西北电网风力发电功率补偿问题探讨

2010-08-15钱家骧张惠勤秦云全王义法

电网与清洁能源 2010年8期

关键词：调峰火电西北

钱家骧，张惠勤，秦云全，王义法

(1.陕西省电力公司，西安 710048；2.西北电力设计院，西安 710075；3.西北电网有限公司，西安 710048)

0 引言

风电作为技术最成熟、最具规模化开发和商业化发展的新能源发电方式之一，其发展速度居于各种可再生能源之首，我国风资源丰富地区的风电场建设也得到了快速发展。西北地区风能资源十分丰富，约占全国陆上风能资源的1/3，开发利用潜力十分巨大[1-6]。

风力发电与水力发电、火力发电等常规发电方式相比，最根本的不同点在于其有功出力的随机性、间歇性和不可控性。这一特点决定了风电并网运行时，必须由常规电源为其有功出力提供补偿，以保证对负荷安全可靠地供电[7-8]。

本文在西北地区大规模风电并网的背景下，结合西北水电资源丰富、调节性能好的特点，提出首先考虑利用水电启停迅速的优点，对西北地区风电进行补偿，保证电网最大程度吸收风电，以节约一次性能源的消耗；水电为风电补偿不足部分，再考虑利用火电补偿。

1 西北地区风电资源介绍

西北区域内资源分布特点为：水电资源主要集中在黄河上游，其水电开发成本低，调节特性好，是西北电网和西电东送的主要水电电源；煤炭资源主要分布在陕西、宁夏；陕北、宁东火电基地是西北电网西电东送的主要火电电源点；风电资源主要分布在甘肃境内，可开发利用的风能资源总量为2000万kW，风能总储量居全国第五。

截至2007年底，甘肃酒泉地区已投运风电场装机容量70.51万kW。根据规划，至2010年酒泉地区风电场总装机容量将达到516万kW，至2015年酒泉地区风电场总装机容量将达到1271万kW，甘肃酒泉建成千万千瓦级风电基地[9]。

西北地区风能资源丰富地区一般处于电网末端，电网网架结构不够坚强，电源结构较为单一，风电大规模接入对这些地区的电网调峰和稳定运行带来极大压力；且风的波动性使风电场的输出功率具有波动性，难以像常规电源一样对风电场制定和实施准确的发电计划。随着风电场规模的扩大，风电装机在电网中所占比例越来越高，其对电网的影响范围也从局部逐渐扩大。

风电接入容量的增加与接入电压等级的提高，使得电网受风电的影响范围更广，影响程度更大。如此大规模的风力发电集中接入电网，对于电网的规划、发展与稳定运行都提出了新的挑战。由于我国风能资源丰富地区距离负荷中心较远，大规模的风力发电无法就地消纳，需要通过输电网远距离输送到负荷中心，更加剧了风电对电网运行及稳定的影响。

为了弥补风电出力的随机性缺点，需要寻找合适的电源对其进行补偿调节，以解决其对电网稳定运行的危害。水电在调峰速度上具有很大优势，因此，可考虑利用水电启停迅速的优点，进行水电和风电联合运行，保证电网最大程度吸收风电，以节约一次性能源的消耗。

2 西北电网水能资源分布

西北地区水电资源丰富，经济可开发容量约为5000万kW，主要分布在黄河、长江，以及其他内陆河流域。

2.1 黄河上游水电

西北电网的主要水电集中在黄河干流青铜峡以上河段，截至2008年底，该河段已经形成了龙羊峡、尼那、李家峡、直岗拉卡、公伯峡、苏只、寺沟峡、刘家峡、盐锅峡、八盘峡、小峡、柴家峡、大峡、乌金峡、沙坡头、青铜峡16座梯级电站联合运行的局面，在发电、防洪、防凌及灌溉供水等综合利用方面发挥了巨大的作用。

“十一五”末，黄河干流还要建成羊曲、拉西瓦、积石峡、黄丰等水电站，水电装机进一步增大。

“十二五”期间，西北电网黄河梯级除继续建设拉西瓦后续机组外，将重点推进龙羊峡上游水电站的开发。至2015年，拉西瓦建成装机350万kW，龙羊峡上游梯级开发中建成羊曲、班多等水电站，其中，羊曲装机容量120万kW[9]。

此外，西北电网已建水电站还有部分具有扩机可能性，如拉西瓦、龙羊峡、李家峡等水电站；同时考虑到龙羊峡上游水电站，如门堂、官仓等水电站的持续开发，黄河上中游还可以扩机或新建700万kW的水电站。

从调节性能上来看，龙羊峡为多年调节电站，刘家峡为不完全年调节电站，其他电站基本都具有日调节能力。从运行方式上来看，可以将黄河干流的水电站分为2个水电群，其中，龙羊峡—刘家峡河段之间的水电站为一个水电群，该水电群的每日电量受龙羊峡电站的控制，刘家峡以下河段的水电站为一个水电群，该水电群的每日电量受刘家峡电站的控制。

2.2 祁连山抽水蓄能电站

甘肃祁连山地区规划建设3座抽水蓄能电站，大龙山、柳沟峡和长石堤河抽水蓄能电站，装机容量分别为120万kW、80万kW和120万kW，总装机容量为320万kW。

2.3 太平裕抽水蓄能电站

根据规划，陕西将建设太平裕抽水蓄能电站，总装机容量120万kW，分为2期建设，2015年一期建成，装机容量60万kW。

2.4 火力发电

根据西北电网电源建设安排，2015年西北（陕西、甘肃、青海、宁夏）4省区火电装机达10216万kW。在现有机组调峰深度统计的基础上，根据规划装机规模，参照现有同类型机组的调峰能力，对设计水平年2015年西北电网火电机组的调峰深度进行了统计整理，得到2015年西北电网主要火电厂机组调峰深度达4111.5万kW，占火电总装机的41%。

3 西北电网调峰能力分析

本文以2015年为水平年，分析甘肃酒泉地区风力发电功率补偿问题。

3.1 以水电为主的补偿方式

3.1.1 黄河上中游水电调峰能力

分析黄河上游水电为酒泉地区风电调峰时，根据文献[10]，考虑刘家峡以下河段受防凌、供水等综合利用任务的限制较多，认为刘家峡及其下游梯级水电厂参与负荷调峰，而不参与风电调峰。2015年，参与酒泉地区风电调峰的黄河上中游水电站有：羊曲、龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡6个百万千瓦级的水电站。

根据文献[10]中的计算方法，西北电网黄河上游水电可为风电提供320万～490万kW的调峰能力，平均400万kW左右。

根据水电站的出力情况及文献[10]中的计算方法，黄河上中游存在扩机和新建可能性的水电站还可以为风电提供110万kW左右的调峰能力。

综上，以规划电源装机进度为依据时，2015年西北电网黄河上中游水电可为风电提供400万kW左右的调峰能力；以水电装机潜力为依据时，2015年西北电网黄河上中游水电可为风电提供510万kW左右的调峰能力。

3.1.2 抽水蓄能电站调峰能力

抽水蓄能电站能够利用系统低谷时段的富裕电量抽水，在系统高峰负荷时段发电，根据其运行特点，理论上抽水蓄能电站的调峰能力是其装机容量的2倍。因此，2015年祁连山地区装机容量为320万kW的抽水蓄能电站可为风电提供640万kW的调峰能力。由于陕西电网调峰压力较大，太平峪抽水蓄能电站考虑用于陕西电网系统调峰，不参与风电调峰。

根据前述，优先考虑以水电为主的补偿方式时，若以规划电源装机进度为依据，西北水电可为风电提供的调峰能力为1040万kW；考虑水电电源装机进度提前，若以水电装机潜力为依据，西北水电可为风电提供的调峰能力1150万kW。此外，根据文献[10]中的计算方法，2015年西北电网规划建设的火电机组还可为酒泉地区风电提供431万kW的调峰能力。

综合考虑，以规划水电电源装机进度为依据时，2015年西北电网水电和火电的调峰能力可达1471万kW；考虑水电电源装机进度提前，以水电装机潜力为依据时，2015年西北电网水电和火电的调峰能力达到1581万kW，均可满足酒泉地区1271万kW风电的功率补偿需求，不需要另外配套建设火电电源。

3.2 以当地火电为主的补偿方式

如果以当地火电电源为主为酒泉地区风电进行调峰时，根据有关方面意见，需要按1：2配套建设火电电源，根据2015年酒泉地区风电的装机情况，需要配套建设的火电电源达2400万kW。

3.3 2种补偿方式分析比较

对于酒泉地区千万千瓦级风电基地的功率补偿问题，2015年采用以水电为主的功率补偿方法与采用以当地火电为主的功率补偿方法相比较，可减少建设火电电源2400万kW，可节约标准煤约185.4万t，折合原煤259.56万t。以火车运煤为例，煤价以325元/t计算，可节约运行费用84357万元；同时，可以减少SO211.58万t，年节约环保收费6940万元；可减少NOX68.33万t，年节约环保收费41000万元。

此外，水能是一种廉价、清洁的一次能源，水电站的运行成本低，环境污染少；有调节库容的水电站在承担变动负荷时几乎不会引起什么额外损耗，而且响应速度快；火电机组受锅炉、汽轮机最小技术出力等条件的制约，调整范围较小，而且锅炉、汽轮机等设备受交变应力的限制，调整速度较慢。