东北电网风电调度管理模式探讨

田增垚，张明理，张 楠

(1．东北电网有限公司，辽宁 沈阳 110180;2．辽宁省电力有限公司，辽宁 沈阳 110006)

随着我国政府对开发利用可再生能源的高度重视及《可再生能源法》的颁布实施，包括风力发电、生物质能发电、太阳能光伏发电在内的可再生能源发电在近几年内得到了较快的发展。其中，风力发电技术是最成熟、最具规模化开发和商业化发展的能源发电方式之一。其发展速度居各种可再生能源之首。截至2007年底，全国风电场累计装机已达到605万kW，居世界第5位，其中并网运行装机容量420万kW，年发电量57亿kWh;2008年底全国风电装机容量达到1 215万kW，提前两年实现“十一五”风电规划目标。2010年底风电容量突破3 000万kW，到2015年，全国风电开发建设规模有望达到10 000万kW。在江苏沿海和“三北”风能资源丰富地区建成十多个百万kW级风电基地和6个千万kW级风电基地，形成若干个“风电三峡”，风电在局部地区电力供应中达到较高比例。

东北电网风电发展速度居全国之首，同样给东北电网日常运行带来的问题也较为突出，严重影响了风电接纳能力。截至2010年底，东北电网风电机组装机容量已经达到1 058万kW，全网风电最大出力达到557万kW(2010年11月24日15:05)，占当时全网发电电力的13.5%;最大日上网电量11 070万kWh(2010年11月24日)。按政府有关部门的规划，东北电网在未来几年内，将陆续建成赤峰、通辽、白城等多个百万kW级风电基地，政府有关部门甚至提出了“风电三峡”的风电规划思路。

1 大规模风电接入带来的影响［1－5］

1.1 加大了电网调峰难度

峰谷差是指电网日最大负荷与日最小负荷的差值，是衡量电网负荷特性的重要指标，也是电网调度部门安排日电力平衡的重要依据。东北电网低谷用电量增长偏缓，尖峰用电量增长较快，电网的峰谷差在逐年加大。2009年，东北电网最大峰谷差为1 067.5万kW，2010年，东北电网最大峰谷差为1 229万kW，预计2011年，东北电网最大峰谷差将超过1 300万kW。

随着东北电网峰谷差的不断加大，东北电网的调峰能力却有所下降。东北电网的调峰问题集中体现在供暖期负荷低谷时段发电侧向下调整能力匮乏。东北地区气候为温带季风气候，部分地区冬季长达半年以上，冬季多年平均气温在－15℃以下。2010年冬季全网约有55%运行容量的机组开始供热，而为保证供热要求，供热机组参与电网调峰的能力大幅度下降。

风电具有很大的随机性、间歇性和不可控性，就东北地区风电功率特性曲线表明，反调峰特性比较明显，即低谷需减发出力时，风电处于大发状态。这种情况在电网风电接入规模较小时尚可应对，随着风电的大规模开发，特别是千万kW级风电基地的投运，依靠运行火电机组低谷调峰方式将难以适应。

1.2 降低了电网安全稳定水平

针对东北电网，大量风电集中接入蒙东地区，而蒙东地区自身消纳风电的能力有限，大量过剩风电将通过500 kV线路送出东北电网统一消纳。大容量长距离的风电输送将给输电通道和受端电网带来严重的安全稳定问题。

1.3 增加了电网电压调节难度

由于风电绝大多数接入薄弱的末端电网，受系统负荷变化影响，电压调整原本就十分困难，加之风电出力无计划大幅度变化，其无功功率需求量又与风电机组的类型及风电功率的大小有关，导致系统电压也大幅度变化，增加了电网电压调节难度。

1.4 风机低电压穿越能力直接威胁电网安全

受风机制造技术的影响，目前仍存在多数运行风电机组不具备低电压穿越能力，系统发生轻微故障将可能会造成整片风电机组跳闸，从而扩大事故范围。

2 目前关口调度方式存在问题

东北电网实行统一调度、分级管理，东北电力调度通信中心 (以下称网调)是东北电网最高调度机构，依照国家法律、法规和有关规定对东北电网实施调度管理，负责组织、指挥、指导、协调、监督和管理东北电网的安全、优质、经济运行。辽宁、吉林、黑龙江省调 (以下称省调)是省内电网的最高调度机构，在网调统一调度下，行使分级管理职能。省间联络线调电计划下达以后，网省调度严格按照执行，网调负责对各省调联络线计划执行情况进行考核。

进入2008年以后，风电开始迅猛发展，在联络线关口调度模式下，不少网省调在系统低谷时段当常规电源已调整到位的情况下，被迫对风电进行了限制。但是，当某一省在低谷时段对风电进行限制时，并不是代表在整个区域电网内已经没有消纳风电的能力。而只是因为该省在执行联络线计划的前提下没有消纳风电的能力。

由于风电本身的间歇性、季节性、不确定性特点，给电网的运行方式安排带来了很大困难。虽然目前风功率预测工作已有进展，但由于起步较晚，以及数值天气预报本身预测精度存在不确定性等特点，调度机构仍无法准确预知未来一天各风电场的功率变化，这样就给本省内的电源平衡带来困难，联络线计划执行难度加大。在风电所占电网运行容量比例较大的省份，经常会出现在系统的尖峰和低谷时段，受风电反调峰特性影响，联络线区域控制偏差均不能满足正常要求的情况，给系统的运行方式安排带来极大困难。

随着风电的快速发展，某些风电所占电网运行容量比例较大的省份，受风电不确定性的影响，在正常执行联络线关口调度时也会出现问题，尤其是在系统低谷时段，往往由于系统调峰瓶颈原因而限风电。虽然此时区域内其他省份还有调峰裕度，但由于在联络线关口调度模式下，各省只按联络线关口计划进行省内电源出力调整，没有义务帮助基他省来深度调峰。而进行深度调峰以后如何跨省补偿也没有明确的说法。所以从全额收购风电上网电量要求来看，在联络线关口调度模式下，各省间正常情况下区域资源互补优势丧失。

3 联络线控制改进方法

3.1 基于全网风电输出功率预测的联络线计划修正方法

网调和辽、吉、黑三省调度建立所辖地区风电场输出功率预测系统，按照国家电网公司下发的《风电功率预测系统功能规范》要求，能够实现次日96点全网风电出力预测，并且每15 min能够实现1次未来4 h全网风电出力超短期预测。辽吉黑三省调在每日上报次日96点各省风电出力数据，网调负责对全网预测数据进行统计分析，考虑对风电进行全网平衡。辽、吉、黑三省调每15 min上报1次未来4 h全省风电出力超短期预测数据，网调调度人员根据各地区风电出力情况，按照全网在线统一分配低谷调峰备用容量的原则对联络线计划进行实时修正。

调度关系、调度原则、发电设备检修、输变电设备检修、频率调整、安全稳定管理等保持目前联络线关口调度方式不变。联络线计划确定后，各省调度根据联络线计划、省内负荷预测、风电场发电功率预测等进行省内电力电量平衡、调峰安排，如果省内调峰电力不足，不能全额接纳风电，省调向网调提出省间调峰电力支援申请，网调协调其他省给予支援。在全网调峰达到能力后，调峰电力不足省方可限制风电。

实时调度中，三省调度每15 min上报1次未来4 h全省风电出力超短期预测数据，网调调度人员根据各地区风电出力情况，按照充分利用全网调峰电力、最大限度接纳风电原则，网调可以协调各省调对联络线计划进行实时修正，将调峰电力盈余省的多余调峰电力调出，支援调峰电力不足省。省间调峰支援实行补偿机制。

3.2 全网统一调度方法

优化配置资源，最理想的方式就是改变关口联络线调度，开展全网统一调度。网调对区域内风电及大容量的电厂拥有直调权，全网统一平衡，取消联络线关口制约，在满足系统安全约束的前提下，最大限度地发挥区域电网的优势，最大限度地消纳区域电网内风电场上网电量。由于全网统一平衡，也可最大限度控制风电对系统调峰、调频的影响。在可能的情况下，甚至进一步实现跨区域电网来平衡风电。

3.3 算例

以2010年5月20日的实际负荷、机组运行情况为例，比较联络线关口调度、基于全网风电输出功率预测的联络线计划修正调度、全网统一调度3种方式对接纳风电上网电力的影响。

表1 各地区调峰盈余及各地区实际风电接纳能力 MW

根据表1的计算结果可知全网风电接纳能力为4 071 MW，但是在该典型日的实际运行过程中在蒙东、吉林和黑龙江地区出现了限制风电出力的情况，其主要原因因为各个地区的机组调峰能力不同，而联络线不能参与调峰导致各个地区调峰能力的不平衡。通过修正联络线计划的方法来平衡各地区电网的调峰能力，能够在一定程度上解决东北电网局部风力发电受限的问题。2010年5月20日负荷高峰及负荷低谷时段的省间联络线交换电力见表2。

表2 负荷高峰及负荷低谷省间联络线交换电力 MW

该典型日吉林最大受限电力140 MW;黑龙江最大受限电力220 MW，蒙东地区风电最大受限电力80 MW，三个地区受限电力总值为440 MW。从计算结果可知辽宁地区的低谷调峰盈余为1 090 MW，从数据分析比较可以看出，挖掘辽宁的调峰盈余足以解决吉林、黑龙江和蒙东地区的风电受限问题。

4 结束语

本文分析了目前东北电网省间联络线控制方式特点，提出了为进一步提高风电消纳能力的联络线改进控制方法，并通过实例证明了方法的有效性。

［1］ 张少华，言茂松．调峰电源的系统规划与评价 ［J］．电网技术，1995，19(4):11－14．

［2］ 高志华，任 震．基于市场平衡度的调峰力分析 ［J］．电力系统及其自动化学报，1995，19(4):74－77．

［3］ 白宏坤．节能发电调度下河南省电源调峰运行状况研究［J］．华中电力，2008，(2):42－45．

［4］ 杨 滨．黑龙江电网调峰问题的对策和建议 ［J］．黑龙江电力，2008，(1):1－4．

［5］ 黄德琥，陈继军，张 岚．大规模风电并网对电力系统的影响 ［J］．广东电力，2010，23(7):27－30．