東北電網電源結構優化調整的若干問題

韓 水，苑 舜，張近朱

(1.國家電力監管委員會東北監管局，遼寧 沈陽 110006;2.遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

東北電網電源結構優化調整的若干問題

韓 水1，苑 舜1，張近朱2

(1.國家電力監管委員會東北監管局，遼寧 沈陽 110006;2.遼寧省電力有限公司電力科學研究院，遼寧 沈陽 110006)

東北電網目前正面臨著電源結構不合理、風電發展迅速及冬季供熱機組容量大和運行時間長等問題，因而使得電網的調峰調頻壓力很大。在這種情況下，加快開展東北電網電源結構的調整和優化，確保電網的安全、經濟、穩定發展，已成為電力監管機構、電網經營企業、發電企業和科研機構等各個方面都極為關切并亟需采取措施解決的迫切問題。

電網安全;電源結構;結構優化;抽水蓄能

近年來東北地區國民經濟增長速度較快，人民生活水平不斷提升，電網規模越來越大，發電裝機容量也隨之不斷擴大。在東北電網的電源結構中，火電機組裝機容量和發電量占有非常大的比重;水電裝機容量和發電量都很小;風電的發展非常迅速，風電裝機容量和發電量已經在東北電網中占據了很大份額，但風電的隨機性和不確定性嚴重影響了電網的安全、經濟、穩定運行;東北地區冬季漫長、寒冷，供熱機組運行時間長且容量大。這些問題疊加在一起，使得系統的調峰、調頻困難凸現。

1 東北電網電源結構所面臨的問題

1.1 電源結構不合理

東北地區一次能源結構可以基本概括為：多煤、多風、多油 (但石油主要供應關內地區)、少水、少氣。一次能源的狀況決定了東北電網電源結構的特點。截至到2010年末，東北電網火電裝機容量占總裝機容量的80.2%，發電量占全網總發電量89.3%;東北電網水電機組裝機容量僅占總裝機容量的7.8%。而且，東北電網水電裝機比重呈逐年下降的趨勢，2020年和2030年將分別僅有4.5%和3.2%。這種狀況將使電網的調峰工作更加困難。東北電網風電裝機容量已達到1 058萬kW，占全網裝機容量11.8%;發電量占全網總發電量5.1%，在全國各區域電網中比例最高。風電已成為東北電網第二大電源。2010年東北電網電源結構及發電量如表1所示。

表1 2010年東北電網電源結構及發電量

1.2 系統調峰容量不足

東北地區的自然資源特點導致了風電發展迅速，但風電尤其是在冬季部分低谷時間呈現出來的反調峰性，加大了電網調峰及調頻難度;在東北地區冬季時期，占全網近50%運行容量的發電機組參與供熱。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，導致系統低谷時段調峰困難。這些情況疊加在一起，加劇了東北電網的調峰調頻壓力。如果系統調峰困難的情況在一定時期內不能改善，將會嚴重影響電網的安全、經濟、穩定運行。

2 優化東北電網電源結構的重要途徑

2.1 仿真計算

圖1為東北電網典型日負荷曲線。由于缺乏調峰、調頻能力，在一些特定時段，為保證電網的運行，不得不實行棄風，通過犧牲風電的利益來保證電網的安全、穩定運行。由于缺乏調峰能力，在電網負荷高峰期間，大容量火電機組也不得不降低效率，被迫采取非常規調峰的手段，參與電網調峰。

圖1 東北電網典型日負荷曲線

2.1.1 發電機組最小出力確定條件

在發電機組最小出力的確定條件中不考慮風電機組的出力，不考慮火電機組的啟停情況。

a. 常規火電機組。東北全網常規火電機組調峰出力率按57%考慮，各省區火電機組的最小出力可通過對2010年及以前各省調火電機組調峰能力統計得出;2010年后投產的大型火電機組按70%最小技術出力考慮。

b. 熱電聯產機組。擬定每年11月至次年3月為供熱期。供熱期供熱機組開機容量根據《東北電網火電廠最小運行方式 (2011)》確定。

c. 水電機組。擬定每年11月至次年3月水電機組在負荷高峰時按50%裝機容量出力，8月份在負荷高峰時按滿發容量出力，其余月份在負荷高峰時按70%裝機容量出力。

d. 抽水蓄能機組。負荷高峰時為高效調峰電源，全部參與系統調峰;負荷低谷時按容量進行抽水，作為負荷考慮。

e. 核電機組。正常情況下不參與系統調峰。

2.1.2 仿真計算的數學模型

全年棄風電量與風電可發電量的比值即為Qq/Qw。

2.2 基于棄風電量的分省區仿真計算結果

由圖1日負荷曲線可知24時至5時期間為負荷低谷時期，但與此同時，風電恰在此期間容易達到較大功率，因而適當地增加抽水蓄能機組用于低谷抽水，可以減少棄風，緩解電網運行壓力。針對東北電網的特點，實現電源結構優化和調整的最有效途徑就是加快抽水蓄能電站建設，增大抽水蓄能發電機組在電源結構中所占的比例，減輕電網目前所遇到的調峰調頻壓力，大幅度減少受電網制約所導致的棄風電量，確保電網的安全、經濟和穩定運行。

2.2.1 遼寧電網棄風電量計算及電源結構調整情況

a. 2015年遼寧電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2015年遼寧電網年風電發電量預計將達到54.63億kWh，遼寧電網棄風電量預計將達到1.25億kWh，棄風電量將達到遼寧電網年風電發電量的2.29%，將有81天會發生棄風。若增加50萬kW抽水蓄能機組，可做到基本不棄風。表2為分別增加30萬kW、40萬kW和50萬

表2 2015年遼寧電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

kW的抽水蓄能機組后遼寧電網的棄風情況。

b. 2020年遼寧電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2020年遼寧電網年風電發電量預計將達到63.4億kWh，遼寧電網棄風電量預計將達到1.32億kWh，棄風電量將達到遼寧電網年風電發電量的2.07%，將有80天會發生棄風。到2020年，遼寧電網將有200萬kW抽水蓄能機組投產，在電網負荷低谷時抽水填谷，使得遼寧電網2020年時低谷棄風情況大為減少。若再增加60萬kW抽水蓄能機組，可做到基本不棄風。表3為分別增加30萬kW、50萬kW、60萬kW抽水蓄能機組后遼寧電網的棄風情況。

表3 2020年遼寧電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

2.2.2 吉林電網棄風電量計算及電源結構調整情況

a. 2015年吉林電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2015年吉林電網年風電發電量預計將達到64億kWh，吉林電網棄風電量預計將達到1.28億kWh，棄風電量將達到吉林電網年風電發電量的1.99%，將有38天會發生棄風。若增加30萬kW的抽水蓄能機組，可做到基本不棄風。表4為分別增加15萬kW、30萬kW的抽水蓄能機組后吉林電網的棄風情況。

表4 2015年吉林電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

b. 2020年吉林電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2020年吉林電網年風電發電量預計將達到163.2億kWh，吉林電網棄風電量預計將達到1.34億kWh，棄風電量將達到吉林電網年風電發電量的0.82%，將有93天會發生棄風。若增加90萬kW抽水蓄能機組，棄風情況將大大緩解。表5為分別增加30萬kW、60萬kW和90萬kW的抽水蓄能機組后吉林電網的棄風情況。

表5 2020年吉林電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

2.2.3 黑龍江電網棄風電量計算及電源結構調整情況

a. 2015年黑龍江電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2015年黑龍江電網年風電發電量預計將達到35.0億kWh，黑龍江電網棄風電量預計將達到3.95億kWh，棄風電量將達到黑龍江電網年風電發電量的11.28%，預計有146天會發生棄風。若增加80萬kW抽水蓄能機組，棄風情況可減為最小。表6為黑龍江電網分別增加60萬kW，70萬kW，80萬kW抽水蓄能機組后的棄風情況。

表62015年黑龍江電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

b. 2020年黑龍江電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2020年黑龍江電網年風電發電量預計將達到43.7億kWh，黑龍江電網棄風電量預計將達到2.19億kWh，棄風電量將達到黑龍江電網年風電發電量的5.01%，預計將有146天會發生棄風。在增加了30萬kW抽水蓄能機組后，棄風情況大大減少。表7為黑龍江電網分別增加了20萬kW、30萬kW抽水蓄能機組的棄風情況。

表72020年黑龍江電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

2.2.4 蒙東電網棄風電量計算及電源結構調整情況

a. 2015年蒙東電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2015年蒙東電網年風電發電量預計將達到75.17億kWh，蒙東電網棄風電量預計將達到4.45億kWh，棄風電量將達到蒙東電網年風電發電量的5.92%，預計將有164天會發生棄風。若增加80萬kW抽水蓄能機組，棄風電量比例可以降到更低。表8為蒙東電網分別增加40萬kW、60萬kW、80萬kW抽水蓄能機組后棄風情況。

表8 2015年蒙東電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

b. 2020年蒙東電網棄風電量計算及電源結構調整

通過仿真計算，2020年蒙東電網的年風電發電量預計將達到284.3億kWh，蒙東電網的棄風電量預計將達到50.4億kWh，棄風電量將達到蒙東電網年風電發電量的17.73%，預計將有244天會發生棄風。蒙東電網的風電比例過高，風電的不穩定性和隨機性對電網的安全、經濟、穩定運行形成非常大的影響。雖然，2020年蒙東的電力外送通道容量較2015年增加一倍多，但同期增建的風電容量太大，調峰電源又非常有限，如果僅靠自身消化，將導致不僅是在負荷低谷時會有嚴重的棄風現象，即使是在風電大發的日子，幾乎全天都會發生嚴重的棄風情況。在這種情況下，除了要加快建設風電外送輸電通道的建設，更好發揮蒙東地區作為東北電網的電源基地作用外，也可以發揮電價的引導作用，適當考慮在該地區增加一些工業用電負荷，從用電結構調整來支持蒙東電網的電源結構調整。表9為蒙東電網分別增加300萬kW和400萬kW抽水蓄能機組后棄風情況。

表92020年蒙東電網增加不同抽水蓄能發電容量后棄風情況

2.2.5 仿真計算結果匯總與分析

通過對三省一區分別調峰時棄風情況的仿真計算和分析，將各省區及東北全網所需增建抽水蓄能容量進行匯總，結果見表10。在東北全網聯合調峰時，不考慮聯絡線的約束，聯合調峰所需增建抽水蓄能電站容量要小于三省一區各自獨立調峰時容量之和。由表10可知，若東北全網實行聯合調峰，考慮聯絡線束縛時，2015年和2020年分別需要建設抽水蓄能發電容量220萬kW和470萬kW;不考慮聯絡線束縛時，2015年和2020年分別需要建設抽水蓄能發電容量200萬kW和250萬kW。

表10 各省區需要增建抽水蓄能發電容量 萬kW

3 結束語

在目前的狀況下，努力增大電網接納風電等可再生能源的程度，減少棄風電量，增強電網的調峰調頻能力，已成為電網必須認真解決的重要問題。通過仿真計算，可以看到加快抽水蓄能發電容量建設可以大大減少棄風電量，有效提高東北電網運行的安全性和可靠性。這應是近期東北電網電源結構優化和調整的重要工作。針對東北電網和東北地區電源結構的具體特點，除加快發展抽水蓄能電站，增大抽水蓄能發電容量外，發揮電價的市場機制，引導局部地區適當增加用電負荷，減輕電網的調峰調頻壓力，這也同樣應是電網企業及有關方面應當認真考慮的重要工作。

On Structural Optimization and Adjustment of the Northeast Grid Power Supply

HAN Shui1，YUAN Shun1，ZHANG Jin-zhu2
(1.Northeast China Bureau of Electricity Regulatory Commission of China，Shenyang，Liaoning 110006，China;2.Electric Power Research Institute of Liaoning Electric Power Co.，Ltd.，Shenyang，Liaoning 110006，China)

Northeast Grid is facing problems such as irrational power supply structure，rapid wind electricity grow and heavy load requirement and long running hours in winter.Therefore it is under great pressure in terms of peak and frequency regulation for the grid.In this case，it is urgent for the electricity regulation organizations，grid manage enterprises，generating electricity enterprises and electricity power research institute to take active measures to conduct structural adjustment and optimization of the northeast grid power supply to ensure the security，cost effective and sustainable development of the grid.

Grid security;Power supply structure;Structural optimization;Pump water storage energy

TM732

A

1004-7913(2012)06-0001-04

韓 水 (1957—)，男，工學博士，教授級高級工程師，主要從事區域電力監管工作。

2012-03-04)