浅谈东北电网调峰调频的问题及对策

浅谈东北电网调峰调频的问题及对策

近年来，东北地区经济增长率快速增长，人民生活水平不断提高，电网规模不断扩大，供电能力不断扩大。在东北电网的电源结构中,火电机组装机容量和发电量占有非常大的比重;水电装机容量和发电量都很小;风电的发展非常迅速,风电装机容量和发电量已经在东北电网中占据了很大份额,但风电的随机性和不确定性严重影响了电网的安全、经济、稳定运行;东北地区冬季漫长、寒冷,供热机组运行时间长且容量大。这些问题叠加在一起,使得系统的调峰、调频困难凸现。1中国东北部电网的资源结构中存在的问题1.1用电机组容量占全市场份额的80.2%,天然气管网压力大,风电系统已成为国内第二大电源东北地区一次能源结构可以基本概括为:多煤、多风、多油(但石油主要供应关内地区)、少水、少气。一次能源的状况决定了东北电网电源结构的特点。截至到2010年末,东北电网火电装机容量占总装机容量的80.2%,发电量占全网总发电量89.3%;东北电网水电机组装机容量仅占总装机容量的7.8%。而且,东北电网水电装机比重呈逐年下降的趋势,2020年和2030年将分别仅有4.5%和3.2%。这种状况将使电网的调峰工作更加困难。东北电网风电装机容量已达到1058万kW,占全网装机容量11.8%;发电量占全网总发电量5.1%,在全国各区域电网中比例最高。风电已成为东北电网第二大电源。2010年东北电网电源结构及发电量如表1所示。1.2电网调峰及调配难度东北地区的自然资源特点导致了风电发展迅速,但风电尤其是在冬季部分低谷时间呈现出来的反调峰性,加大了电网调峰及调频难度;在东北地区冬季时期,占全网近50%运行容量的发电机组参与供热。为保证供热要求,供热机组参与电网调峰的能力大幅度下降,导致系统低谷时段调峰困难。这些情况叠加在一起,加剧了东北电网的调峰调频压力。如果系统调峰困难的情况在一定时期内不能改善,将会严重影响电网的安全、经济、稳定运行。2优化东北电网供电结构的重要方面2.1体现电网稳定运行的要求图1为东北电网典型日负荷曲线。由于缺乏调峰、调频能力,在一些特定时段,为保证电网的运行,不得不实行弃风,通过牺牲风电的利益来保证电网的安全、稳定运行。由于缺乏调峰能力,在电网负荷高峰期间,大容量火电机组也不得不降低效率,被迫采取非常规调峰的手段,参与电网调峰。2.1.1投资供热期技术能力在发电机组最小出力的确定条件中不考虑风电机组的出力,不考虑火电机组的启停情况。a.常规火电机组。东北全网常规火电机组调峰出力率按57%考虑,各省区火电机组的最小出力可通过对2010年及以前各省调火电机组调峰能力统计得出;2010年后投产的大型火电机组按70%最小技术出力考虑。b.热电联产机组。拟定每年11月至次年3月为供热期。供热期供热机组开机容量根据《东北电网火电厂最小运行方式(2011)》确定。c.水电机组。拟定每年11月至次年3月水电机组在负荷高峰时按50%装机容量出力,8月份在负荷高峰时按满发容量出力,其余月份在负荷高峰时按70%装机容量出力。d.抽水蓄能机组。负荷高峰时为高效调峰电源,全部参与系统调峰;负荷低谷时按容量进行抽水,作为负荷考虑。e.核电机组。正常情况下不参与系统调峰。2.1.2机组出力总pgdm不考虑网损,各月典型日最大发电容量为PGmax,m=PLmax,m+Ppreserve,m-Ptie,m(1)式中:PLmax,m为最大负荷;Ppreserve,m为负荷备用容量;Ptie,m为联络线交换功率。根据求得的PGmax,m,按各类机组的调峰原则计算出运行机组的最小出力总和PGmin,m。各时段电网能够接纳风电的最大出力为Pt,m=PLt‚m-(PGmin,m+λPtie,m)(2)式中:λ为联络线功率调节系数(t=1,…,96,m=1,…,12)。每日各时段的风电出力为PWt‚d‚m(d=1,…,30),PWt‚d‚m<Pt,m时,风电可全部被电网接纳;PWt‚d‚m>Pt,m时,则PWt‚d‚m超出Pt,m的部分就发生了弃风。弃风电量为Qq=∑(PWt‚d‚m-Pt,m)/4(3)全年风电可发电量:Qw=∑PWt‚d‚m/4(4)全年弃风电量与风电可发电量的比值即为Qq/Qw。2.2增加实水发电系统设计由图1日负荷曲线可知24时至5时期间为负荷低谷时期,但与此同时,风电恰在此期间容易达到较大功率,因而适当地增加抽水蓄能机组用于低谷抽水,可以减少弃风,缓解电网运行压力。针对东北电网的特点,实现电源结构优化和调整的最有效途径就是加快抽水蓄能电站建设,增大抽水蓄能发电机组在电源结构中所占的比例,减轻电网目前所遇到的调峰调频压力,大幅度减少受电网制约所导致的弃风电量,确保电网的安全、经济和稳定运行。2.2.1辽宁电网有80万kw弃风情况a.2015年辽宁电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2015年辽宁电网年风电发电量预计将达到54.63亿kWh,辽宁电网弃风电量预计将达到1.25亿kWh,弃风电量将达到辽宁电网年风电发电量的2.29%,将有81天会发生弃风。若增加50万kW抽水蓄能机组,可做到基本不弃风。表2为分别增加30万kW、40万kW和50万kW的抽水蓄能机组后辽宁电网的弃风情况。b.2020年辽宁电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2020年辽宁电网年风电发电量预计将达到63.4亿kWh,辽宁电网弃风电量预计将达到1.32亿kWh,弃风电量将达到辽宁电网年风电发电量的2.07%,将有80天会发生弃风。到2020年,辽宁电网将有200万kW抽水蓄能机组投产,在电网负荷低谷时抽水填谷,使得辽宁电网2020年时低谷弃风情况大为减少。若再增加60万kW抽水蓄能机组,可做到基本不弃风。表3为分别增加30万kW、50万kW、60万kW抽水蓄能机组后辽宁电网的弃风情况。2.2.2增强电网弃风能力a.2015年吉林电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2015年吉林电网年风电发电量预计将达到64亿kWh,吉林电网弃风电量预计将达到1.28亿kWh,弃风电量将达到吉林电网年风电发电量的1.99%,将有38天会发生弃风。若增加30万kW的抽水蓄能机组,可做到基本不弃风。表4为分别增加15万kW、30万kW的抽水蓄能机组后吉林电网的弃风情况。b.2020年吉林电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2020年吉林电网年风电发电量预计将达到163.2亿kWh,吉林电网弃风电量预计将达到1.34亿kWh,弃风电量将达到吉林电网年风电发电量的0.82%,将有93天会发生弃风。若增加90万kW抽水蓄能机组,弃风情况将大大缓解。表5为分别增加30万kW、60万kW和90万kW的抽水蓄能机组后吉林电网的弃风情况。2.2.3电网弃风情况a.2015年黑龙江电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2015年黑龙江电网年风电发电量预计将达到35.0亿kWh,黑龙江电网弃风电量预计将达到3.95亿kWh,弃风电量将达到黑龙江电网年风电发电量的11.28%,预计有146天会发生弃风。若增加80万kW抽水蓄能机组,弃风情况可减为最小。表6为黑龙江电网分别增加60万kW,70万kW,80万kW抽水蓄能机组后的弃风情况。b.2020年黑龙江电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2020年黑龙江电网年风电发电量预计将达到43.7亿kWh,黑龙江电网弃风电量预计将达到2.19亿kWh,弃风电量将达到黑龙江电网年风电发电量的5.01%,预计将有146天会发生弃风。在增加了30万kW抽水蓄能机组后,弃风情况大大减少。表7为黑龙江电网分别增加了20万kW、30万kW抽水蓄能机组的弃风情况。2.2.4蒙东电网弃风情况a.2015年蒙东电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2015年蒙东电网年风电发电量预计将达到75.17亿kWh,蒙东电网弃风电量预计将达到4.45亿kWh,弃风电量将达到蒙东电网年风电发电量的5.92%,预计将有164天会发生弃风。若增加80万kW抽水蓄能机组,弃风电量比例可以降到更低。表8为蒙东电网分别增加40万kW、60万kW、80万kW抽水蓄能机组后弃风情况。b.2020年蒙东电网弃风电量计算及电源结构调整通过仿真计算,2020年蒙东电网的年风电发电量预计将达到284.3亿kWh,蒙东电网的弃风电量预计将达到50.4亿kWh,弃风电量将达到蒙东电网年风电发电量的17.73%,预计将有244天会发生弃风。蒙东电网的风电比例过高,风电的不稳定性和随机性对电网的安全、经济、稳定运行形成非常大的影响。虽然,2020年蒙东的电力外送通道容量较2015年增加一倍多,但同期增建的风电容量太大,调峰电源又非常有限,如果仅靠自身消化,将导致不仅是在负荷低谷时会有严重的弃风现象,即使是在风电大发的日子,几乎全天都会发生严重的弃风情况。在这种情况下,除了要加快建设风电外送输电通道的建设,更好发挥蒙东地区作为东北电网的电源基地作用外,也可以发挥电价的引导作用,适当考虑在该地区增加一些工业用电负荷,从用电结构调整来支持蒙东电网的电源结构调整。表9为蒙东电网分别增加300万kW和400万kW抽水蓄能机组后弃风情况。2.2.5建立联合调峰通过对三省一区分别调峰时弃风情况的仿真计算和分析,将各省区及东北全网所需增建抽水蓄能容量进行汇总,结果见表10。在东北全网联合调峰时,不考虑联络线的约束,联合调峰所需增建抽水蓄能电站容量要小于三省一区各自独立调峰时容量之和。由表10可知,若东北全网实行联合调峰,考虑联络线束缚时,2015年和2020年分别需要建设抽水蓄能发电容量220万kW和470万kW;不考虑联络线束缚时,2015年和2020年分别需要建设抽水蓄能发电容量200万kW和250万kW。3加快制定仿真计算模型在目前的状况下,努力增大电网接纳风电等可再生能源的程度,减少弃风电