風電規劃研究中的規劃問題

0“三北”地區風電外送模式選擇近年來，中國的發展趨勢極為頻繁。風能和網絡覆蓋層達到5858gw，取代了美國。它是世界上第一個勢力全球能源和氣發力最業的國家。但由于缺乏風電場與電網的統一規劃,加之受系統調峰能力不足、跨區間聯網交換容量限制等因素影響,我國西北、東北和含蒙西與河北等省區在內的華北北部(以下簡稱“三北”地區)風電并網容量的大幅度增長與“棄風”電量加大現象越來越嚴重。為了實現我國風電又好又快發展,迫切需要針對未來風電發展目標,通過構建風電開發、輸送及消納綜合分析方法,對風電開發布局、輸送方式選擇和高效率消納問題等進行深化研究。研究表明,為實現開發總量目標,我國未來風電開發必然是集中開發為主、分散開發為輔。將“三北”地區富余風電送到華北電網京津冀魯、華東電網和華中電網東部4省消納,是實現“三北”地區風電高效開發利用的戰略途徑。“三北”地區風電外送方式的選擇還需因地制宜,按照風火聯合外送與主送風電2種方式進行外送。本文將在已有研究的基礎上,從“實現風電發展目標”和“保障風電利用效率”2個方面,對我國風電開發布局、“三北”地區風電跨區輸送模式和風電消納方案等進行研究,重點探討2020年風電發展目標達到2億kW情況下,如何在開發、輸送及消納上實現整體優化。1中國風力發展的現狀和問題1.1風電并網規模(1)風電裝機容量快速增長,分布集中?！笆晃濉逼陂g,我國風電并網容量以年均近100%的速度增長。截至2011年年底,我國風電裝機規模最大的10個省區,包括內蒙古、甘肅、河北、遼寧、吉林、黑龍江、山東、新疆、江蘇、寧夏的風電并網規模達3984萬kW,占全國總規模的88%。(2)風電消納以省內為主,“三北”風電利用小時數普遍低于其他地區。目前,我國風電以省內消納為主,僅有蒙西、蒙東風電基地的100萬~200萬kW實現區內跨省外送。根據國家能源局數據,2011年全國風電年利用小時數1920h(同比下降約120h),個別省(區)下降到1600h左右。蒙西、甘肅、吉林、蒙東等風電基地的利用小時數僅1900h左右,其良好的風能資源條件尚有進一步充分利用的空間。1.2電力消納能力分析(1)風電開發思路還不明確,認識不統一。根據國家能源局在2011年發布的《關于印發分散式接入風電項目開發建設指導意見的通知(國能新能374號)》,分散式風電是指位于用電負荷中心附近,不以大規模遠距離輸送電力為目的,所產生的電力就近接入電網,并在當地消納的風電項目。分散式風電接入電壓等級為110kV或66kV,除示范項目外,單個項目總裝機容量不超過5萬kW。政府主管部門2011年提出風電“從集中大規模開發向大規模開發與分散開發并舉轉變”的觀點。但如何明確2種開發方式之間的關系,具體落實有關發展思路和布局,以保障風電開發目標的順利實現,還未達成明確的統一認識。(2)缺乏對風電電源與電網以及風電消納市場的統籌規劃,致使風電消納困難。“三北”風電基地所在的當地系統規模小、調峰能力有限是制約其風電消納的客觀因素。風電建設的分拆報批現象、電網核準建設的滯后則加劇了風電并網消納的困難。2按消納范圍界定歐美風電開發歷史長,早期均以分散建設起步。所謂分散式(或稱分布式)新能源發展模式,其主要特征在于接入當地公用配電網和就地消納。參照國外經驗,我國相關主管部門對分散式風電的接入電壓等級、單個項目容量和消納原則均作了定義。截至目前,大部分核準建設的分散式風電項目布局在“三北”地區。從發展態勢來看,存在只關注“接入電壓等級和項目容量”約束,而忽略“就地消納”這一核心特征的傾向。筆者認為,合理界定我國風電集中與分散開發,必須緊密結合我國風能資源和電力發展的基本國情,考慮按消納范圍對“三北”地區集中式與分散式2種風電開發模式進行重新定義?！叭薄钡貐^風電規劃規模巨大,而本地系統的風電接納能力十分有限,宜根據風電項目的消納范圍界定風電的集中與分散屬性。確能在本地高效消納的風電項目認定為分散式,需要跨省跨區消納的項目認定為集中式。當地系統規模小、調峰能力有限是“三北”地區電力系統的典型特征,目前風電消納能力已嚴重不足。未來,在當地電網采取優化運行方式、安排特殊用戶和需求側響應等措施對提升風電消納能力效果有限。將大型項目以多個小項目的形式接入110kV或66kV電網,并不能增大“三北”地區有限的風電接納能力。因此,即便風電項目的接入電壓等級、項目容量均符合文件中對“分散式風電”的定義,也并不代表其就能在本地實現高效消納。中東部地區風電規劃規模相對較小,系統的風電接納能力較強,東中部風電項目在當地可以實現高效消納。可根據風電的接入電壓等級、單個項目容量來界定風電的集中與分散屬性。中東部地區的華北電網京津冀魯、華東電網和華中電網東部4省是我國的主要負荷中心,負荷總量比重大,電源調節相對靈活、電網結構強,具備接納大規模風電的能力。從目前的風電運行實績以及對未來風電的生產模擬來看,中東部風電項目在當地實現高效消納是有保障的。3綜合分析方法：風能開發、傳輸和消費3.1風電開放系統的綜合分析未來我國風電發展要解決好2個問題,一是現有風電裝機發電能力的進一步釋放,提高已有風電設備的利用率;二是做好風電后續更大規模發展的統籌接納安排,在規劃階段解決好風電大規模集中與分散開發、輸送和高效率利用問題。輸送消納研究圍繞“實現風電發展目標”和“保障風電利用效率”這2個要素,采取層層分解的思路,通過構建風電開發、輸送及消納的綜合分析方法展開研究?；舅悸啡鐖D1所示。首先以滿足2020年2億kW風電開發規模為目標,在綜合風能資源、項目前期工作、規劃信息等后確定這2億kW風電的布局方案,其中包括“三北”地區風電開發布局?？紤]“區內消納”和“跨區消納”2種方案,對“三北”地區風電開發進行消納研究。在跨區消納方案研究中,結合風火聯合外送和主送風電方式的安全性和經濟性比較,提出跨區輸送方式技術經濟差異與選擇組合原則和滿足5%棄風電量比例的風電消納方案。在區內消納研究中,分別研究滿足5%棄風電量比例下的“三北”風電開發規模,以及滿足開發規模需求下的棄風電量比例。在得到上述2種消納方案結果的基礎上,對“區內消納”和“跨區消納”方案在棄風電量比例、開發規模、煤耗和排放等方面進行比較。通過比較得到“三北”地區推薦的風電消納方案,在此基礎上分析全國風電消納格局。3.2風電總體規劃設計本文研究提出的風電消納方案構建方法是在滿足系統電力電量平衡和調峰平衡的前提下,以全社會電力供應總成本(含各類電源、跨省區互聯電網的投資及運行成本,以及資源損失、環境影響等外部費用)最低為目標,對系統電源發展的優化規劃,計算配置各種電源的規模和布局,測算增加跨區輸電規模,然后進行風電消納能力分析和校核?？紤]到風電滿出力或接近滿出力的概率很低,該方法允許在系統調峰能力不足的少數極端情況下,對風電出力進行適當限制。研究流程包含以下8個步驟。(1)確定2020年風電開發布局。確定2020年我國2億kW風電布局方案,包括“三北”地區東中部地區風電開發布局。(2)風電跨區輸送方式技術經濟性差異分析。對風電跨區輸送的主送風電方式與風火聯合外送方式進行技術經濟比較,包括輸電功率曲線可控性、輸電利用小時數、棄風電量比例和容量替代效益等方面。并在此基礎上,結合“三北”風電基地所在地區的煤炭、風能資源重疊程度等因素給出風電跨區輸送方式選擇與優化組合的原則。(3)擬定初始方案及邊界條件。包括:各水平年的電力需求及負荷特性,常規水電、供熱機組、核電、風電、太陽能發電的開發規模及布局,跨區輸電規模,電網和各類電源的技術經濟參數等。(4)優化電源結構。借助國網能源研究院多區域電源結構和布局優化規劃模型(GESP-Ⅲ),以集中式風電開發需求規模為約束,根據風電布局和出力特性,以全社會電力供應總成本最低為目標,優化確定各地區各水平年常規煤電、抽水蓄能、燃氣發電等電源的開發規模及布局。(5)調峰平衡分析。進行電力系統每日逐時段的詳細生產模擬,確定開機組合,通過系統調峰平衡和風電出力特性分析,初步確定各水平年各地區的風電消納規模。(6)調頻平衡分析。根據開機組合,進行系統時域仿真,檢查其他機組出力能否即時跟蹤風電及負荷變化,校核修正系統風電消納能力。(7)判斷收斂情況,輸出分析結果。若2次迭代計算之間電力供應總成本的差值小于某一設定值,則認為計算收斂,輸出分析結果,包括風電消納方案等;否則返回步驟(3)調整初始方案。(8)輸出結果。給出我國未來風電開發、輸送和消納各個環節相互協調發展的情景。4“三北”區域電網開發、運輸和消費分析4.1%風能資源分布國內區域經濟發展現狀我國風能資源80%分布于“三北”和東南沿海,特別是“三北”地區的風資源豐富,風能開發技術指標優良,成本較低,又不占耕地。其余20%風能資源分布于中東部地區,如圖2所示。綜合考慮我國風能資源分布、風電項目前期工作、國家和地方規劃等,確定2020年2億kW風電開發布局如圖3所示?！叭薄钡貐^風電開發規模達1.53億kW,約占全國的8成。“三北”為主的風電開發格局是我國風電開發的一大特點。4.2為不同區域的風吹機輸送方式4.2.1主送風電時,其負荷容量比4.(1)風火聯合外送方式經濟性優于主送風電方式。聯合外送與主送風電方式的日運行方式如圖4所示。聯合外送時,風電輸送容量為輸電容量的一半左右,風電電量占輸送電量的20%,輸電利用小時數大于6000h,輸電價0.08元/(kW·h),到達受端價格為0.59~0.62元/(kW·h)。主送風電時,風電容量為輸電容量的2倍,風電電量占輸送電量的70%,輸電小時數為4000~4300h,輸電價0.13元/(kW·h),到達受端價格為0.64~0.67元/(kW·h)。聯合輸送經濟性較優,體現為輸電價較低、棄風電量比例低和容量替代率高。(2)在輸送安全性上,聯合外送方式也優于主送風電方式。生產模擬分析表明,風火聯合外送方式下,火電機組及時跟蹤風電出力變化,有效平抑了風電波動性,使輸電線路輸送功率曲線可控性增強,從而有效緩解輸送風電對直流線路運行控制帶來的困難。主送風電方式考慮20%輸電通道能力送火電,這是為了維持風電少發時直流線路換相穩定,從圖4可以看到,主送風電方式的輸電功率波動大,直流線路的功率和電壓控制都比較困難,增大了線路運行的安全隱患,對于送受端電網的安全穩定運行均構成威脅。4.2.2主送風電方式風火聯合外送方式適合于風電與煤電資源分布相鄰且屬于解決輸出地區,比如新疆、內蒙古、寧夏等地區。通過風電基地和煤電基地協調開發、采用直流技術聯合輸送,可有效應對風電出力不穩定問題,是未來解決風電送出的主要方式。同時,為了發揮送端電網和受端電網互補效益,在實際運行中應采用“網對網”的輸電方式,這對于提高風電利用水平和輸電通道利用率大有裨益。主送風電方式適合于風電與煤電資源分布相對較遠且常規能源不具備外送能力的地區,在技術可行的前提下,有可能在我國東北吉林等地區進行試點。目前來看,吉林火電大量富余,可作為風火聯合外送的打捆電源,未來隨著蒙東煤電基地加速布局,以及與東北電網聯系加強,蒙東煤電也可與東北風電聯合運行,平抑功率波動。4.3風電消納:“三北”地區風電可實現跨省外送服務當地系統規模小、調峰能力有限、跨省區輸電通道能力不足是當前“三北”地區風電開發面臨的實際困難,僅靠當地電源調節能力和需求側管理還不能滿足“三北”地區風電大規模、高比例接入對電網調峰能力的需求。目前“三北”地區對常規火電調節能力挖掘已十分充分,“三北”風電基地所在地區負荷大多峰谷差小,需求側管理的潛力較小。2012年以來,從不同風電基地系統運行情況來看,蒙西、甘肅和吉林火電調峰深度分別達36%、36%和34%,常規火電調節潛力已經不大;峰谷差率較小,負荷曲線較平,需求側管理效果有限。上述因素的制約,“三北”地區風電大規模開發必須尋找區外市場。要實現2020年“三北”地區1.53億kW風電的高效消納,必須擴大風電消納范圍,增大跨區跨省輸電能力。華北電網京津冀魯、華東電網和華中電網東部4省是我國主要負荷中心,網絡結構較強,水電調節能力強,抽蓄站址資源豐富,風電接納空間巨大。將“三北”地區風電送入上述受端大電網消納,可靈活解決冬季春季風電大發與夏季水電大發時的清潔能源高效利用問題。未來將“三北”地區富余風電送到我國負荷中心消納,是實現“三北”風電高效消納的有效途徑,是推動能源結構調整的重要方向。根據本文的研究思路和風電開發、輸送及消納綜合分析方法,得到“三北”地區“區內消納”和“跨區消納”2種風電消納方案下,風電利用效率和發展規模方面的比較數據,如表1所示。測算表明,為實現“三北”地區1.53億kW風電開發規模,如果考慮區內消納,則2020年“三北”平均棄風電量比例將高達20%;如果通過擴大跨區輸電能力,實現跨區消納,則在合理棄風范圍內,可提升風電消納規模1倍以上,“三北”地區風電合理開發規?？蛇_1.53億kW;2020年“三北”地區跨省區外送風電將超過1億kW,約占風電開發規模的70%。此外,如果考慮將5%棄風電量比例作為硬性約束,風電僅在區內消納,“三北”地區只能實現1.53億kW開發規模的41%。通過比較滿足風電開發規模目標下的“跨區消納”和“區內消納”2種方案下的煤耗和排放發現,跨區消納方案全面優于區內消納方案,如表2所示。測算依據為《中國電力行業年度發展報告2010》,2009年全國火力發電廠煙塵、SO2、廢水排放績效指標分別為1.0g/(kW·h)、3.2g/(kW·h)和0.53kg/(kW·h);單位發電量耗水量2.7kg/(kW·h)。2020年發電煤耗取305g/(kW·h)。從滿足風電開發目標、風能利用效率以及節煤、減排等方面來看,“跨區消納”方案均優于“區內消納”方案。綜合考慮電力發展投資、系統運行成本以及資源損失、環境影響等外部費用,“跨區消納”方案下的全社會電力供應總成本減小約210億元,具備更好的經濟社會效益。因此,建議以風電跨區消納方案為推薦方案,其具體方案如表3所示。4.4風火兩網外送通道根據“跨區消納”方案下的研究結果,在我國重點建設的12個風電省區中,寧夏、山西、遼寧、山東、江蘇風電主要在省內電網消納,其他基地均需通過跨區外送輸電通道,輸送到華北電網京津冀魯、華東電網和