风电利用水平比较与电力系统整体优化规划模型

风电利用水平比较与电力系统整体优化规划模型

0风电利用水平电力系统的路灯应用水平不仅与能源资源和电池安装的能力有关，还与电源结构、网架结构、负荷特性等因素密切相关。不同国家风电发展的基础条件不同,风电利用水平也存在差异。评价风电利用水平的指标包括风电装机、发电量、年利用小时数、装机容量占比、发电量占用电量比例等。当前,各方对如何看待各类风电利用水平指标以及如何科学评价风电开发利用水平尚未形成全面统一的认识,因而易造成风电开发片面追求装机规模,片面关注风电电量占比等指标,而忽视利用效率的情况。在评价风电发展水平时,不能仅看发展规模,更要看发展质量,即风电利用水平比较属于系统性、全局性的问题。较高的风电利用水平应保证风电年利用小时数接近或达到设计年利用小时数,对所增加的系统运行难度能够灵活应对等。本文选取风电装机占比,年风电发电量占年用电量比例,风电瞬时出力占同一时点负荷比例最大值,风电年利用小时数等评价指标,对国内外电力系统风电利用水平现状进行综合对比分析。1我国西部地区风电分散式开发程度高,占全国比重大,数量和总量分析近年来,我国风电发展迅速,风电装机容量连年翻番。截至2012年6月底,全国并网风电达到52.58GW;国家电网调度范围达到50.26GW,国家电网已成为全球风电接入规模最大、增长速度最快的电网。我国风电主要集中在“三北”(东北、华北、西北)地区,集中度很高;而华中、华东、南方等地区风能资源相对较差,这些地区风电的分散式开发难以支撑我国风电发展目标的实现。截至2011年年底,“三北”地区风电装机容量合计为40.27GW,占全国的比例为87%。规模超过百万千瓦的省区12个,蒙东、蒙西、冀北、甘肃、辽宁超过4GW。多个地区风电装机容量占当地总装机容量的比重超过20%,蒙东为22%,蒙西为21%、甘肃为20%,冀北为26%。2011年我国风电年发电量732亿kW·h,同比增长48.2%,占全国总发电量的比重达到1.5%。国家电网公司经营区内风电发电量达到706亿kW·h,为2006年的29.2倍,5年年均增速达96%。局部地区风电发电量占比再创新高,蒙东、蒙西、甘肃、冀北风电发电量占当地社会用电量比例分别达到40%、12%、11%、9%。2灵活调节的电网系统要分析比较国内外风电利用水平,就要了解相应的风电发展基础条件。各国风能资源分布不同,电源结构和网架基础条件也不同,电力系统风电利用水平必然存在差异。(1)风能资源分布。我国风能资源与负荷中心分布不均衡,适宜发展大规模风电的地区主要集中在“三北”地区以及沿海地区,而用电负荷相对集中在经济发达的华北京津冀鲁、华东、华中和华南地区。比如,目前风电装机容量均超过5GW的蒙西、蒙东、甘肃、冀北这4个地区,风电发电量约占全国风电发电量的50%,但用电量仅占全国的10%。这些省区都难以做到风电就地消纳,风电需要经过多级升压,通过高电压电网远距离外送,这点我国与国外有很大区别。欧洲大陆风能资源分布较分散,与我国情况明显不同,例如德国、丹麦的风电场基本都接入36kV及以下电压等级电网,而我国超过80%的风电场接入110kV及以上电压等级电网。(2)电源结构。欧美等国家和地区的电源结构中,燃油、燃气、抽水蓄能以及调节性能好的水电机组等具有灵活调节性能的机组比例相对较高。美国仅燃油、燃气和抽水蓄能发电机组的比重就接近50%,德国、西班牙的这一比例也分别达到20%和35%。我国现阶段电源结构以燃煤发电为主,灵活调节的电源比重仅为5.6%;风电集中的“三北”地区电源结构单一,以火电为主,且供热机组比重大,燃油燃气及抽水蓄能等灵活调节的电源不足2%(见图1),而且热电机组开机比重大的冬季供暖期与风电机组的大发期及系统负荷的低谷时段等多因素相互叠加,导致系统调峰困难,风电消纳能力受到制约。(3)电网建设。风电大国电网互联能力较强,跨地区联络线交换灵活,有力支撑了风电外送消纳。例如,丹麦电网与挪威、瑞典和德国通过14条联络线实现互联,设计容量超过5GW,与丹麦最大负荷之比高达80%,挪威等国水电为丹麦风电起到了良好的调节作用。德国、西班牙电网通过220kV及以上跨国联络线与周边国家实现了较强互联,风电消纳得到了欧洲大电网的有力支撑。长期以来,我国电力发展以分省平衡为主,跨区电网互联规模有限,互相调剂的能力不足。受跨大区电网互联规模有限和交换能力不足的约束,“三北”地区无法消纳的风电难以外送到更大范围内消纳。(4)需求响应能力。欧美国家通过实施动态电价、需求侧竞价等机制,调动需求侧资源充分参与风电消纳。例如,丹麦充分发挥电价响应和引导功能,积极发展风电供热,普及热泵设备和推广电动汽车,有效拓展了风电利用领域,提高了风电消纳能力。我国目前需求响应措施相对滞后,负荷需求弹性较小,尚未真正建立电力需求与电价的灵活响应和联动机制,难以调动电力用户参与风电消纳的积极性。3影响风电利用水平的因素由于风电利用水平与多种因素密切相关,本文选取多元化指标进行分析,并构建了3个层次风电利用水平比较指标体系(见图2)。该体系包括基本指标、发展规模指标与利用效率指标,其中年风电发电量占用电量的比例以及风电装机容量占全网装机容量比例突出反映各地区风电发展规模,年利用小时数指标综合体现电力系统风电消纳情况。结合国内外相关数据,2011年部分国家和地区风电利用水平的比较结果如表1所示。由表1可见,蒙东电网风电利用水平的指标与丹麦相近,蒙西电网与甘肃电网指标接近,低于西班牙。丹麦被认为是世界风电接纳水平最高的国家,依托北欧大电网,丹麦风电年发电量占用电量达到较高比例。与丹麦电网类似,蒙东电网依托东北电网,风电年发电量占用电量的比例和风电瞬时出力占负荷最大比例两指标均达到我国各地区的最高值。蒙西电网与甘肃电网指标接近,风电装机占比与西班牙相近,但由于电源结构的差异,年利用小时数低于西班牙。对风电利用水平的影响因素进行如下分析。(1)风电利用水平受风电消纳范围、电源结构等因素影响。从消纳范围看,丹麦和蒙东电网均为小网,丹麦风电消纳得到了欧洲大电网的有力支撑;蒙东电网通过8回交流1回直流与东北电网相连,依托大电网扩大风电消纳范围实现了风电利用水平的提高;甘肃电网750kV第1通道仅可输送风电3.5GW,风电输送受到一定制约。从电源结构看,西班牙主网电源结构中燃气机组、抽蓄等调峰电源的容量约为风电的1.7倍,可依靠灵活电源调节提高风电接纳水平。吉林电网系统调峰能力非常有限,占比高达78%的燃煤火电中供热机组的比例超过了70%,并且冬季负荷峰谷差率接近40%。(2)风电年利用小时数与风能资源条件、系统调峰能力、负荷水平等因素相关。丹麦、西班牙风电年利用小时数较高,主要原因:一是风能资源条件较好,例如丹麦大部分地区风功率密度为200~300W/m2;二是风电发展与运行灵活的电力系统相适应,风电接纳水平总体较高。德国风电年利用小时数较低,风能资源质量条件不优越是主要原因,大部分地区年平均风速2~4m/s。我国局部地区风能资源较丰富,风功率密度在200W/m2以上。但不可回避的是,在我国跨区联网和系统调峰能力与国外差距很大的情况下,我国局部地区风电已达到较高比重;与国外风电利用情况相比,我国当前部分风电场年利用小时数偏低。“三北”地区市场规模、调峰能力与跨区输电能力亟待提高。根据相关机构统计,2011年我国风电年利用小时数为1920h(同比下降约120h),个别省(区)已经下降到1600h左右(见图3),其中风电资源富集的“三北”地区风电年利用小时数普遍较低,风能资源情况与风电实际利用情况出现倒挂。(3)弃风比例与风电年利用小时数是密切相关的指标。图4给出了近年来美国部分地区的弃风情况,由图4可见,在2008—2010年期间,全美平均弃风率大约6%,而2007年要低得多。根据国家电监会的统计,2011年,我国“三北”地区部分省区风电消纳情况不佳,电量损失较大。2011年全国重点区域风电弃风情况统计结果如图5所示。由图5可知,我国“三北”地区弃风比例约16%,东北、华北、西北地区弃风比例均超过13%,甘肃和蒙东地区弃风比例超过25%。另一方面,尽管目前关于弃风比例计算尚无科学合理的计算方法,但从风电利用效率(风电场实际年利用小时数/设计年利用小时数)指标来看,2011年蒙东、蒙西、甘肃分别为78%、73%、82%,也反映了这些地区的风能资源利用情况。通过比较可知,美国风电弃风的主要因素包括风电并网条件、协议的弃风条款、电力市场竞标结果、系统运行限制、电力系统备用、风电设备技术配置、弃风补偿等;我国风电弃风原因主要为本地消纳能力不足、负荷调节能力较低、外送通道与风电场建设进度不协调以及风电装备技术水平偏低等因素。4未来使用能力的比较与展望4.1我国风电机组发展未来展望未来我国风电发展需要解决好2个问题,一是满足风电开发规模目标,二是提高风电利用水平及保障电量效益。按照国家可再生能源发展规划,2015年、2020年风电并网装机将分别达到100GW和200GW,其中9个千万千瓦级风电基地装机容量总和将分别达到79GW、169GW。从未来发展的角度看,到2020年,我国风电装机规模将在当前的基础上翻两番,而我国至今尚未形成全国统一的风电大市场和与之相适应的全国联网能力,难以适应下一步风电大规模高效发展的需要。为解决我国风电大规模集中开发及消纳利用问题,需要研究统筹协调、谋划全局的系统解决方案,通过整个电力系统综合协调实现资源优化配置。本文提出了兼顾满足风电发展目标和提高利用水平的研究思路,即在大力发展抽水蓄能、燃气电站等调峰电源的基础上,扩大跨省跨区联网,扩大特高压跨区输电等成熟技术的应用,保证风电市场范围从“三北”扩大到“华东、华中和华南”,在解决消纳市场问题的同时,通过统筹优化送受端调峰电源来解决调峰问题,促进各类资源在全国大市场里的统筹配置。4.2年利用小时数结合上述研究思路,以国家可再生能源发展规划确定的风电发展目标为边界条件,通过系统整体优化来尽可能提高风电利用水平,使风电年利用小时数接近设计年利用小时数。具体研究方法为:在满足系统电力电量平衡和调峰平衡的前提下,以全社会电力供应总成本(含各类电源、跨省区互联电网的投资及运行成本,以及资源损失、环境影响等外部费用)最低为目标,对系统电源发展进行优化规划,计算配置各种电源的规模和布局,测算增加跨区输电规模,然后进行风电利用水平分析和校核。考虑到风电满出力或接近满出力的概率很低,该方法允许在系统调峰能力不足的部分时段,对风电出力进行适当限制。具体研究流程如图6所示。4.3系统整体优化后的风电系统效益分析以2020年为研究水平年,结合给定的国家风电发展规划目标,输入相关边界条件,通过系统整体优化分析,得出2020年部分省区以多指标表示的风电利用水平(见表2)。分析测算结果表明,通过系统整体优化以后,跨区输电能力有较大扩展并得到充分发挥,送受端调峰电源也得到合理配置,这样既可以有效满足全国及各地区风电发展规模目标,也可以提高风电利用水平,风电实际年利用小时数可以接近风电设计年利用小时数,重点省区风电利用效率超过95%,整个电力系统也可实现更加安全、经济、清洁与高效。例如,蒙西风电年利用小时数可以达到2412h,接近2500h的设计年利用小时数,风电利用效率达到96.5%,比2011年风电利用效率提高23个百分点。5风电利用的能力评价风电发展,不能只看装机规模与发展速度,还要看风电利用效率。片面关注风电电量占比等单一指标,容易造成风电开发片面追求装机规模,而忽视利用效率的情况。因此,如何评价风电开发利用水平尚需进一步讨论,推动我国风电持续健康发展更需科学决策来引导。(1)提高风电利用水平的基础支撑条件。从西班牙、丹麦等风电发展强国的经验来看,较好的风电利用水平主要依赖于以下几个方面:(1)保持均衡有序开发,统筹推进电源电网统一规划;(2)灵活的电源调节能力相配套,为风电并网消纳提供了良好条件;(3)跨国跨区互联电网促进风电在更大范围内消纳;(4)建立完备的功率预测及考核体系;(5)加强标准建设严格并网条件。(2)单一指标不能全面反映风电的利用水平。风电的开发利用受系统规模、负荷特性、电源灵活调节能力、风资源状况,以及风电市场状况等多种因素的共同影响,需采用多个指标进行综合分析;风电的开发利用水平应结合风电年利用小时数、弃风比例、常规电源是否在合理运行范围内等综合加以判断。不同地区风电的利用情况因地、因网而不同。受系统规模、负荷特性、电源灵活调节能力、风资源状况,以及风电市场状况等多种因素的共同影响,需采用多个指标进行综合分析。例如,如果风电日发电量占比较高,而年弃风比例也较高,实际年利用小时数与设计年利用小时数差距较大,说明是以风电大量装机、大量弃风换取的风电日电量高占比,实际上这种风电的开发利用效率并不高。(3)提高系统整体规划和运行水平。科学衡量风电发展水平应该抓住源头和关键,重点考虑风电与电力系统协调发展水平,即电力系统为适应风电发展,是否在规划和运行上达到了较高水平。具体来讲,科学评价风电开发利用水平应从多个方面综合衡量:(1)系统电源调节能力是否得到充分合理的发挥;(2)风电电量在系统发电量中是否占据重要位置;(3)风电弃风比例是否控制在合理范围以内。即应结合系统电源结构和负荷特点,合理控制风电开发规模,同时扩大风电消纳范围,提高系统运行水平,从而提高风电开发和利用的整体效率,最终实现风电的科学、高效发展。6扩大风电消纳范围,加强风电动态调度运行单一指标不能全面反映风电的利用水平,科学评价风电开发利用水平应从多个方