風電是遼寧省最為主要的新能源發(fā)電形式，按照電源規(guī)劃，遼寧風電并網規(guī)模將保持高速增長。2020年、2030年風電裝機容量將分別達到1003萬kW、1603萬kW，裝機比例將達到17.8%和20.0%。在提供清潔能源、減少污染物排放的同時，風電并網比例逐年增加也給系統(tǒng)運行帶來了挑戰(zhàn)，規(guī)劃的風電能否被電網全部消納需要進一步深入研究。

 

遼寧電網風電消納原理

 

影響電力系統(tǒng)風電接納能力的因素眾多，如電壓波動、暫態(tài)穩(wěn)定、穩(wěn)態(tài)潮流和調峰等。調峰能力是最為關鍵的因素之一，在風電穿透率較高的電力系統(tǒng)中，必須具備充足的調峰容量，保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

 

圖1為遼寧電網風電消納原理圖，紅色曲線為最大可調出力曲線，褐色曲線為最小可調出力曲線，綠色曲線為負荷曲線。最大可調出力曲線為各時段省調直調的常規(guī)機組計劃最大出力、聯(lián)絡線受入功率、地方電廠最大上網功率及旋轉備用功率加和;最小可調出力曲線為各時段省調直調的常規(guī)機組最小出力、聯(lián)絡線受入功率及地方電廠最小上網功率加和。圖中尖峰最大電力為1950萬kW，低谷最小電力為1540萬kW，峰谷差為410萬kW。

 

 

圖1 典型日遼寧電網可調出力和供電負荷曲線

 

從電網運行角度看，風電能否被電網全部接納取決于負荷與常規(guī)電源最小出力的差額是否充裕，即新能源發(fā)電的上網空間(接納風電容量，圖1中綠色曲線與褐色曲線之間的部分)。由圖1可見，負荷低谷時段是1天中風電接納能力最低時段，也是風電棄風的主要時段。將最小可調出力及風電出力相加可得到含風電出力的省調最小可調出力，如圖2—圖4中藍色曲線所示。下面列出3種典型的風電接納情況。

 

a、負荷低谷時段需要棄風電出力當電網中常規(guī)電源由于供暖或其他約束導致低谷時段出力較大時，包含風電功率的最小可調出力(圖2曲線中高于負荷低谷曲線的部分)必須切掉，以保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

 

 

圖2 負荷低谷時段棄風出力及相關曲線

 

b、負荷尖峰時段需要棄風電出力當負荷尖峰時段風電出力較大時，包含風電功率的最小可調出力曲線高于負荷曲線的部分必須切除(見圖3)，以保證系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行。

 

 

圖3 負荷尖峰時段棄風出力及相關曲線

 

c、所有時段均不需要棄風電出力若所有時段機組最小可調出力曲線均低于負荷曲線，則無需棄風(見圖4)。

 

 

圖4 風電全接納及相關曲線

 

風電消納能力分析

 

1.2020年風電消納能力

 

根據遼寧風電特性，并參考遼寧調峰平衡情況，對2020年遼寧電網消納能力進行研究。風電接納容量最大的月份為6月，最大接納風電裝機容量為1081萬kW;風電接納容量最小的月份為11月，可接納風電裝機容量為818萬kW。全年風電限電量為1.43億kWh，其中供暖期棄風電量為1.24億kWh，占全年棄風電量的86.66%。與2015年相比，2020年風電消納能力明顯提高，這主要得益于新投建的清遠抽水蓄能電站，使系統(tǒng)調峰能力得到一定提升。

 

2.2030年風電消納能力

 

對2030年遼寧電網消納能力進行研究。風電接納容量最大的月份為8月，最大接納風電裝機容量為3416萬kW，風電接納容量最小的月份為11月，可接納風電裝機容量為2573萬kW。根據遼寧省風電規(guī)劃情況，預計遼寧省2030年可以接納全部風電裝機。

 

其他電源對風電消納能力的影響

 

1.水力發(fā)電對風電消納的影響

 

遼寧電網常規(guī)水電規(guī)模僅173萬kW，擴機可能性及規(guī)模都受到限制，不可能成為主力調峰電源，解決不了大規(guī)模風電入網的問題，因此今后發(fā)展常規(guī)水電的可能性較小。而建設適當規(guī)模的抽水蓄能電站用于調峰填谷，具有較好的經濟效益，是目前比較理想的調峰電源。在可能的情況下應盡量開發(fā)抽水蓄能電站，配合電網中其它調峰電源來維護電網穩(wěn)定，更多吸納寶貴的風能資源。

 

研究表明，抽水蓄能電站可以平抑間歇性、波動性、不可預測性等造成的風電不確定性，降低調度難度，并可通過峰谷電價提高系統(tǒng)經濟效益。遼寧省目前已經投產運行120萬kW抽水蓄能機組，按照遼寧省“十三五”電力工業(yè)規(guī)劃，預計“十三五”期間可投產清遠抽水蓄能電站。若抽水蓄能電站投產時間推遲，會對風電接納能力造成影響。

 

以2020年遼寧省電源結構為基礎，改變抽水蓄能裝機容量，分析抽水蓄能對風電消納能力的影響。遼寧省2020年每投產10萬kW抽水蓄能機組，可多接納風電裝機容量26～39萬kW。因此若清河抽水蓄能電站90萬kW機組未能按時投產，會影響風電消納能力242～344萬kW。

 

2.核電對風電消納的影響

 

(1)核電建設進度對風電消納的影響

 

按照傳統(tǒng)調度方法，核電通常按滿發(fā)考慮，不參與調峰，勢必會擠占風電低谷上網空間。按照規(guī)劃，2020年遼寧電網將新增1臺核電機組，到2030年，遼寧電網將再新增7臺核電機組，裝機容量達1200萬kW。按照調峰原理，核電機組的建設進度直接影響著系統(tǒng)風電消納能力，因此有必要對核電發(fā)展速度改變后的風電消納能力進行研究。以2020年遼寧省電源結構為基礎，分別計算新增1臺核電機組前后電網接納風電的能力。遼寧省2020年投產1臺100萬kW核電機組后，系統(tǒng)將減少接納風電裝機容量49～69萬kW。

 

(2)核電開機方式對風電消納的影響

 

核電機組的傳統(tǒng)開機方式為所有機組全部開機滿發(fā)。近年來，隨著風電并網比例逐年增加，傳統(tǒng)開機方式嚴重影響了風電接納水平，使供暖期低谷棄風現(xiàn)象十分普遍。為降低低谷棄風電力，提高清潔能源利用率，在供暖期停開部分核電機組是一種可行的方法。

 

以2020年遼寧省電源結構為基礎，按照非供暖期全部核電機組開機，供暖初末期1臺核電機組停機，供暖中期1～2臺機組停機的方法重新計算電網接納風電的能力，減少供暖期核電機組開機臺數(shù)可明顯提高系統(tǒng)接納風電的能力。當在供暖期停開1臺核電機組時，供暖期接納風電裝機容量增加49～69萬kW，經估算可減少棄風電量0.62億kWh，占供暖期總棄風電量的50%;當在供暖初末期停開1臺核電機組、供暖中期停開2臺核電機組時，供暖中期可多接納風電裝機容量49～129萬kW，經估算可減少棄風電量0.81億kWh，占供暖期總棄風電量的65%。

 

負荷特性對風電消納的影響

 

日最小負荷率是衡量電網調峰需求高低的重要指標，考慮到遠期產業(yè)結構、負荷需求側管理等因素的不確定性，電網日最小負荷率的大小也存在著一定的不確定性，為考慮其對電網調峰的影響，以下以2020年電源結構為基礎，對電網日最小負荷率上升和下降的方案分別予以分析。

 

a.日最小負荷率上升

 

日最小負荷率上升后，電網調峰需求會相應降低，若2020年電網夏季、冬季日最小負荷率分別上升0.03，計算表明，遼寧省全年最大峰谷差減小124萬kW，在充分發(fā)揮煤電、水電、抽水蓄能等電源的調峰能力之后，規(guī)劃風電可基本予以消納。

 

b. 日最小負荷率下降

 

當日最小負荷率下降，電網調峰需求會相應增加，若2020年電網夏季、冬季日最小負荷率分別下降0.03，計算表明，在充分發(fā)揮煤電、水電、抽水蓄能等電源的調峰能力之后，電網供熱期各月調峰均存在較大缺口，將減少接納風電裝機容量165～233萬kW。