摘要：針對(duì)當(dāng)前新能源發(fā)電量不穩(wěn)定問(wèn)題，本文將結(jié)合某地區(qū)實(shí)際情況，在詳細(xì)研究當(dāng)?shù)匦滦碗娏ο到y(tǒng)電力形勢(shì)基礎(chǔ)上，詳細(xì)闡述了光熱電站的新能源電力外送系統(tǒng)優(yōu)化方案，并通過(guò)模型仿真驗(yàn)證，分析總結(jié)了近期電力外送與遠(yuǎn)期電力外送技術(shù)方案，并總結(jié)了緊急切機(jī)處理的相關(guān)技術(shù)措施。最后根據(jù)案例研究地區(qū)的實(shí)際情況可發(fā)現(xiàn)，上述措施可有效滿足地區(qū)對(duì)電能需求，是一種安全、有效的技術(shù)優(yōu)化方案。

本公司于2023年3月參與到某地區(qū)新能源電力外送系統(tǒng)優(yōu)化項(xiàng)目中，電能接收地的光熱資源豐富，其發(fā)電量有明顯的季節(jié)性特征，根據(jù)典型年光照資源數(shù)據(jù)模擬逐小時(shí)出力，并進(jìn)行特性統(tǒng)計(jì)分析后可以發(fā)現(xiàn)，2~4月、9~10月光熱電站發(fā)電量較多，6~8月和12月發(fā)電量較少；根據(jù)光熱電站典型年各月日等效發(fā)電小時(shí)數(shù)小于4h天數(shù)統(tǒng)計(jì)也可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)?shù)厝齻€(gè)地區(qū)全年日光熱等效發(fā)電小時(shí)數(shù)低于4h的天數(shù)分別為52、57、75天，在5~8月發(fā)生較多。同時(shí)根據(jù)電能接收地電網(wǎng)典型日負(fù)荷曲線可以發(fā)現(xiàn)，當(dāng)?shù)刎?fù)荷曲線較平，疊加直流外送曲線后，冬季晚高峰負(fù)荷時(shí)段一般為18:00—21:00，如圖1所示。因此，電源參加電力平衡需保證晚高峰時(shí)段4~6h電力需求。

但需要注意的是，電能接收地新能源發(fā)電存在嚴(yán)重的季節(jié)不平衡問(wèn)題，其中冬季電力缺額占比最大，且隨著新能源裝機(jī)滲透率逐步提高，季節(jié)性缺電問(wèn)題日益加劇，電力外送成為滿足地區(qū)電能需求的主要措施。目前當(dāng)?shù)氐亩救彪妴?wèn)題仍主要依托地區(qū)主網(wǎng)提供電力電量支撐，但隨著周邊其他地區(qū)火電建設(shè)數(shù)量逐漸減少，導(dǎo)致周圍為當(dāng)?shù)靥峁┑碾娏χ斡邢?，在這一背景下如何實(shí)現(xiàn)當(dāng)?shù)仉娏ν馑拖到y(tǒng)優(yōu)化成為本公司必須解決的問(wèn)題。

圖1電網(wǎng)典型日負(fù)荷曲線示意圖（單位pu）

1光熱電站的新能源電力外送系統(tǒng)優(yōu)化策略

1.1模型的建立

本公司基于案例項(xiàng)目實(shí)際情況，采用PSDBPA軟件展開(kāi)模型分析，該軟件可通過(guò)光伏電站出力來(lái)表示光伏機(jī)組的運(yùn)行情況，在建設(shè)操作處理中選擇穩(wěn)定文件swi建模＋潮流文件dat技術(shù)。整個(gè)建模操作的基本步驟如下：在潮流文件dat中選定BQ節(jié)點(diǎn)卡，并增設(shè)機(jī)端電壓0.4kV與對(duì)應(yīng)的T變壓器卡與L線路卡；在穩(wěn)定文件中創(chuàng)建光伏發(fā)電模型，根據(jù)案例項(xiàng)目的實(shí)際情況，設(shè)定單個(gè)光伏機(jī)組額定功率為1.05MW，共計(jì)100個(gè)；工況模擬。為確保機(jī)組在新能源電力外送運(yùn)行中有過(guò)電壓與低電壓穿越能力，因此本公司技術(shù)人員在模型仿真中同時(shí)增加了RE卡與RE＋卡。

在上述建模方案基礎(chǔ)上，本公司在實(shí)現(xiàn)中遵循光火儲(chǔ)多能互補(bǔ)一體化模式，通過(guò)特高壓直流外送通道實(shí)現(xiàn)電能有效供給。此外，在技術(shù)實(shí)現(xiàn)中還充分考慮到經(jīng)濟(jì)效益為目標(biāo)制定電力外送計(jì)劃，其計(jì)算方法如下：

式中：maxF為新能源電力外送的凈收益最大值，單位元/年；e為系統(tǒng)售電收益，單位元/年；rim為新能源電力外送系統(tǒng)的總投資，單位元；roep為系統(tǒng)建成后的維護(hù)成本，單位元；rres為系統(tǒng)建成后的折舊值，單位元，并為保證公式能最大程度還原電網(wǎng)運(yùn)行情況，在數(shù)據(jù)運(yùn)算中所有數(shù)據(jù)均采用連續(xù)優(yōu)化變量。

1.2電力外送系統(tǒng)的約束變量設(shè)計(jì)

1.2.1通道外送功率的選擇

為切實(shí)解決目標(biāo)地區(qū)在新能源電網(wǎng)建設(shè)中面臨的季節(jié)性缺電問(wèn)題，本公司采用經(jīng)驗(yàn)函數(shù)計(jì)算電力通道的外送功率參數(shù)，其計(jì)算方法如下：

式中：pd(t)為單位時(shí)間t內(nèi)的通道外送功率，單位億kWh；d為地區(qū)用電需求系數(shù)；T為儲(chǔ)能發(fā)電裝機(jī)容量，單位億kWh；e為系統(tǒng)售電收益，單位元/年。通過(guò)本公式的計(jì)算方法，可在充分考慮電力工程項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益的基礎(chǔ)上，合理規(guī)劃通道外送功率，確保送電量且切實(shí)滿足地區(qū)發(fā)展與居民基本需求。

1.2.2設(shè)備約束條件評(píng)估

在新能源電力外送系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)實(shí)現(xiàn)中，需根據(jù)光熱電站新能源電力系統(tǒng)設(shè)備的實(shí)際情況，保證電力外送系統(tǒng)運(yùn)行狀態(tài)能長(zhǎng)時(shí)間保持穩(wěn)定運(yùn)行，其功率平衡約束的計(jì)算方法如下：

式中：Pc（t）為單位時(shí)間t時(shí)的光伏出力參數(shù)；Pb（t）則為光伏機(jī)組的總出力參數(shù)，Pd（t）為系統(tǒng)的電力外送工作狀態(tài)。在本式數(shù)據(jù)計(jì)算中，當(dāng)Pd（t）≥0時(shí)證明儲(chǔ)能裝置處于放電狀態(tài)；而當(dāng)Pd（t）＜0，可證明裝置處于充電狀態(tài)。

1.3近期新能源電力外送技術(shù)實(shí)現(xiàn)策略

技術(shù)方案的實(shí)現(xiàn)：電網(wǎng)基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)普遍具有建設(shè)周期長(zhǎng)、工程項(xiàng)目總投資較大的特征，導(dǎo)致電力設(shè)施建設(shè)難以在短時(shí)間內(nèi)滿足地區(qū)發(fā)展實(shí)際情況。本公司為解決上述問(wèn)題，決定先采用短期電力外送技術(shù)以解決項(xiàng)目所在地存在的電能不足問(wèn)題，主要技術(shù)措施包括：優(yōu)化地區(qū)電網(wǎng)溫控系統(tǒng)，即在兩個(gè)主變站加裝子站，并將當(dāng)?shù)嘏c周邊地區(qū)新投入的光熱電站納入切機(jī)閥內(nèi)，強(qiáng)化光熱電站送電能力；擴(kuò)建供電區(qū)750kV第二臺(tái)主變，解決TB4單主變運(yùn)行可靠性低問(wèn)題，從而提升供電區(qū)域的電網(wǎng)電力能力，進(jìn)而更好地解決目標(biāo)地區(qū)的季節(jié)性電力不足問(wèn)題。

技術(shù)可行性評(píng)價(jià)：本公司采用上述近期新能源電力外送技術(shù)后，分別比較改造前后案例地區(qū)的部分母線節(jié)點(diǎn)（1~5#母線）的電壓值（kV）情況如下：754.32/794.63、742.35/784.63、352.63/384.03、348.53/366.86、361.72/389.42。根據(jù)以上數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，案例地區(qū)在采用本公司介紹的近期新能源電力外送技術(shù)后，所選的5條母線電壓值均處于理想范圍內(nèi)，提示該技術(shù)不會(huì)對(duì)當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)安全性產(chǎn)生影響。

之后結(jié)合上文研究結(jié)果綜合分析近期新能源電力外送技術(shù)的可行性后，判斷在每年的6~8月和12月能向電能接收地提供25億kWh，可有效填補(bǔ)電能接收地的用電缺口，具有可行性。而在統(tǒng)計(jì)近期新能源電力外送項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益后，結(jié)果顯示新能源電力外送單年所能創(chuàng)造的經(jīng)濟(jì)效益超過(guò)8000萬(wàn)元，具有可行性。

1.4遠(yuǎn)期新能源電力外送方案

1.4.1技術(shù)方案設(shè)計(jì)

根據(jù)電源接收地的實(shí)際情況來(lái)看，當(dāng)?shù)仡A(yù)計(jì)在2030年存在36億kWh的電能缺口，因此打造遠(yuǎn)期光熱電站的新能源電力外送系統(tǒng)成為其中的關(guān)鍵。本公司結(jié)合當(dāng)?shù)貙?shí)際情況制定遠(yuǎn)期電源外送技術(shù)方案，即通過(guò)升壓匯流站將清潔電力接入該地區(qū)主網(wǎng)，并將電能輸送至電力電源接收地即可。其中匯流站系統(tǒng)采用分期開(kāi)發(fā)模式，即在第一期增設(shè)一臺(tái)240MWA主變，該裝置向外輸送電力規(guī)模約為200WM；第二期電網(wǎng)建設(shè)中則采用雙變模式，即額外增設(shè)一臺(tái)240MWA主變，此時(shí)新能源系統(tǒng)向電源接收地輸送的電力規(guī)模大于等于400MW。

在上述電力外送系統(tǒng)基礎(chǔ)上，本公司提出了兩種光熱電站新能源并網(wǎng)方案，并將其作為遠(yuǎn)期新能源電力外送方案的關(guān)鍵，主要技術(shù)措施包括：方案1。在新能源電力外送系統(tǒng)建設(shè)中，將TB1OO匯流站中連接至TB26輸電線路中；方案2。新建一條330kV的輸電線路。

1.4.2技術(shù)方案對(duì)比結(jié)果評(píng)估

方案1評(píng)估：本公司相關(guān)人員發(fā)現(xiàn)，在當(dāng)前的新能源電力外送系統(tǒng)體系中的TB22~TB4中僅設(shè)置了一條單回330kV線路，并且該線路已經(jīng)處于嚴(yán)重重載狀態(tài)，若采用新能源電力外送則可能增加系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)，難以滿足地區(qū)對(duì)電能需求?；谏鲜鰧?shí)際情況，本公司技術(shù)人員決定搭設(shè)第二回輸電線路，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，判斷該線路總長(zhǎng)度為82.53km。在上述技術(shù)架構(gòu)中，為有效控制工程項(xiàng)目總成本，則可采用同桿雙回架設(shè)，即在現(xiàn)有輸電線路基礎(chǔ)上架設(shè)第二回輸電線路。在采用上述技術(shù)實(shí)現(xiàn)路徑后，整個(gè)工程項(xiàng)目的設(shè)計(jì)總投資額約為2.61億元。

方案2評(píng)估：基于方案1的相同工況，本公司技術(shù)人員為充分滿足電源接收地的電力需求以及長(zhǎng)遠(yuǎn)發(fā)展需求，決定新建一條輸電線路，該線路的總長(zhǎng)度達(dá)到130.52km。期間為有效控制工程項(xiàng)目總投資，決定利用原有輸電塔桿。該方案的主要施工內(nèi)容包括一條330kV的輸電線路與一座同等規(guī)模的變電站，在統(tǒng)計(jì)該方案的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)后，計(jì)算出項(xiàng)目總投資約為2.89億元。

1.4.3技術(shù)方案對(duì)比

結(jié)合本公司提出的兩種技術(shù)方案，文章綜合比較兩種技術(shù)的優(yōu)劣勢(shì)情況，相關(guān)對(duì)比結(jié)果如表1所示。

表1兩種技術(shù)方案的對(duì)比結(jié)果

在綜合比較表1中的相關(guān)數(shù)據(jù)可以發(fā)現(xiàn)，本公司提出的兩種技術(shù)方案各具優(yōu)劣勢(shì)，其中方案2具有建設(shè)規(guī)模大的情況，并且在后期運(yùn)行中可能出現(xiàn)部分線路重載問(wèn)題，對(duì)線路運(yùn)行安全構(gòu)成威脅；相比之下，方案1的投資項(xiàng)目成本適中，并且該技術(shù)也能滿足電網(wǎng)安全運(yùn)行約束條件?；谏鲜鲅芯拷Y(jié)果可以認(rèn)為，方案1是滿足本次新能源電力外送技術(shù)優(yōu)化的可行手段，滿足遠(yuǎn)期新能源電力外送技術(shù)要求。

1.5緊急切機(jī)處理

1.5.1技術(shù)應(yīng)用思路

光熱電站的新能源電力外送基礎(chǔ)的應(yīng)用，雖然能有效解決部分地區(qū)的電能不足問(wèn)題，但在具體操作中依然面臨諸多安全風(fēng)險(xiǎn)。因此本公司技術(shù)人員在技術(shù)改進(jìn)中提出了緊急切機(jī)技術(shù)方案，該技術(shù)的適應(yīng)場(chǎng)景為：電力系統(tǒng)在暫態(tài)過(guò)程中出現(xiàn)大量加速功率，并且故障后系統(tǒng)的節(jié)點(diǎn)電壓降低會(huì)造成系統(tǒng)的輸電能力下降?；谏鲜鰧?shí)際情況，在緊急切機(jī)處理中需及時(shí)切除故障設(shè)備，并且為避免系統(tǒng)發(fā)生功能性失穩(wěn)，避免故障發(fā)生進(jìn)一步惡化。

1.5.2步驟實(shí)施路徑

為滿足緊急切機(jī)處理要求，本公司技術(shù)人員提出了以下技術(shù)應(yīng)對(duì)方案：步驟1。先完成系統(tǒng)初始化處理，即對(duì)系統(tǒng)發(fā)生故障情況做PSD-BPA仿真，獲得光熱電站新能源電力外送系統(tǒng)運(yùn)行中的電壓曲線，并根據(jù)該曲線劃定對(duì)應(yīng)的切機(jī)順序；步驟2。試切斷部分機(jī)組，并檢查系統(tǒng)是否處于穩(wěn)定狀態(tài)，此時(shí)若證實(shí)系統(tǒng)達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)則可轉(zhuǎn)入步驟3，若不穩(wěn)定則會(huì)繼續(xù)根據(jù)切機(jī)次序按步長(zhǎng)依次切除火電機(jī)組；步驟3。檢查輸電線路系統(tǒng)電壓是否處于穩(wěn)定狀態(tài)，若證實(shí)不穩(wěn)定則可轉(zhuǎn)入到步驟4。若穩(wěn)定則可記錄此時(shí)的切機(jī)量并按照步長(zhǎng)一次性切除對(duì)應(yīng)機(jī)組；步驟4：在系統(tǒng)電壓未恢復(fù)時(shí)則證明切機(jī)量不足，需繼續(xù)切機(jī)，此時(shí)需根據(jù)新能源機(jī)組切機(jī)順序按步長(zhǎng)切除新能源機(jī)組，直至系統(tǒng)電壓達(dá)到穩(wěn)定條件。

2光熱電站的新能源電力外送系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)應(yīng)用效果評(píng)價(jià)

結(jié)合電源接收地的實(shí)際情況，在采用本公司開(kāi)發(fā)的光熱電站的新能源電力外送技術(shù)后，當(dāng)?shù)丶竟?jié)性電量缺口問(wèn)題得到有效解決。以2024年的6月份為例，與往年對(duì)比結(jié)果顯示，當(dāng)?shù)仉娏θ笨诳偭考s為4.2億kWh；而在采用上述技術(shù)方案后，當(dāng)?shù)仉娏θ笨趦H為0.63億kWh，該結(jié)果證明上述技術(shù)措施可有效滿足地區(qū)用電需求。同時(shí)安全性評(píng)估結(jié)果顯示，該技術(shù)自應(yīng)用以來(lái)未發(fā)生一起火災(zāi)等嚴(yán)重安全事件，提示技術(shù)安全性滿意，具有優(yōu)勢(shì)。

本文作者：中核匯能有限公司，張海松；文章轉(zhuǎn)自《新能源發(fā)電與儲(chǔ)能》。