三北地区风电外送方式选择研究

三北地区风电外送方式选择研究

0风电基地建设研究近年来，我国电网的安装和网络覆盖能力迅速增加，2010年年底达到3077万h，主要集中在中国北方、西北部和东北部（“三北”）。在某些地区，很难去除风，并且有严重的残余风，因此需要扩大风的消耗范围。关于风电基地开发的已有研究侧重于风能资源评估、风电场规划、风电设备、风电对系统安全稳定运行的影响等方面[9,10,11,12,13,14],缺乏风电基地外送方式及其经济性研究。本文假设送端系统和受端系统足够坚强,仅考虑风电出力特性和输电通道容量约束,以经济性为目标,提出风电基地电力外送方式的选择思路,进而实证研究西部和北部风电基地合理外送方式。1风电场放空发电时的年利用仅考虑风电出力特性和输电通道容量约束,根据经济性得出理想状态下的风电基地电力合理的外送方式。假设送端系统和受端系统足够坚强,不考虑系统调峰调频、安全稳定等运行要求。跨区单独输送风电时,以落地电价最低为目标,根据各风电基地10min级的全年风电出力统计数据,考虑送受端的风电标杆上网电价和输电电价,确定风电场装机容量与输电线路容量的比例关系。根据风电场发电出力超出输电容量的幅度及相应的概率,统计全年风电场单独外送风电时的弃风电量。由风电场理论发电量和弃风电量推算相应输电容量的年利用小时数。为了保证送端风电、煤电和跨区输电的经济性,网对网外送风电时以落地电价不高于受端燃煤脱硫标杆上网电价为目标,根据各风电基地风电出力特性和输电距离,确定风电场装机容量与输电线路容量的比例关系。2输送式中心电气基地的输送方式2.1独立外送分析：主电源的能源含量2.1.1风电外送线路根据2008年全国主要风电基地10min级的风电出力统计数据,风电基地满出力的概率很小。酒泉风电基地全年风电出力超过风电场铭牌容量64%的概率不足5%;如按外送风电铭牌容量的64%确定其外送输电容量,全年风电电量损失约为风电场发电量的1%。根据对蒙西、吉林、蒙东、哈密和酒泉等风电基地采用特高压外送的研究表明,风电外送线路输电容量与风电场铭牌容量的比例为60%~70%时,考虑风电场及其输电设施建设费用后,受端落地电价相对较低,但落地电价远高于受端火电及风电标杆电价,风电单独输送的经济性较差。按照风电到受端的落地电价最低原则,风电外送线路输电容量与风电场铭牌容量的最佳比例约为60%~70%,落地电价约为0.7082~0.8713元/(kW·h),远高于“三华”受端地区0.4元/(kW·h)左右的燃煤脱硫标杆上网电价,也高于0.61元/(kW·h)的受端风电标杆上网电价。2.1.2输电线路容量对蒙西、河北、吉林、蒙东、哈密、酒泉和江苏七大风电基地外送的研究结果表明,随着输电容量的降低,输电线路利用小时数继续增加,但是弃风电量将显著增大。与按风电场铭牌容量的70%来设计输电线路容量相比,如果输电线路容量按风电场铭牌容量的50%设计,输电线路的利用小时数将增加24%~33%,即787~1196h,输电线路利用小时数可达3735~5653h。输电线路容量按风电场铭牌容量的70%设计时,蒙西、吉林、蒙东、酒泉风电基地的弃风电量为风电场发电量的0.3%~0.6%,河北、哈密、江苏风电基地的弃风电量为3.9%~4.8%;输电线路容量按风电场铭牌容量的50%设计时,多数风电基地的弃风电量会超过10%,甚至高达15%以上。若考虑跨区电网安全稳定运行等因素,输电线路利用小时数将会降低,弃风电量将进一步增大。2.1.3受端用电粉碎机替代由于风电出力的随机性和间歇性,如果风电跨区输送线路容量按风电场铭牌容量的50%设计,尽管七大风电基地95%保证率下的输电线路保证容量提高了1倍,但风电场保证容量没有变化,95%保证率下河北、哈密、酒泉、江苏风电基地对受端火电装机容量的替代作用约为风电场铭牌容量的0.1%~1.4%,蒙西、吉林、蒙东风电基地约为3.3%~4.6%。可见,风电单独外送对受端火电装机容量的替代作用很小。2.1.4电网利用小时数假设风电跨区输送线路容量按风电场铭牌容量50%设计时,与风电基地单独开发并外送相比,如果分别将蒙西和河北、吉林和蒙东风电基地进行联合开发和外送,2020年输电线路利用小时数将分别增加216h和95h,弃风电量可分别减少27.6%和40.4%,95%保证率下的线路保证容量将分别提高3.4%和4.7%,对受端火电装机容量的替代作用将分别提高1.7%和2.4%。可见,风电基地联合开发和外送,有利于提高输电线路利用小时数和受端火电替代容量、减少弃风,但是效果有限。2.2风、风、火协调开发具有网络传输的技术效率2.2.1风电开发方式分析位于西部和北部地区,具备协调开发及联合外送的条件根据对能源资源、工程地质、交通运输、施工安装及工程投资等条件的综合分析,预计2020年蒙西、蒙东、哈密、酒泉风电开发潜力达9200万kW以上,占全国风电开发潜力50%以上;2011—2020年几大风电基地所在省区新增煤电装机达1.6亿kW以上,约占全国新增煤电装机容量的50%。2.2.2联合输送风电与用电研究表明,单独输送风电对送受端电网频率控制和电压稳定都将产生较大影响,直流大规模远距离单纯送风电,风电场、直流线路和受端电网之间的协调控制将比较困难。在蒙西、蒙东、哈密等地区同步规划建设风电基地和煤电基地,借助风电基地外送通道,联合输送风电与火电,不仅符合我国能源跨区输送格局,同时可以实现平滑送电曲线,减少对送受端系统稳定的影响,大幅提高输电效率。此外,还可以降低电力供应成本,对电价上涨的推动较小,经济优势显著。例如,采用±800kV直流线路输送酒泉风电到湖南,落地电价为0.7808元/(kW·h),远高于湖南燃煤脱硫机组标杆上网电价(0.4405元/(kW·h));如果利用蒙古国或新疆煤炭建设燃煤电厂,将酒泉风电与火电联合外送,到湖南的落地电价为0.4372元/(kW·h),将低于湖南燃煤脱硫标杆上网电价,也低于湖南0.61元/(kW·h)的风电标杆上网电价。3外送产品的经济性根据主要风电基地全年风电出力统计数据,考虑送端和受端煤电、风电标杆上网电价和输电电价,