辽宁风电消纳能力及影响因素分析

风电是辽宁省最为主要的新能源发电形式，按照电源规划，辽宁风电并网规模将保持高速增长。2020年、2030年风电装机容量将分别达到1003万kW、1603万kW，装机比例将达到17.8%和20.0%。在提供清洁能源、减少污染物排放的同时，风电并网比例逐年增加也给系统运行带来了挑战，规划的风电能否被电网全部消纳需要进一步深入研究。

 

辽宁电网风电消纳原理

 

影响电力系统风电接纳能力的因素众多，如电压波动、暂态稳定、稳态潮流和调峰等。调峰能力是最为关键的因素之一，在风电穿透率较高的电力系统中，必须具备充足的调峰容量，保障系统安全稳定运行。

 

图1为辽宁电网风电消纳原理图，红色曲线为最大可调出力曲线，褐色曲线为最小可调出力曲线，绿色曲线为负荷曲线。最大可调出力曲线为各时段省调直调的常规机组计划最大出力、联络线受入功率、地方电厂最大上网功率及旋转备用功率加和;最小可调出力曲线为各时段省调直调的常规机组最小出力、联络线受入功率及地方电厂最小上网功率加和。图中尖峰最大电力为1950万kW，低谷最小电力为1540万kW，峰谷差为410万kW。

 

 

图1 典型日辽宁电网可调出力和供电负荷曲线

 

从电网运行角度看，风电能否被电网全部接纳取决于负荷与常规电源最小出力的差额是否充裕，即新能源发电的上网空间(接纳风电容量，图1中绿色曲线与褐色曲线之间的部分)。由图1可见，负荷低谷时段是1天中风电接纳能力最低时段，也是风电弃风的主要时段。将最小可调出力及风电出力相加可得到含风电出力的省调最小可调出力，如图2—图4中蓝色曲线所示。下面列出3种典型的风电接纳情况。

 

a、负荷低谷时段需要弃风电出力当电网中常规电源由于供暖或其他约束导致低谷时段出力较大时，包含风电功率的最小可调出力(图2曲线中高于负荷低谷曲线的部分)必须切掉，以保证系统安全稳定运行。

 

 

图2 负荷低谷时段弃风出力及相关曲线

 

b、负荷尖峰时段需要弃风电出力当负荷尖峰时段风电出力较大时，包含风电功率的最小可调出力曲线高于负荷曲线的部分必须切除(见图3)，以保证系统安全稳定运行。

 

 

图3 负荷尖峰时段弃风出力及相关曲线

 

c、所有时段均不需要弃风电出力若所有时段机组最小可调出力曲线均低于负荷曲线，则无需弃风(见图4)。

 

 

图4 风电全接纳及相关曲线

 

风电消纳能力分析

 

1.2020年风电消纳能力

 

根据辽宁风电特性，并参考辽宁调峰平衡情况，对2020年辽宁电网消纳能力进行研究。风电接纳容量最大的月份为6月，最大接纳风电装机容量为1081万kW;风电接纳容量最小的月份为11月，可接纳风电装机容量为818万kW。全年风电限电量为1.43亿kWh，其中供暖期弃风电量为1.24亿kWh，占全年弃风电量的86.66%。与2015年相比，2020年风电消纳能力明显提高，这主要得益于新投建的清远抽水蓄能电站，使系统调峰能力得到一定提升。

 

2.2030年风电消纳能力

 

对2030年辽宁电网消纳能力进行研究。风电接纳容量最大的月份为8月，最大接纳风电装机容量为3416万kW，风电接纳容量最小的月份为11月，可接纳风电装机容量为2573万kW。根据辽宁省风电规划情况，预计辽宁省2030年可以接纳全部风电装机。

 

其他电源对风电消纳能力的影响

 

1.水力发电对风电消纳的影响

 

辽宁电网常规水电规模仅173万kW，扩机可能性及规模都受到限制，不可能成为主力调峰电源，解决不了大规模风电入网的问题，因此今后发展常规水电的可能性较小。而建设适当规模的抽水蓄能电站用于调峰填谷，具有较好的经济效益，是目前比较理想的调峰电源。在可能的情况下应尽量开发抽水蓄能电站，配合电网中其它调峰电源来维护电网稳定，更多吸纳宝贵的风能资源。

 

研究表明，抽水蓄能电站可以平抑间歇性、波动性、不可预测性等造成的风电不确定性，降低调度难度，并可通过峰谷电价提高系统经济效益。辽宁省目前已经投产运行120万kW抽水蓄能机组，按照辽宁省“十三五”电力工业规划，预计“十三五”期间可投产清远抽水蓄能电站。若抽水蓄能电站投产时间推迟，会对风电接纳能力造成影响。

 

以2020年辽宁省电源结构为基础，改变抽水蓄能装机容量，分析抽水蓄能对风电消纳能力的影响。辽宁省2020年每投产10万kW抽水蓄能机组，可多接纳风电装机容量26～39万kW。因此若清河抽水蓄能电站90万kW机组未能按时投产，会影响风电消纳能力242～344万kW。

 

2.核电对风电消纳的影响

 

(1)核电建设进度对风电消纳的影响

 

按照传统调度方法，核电通常按满发考虑，不参与调峰，势必会挤占风电低谷上网空间。按照规划，2020年辽宁电网将新增1台核电机组，到2030年，辽宁电网将再新增7台核电机组，装机容量达1200万kW。按照调峰原理，核电机组的建设进度直接影响着系统风电消纳能力，因此有必要对核电发展速度改变后的风电消纳能力进行研究。以2020年辽宁省电源结构为基础，分别计算新增1台核电机组前后电网接纳风电的能力。辽宁省2020年投产1台100万kW核电机组后，系统将减少接纳风电装机容量49～69万kW。

 

(2)核电开机方式对风电消纳的影响

 

核电机组的传统开机方式为所有机组全部开机满发。近年来，随着风电并网比例逐年增加，传统开机方式严重影响了风电接纳水平，使供暖期低谷弃风现象十分普遍。为降低低谷弃风电力，提高清洁能源利用率，在供暖期停开部分核电机组是一种可行的方法。

 

以2020年辽宁省电源结构为基础，按照非供暖期全部核电机组开机，供暖初末期1台核电机组停机，供暖中期1～2台机组停机的方法重新计算电网接纳风电的能力，减少供暖期核电机组开机台数可明显提高系统接纳风电的能力。当在供暖期停开1台核电机组时，供暖期接纳风电装机容量增加49～69万kW，经估算可减少弃风电量0.62亿kWh，占供暖期总弃风电量的50%;当在供暖初末期停开1台核电机组、供暖中期停开2台核电机组时，供暖中期可多接纳风电装机容量49～129万kW，经估算可减少弃风电量0.81亿kWh，占供暖期总弃风电量的65%。

 

负荷特性对风电消纳的影响

 

日最小负荷率是衡量电网调峰需求高低的重要指标，考虑到远期产业结构、负荷需求侧管理等因素的不确定性，电网日最小负荷率的大小也存在着一定的不确定性，为考虑其对电网调峰的影响，以下以2020年电源结构为基础，对电网日最小负荷率上升和下降的方案分别予以分析。

 

a.日最小负荷率上升

 

日最小负荷率上升后，电网调峰需求会相应降低，若2020年电网夏季、冬季日最小负荷率分别上升0.03，计算表明，辽宁省全年最大峰谷差减小124万kW，在充分发挥煤电、水电、抽水蓄能等电源的调峰能力之后，规划风电可基本予以消纳。

 

b. 日最小负荷率下降

 

当日最小负荷率下降，电网调峰需求会相应增加，若2020年电网夏季、冬季日最小负荷率分别下降0.03，计算表明，在充分发挥煤电、水电、抽水蓄能等电源的调峰能力之后，电网供热期各月调峰均存在较大缺口，将减少接纳风电装机容量165～233万kW。