山东电网“十三五”风电接纳能力研究

赵龙，汪湲，刘晓明，张杰，高效海

（1.国网山东省电力公司经济技术研究院，济南250021；2.国网山东省电力公司，济南250001）

山东电网“十三五”风电接纳能力研究

赵龙1，汪湲2，刘晓明1，张杰1，高效海1

（1.国网山东省电力公司经济技术研究院，济南250021；2.国网山东省电力公司，济南250001）

分析山东省“十二五”期间风电发展情况及风电特性，研究山东省“十三五”电力需求、负荷特性及电源规划情况，指出“十三五”规划期内电网网架传输能力能够满足风电发展需要，系统调峰能力是影响风电接纳的决定性因素。通过电力及调峰平衡计算，得出山东电网“十三五”风电接纳能力，指出影响山东电网接纳风电的主要因素，包括风电出力同时率、电网日负荷特性以及省外来电调峰能力。

风电场；电力调峰平衡；消纳能力

0　引言

风能资源是清洁的可再生能源，在现有的新能源发电技术中，风力发电技术相对成熟，具备规模开发条件和良好的商业化发展前景。山东省风能资源丰富，具备大规模开发利用的资源条件，作为国内规划建设的8个千万千瓦级风电基地之一，山东风电的发展建设迅猛，预计“十二五”末省内风电装机总容量可达到8 000 MW以上。

随着山东省风电装机容量的快速增长和风电场规模的不断扩大，风电在省内电源的占比逐年增加，电网电源结构更趋复杂，风电对电网安全运行的影响日益显现。风电出力随机性、间歇性、反调峰特性均给电网调度和电力市场管理带来越来越大的压力［1－2］。“十三五”期间，风电并网、送出及消纳将成为影响山东电网安全稳定运行和风电后续健康发展的主要问题。

在总结山东省“十二五”期间风电发展及风电特性的基础上，结合“十三五”电力需求、负荷特性及电源规划情况，通过电力电量及调峰平衡，对“十三五”山东电网接纳风电的能力进行定量计算和影响因素分析，并提出提高电网接纳风电能力的建议及措施。

1　山东省风电发展概况

山东省地处北温带季风区域，拥有海岸线3 345 km，沿海陆域和海上风能资源较为丰富，风力发电开发建设条件优良。据测算，山东省内沿海70 m高度风能资源总储量1.34亿kW，可开发量1.05亿kW。其中，沿海陆域风能资源总储量为42 000 MW，可开发量为33 000 MW，海上风能资源总储量为92 000 MW，可开发量为72 000 MW。

“十二五”期间，山东电网风电并网容量增长较快。截至2014年底，山东省已建成投运风电场91座，风电装机总容量6 224 MW。表1为2010—2014年山东省风电装机发展情况统计，可以看出，在“十二五”前四年中，山东省每年新增风电装机均在100万kW以上，4年累计新增风电容量达4 844 MW。

表1　2010—2014年山东省风电装机发展统计MW

山东省风电开发的地域分布较为广泛，目前除聊城、德州、枣庄、菏泽4个地市外，其他13个地市均有建成投运的风电场。其中，风电建设容量较大的区域主要集中在沿海地市，包括烟台（1 655 MW）、东营（989 MW）、潍坊（952 MW）、威海（859 MW）等。山东省各市域风电容量分布情况见图1。

图1　山东各市域风电容量分布

2　山东省风力发电特性分析

风能是一种随机性强、能量密度低的非常规清洁能源，易受气候条件与地理条件的影响。风力发电的动力来源于风能，受风能影响，风电具有较大的波动性、不确定性与随机性，对电网的实际运行带来诸多影响。因此，从风电出力的波动性、出力变化率、风电的出力分布及季节气候等方面分析风力发电特性。

2.1风电出力的波动性

对山东电网2014年1—12月山东电网风电并网容量及实际出力进行汇总，具体如表2所示，山东电网风电场群的每月最大出力与最小出力相差悬殊，其中10月二者相差最大，为4 903 MW，其他各月的差值均在1 000 MW以上；占全省发电最大比例接近18%，最小比例接近0；风电场群出力1 min最大变化幅度达到3 480 MW，由此可见，山东省风电出力波动非常大。

表2　2014年山东电网风电并网容量及实际出力汇总

2.2风电出力的分布情况

通过对2014年全省所有风电场全年不同出力值所持续的时间进行统计分析，以不同出力值为横坐标，以同一出力值所持续时间为纵坐标，绘制出风电持续出力分布曲线，如图2所示。可以看出，山东省风电持续出力时间随着出力占额定容量百分比的升高而降低，出力在5%及以上额定容量的持续时间为6 826 h，占全年的77.9%，出力在50%及以上额定容量的持续时间为775 h，占全年的8.8%，而出力在80%及以上额定容量的持续时间仅为11 h，占全年的0.12%。全年山东省风电场出力在绝大部分时间均在其装机容量的50%以下。

2.3风电出力的季节特性

2014年山东省风电逐月最大出力及月发电量分布曲线如图3所示，其中，对月风电最大出力进行了归一化处理（即当月风电最大出力与风电实际并网容量比值）。总体来看，除个别月份外最大出力与月发电量变化趋势基本一致。其中，月最大出力最大值出现在10月，出力值为4 904 MW，即0.82 pu；最小出力出现在8月，出力值为1 391 MW，即0.26 pu；6—9月最大出力整体偏小。月发电量分布不均衡，6—9月发电量略小，其中9月发电量最少，仅为2.77亿kWh。以上分析表明，山东省风电最大出力、月发电量最大值发生在春、冬两季。而气温较高的夏季，最大出力、发电量均较低，二者季节性分布明显。

图2　2014年山东风电持续出力分布

图3　2014年山东省风电逐月最大出力及月发电量

2.4风电出力的日特性

图4为山东省2014年某典型日风电出力曲线，由图4可知，山东省风电具有白天负荷较高时段出力较低，夜间负荷较低时段出力较大，最大出力出现在凌晨0时左右，最小出力出现在20时，与供电负荷呈明显的反调峰特性。

3　山东电网负荷预测和电源规划

3.1负荷预测

目前，山东省经济受金融危机、结构调整和节能减排等因素影响，仍处于经济周期的低谷期，但经济运行和用电增长正逐步趋于平稳。从中长期来看，山东省尚处于工业化进程的中后期，城镇化率仍有较大上升空间；以工业经济为主的区域经济特征将在未来一段时期内不会发生本质变化。总体判断，山东省“十三五”期间用电水平仍有较大上升空间。

预计“十二五”期间，山东省统调用电最大负荷年均增长8.5%，到2015年达到67 500 MW；“十三五”期间，山东省统调用电最大负荷年均增长8.4%，到2020年达到101 000 MW。

山东省统调最大负荷一般出现在夏季，冬季最大负荷一般略小于夏季负荷。按照山东省历年负荷特性，“十三五”期间冬季最大负荷可按夏季最大负荷的99%考虑，夏季和冬季最大负荷日最小负荷率可按0.78考虑。表3给出“十三五”期间山东电网统调用电负荷预测值，“十二五”、“十三五”的递增率分别为8.5%和8.4%。

表3　“十三五”山东电网统调用电负荷预测MW

3.2电源规划

“十三五”期间，山东省电源的发展原则为：积极接纳省外来电，优化发展高效燃煤火电，安全稳妥发展核电，科学有序发展风电等可再生能源。根据装机预测，山东省煤电装机容量和省外受电容量将进一步增加。预计2015年，省内煤电装机72047MW，区外受电容量7 500 MW。到2020年，省内煤电84 527 MW，核电装机5 800 MW，区外受电容量37 500 MW。山东省“十三五”期间逐年电源装机预测详见表4。

表4　山东省电源装机预测MW

4　“十三五”山东电网接纳风电能力分析

4.1计算方法

通常，某电力系统消纳风电的能力可以通过系统在不限制风电出力情况下的最大允许风电装机容量来表征，而影响风电消纳能力的最主要因素则是系统调峰能力和电网传输能力［3-5］。对于山东电网来说，“十二五”末期及整个“十三五”期间，山东电网各级网架较为坚强，电网传输能力对风电消纳来说已不是重要的影响因素。相比而言，由于山东电网电源装机类型单一，系统调峰能力有限，规划年山东电网调峰能力的大小已成为接纳风电容量的决定性因素。

山东电网接入风电场后，电网调峰问题的关键在于是否具备足够的负调峰容量。正常运行方式下，电源开机及出力依照当日高峰负荷确定，在当日低谷负荷时，为维持系统安全运行，各类电源需要压低出力，而风电出力往往集中于负荷低谷期间。为保证风电接纳，各常规电源在满足最小技术出力的前提下所能压低的容量，即为山东电网对风电的接纳能力。

电力系统内各类电源的最小技术出力取决于高峰负荷的开机方式和机组类型，不同类型机组的最小技术出力存在较大差异，如火电机组与水电机组、常规煤电机组和热电机组等。此外，由于山东电网与华北电网联网运行，其联络线受入功率的调节能力也是影响山东电网调峰能力的重要因素。

对接纳风电能力的计算，是通过高峰时刻电网负荷的预测，确定常规电源的开机方式，估算其在低谷负荷时常规机组向下调整的调峰能力，从而确定电网的网供电力最低限值。根据电网的网供电力的最低限值和低谷时刻负荷预测值，对电网风电接纳能力进行估算。

4.2计算原则

山东电网全年负荷呈现夏、冬双高峰特性，考虑到山东省冬季风电出力较大，同时供热机组开机较多，电网调峰能力受限，风电消纳形势最为严峻，因此选取冬大方式进行风电消纳计算分析。

根据各年份预测的最大负荷、区外来电、核电、水电和负荷备用确定省内煤电开机容量；综合考虑各最小负荷、煤电（含供热机组）、区外来电和抽蓄调峰能力等因素，确定山东电网调峰能力。冬季最大负荷开机优先级分别为外电、核电、水电、供热机组、常规火电机组。

按照调度运行经验，负荷备用按预测最大发电负荷的5%考虑。常规发电厂最小技术出力按开机容量的50%考虑；供热电厂按开机容量的57%考虑。自备电厂不参与调峰。

参照近年运行经验，区外来电在负荷低谷时，交流最小送电容量按最大负荷的50%考虑，直流按最大负荷的70%考虑。抽水蓄能电站参与系统调峰，调峰能力为容量的200%计算；核电不参与系统调峰。

4.3接纳风电能力计算

根据上所述计算方法及计算原则，计算山东电网“十三五”期间在冬大方式下常规煤电机组的开机容量，详见表5。

表5　山东电网冬大方式常规煤电开机容量预测MW

根据冬大方式确定的各类电源的开机方式以及区外送电容量，对山东电网在低谷负荷时的调峰裕度进行逐年计算，计算结果详见表6。

根据2015—2020年山东电网冬季调峰能力计算可知，2015年冬季调峰能力约为7 329 MW，即在山东省风电场全部满发的条件下，山东电网理论上具备接纳7 329 MW风电的能力，2017—2018年，随着山东省接纳省外来电中高压直流输电容量比例增大，以及不参与调峰的核电机组的投产，山东电网冬季调峰能力逐年下降，相应风电接纳能力也有所下降。“十三五”后期，随着接纳省外交流送电容量以及省内调峰煤电容量的增加，山东电网冬季调峰能力增加至10 000 MW以上，即具备消纳满发方式下10 000 MW以上风电装机容量的能力。

表6　山东电网2015年—2020年冬季调峰能力MW

4.4影响风电消纳因素分析

山东电网风电消纳能力受各种因素的影响，并随之变化，是动态变化的数值。

计及风电出力同时率。根据山东省风电出力特性，省内风电场出力同时率非常低，2014年全年风电同时率在0.5之上的时间仅为全年的8.8%，而出力同时率在0.8以上仅为11 h，占全年的0.12%，全年绝大部分时间风电场出力同时率均在0.5以下。考虑到全省风电场同时满发的几率非常小，与山东电网冬季最大负荷日重合的几率更小，因此山东省风电消纳能力分析应计及风电出力同时率，若按同时率0.8考虑，山东电网2015年风电消纳能力达到9161 MW，2020年风电消纳能力则达到13 000 MW以上。

山东电网日负荷特性。在省内电源结构及开机方式确定的前提下，电网的负荷特性变化对调峰能力影响较大。日最小负荷率下降，峰谷差变大，电网调峰压力增大，电网接纳风电能力随之下降；而日最小负荷率升高，则调峰裕度增大，接纳风电能力增强。2012年以来，随着峰谷电价的实施，山东电网的日最小负荷率由0.71左右上升至2014年的0.79，呈逐年上升的趋势。在本文的调峰能力计算中，“十三五”期间冬季最小负荷率均按0.78考虑，而根据计算分析，2020年冬季最小负荷率取值每提高1%，山东电网消纳风电能力将增加1 000 MW左右。

省外来电的调峰能力。“十三五”期间，山东接纳省外来电容量逐年增加，其中仅高压直流输电容量在2020年达到22 000 MW，在调峰能力计算中，参考近年的实际运行方式，低谷负荷时直流输电容量按满负荷的70%考虑，其调峰能力弱于常规煤电机组。仅从技术方面考虑，高压直流输电容量具备灵活调节能力，若有需要完全可以降至满负荷的50%以下，因此若计入高压直流输电参与山东电网深度调峰，2020年山东电网可增加约4 400 MW的调峰能力，即增加4 400 MW的风电接纳能力。

5　结语

在总结山东省近年风电发展情况及风电特性的基础上，预测山东电网“十三五”电力需求、负荷特性及电源规划情况，选择冬大方式进行电力及调峰平衡计算，得出山东电网“十三五”期间逐年风电接纳能力，并对影响风电消纳的相关因素进行了系统分析。

通过相关研究可知，“十三五”期间，山东电网网架传输能力能够满足风电发展需要，系统调峰能力是接纳风电的决定性因素。根据计算结果，山东电网在“十三五”期间，风电接纳能力先降后升，2020年最大风电接纳能力将达到10 000 MW以上，若考虑风电同率、日负荷特性以及省外来电参与深度调峰等影响因素，山东电网届时将具备接纳13 000 MW以上风电装机容量的能力。

［1］韩小琪，孙寿广，戚庆茹.从系统调峰角度评估电网接纳风电能力［J］.中国电力，2010，43（6）：16-19.

［2］刘伟德，黄越辉，王伟胜，等.考虑调峰和电网输送约束的省级系统风电消纳能力分析［J］.电力系统自动化，2011，35（22）：77-81.

［3］朱凌志，陈宁，韩华玲.风电消纳关键问题及应对措施分析［J］.电力系统自动化，2011，35（22）：29-34.

［4］白建华，辛颂旭，贾德香，等.中国风电开发消纳及输送相关重大问题研究［J］.电网与清洁能源，2010，26（1）：14-17.

［5］刘新东，方科，陈焕远，等.利用合理弃风提高大规模风电消纳能力的理论研究［J］.电力系统保护与控制，2012，40（6）：35-39.

Capacity of Wind Power Integration into Shandong Power Grid During the 13th Five－year Period

ZHAO Long1，WANG Yuan2，LIU Xiaoming1，ZHANG Jie1，GAO Xiaohai1
（1.Economic＆Technology Research Institute，State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250021，China；2.State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250001，China）

An in-depth analysis of the state quo of wind power development and the output power curve of wind farm in Shandong is presented，the load demand，load characteristics and generation expansion planning are analyzed，and the impact of large scale wind power integration capacity is identified as the power and peak load balance of power system.The output power of wind farm is participated in the power balance，and based on the calculation results of the peak load balance，the capacity of wind power integration into Shandong power grid in the 13th five－year period is judged and factors influencing the capacity are analyzed．

wind farm；power and peak load balance；integration capacity

TM715

A

1007－9904（2015）10－0009－05

2015-08-17

赵龙（1977），男，高级工程师，主要从事电网规划工作。