CN103577901A - 潮间带风电接入电网的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种潮间带风电接入电网的方法，包括：步骤一，确定影响因素集合；步骤二，做出电网现状评估；步骤三，将规划区划分为不同层次、相互关联又具有相对独立性的供电区域；步骤四，进行负荷预测，并重点开展负荷特性分析和预测；步骤五，制定变电站布局和网架方案；步骤六，分析规划区及各供电区域的风电消纳能力；步骤七，确定各供电区域适用于潮间带风电接入的风电并网模式；步骤八，进行方案优化；步骤九，提出最终建议。通过本发明，能够在电网规划阶段，兼顾风能资源特性和电网运行要求，实现电网建设的总投资费用最优。

Description

潮间带风电接入电网的方法

技术领域

本发明涉及一种电网组件方法，特别是涉及一种潮间带风电接入电网的方法。

背景技术

风电是资源潜力大、技术基本成熟的可再生能源，在减排温室气体、应对气候变化的新形势下，越来越受到世界各国的重视，并已在全球大规模开发利用。“十一五”时期，我国风电快速发展，风电装机容量连续翻番增长，设备制造能力快速提高，已形成了较完善的产业体系，为更大规模发展风电奠定了良好基础。随着风电技术进步和成本不断下降，我国对风电在未来能源结构调整和战略性新兴产业培育过程中的作用也寄予厚望。但由于风能资源具有随机性、间歇性和不可控性等特点，随着风电规模的扩大，风电并网和市场消纳问题已经成为制约风电发展的重要因素之一。

再有，电能是能源消费的主要形式之一，作为一种特殊的商品，不能大量储存，电能的生产、运输、销售和消费是同时完成的，电力系统是指由发电、变电、输电、配电和用电等环节组成的电能生产、传输、分配和消费的系统。电网规划工作在电力系统领域具有战略意义，可以引导电源建设布局，指导电网网架设计和输变电项目建设，满足市场需求和电源送出，提高更大范围优化资源配置能力，促进电网与资源、经济、社会和环境的协调发展。目前的电网规划多基于电源建设规划和负荷需求预测，提出几个经验方案，对各个方案进行确定性故障校验，在保证电网运行安全性的基础上，比较各方案的投资、适应性等，进行决策，这种做法不能满足可靠性、灵活性和经济性的运行要求，也没有按照开发成本最优的原则进行规划，不能适应新形势下风电大规模发展的要求。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明提供了一种潮间带风电接入电网的方法。

本发明提供的潮间带风电接入电网的方法，包括：步骤一，确定潮间带风电接入对电网规划的影响因素集合；步骤二，对规划区电网运行的历史数据，进行技术合理性、运行安全性和电网输电/供电能力分析，做出电网现状评估；步骤三，按自然地理、行政区划、区块功能、网架结构等条件，将规划区划分为不同层次、相互关联又具有相对独立性的供电区域；步骤四，收集、分析规划区及各供电区域的经济社会、发展规划、人口等资料，进行负荷预测，并重点开展负荷特性分析和预测；步骤五，以步骤四的所述负荷预测水平为依据对规划区及各供电区域进行电力电量分析，确定规划区的电压等级序列、电网结构形式和设备原则，制定变电站布局和网架方案；步骤六，分析规划区及各供电区域的风电消纳能力；步骤七，确定各供电区域适用于潮间带风电接入的风电并网模式；步骤八，以步骤七所述的风电并网模式形成各供电区域的风电并网方案集合，在规划区内进行组合，并对步骤五中制定的规划区内变电站布局和网架方案进行优化；步骤九，根据步骤八中优化后的变电站布局和网架方案结果，编制规划方案，进行技术经济评估，提出电网建设和风电开发的规模进度建议。

优选地，所述步骤一中可以包括：

a.对能源流向和规模的影响—分析可利用的风能资源分布和规模，通过能源流分析确定风电接入后区域间的能源流向和规模；

b.对电力供需平衡的影响—分析负荷高峰时段在某一保证率下（例如95%）的最小风电出力，作为风电在该保证率下（如95%）可参与电力平衡的容量，通过电力供需平衡分析确定风电接入后的影响；

c.对系统调峰平衡的影响—分析负荷低谷时段在某一保证率下（例如95%）的最大风电出力，作为风电在该保证率下（如95%）可参与调峰平衡的容量，通过系统调峰平衡分析确定风电接入后的影响；

d.对变电容量需求的影响—分析接入某一电压等级电网（例如220kV）的最小风电出力，作为风电参与变电容量需求平衡的发电能力，通过变电容量需求分析确定风电接入后对上一级电网（例如500kV）变电容量分布和规模的影响；

e.对输电能力需求的影响—分析接入某一公共点（例如220kV变电站）的最大风电出力，作为风电对以该公共点为起点的输电通道的能力需求，通过计算该输电通道的综合输电能力需求确定风电接入后对输电通道建设规模的影响。

优选地，所述步骤二中可以包括：

a.电源接入能力指标—计算火电装机容量、可再生能源装机容量和抽水蓄能装机容量占规划区电网总装机容量的比重，用以衡量规划区电网接纳各类装机的能力，并从侧面反映电网调峰和储能的能力；

b.电网输电能力指标—计算规划区电网与外部联络通道和内部各输电断面的送电能力，用以衡量规划区电网的电能优化配置能力；

c.输电线路规模指标—计算规划区电网各层级输电网的线路总规模；

d.电网供电能力指标—计算规划区电网各层级电网之间的传输能力，用以衡量规划区电网的满足负荷需求能力；

e.变电容量规模指标—计算规划区电网各层级电网的变电容量总规模；

f.电网容量利用率指标—计算规划区电网各层级电网输电能力与输电线路规模的比值、各层级电网之间供电能力与变电容量规模的比值，用以衡量电网容量（输电线路、变电容量）利用率；

g.电网结构坚强性指标—分析规划区电网的网架格局，结合负荷分布情况进行静态安全评估；

h.电网故障自愈能力指标—分析规划区电网的抗扰动能力，搭建电力系统仿真计算数据平台进行暂态稳定评估、无功电压评估和短路电流水平评估。

优选地，所述步骤三中可以包括：

a.按自然地理划分—参考地理学科的自然区划标准，根据自然环境的及其组成成分发展的共同性、结构的相似性和自然地理过程的统一性，将电网划分为具有一定等级关系的区域系统。例如，可将全国电网划分为东部区域、西北区域和青藏区域；东部区域可进一步划分为东北区域、华北区域、华中区域、华东区域和华南区域；

b.按行政区划划分—根据我国各级行政区划，将电网划分为具有一定等级关系的区域系统。例如，可将全国电网划分为各省级电网，省级电网可进一步划分为各地区（市）级供电网；

c.按网络功能划分—根据网络功能的不同，可将电网划分为输电网和配电网。输电网的主要功能是升压汇集发电厂的电力，并进行长距离的电力传输；配电网的主要功能是将输电网中的电力降压配送至用户端；

d.按网架结构划分——根据电压等级的不同，可将电网划分为1000kV电网、500kV电网、220kV电网、110kV电网等等。

优选地，所述步骤四中可以包括：

a.调查研究—对电力系统负荷的现状及历史统计资料进行调查，搜集规划期各行业用户的发展资料，研究电力负荷的发展规律，分析能源变化的情况与电力负荷的关系、国民生产总值增长率与电力负荷增长率的关系、工业生产发展速度与电力负荷增长速度的关系、设备投资/人口增长与电力负荷增长的关系、电力负荷的时间序列发展过程等，并对影响电力负荷水平的经济社会影响因素进行分析；

b.需电量的预测—运用用电单耗法、弹性系数法、回归分析法、时间序列法以及外推法、比例法、综合水平法等预测方法，预测规划期需电量的总体发展水平、分类结构和增长速度；

c.最大负荷的预测—运用利用小时法、负荷率法等预测方法，预测规划期最大负荷的总体发展水平、分类结构和增长速度。

d.负荷特性的预测—分析历史统计资料，依据规划期负荷预测水平和分类结构，编制典型日负荷曲线和年负荷曲线，并计算日负荷率、日最小负荷率、月不均衡系数、季不均衡系数等负荷特性指标。

优选地，所述步骤五中可以包括：

a.电力平衡分析—根据预测的负荷水平和分布情况，与电力系统规划安排的电源容量和需安排的主变容量进行电力平衡。电力平衡分析时应按目标年分阶段分区进行，考虑1）网外购受电协议与计划；2）由电力系统供给的电源容量和变电容量以及必要的备用容量；3）变电站站址及主变负荷；4）地区发电厂、热电厂、用户自备电厂接入城网的电压等级，接入方式和供电范围；5）电源点（包括变电站站点）和有关线路以及相应配套工程的建设年限、规模及进度；

b.电压等级序列—电压等级和最高一级电压的选择，应根据现有实际情况和远景发展研究后确定。尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复降压。对现有非标准电压应限制发展、合理利用，并分期分批进行改造；

c.电网结构形式—220kV及以上的输电网是电力系统的重要组成部分，可靠性要求高，一般建设为架空线双环网，由于地理原因不能形成环网时，也可以采用C形电气环网，当负荷增长而需要新电源接入时，如果使环网的短路容量超过规定值，则可在现有环网外围建设高一级电压的环网，并将原有的环网分片或开环，以降低短路容量，并尽量避免电磁环网运行；

d.变电站布局—基于电力平衡分析结果分区分电压等级进行供电区域的容载比计算（容载比是指区域内变电设备总容量与供电总负荷的比值），结合规划期电网结构合理安排变电容量，以保证故障时的负荷有序转移、满足供电可靠性要求以及适应负荷的增长需求；

e.制定网络方案—基于电力空间规划布局，结合规划期电网结构合理制定网络方案，在环网的适当地点设置500kV、220kv枢纽变电站，在负荷密度大、用电量大的负荷中心地区设置深入市区的500kV、220kV负荷变电站，网络方案应满足“N-1”准则，失去任一回线路或一台变压器时，不损失负荷。

优选地，所述步骤六中可以包括：

a.分析系统电源结构—分析系统调峰能力和储能容量，统计自备机组Pa、供热机组Pt、抽水蓄能机组Pp的装机容量；

b.预测系统负荷特性及逐日峰谷差率、高峰负荷、低谷负荷—分析负荷波动水平，预测高峰负荷PLmax和低谷负荷PLmin；

c.潮间带风电出力特性分析—分析潮间带风电出力波动水平，预测风电最大出力同时率λwind；

d.系统备用容量需求分析—计算系统备用容量Preserve；

e.计算高峰负荷、低谷负荷系统机组出力—高峰负荷机组出力PGmax=PLmax，低谷负荷机组出力PGmin=PLmin+Pp；

f.计算高峰负荷、低谷负荷调峰机组出力—高峰负荷调峰机组出力PRmax=PGmax-Pa-λt*Pt，低谷负荷调峰机组出力PRmin=PGmin-Pa-λt*Pt，λt为供热机组出力率；

g.计算调峰机组最大开机容量—调峰机组最大开机容量PCmax=PRmax+Preserve；

h.计算调峰机组最低出力—调峰机组最低出力PCmin=λc*PCmax，λc为调峰机组技术出力率；

i.计算低谷负荷风电接纳能力—风电电力接纳能力PGwind=PRmin-PCmin，风电装机接纳能力Pwind=PGwind/λwind。

优选地，所述步骤七中可以包括：

a.当规划风电装机规模大于规划区风电接纳能力时，规划风电场宜汇集升压至最高一级电压，建设500kV、220kV输电通道集中送出；

b.当规划风电装机规模小于规划区风电接纳能力，而又大于所在供电区域风电接纳能力时，规划风电场宜分散接入220kV输电网，同时利用500kV变电容量在整个规划内消纳风电电力；

c.当规划风电装机规模小于供电区域风电接纳能力时，规划风电场宜就近分散接入110kV及以下配电网，同时利用220kV变电容量在供电区域内消纳风电电力。

优选地，所述步骤八中可以包括：

a.搭建电力系统仿真计算数据平台—详细模拟规划期的变电站布局和网络方案，以及风电并网方案集合；

b.进行系统安全性校核—重点开展潮流及静态稳定安全分析、暂态稳定分析以及潮间带风电安全稳定分析；

c.进行无功平衡及调压分析—重点开展输电网调相调压计算分析和潮间带风电出力波动电压无功分析；

d.进行短路电流计算分析—重点研究输电网限制短路电流措施和潮间带风电接入影响分析。

采用了上述技术方案，本发明改进了电网规划方法，提出一种适用于潮间带风电接入的电网规划方法，基于潮间带风电出力特性和电力系统负荷特性，能够在规划阶段对潮间带风电并网模式、规划变电站布局和网络方案进行优化，提高风电接入能力和电网容量利用率，满足电力系统安全稳定运行要求，实现电网建设的总投资费用最优。

附图说明

图1示出了根据本发明的潮间带风电接入电网的方法的一个实施例的流程示意图。

具体实施方式

下面结合附图说明根据本发明的具体实施方式。

在下面的描述中阐述了很多具体细节以便于充分理解本发明，但是，本发明还可以采用其他不同于在此描述的其他方式来实施，因此，本发明并不限于下面公开的具体实施例的限制。

图1示出了根据本发明的潮间带风电接入电网的方法的一个实施例的流程示意图。

如图所示，本发明提供的潮间带风电接入电网的方法，包括步骤一，确定潮间带风电接入对电网规划的影响因素集合；步骤二，对规划区电网运行的历史数据，进行技术合理性、运行安全性和电网输电/供电能力分析，做出电网现状评估；步骤三，按自然地理、行政区划、区块功能、网架结构等条件，将规划区划分为不同层次、相互关联又具有相对独立性的供电区域；步骤四，收集、分析规划区及各供电区域的经济社会、发展规划、人口等资料，进行负荷预测，并重点开展负荷特性分析和预测；步骤五，以步骤四的所述负荷预测水平为依据对规划区及各供电区域进行电力电量分析，确定规划区的电压等级序列、电网结构形式和设备原则，制定变电站布局和网架方案；步骤六，分析规划区及各供电区域的风电消纳能力；步骤七，确定各供电区域适用于潮间带风电接入的风电并网模式；步骤八，以步骤七所述的风电并网模式形成各供电区域的风电并网方案集合，在规划区内进行组合，并对步骤五中制定的规划区内变电站布局和网架方案进行优化；步骤九，根据步骤八中优化后的变电站布局和网架方案结果，编制规划方案，进行技术经济评估，提出电网建设和风电开发的规模进度建议。

步骤一中可以包括：

a.对能源流向和规模的影响—分析可利用的风能资源分布和规模，通过能源流分析确定风电接入后区域间的能源流向和规模；

b.对电力供需平衡的影响—分析负荷高峰时段在某一保证率下（例如95%）的最小风电出力，作为风电在该保证率下（如95%）可参与电力平衡的容量，通过电力供需平衡分析确定风电接入后的影响；

c.对系统调峰平衡的影响—分析负荷低谷时段在某一保证率下（例如95%）的最大风电出力，作为风电在该保证率下（如95%）可参与调峰平衡的容量，通过系统调峰平衡分析确定风电接入后的影响；

d.对变电容量需求的影响—分析接入某一电压等级电网（例如220kV）的最小风电出力，作为风电参与变电容量需求平衡的发电能力，通过变电容量需求分析确定风电接入后对上一级电网（例如500kV）变电容量分布和规模的影响；

e.对输电能力需求的影响—分析接入某一公共点（例如220kV变电站）的最大风电出力，作为风电对以该公共点为起点的输电通道的能力需求，通过计算该输电通道的综合输电能力需求确定风电接入后对输电通道建设规模的影响。

步骤二中可以包括：

a.电源接入能力指标—计算火电装机容量、可再生能源装机容量和抽水蓄能装机容量占规划区电网总装机容量的比重，用以衡量规划区电网接纳各类装机的能力，并从侧面反映电网调峰和储能的能力；

b.电网输电能力指标—计算规划区电网与外部联络通道和内部各输电断面的送电能力，用以衡量规划区电网的电能优化配置能力；

c.输电线路规模指标—计算规划区电网各层级输电网的线路总规模；

d.电网供电能力指标—计算规划区电网各层级电网之间的传输能力，用以衡量规划区电网的满足负荷需求能力；

e.变电容量规模指标—计算规划区电网各层级电网的变电容量总规模；

f.电网容量利用率指标—计算规划区电网各层级电网输电能力与输电线路规模的比值、各层级电网之间供电能力与变电容量规模的比值，用以衡量电网容量（输电线路、变电容量）利用率；

g.电网结构坚强性指标—分析规划区电网的网架格局，结合负荷分布情况进行静态安全评估；

h.电网故障自愈能力指标—分析规划区电网的抗扰动能力，搭建电力系统仿真计算数据平台进行暂态稳定评估、无功电压评估和短路电流水平评估。

步骤三中可以包括：

a.按自然地理划分—参考地理学科的自然区划标准，根据自然环境的及其组成成分发展的共同性、结构的相似性和自然地理过程的统一性，将电网划分为具有一定等级关系的区域系统。例如，可将全国电网划分为东部区域、西北区域和青藏区域；东部区域可进一步划分为东北区域、华北区域、华中区域、华东区域和华南区域；

b.按行政区划划分—根据我国各级行政区划，将电网划分为具有一定等级关系的区域系统。例如，可将全国电网划分为各省级电网，省级电网可进一步划分为各地区（市）级供电网；

c.按网络功能划分—根据网络功能的不同，可将电网划分为输电网和配电网。输电网的主要功能是升压汇集发电厂的电力，并进行长距离的电力传输；配电网的主要功能是将输电网中的电力降压配送至用户端；

d.按网架结构划分——根据电压等级的不同，可将电网划分为1000kV电网、500kV电网、220kV电网、110kV电网等等。

步骤四中可以包括：

a.调查研究—对电力系统负荷的现状及历史统计资料进行调查，搜集规划期各行业用户的发展资料，研究电力负荷的发展规律，分析能源变化的情况与电力负荷的关系、国民生产总值增长率与电力负荷增长率的关系、工业生产发展速度与电力负荷增长速度的关系、设备投资/人口增长与电力负荷增长的关系、电力负荷的时间序列发展过程等，并对影响电力负荷水平的经济社会影响因素进行分析；

b.需电量的预测—运用用电单耗法、弹性系数法、回归分析法、时间序列法以及外推法、比例法、综合水平法等预测方法，预测规划期需电量的总体发展水平、分类结构和增长速度；

c.最大负荷的预测—运用利用小时法、负荷率法等预测方法，预测规划期最大负荷的总体发展水平、分类结构和增长速度。

d.负荷特性的预测—分析历史统计资料，依据规划期负荷预测水平和分类结构，编制典型日负荷曲线和年负荷曲线，并计算日负荷率、日最小负荷率、月不均衡系数、季不均衡系数等负荷特性指标。

步骤五中可以包括：

a.电力平衡分析—根据预测的负荷水平和分布情况，与电力系统规划安排的电源容量和需安排的主变容量进行电力平衡。电力平衡分析时应按目标年分阶段分区进行，考虑1）网外购受电协议与计划；2）由电力系统供给的电源容量和变电容量以及必要的备用容量；3）变电站站址及主变负荷；4）地区发电厂、热电厂、用户自备电厂接入城网的电压等级，接入方式和供电范围；5）电源点（包括变电站站点）和有关线路以及相应配套工程的建设年限、规模及进度；

b.电压等级序列—电压等级和最高一级电压的选择，应根据现有实际情况和远景发展研究后确定。尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复降压。对现有非标准电压应限制发展、合理利用，并分期分批进行改造；

c.电网结构形式—220kV及以上的输电网是电力系统的重要组成部分，可靠性要求高，一般建设为架空线双环网，由于地理原因不能形成环网时，也可以采用C形电气环网，当负荷增长而需要新电源接入时，如果使环网的短路容量超过规定值，则可在现有环网外围建设高一级电压的环网，并将原有的环网分片或开环，以降低短路容量，并尽量避免电磁环网运行；

d.变电站布局—基于电力平衡分析结果分区分电压等级进行供电区域的容载比计算（容载比是指区域内变电设备总容量与供电总负荷的比值），结合规划期电网结构合理安排变电容量，以保证故障时的负荷有序转移、满足供电可靠性要求以及适应负荷的增长需求；

e.制定网络方案—基于电力空间规划布局，结合规划期电网结构合理制定网络方案，在环网的适当地点设置500kV、220kv枢纽变电站，在负荷密度大、用电量大的负荷中心地区设置深入市区的500kV、220kV负荷变电站，网络方案应满足“N-1”准则，失去任一回线路或一台变压器时，不损失负荷。

步骤六中可以包括：

a.分析系统电源结构—分析系统调峰能力和储能容量，统计自备机组Pa、供热机组Pt、抽水蓄能机组Pp的装机容量；

b.预测系统负荷特性及逐日峰谷差率、高峰负荷、低谷负荷—分析负荷波动水平，预测高峰负荷PLmax和低谷负荷PLmin；

c.潮间带风电出力特性分析—分析潮间带风电出力波动水平，预测风电最大出力同时率λwind；

d.系统备用容量需求分析—计算系统备用容量Preserve；

e.计算高峰负荷、低谷负荷系统机组出力—高峰负荷机组出力PGmax=PLmax，低谷负荷机组出力PGmin=PLmin+Pp；

f.计算高峰负荷、低谷负荷调峰机组出力—高峰负荷调峰机组出力PRmax=PGmax-Pa-λt*Pt，低谷负荷调峰机组出力PRmin=PGmin-Pa-λt*Pt，λt为供热机组出力率；

g.计算调峰机组最大开机容量—调峰机组最大开机容量PCmax=PRmax+Preserve；

h.计算调峰机组最低出力—调峰机组最低出力PCmin=λc*PCmax，λc为调峰机组技术出力率；

i.计算低谷负荷风电接纳能力—风电电力接纳能力PGwind=PRmin-PCmin，风电装机接纳能力Pwind=PGwind/λwind。

步骤七中可以包括：

a.当规划风电装机规模大于规划区风电接纳能力时，规划风电场宜汇集升压至最高一级电压，建设500kV、220kV输电通道集中送出；

b.当规划风电装机规模小于规划区风电接纳能力，而又大于所在供电区域风电接纳能力时，规划风电场宜分散接入220kV输电网，同时利用500kV变电容量在整个规划内消纳风电电力；

c.当规划风电装机规模小于供电区域风电接纳能力时，规划风电场宜就近分散接入110kV及以下配电网，同时利用220kV变电容量在供电区域内消纳风电电力。

步骤八中可以包括：

a.搭建电力系统仿真计算数据平台—详细模拟规划期的变电站布局和网络方案，以及风电并网方案集合；

b.进行系统安全性校核—重点开展潮流及静态稳定安全分析、暂态稳定分析以及潮间带风电安全稳定分析；

c.进行无功平衡及调压分析—重点开展输电网调相调压计算分析和潮间带风电出力波动电压无功分析；

d.进行短路电流计算分析—重点研究输电网限制短路电流措施和潮间带风电接入影响分析。

采用了上述技术方案，本发明改进了电网规划方法，提出一种适用于潮间带风电接入的电网规划方法，基于潮间带风电出力特性和电力系统负荷特性，能够在规划阶段对潮间带风电并网模式、规划变电站布局和网络方案进行优化，提高风电接入能力和电网容量利用率，满足电力系统安全稳定运行要求，实现电网建设的总投资费用最优。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，包括：

步骤一，确定潮间带风电接入对电网规划的影响因素集合；

步骤二，对规划区电网运行的历史数据，进行技术合理性、运行安全性和电网输电/供电能力分析，做出电网现状评估；

步骤三，按自然地理、行政区划、区块功能、网架结构等条件，将规划区划分为不同层次、相互关联又具有相对独立性的供电区域；

步骤四，收集、分析规划区及各供电区域的经济社会、发展规划、人口等资料，进行负荷预测，并重点开展负荷特性分析和预测；

步骤五，以步骤四的所述负荷预测水平为依据对规划区及各供电区域进行电力电量分析，确定规划区的电压等级序列、电网结构形式和设备原则，制定变电站布局和网架方案；

步骤六，分析规划区及各供电区域的风电消纳能力；

步骤七，确定各供电区域适用于潮间带风电接入的风电并网模式；

步骤八，以步骤七所述的风电并网模式形成各供电区域的风电并网方案集合，在规划区内进行组合，并对步骤五中制定的规划区内变电站布局和网架方案进行优化；

步骤九，根据步骤八中优化后的变电站布局和网架方案结果，编制规划方案，进行技术经济评估，提出电网建设和风电开发的规模进度建议。

2.根据权利要求1所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤一中包括：

a.对能源流向和规模的影响—分析可利用的风能资源分布和规模，通过能源流分析确定风电接入后区域间的能源流向和规模；

b.对电力供需平衡的影响—分析负荷高峰时段在某一保证率下（例如95%）的最小风电出力，作为风电在该保证率下（如95%）可参与电力平衡的容量，通过电力供需平衡分析确定风电接入后的影响；

c.对系统调峰平衡的影响—分析负荷低谷时段在某一保证率下（例如95%）的最大风电出力，作为风电在该保证率下（如95%）可参与调峰平衡的容量，通过系统调峰平衡分析确定风电接入后的影响；

d.对变电容量需求的影响—分析接入某一电压等级电网（例如220kV）的最小风电出力，作为风电参与变电容量需求平衡的发电能力，通过变电容量需求分析确定风电接入后对上一级电网（例如500kV）变电容量分布和规模的影响；

e.对输电能力需求的影响—分析接入某一公共点（例如220kV变电站）的最大风电出力，作为风电对以该公共点为起点的输电通道的能力需求，通过计算该输电通道的综合输电能力需求确定风电接入后对输电通道建设规模的影响。

3.根据权利要求2所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤二中包括：

a.电源接入能力指标—计算火电装机容量、可再生能源装机容量和抽水蓄能装机容量占规划区电网总装机容量的比重，用以衡量规划区电网接纳各类装机的能力，并从侧面反映电网调峰和储能的能力；

b.电网输电能力指标—计算规划区电网与外部联络通道和内部各输电断面的送电能力，用以衡量规划区电网的电能优化配置能力；

c.输电线路规模指标—计算规划区电网各层级输电网的线路总规模；

d.电网供电能力指标—计算规划区电网各层级电网之间的传输能力，用以衡量规划区电网的满足负荷需求能力；

e.变电容量规模指标—计算规划区电网各层级电网的变电容量总规模；

f.电网容量利用率指标—计算规划区电网各层级电网输电能力与输电线路规模的比值、各层级电网之间供电能力与变电容量规模的比值，用以衡量电网容量（输电线路、变电容量）利用率；

g.电网结构坚强性指标—分析规划区电网的网架格局，结合负荷分布情况进行静态安全评估；

h.电网故障自愈能力指标—分析规划区电网的抗扰动能力，搭建电力系统仿真计算数据平台进行暂态稳定评估、无功电压评估和短路电流水平评估。

4.根据权利要求3所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤三中包括：

a.按自然地理划分—参考地理学科的自然区划标准，根据自然环境的及其组成成分发展的共同性、结构的相似性和自然地理过程的统一性，将电网划分为具有一定等级关系的区域系统。例如，可将全国电网划分为东部区域、西北区域和青藏区域；东部区域可进一步划分为东北区域、华北区域、华中区域、华东区域和华南区域；

b.按行政区划划分—根据我国各级行政区划，将电网划分为具有一定等级关系的区域系统。例如，可将全国电网划分为各省级电网，省级电网可进一步划分为各地区（市）级供电网；

c.按网络功能划分—根据网络功能的不同，可将电网划分为输电网和配电网。输电网的主要功能是升压汇集发电厂的电力，并进行长距离的电力传输；配电网的主要功能是将输电网中的电力降压配送至用户端；

d.按网架结构划分——根据电压等级的不同，可将电网划分为1000kV电网、500kV电网、220kV电网、110kV电网等等。

5.根据权利要求4所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤四中包括：

a.调查研究—对电力系统负荷的现状及历史统计资料进行调查，搜集规划期各行业用户的发展资料，研究电力负荷的发展规律，分析能源变化的情况与电力负荷的关系、国民生产总值增长率与电力负荷增长率的关系、工业生产发展速度与电力负荷增长速度的关系、设备投资/人口增长与电力负荷增长的关系、电力负荷的时间序列发展过程等，并对影响电力负荷水平的经济社会影响因素进行分析；

b.需电量的预测—运用用电单耗法、弹性系数法、回归分析法、时间序列法以及外推法、比例法、综合水平法等预测方法，预测规划期需电量的总体发展水平、分类结构和增长速度；

c.最大负荷的预测—运用利用小时法、负荷率法等预测方法，预测规划期最大负荷的总体发展水平、分类结构和增长速度。

d.负荷特性的预测—分析历史统计资料，依据规划期负荷预测水平和分类结构，编制典型日负荷曲线和年负荷曲线，并计算日负荷率、日最小负荷率、月不均衡系数、季不均衡系数等负荷特性指标。

6.根据权利要求5所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤五中包括：

a.电力平衡分析—根据预测的负荷水平和分布情况，与电力系统规划安排的电源容量和需安排的主变容量进行电力平衡。电力平衡分析时应按目标年分阶段分区进行，考虑1）网外购受电协议与计划；2）由电力系统供给的电源容量和变电容量以及必要的备用容量；3）变电站站址及主变负荷；4）地区发电厂、热电厂、用户自备电厂接入城网的电压等级，接入方式和供电范围；5）电源点（包括变电站站点）和有关线路以及相应配套工程的建设年限、规模及进度；

b.电压等级序列—电压等级和最高一级电压的选择，应根据现有实际情况和远景发展研究后确定。尽量简化变压层次、优化配置电压等级序列，避免重复降压。对现有非标准电压应限制发展、合理利用，并分期分批进行改造；

c.电网结构形式—220kV及以上的输电网是电力系统的重要组成部分，可靠性要求高，一般建设为架空线双环网，由于地理原因不能形成环网时，也可以采用C形电气环网，当负荷增长而需要新电源接入时，如果使环网的短路容量超过规定值，则可在现有环网外围建设高一级电压的环网，并将原有的环网分片或开环，以降低短路容量，并尽量避免电磁环网运行；

d.变电站布局—基于电力平衡分析结果分区分电压等级进行供电区域的容载比计算（容载比是指区域内变电设备总容量与供电总负荷的比值），结合规划期电网结构合理安排变电容量，以保证故障时的负荷有序转移、满足供电可靠性要求以及适应负荷的增长需求；

e.制定网络方案—基于电力空间规划布局，结合规划期电网结构合理制定网络方案，在环网的适当地点设置500kV、220kv枢纽变电站，在负荷密度大、用电量大的负荷中心地区设置深入市区的500kV、220kV负荷变电站，网络方案应满足“N-1”准则，失去任一回线路或一台变压器时，不损失负荷。

7.根据权利要求6所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤六中包括：

a.分析系统电源结构—分析系统调峰能力和储能容量，统计自备机组Pa、供热机组Pt、抽水蓄能机组Pp的装机容量；

b.预测系统负荷特性及逐日峰谷差率、高峰负荷、低谷负荷—分析负荷波动水平，预测高峰负荷PLmax和低谷负荷PLmin；

c.潮间带风电出力特性分析—分析潮间带风电出力波动水平，预测风电最大出力同时率λwind；

d.系统备用容量需求分析—计算系统备用容量Preserve；

e.计算高峰负荷、低谷负荷系统机组出力—高峰负荷机组出力PGmax=PLmax，低谷负荷机组出力PGmin=PLmin+Pp；

f.计算高峰负荷、低谷负荷调峰机组出力—高峰负荷调峰机组出力PRmax=PGmax-Pa-λt*Pt，低谷负荷调峰机组出力PRmin=PGmin-Pa-λt*Pt，λt为供热机组出力率；

g.计算调峰机组最大开机容量—调峰机组最大开机容量PCmax=PRmax+Preserve；

h.计算调峰机组最低出力—调峰机组最低出力PCmin=λc*PCmax，λc为调峰机组技术出力率；

i.计算低谷负荷风电接纳能力—风电电力接纳能力PGwind=PRmin-PCmin，风电装机接纳能力Pwind=PGwind/λwind。

8.根据权利要求7所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤七中包括：

a.当规划风电装机规模大于规划区风电接纳能力时，规划风电场宜汇集升压至最高一级电压，建设500kV、220kV输电通道集中送出；

b.当规划风电装机规模小于规划区风电接纳能力，而又大于所在供电区域风电接纳能力时，规划风电场宜分散接入220kV输电网，同时利用500kV变电容量在整个规划内消纳风电电力；

c.当规划风电装机规模小于供电区域风电接纳能力时，规划风电场宜就近分散接入110kV及以下配电网，同时利用220kV变电容量在供电区域内消纳风电电力。

9.根据权利要求8所述的潮间带风电接入电网的方法，其特征在于，所述步骤八中包括：

a.搭建电力系统仿真计算数据平台—详细模拟规划期的变电站布局和网络方案，以及风电并网方案集合；

b.进行系统安全性校核—重点开展潮流及静态稳定安全分析、暂态稳定分析以及潮间带风电安全稳定分析；

c.进行无功平衡及调压分析—重点开展输电网调相调压计算分析和潮间带风电出力波动电压无功分析；

d.进行短路电流计算分析—重点研究输电网限制短路电流措施和潮间带风电接入影响分析。