黑龙江电网风电消纳能力及风电场并网点分析

胡远婷,于海洋,陈晓光,郭 袅，姜德胜

(1.黑龙江省电力科学研究院,哈尔滨 150030；2.国网黑龙江省电力有限公司 管理培训中心，哈尔滨 150030)

黑龙江电网风电消纳能力及风电场并网点分析

胡远婷1,于海洋1,陈晓光1,郭 袅1，姜德胜2

(1.黑龙江省电力科学研究院,哈尔滨 150030；2.国网黑龙江省电力有限公司 管理培训中心，哈尔滨 150030)

为全面掌握黑龙江省风电可并网容量及并网点,解决风电消纳能力制约风电快速发展的问题,以2014年作为水平年,根据黑龙江电网现有的电网运行方式、电源结构以及电网负荷特性等条件,采用PSASP 对电网的潮流和电压等情况进行分析,从而确定黑龙江省的风电消纳能力,并对风电并网点提出了合理建议。

黑龙江电网;风电;消纳能力;并网分析

黑龙江省具有丰富的风能资源,是国家“千万千瓦级”风电基地,也是全国风能资源最丰富、风资源评价指标最好的省份之一[1-2]。黑龙江省风能资源总储量为6.3亿kW,技术可开发量5.0亿kW,潜在装机容量7326万kW。为引导风电合理发展,避免不必要的经济浪费,合理选择并网点和利用资源,在进行风电发展规划前,需要对系统消纳风电能力进行深入探讨和研究,协调电网和电源的发展,兼顾系统发展经济性[3-4]。影响风电消纳能力的因素很多,其中包括电压稳定、暂态稳定和电能质量等,但目前影响风电消纳能力的最主要因素是电网传输能力和调峰能力[5]。本文结合黑龙江电网的结构特点及负荷分布情况,以2014年为水平年,考虑系统的稳定性和可靠性,分析黑龙江省风电消纳能力以及最优的并网点。

1 黑龙江电网概况

黑龙江电网根据地理位置目前分为东、中、西、北4个区域电网。东部电网是黑龙江电网乃至东北电网重要的电源中心,包括7个供电区;中部电网是重要负荷中心,包括2个供电区;西部电网是东北电网与呼伦贝尔电网交流互联的重要通道;北部电网地广人稀,是黑龙江电网的供电末端。截至2014年底,黑龙江省总装机容量为25033.11 MW,其中风电装机容量为4635.95 MW,占18.52%,火电占77.53%,水电占3.91%,太阳光伏占0.04%。受地理环境影响,黑龙江电网风电装机主要分布在东部电网和西部电网,其中东部占78%,西部占16%,北部和中部各占5%和1%。

目前,黑龙江省电网最大接受蒙东呼伦贝尔电力220万kW、接受俄罗斯电力75万kW,最大南送电力300万kW。预计2015年—2020年,黑龙江主网与网外送受电通道增至4条:从俄罗斯受电、从伊敏受电、吉黑断面送电以及特高压外送。而且黑龙江电网风电装机容量增长较快,预计至2020年风机装机容量可达到700万千kW以上,电网调峰与风电消纳矛盾将更加突出。

2 计算原理

风电消纳能力受限的主要原因是电网输送约束的限制,为了确定电网对风电最大的消纳能力以及合理的并网点,需要考虑电网的负荷和外送极限,还要考虑局部电网的潮流分布特性及电压稳定性。

Pwpmax=PLmax+Pout-PHY-PTHmin

式中:Pwpmax表示风电机组的最大出力;PLmax表示网内最大负荷;Pout表示省间外送极限;PHY表示水电机组出力;PTHmin表示火电机组最小出力。计算时应选择一个典型日,分析日内的负荷和火电厂最小的开机方式。系统各潮流输送断面和开机方式确定后,需要分析电厂集中上网地区的动态稳定特性和电压稳定性,在保证电网能够安全稳定运行的前提下,确定最合适的并网点。风电消纳能力及并网点计算流程如图1所示。

图1 风电消纳能力及并网点计算流程图

3 黑龙江电网风电消纳能力分析

按照最大负荷日,选择2014-12-15作为计算典型日,当日最大负荷为10 279 MW。当日最小火电开机方式为:东部电网3190 MW,中部电网1715 MW,西部电网2675 MW,北部电网100 MW;水电机组 0 MW;吉黑省间交流联络线外送能力为3000 MW。根据公式可计算出黑龙江省风电消纳能力最大为5599 MW。目前省内已有风电装机容量为4636.95 MW,省内还有风电消纳空间为962.05 MW。

黑龙江东部电网潮流外送极限为3000 MW,如果大规模开发风电,必将降低火电厂的出力,运行火电厂的安全下限一般在60%～70%,出力再下降就会导致火电厂全停。而火电厂启停一次既耗时又会造成资金损失,因此一般尽量避免火电厂进行启停调节。东部电网火电容量为7880 MW,风电容量为1770 MW,东部大负荷为3021 MW,风电利用小时数为2000 h。考虑以上情况,目前东部电网风电场最佳增容量为495 MW。

根据黑龙江省的地势特点和风能分布特性,风电场集中建设在佳木斯、双鸭山和大庆等地区。由于部分220 kV线路较为薄弱,优先选择500 kV变电站作为风电场的并网点,因此选择佳木斯的方正作为并网点,拟上网风电场4座,容量400 MW。通过仿真发现,并网风电对该地区电压影响并不明显,对线路潮流影响较大,东部外送的主要通道220 kV方德甲乙线上潮流增大,单回线路潮流超过200 MW,线路不满足N-1运行方式。当上网风电容量在200 MW时,方德甲乙线上的潮流在安全范围内,具体潮流分析如表1所示。

表1 500 kV方正变作为风电并网点的潮流分析

除了500 kV方正变外,东部电网没有适合风电场并网的500 kV变电站。综合考虑地理位置和网架结构,选择220 kV芦家变作为第二并网点。芦家变的潮流送出通道只有云芦甲乙线和佳芦线,当佳芦线故障时,风电场送出通道就只剩下云芦甲、乙线,双回线上的潮流将显著增大,超过200 MW,线路运行存在安全隐患。通过仿真分析确定芦家变最佳风电并网容量为195 MW，具体潮流分析如表2、表3所示。

剩下100 MW的风电并网点可选择东堤风电场作为并网点,富锦变作为建前环网中的变电所,其网架结构较为坚强,当发生N-1故障时不会出现线路潮流过载的情况。

表2 芦家变并网风电容量分析

表3 佳芦线故障后潮流分析

由于中部电网不适宜风电场的建设,因此剩余的467.05 MW风电应选择在西部电网进行消纳。通过对目前网架结构的分析,选择大庆新海风电场和火炬变2个并网点进行分析对比。拟定3个方案。方案1:选择大庆新海风电场作为风电场并网点,并网容量467 MW。方案2:选择火炬变作为风电场并网点,并网容量467 MW。方案3:分别将大庆新海风电场和火炬变作为2个并网点,各并网容量均为233 MW。具体潮流情况如表4所示。

表4 西部并网点选择情况分析

大火甲、乙线是大庆变下网主要通道,承担着大庆地区东部供电区的供电潮流,下网潮流较大。目前采取线路故障联切负荷措施,大火甲、乙线单回线的稳定极限为400 MW,新同甲、乙线的线路热稳定极限为200 MW。在方案1的风电并网模式下,新同甲、乙线超过热稳定极限。方案2虽然各线路的潮流都大幅降低,但是火红甲、乙线上潮流过小,不满足经济运行要求。综合考虑稳定时的线路潮流情况、N-1故障分析以及经济运行条件,方案3为最优方案,既能有效缓解大火甲、乙线的N-1过载情况,又不会加重其他薄弱线路的潮流负担。

4 结 论

1) 综合考虑黑龙江省的地理因素和电网结构,最适宜建设风电场的地点为黑龙江省的东部佳木斯、双鸭山地区和西部大庆地区。

2) 以2014年为水平年分析,黑龙江电网目前风电消纳能力还有962.05 MW,其中东部电网的最佳风电消纳能力为495 WM,西部电网的风电消纳能力为467.05 MW。

3) 东部电网最佳并网点和并网容量为方正变200 MW,芦家变195 MW,东堤风电场100 MW。西部电网最佳并网点和并网容量为大庆新海风电场233 MW,火炬变233 MW。

[1] 狄丹. 开发风力发电促进能源结构多元化——世界风力发电情况扫描[J].华中电力,2006,19(5):42-47. DI Dan. To hamess wind power for diversification of energy structure——analysis of world power development [J]. Central China Electric Power, 2006,19(5):42-47.

[2] 赵庆波. 国家电网促进清洁能源发展[J]. 电力技术经济,2009,21(5):1-4. ZHAO Qingbo. State grid contributes to the development of clean energy [J]. Electric Power Technologic Economics, 2009,21(5):1-4.

[3] 魏琛琛,蒋传文. 基于风电场出力波动全概率模型的风电波动经济性评估[J]. 水电能源科学,2014,32(7):205-208. WEI Chenchen, JIANG Chuanwen. Wind power fluctuation economic evaluation based on wind farm output fluctuation total probability model [J]. Water Resources and Power, 2014,32(7):205-208.

[4] 江岳文,温步瀛. 从调度模式经济性角度评估电网风电出力接纳能力[J]. 电工电能新技术,2014,33(4):54-59. JIANG Yuewen, WEN Buying. Capability of accommodating wind power for different dispatching models based on economy [J]. Advanced Technology of Electrical Engineering and Energy, 2014,33(4):54-59.

[5] 衣立东,朱敏奕,魏磊，等. 风电并网后西北电网调峰能力的计算方法[J]. 电网技术,2010,34(2):129-132. YI Lidong, ZHU Minyi, WEI Lei, et al. A computing method for peak load regulation ability of northwest China power grid connected with large-scale wind farms [J]. Power System Technology, 2010,34(2):129-132.

(责任编辑 侯世春)

Analysis of wind power accommodated capability and grid-connected site in Heilongjiang grid

HU Yuanting1, YU Haiyang1, CHEN Xiaoguang1, GUO Niao1，JIANG Desheng2

(1.Heilongjiang Electric Power Research Institute,Harbin 150030,China；2.Management and Training Center，State Grid Heilongjiang Electric Power Co.,Ltd,Harbin 150030，China)

In order to master the available grid-connected capacity and site of Heilongjiang wind power, so as to eliminate the factor suppressing the rapid development of wind power, wind power accommodated capability, this paper, taking 2014 as the level year, according to the situation of network running mode, power resource structure, and grid load characteristics, analyzed the load flow and voltage by PSASP to determine wind power accommodated capability in Heilongjiang, and proposed reasonable advice for wind power grid-connected sites.

Heilongjiang grid;wind power;accommodated capability;grid-connected analysis

2015-06-01。

胡远婷(1984—),女，硕士，从事电网仿真计算分析研究工作。

TM614

A

2095-6843(2015)06-0537-03