中国风电消纳能力不足的原因分析

中国风电消纳能力不足的原因分析

0风电并网容量增长过快,弃风电量较截至2013年年底，中国电网生产能力达到76.3gw，安装能力达到90gw。这是世界上最多的一家电气表机械。2013年累计发电量135TW·h,超过北京、天津等16省(市)的全年用电量,规模效应显著。与2006年相比,7年间风电并网容量增长了37倍,年均增长67%;年发电量增长48倍,年均增长74%。并网电压等级从35kV发展到最高750kV。中国风电装机占系统总装机的比例,从2006年的0.4%提高到2013年的6.6%;风电发电量占系统总发电量的比例从0.1%提高到2.8%。风能已成为中国第三大发电能源,仅次于煤炭和水能。在风电发展取得显著成绩的同时,中国风电发展也面临着一些困难,主要表现在送出难和消纳难。由此导致每年风电都有很大的弃风电量,且主要分布在冀北、内蒙古的赤峰与通辽、吉林的松原和白城及甘肃的酒泉等地区。根据有关部门统计,2010—2013年的弃风电量分别为1TW·h、10TW·h、20TW·h和16TW·h。本文对中国风电运行特点和消纳困难的原因进行了深入分析,并提出了相关措施。1中国风力发展和运营特点1.1国外发展时间从2000—2012年,中国风电装机容量年均增长率为48.4%,是世界上风电发展最快的国家(美国29.4%、德国19.4%、西班牙23.2%、丹麦6.6%)。特别是“十一五”期间,连续5年实现翻番。2012年新增容量13.0GW,占世界新增容量的28.9%,2013年新增容量14.9GW。1.2电网经营区域内风电总容量与德国、丹麦和西班牙等国的分散开发方式不同,中国风电呈现大规模集中开发特点,主要集中在风资源丰富的“三北”地区,占全国风电总容量的83.4%,占国家电网公司经营区域内风电总容量的90.4%。其中,华北、东北和西北分别达到27.1GW、20.8GW和15.7GW。甘肃瓜州和玉门、内蒙古的赤峰与通辽、吉林的松原和白城及河北的张家口等地区的风电密度更高,这些地区仅占国土总面积的3%,风电却占了全国的32%,其中瓜州和玉门地区及张家口地区风电密度达到167kW/km2和133kW/km2,居世界前列。1.3内风电场系统接入系统情况中国风电资源和负荷逆向分布的特点以及大规模集中开发的方式,使中国成为风电接入电压等级最高和电力输送距离最远的国家。根据国家电网经营区内风电场项目接入系统情况的统计,中国近70%的风电容量接入220kV及以上电压等级,最高接入电压等级为750kV,而德国、丹麦和西班牙等国的风电场大多接入110kV及以下的配电网。与德国、西班牙和丹麦风电分散分布、就地消纳的模式不同,中国风电大多经高压通道远距离输电。甘肃酒泉风电基地盈余电力需通过1000km的输电通道送往负荷中心,蒙东风电基地电力送出距离也在250km以上。1.4风电对电量平衡的贡献电力系统运行是有一定规律的、时变的连续过程,风电电力、电量的波动性是造成电力系统运行和消纳困难的关键。为方便描述风电波动,将一定时段内风电最大变幅定义为波动幅度,将波动幅度与最大电力的比值定义为波动率。从年度来看,国家电网范围内风电最大电力达到31.354GW,而最小电力只有3.433GW,波动幅度为89.1%。华北、东北及西北风电最大电力分别为14.067GW、11.302GW和7.476GW,最小电力只有144MW、84MW和150MW;波动率分别为99.0%、99.3%和98.0%。北京、冀北、辽宁、吉林、陕西、甘肃、青海、宁夏及新疆等风电大省区风电最大电力都达到了较高水平,而风电最小电力均为零,年度波动幅度为100%。因此,从年度来看,风电对电量平衡有一定贡献,而对电力平衡贡献很小。从月度来看,国家电网范围内风电波动幅度最大为25.697GW,波动率为82.0%。华北、东北、西北及各风电大省风电月度波动率基本都在90%以上。因此,从月度来看,风电在电力平衡方面的贡献是非常有限的。从日出力来看,国家电网范围内风电最大波动为18.856GW,波动率为60.1%。各地区风电最大波动幅度都在70%以上,有的甚至达到99%。国家电网范围内风电15min的最大波动为1.879GW,波动率19.2%;华北、东北及西北15min的波动率分别为46.9%、74.2%和28.8%。因此,开展日前和日内超短期风电功率预测,将风电纳入日前计划安排和日内计划滚动调整,是充分接纳风电的重要途径。2中国能源生产中存在的问题和分析2.1“三北”风电集中地区开始出现弃风现象2010年以来,风电并网容量快速增长,受调峰能力和网架约束的影响,“三北”风电集中地区开始出现弃风现象。据有关部门统计,2013年全国有13个省市出现弃风现象,其中,蒙西、冀北、蒙东、甘肃、吉林、黑龙江和辽宁较为严重,弃风电量占全国总弃风电量的94%(见表1)。2.2调峰能力下降风电具有波动性和间歇性,而用电需求是连续变化过程,风电间歇性造成的发电缺口需常规电源填充。因此,大规模风电运行客观上需要有与之相匹配的快速调节电源。纵观世界风电发展较快的国家,无论是欧洲的西班牙和德国,还是大洋彼岸的美国,其电源结构为风电发展提供了良好的基础。如美国、德国和西班牙,灵活调节电源占比分别达到57.2%、29.5%和53.3%。与国外相比,国内电源结构与风电发展不相匹配。电源结构性矛盾突出,系统调峰能力不足是风电受限的主要因素。“三北”火电装机比重均在70%以上,水电等快速调峰电源比重不足2%,系统本身的调峰能力较弱。加之供热机组占火电的50%以上,供热期供热机组调峰能力降低25%~50%,致使系统调峰能力进一步下降。其次,随着风电的快速增长,其波动性对电网调峰能力的要求日益增加。2013年,“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可用的备用容量。如果把风电看作负的负荷,与负荷曲线叠加,得到等效负荷曲线峰谷差的变化,表示大量风电接入后常规电源承担的调峰任务的变化。风电的反调峰运行特性使部分省级电网等效负荷峰谷差率大幅提高,引起的调峰矛盾日益突出(见表2)。再次,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,进一步减小了风电接纳空间。2013年,东北电网最高用电负荷和全社会用电量同比增长分别为4.8%和4.4%,远低于风电装机15%的增速,系统调峰难度进一步增加。2.3国内风电发展现状为发展和利用好风电,国外除采用分散发展和接入方式外,也采取了多项措施保证电网与风电同步发展。一是制定明确的风电发展目标,并严格执行;二是根据风电特点加强电网规划研究,如德国,针对2015年和2020年风电等可再生能源的发展规划,组织输电运营商及有关专家分两期对电网的适应性和建设改造进行了系统研究,提出了接纳北部地区大规模新能源的电网建设和运行方案;三是加强电网建设,如西班牙,加强了国内骨干网架和跨国联网的建设。国内在风电发展过程中,风电场规划建设与配套电网工程衔接不够。国内风能资源主要分布在偏远地区,当地电网结构薄弱。风电规划考虑电网的现实特点不足,致使配套的电网建设工程难以跟进,造成一些地区存在风电送出卡脖子现象。例如,2013年年底甘肃酒泉地区风电并网容量5.5GW,均处在较为薄弱的电网末端,缺乏大型常规电源的有效支撑,安全稳定裕度较低。同时,酒泉当地最大负荷需求约1.3GW,而2条750kV通道外送风电能力约为4.2GW,存在断面输送能力不足的问题,风电运行受到一定限制。此外,冀北、吉林及蒙东等地区跨省区电网联络线薄弱,风电基地窝电现象严重,制约了风电在更大范围内的消纳。例如,2013年年底,河北张家口地区风电并网容量超过4.9GW,占河北风电总并网容量的72%。而张家口当地消纳能力只有1.7GW,外送能力受沽源主变上送限值和沽太及万顺等线路约束,弃风现象严重。根据规划,到2015年,内蒙古、甘肃、吉林、河北和黑龙江风电并网容量将分别达到21GW(蒙西13GW、蒙东8GW)、11GW、6GW和11GW;同时,蒙西和陕北大型火电基地也将逐步形成,在电力负荷增长相对缓慢和电网输电通道建设相对滞后的制约下,风电等新能源运行受限问题将更加严重。3关于风能运营和消费的措施3.1配套用电不足风资源富集的内蒙古、河北、甘肃及新疆等地区负荷较小,风电消纳能力有限。目前,省级电网和区域电网消纳能力已基本用尽,如果不建设新的外送通道,风电并网容量增加将造成弃风电量不断增加。哈密—郑州±800kV直流输电工程已经投运,但配套的火电还没有建设,送端支撑能力不足,哈—郑直流送电能力难以有效发挥。因此,建议尽快加强新疆电源和电网建设,建设酒泉—湖南±800kV直流输电工程、锡盟—南京、蒙西—长沙等特高压交流工程,将“三北”风电在“三华”电网消纳。3.2提高常规电源调节能力统筹国家和地方风电规划,确保各级规划的协调一致,发展目标、发展任务和保障措施相互配套。根据中国各地区的负荷需求及风能资源分布,统筹制定常规电源和电网发展规划;根据国家核准的“十二五”前4批风电项目,优化建设时序,建立风电项目与配套调峰电源及电网工程同步规划和同步投产的机制,确保2015年年底前完成1亿kW,2020年年底前完成2亿kW建设目标。同时,提高常规电源的调节能力,加强快速调节机组建设,投产一定容量的水电及燃气等快速调节电源;加快抽水蓄能电源建设,尽快完成内蒙古、河北及黑龙江等风电较为集中地区的抽水蓄能电站建设;学习丹麦的先进经验,鼓励现有常规火电机组开展技术改造,实现火电机组在额定出力的20%~100%稳定运行;研究压缩空气蓄能及电化学储能等大规模蓄能技术的应用。3.3调整驱动方案理顺风电优先调度和火电电量计划之间的关系,建立适应风电波动性的实时、快速的电网调度机制。借鉴西班牙经验,允许调度机构在风电预测偏差较大的情况下切除部分用电负荷。建立健全发电侧和用电侧双边峰谷电价,完善辅助服务管理办法,明确常规电源为风电提供辅助服务的补偿标准。完善抽水蓄能电站电价政策,建立抽水蓄能电站合理的成本回收机制。4加