刘永谦,孙 勇,杨薏霏

(1.国网吉林省电力有限公司电力科学研究院,长春 130021;2.国网吉林省电力有限公司,长春 130021;3.国网长春供电公司,长春 130021)

近年来,随着能源安全和环境保护问题的日益突出,风电作为可再生能源的主要组成部分,其快速增长正在改变着我国的电源结构,成为我国能源发展战略的重要组成部分[1-2]。按照我国可再生能源发展战略,分别在内蒙古、甘肃、新疆、河北和吉林等风能资源丰富的地区规划了 9个千万千瓦级风电基地[3],确立了我国风电大规模、集中式的发展道路。

吉林省风电开发起步较早,到 2013年末,吉林省风电装机容量将达到 380×104kW左右,约占直调装机容量的20%。随着风电装机容量快速增长,大规模风电接入带来的各种问题逐步显现,特别是低谷时段风电大量弃风问题引起广泛关注。本文以吉林电网为例,深入分析了目前存在的主要问题,从电网运行以及政策层面提出提高风电消纳能力,促进风电可持续发展的措施。

1 存在的主要问题

1.1 电网规划建设与风电开发不协调问题

就电力系统而言,电源、电网与用电需求的统一规划十分重要。目前,电力系统统一规划的功能逐步弱化,电网规划与风电开发规划间缺少有效的协调机制,反映在风电并网、送出和电网安全稳定等方面存在诸多问题。特别是近年来,部分发电企业片面追求经济效益,刻意规避国家核准审批门槛,造成全国不同程度出现了同一区域连续核准多个 4.95×104kW风电项目的情况,导致风电开发的无序和规模的快速扩大。

1.2 风电输送问题

吉林省风电资源主要分布中西部地区,风电集中接入地区远离负荷中心,电网网架结构相对薄弱,风电大发时经常发生输电线路接近满载,风电外送断面潮流接近稳定极限的情况。为保证吉林电网的安全稳定,风电集中接入地区需要控制外送稳定断面,而且白城送出断面和松原送出断面稳定控制极限主要由 500 kV和220 kV电磁环网决定。

1.3 跨地区消纳问题

辽宁省为东北电网的负荷中心,黑龙江省、吉林省和内蒙古东部地区的一部分风电远距离外送至辽宁电网。随着东北地区风电装机容量的不断增加,以及红沿河核电机组的并网,风电上网难、送出能力不足的矛盾将更加突出,亟需通过更大的区域来消纳风电。然而目前东北电网与其他如华北电网的联系薄弱,送出容量有限,制约了跨大区域电网的风电消纳。

1.4 吉林电网自身的消纳问题

吉林电网火电机组所占比重大,供热机组多,水电等具备快速调节能力的机组所占比重极低,调峰能力有限。供热机组以热定电使其基本不具备调峰能力。吉林电网最大峰谷差占全省最大负荷的比例接近40%。如果将风电当作一个负负荷来看,其反调峰特性相当于增加了全网负荷的峰谷差。

目前,风电接入后吉林电网一年内使等效日负荷峰谷差变大的概率为98.4%。低谷时段如果尽可能多地接纳风电,必须降低火电机组出力。但由于风电的随机性、间歇性和反调峰特性,在负荷高峰时段极有可能出现电源不足而造成拉闸限电。为保证高峰时段供电可靠性,必须按照高峰负荷安排火电机组运行,因而出现低谷时段发生大量弃风。

2 原因分析

2.1 电源和电网建设缺乏有效的协调机制

现行的电力系统管理体制的最大问题在于电源建设规划与电网建设规划的协调一致性。由于缺乏有效的协调机制,电源建设往往先于电网建设,因而给电网运行带来较大压力。特别是风电大规模开发过程中存在的重资源开发,轻送出和消纳的问题更为突出。由于没有明确的未来阶段发展规模和年度发展计划,电网规划部门无法从总体上准确把握风电开发布局、开发规模和建设时序,因而无法在电网规划中充分考虑风电场接入。

近年来,风电建设速度远高于风电规划,风电与负荷需求增长不同步的矛盾逐步显现。与火电、水电相比,风电项目的前期工作流程相对简单,核准与建设周期短。而接入系统的核准程序和深度要求相对较高,风电场接入必须依赖升压站站址确定,部分风电场接入还涉及配套网架的改造与加强。由于风电与配套电网项目核准缺乏有效的协调机制,致使部分风电项目接入系统工程滞后于风电场建设进度。尤其在风电持续快速发展的大背景下,电源、电网和负荷的统一规划显得尤为重要。

2.2 调峰压力加大

吉林电网火电机组中供热机组比例高、规模大,达到冬季最小负荷的2.5倍,供热周期近5个月。由于冬季供热期间机组有最小开机要求,以及供热机组以热定电,机组最大最小出力受到限制,冬季供热期间电网调峰能力严重不足。而风电的大规模接入,则进一步增大了电网调峰压力。

2.3 风电消纳激励政策不完善

国家现有的激励政策更多向风电项目开发倾斜,缺乏对输配电及用电环节的激励与补偿,以及用户购买绿色电力的激励政策。没有形成包括发电、并网、用电在内的完整的激励政策体系,不利于风电产业的可持续发展。由于风电不具有常规电源调峰、调频、调压和备用等方面的能力,因此需要对现有政策的适应性进行深入研究、完善和调整,在维持电网和其他发电企业基本持续发展能力的基础上,调动各方积极性,共同促进风电的协调有序发展。

3 应对措施

3.1 加强电力系统统一规划

统筹规划吉林省风电大规模开发以及电网发展,按照电网规划的整体规模,合理地调控风电总体规模。通过风电规划的送出需求,合理调整电网规划,形成风电规划与电网规划的互动协同机制,合理引导风电有项目序建设。使常规电源、可快速调节电源、风电、电网和负荷协调发展。

3.2 完善电源结构

吉林电网快速调节电源占全部直调电源的 1%左右,是全国比例最低的省份之一。快速调节电源主要包括水电站、抽水蓄能电站和大型燃气发电机组。快速调节电源可弥补风电的随机性和反调峰特性。东北地区可建设抽水蓄能的最大容量约3 000×104kW,吉林省域内经济可开发潜力巨大,可适当加快抽水蓄能电站的建设速度,同时考虑适时建设大型燃气发电机组。

3.3 充分利用地区供热负荷

吉林电网以火电为主,其中的供热机组比例较大。在以热定电的运行方式下,出力可调节能力显著降低,接纳风电能力受到很大限制,尤其低谷负荷时段,为了保证供热质量和系统有功功率平衡,经常出现大量弃风现象。国内外在储能方面虽然做了大量的研究,但始终没有解决储能成本过高的问题。城市供热一次管网容积巨大,且具有较高的热惯性。在满足城市供热前提下,充分利用城市供热管网的储热功能和热惯性,统筹考虑储热式电采暖的运行方式,开展供热机组、储热式电采暖和大规模风电的联合优化协调。

3.4 完善风电可持续发展政策体系

现行的风电并网及交易机制是全额保障性收购与固定电价,没有体现风电辅助服务成本高和边际成本低的特点,有必要对现行政策进行调整,对由于消纳风电而参与调峰的火电机组给予相应补偿,建立大型风电基地送出工程输电价格单独核定制度及合理的抽水蓄能电价政策,提高风电接网费用补贴标准,充分调动常规电源、抽水蓄能等参与风电调峰调频的积极性。

尽早研究确定合理的经济弃风容量,通过主动弃风提高风电装机规模和发电占比。进一步完善风电技术标准,建立强制性的风电管理规范,提高风电和电网相互适应性。参与电力市场可以反映风电的市场价值,可以通过降低售价而避免在风电大发时弃风。由于市场无法反映风电的环境保护等外部效益,因此需要在市场定价的基础上给予新能源政府补贴,保障新能源的合理收益。

3.5 更大范围统筹调峰调频资源

通过加强区域大电网互联以及电力交换,扩大风电的消纳范围是进一步提高风电并网发电比例的必然选择。东北地区经济发展相对落后于华东、华中、华北地区,负荷增长有限。通过建立和完善风电跨大区域电网输送交易机制,促进东北电网与其他大电网的电力交换。由于风电单独外送时输电线路的利用时间较低,必须在送端按照受端用电需求调整功率特性后才能实现跨大区输送,技术要求较高。同时,由于到达受端电网的落地电价较高,经济性较低。目前采取的风电、火电捆绑联合外送是促进风电跨大区输送的合理措施。

4 结束语

从吉林电网目前的实际情况看,风电容量的快速增长与电网消纳能力受限的矛盾将越来越突出。被动采取调整电网结构和运行方式已不能满足风电大规模接入的需求,必须从统一规划,合理布局,完善和出台相关政策,同时考虑适时建设抽水蓄能电站、大型燃气电站,以及进一步开拓电力市场,加大风电跨大区域电网交易等多方面采取措施,最大限度地提高吉林电网的风电消纳能力,进一步促进吉林省风电的可持续开发利用。

[1]张宁,周天睿,段长刚.大规模风电场接入对 电力系统调峰的影响 [J].电网技术,2010,34(1):152-158.

[2]郭象容.关于电网接纳大规模风电能力的思考 [J].广东电力,2011,24(5):20-23.

[3]白建华,辛颂旭,贾德香,等.中国风电开发消纳及输送相关重大问题研究 [J].电网与清洁能源,2010,26(1):14-17.