京津唐电网风电消纳能力分析

京津唐电网风电消纳能力分析

由于水电负荷为间歇性、随机性和反调峰，大规模电网接入带来了很大的影响，大型发电站不得不参与系统的峰电流调整。这增加了电网的规划和运营成本。因此,当接入系统的风电规模较大时,为保证系统的安全稳定运行,对电网的消纳能力进行研究极为重要。在用户负荷特性一定的情况下,决定一个地区风电消纳能力的主要因素是电网机组的调节能力及电网输电能力。本文根据京津唐电网机组的调节能力,重点分析研究京津唐电网的风电消纳能力。本文在利用联合电力系统生产模拟软件(WHPS)基础上,考虑风电参加系统平衡及热电机组的调峰能力,开发了适用于研究风电消纳的生产模拟软件,对京津唐电网2015年多典型日消纳风电情况进行了分析计算。1京津唐电网的风能消耗能研究1.1京津唐电网负荷率计算方法研究对于京津唐电网,风电接入后,经风电出力和联络线输入及输出电力修正后的系统日负荷曲线的最大值和最小值必须满足以下条件:式中:Pmax和Pmin——分别是经风电出力和联络线输入及输出电力修正后系统的每日最大值和最小值;/^?和Amin——分别为机组i的最大出力和最小出力。京津唐地区供暖季节为每年的11月15曰至次年的3月15曰。在供暖季节,供热机组的调峰能力急剧下降,而京津唐电网供热机组的比例很高。到2012年底,在燃煤机组中,供热机组比例超过40%,在燃气机组中,供热机组比例超过90°/。。供热机组在供热期,为保证采暖和工业用户供热量,通常参与调度的电力调峰幅度较小,增加了电网调峰调度困难,制约了京津唐电网消纳风电量。因此,本研究主要以供暖季节消纳风电能力为主,具体的研究步骤如下:首先,分析每曰峰谷差率及每曰最高负荷与年最大负荷的比例,选择每月的典型曰。其次,根据京津唐电网的典型曰负荷曲线、风电出力曲线、联络线交换电力曲线,计算系统的净负荷曲线。第三,根据负荷需求确定每日幵机容量,进行幵机平衡计算。第四,根据开机容量及机组技术出力,计算每小时净负荷与机组最小技术出力的差值。第五,根据计算的差值情况,计算电网消纳风电电量。1.2不同峰谷差率区间的日变化根据京津唐电网有关规划报告及2010年、2011年及2012年负荷的实际情况,2015年最大负荷超过60000MW?根椐京津唐地区2010年、2011年和2012年8760h的负荷数值,计算出2010年、2011年和2012年每天的峰谷差率,并按月份整理不同峰谷差率区间的分布天数情况。根据分布情况选取典型日。典型日选择的原则如下:对于供热期的月份,首先根据日蜂谷差率确定,保证每个峰谷差率区间至少选一天,如果在同一峰谷差率区间,曰最大负荷与年最大负荷的比率差别比较大时,则选两天,基本上为日最大负荷与年最大负荷的比率最大和最小各一天;对于非供热期的月份,基本选取峰谷差最大的一天作为典型日,考虑到7、8月份日最大负荷与年最大负荷比值较大的天数分布较多的特征,在7、8月增选日最大负荷与年最大负荷的比率最大的一天。根据2012年峰谷差率的情况及2012年日最大负荷与年最大负荷的关系,本研究选定的典型日为:1月份12天、2月份9天、3月份11天、4月份1天、5月份1天、6月份1天、7月份2天、8月份2天、9月份1天、10月份1天、11月份10天、12月份9天。1.3京津唐地区风速发展1.3.1区域风电环境2012年底京津唐地区风电装机容量为6722MW,其中北京150MW,天津228.5MW?冀北6343.35MW?冀北风电主要集中在张家口和承德地区,张家口地区风电装机容量约4650MW,承德地区风电装机容量约1650MW?到2015年,河北省千万千瓦级风电基地规划总装机容量为10780MW?其中张家口地区规划装机容量为7130MW,承德地区规划装机容量为3200MW,沿海地区规划装机容量为450MW?2015年,冀北地区风电装机容量为10130MW?京津唐地区风电装机容量将超过10000MW?1.3.2京津唐地区2012年风电弃风前的出力曲线通过对京津唐地区风电运行情况的分析可知,目前主要存在弃风问题的地区集中在张家口坝上地区,包括康保、尚义、沽源及张北等风电集中开发地区。根据历史数据,张家口康保、尚义、沽源、张北、崇礼等地区风电出力相关性很大,故利用不弃风的风电场2012年的出力曲线作为张家口地区2012年风电弃风前的出力曲线。由于承德地区风电场几乎不存在弃风问题,承德地区风电场2012年的实际出力曲线作为风电弃风前的出力曲线。根据张家口地区和承德地区2012年风电弃风前的出力曲线拟合得到京津唐地区2012年风电弃风前出力曲线。京津唐电网2012年部分典型日弃风前风电出力特性见图2所示,风电出力曲线见图3所示。2015年京津唐地区风电出力曲线按2012年情况考虑。1.4蒙西电网向京津唐电网送电情况京津唐电网为典型的多方向、多通遒、多落点的受端电网。2015年,京津唐电网与区外电网网间电力交换情况如下:(1)东北电网通过向京津唐电网送电3000MW,蒙西电网向京津唐电网送电3900MW;送电曲线按2012年的实际情况处理。(2)山西电网向京津唐电网送电1400MW?京津唐电网向山东电网最大送电3500MW?京津唐电网向河北南网送电150MW;送电曲线按照高峰时段100%额度、低谷时段50%、其他时段75%考虑。京津唐电网与其他电网交换的净电力=东北电网通过向京津唐电网送电+蒙西电网向京津唐电网送电+山西电网向京津唐电网送电一京津唐电网向河北南网送电一京津唐电网向山东电网送电。1.5mw/wsb网络电源截至2012年底,京津唐电网装机容量约56000MW?到2015年装机容量将达到70000MW?电源类型包括燃煤电厂、燃气电厂、常规水电站、抽水蓄能电站、风电场。本研究中定义不同机组的调节能力见表1。2月调峰需求在进行电力平衡时,负荷旋转备用按最大负荷的5%考虑,风电增加的旋转备用按风电高峰出力的50%考虑。经过2015年各典型日的幵机平衡和低谷出力平衡,计算结果显示,2015年的1月份选取的12天的典型日中10天不能满足低谷的调峰需求,测算整个1月份由26天不能满足低谷调峰需求;2月份选取的9天的典型日全部不能满足低谷的调峰需求,测算整个2月份均不能满足低谷调峰需求;3月份选取的10天的典型日3天不能满足低谷的调峰需求,且均为供热期典型曰,测算整个3月份供热期15天内有9天不能满足低谷调峰需求;11月份选取的11天的典型日5天不能满足低谷的调峰需求,且均为供热期典型日,测算整个11月份供热期15天均不能满足低谷调峰需求;12月份选取的9天的典型曰全部不能满足低谷的调蜂需求,测算整个12月份均不能满足低谷调峰需求。为了满足调峰需求,需要常规火电机组釆取启停调峰,或者风电场采取弃风调峰。经推算,京津唐电网2015年全年共约109天存在调峰缺口,占全年365天的30%。当2015年风电装机容量超过10000MW时,在供热期基本上每日均出现净负荷小于开机容量最小技术出力的情况,而在非供热期基本上均为净负荷大于开机容量最小技术出力。如果幵机机组的最小出力大于电网的负荷时,采取风电停机调峰惜施,则2015年京津唐电网消纳的本地风电电量为270亿kWh?风电场全年平均理论利用小时数约为2800h,全年弃风电量比例为11.15%,供热期弃风比例为24.35%。3京津唐电网的风电弃风能力本研究首次通过全年8760h的电力运行小时数将风电逐时出力模拟未来风电出力,并将风电纳入电力整体平衡,研究结果对电力规划制订、电网调度运行方案组织和风电消纳措施制订具有积极的现实意义。由于在供热期间,供热机组的调峰能力急剧下降,且京津唐电网供热机组的比例很高,燃煤供热机组占总燃煤机组的比例超过40%,燃气供热机组占总燃气机组的比例超过90%,导致京津唐电网在供暖季节消纳风电的能力很弱。由于区域负荷特性和调峰能力约束,如完全不弃风,则电网能承受的风电装机规模将大幅度降低。为促进风电消纳,一方面应加快规划的风电基地远距离外送可再生能源的输电能力;另一方面在系统需要停机调峰时,适当采取风电弃风调峰措施,则2015年京津唐电网消纳的本地风电电量可达270亿kWh,全年弃风电量比例为11.15%,供热期弃风比例为24.35%。京津唐地区消纳风电能力与用电负荷特性、