錫盟特高壓配套風電基地輸電規劃研究

孫 雷，肖景良，楊明煜

(中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，吉林 長春 130021)

0 引言

我國是世界上最大的煤炭生產國和消費國，也是少數幾個以煤炭為主要能源的國家。2019年，我國煤炭消費約占能源消費總量的57.7%，盡管比上一年降低1.5個百分點，但節能減排壓力依然較大。到2030年，我國單位GDP二氧化碳排放量將比2015年降低65%以上，非化石能源消費比重計劃將提高到25%左右[1]。大力發展以風能為代表的新能源是我國能源可持續發展戰略的需要，是改進資源利用方式、調整資源結構配置、提高資源利用率的重要舉措，也是改善生態、保護環境的有效途徑。內蒙古地區風電資源豐富，技術可開發量達到1.5億kW[2]，位居全國首位，開發優勢明顯。而錫林郭勒盟風電開發條件尤為優越，2017年國家能源局批準錫盟風電基地本期開發規模為7 000 MW，而當地電網結構相對薄弱，不具備匯集和送出大規模風電的能力。因此，統籌規劃合理的風電基地輸電方案對于保障錫盟風電安全可靠送出、減少棄風、大范圍優化資源配置具有重要作用和意義。

1 風電基地概況

錫林郭勒盟位于內蒙古自治區中部，屬中溫帶半干旱大陸性氣候，風能資源豐富。全盟大部分地區70 m高平均風速為8.5 m/s，平均風功率密度為600 W/m2以上，風能資源等級在5～7級之間，年等效發電小時數約2 500～3 000 h，全盟風電技術可開發量49 830 MW，分布在錫盟12個旗縣和烏拉蓋管理區。

錫盟風電基地本期規劃規模為7 000 MW，合計涉及鑲黃旗、正鑲白旗、太仆寺旗、正藍旗、多倫縣、蘇尼特左旗、阿巴嘎旗、錫林浩特市8個旗縣共37家投資主體。錫盟各旗縣風電開發規模見表1所列、如圖1所示。

表1 錫盟各旗縣風電基地開發情況MW

圖1 錫盟風電基地開發區域示意圖

2 風電基地送出外部條件

2.1 錫盟特高壓輸電通道

《國家能源局關于加快推進大氣污染防治行動計劃12條重點輸電通道建設的通知》(國能電力〔2014〕212號)中明確12條重點輸電通道的建設，其中有2條落點在錫林郭勒，分別為錫盟—泰州特高壓直流工程、錫盟—山東特高壓交流工程。特高壓直流工程的設計輸電能力為10 000 MW，特高壓交流工程輸電能力與直流工程實際輸電規模相關。

2.2 特高壓配套火電

國家能源局批準錫盟至山東輸電通道配套火電項目共7個、裝機總容量8 620 MW，包括：大唐錫林浩特電廠(2×660 MW)、神華勝利電廠(2×660 MW)、神華國能查干淖爾電廠(2×660 MW)、北方勝利電廠 (2×660 MW)、蒙能錫林浩特熱電廠(2×350 MW)、華潤五間房電廠(2×660 MW)、京能五間房電廠(2×660 MW)。上述火電機組接網方案已經確定，其中大唐錫林浩特電廠、神華勝利電廠和北方勝利電廠以1 000 kV電壓等級并網，其他電廠均以500 kV電壓等級并網。上述項目計劃在近期與錫盟風電基地同步投產。

3 風電基地市場定位及消納方案

3.1 受端市場分析

錫林郭勒盟屬于工商業不發達地區，用電水平相對較低，預計到“十三五”期末全社會用電量不足150億kWh，全社會最大負荷不足2 000 MW，錫盟風電難以實現本地消納。

京津冀魯地區和長三角地區是我國經濟發展最具活力的區域之一，也是華北和華東電網的負荷中心，電力需求持續快速增長。由于一次能源資源匱乏，環保空間有限，京津冀魯和長三角等地區需要受進區外電力。為確定錫盟風電的外送目標，對上述地區電力市場情況進行測算，測算原則包括：1)負荷預測：華北、華東地區“十四五”期間年均負荷增速分別按照3.5%和4%；2)裝機規劃：僅考慮在建和核準裝機；3)平衡參數：各省備用率按照國家能源局推薦值；非供熱煤電、核電、抽蓄電站按裝機容量的100%參與平衡；供熱煤電和燃氣電站按裝機容量的80%參與平衡；常規水電按照各省實際出力情況參與平衡；風電按裝機容量的10%參與平衡；光伏不參與平衡。根據上述原則對華北、華東電力市場空間進行計算，結果分別見表2和表3所列。按照計算結果，2021～2023年，京津冀魯地區電力市場空間主要集中在河北南部和山東，河北南部地區電力市場空間達到3 830～6 600 MW、山東地區電力市場空間達到5 910～10 560 MW。2021～2023年，華東電力市場空間快速擴大，其中江蘇電網電力市場空間2 600～13 070 MW；浙江電網電力市場空間為8 630～16 090 MW、安徽電網電力市場空間為8 870～16 170 MW。

表2 2021年～2023年華北地區電力市場空間MW

表3 2021年～2023年華東地區電力市場空間MW

因此，根據電力供需形勢，錫盟地區建設風電基地宜通過特高壓交直流通道向京津冀魯和長三角等地區送電，符合我國總體能源流向和戰略部署。

3.2 風電消納分析

影響風電消納的主要因素包括電源調峰能力和通道輸電能力。分別以錫盟風電基地棄風率5%及10%作為消納約束條件，采用HUST_ProS電力系統運行模擬軟件對本期錫盟風電基地可外送容量進行計算分析。其中，錫盟“一交一直”通道利用小時數均按5 500 h考慮，輸電曲線按照受端電網負荷特性擬定，錫盟—泰州特高壓直流通道輸電規模按6 000 MW考慮。

為提高錫盟風電消納能力，在無措施方式的基礎上考慮采取兩種措施：措施一為增加錫盟火電調峰能力。對錫盟特高壓配套火電機組進行靈活性改造，最小技術出力率由40%下降至30%；措施二為增加交流受端旋轉備用容量(相當于交流受端為錫盟風電調峰)，取值為滿足風電在特定棄風率下全部消納對應的備用容量最小值。

表4 風電消納計算結果(目標棄風率5%)

表5 風電消納計算結果(目標棄風率10%)

見表4、表5所列，當棄風率設置為5%時，無措施方式最大消納風電容量4 200 MW，采取措施一能夠消納風電容量增至6 200 MW，采取措施二滿足風電在特定棄風率下全部消納需在受端增加2 300 MW備用容量；當棄風率設置為10%時，可消納的風電容量大幅提升，無措施方式下最大消納風電容量5 200 MW，與棄風率5%場景相比能夠多消納1 000 MW風電，采取措施一或措施二均能滿足風電在特定棄風率下全部消納，當采取措施二時需在受端增加1 300 MW備用容量，與棄風率5%場景相比降低1 000 MW。

綜上，在現有的調峰條件下，無論是要求棄風率5%或10%均無法實現錫盟特高壓配套風電全部外送消納，建議根據實際情況，采取適當措施，提高錫盟風電消納能力，提升風電基地運行效率與經濟性。

4 風電基地輸電方案研究

4.1 輸電方案研究原則

結合輸電規劃通用原則與錫盟電網自身特點，本次錫盟風電基地輸電規劃遵循以下原則：

1)堅持安全可靠原則。輸電系統結構合理，滿足GB 38755—2019《電力系統安全穩定導則》等規程導則要求。

2)堅持經濟合理原則。堅持市場經濟的普遍規律與電網自身的客觀規律相結合，確保輸電到網電價具有市場競爭力。

3)優化能源資源配置。輸電方式以能源資源優化配置為目標，統籌考慮送電方向及規模，提高送電能力，節約輸電通道。

4)與特高壓友好銜接。新能源的匯集外送方式應充分考慮電源的地理位置和特點，便于匯集電源，避免交叉送電，并與特高壓主網架相銜接；避免風電送電回路落點過于集中，統籌考慮交直流接入容量。

5)獨立送出遠近結合。按照分片匯集、獨立送出的原則，統籌安排風電基地外送輸電方案。

6)統籌規劃分步實施。協調安排風電基地開發進度和電網建設，注重輸電方案的遠近結合和過渡銜接，適度加快電網建設，促進風電的合理開發及外送。

7)兼顧地方政府意見。在經濟合理的基礎上，重視保護優勢草原資源，兼顧區域經濟及資源統籌開發。

4.2 匯集站布點方案

綜合考慮錫盟風電基地規劃裝機規模和風電場分布情況，宜建設若干500 kV/220 kV風電匯集站，匯集站周邊風電場通過220 kV線路匯集后升壓至500 kV送出[3]。結合220 kV風電場合理送出半徑，規劃建設5座500 kV/220 kV風電匯集站，具體布點方案如下：

1) 500 kV錫林浩特市西北部匯集站：配置2×750 MVA主變，擬匯集錫林浩特市風電外送，匯集風電規模1 300 MW。

2) 500 kV阿巴嘎旗東南部匯集站：配置2×750 MVA主變，擬匯集阿巴嘎旗風電外送，匯集風電規模1 300 MW。

3) 500 kV蘇尼特左旗東部匯集站：配置2×750 MVA主變，擬匯集蘇尼特左旗東部風電外送，匯集風電規模1 375 MW。

4) 500 kV正藍旗南部匯集站：配置2×750 MVA主變，擬匯集太仆寺旗、正藍旗和多倫縣風電統籌外送，匯集風電規模1 225 MW。

5) 500 kV正鑲白旗西北部匯集站：配置2×1 000 MVA主變，擬匯集正鑲白旗和鑲黃旗風電統籌外送，匯集風電規模1 800 MW。

4.3 匯集站接網方案

4.3.1 送出方式

大規模風電外送通常采用獨立外送和風火打捆外送兩種輸電方式。

獨立外送輸電方式即風電場匯集站通過獨立的輸電通道并網，屬于“點對網”的簡單模式。其優點是調度關系明確，有利于提高系統運行可靠性，并且產權關系明晰，容易被發電商接受；缺點是通道利用率較低。

風火打捆外送輸電方式即風電場與附近火電使用同一通道外送，例如風電場接入火電廠開關場后利用火電廠送出線路外送。其優點是可以提高線路利用率，降低電網投資。缺點是由于風電出力的隨機性和波動性，送電線路潮流會隨著風電出力的波動而變化，潮流的波動會引起線路無功的變化，進而引起電壓頻繁波動，對電網以及火電機組可靠運行存在不利影響。此外，風火打捆送出涉及資產分割、電量分項計量、網損分攤等問題，若風電投資主體與火電主體不同，實施較為困難。

考慮錫盟風電基地和火電基地投資主體眾多，且錫盟作為特高壓交直流送端，電網相對薄弱，存在一定的穩定運行風險，對電網穩定運行要求較高，因此建議采用風電獨立外送方式。

4.3.2 接入點

根據錫盟風電市場定位和消納方向，風電基地將通過特高壓交直流外送至華北和華東地區。目前，錫盟地區擁有錫盟±800 kV換流站和錫盟、勝利2座1 000 kV特高壓站，作為特高壓交直流外送通道起點，且與風電匯集站的距離處于合理的送電距離范圍之內，是風電大規模外送的理想接入點。

4.3.3 送出方案

根據匯集站布點方案，擬定匯集站送出方案，原則包括：1)獨立送出原則，考慮每個500 kV風電匯集站各出1回500 kV線路并網；2)就近接入特高壓交直流送端接入點；3)為減少特高壓交直流之間電力交換，接入交直流風電容量相對均衡；4)匯集站送出互不影響，避免交叉跨越；5)考慮接入點的最大接入能力，包括升壓變容量和500 kV線路間隔數量。基于上述原則，提出各個匯集站送出方案如下：

錫林浩特市西北部匯集站以1回500 kV線路接入錫盟換流站；阿巴嘎旗東南部匯集站以1回500 kV線路接入勝利特高壓站；蘇尼特左旗東部匯集站以1回500 kV線路接入錫盟換流站；正藍旗南部匯集站以1回500 kV線路接入錫盟特高壓站；正鑲白旗西北部匯集站以1回500 kV線路接入錫盟特高壓站。詳細參數見表6所列，方案示意圖如圖2所示。

表6 風電匯集站并網方案詳表

圖2 錫盟風電基地送出方案示意圖

采用中國電力科學研究院“PSD-BPA電力系統分析軟件(5.0版)”對上述方案進行潮流仿真計算，在系統正常方式和單一原件故障方式下，無線路或變壓器過載現象，通過合理的無功配置，能夠使各個節點電壓保持在規程允許的范圍之內，由此初步驗證了規劃方案的可行性。建議在工程設計過程中對系統暫態穩定等方面進行詳細計算分析，并對電網和電廠提出具體要求。

5 結語

錫林郭勒盟7 000 MW風電基地同時作為特高壓交流通道和特高壓直流通道的配套電源，其建設和并網具有典型示范意義。從消納能力和電網結構兩個角度對錫盟風電基地的送出進行輸電規劃，提出風電基地全額消納所需措施以及風電基地外送需要構建的電網建設方案，實現了網源協調發展。