_跨区电网中风电消纳影响因素分析及综合评估方法研究

第40卷第4期电网技术V ol. 40 No. 4 2016年4月Power System Technology Apr. 2016 文章编号：1000-3673（2016）04-1087-07 中图分类号：TM 711 文献标志码：A 学科代码：470·40

跨区电网中风电消纳影响因素分析及

综合评估方法研究

牛东晓1，李建锋1，魏林君2，迟永宁2

（1．华北电力大学经济与管理学院，北京市昌平区102206；

2．中国电力科学研究院，北京市海淀区100192）

Study on Technical Factors Analysis and Overall Evaluation Method Regarding Wind Power

Integration in Trans-Provincial Power Grid

NIU Dongxiao1, LI Jianfeng1, WEI Linjun2, CHI Yongning2

(1. School of Economics and Management, North China Electric Power University, Changping District, Beijing 102206, China;

2. China Electric Power Research Institute, Haidian District, Beijing 100192, China)

ABSTRACT:At present, China has most integrated capacity of wind power in the world. Fluctuation and intermittence of large wind power output require more reserve and balancing capacity, bringing challenges of accommodation, integration options, sending out channel to the power system. This paper focuses on analysis on technical factors, taking network constraints, trans-provincial power exchange and balancing capacity into consideration. Accommodating model and calculating method are studied in depth based on time sequential production simulation. Countermeasures for improving integration capacity are presented. Finally, method and countermeasures are verified with a trans-provincial grid as example.

KEY WORDS: wind power integration; trans-provincial power grid; network constraints; time sequential production simulation

摘要：目前我国风电并网容量位居世界第一。风电出力的波动性和间歇性使得大规模风电并网要求电力系统留有足够的备用和调峰电源，因此未来电网面临着风电消纳、接入方式及送出通道等方面的挑战。综合考虑网架约束、跨区电力交换以及系统调峰容量等因素，基于时序生产模拟方法，研究了跨区电网风电消纳能力分析模型以及评估方法，提出了提高跨区电网风电消纳能力的措施。最后，以某跨区电网为算例进行分析，验证了所提方法和措施的有效性。

关键词：风电消纳；跨区电网；网架约束；时序生产模拟DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.04.016

0 引言

风力发电是目前可规模化开发且大规模并入电网的新能源发电方式。近年来，我国风电并网装机年均增速高达75%，风电发电量年均增速为80%。2014年底，我国风电装机9637万kW，占总发电装机容量的7%，占全球风电装机的27%；上网电量1534亿kW×h，占总发电量的2.78%。根据国家新能源规划，2015年和2020年风电装机容量将分别达到1亿kW和2亿kW[1-2]，“三北”地区集中式开发为主和中东部地区分布式开发为主的发展特点进一步凸显。

我国电源结构较为单一，调节灵活性不足，风电大规模并网消纳压力较大。尤其是风电发展缺乏统一规划，导致电网建设滞后于电源建设，且跨区电网互联规模不足，风电无法在更大范围内消纳。随着装机规模的不断扩大，风电消纳形势愈加严峻。

本文从分析影响风电消纳能力的主要因素入手，基于电力系统生产模拟方法，通过对模型目标函数与约束条件进行优化设计，给出区域化的风电消纳能力模型以及分析方法，并以某区域电网为例进行分析，提出提高区域电网风电消纳能力的措施，算例结果表明了所提出方法和措施的有效性。

1 风电消纳能力影响因素及技术特征分析

1.1 我国风电发展特点

1）局部地区风电装机占比逐步提高。

我国风资源富集区域已经进入高渗透率可再生能源电力时期，局部地区风电装机比重已达到或超过风电发达国家水平。蒙东和甘肃风电并网容量占当地电源总装机容量比例均超过20%，蒙西、蒙东、冀北等10余个省级电网的风电已成为第2大电源。

2）风电基地建设大型化。

大型风电基地规划容量分别为：酒泉基地一期

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和二期680万kW；通辽开鲁基地150万kW；巴彦淖尔乌拉特中旗基地210万kW；包头达茂旗基地160万kW；张家口基地300万kW；承德基地一期100万kW；哈密东南部基地200万kW；甘肃民勤红沙岗基地100万kW。

3）弃风限电问题突出。

2011、2012和2013年我国全国弃风电量分别达到100亿kW·h、200亿kW·h和162亿kW·h。2014年全国风电平均弃风率8%，全国风电利用小时数1893 h，同比减少120 h。受电源结构影响的风电调峰能力普遍不足导致弃风限电量占40%，受风电外送通道输电能力限制弃风限电量占60%。

4）风电电量和瞬时出力占比大。

风电电量占比和瞬时出力占比正逐渐增大，2013年蒙东、蒙西、甘肃风电年发电量占用电量比例分别为31%、12%、12%，与丹麦31%、西班牙21%的水平相当；风电日发电量占用电量的比例最高分别达到94%、28%、33%，接近或超过丹麦92%、西班牙46%的水平；风电瞬时出力占用电负荷的比例最高分别达到111%、36%、39%，超过了西班牙66%的水平。

1.2 影响风电消纳的主要因素

1）系统调峰能力。

随着国民经济产业结构的优化调整，人民生活水平的提高，社会用电结构发生了较大变化，电网峰谷差逐步加大，部分地区的用电峰谷差率已达到40%。我国以煤电为主的电源结构(煤电装机占发电总装机的71%，其中风电富集地区调峰能力差的热电联产机组占相当比重)，调峰能力较差，电网调峰矛盾突出[3-5]。

2）系统备用水平。

为保证电力系统安全稳定运行，系统须预留有足够的备用容量，包括负荷备用、事故备用和检修备用。风电由于自身的间歇性和波动性特点，不适合承担系统备用容量，需要其他常规机组留有足够的备用，以应对风电波动性出力，保证风电波动不影响用户的正常需求[5-6]。

3）电网网架约束与送出。

我国风能资源分布与电力负荷中心分布不一致，大规模集中开发并外送将成为我国风电的主要利用方式。“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，具备基地式、大规模开发的条件，适合建设百万kW级、千万kW级的大型风电基地。受当地电力需求水平、电网规模等因素的制约，就地消纳风电的能力十分有限，需要同步加强跨省跨区的电网互联，扩大风电的消纳范围和规模。

4）负荷水平。

近年来，受经济增速放缓影响，全社会用电量和电网负荷增长缓慢，尤其在风电富集地区，负荷增长速度明显落后于风电的增长速度，加之常规电源的开发，挤占了风电接纳空间。2013年以来，“三北”地区电网最高用电负荷同比增长在4%以下，远低于风电装机25%的增速，系统调峰难度进一步增加。

5）风电出力特性。

随着风电的快速增长，其波动性对电网安全稳定运行的影响日益增加。“三北”地区风电最大日内波动幅度占当日最大负荷的比例均超过系统预留的备用容量，系统实时调度运行压力不断增大。同时，风电的反调峰特性使得部分电网等效负荷峰谷差率大幅升高，进一步增加了调峰压力[7-10]。

综上，影响风电消纳能力的主要因素见图1。

图1影响风电消纳能力的因素

Fig. 1 Main factors impacting accommodation of wind power 1.3 影响风电消纳的技术特征分析

结合影响风电消纳主要因素的分析可见，系统的风电消纳能力主要受系统负荷特性、电源结构及调节能力、外来电/外送电规模及运行方式、电网安全稳定水平、风电出力特性等因素的影响。其中，许多影响因素也是不断变化的，如风电在不同季节和不同时段的出力特性不同、火电在供热期和非供热期的调节能力不同、水电在丰水期和枯水期的调节能力不同、不同季节的系统负荷特性不同等[11-14]。因此，系统的风电消纳能力也具有明显的季节性、时段性特点，风电消纳能力并不是一个固定不变的值，而是一个时刻变化的值。

从日时间尺度来看，电网出现的日最小负荷减去供热机组和纯凝机组的最小出力和一定的旋转备用容量，即为当日风电消纳能力的最小值。当日最大负荷减去供热机组和纯凝机组的最小出力和旋转备用容量，即为当日风电消纳能力的最大值。

在月时间尺度上，根据当月典型运行方式下的

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负荷特性、开机组合、跨省区联络线运行方式，考虑充分利用系统调节能力后，进行月内的系统生产模拟分析，结合风电出力特性分析，计算当月的系统风电消纳能力。

在年时间尺度上，根据全年负荷特性、开机组合、跨省区联络线的运行方式，考虑到充分利用系统调节能力后，进行逐月的系统生产模拟分析，结合风电出力特性分析，评估出当年的系统风电消纳能力[15-17]。

2 跨区电网的风电消纳能力综合评估方法

2.1 风电消纳能力建模 2.1.1 目标函数

以系统总体经济性最优(含运行成本与环境外部费用)为目标，考虑火电、水电和风电总运行成本最低建立目标函数。借助模型计算不同规模风电接入情景下的弃风电量比例、风电消纳电量等指标，衡量系统接纳风电并网的能力。

c,c,,h,h,,w,w,,11min ()T

I

i i t i i t i i t t i F a P b P c P ===++?? (1)

式中：F 是系统运行成本；1,2,,i I =L 为机组编号，I 为火电机组、水电机组和风电场的总数；1,2,,t =L T ，T 为时段数；P c 、a c ，P h 、b h 和P w 、c w 分别是火电机组、水电机组和风电场的发电出力及其单位电量的运行成本。本文的分析中，将风电场单位电量的运行成本c w 设置为零，以确保最大限度减少弃风电量，实现风电优先消纳[18]。 2.1.2 约束条件

1）系统运行约束。 电力平衡约束为

c,,h,,w,,,D,1

()I

i t i t i t x t t i x

P P P P P =++-=?? (2)

负荷备用约束为

c,,max D,max D I

i i

P P R 3+? (3)

区间输电容量约束为

,,max x t x P P ￡ (4) 设备负载率约束为

F ,F ,max x t x L L ￡ (5) 式中：P D ,t 为t 时刻区域电网的负荷；P D ,max 为区域电网的最大负荷；P x,t 为t 时刻联络线x 的传输功率，送出为正，受入为负；P c ,i,max 为机组i 的最大发电出力；R D 是负荷备用；P x ,max 是联络线x 功率极限；L F x ,t 为设备负载率，应低于由安全稳定校验核准的极限值L F x ,max 。

2）常规发电机组约束。

机组功率约束为

c,,min c,,c,,max i i t i P P P ￡￡ (6) 最小启停时间约束为 on ,1,,1()()0i t i t i t i u u T T ----3 (7) off ,,1,1()()0i t i t i t i u u T T -----3 (8)

机组爬坡速度约束为

up c,,c,,1c,i t i t i P P P --￡ (9)

down c,,1c,,c,i t i t t

P P P --￡ (10) 式中：P c,i ,max 、P c,i ,min 分别为机组i 的最大和最小发电出力；u i,t 为t 时刻机组i 启停约束变量，停机状态取0，开机状态取1；T i on 、T i off 分别为机组i 允许最小连续开机时间和允许最小连续停机时间；T i ,t-1为(t -1)时刻机组状态已持续的时间，停机持续时间取负值，开机持续时间取正值；P i up 、P i down 分别为机组i 的升降出力速率限值。 2.2 风电跨区消纳发电调度方法

基于日前省间联络线功率设定值，根据实时风电出力情况，调整联络线输送功率，实现省间电网实时互济，风电纳入更大范围的区域电网进行消纳。流程图如图2所示，具体方法步骤如下：

图2 风电跨区消纳流程图

Fig. 2 Diagram of wind power accommodation with

trans-provincial lines

1）输入电力系统信息。

包括电源规模与结构、跨省区输电规模及流向、电力需求及负荷特性、各类电源的技术经济指标等。

2）制定日前联络线计划。

根据网调发电厂电量的分配比例、省间日交易电量、短期风电功率预测等数据计算得出省间联络线功率计划值。将每天的联络线传输功率进行分时段控制，得出各条联络线功率设定值。

3）优化省内机组组合。

根据跨省区联络线功率，计算出各省考虑联络

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线功率交换后的等效负荷曲线，进行各省电网的机组组合和经济调度。

4）各省日内消纳空间计算。

根据当前风电出力、超短期功率预测、负荷水平及常规机组运行工况，计算未来时刻省内及其互联邻省的备用和调峰容量，预判各省级电网的风电消纳空间。

5）实时调整跨省区联络线功率。

根据各省风电日内消纳空间计算，优化省内发电机组出力方式，实时调整跨省区联络线功率，最大化优先消纳风电。 2.3 风电消纳能力评估

结合风电出力曲线研究确定风电电量消纳情况，弃风电量对应系统无法平衡的风电功率对时间的积分。当系统的调峰容量裕度大于风电实时出力时，风电电量可全部消纳；反之，风电理论出力大于系统可提供的调峰容量裕度时，由于系统无法平衡该部分风电功率而需要弃风，弃风功率对应弃风时段的积分值即为弃风电量，计算公式为

room wind cur wind room room

wind 0 P P P P P P P >ì=í-

，

(11) 24

cur cur 1

()d E P t t =ò (12)

式中：E cur 为弃风电量；P room 、P wind 、P cur 分别为逐时刻的系统接纳风电功率空间、风电理论出力、弃风功率。

根据逐日的弃风电量分析，确定逐月和全年的弃风电量。参考前述典型日风电弃风电量计算方法，月弃风电量可根据每日负荷曲线、开机安排和风电出力曲线来计算。全年弃风电量为逐月弃风电量之和，年弃风电量与年风电理论发电量的比值即为年弃风电量比例。

365cur_total cur 1

E E =? (13)

cur_total

cur_ratio 36524

wind 1

1

()d E E P t t

=

?ò (14)

式中：E cur_total 为全年风电弃风电量；E cur_ratio 为全年弃风电量占风电理论发电量的比例。

提高风电消纳能力措施敏感度指标如下： 1）火电深度调峰对风电利用小时数敏感度。

w Δw Δw

w Δw Δth

//H E C h H D =ìí

=??? (15) 式中：E w D 为火电机组深度调峰增发风电电量；C w 为风电装机容量；H w D 为火电机组深度调峰增发风

电小时数；D th 为火电机组深度调峰容量；h w D 为火电深调峰单位深度增发风电小时数。

2）火电深度调峰对风电发电量占比敏感度。

w Δw Δtotal

w Δw Δth

//R E E r R D =ìí

=??? (16) 式中：E total 为电网总发电量；R w D 为火电机组深度调峰增发风电电量占比；r w D 为火电深调峰单位深度增发的风电电量占比。

3 算例分析

3.1 计算边界条件

以如图3所示区域电网为例，N 表示区域电网，包含4个省级电网A 、B 、C 、D ，各省级电网之间通过500 kV 联络线互联。水平年的煤电装机达到12 762万kW ，水电装机为853万kW ，风电规划装机为5800万kW ，省级电网A 、B 、C 、D 的风电规划分别为800万kW 、1500万kW 、1500万kW 和2000万kW 。N 区域中自备电厂装机比重占煤电装机的12%，公用常规煤电装机比例只有煤电总装机的18%，其他为公用热电联产机组，非供暖季调峰能力为40%，而在冬春供暖季调峰能力非常有限，通常不超过装机容量的20%，水电(包含抽蓄)等灵活调节电源比例装机在10%左右，整体来看系统调峰能力较为有限。

图3 区域电网结构

Fig. 3 Power grid structure

实现风电发展目标为水平年风电消纳电量占系统总发电量的20%。 3.2 风电跨省区消纳计算

以电网B 为例，当日负荷最大及日负荷最小分别为1180万kW 、885万kW ，根据式(1)—(10)优化求得最经济的开机组合方式，满足负荷需求和备用的开机容量1250万kW ，常规机组平均调峰能力30%，最小技术出力880万kW ，如图4所示。负荷曲线与最小出力曲线围成的区域即为可用于消纳风电的空间(裕度)，凌晨负荷低谷时刻的消纳空间不足5万kW ，晚高峰时近300万kW 。

由式(11)(12)可得如图5所示风电消纳计算示意

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