黑龍江電網風電消納能力及風電場并網點分析

胡遠婷,于海洋,陳曉光,郭 裊，姜德勝

(1.黑龍江省電力科學研究院,哈爾濱 150030；2.國網黑龍江省電力有限公司 管理培訓中心，哈爾濱 150030)

黑龍江電網風電消納能力及風電場并網點分析

胡遠婷1,于海洋1,陳曉光1,郭 裊1，姜德勝2

(1.黑龍江省電力科學研究院,哈爾濱 150030；2.國網黑龍江省電力有限公司 管理培訓中心，哈爾濱 150030)

為全面掌握黑龍江省風電可并網容量及并網點,解決風電消納能力制約風電快速發展的問題,以2014年作為水平年,根據黑龍江電網現有的電網運行方式、電源結構以及電網負荷特性等條件,采用PSASP 對電網的潮流和電壓等情況進行分析,從而確定黑龍江省的風電消納能力,并對風電并網點提出了合理建議。

黑龍江電網;風電;消納能力;并網分析

黑龍江省具有豐富的風能資源,是國家“千萬千瓦級”風電基地,也是全國風能資源最豐富、風資源評價指標最好的省份之一[1-2]。黑龍江省風能資源總儲量為6.3億kW,技術可開發量5.0億kW,潛在裝機容量7326萬kW。為引導風電合理發展,避免不必要的經濟浪費,合理選擇并網點和利用資源,在進行風電發展規劃前,需要對系統消納風電能力進行深入探討和研究,協調電網和電源的發展,兼顧系統發展經濟性[3-4]。影響風電消納能力的因素很多,其中包括電壓穩定、暫態穩定和電能質量等,但目前影響風電消納能力的最主要因素是電網傳輸能力和調峰能力[5]。本文結合黑龍江電網的結構特點及負荷分布情況,以2014年為水平年,考慮系統的穩定性和可靠性,分析黑龍江省風電消納能力以及最優的并網點。

1 黑龍江電網概況

黑龍江電網根據地理位置目前分為東、中、西、北4個區域電網。東部電網是黑龍江電網乃至東北電網重要的電源中心,包括7個供電區;中部電網是重要負荷中心,包括2個供電區;西部電網是東北電網與呼倫貝爾電網交流互聯的重要通道;北部電網地廣人稀,是黑龍江電網的供電末端。截至2014年底,黑龍江省總裝機容量為25033.11 MW,其中風電裝機容量為4635.95 MW,占18.52%,火電占77.53%,水電占3.91%,太陽光伏占0.04%。受地理環境影響,黑龍江電網風電裝機主要分布在東部電網和西部電網,其中東部占78%,西部占16%,北部和中部各占5%和1%。

目前,黑龍江省電網最大接受蒙東呼倫貝爾電力220萬kW、接受俄羅斯電力75萬kW,最大南送電力300萬kW。預計2015年—2020年,黑龍江主網與網外送受電通道增至4條:從俄羅斯受電、從伊敏受電、吉黑斷面送電以及特高壓外送。而且黑龍江電網風電裝機容量增長較快,預計至2020年風機裝機容量可達到700萬千kW以上,電網調峰與風電消納矛盾將更加突出。

2 計算原理

風電消納能力受限的主要原因是電網輸送約束的限制,為了確定電網對風電最大的消納能力以及合理的并網點,需要考慮電網的負荷和外送極限,還要考慮局部電網的潮流分布特性及電壓穩定性。

Pwpmax=PLmax+Pout-PHY-PTHmin

式中:Pwpmax表示風電機組的最大出力;PLmax表示網內最大負荷;Pout表示省間外送極限;PHY表示水電機組出力;PTHmin表示火電機組最小出力。計算時應選擇一個典型日,分析日內的負荷和火電廠最小的開機方式。系統各潮流輸送斷面和開機方式確定后,需要分析電廠集中上網地區的動態穩定特性和電壓穩定性,在保證電網能夠安全穩定運行的前提下,確定最合適的并網點。風電消納能力及并網點計算流程如圖1所示。

圖1 風電消納能力及并網點計算流程圖

3 黑龍江電網風電消納能力分析

按照最大負荷日,選擇2014-12-15作為計算典型日,當日最大負荷為10 279 MW。當日最小火電開機方式為:東部電網3190 MW,中部電網1715 MW,西部電網2675 MW,北部電網100 MW;水電機組 0 MW;吉黑省間交流聯絡線外送能力為3000 MW。根據公式可計算出黑龍江省風電消納能力最大為5599 MW。目前省內已有風電裝機容量為4636.95 MW,省內還有風電消納空間為962.05 MW。

黑龍江東部電網潮流外送極限為3000 MW,如果大規模開發風電,必將降低火電廠的出力,運行火電廠的安全下限一般在60%～70%,出力再下降就會導致火電廠全停。而火電廠啟停一次既耗時又會造成資金損失,因此一般盡量避免火電廠進行啟停調節。東部電網火電容量為7880 MW,風電容量為1770 MW,東部大負荷為3021 MW,風電利用小時數為2000 h。考慮以上情況,目前東部電網風電場最佳增容量為495 MW。

根據黑龍江省的地勢特點和風能分布特性,風電場集中建設在佳木斯、雙鴨山和大慶等地區。由于部分220 kV線路較為薄弱,優先選擇500 kV變電站作為風電場的并網點,因此選擇佳木斯的方正作為并網點,擬上網風電場4座,容量400 MW。通過仿真發現,并網風電對該地區電壓影響并不明顯,對線路潮流影響較大,東部外送的主要通道220 kV方德甲乙線上潮流增大,單回線路潮流超過200 MW,線路不滿足N-1運行方式。當上網風電容量在200 MW時,方德甲乙線上的潮流在安全范圍內,具體潮流分析如表1所示。

表1 500 kV方正變作為風電并網點的潮流分析

除了500 kV方正變外,東部電網沒有適合風電場并網的500 kV變電站。綜合考慮地理位置和網架結構,選擇220 kV蘆家變作為第二并網點。蘆家變的潮流送出通道只有云蘆甲乙線和佳蘆線,當佳蘆線故障時,風電場送出通道就只剩下云蘆甲、乙線,雙回線上的潮流將顯著增大,超過200 MW,線路運行存在安全隱患。通過仿真分析確定蘆家變最佳風電并網容量為195 MW，具體潮流分析如表2、表3所示。

剩下100 MW的風電并網點可選擇東堤風電場作為并網點,富錦變作為建前環網中的變電所,其網架結構較為堅強,當發生N-1故障時不會出現線路潮流過載的情況。

表2 蘆家變并網風電容量分析

表3 佳蘆線故障后潮流分析

由于中部電網不適宜風電場的建設,因此剩余的467.05 MW風電應選擇在西部電網進行消納。通過對目前網架結構的分析,選擇大慶新海風電場和火炬變2個并網點進行分析對比。擬定3個方案。方案1:選擇大慶新海風電場作為風電場并網點,并網容量467 MW。方案2:選擇火炬變作為風電場并網點,并網容量467 MW。方案3:分別將大慶新海風電場和火炬變作為2個并網點,各并網容量均為233 MW。具體潮流情況如表4所示。

表4 西部并網點選擇情況分析

大火甲、乙線是大慶變下網主要通道,承擔著大慶地區東部供電區的供電潮流,下網潮流較大。目前采取線路故障聯切負荷措施,大火甲、乙線單回線的穩定極限為400 MW,新同甲、乙線的線路熱穩定極限為200 MW。在方案1的風電并網模式下,新同甲、乙線超過熱穩定極限。方案2雖然各線路的潮流都大幅降低,但是火紅甲、乙線上潮流過小,不滿足經濟運行要求。綜合考慮穩定時的線路潮流情況、N-1故障分析以及經濟運行條件,方案3為最優方案,既能有效緩解大火甲、乙線的N-1過載情況,又不會加重其他薄弱線路的潮流負擔。

4 結 論

1) 綜合考慮黑龍江省的地理因素和電網結構,最適宜建設風電場的地點為黑龍江省的東部佳木斯、雙鴨山地區和西部大慶地區。

2) 以2014年為水平年分析,黑龍江電網目前風電消納能力還有962.05 MW,其中東部電網的最佳風電消納能力為495 WM,西部電網的風電消納能力為467.05 MW。

3) 東部電網最佳并網點和并網容量為方正變200 MW,蘆家變195 MW,東堤風電場100 MW。西部電網最佳并網點和并網容量為大慶新海風電場233 MW,火炬變233 MW。

[1] 狄丹. 開發風力發電促進能源結構多元化——世界風力發電情況掃描[J].華中電力,2006,19(5):42-47. DI Dan. To hamess wind power for diversification of energy structure——analysis of world power development [J]. Central China Electric Power, 2006,19(5):42-47.

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[4] 江岳文,溫步瀛. 從調度模式經濟性角度評估電網風電出力接納能力[J]. 電工電能新技術,2014,33(4):54-59. JIANG Yuewen, WEN Buying. Capability of accommodating wind power for different dispatching models based on economy [J]. Advanced Technology of Electrical Engineering and Energy, 2014,33(4):54-59.

[5] 衣立東,朱敏奕,魏磊，等. 風電并網后西北電網調峰能力的計算方法[J]. 電網技術,2010,34(2):129-132. YI Lidong, ZHU Minyi, WEI Lei, et al. A computing method for peak load regulation ability of northwest China power grid connected with large-scale wind farms [J]. Power System Technology, 2010,34(2):129-132.

(責任編輯 侯世春)

Analysis of wind power accommodated capability and grid-connected site in Heilongjiang grid

HU Yuanting1, YU Haiyang1, CHEN Xiaoguang1, GUO Niao1，JIANG Desheng2

(1.Heilongjiang Electric Power Research Institute,Harbin 150030,China；2.Management and Training Center，State Grid Heilongjiang Electric Power Co.,Ltd,Harbin 150030，China)

In order to master the available grid-connected capacity and site of Heilongjiang wind power, so as to eliminate the factor suppressing the rapid development of wind power, wind power accommodated capability, this paper, taking 2014 as the level year, according to the situation of network running mode, power resource structure, and grid load characteristics, analyzed the load flow and voltage by PSASP to determine wind power accommodated capability in Heilongjiang, and proposed reasonable advice for wind power grid-connected sites.

Heilongjiang grid;wind power;accommodated capability;grid-connected analysis

2015-06-01。

胡遠婷(1984—),女，碩士，從事電網仿真計算分析研究工作。

TM614

A

2095-6843(2015)06-0537-03