三北地区风电开发输送及消纳研究.docx

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三北地区风电开发输送及消纳研究

“三北”地区风电开发、输送及消纳研究

张运洲胡泊

2012-10-0815:

00:

38　　　来源：

《中国电力》2012年第09期

　　摘要：

为实现风电的又好又快发展，必须在规划研究阶段就协调好风电开发布局、输送方式选择和高水平利用问题。

对风电集中开发与分散开发2种模式进行了探讨，研究了2020年风电实现2亿kW开发规模下的布局方案，并通过构建风电开发、输送及消纳综合分析方法，以保证较好的风电利用效率为目标，着重研究了“三北”地区风电输送和消纳模式，并提出了2020年“三北”及全国风电较为科学的发展情景。

　　关键词：

电力规划，风电开发，输电，电网，风电消纳

　　0引言

　　近年来，我国的风电发展异常迅猛，风电并网装机容量已达到5258万kW，已取代美国成为世界第一风电大同。

但由于缺乏风电场与电网的统一规划，加之受系统调峰能力不足、跨区间联网交换容量限制等因素影响，我国西北、东北和含蒙西与河北等省区在内的华北北部（以下简称“三北”地区）风电并网容量的大幅度增长与“弃风”电量加大现象越来越严重。

为了实现我国风电又好又快发展，迫切需要针对未来风电发展目标，通过构建风电开发、输送及消纳综合分析方法，对风电开发布局、输送方式选择和高效率消纳问题等进行深化研究。

　　研究表明，为实现开发总量目标，我国未来风电开发必然是集中开发为主、分散开发为辅。

将“三北”地区富余风电送到华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省消纳，是实现“三北”地区风电高效开发利用的战略途径[1]。

“三北”地区风电外送方式的选择还需因地制宜，按照风火联合外送，与主送风电2种方式进行外送。

　　本文将在已有研究[1-9]的基础上，从“实现风电发展目标”和“保障风电利用效率”2个方面，对我国风电开发布局、“三北”地区风电跨区输送模式和风电消纳方案等进行研究，重点探讨2020年风电发展目标达到2亿kW情况下，如何在开发、输送及消纳上实现整体优化。

　　1我国风电发展现状及问题

　　1.1我国风电开发、输送及消纳现状

（1）风电装机容量快速增长，分布集中。

“十一五”期间，我国风电并网容量以年均近100%的速度增长。

截至2011年年底，我国风电装机规模最大的10个省区，包括内蒙古、甘肃、河北、辽宁、吉林、黑龙江、山东、新疆、江苏、宁夏的风电并网规模达3984万kW，占全国总规模的88%。

（2）风电消纳以省内为主，“三北”风电利用小时数普遍低于其他地区。

目前，我国风电以省内消纳为主，仅有蒙西、蒙东风电基地的100万-200万kW实现区内跨省外送。

根据国家能源局数据，2011年全国风电年利用小时数1920h（同比下降约120h），个别省（区）下降到1600h左右。

蒙西、甘肃、吉林、蒙东等风电基地的利用小时数仅1900h左右，其良好的风能资源条件尚有进一步充分利用的空间。

　　1.2我国风电开发、输送及消纳存在的问题

（1）风电开发思路还不明确，认识不统一。

根据国家能源局在2011年发布的《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知（国能新能[2011]374号）》，分散式风电是指位于用电负荷中心附近，不以大规模远距离输送电力为日的，所产生的电力就近接入电网，并在当地消纳的风电项目。

分散式风电接入电压等级为110kV或66kV，除示范项目外，单个项目总装机容量不超过5万kW。

政府主管部门2011年提出风电“从集中大规模开发向大规模开发与分散开发并举转变”的观点。

但如何明确2种开发方式之间的关系，具体落实有关发展思路和布局，以保障风电开发日标的顺利实现，还未达成明确的统一认识。

（2）缺乏对风电电源与电网以及风电消纳市场的统筹规划，致使风电消纳闲难。

“三北”风电基地所在的当地系统规模小、调峰能力有限是制约其风电消纳的客观阅素。

风电建设的分拆报批现象、电网核准建设的滞后则加剧厂风电并网消纳的闲难。

　　2我国风电集中式开发与分散式开发2种模式的探讨

　　欧美风电开发历史长，早期均以分散建设起步。

所谓分散式（或称分布式）新能源发展模式，其主要特征在于接入当地公用配电网和就地消纳[10]。

参照国外经验，我国相关主管部门对分散式风电的接入电压等级、单个项日容量和消纳原则均作了定义。

截至目前，大部分核准建设的分散式风电项目布局在“三北”地区。

从发展态势来看，存在只关注“接入电压等级和项日容量”约束，而忽略“就地消纳”这一核心特征的倾向。

笔者认为，合理界定我国风电集中与分散开发，必须紧密结合我国风能资源和电力发展的基本国情，考虑按消纳范围对“三北”地区集中式与分散式2种风电开发模式进行重新定义。

　　“三北”地区风电规划规模巨大，而本地系统的风电接纳能力十分有限，宜根据风电项日的消纳范围界定风电的集中与分散属性。

确能在本地高效消纳的风电项目认定为分散式，需要跨省跨区消纳的项目认定为集中式，、当地系统规模小、调峰能力有限是“三北”地区电力系统的典型特征，门前风电消纳能力已严重不足。

未来，在当地电网采取优化运行方式、安排特殊用户和需求侧响应等措施对提升风电消纳能力效果有限，、将大型项目以多个小项目的形式接入110kV或66kV电网，并不能增大“三北”地区有限的风电接纳能力。

因此，即便风电项日的接入电压等级、项目容量均符合文件中对“分散式风电”的定义，也并不代表其就能在本地实现高效消纳。

　　中东部地区风电规划规模相对较小，系统的风电接纳能力较强，东中部风电项目在当地可以实现高效消纳。

可根据风电的接入电压等级、单个项目容量来界定风电的集中与分散属性。

中东部地区的华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省是我国的主要负荷中心，负荷总量比重大，电源调节相对灵活、电网结构强，具备接纳大规模风电的能力。

从目前的风电运行实绩以及对未来风电的生产模拟来看，小东部风电项目在当地实现高效消纳是有保障的。

　　3风电开发、输送及消纳的综合分析方法

　　3.1研究思路

　　未来我国风电发展要解决好2个问题，一是现有风电装机发电能力的进一步释放，提高已有风电设备的利用率；二是做好风电后续更大规模发展的统筹接纳安排，在规划阶段解决好风电大规模集中与分散开发、输送和高效率利用问题。

　　输送消纳研究围绕“实现风电发展目标”和“保障风电利用效率”这2个要素，采取层层分解的思路，通过构建风电开发、输送及消纳的综合分析方法展开研究。

基本思路如图1所示。

　　首先以满足2020年2亿kW风电开发规模为目标，在综合风能资源、项日前期工作、规划信息等后确定这2亿kW风电的布局方案，其中包括“三北”地区风电开发布局。

考虑“区内消纳”和“跨区消纳”2种方案对“三北”地区风电开发进行消纳研究。

在跨区消纳方案研究中，结合风火联合外送和主送风电方式的安全性和经济性比较，提出跨区输送方式技术经济差异与选择组合原则和满足5%弃风电量比例的风电消纳方案。

在区内消纳研究中，分别研究满足5%弃风电量比例下的“三北”风电开发规模，以及满足开发规模需求下的弃风电量比例。

　　在得到上述2种消纳方案结果的基础上，对“区内消纳”和“跨区消纳”方案在弃风电量比例、开发规模、煤耗和排放等方面进行比较。

通过比较得到“三北”地区推荐的风电消纳方案，在此基础上分析全国风电消纳格局。

　　3.2研究方法

　　本文研究提出的风电消纳方案构建方法是在满足系统电力电量平衡和调峰平衡的前提下，以全社会电力供应总成本（含各类电源、跨省区互联电网的投资及运行成本，以及资源损失、环境影响等外部费用）最低为目标，对系统电源发展的优化规划，计算配置各种电源的规模和布局，测算增加跨区输电规模，然后进行风电消纳能力分析和校核。

考虑到风电满出力或接近满出力的概率很低，该方法允许在系统调峰能力不足的少数极端情况下，对风电出力进行适当限制。

研究流程包含以下8个步骤。

（1）确定2020年风电开发布局。

确定2020年我国2亿kW风电布局方案，包括“三北”地区东中部地区风电开发布局。

（2）风电跨区输送方式技术经济性差异分析。

对风电跨区输送的主送风电方式与风火联合外送方式进行技术经济比较，包括输电功率曲线可控性、输电利用小时数、弃风电量比例和容量替代效益等方面。

并在此基础上，结合“三北”风电基地所在地区的煤炭、风能资源重叠程度等因素给出风电跨区输送方式选择与优化组合的原则。

　　（3）拟定初始方案及边界条件。

包括：

各水平年的电力需求及负荷特性，常规水电、供热机组、核电、风电、太阳能发电的开发规模及布局，跨区输电规模，电网和各类电源的技术经济参数等。

　　（4）优化电源结构。

借助国网能源研究院多区域电源结构和布局优化规划模型（GESP-Ⅲ），以集中式风电开发需求规模为约束，根据风电布局和出力特性，以全社会电力供应总成本最低为目标，优化确定各地区各水平年常规煤电、抽水蓄能、燃气发电等电源的开发规模及布局。

　　（5）调峰平衡分析。

进行电力系统每日逐时段的详细生产模拟，确定开机组合，通过系统调峰平衡和风电出力特性分析，初步确定各水平年各地区的风电消纳规模。

　　（6）调频平衡分析。

根据开机组合，进行系统时域仿真，检查其他机组出力能否即时跟踪风电及负荷变化，校核修正系统风电消纳能力。

　　（7）判断收敛情况，输出分析结果。

若2次迭代计算之间电力供应总成本的差值小于某一设定值，则认为计算收敛，输出分析结果，包括风电消纳方案等：

否则返回步骤（3）调整初始方案。

　　（8）输出结果。

给出我国未来风电开发、输送和消纳各个环节相互协调发展的情景。

　　4“三北”地区风电开发、输送与消纳分析

　　4.1风电开发布局

　　我国风能资源80%分布于“三北”和东南沿海，特别是“三北”地区的风资源丰富，风能开发技术指标优良，成本较低[1-2]，又不占耕地。

其余20%风能资源分布于中东部地区，如图2所示。

　　综合考虑我国风能资源分布、风电项目前期工作、国家和地方规划等，确定2020年2亿kW风电开发布局如图3所示[11]。

“三北”地区风电开发规模达1.53亿kW，约占全同的8成。

“三北”为主的风电开发格局是我国风电开发的一大特点。

　　4.2风电跨区输送方式

　　4.2.1主送风电方式与联合外送方式比较

（1）风火联合外送方式经济性优于主送风电方式。

联合外送与主送风电方式的口运行方式如图4所示。

联合外送时，风电输送容量为输电容量的一半左右，风电电量占输送电量的20%，输电利用小时数大于6000h，输电价0.08元/（kW·h）。

到达受端价格为0.59-0.62元/（kW·h）。

主送风电时，风电容量为输电容量的2倍，风电电量占输送电量的70%，输电小时数为4000-4300h，输电价0.135E/（kW·h），到达受端价格为0.64-0.67元/（kW·h）。

联合输送经济性较优，体现为输电价较低、弃风电量比例低和容量替代率高。

（2）在输送安全性上，联合外送方式也优于主送风电方式。

生产模拟分析表明，风火联合外送方式下，火电机组及时跟踪风电出力变化，有效平抑了风电波动性，使输电线路输送功率曲线可控性增强，从而有效缓解输送风电对直流线路运行控制带来的闲难。

主送风电方式考虑20%输电通道能力送火电，这是为了维持风电少发时直流线路换相稳定，从图4可以看到，主送风电方式的输电功率波动大，直流线路的功率和电压控制都比较困难，增大了线路运行的安全隐患，对于送受端电网的安全稳定运行均构成威胁。

　　4.2.2我国未来风电输送方式选择

　　风火联合外送方式适合于风电与煤电资源分布相邻且属于解决输出地区，比如新疆、内蒙古、宁夏等地区。

通过风电基地和煤电基地协调开发、采用直流技术联合输送，可有效应对风电出力不稳定问题，是未来解决风电送出的主要方式。

同时，为了发挥送端电网和受端电网互补效益，在实际运行中应采用“网对网”的输电方式，这对于提高风电利用水平和输电通道利用率大有裨益。

　　主送风电方式适合于风电与煤电资源分布相对较远且常规能源不具备外送能力的地区，在技术可行的前提下，有可能在我国东北吉林等地区进行试点。

目前来看，吉林火电大量富余，可作为风火联合外送的打捆电源，未来随着蒙东煤电基地加速布局，以及与东北电网联系加强。

蒙东煤电也可与东北风电联合运行，平抑功率波动。

　　4.3风电消纳方案测算

　　当地系统规模小、调峰能力有限、跨省区输电通道能力不足是当前“三北”地区风电开发面临的实际困难，仅靠当地电源调节能力和需求侧管理还不能满足“三北”地区风电大规模、高比例接入对电网调峰能力的需求。

目前“三北”地区对常规火电调节能力挖掘已十分充分，“三北”风电基地所在地区负荷大多峰谷差小，需求侧管理的潜力较小。

2012年以来，从不同风电基地系统运行情况来看，蒙西、甘肃和吉林火电凋峰深度分别达36%、36%和34%，常规火电调节潜力已经不大；峰谷差率较小，负荷曲线较平，需求侧管理效果有限。

　　上述因素的制约，“三北”地区风电大规模开发必须寻找区外市场。

要实现2020年“三北”地区1.53亿kW风电的高效消纳，必须扩大风电消纳范围，增大跨区跨省输电能力。

华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省是我国主要负荷中心，网络结构较强，水电调节能力强，抽蓄站址资源丰富，风电接纳空间巨大。

将“三北”地区风电送入上述受端大电网消纳，可灵活解决冬季春季风电大发与夏季水电大发时的清洁能源高效利用问题。

未来将“三北”地区富余风电送到我国负荷中心消纳，是实现“三北”风电高效消纳的有效途径，是推动能源结构调整的重要方向。

根据本文的研究思路和风电开发、输送及消纳综合分析方法，得到“三北”地区“区内消纳”和“跨区消纳”2种风电消纳方案下，风电利用效率和发展规模方面的比较数据，如表1所示。

　　测算表明，为实现“三北”地区1.53亿kW风电开发规模，如果考虑区内消纳，则2020年“三北”平均弃风电量比例将高达20%；如果通过扩大跨区输电能力，实现跨区消纳，则在合理弃风范围内，可提升风电消纳规模1倍以上，“三北”地区风电合理开发规模可达1.53亿kW；2020年“三北”地区跨省区外送风电将超过1亿kW，约占风电开发规模的70%。

此外，如果考虑将5%弃风电量比例作为硬性约束，风电仅在区内消纳，“三北”地区只能实现1.53亿kW开发规模的41%。

　　通过比较满足风电开发规模目标下的“跨区消纳”和“区内消纳”2种方案下的煤耗和排放发现，跨区消纳方案全面优于区内消纳方案，如表2所示。

测算依据为《中国电力行业年度发展报告2010》，2009年全国火力发电厂烟尘、SO2、废水排放绩效指标分别为1.0g/（kW·h）、3.2g/（kW·h）和0.53kg/（kW·h）；单位发电量耗水量2.7kg/（kW·h）[12]。

2020年发电煤耗取305g/（kW·h）。

　　从满足风电开发目标、风能利用效率以及节煤、减排等方面来看，“跨区消纳”方案均优于“区内消纳”方案。

综合考虑电力发展投资、系统运行成本以及资源损失、环境影响等外部费用，“跨区消纳”方案下的全社会电力供应总成本减小约210亿元，具备更好的经济社会效益。

冈此，建议以风电跨区消纳方案为推荐方案，其具体方案如表3所示。

　　4.4推荐方案下全国风电消纳总体格局

　　根据“跨区消纳”方案下的研究结果，在我国重点建设的12个风电省区中，宁夏、山西、辽宁、山东、江苏风电主要在省内电网消纳，其他基地均需通过跨区外送输电通道，输送到华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省消纳。

风电跨区输送大多适合采用风火联合外送方式，而东北吉林等地区由于风电与煤电资源分布相距较远，宜采用主送风电方式，2020年送电容量约为2000万kW，如图5所示。

　　河北风电除在京津冀电网消纳外，还需要跨区外送到华东和华中电网消纳；蒙西风电除在蒙西电网和京津唐电网消纳一部分外，大部分还需要跨区送到华东和华中电网消纳；吉林、黑龙江、蒙东风电除在本省电网和东北电网内统筹消纳外，还需要借助蒙东和黑龙江的外送通道，统筹外送到华北、华东和华中电网消纳；甘肃风电除在省内消纳和通过750kV通道输送到西北电网消纳外，还有部分风电需要通过酒泉直流外送到华北、华东和华中电网消纳；新疆风电除在省内消纳外，同样需要通过跨区直流输电送到华北、华东和华中电网消纳。

　　5结语

　　基寻：

风电开发、输送及消纳综合分析方法，本文研究厂2020年风电2亿kW发展规模下的开发布局、输送和消纳模式等，并提出了2020年我国风电较为科学的发展情景。

　　2020年我国风电80%布局在“三北”地区，实现开发总量目标，必然是集中式开发为主、分散式开发为辅。

未来将“三北”地区富余风电送到我国华北电网京津冀鲁、华东电网和华中电网东部4省消纳，是实现“三北”地区风电大规模开发利用的战略途径。

2020年跨区消纳方案与区内消纳方案相比，在合理弃风电量比例范围内（5%以内），可提升风电消纳规模1倍以上，“三北”地区跨省区外送风电将超过1亿kW，约占风电开发规模的70%。

将来可采用“网对网”输电及平衡调节方式，以确保电网安全和输电通道的利用率。

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　　（作者单位：

国网能源研究院）