基于匯聚效應的風電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃研究

趙雪珺，劉天琪，何川，南璐，印月，車彬

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

0 引言

為實現(xiàn)環(huán)境友好發(fā)展和可持續(xù)發(fā)展的目標，大力發(fā)展風、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 年實現(xiàn)100%可再生能源電力系統(tǒng)及新能源占比80%的遠景規(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)后棄風棄光現(xiàn)象十分嚴重，2019 年，全國的棄風、棄光電量分別高達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［6］對海上風電不同數(shù)量的接入點拓撲進行了研究，同時分析了各種接入方案對風電消納產(chǎn)生的影響;文獻［7］從經(jīng)濟性角度出發(fā)采用啟發(fā)式算法，考慮風電場直接并網(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［8］利用柵格法不斷縮小匯集站選址尋優(yōu)范圍，提出了風電集群接入系統(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)風電消納困難主要由于常規(guī)機組受最小出力限制，在負荷低谷時被迫切除風電，因此規(guī)劃時考慮機組的啟停運行狀態(tài)，可以更好評估風電接入后的消納情況，確定合理的風電場接入方案。文獻［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)電機最小出力假設(shè)為0，沒有考慮實際發(fā)電機低出力約束帶來的棄風，文獻［11］提出一種計及發(fā)電機啟停機和輸電網(wǎng)拓撲結(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志在于:可再生能源將承擔一部分負荷平衡的責任，傳統(tǒng)機組不再獨立滿足負荷需求，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］，隨著接入風電規(guī)模的擴大，風電集群總功率波動特性逐漸平滑，表現(xiàn)為總出力標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行規(guī)劃結(jié)果過于保守、經(jīng)濟性較差［13］。文獻［14］解釋了出現(xiàn)這種平滑效應的原因是風電場功率間的負相關(guān)性;文獻［15］分析了風電場內(nèi)部風機特性與平滑效應的關(guān)聯(lián);文獻［16］通過對不同規(guī)模風電場年持續(xù)出力的分析，建立了風電場群匯聚過程中“裝機容量-功率”的關(guān)聯(lián)關(guān)系，對規(guī)劃目標年風電場群年持續(xù)出力曲線進行預測。

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)模風電場群匯聚過程，提出考慮匯聚效應的風電場群零出力極端場景概率演變模型，得到“風電場群零出力概率”與“匯聚容量”之間的定量關(guān)系約束，同時考慮實際運行時常規(guī)機組出力下限和最小啟停機時間對風電消納的影響，進而提出考慮匯聚效應與機組啟停運行狀態(tài)的風電集群接入和區(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 進行求解，得到風電集群接入和區(qū)域電網(wǎng)協(xié)調(diào)規(guī)劃的最優(yōu)決策方案。

1 風電場集群接入系統(tǒng)規(guī)劃

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

(1) 單個風電場直接接入附近電網(wǎng);

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

風電集群接入系統(tǒng)如圖1 所示［8］。

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

風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)濟技術(shù)參數(shù)決定，當數(shù)個風電場較為集中且遠離并網(wǎng)點時，經(jīng)匯集站匯集后并網(wǎng)可以減少線路投資成本，而當風電場較為分散且距離并網(wǎng)點較近時，往往直接并網(wǎng)具有更高的經(jīng)濟性。因此，文中風電場集群接入規(guī)劃模型部分主要從經(jīng)濟性出發(fā)，解決以下問題:(1) 風電場接入系統(tǒng)規(guī)模; ( 2) 風電場直接并網(wǎng)與經(jīng)匯集站并網(wǎng)的選擇;(3) 風電場群內(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)接入點選擇。

2 考慮匯聚效應的風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、過濾效應的影響，集群接入的各風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電場特性差異明顯，圖2 描述了某地不同風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電場長期出力變化規(guī)律，如圖3 為不同規(guī)模風電場群年持續(xù)出力曲線。由圖3 可知，隨著匯集的場群規(guī)模擴大，各風電場時序功率相互抵消( 平滑) 的概率會增加，風電年持續(xù)出力曲線趨于平緩，稱之為匯聚效應［7］。

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

圖4 考慮匯聚效應的風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) 為年風電匯聚出力為零小時數(shù)關(guān)于接入系統(tǒng)的風電裝機容量的函數(shù)表達式:

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

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

式(4) 表示極端場景在全年發(fā)生的概率，即相應風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 目標函數(shù)

考慮匯聚效應的風電集群接入與區(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，包括投資成本、基礎(chǔ)場景運行成本、基礎(chǔ)場景棄風成本、極端場景失負荷懲罰成本，其中基礎(chǔ)場景不允許失負荷，在風電零出力的極端場景下，引入失負荷懲罰平衡協(xié)調(diào)規(guī)劃的經(jīng)濟性與安全性。

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

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

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

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

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

3.2 約束條件

(1) 風電場并網(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)決策二進制變量;yk，i=1 時為匯集站k最終接入并網(wǎng)點i并網(wǎng);下標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i和匯集站k之間投建的線路型號為e。

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

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

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

為保證每個風電場只能選擇一種方式接入電網(wǎng)，需滿足:

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

為保證匯集站無風電場群匯集時，此匯集站不投建，則需滿足:

(2) 運行約束

基礎(chǔ)場景下節(jié)點功率平衡約束可以表示為:

接入節(jié)點i的風電場總出力預測值可以表示為:

式(23) 為風電出力調(diào)度約束，式(24) 為棄風功率表達式:

式(25) 、式(26) 表示機組啟停機約束:

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

考慮啟停機后的發(fā)電機出力約束可以表示為:

式中上標max、min 分別表示上下限值。

機組工作狀態(tài)二進制變量Ig，t和常規(guī)機組投建二進制變量yg應滿足關(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)。

極端場景運行約束如式(34) ～式(43) 所示，其中式(34) 為節(jié)點功率平衡約束;式(35) ～式(36) 為失負荷量約束; 式( 37) 、式( 38) 為常規(guī)機組出力約束; 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 求解器對模型進行求解。

4 算例分析

4.1 Garver6 節(jié)點系統(tǒng)算例

對Garver6 節(jié)點系統(tǒng)［18］進行修改，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)機組及備選機組信息參見表1。

表1 機組信息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 個風電場為例進行規(guī)劃，風電場相關(guān)信息及待建匯集站位置信息、成本造價信息參考文獻［7］;風電場主網(wǎng)備選接入點為主網(wǎng)節(jié)點3 和節(jié)點5，坐標分別為(197.4，94.9) ，(188.6，146.6) ，所有待接入風電場與并網(wǎng)區(qū)域輸電網(wǎng)節(jié)點的相對位置如圖6所示，風電場編號分別為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:對風電集群接入與區(qū)域電網(wǎng)進行協(xié)調(diào)規(guī)劃，但不考慮運行啟停機及風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，考慮機組啟停運行對規(guī)劃的影響;

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

算例4: 文章提出方法，同時考慮啟停機和風電場匯聚效應的風電集群接入與區(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)劃時沒有慮機組啟停機對風電消納的影響，即沒有考慮到常規(guī)機組最小出力約束及最小啟停機時間，常規(guī)機組出力可以在0 到額定容量之間隨意調(diào)度，可以接納更多的風電場接入系統(tǒng)，風電場WF4、WF8、WF9 經(jīng)匯集站k1 匯集后接入節(jié)點5 并網(wǎng)，匯集站容量為720 MV·A，風電場WF7 直接接入節(jié)點5，風電場WF2、WF3、WF10 接入節(jié)點3 并網(wǎng)。算例2 中，進行啟停機合理調(diào)配后，系統(tǒng)接納新能源出力能力降低，接入風電場減少，因此風電場接入方式也有所變化，由于接入系統(tǒng)風電場減少，匯集后接入經(jīng)濟性下降，風電場WF1、WF7、WF8 直接接入節(jié)點5 并網(wǎng);風電場WF2、WF3、WF10 直接接入節(jié)點3 并網(wǎng)。同時由于風電場接入量減少，常規(guī)機組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0.5803 ×108﹩，但將算例1 的風電場接入規(guī)劃和電網(wǎng)擴建方案進行考慮啟停機調(diào)度時，棄風懲罰高達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)機組實際運行調(diào)節(jié)靈活性，盲目接入過多風場，在實際運行中會導致大量棄風，同時影響了風電場接入方式及局部電網(wǎng)規(guī)劃方案整體經(jīng)濟性。

算例3、算例4 得到的規(guī)劃方案及成本明細見表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)機組來降低失負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。在風電接入方面，算例3、算例4 由于相比于算例1，接入風電場減少，故均采用直接并網(wǎng)方式較為經(jīng)濟。算例3 投建了較大容量的常規(guī)機組G6，極端場景下不會有失負荷，且僅需擴建四條線路走廊，較算例4 減少輸電網(wǎng)投資0.0271 ×108﹩。算例4 考慮匯聚效應后，風電場群零出力概率為0.028，選擇投建容量較小的發(fā)電機G4，減少電源投資0.2 ×108﹩;同時風電場接入方案也略有變化，方案4 中風電場WF1 直接接入節(jié)點3 并網(wǎng)替代了方案3 中并網(wǎng)的風電場WF4，節(jié)約并網(wǎng)線路成本0.0901×108﹩。由于常規(guī)機組和風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)濟性。

從各規(guī)劃方案的差異可以看出，風電場群接入容量及接入方式、常規(guī)機組投建及運行方式、風電接入?yún)^(qū)域輸電網(wǎng)擴建方案相互影響。風電場接入數(shù)量較少時，直接接入附近主網(wǎng)接入點成本較低;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)點可以減少接入線路建設(shè)成本，但受到常規(guī)電源投建運行及輸電線路擴建帶來的電網(wǎng)潮流變化的影響，風電場接入也不完全遵循就近原則，如對比算例2 和算例4的風電場接入規(guī)劃，算例2 中風電場WF1 距離節(jié)點3較近，卻最終選擇經(jīng)距離較遠的并網(wǎng)點5 并網(wǎng)，雖然風電場接入線路成本有所增加，但是主網(wǎng)新建輸電線路和機組更少，總體更加經(jīng)濟。綜合以上規(guī)劃方案及成本對比，考慮機組啟停機和匯聚效應的風電集群接入與區(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)機組與輸電通道擴建的冗余，平衡極端場景失負荷損失與區(qū)域電網(wǎng)擴建成本，得出系統(tǒng)整體經(jīng)濟性最優(yōu)的規(guī)劃方案。

4.2 IEEE 118 節(jié)點系統(tǒng)算例

為驗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［19］系統(tǒng)進行算例驗證，選取4.1節(jié)中風電場WF1-WF10 和匯集站k1、k2 進行規(guī)劃，風電場接入主網(wǎng)備選接入點為主網(wǎng)節(jié)點4、節(jié)點60 及節(jié)點116，坐標分別為( 120. 1，0) 、( 188. 6，146. 6) 和(197.4，94.9) ，主網(wǎng)輸電線路容量為230 MW，實際電網(wǎng)中，風電基地接入部分區(qū)域網(wǎng)架常常較為薄弱，將風電場待接入節(jié)點相連的線路容量修改為其余線路容量的一半并重點對接入?yún)^(qū)域電網(wǎng)進行規(guī)劃，備選擴建的輸電網(wǎng)及機組信息見表6，工程服役期限為20 年，基準折現(xiàn)率為0.08，其余數(shù)據(jù)參考文獻［20］，其中負荷增大為文獻［20］中的2 倍。

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

算例5 對風電接入規(guī)劃與接入?yún)^(qū)域電網(wǎng)擴建進行分開規(guī)劃，算例6 為文中提出的考慮匯聚效應的協(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Tab.8 Detailed accounts of example 5 and example 6

由表7、表8 可以看出，算例5 中，風電場WF4、WF8、WF9 經(jīng)匯集站k1 匯集后接入節(jié)點4 并網(wǎng)，算例6中進行協(xié)調(diào)規(guī)劃后WF4 不再接入?yún)R集站k1，直接接入節(jié)點4 并網(wǎng)，WF6、WF8、WF9 經(jīng)匯集站k1 匯集后接入節(jié)點60 并網(wǎng)。由于匯集站k1 位置距主網(wǎng)節(jié)點4 比主網(wǎng)節(jié)點60 更近，算例5 中風電接入規(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電接入周圍網(wǎng)架較為薄弱的節(jié)點4，輸電網(wǎng)擴建成本更高，且會產(chǎn)生少量棄風;方案6 中由于進行協(xié)調(diào)規(guī)劃并考慮了匯聚效應，其中極端場景發(fā)生概率為0.024，雖然部分風電場沒有接入最近的主網(wǎng)節(jié)點，但接入規(guī)劃和區(qū)域電網(wǎng)擴建方案更加協(xié)調(diào)，只需擴建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4 周邊輸電網(wǎng)擴建，同時常規(guī)機組比方案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)濟性更優(yōu)。

5 結(jié)束語

文章從風電場集群功率波動特性入手，分析風電場群規(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與機組啟停運行狀態(tài)的風電集群接入和區(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) 風電場集群接入后總功率波動特性與單風電場特性差異明顯;

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

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