東北地區省間跨區消納風電可行性研究

姜 姍，馮曉東，董效辰，劉赟靜，閆衛杰，劉青山

(1.東北電力大學電氣工程學院，吉林 吉林 132012;2.吉林供電公司，吉林 吉林 132011)

風力發電機組的輸出功率取決于風速，而風速具有間歇性和隨機波動特性，導致風力發電機組的輸出功率波動較大，隨機波動的功率接入電網會影響電網運行穩定性和電能質量[1]。研究表明，如果風電裝機占電網容量的比例達到20%以上，電網的調峰能力和安全運行將面臨巨大挑戰。因此，電網接納風電能力的研究已成為當前研究的熱點[2]。在當前的分級調度體制下，調峰主要在省內進行，對于風電裝機量較小的電力系統來說，這種調度模式有充分利用省內調峰資源、聯絡線傳輸功率穩定等優勢。但隨著風電場的大規模、集中式接入主干網，在傳統的分省有功平衡控制方式下，風電穿透率高的區域在事故時承擔了所有的功率缺失，單純依靠省網自身自動發電控制(AGC)的調節能力，不僅延長了恢復功率平衡的時間，而且對常規機組的備用容量提出了更高的要求[3]。由于地區間電網負荷性質的差異性，最大最小負荷出現的時間可能有所不同，這就使得總負荷的最大值小于各地區最大負荷之和、總負荷最小值大于各地區最小負荷之和，即減小了總負荷的峰谷差。如果能打破既有調度策略實現跨區消納風電，調峰壓力將有所緩解，可提高電網的風電接納能力，實現風能資源的合理有效利用。因此，本文以經濟調度和節能調度為背景，以黑龍江、吉林、遼寧三省電網為研究對象，最大限度地利用風能，對跨區消納風電的可行性進行評估。在保證電力系統安全可靠運行基礎上，考慮各地域風電波動特性、負荷匯聚效應和電源結構三方面因素對調峰能力的影響，分析跨區消納風電的可行性，實現風電在更大規模電網中的消納，以此來提高整個東北電網的風電接納能力。

1 風電功率波動特性分析

風能具有間歇性和隨機性[4]。黑龍江省、吉林省、遼寧省在地理位置上相鄰，氣候條件和風能變化趨勢相似，但風能變化不完全同步。風能隨季節變化性強，使得風電出力在冬季和夏季體現出不同的特點。圖1、圖2為依據三省2010年2月和7月(30日數據缺省)的實際調度運行數據繪制的風電出力曲線。兩個典型月均顯示三省風電出力曲線走勢基本相同，但峰谷時段會有一定偏移，尤其是黑龍江省與其他兩省風電出力峰谷時段錯開較為明顯。冬季三省風電波動頻率高、發電量大，這與風能冬強夏弱的趨勢是一致的。圖3、圖4所示的三省總風電出力與三省各自風電出力相比，波動趨勢均有所減緩;冬季出力曲線圍繞平均值波動，波動周期明顯短于夏季;夏季波動曲線谷值多數與三省谷值和重合，冬季則沒有出現重合情況，可證實冬季三省谷值沒有出現在同一時間。

在某確定時段內，風電波動的典型指標主要包括風電出力的最大值、最小值、平均值、風電波動率等。其中，波動率定義為風電出力的平均值與峰值的比值，波動率越小，說明平均值與最大值相差越遠，風電功率波動越劇烈。表1統計了2010年冬夏兩個典型月(2月、7月)的風電波動典型指標。冬季風電出力峰值小于夏季，平均值、谷值和波動率較夏季有所上升，冬季風電的出力能力強，但由于冬季供熱機組“以熱定電”的出力限制，使風電出力不能完全接納，最大出力減小。并且，冬季數據與夏季數據所體現三省“錯峰”效應相同。從表1中統計數據可得三省冬季典型月風電出力峰谷差分別為711.67 MW、1 079.768 MW、1 308.158 MW，三省總風電出力峰谷差為2 102.299 9 MW，僅為三省風電出力峰谷差和(3 099.596 MW)的67.8%;夏季典型月風電出力峰谷差分別為765.617 MW、1 024.851 MW、1 587.16 MW，三省總風電出力峰谷差為2 342.280 2 MW，僅為三省風電出力峰谷差和(3 377.627 6 MW)的69.3%。

表1 風電波動的典型指標

2 地區間負荷的匯聚效應及電源結構特點

2.1 地區間負荷的匯聚效應

電網的負荷水平與負荷特性是影響風電接納能力的主要因素之一，電網的負荷水平和峰谷差率直接決定了風電允許接入的容量[5]。三省負荷性質和負荷水平差異均比較明顯，如圖5所示。本文定義地區間負荷疊加后，負荷曲線由單高峰、雙高峰變為多高峰，負荷峰谷差(峰谷差率)相對減小的現象為地區間負荷的匯聚效應。表2給出了地區間負荷疊加前及疊加后主要特點。

圖5 三省日負荷曲線

表2 地區間日負荷特性統計

2.2 各地區電源結構特點

調峰問題是制約中國風電大規模并網的主要矛盾之一，電源結構不合理是導致調峰困難的根本原因[6]。而影響電源結構的主要因素是由自然資源分布決定的。

截止到2010年底，黑龍江省網運行管理電廠226座(不含伊敏廠和尼爾基水廠)，總裝機容量為20 044.5 MW。其中火電廠135座，裝機容量為17 012.1 MW;水電廠57座，裝機容量為955.7 MW;風電場34座，裝機容量為1 881.5 MW。省調直調電廠54座，總裝機容量為17 300.1 MW。其中火電廠23座，裝機容量為14 697 MW;水電廠4座，裝機容量為955.7 MW;風電場34座，裝機容量為1 881.5 MW。吉林省電網東北網調直調發電機組裝機容量3 748 MW，全部為水電機組。吉林省調統調發電機組裝機容量14 905.51 MW。火電機組共103臺，裝機容量12 509 MW，其中供熱機組97臺，裝機容量9 389 MW;風電場21座，風電機組1 704臺，裝機容量2 157.81 MW;水電機組19臺，裝機容量141.7 MW;其他發電機組6臺，裝機容量97 MW。遼寧省電網組裝機容量(含綏中電廠、界河水電廠)為30 399.3 MW。其中火電裝機容量26 113 MW，風電裝機容量3 087.3 MW，水電裝機容量1 467.8 MW。省直調機組總裝機容量23 794.3 MW，其中火電機組裝機容量19 497 MW，風電裝機容量3 626.8 MW，水電裝機容量620.5 MW。三省風電電源分布極不均衡，其中吉林省總裝機容量最小，但風電裝機容量占省直調容量14.5%，遼寧省和黑龍江省風電裝機容量分別占省直調容量的13.5%和10.88%。

在電源結構相似的地區，機組的個體差異也決定了調峰性能和調峰成本。水電機組出力調整范圍大、調整速度快，同時，水電廠的運行成本低、環境污染少，因此有調節能力的水電廠應盡可能運行在負荷尖峰位置，為系統提供調峰、調頻、事故備用等服務[7]。三省如水電等調峰能力強的電源分布也有差異，吉林省直調水電機組容量僅占吉林省直調容量0.95%，遼寧省直調水電機組容量占遼寧省直調容量2.6%，黑龍江省直調水電機組容量占黑龍江省直調容量4.8%。不同容量的火電機組調峰能力存在明顯不同，大容量高效率的火電機組調峰范圍較寬、調峰成本較低;同容量的火電機組之間其機械性能的差異也造成了調峰能力和調峰成本的不同;不同地區間煤質、煤價的差異同樣對調峰成本有影響。表3給出了三省火電機組容量的構成。

表3 截至2010年底各地不同容量火電機組占總裝機容量百分比

3 風電對電網調峰的影響

調峰壓力是大規模風電接入后系統調度運行面臨的主要壓力。風電接入電網后，峰谷差增大的天數占全年70%以上，不利于電網調峰。表4給出了風電入網后三省峰谷差的變化，其中，等效負荷是將風電作為負的負荷與實際負荷進行疊加得到的。

表4 日峰谷差與等效峰谷差指標統計 MW

對于含風電場的電力系統而言，運行方式是風電場并網運行對系統運行的調峰能力沖擊程度的重要影響指標之一，等效負荷在既有運行方式下，系統向上和向下的調峰能力都是確定的。本文對2010年2月、7月三省運行方式進行假設，并對等效負荷與出力上限比值落在不同出力區間內的概率進行統計，如圖6—圖9所示。三省冬季供暖期供暖機組出力受限、“以熱定電”，導致供暖機組出力調節范圍變小，調峰能力減弱，故等效負荷集中于較高的出力區間內。對比各省省內消納風電與跨區消納風電模式下等效負荷分布的出力區間，可以看出考慮跨區消納風電后，等效負荷波動范圍小，落在0.70～0.95的概率高達95%以上，三省各自的概率分布集中顯著。跨區消納風電后雙向調峰難度均有不同幅度下降。

圖9 7月跨區消納風電模式下常規機組出力概率分布

4 結論

1)不同地區的風電出力在分鐘級時間尺度上存在“錯峰”效應，使得風電跨區匯聚后風電波動趨于平緩。按冬季、夏季典型月進行分析，三省總風電出力峰谷差與三省風電出力峰谷差和的比值分別為67.8%和69.3%。

2)不同地區的負荷由于負荷特性和負荷水平的差異，存在“匯聚效應”，負荷峰谷差呈現下降的趨勢，使系統調峰難度降低。不同地區的電源結構可進行優勢互補，使機組調峰能力得到最大化的利用。

3)不同地區的風電波動特性、負荷的匯聚效應及電源結構特點在跨區消納風電模式下均使得系統調峰能力變強，即風電接入能力增強。跨區消納風電模式充分利用各地區不同類型機組的調峰能力，使風電接入量顯著增加。

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