東北地區(qū)省間跨區(qū)消納風電可行性研究

姜 姍，馮曉東，董效辰，劉赟靜，閆衛(wèi)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(fā)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(fā)電機組的輸出功率波動較大，隨機波動的功率接入電網(wǎng)會影響電網(wǎng)運行穩(wěn)定性和電能質(zhì)量[1]。研究表明，如果風電裝機占電網(wǎng)容量的比例達到20%以上，電網(wǎng)的調(diào)峰能力和安全運行將面臨巨大挑戰(zhàn)。因此，電網(wǎng)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(diào)度體制下，調(diào)峰主要在省內(nèi)進行，對于風電裝機量較小的電力系統(tǒng)來說，這種調(diào)度模式有充分利用省內(nèi)調(diào)峰資源、聯(lián)絡(luò)線傳輸功率穩(wěn)定等優(yōu)勢。但隨著風電場的大規(guī)模、集中式接入主干網(wǎng)，在傳統(tǒng)的分省有功平衡控制方式下，風電穿透率高的區(qū)域在事故時承擔了所有的功率缺失，單純依靠省網(wǎng)自身自動發(fā)電控制(AGC)的調(diào)節(jié)能力，不僅延長了恢復功率平衡的時間，而且對常規(guī)機組的備用容量提出了更高的要求[3]。由于地區(qū)間電網(wǎng)負荷性質(zhì)的差異性，最大最小負荷出現(xiàn)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(qū)最大負荷之和、總負荷最小值大于各地區(qū)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(diào)度策略實現(xiàn)跨區(qū)消納風電，調(diào)峰壓力將有所緩解，可提高電網(wǎng)的風電接納能力，實現(xiàn)風能資源的合理有效利用。因此，本文以經(jīng)濟調(diào)度和節(jié)能調(diào)度為背景，以黑龍江、吉林、遼寧三省電網(wǎng)為研究對象，最大限度地利用風能，對跨區(qū)消納風電的可行性進行評估。在保證電力系統(tǒng)安全可靠運行基礎(chǔ)上，考慮各地域風電波動特性、負荷匯聚效應(yīng)和電源結(jié)構(gòu)三方面因素對調(diào)峰能力的影響，分析跨區(qū)消納風電的可行性，實現(xiàn)風電在更大規(guī)模電網(wǎng)中的消納，以此來提高整個東北電網(wǎng)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(jié)變化性強，使得風電出力在冬季和夏季體現(xiàn)出不同的特點。圖1、圖2為依據(jù)三省2010年2月和7月(30日數(shù)據(jù)缺省)的實際調(diào)度運行數(shù)據(jù)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(fā)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(shù)與三省谷值和重合，冬季則沒有出現(xiàn)重合情況，可證實冬季三省谷值沒有出現(xiàn)在同一時間。

在某確定時段內(nèi)，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(tǒng)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(shù)據(jù)與夏季數(shù)據(jù)所體現(xiàn)三省“錯峰”效應(yīng)相同。從表1中統(tǒng)計數(shù)據(jù)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(qū)間負荷的匯聚效應(yīng)及電源結(jié)構(gòu)特點

2.1 地區(qū)間負荷的匯聚效應(yīng)

電網(wǎng)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(wǎng)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(zhì)和負荷水平差異均比較明顯，如圖5所示。本文定義地區(qū)間負荷疊加后，負荷曲線由單高峰、雙高峰變?yōu)槎喔叻?，負荷峰谷?峰谷差率)相對減小的現(xiàn)象為地區(qū)間負荷的匯聚效應(yīng)。表2給出了地區(qū)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(qū)間日負荷特性統(tǒng)計

2.2 各地區(qū)電源結(jié)構(gòu)特點

調(diào)峰問題是制約中國風電大規(guī)模并網(wǎng)的主要矛盾之一，電源結(jié)構(gòu)不合理是導致調(diào)峰困難的根本原因[6]。而影響電源結(jié)構(gòu)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(wǎng)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(diào)直調(diào)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(wǎng)東北網(wǎng)調(diào)直調(diào)發(fā)電機組裝機容量3 748 MW，全部為水電機組。吉林省調(diào)統(tǒng)調(diào)發(fā)電機組裝機容量14 905.51 MW?；痣姍C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(fā)電機組6臺，裝機容量97 MW。遼寧省電網(wǎng)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(diào)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(diào)容量14.5%，遼寧省和黑龍江省風電裝機容量分別占省直調(diào)容量的13.5%和10.88%。

在電源結(jié)構(gòu)相似的地區(qū)，機組的個體差異也決定了調(diào)峰性能和調(diào)峰成本。水電機組出力調(diào)整范圍大、調(diào)整速度快，同時，水電廠的運行成本低、環(huán)境污染少，因此有調(diào)節(jié)能力的水電廠應(yīng)盡可能運行在負荷尖峰位置，為系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻、事故備用等服務(wù)[7]。三省如水電等調(diào)峰能力強的電源分布也有差異，吉林省直調(diào)水電機組容量僅占吉林省直調(diào)容量0.95%，遼寧省直調(diào)水電機組容量占遼寧省直調(diào)容量2.6%，黑龍江省直調(diào)水電機組容量占黑龍江省直調(diào)容量4.8%。不同容量的火電機組調(diào)峰能力存在明顯不同，大容量高效率的火電機組調(diào)峰范圍較寬、調(diào)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(diào)峰能力和調(diào)峰成本的不同;不同地區(qū)間煤質(zhì)、煤價的差異同樣對調(diào)峰成本有影響。表3給出了三省火電機組容量的構(gòu)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(wǎng)調(diào)峰的影響

調(diào)峰壓力是大規(guī)模風電接入后系統(tǒng)調(diào)度運行面臨的主要壓力。風電接入電網(wǎng)后，峰谷差增大的天數(shù)占全年70%以上，不利于電網(wǎng)調(diào)峰。表4給出了風電入網(wǎng)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(tǒng)計 MW

對于含風電場的電力系統(tǒng)而言，運行方式是風電場并網(wǎng)運行對系統(tǒng)運行的調(diào)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(tǒng)向上和向下的調(diào)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(shè)，并對等效負荷與出力上限比值落在不同出力區(qū)間內(nèi)的概率進行統(tǒng)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(diào)節(jié)范圍變小，調(diào)峰能力減弱，故等效負荷集中于較高的出力區(qū)間內(nèi)。對比各省省內(nèi)消納風電與跨區(qū)消納風電模式下等效負荷分布的出力區(qū)間，可以看出考慮跨區(qū)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?？鐓^(qū)消納風電后雙向調(diào)峰難度均有不同幅度下降。

圖9 7月跨區(qū)消納風電模式下常規(guī)機組出力概率分布

4 結(jié)論

1)不同地區(qū)的風電出力在分鐘級時間尺度上存在“錯峰”效應(yīng)，使得風電跨區(qū)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(qū)的負荷由于負荷特性和負荷水平的差異，存在“匯聚效應(yīng)”，負荷峰谷差呈現(xiàn)下降的趨勢，使系統(tǒng)調(diào)峰難度降低。不同地區(qū)的電源結(jié)構(gòu)可進行優(yōu)勢互補，使機組調(diào)峰能力得到最大化的利用。

3)不同地區(qū)的風電波動特性、負荷的匯聚效應(yīng)及電源結(jié)構(gòu)特點在跨區(qū)消納風電模式下均使得系統(tǒng)調(diào)峰能力變強，即風電接入能力增強?？鐓^(qū)消納風電模式充分利用各地區(qū)不同類型機組的調(diào)峰能力，使風電接入量顯著增加。

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