東北電網風電調度管理模式探討

田增垚，張明理，張 楠

(1．東北電網有限公司，遼寧 沈陽 110180;2．遼寧省電力有限公司，遼寧 沈陽 110006)

隨著我國政府對開發利用可再生能源的高度重視及《可再生能源法》的頒布實施，包括風力發電、生物質能發電、太陽能光伏發電在內的可再生能源發電在近幾年內得到了較快的發展。其中，風力發電技術是最成熟、最具規模化開發和商業化發展的能源發電方式之一。其發展速度居各種可再生能源之首。截至2007年底，全國風電場累計裝機已達到605萬kW，居世界第5位，其中并網運行裝機容量420萬kW，年發電量57億kWh;2008年底全國風電裝機容量達到1 215萬kW，提前兩年實現“十一五”風電規劃目標。2010年底風電容量突破3 000萬kW，到2015年，全國風電開發建設規模有望達到10 000萬kW。在江蘇沿海和“三北”風能資源豐富地區建成十多個百萬kW級風電基地和6個千萬kW級風電基地，形成若干個“風電三峽”，風電在局部地區電力供應中達到較高比例。

東北電網風電發展速度居全國之首，同樣給東北電網日常運行帶來的問題也較為突出，嚴重影響了風電接納能力。截至2010年底，東北電網風電機組裝機容量已經達到1 058萬kW，全網風電最大出力達到557萬kW(2010年11月24日15:05)，占當時全網發電電力的13.5%;最大日上網電量11 070萬kWh(2010年11月24日)。按政府有關部門的規劃，東北電網在未來幾年內，將陸續建成赤峰、通遼、白城等多個百萬kW級風電基地，政府有關部門甚至提出了“風電三峽”的風電規劃思路。

1 大規模風電接入帶來的影響［1－5］

1.1 加大了電網調峰難度

峰谷差是指電網日最大負荷與日最小負荷的差值，是衡量電網負荷特性的重要指標，也是電網調度部門安排日電力平衡的重要依據。東北電網低谷用電量增長偏緩，尖峰用電量增長較快，電網的峰谷差在逐年加大。2009年，東北電網最大峰谷差為1 067.5萬kW，2010年，東北電網最大峰谷差為1 229萬kW，預計2011年，東北電網最大峰谷差將超過1 300萬kW。

隨著東北電網峰谷差的不斷加大，東北電網的調峰能力卻有所下降。東北電網的調峰問題集中體現在供暖期負荷低谷時段發電側向下調整能力匱乏。東北地區氣候為溫帶季風氣候，部分地區冬季長達半年以上，冬季多年平均氣溫在－15℃以下。2010年冬季全網約有55%運行容量的機組開始供熱，而為保證供熱要求，供熱機組參與電網調峰的能力大幅度下降。

風電具有很大的隨機性、間歇性和不可控性，就東北地區風電功率特性曲線表明，反調峰特性比較明顯，即低谷需減發出力時，風電處于大發狀態。這種情況在電網風電接入規模較小時尚可應對，隨著風電的大規模開發，特別是千萬kW級風電基地的投運，依靠運行火電機組低谷調峰方式將難以適應。

1.2 降低了電網安全穩定水平

針對東北電網，大量風電集中接入蒙東地區，而蒙東地區自身消納風電的能力有限，大量過剩風電將通過500 kV線路送出東北電網統一消納。大容量長距離的風電輸送將給輸電通道和受端電網帶來嚴重的安全穩定問題。

1.3 增加了電網電壓調節難度

由于風電絕大多數接入薄弱的末端電網，受系統負荷變化影響，電壓調整原本就十分困難，加之風電出力無計劃大幅度變化，其無功功率需求量又與風電機組的類型及風電功率的大小有關，導致系統電壓也大幅度變化，增加了電網電壓調節難度。

1.4 風機低電壓穿越能力直接威脅電網安全

受風機制造技術的影響，目前仍存在多數運行風電機組不具備低電壓穿越能力，系統發生輕微故障將可能會造成整片風電機組跳閘，從而擴大事故范圍。

2 目前關口調度方式存在問題

東北電網實行統一調度、分級管理，東北電力調度通信中心 (以下稱網調)是東北電網最高調度機構，依照國家法律、法規和有關規定對東北電網實施調度管理，負責組織、指揮、指導、協調、監督和管理東北電網的安全、優質、經濟運行。遼寧、吉林、黑龍江省調 (以下稱省調)是省內電網的最高調度機構，在網調統一調度下，行使分級管理職能。省間聯絡線調電計劃下達以后，網省調度嚴格按照執行，網調負責對各省調聯絡線計劃執行情況進行考核。

進入2008年以后，風電開始迅猛發展，在聯絡線關口調度模式下，不少網省調在系統低谷時段當常規電源已調整到位的情況下，被迫對風電進行了限制。但是，當某一省在低谷時段對風電進行限制時，并不是代表在整個區域電網內已經沒有消納風電的能力。而只是因為該省在執行聯絡線計劃的前提下沒有消納風電的能力。

由于風電本身的間歇性、季節性、不確定性特點，給電網的運行方式安排帶來了很大困難。雖然目前風功率預測工作已有進展，但由于起步較晚，以及數值天氣預報本身預測精度存在不確定性等特點，調度機構仍無法準確預知未來一天各風電場的功率變化，這樣就給本省內的電源平衡帶來困難，聯絡線計劃執行難度加大。在風電所占電網運行容量比例較大的省份，經常會出現在系統的尖峰和低谷時段，受風電反調峰特性影響，聯絡線區域控制偏差均不能滿足正常要求的情況，給系統的運行方式安排帶來極大困難。

隨著風電的快速發展，某些風電所占電網運行容量比例較大的省份，受風電不確定性的影響，在正常執行聯絡線關口調度時也會出現問題，尤其是在系統低谷時段，往往由于系統調峰瓶頸原因而限風電。雖然此時區域內其他省份還有調峰裕度，但由于在聯絡線關口調度模式下，各省只按聯絡線關口計劃進行省內電源出力調整，沒有義務幫助基他省來深度調峰。而進行深度調峰以后如何跨省補償也沒有明確的說法。所以從全額收購風電上網電量要求來看，在聯絡線關口調度模式下，各省間正常情況下區域資源互補優勢喪失。

3 聯絡線控制改進方法

3.1 基于全網風電輸出功率預測的聯絡線計劃修正方法

網調和遼、吉、黑三省調度建立所轄地區風電場輸出功率預測系統，按照國家電網公司下發的《風電功率預測系統功能規范》要求，能夠實現次日96點全網風電出力預測，并且每15 min能夠實現1次未來4 h全網風電出力超短期預測。遼吉黑三省調在每日上報次日96點各省風電出力數據，網調負責對全網預測數據進行統計分析，考慮對風電進行全網平衡。遼、吉、黑三省調每15 min上報1次未來4 h全省風電出力超短期預測數據，網調調度人員根據各地區風電出力情況，按照全網在線統一分配低谷調峰備用容量的原則對聯絡線計劃進行實時修正。

調度關系、調度原則、發電設備檢修、輸變電設備檢修、頻率調整、安全穩定管理等保持目前聯絡線關口調度方式不變。聯絡線計劃確定后，各省調度根據聯絡線計劃、省內負荷預測、風電場發電功率預測等進行省內電力電量平衡、調峰安排，如果省內調峰電力不足，不能全額接納風電，省調向網調提出省間調峰電力支援申請，網調協調其他省給予支援。在全網調峰達到能力后，調峰電力不足省方可限制風電。

實時調度中，三省調度每15 min上報1次未來4 h全省風電出力超短期預測數據，網調調度人員根據各地區風電出力情況，按照充分利用全網調峰電力、最大限度接納風電原則，網調可以協調各省調對聯絡線計劃進行實時修正，將調峰電力盈余省的多余調峰電力調出，支援調峰電力不足省。省間調峰支援實行補償機制。

3.2 全網統一調度方法

優化配置資源，最理想的方式就是改變關口聯絡線調度，開展全網統一調度。網調對區域內風電及大容量的電廠擁有直調權，全網統一平衡，取消聯絡線關口制約，在滿足系統安全約束的前提下，最大限度地發揮區域電網的優勢，最大限度地消納區域電網內風電場上網電量。由于全網統一平衡，也可最大限度控制風電對系統調峰、調頻的影響。在可能的情況下，甚至進一步實現跨區域電網來平衡風電。

3.3 算例

以2010年5月20日的實際負荷、機組運行情況為例，比較聯絡線關口調度、基于全網風電輸出功率預測的聯絡線計劃修正調度、全網統一調度3種方式對接納風電上網電力的影響。

表1 各地區調峰盈余及各地區實際風電接納能力 MW

根據表1的計算結果可知全網風電接納能力為4 071 MW，但是在該典型日的實際運行過程中在蒙東、吉林和黑龍江地區出現了限制風電出力的情況，其主要原因因為各個地區的機組調峰能力不同，而聯絡線不能參與調峰導致各個地區調峰能力的不平衡。通過修正聯絡線計劃的方法來平衡各地區電網的調峰能力，能夠在一定程度上解決東北電網局部風力發電受限的問題。2010年5月20日負荷高峰及負荷低谷時段的省間聯絡線交換電力見表2。

表2 負荷高峰及負荷低谷省間聯絡線交換電力 MW

該典型日吉林最大受限電力140 MW;黑龍江最大受限電力220 MW，蒙東地區風電最大受限電力80 MW，三個地區受限電力總值為440 MW。從計算結果可知遼寧地區的低谷調峰盈余為1 090 MW，從數據分析比較可以看出，挖掘遼寧的調峰盈余足以解決吉林、黑龍江和蒙東地區的風電受限問題。

4 結束語

本文分析了目前東北電網省間聯絡線控制方式特點，提出了為進一步提高風電消納能力的聯絡線改進控制方法，并通過實例證明了方法的有效性。

［1］ 張少華，言茂松．調峰電源的系統規劃與評價 ［J］．電網技術，1995，19(4):11－14．

［2］ 高志華，任 震．基于市場平衡度的調峰力分析 ［J］．電力系統及其自動化學報，1995，19(4):74－77．

［3］ 白宏坤．節能發電調度下河南省電源調峰運行狀況研究［J］．華中電力，2008，(2):42－45．

［4］ 楊 濱．黑龍江電網調峰問題的對策和建議 ［J］．黑龍江電力，2008，(1):1－4．

［5］ 黃德琥，陳繼軍，張 嵐．大規模風電并網對電力系統的影響 ［J］．廣東電力，2010，23(7):27－30．