。当输电距离从800~2000km变化时,不考虑弃风损失时的各输电距离下的最优输电方案及其输电电价、到网电价如表5~8所示,表中还列出了考虑弃风损失后的最优输电方案及相应的γ值。根据以上计算结果,不同年利用小时数Tmax下的最优风电电价以及输电方案随输电距离变化如图4~6所示。从上述计算结果可以看出当风电场群的年利用小时数Tmax=1600h时,若输电距离在800~2000km之间变化,最优风电电价从0.689元/kW·h上升到0.788元/kW·h;当风电场群的年利用小时数Tmax=2000h时,若输电距离在800~2000km之间变化,最优风电电价从0.655元/kW·h上升到0.740元/kWh;当风电场群的年利用小时数Tmax=2500h时,最优风电电价从0.612元/kW·h上升到0.689元/kW·h。当考虑弃风损失后的方案与原方案不一致时,对应的γ值都小于1,这说明考虑弃风损失后评选出的方案相比于原来的方案,其输电成本的增加完全可以由风电场群所增加的收益来弥补。5特高压交流输电大容量风电远距离送出的最优方案与风电场群的实际情况以及输