扎鲁特直流对吉林省风电消纳影响研究

李春山，任普春，吴 姜

(1.国家电网公司东北分部，辽宁 沈阳 110180；2.中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021)

“十一五”以来，吉林省风电快速发展，已成为未来吉林省电力能源供应的重要支撑.截至2016年末，吉林省风电装机容量达到5 046.8 MW，占发电装机容量的18.6%.但与此同时，受电力规划不协调、系统调峰困难等影响，尤其是电源装机过剩、火电(热电)比重过高，致使吉林省风电消纳能力不足，弃风情况较为普遍，风力发电能力被大量闲置浪费[1].2011年～2016年间(除2014年)由于全年少风使得弃风率低于20%，其余年份的弃风率均超过20%，位居全国前列.国家能源局近期发布了《关于发布2017年度风电投资检测预警结果的通知》[2]，吉林等省(区)为风电开发建设红色预警区域，不得核准建设新的风电项目，不得受理风电新增并网申请和发放发电业务许可.

为解决东北地区窝电问题，国家发展和改革委员会核准建设扎鲁特-青州特高压直流输电工程[3]，汇集东北境内各省区盈余电力送至华北负荷中心，这为吉林省电力外送，尤其是清洁能源的外送规模的扩大起到了至关重要的作用.

为了更好的解决吉林省弃风问题，同时为风电大规模外送做好准备，有必要对扎鲁特直流投产后吉林省风电消纳的影响进行研究，为吉林省风电的可持续发展提供建议.

1 吉林省风电发展现状

1.1 吉林省风能资源分布

吉林省风能可利用区包括整个中西部地区、东部沿海及辽源和吉林市的部分地区，面积约为8.5万平方公里.根据国家发改委《关于完善风力发电上网电价政策的通知》[4]，吉林省白城市和松原市属于III类资源区，其他地市属于IV类资源区.

根据吉林省千万千瓦级风电基地规划报告，吉林省重点开发风电的地区主要包括吉林西部的白城和松原地区，以及吉林南部的四平地区等，如图1所示.

图1 吉林省千万千瓦级风电基地重点开发地区

图2 每小时风电出力与装机比值的概率分布

1.2 吉林省风电出力特性

1.2.1 风电实际出力曲线

由吉林省2011年～2015年风电装机容量及出力数值，可以计算出每小时出力与装机的比值及分布情况，如图2所示.

可见，风电每日出力与其装机比值的最大值在2011年～2015年间，主要分布在0.594 0～0.714 1之间.

1.2.2 每月风电发电量分析

2011年～2015年吉林省每月风电发电量如表1所示.表1数据根据日出力曲线计算得到，与实际电量数据有一定差距.

表1 吉林省每月发电量 单位：亿千瓦时

图3 吉林省风电每小时出力与装机比值的概率分布预测

1.2.3 风电场出力特性预测

由于近年来吉林省风电场的弃风率居高不下，收集到的数据无法真实地反应风电出力特性.为了能够反映吉林省电网风电的实际出力特性，本次搜集了吉林省部分没有发生“弃风”情况的风电场历史出力资料.

根据该风电场的发电量、利用小时数和出力曲线，本次对吉林省电网风电每小时出力与装机的比值及分布情况进行预测，如图3所示.

根据上述预测数据，预测吉林省风电机组年理论发电小时数约为2 100小时.

1.3 吉林省风电弃风情况

吉林省电网2011年～2015年风电利用情况，如表2所示.表中风电实际发电量和实际发电利用小时数主要来源于电监会《重点区域风电消纳监管报告》、《中国风电发展报告》[5～6]，以及风电产业监测数据；理论风电发电量根据实际电量和弃风电量反推.

由数据可知，吉林省的弃风电量居高不下，风电实际利用小时数远低于理论发电小时数.

表2 吉林省风电数据 单位：亿千瓦时、小时

1.4 风电发展存在的主要问题

(1)风电弃风问题日趋严重

吉林省电源结构不合理，调峰电源比例低，电力供给大于需求，同时受冬季供热影响，为保供热，导致热电联产机组运行比例较大，挤压风电电量上网空间[7]，造成吉林省弃风限电问题十分严重.

(2)负荷增长缓慢，风电本地消纳困难

目前，吉林省近年新投运机组容量远高于负荷增速；同时由于电网峰谷差不断增大，调峰压力较大，而供热机组调峰能力匮乏，结合风电出力的不确定性和反调峰特性[8～9]，使得电网调峰、调频和电源安排日益困难，对接纳风电的能力产生一定影响.

(3)电网发展滞后，风电外送受限

吉林省风电资源大多集中在偏远地区，风电场远离负荷中心，接入网架薄弱的末端电网.风电场建设周期较短，而电网建设周期较长[10～11]，因此出现了电网始终滞后于风电发展的被动局面，导致风电送出面临瓶颈.

2 吉林省电网电力需求情况

2.1 负荷特性现状分析

2.1.1 负荷峰谷差分析

根据吉林省2011年～2015年8 760小时的负荷数值，计算出每天的峰谷差率分布情况.

从图4中可以看出，2011年至2013年几乎全年每天的峰谷差率都超过20%；超过30%的天数呈逐年递增趋势.

2.1.2 日最大负荷情况分析

根据吉林省2011年～2015年8 760小时的负荷数值，计算出每日最大负荷与年最大负荷的比值，并进行计算结果的分布统计.

从图5中可以看出，每日最大负荷与年最大负荷的比值多在0.75～0.90.

图4 吉林省电网峰谷差率概率分布图图5 吉林省林电网日最大负荷与年最大负荷比值概率分布图

2.2 电力需求预测

2.2.1 最大负荷预测

根据吉林电网近年最大供电负荷历史数据，综合吉林省经济发展情况，预计“十三五”期间吉林省供电负荷增长率为4.2%，2020年最大供电负荷为10 606 MW.

2.2.2 负荷特性预测

根据历史的情况及以后的发展情况，2020年每日的最大负荷与年最大负荷比值按2014年的数据考虑；日负荷特性按2015年考虑.2020年吉林省夏季和冬季典型月的日负荷曲线，如图6和图7所示.

图6 吉林省电网2020年8月份日负荷曲线图7 吉林省电网2020年12月份日负荷曲线

3 吉林省电网电源情况

3.1 参加电力电量平衡的电源

参加平衡的电源为2016年底吉林省的公用电厂，以及2017年～2020年投产的公用电厂.当年投产的风电和太阳能按每月平均投产考虑，其他电厂按1月1号投产.预计2020年吉林省公用电厂规模共计31 619 MW，其中常规水电4 821.5 MW、抽蓄1 700 MW、火电机组16 114.5 MW、风电7 206.2 MW、太阳能发电1 207.8 MW.

3.2 机组运行方式和出力情况

(1)火电机组

2020年吉林省100 MW及以上燃煤机组的最大出力和最小出力系数根据近年《东北电网火电机组最小运行方式》[12～13]综合考虑；100 MW以下供热机组在供热期全部开机，在非供热期开机三分之一.火电机组检修安排主要参考吉林省电网运行方式.

垃圾和生物质最大出力系数按1考虑；最小出力系数垃圾发电为0.8，生物质发电为0.7.

(2)水电机组

2020年吉林省常规水电小时出力情况按近年实际情况考虑.抽水蓄能电站根据可再生能源的出力情况选择调峰运行和备用运行.

(3)光伏出力情况

2020年吉林省光伏年发电小时按1 395小时计算，小时出力情况参考类似地区情况.

4 电网间送受电预测

(1)吉辽联络线最大输送电力按4 000 MW考虑，送电曲线按近年实际情况综合考虑.

(2)黑吉联络线最大输送电力不考虑扎鲁特时按3 000 MW考虑，送电曲线按近年实际情况综合考虑；考虑扎鲁特时，增加2 000 MW向扎鲁特送电.

(3)与换流站的联络线根据吉林电网的平衡结果确定向换流站的输送电力.

5 分析方法及计算原则

5.1 采用的理论方法

首先，采用在一定的风电装机情况下，风电量被消纳的数量作为评价指标[14～17].

其次，进行无风电源时，全年365天的开机平衡及逐小时电力电量平衡.在进行开机平衡时，必须满足以下条件：

(1)满足电网及电厂的安全要求；

(2)供热及其他要求的最小开机方式；

(3)满足火电机组的启停费用及燃料费用最优要求；

(4)开机容量必须满足以下条件：

(1)

第三，在保持启停费用不变的情况下，进行有风电时，全年365天开机平衡.在此时，式(1)中的PYmax为经风电出力修正后的数值.

第四，采用生产模拟方法[18]，进行电网全年逐小时电力电量平衡.在进行电力电量平衡时，修正后的系统日负荷曲线每小时的负荷值必须满足条件

(2)

式中：PYi为经风电出力修正后系统每小时的负荷值；Pi为机组i的实际出力，且Pimin≤Pi≤Pimax；Pimin为机组i的最小技术出力.

第六，计算风电的消纳数量，风电的消纳数量=风电理论发电量-弃风电量.

第七，计算火电机组启停调峰的费用及火电机组启停调峰一次多消纳风电电量的效益.通过效益分析，确定通过火电机组启停调峰多消纳的风电电量.

5.2 计算原则

(1)基准年：2020年.

(2)平衡口径

需求侧以电网的供电负荷为准，电源侧只考虑公用电厂.

(3)规划电源

核准及有路条的水电、风电、光伏、生物质发电、100 MW及以上的燃煤机组作为参加平衡的电源；100 MW以下的燃煤机组，只有核准的项目才能参加系统平衡.

5.3 具体计算步骤

首先，根据电网2020年的8 760小时日负荷曲线、8 760小时联络线、运行备用(包括负荷和事故备用)进行无风电源时的逐日开机平衡及逐小时电力电量平衡.在满足电网最小开机运行方式及开机容量最大出力必须不小于负荷最大值和运行备用之和情况下，根据火电机组的年启停费用及燃料费用最小原则，确定2020年逐日开机规模[19].

其次，根据风电8 760出力曲线，计算系统的净负荷曲线(净负荷曲线=原始负荷曲线-风电出力曲线-联络线曲线).

第三，根据电网的8760负荷曲线、风电8760出力曲线，计算风电的有效出力.

第四，根据电网每日的净负荷最大值、运行备用(此时的运行备用也包括风电增加的备用，按每日参加系统平衡的有效出力取值)，在保持火电机组年启停费用不变的情况下，进行有风电时的逐日开机平衡.

第五，根据最大开机容量、机组技术出力及净负荷进行每小时电力电量平衡.在进行电力电量平衡时，抽水蓄能电站先按备用考虑；然后，根据初步平衡结果确定抽水蓄能电站抽水和发电的时间.当净负荷小于开机机组的最小出力时，抽水蓄能电站抽水运行；当净负荷大于开机机组的最大出力时，抽水蓄能电站必须发电运行；当净负荷大于开机机组的最小出力，而小于开机机组的最大出力，抽水蓄能电站根据消纳风电及备用的需要综合考虑确定是发电运行还是停机备用.

考虑抽水蓄能调峰后，如果净负荷与电网必须出力的差值大于0，说明在此时段不存在弃风情况或停机调峰需要；如果净负荷与电网的必须出力差值小于0，说明在此时段存在弃风情况或停机调峰需要.

第六，根据计算每小时净负荷与电网必须出力的差值情况，计算在供热机组不考虑扎鲁特特高压情况下，电网弃风电量情况、风电的消纳数量[20].

第七，根据扎鲁特的送电容量，按照以上方法重新计算电网弃风电量情况、风电的消纳数量.

第八，根据两次计算的电网弃风电量数量或风电的消纳数量，确定扎鲁特投产后增加的风电消纳额.

6 吉林省电网风电的消纳情况

6.1 不考虑扎鲁特直流投运

通过逐小时电量平衡，吉林电网消纳的风电，如表3所示.由结果可知，2020年吉林电网可消纳的风电为114.16亿千瓦时，弃掉的风电为50.60亿千瓦时，弃风比例为30.71%.弃风比例偏高的月份主要出现在供暖期.

表3 2020年不考虑扎鲁特特高压时消纳的风电 单位：亿千瓦时

表4 2020年考虑扎鲁特特高压时消纳的风电 单位：亿千瓦时

6.2 考虑扎鲁特直流投运

通过逐小时电量平衡，在吉林省电网向扎鲁特变电站输送容量为2 000 MW，且在满足输送风电优先的情况下，吉林省电网消纳的风电，如表4所示.由结果可知，2020年吉林省电网可消纳的风电为155.62亿千瓦时，其中通过扎鲁特直流外送的风电为41.46亿千瓦时，弃掉的风电下降为9.14亿千瓦时，弃风比例大幅下降至5.55%.由此可见，扎鲁特直流对于吉林省电网的风电消纳影响巨大.

7 结 论

根据研究可知，考虑扎鲁特直流投运后，为吉林省的风电外送提供了一条重要通道，大大缓解吉林省的弃风压力，吉林省电网的风电消纳电量大幅提升，弃风比例降至10%以内.

为了促进风电的可持续发展，更好的解决弃风问题，应加快推进扎鲁特特高压直流工程送端系统的建设工作，为扎鲁特特高压直流工程投产后风电大规模并网和消纳做好准备，为电力企业和风电企业解决棘手的弃风问题，协调风电发展过程中与电力系统的相互影响，提高吉林省乃至东北地区可再生能源并网电量.