辽宁省海上风电消纳能力分析研究

辽宁省海上风电消纳能力分析研究
张子信;王珊珊;于佳;王镝;薛琪
【摘要】随着辽东庄河地区190万kW海上风电项目的建设,辽宁电网调峰形势将进一步恶化.文中介绍了国内外海上风电发展的现状,着重分析了辽宁省的海上风电资源情况,并对辽宁电网调峰能力进行定量分析,探讨辽宁省海上风电项目消纳问题,据此提出几点应对策略,可供海上风电企业参考.
【期刊名称】《东北电力技术》
【年(卷),期】2017(038)005
【总页数】6页(P23-28)
【关键词】海上风电;消纳能力;风电特性;调峰平衡
【作者】张子信;王珊珊;于佳;王镝;薛琪
【作者单位】国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院,辽宁沈阳 110015;国网辽宁省电力有限公司管理培训中心,辽宁沈阳 110023;辽宁省送变电工程公司,辽宁沈阳 110021;国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院,辽宁沈阳 110015;国网辽宁省电力有限公司经济技术研究院,辽宁沈阳 110015
【正文语种】中文
【中图分类】TM614
辽宁省大连地区近海海域风能资源丰富，具备建设大型海上风电场的条件，并已列入《风电发展“十二五”规划》，成为我国海上风电建设及布局重点。

为充分合理利用风电资源，减轻燃料运输压力，减轻环境生态问题，满足东北老工业基地振兴
对电力的需求，在更大范围内优化配置资源，以国家振兴东北老工业基地为依托，以实施新能源产业振兴规划为契机，积极推进辽宁庄河地区190万kW海上风电
项目建设。

辽宁省位于我国东北部地区，受冬季寒冷气候影响，地区火电装机中供热机组所占比例较大，在供暖期时电网的调峰能力受到很大限制。

随着近年来省内风电装机容量的大幅增长，其出力的间歇性与波动性对电网的调峰能力提出了更高的要求，在负荷低谷、风机高出力时段已经需要采取切除部分风机等措施以保证电网的安全稳定运行。

随着辽东庄河地区190万kW海上风电项目的建设，辽宁电网调峰形势将进一步
恶化。

为保证电网的安全稳定运行，同时响应国家政策号召，进一步提升电网对风电等清洁能源的接纳能力，寻求新的促进电网调峰能力的方法势在必行。

本文对辽宁电网调峰能力进行定量分析，探讨大连庄河190万kW海上风电项目消纳问题，提出保证该项目合理消纳的措施建议。

1.1 国外发展现状
全球海上风电新增装机量平稳增长。

2014年，全球海上风电新增装机1.7 GW，
同比增长5.77%，累计装机8.8 GW，同比增长24.48%。

海上风电新增装机的放缓主要源于欧洲市场的下滑，欧洲2014年海上风电新增装机1.5 GW，同比下降5.34%，累计装机已达8 GW，其中英国占了欧洲累计装机的半数以上，2014年
海上累计装机为4.5 GW。

随着欧洲市场的回暖，海上风电将继续保持快速发展。

根据欧洲风能协会(EWEA)最新统计，2015年上半年欧洲新增海上风电装机容量
达2.3 GW，同比增长200%，为有史以来最高。

截至2015年6月30日，欧洲
共有3 072座海上风电机组并网发电，总装机容量达10.4 GW，占全球装机容量
的91%。

欧洲市场将引领全球海上风电进一步向前发展[1-2]。

1.2 国内发展现状
我国东南沿海及其附近岛屿是海上风能资源丰富地区，沿海岛屿有效风能密度在300 W/m2以上，全年中风速大于或等于3 m/s的时数约7 000～8 000 h，大于或等于6 m/s的时数约为4 000 h。

《2014年风电发展报告》提及，我国水深
5～25 m、50 m高度的海上风电开发潜力达到200 GW，而5～50 m水深、70 m高度的海上风电开发潜力则达到了500 GW，部分潮间带及潮下带滩涂资源和
深海风能资源较为丰富[3-5]。

借助海上资源优势，我国提出了到2020年完成海上风电30 GW的目标，并从政策上加以落实。

2014年6月，国家发改委明确了海上风电的上网电价，使得投资海上风电的投资效益更加明确。

2014年12月，国家能源局发布《关于印发全国
海上风电开发建设方案(2014—2016)的通知》，核准超过10.5 GW的海上风电项目。

借力海上资源和政策扶持，我国有望成为海上风电发展的重要力量。

2014年，我国海上风电新增装机229 MW，同比增长487.95%，实现累计装机658 MW，同比增长53.50%。

我国海上风机的发展规模尚小，距离2015和2020年的发展目标还有很大差距。

十三五规划中，明确提出未来要重点发展海上风电技术和应用，未来几年我国海上风电将会有跨越式的增长表现[6-7]。

大连位于北半球的暖温带，具有海洋性特点的暖温带大陆性季风气候。

因大连临海，气流由平坦的海面流经内陆后，由于摩擦阻力增大，动能消耗加快，风速明显减小。

大连地处东亚季风区，偏北和偏南风为主导风向，也是风能集中的风向，占当地总风能的60%以上。

大连有大连市气象站、长海气象站、金州气象站、旅顺气象站、普兰店气象站、瓦房店气象站、庄河气象站等7个气象台站。

2.1 年平均风速分布
大连海域风能资源较为丰富(长海县气象站多年平均风速4.4 m/s)，风能资源由海
域向内陆逐渐衰减，西部渤海海域和东部黄海海域风能资源分布不均衡，西部海域风能资源较优。

大连平均风速变化范围处于2.0～5.0 m/s。

大连各地风速均有明
显的季节变化，春季和冬季风速较大。

内陆气象站的最大风速均出现在3、4月，邻海气象站的最大风速出现在1月；各地区气象站的最小风速一般都发生在7-9月，其中旅顺最小风速出现在7月；大连市、长海、庄河最小风速出现在8月；
金州、普兰店、瓦房店最小风速出现在9月。

最大风速出现的时间在海域与陆地
呈现一定差异，但整体呈现春季大风气候特征。

参考大连7个气象台站测风数据
绘制大连地区平均风速年变化统计曲线如图1所示。

2.2 风功率密度分布
大连各地的年平均有效风功率密度为50～200 W/m2，地区差异较大，其中旅顺
最大，庄河相对较小。

大连南端的旅顺及大连市西部沿海区域年平均有效风功率密度均大于150 W/m2，其余地区年平均有效风功率密度则介于100～150 W/m2。

春季是大连市风速最大的季节，也是平均风功率密度最大的季节。

2.3 有效风时分布
大连各地年有效风力小时数为3 000～6 400 h，其中大连市最多，庄河最少。

沿
海岸线东部与西部区域有效风力小时数约为5 000 h，向内陆延伸，有效风力小时数则缩减至3 000～4 000 h。

而长海、旅顺超过6 000 h，已接近全年的70%。

3.1 风电出力率分析
根据对辽宁电网2014年1—12月风电出力情况进行统计分析(取样间隔为1 h1
个点)，结果详见图2—图4。

由统计结果可知，辽宁电网2014年风电最大出力率为66.55%；风电最小出力率为0.05%；风电有效出力率为47.30%(限制5%概率尖峰出力)；风电保证出力率
为1.39%(保证率95%)。

风电出力率在47.30%以上的概率非常小，约为5%，若对风电出力率在47.30%
以上的时刻进行限电，总限电量为风电发电量的2.16%左右。

在电网调峰能力一
定的条件下，适当的弃风可以大幅提高电网能够接纳的风电装机容量，促进清洁能
源发电技术的发展与普及。

3.2 辽宁省风电出力特性修正
受调峰及网架制约，收集到的风电出力历史数据存在限电现象，其出力特性与实际情况存在一定差异，为使后续风电消纳分析结论更贴近实际，需对其进行修正。

出力概率分布修正如下。

a.以区间均值为变量，风电出力概率为函数，采用合理数学函数对风电出力概率分布曲线进行拟合。

b.对拟合曲线进行修正，保持风电最大出力区间不变，保持风电最小出力为零。

c. 以区间均值及其概率乘积累计为风电出力均值(标幺值)，辅以风电装机全年均值计算风电年等效发电量，与理论发电量(上网电量+调峰限电+网架限电)进行对比分析，进而对拟合对数曲线系数进行修正。

d.以概率和保持1为目标，对拟合曲线进行修正。

e.校验修正前、后风电出力概率分布曲线的相关性。

风电场出力率概率分布修正曲线见图5；修正曲线与原始曲线的相关性分析见图6。

通过分析可知，修正曲线与原始曲线具有较好的相关性。

风电发电量月分布修正如下。

a.以平均风速年变化情况为依据，计算风电发电量理论月分布情况。

b.将风电发电量理论月分布与实际月分布进行对比分析，若实际发电量超过理论发电量，则采用实际发电量为该月数值，反之采用理论发电量作为该月数值。

c.以理论全年发电量(上网电量+调峰限电+网架限电)为控制目标，对采用理论数值的月份发电量按比例进行修正。

风电发电量月分布修正曲线如图7所示。

3.3 庄河海上风电对辽宁整体风电特性的影响
3.3.1 设计平均利用小时数
根据目前已建设及开展前期工作的陆上风电项目情况，辽宁省陆上风电平均利用小
时数约为2 000 h；而庄河190万kW海上风电利用小时数约为2 121 h(《大连市海上风电场工程规划报告》(3 MW))。

根据规划，2020年辽宁电网风电装机预计达到11 749 MW，若其中海上风电为1 900 MW，则届时辽宁电网风电装机利用小时数约为2 020 h；同理2025年、2030年辽宁电网风电利用小时数分别为
2 018 h和2 015 h。

3.3.2 风电最大出力率
根据统计结果，2014年辽宁电网风电最大出力率为66.55%，考虑风电最大出力率随风电装机容量增加而减少的特点，远期其值将逐渐缓慢下降。

庄河海上风电地域分布较为集中，根据陆上同规模风电集群运行情况，其风电最大出力率较高。

综上分析，辽宁电网陆地风电最大出力率呈下降趋势，但新增海上风电集中投产时将有可能提升辽宁电网整体风电最大出力时率。

考虑到目前项目尚处于前期论证阶段，无完善海上风电测风数据，且陆海风电之比值(2020年及以后大于5)较大，因此本次分析辽宁电网风电消纳能力，近似认为远期辽宁电网风电最大出力率维持2014年水平。

3.3.3 风电出力率概率分布
在近似认为风电最大出力率不变且风电利用小时数变化不大的前提下，考虑海上风电后，辽宁电网风电出力率概率分布变化不大，2020年风电场出力率概率分布情况如图8所示。

4.1 风电参与调峰方式
4.1.1 风电全额接纳模式
风电全额接纳模式调峰平衡方案如图9所示。

在负荷高峰时段风电按照最小出力参与平衡；在负荷低谷时风电按照最大出力进行反调峰。

b=y/β
c=b×η
式中：b为风电开机容量；y为系统调峰能力盈余；β为风电最大出力率；η为风
电最小出力率；c为风电最小出力。

4.1.2 风电适度弃风模式
风电适度弃风模式调峰平衡方案见图10。

在负荷高峰时段风电按照保证容量参与
平衡；在负荷低谷时风电按照有效出力进行反调峰。

b=x/α
e=b×δ
式中：x为系统调峰能力盈余；α为风电有效出力率；e为风电保证容量；δ为风
电保证出力。

4.2 调峰平衡结果分析
2020年辽宁电网调峰平衡结果见表1。

预计2020年全年最大峰谷差出现在12月，约7 025 MW，计入旋转备用容量后，网内负荷调峰需求达到8 405 MW。

2020年并入辽宁电网运行的水电机组总容量为2 280 MW(计入云峰、渭源电站)；考虑部分水电受阻以及检修安排后，预计2020年水电枯水期调峰能力在816
MW左右。

2020年辽宁电网常规煤电年均开机容量在4 887 MW左右，考虑受
阻及备用容量后，机组平均调峰能力约为33.4%。

为满足供热需要，预计2020年供暖期辽宁电网供热煤电平均开机容量在17 573 MW左右，高于非供热期的15 189 MW。

供暖期间供热煤电机组调峰能力受到较大影响，考虑受阻及备用后，
预计平均调峰能力仅为13.8%左右，远低于非供暖期的29.4%。

供暖期电网中供
热煤电平均开机容量占总开机容量(不含风电、太阳能)的60.0%左右，其调峰能力的下降将对电网的整体调峰平衡造成巨大的负面影响。

平衡结果表明：不考虑风电的情况下，2020年供暖期(11月—次年3月)辽宁电网
调峰盈余容量均值在670 MW左右；随着供暖期的结束，4—10月期间辽宁电网调峰盈余容量大幅上升，均值在3 176 MW左右，见表1。

2020年辽宁电网风电装机容量与弃风比例之间的关系见图11，风电装机容量与
年利用小时数之间的关系见图12。

根据分析结果，随着风电装机的增加，辽宁电
网风电弃风比例呈增加趋势，而风电利用小时数则逐渐下降。

2020年辽宁电网消纳能力计算结果表明：不弃风的情况下，辽宁电网可以消纳风电约620 MW；弃风5%的情况下，辽宁电网可以消纳风电约2 920 MW；弃风10%的情况下，辽宁电网可以消纳风电约6 030 MW。

达到风电预计发展规模11 749 MW时，弃风比例约为32.48%。

辽宁电网电源结构单一，供热煤电机组多，调峰能力薄弱，而风电出力与负荷的相关性不强，更多情况下使系统的负荷峰谷差增大，且风电装机容量越大，影响越大。

因此，为提高辽宁电网风电消纳能力，提出以下改进措施。

6.1 风电参与调峰方式
电网为全额接纳风电，需要配备一定的快速调节电源。

辽宁电网电源大部分为火电机组，火电机组特别是热电机组调峰能力有限，调峰速度缓慢，且深度调峰将引起火电煤耗率增加，经济性较差。

相比较欧洲等风电发达国家，其快速调节电源所占比例均在30%以上。

因此，针对辽宁电网实际情况，从优化电源建设运行方面，
应采取如下措施。

a.积极落实抽水蓄能电站投资主体和电价补贴，加快抽水蓄能电站建设。

b.坚持“以热定电”原则，科学发展热电联产，结合辽宁电网“电热负荷供需难以兼顾”的特点，建议新建热电机组优先考虑热电比高、有利于电网调峰的背压型式。

c.落实国家能源局关于促进我国煤电有序发展的通知(发改能源〔2016〕565号文)，取消一批，缓核一批，缓建一批。

d.积极落实燃气气源及价格补贴，适当建设调节特性较好的燃气机组。

e.技术改造深挖常规煤电调峰能力，优化调度运行提高热电调峰能力。

f.在热电厂安装蓄热装置，提高热电机组调峰能力。

g.进一步加强风功率预测工作，合理安排开机方式，优化风电调度运行。

h.推广应用化学储能技术，解决新能源发电的随机性和波动性问题。

6.2 加强负荷需求侧管理
依托部分高耗能企业的负荷计划调整，辽宁电网负荷峰谷差在东北三省一区中具有明显的比较优势。

但近年受供热、风电及核电机组集中规模投运以及省间联络线调峰影响，冬季供暖期电网调峰压力不断加大，电网弃风电量逐渐增加。

加强用户需求侧管理，进一步改善电网负荷特性，降低系统调峰容量要求十分必要。

具体可采取如下措施。

a.推广电能替代，重点实施“以电代煤、以电代油”，提高电能在终端能源消费中的比重。

b.推动电蓄热技术发展，缓解电网调峰压力。

落实相关政策补贴，进一步加强高耗能企业负荷可控调整。

c.完善优化电价机制，充分发挥峰谷分时电价杠杆作用，鼓励用户在弃风时段使用和存储电能。

d.推动电动汽车发展，结合智能电网技术改善负荷低谷特性。

e.推广应用化学储能技术，实现电网负荷的削峰填谷。

6.3 改善联络线功率传输规定
目前东北电网采取省间联络线关口调度制度，由网调制定省间联络线关口电量、电力计划，各省调根据网调下的计划，结合省内电源检修和负荷预测结果，安排次日机组运行方式。

在联络线关口调度模式下，需要以单个省为实体安排省内的电源方式，一方面由于省间负荷同时率的影响，等效增加了电网旋转备用容量，不利于电网调峰；另一方面，造成电力过剩省份部分高参数、大容量、调峰能力强的常规煤
电机组无法排入运行方式，导致调峰资源的浪费。

此外，按各省级电网单独消纳风电来考虑，没有达到各地区风电互补的作用，导致东北电网消纳风电能力的下降。

随着风电的大规模并网，目前所实行的联络线关口调度无法最大限度消纳风电。

因此，为更大限度接纳风电，当本省电源无法满足风电变化引起的调峰困难时，应该充分调动周边地区的调峰资源，协调互补，达到调峰资源优化利用的目的。

考虑到目前采取的调度模式，现在较为可行的方案是“联络线关口和统一风电消纳结合”方式。

根据风功率预测值以及调峰能力确定各省风电消纳需求，将其与未考虑风电影响时制定的关口曲线结合，得到新的关口限制。

该方式技术实现难度不大，但是涉及风电跨省结算问题。

a.辽宁电网风电最大出力率为66.55%；风电最小出力率为0.05%；风电有效出力率为47.30%(限制5%概率尖峰出力)；风电保证出力率为1.39%(保证率95%)。

b.2020年不弃风的情况下，辽宁电网可以消纳风电约620 MW；弃风5%的情况下，辽宁电网可以消纳风电约2 920 MW；弃风10%的情况下，辽宁电网可以消纳风电约6 030 MW。

达到风电预计发展规模11 749 MW时，弃风比例约为
32.48%。

c.2020年风电达到预计发展规模11 749 MW时，若全省风电弃风平均考虑，则庄河海上风电年利用小时数为1 432 h，弃风比例为32.48%，年弃风电量约为13.1亿kWh。

张子信(1984)，男，硕士，高级工程师，从事配电网规划工作。

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