三北地區(qū)風(fēng)電外送方式選擇研究

三北地區(qū)風(fēng)電外送方式選擇研究

0風(fēng)電基地建設(shè)研究近年來，我國電網(wǎng)的安裝和網(wǎng)絡(luò)覆蓋能力迅速增加，2010年年底達到3077萬h，主要集中在中國北方、西北部和東北部（“三北”）。在某些地區(qū)，很難去除風(fēng)，并且有嚴重的殘余風(fēng)，因此需要擴大風(fēng)的消耗范圍。關(guān)于風(fēng)電基地開發(fā)的已有研究側(cè)重于風(fēng)能資源評估、風(fēng)電場規(guī)劃、風(fēng)電設(shè)備、風(fēng)電對系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的影響等方面[9,10,11,12,13,14],缺乏風(fēng)電基地外送方式及其經(jīng)濟性研究。本文假設(shè)送端系統(tǒng)和受端系統(tǒng)足夠堅強,僅考慮風(fēng)電出力特性和輸電通道容量約束,以經(jīng)濟性為目標,提出風(fēng)電基地電力外送方式的選擇思路,進而實證研究西部和北部風(fēng)電基地合理外送方式。1風(fēng)電場放空發(fā)電時的年利用僅考慮風(fēng)電出力特性和輸電通道容量約束,根據(jù)經(jīng)濟性得出理想狀態(tài)下的風(fēng)電基地電力合理的外送方式。假設(shè)送端系統(tǒng)和受端系統(tǒng)足夠堅強,不考慮系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻、安全穩(wěn)定等運行要求。跨區(qū)單獨輸送風(fēng)電時,以落地電價最低為目標,根據(jù)各風(fēng)電基地10min級的全年風(fēng)電出力統(tǒng)計數(shù)據(jù),考慮送受端的風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價和輸電電價,確定風(fēng)電場裝機容量與輸電線路容量的比例關(guān)系。根據(jù)風(fēng)電場發(fā)電出力超出輸電容量的幅度及相應(yīng)的概率,統(tǒng)計全年風(fēng)電場單獨外送風(fēng)電時的棄風(fēng)電量。由風(fēng)電場理論發(fā)電量和棄風(fēng)電量推算相應(yīng)輸電容量的年利用小時數(shù)。為了保證送端風(fēng)電、煤電和跨區(qū)輸電的經(jīng)濟性,網(wǎng)對網(wǎng)外送風(fēng)電時以落地電價不高于受端燃煤脫硫標桿上網(wǎng)電價為目標,根據(jù)各風(fēng)電基地風(fēng)電出力特性和輸電距離,確定風(fēng)電場裝機容量與輸電線路容量的比例關(guān)系。2輸送式中心電氣基地的輸送方式2.1獨立外送分析：主電源的能源含量2.1.1風(fēng)電外送線路根據(jù)2008年全國主要風(fēng)電基地10min級的風(fēng)電出力統(tǒng)計數(shù)據(jù),風(fēng)電基地滿出力的概率很小。酒泉風(fēng)電基地全年風(fēng)電出力超過風(fēng)電場銘牌容量64%的概率不足5%;如按外送風(fēng)電銘牌容量的64%確定其外送輸電容量,全年風(fēng)電電量損失約為風(fēng)電場發(fā)電量的1%。根據(jù)對蒙西、吉林、蒙東、哈密和酒泉等風(fēng)電基地采用特高壓外送的研究表明,風(fēng)電外送線路輸電容量與風(fēng)電場銘牌容量的比例為60%~70%時,考慮風(fēng)電場及其輸電設(shè)施建設(shè)費用后,受端落地電價相對較低,但落地電價遠高于受端火電及風(fēng)電標桿電價,風(fēng)電單獨輸送的經(jīng)濟性較差。按照風(fēng)電到受端的落地電價最低原則,風(fēng)電外送線路輸電容量與風(fēng)電場銘牌容量的最佳比例約為60%~70%,落地電價約為0.7082~0.8713元/(kW·h),遠高于“三華”受端地區(qū)0.4元/(kW·h)左右的燃煤脫硫標桿上網(wǎng)電價,也高于0.61元/(kW·h)的受端風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價。2.1.2輸電線路容量對蒙西、河北、吉林、蒙東、哈密、酒泉和江蘇七大風(fēng)電基地外送的研究結(jié)果表明,隨著輸電容量的降低,輸電線路利用小時數(shù)繼續(xù)增加,但是棄風(fēng)電量將顯著增大。與按風(fēng)電場銘牌容量的70%來設(shè)計輸電線路容量相比,如果輸電線路容量按風(fēng)電場銘牌容量的50%設(shè)計,輸電線路的利用小時數(shù)將增加24%~33%,即787~1196h,輸電線路利用小時數(shù)可達3735~5653h。輸電線路容量按風(fēng)電場銘牌容量的70%設(shè)計時,蒙西、吉林、蒙東、酒泉風(fēng)電基地的棄風(fēng)電量為風(fēng)電場發(fā)電量的0.3%~0.6%,河北、哈密、江蘇風(fēng)電基地的棄風(fēng)電量為3.9%~4.8%;輸電線路容量按風(fēng)電場銘牌容量的50%設(shè)計時,多數(shù)風(fēng)電基地的棄風(fēng)電量會超過10%,甚至高達15%以上。若考慮跨區(qū)電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行等因素,輸電線路利用小時數(shù)將會降低,棄風(fēng)電量將進一步增大。2.1.3受端用電粉碎機替代由于風(fēng)電出力的隨機性和間歇性,如果風(fēng)電跨區(qū)輸送線路容量按風(fēng)電場銘牌容量的50%設(shè)計,盡管七大風(fēng)電基地95%保證率下的輸電線路保證容量提高了1倍,但風(fēng)電場保證容量沒有變化,95%保證率下河北、哈密、酒泉、江蘇風(fēng)電基地對受端火電裝機容量的替代作用約為風(fēng)電場銘牌容量的0.1%~1.4%,蒙西、吉林、蒙東風(fēng)電基地約為3.3%~4.6%?？梢?風(fēng)電單獨外送對受端火電裝機容量的替代作用很小。2.1.4電網(wǎng)利用小時數(shù)假設(shè)風(fēng)電跨區(qū)輸送線路容量按風(fēng)電場銘牌容量50%設(shè)計時,與風(fēng)電基地單獨開發(fā)并外送相比,如果分別將蒙西和河北、吉林和蒙東風(fēng)電基地進行聯(lián)合開發(fā)和外送,2020年輸電線路利用小時數(shù)將分別增加216h和95h,棄風(fēng)電量可分別減少27.6%和40.4%,95%保證率下的線路保證容量將分別提高3.4%和4.7%,對受端火電裝機容量的替代作用將分別提高1.7%和2.4%?？梢?風(fēng)電基地聯(lián)合開發(fā)和外送,有利于提高輸電線路利用小時數(shù)和受端火電替代容量、減少棄風(fēng),但是效果有限。2.2風(fēng)、風(fēng)、火協(xié)調(diào)開發(fā)具有網(wǎng)絡(luò)傳輸?shù)募夹g(shù)效率2.2.1風(fēng)電開發(fā)方式分析位于西部和北部地區(qū),具備協(xié)調(diào)開發(fā)及聯(lián)合外送的條件根據(jù)對能源資源、工程地質(zhì)、交通運輸、施工安裝及工程投資等條件的綜合分析,預(yù)計2020年蒙西、蒙東、哈密、酒泉風(fēng)電開發(fā)潛力達9200萬kW以上,占全國風(fēng)電開發(fā)潛力50%以上;2011—2020年幾大風(fēng)電基地所在省區(qū)新增煤電裝機達1.6億kW以上,約占全國新增煤電裝機容量的50%。2.2.2聯(lián)合輸送風(fēng)電與用電研究表明,單獨輸送風(fēng)電對送受端電網(wǎng)頻率控制和電壓穩(wěn)定都將產(chǎn)生較大影響,直流大規(guī)模遠距離單純送風(fēng)電,風(fēng)電場、直流線路和受端電網(wǎng)之間的協(xié)調(diào)控制將比較困難。在蒙西、蒙東、哈密等地區(qū)同步規(guī)劃建設(shè)風(fēng)電基地和煤電基地,借助風(fēng)電基地外送通道,聯(lián)合輸送風(fēng)電與火電,不僅符合我國能源跨區(qū)輸送格局,同時可以實現(xiàn)平滑送電曲線,減少對送受端系統(tǒng)穩(wěn)定的影響,大幅提高輸電效率。此外,還可以降低電力供應(yīng)成本,對電價上漲的推動較小,經(jīng)濟優(yōu)勢顯著。例如,采用±800kV直流線路輸送酒泉風(fēng)電到湖南,落地電價為0.7808元/(kW·h),遠高于湖南燃煤脫硫機組標桿上網(wǎng)電價(0.4405元/(kW·h));如果利用蒙古國或新疆煤炭建設(shè)燃煤電廠,將酒泉風(fēng)電與火電聯(lián)合外送,到湖南的落地電價為0.4372元/(kW·h),將低于湖南燃煤脫硫標桿上網(wǎng)電價,也低于湖南0.61元/(kW·h)的風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價。3外送產(chǎn)品的經(jīng)濟性根據(jù)主要風(fēng)電基地全年風(fēng)電出力統(tǒng)計數(shù)據(jù),考慮送端和受端煤電、風(fēng)電標桿上網(wǎng)電價和輸電電價,