吉林省风电通过特高压直流外送的方式方法研究

李淑慧，李志国

（东北电力设计院，长春 130021）

吉林省作为我国风能资源大省，潜在开发量为93330MW，覆盖面积29196km2，理论风能蕴藏量为6920×108（kW·h）／a。吉林省风能具有风速稳定、极端最大风速小、海拔低、空气密度大、可开发面积大的特点，在全国居中等偏上水平。吉林省西部风电基地已纳入国家千万千瓦级风电基地建设规划。

由于吉林电网供热机组比重大，冬季采暖期比较长，长期存在电网调峰容量不足的问题。随着吉林省风电装机容量的逐年增加，将进一步加重吉林电力电量消纳和电网调峰的困难，成为影响吉林省风电进一步大规模开发的主要问题。为协调风电开发与输电网建设，扩大风电资源在更大范围内的资源优化配置，确保吉林省可再生能源发展目标的实现，亟需研究并提出吉林省风电省外消纳的方式方法。

1 制约吉林省风电发展的主要因素

1.1 电源结构不合理

截至2012年底，吉林省水电、常规煤电、热电、风电及其他机组分别占电源总装机的18.4%、19.5%、48.3%、13.8%和0.01%。从吉林省电源结构来看，虽然吉林省省域的水电装机容量较大，但大部分机组主要担负着整个东北电网的调峰、调频、事故备用的任务，而吉林省直调的水电机组容量约450 MW，且多为径流式发电机组。随着系统负荷峰谷差的不断增大，系统水电装机所占比例逐渐减少，并且具有反调峰性质的风电机组和调峰能力很差的集中供热机组比例逐年增大，系统调峰问题将是持续困扰吉林电网运行的主要矛盾之一。

1.2 大规模风电并网加剧系统调峰困难

风电和其他常规能源发电方式不同，主要表现为出力随机性和不确定性。其出力特性与负荷曲线相关性较差的特点势必会对系统的调峰运行产生不利的影响。为保证系统的安全、稳定运行，就要求网内火电机组深度压出力运行。而当风电投产容量达到一定规模，即便发挥最大的调峰能力也无法维持系统的正常运行时，电网就不能再接受更大容量的风电机组并网。尤其吉林省冬季寒冷，为满足供热需求热电机组比重大并且采用“以热定电”方式运行，参与调峰幅度较小，系统整体调峰容量不足，风电大规模发展将导致小负荷时系统运行困难。

1.3 无功电压及安全稳定问题

由于风电出力具有随机性、间歇性，参与调频的火电机组难以适应风电出力的快速变化，风电大规模接入带来有功平衡困难，并且风电场多位于电网末端，距离负荷中心电气距离较长，大规模风电的出力变化，会导致系统电压大幅变化，造成电网无功电压和安全稳定问题。

1.4 风资源丰富地区地理位置较偏远，风电需大规模外送

吉林省风电主要集中在西部地区，当地经济社会发展水平相对落后，负荷水平低，市场空间十分有限，风电需送往其他地市甚至外省区电网消纳。为风电大规模外送，需同步加强跨省跨区的电网互联，扩大风电的消纳范围和规模。而大规模风电并网外送至其他地区，将造成电网稳定水平降低。为保证系统安全稳定运行，需要进一步加强电网结构。由于长距离输电损耗较大加之建设外送通道成本较高，因此风电到网电价有时不具备竞争优势。

2 系统调峰情况

参照东北设计院编写的《东北电网消纳风电能力研究报告》《关口调度模式下东北电网消纳风电能力研究》，按东北电网现行的关口调度模式，2015年，吉林电网和辽宁电网已无法正常运行，黑龙江电网、网调及蒙东电网最大可消纳风电的容量分别为2791MW和7330MW；2020年，吉林电网仍无法正常运行，辽宁电网、黑龙江电网、网调及蒙东电网最大可消纳风电的容量分别为7229 MW、7201 MW和13587MW。可见，吉林省规划的大规模风电装机要想合理消纳，必需寻求省外消纳的方式。

即使东北电网实行统一调度模式，使得东北电网风电消纳能力有一定提高，但东北电网能够为吉林省提供的风电消纳空间仍十分有限，吉林省风电要想获得长足的发展，应积极探求其他消纳方式方法。

3 吉林风电基地市场定位

吉林省风电基地是国家确定的千万千瓦级风电基地之一，开发优势明显，是东北新能源开发的首选基地，是我国快速大规模发展清洁能源的重要保证，加快推动其发展具有重大的战略意义和可持续发展效益，但吉林省的调峰水平是影响吉林省内风电消纳的最主要因素。通过计算，吉林省风电消纳空间有限，需要在整个东北电网进行消纳，同时也需要积极探索东北区域外消纳的方式方法。

华中、华东、华北（以下简称“三华”）电网是我国主要负荷中心区，系统负荷水平高、装机规模大、调节能力相对较强，且区域内风电开发规模占总装机的比重相对较低，是消纳我国西北、东北、华北（以下简称“三北”）地区风电的潜在市场。考虑扣除在东北和吉林本地电网消纳的风电后，吉林风电基地风电可纳入“三华”特高压同步电网后统筹消纳。

4 吉林风电大规模外送区外方式研究

4.1 外送方式选择

根据风电外送通道和外送方式的不同，目前风电输送分为点对网单独交流通道，风火混合点对网通道，风火混合网对网通道3种情况。

吉林省风电如果采用交流输电线路送至区外最近的华北电网，华北电网距离吉林省西部地区最近的唐山地区距离约1000km，经济性较差，难以满足要求。由于吉林西部风电、大型火电的开发和吉林省西部主网架已形成或即将形成较为紧密的联系，如果采用点对网的方式，将对西部主网架规划产生较大影响，因此该方式不适宜吉林的风电外送，可以考虑采用直流网对网送出方式（见图1）。

图1 混合网对网直流输送方式

网对网直流输送方式主要是指风电场和火电基地电力接入送端电网并以网对网的形式送至受端电网，外送通道可以通过直流连接。

4.2 网对网直流输送方式研究

风火混合外送通过直流线路送出时，对于直流线路而言，由于两端均为电力电子元件，输电功率可以迅速调整，只要满足输送功率大于线路额定输送功率的10%即可，缺点是输电功率的频繁变化会引起滤波器和无功补偿装置的频繁动作。为解决风电出力波动的问题，而且考虑到目前调度管理考核联络线输送功率的要求，为了避免输电功率波动引起受端电网的频繁调节，风火混合输电需要可控的火电主动根据风电出力进行调节，保持输电功率恒定。风火混合比例受风电装机容量、风电有效容量系数、风电保证容量系数、输电通道送电曲线的影响而变化。

4.2.1 调峰分析

风火混合外送，一般需要满足负荷高峰和负荷低谷的送电曲线，有如下关系：

a.输电通道负荷高峰容量为风电保证容量与火电机组装机容量出力之和；

b.输电通道负荷低谷容量为风电有效容量与火电机组最小技术出力之和；

c.输电通道最小容量小于风电保证容量与火电机组最小技术出力之和。

输电通道风火混合送电需要满足上述3点要求，输电通道输送容量在负荷高峰时一般为通道能力的100%，在负荷低谷时需要根据是否为受端电网调峰而定，正常情况下，网对网通道负荷低谷时段送电功率一般为负荷高峰时段的50%，也可以根据送电需要调整，最低可以调节到0，网送通道的调峰全部由送端电网承担，最高可以调节到100%，此时网送通道的调峰全部由受端电网承担。

考虑系统调峰需求，按可输送最大风电容量考虑，对不同直流输电曲线下风火输送比例进行计算，计算时主要满足：

a.火电按负荷20%留备用；

b.吉林省风电保证容量系数按0.012，有效容量系数按0.646考虑；

c.配送火电按全部采用大机组常规煤电考虑。

直流网对网外送风电情况计算结果见表1，表中直流输电线路实际输送风电容量取1，配送火电按大机组常规煤电考虑。

由表1可知，直流输电曲线的制定直接影响两端系统的调峰能力，进而影响可最大外送风电容量。直流曲线大方式和小方式比例越小，可配送最大风电容量越大，需最小配送火电容量越小，为送端系统提供的调峰能力越大。

表1 直流网对网外送风电情况分析

从直流运行曲线来看，如果采用大方式和小方式均为通道容量的100%时，直流通道的容量能够得到最大化利用，直流利用小时数最高，直流利用率最大，经济性最好，而且大方式和小方式采用1∶1的运行方式，可以避免输电功率波动引起受端电网的频繁调节，考虑到吉林省乃至东北电网的调峰状况，吉林省风火混合直流网对网外送方案应以不增加吉林省电网调峰难度、系统调峰任务主要由对端电网承担为出发点。

因此建议在取得受端系统认可的情况下，直流运行争取采用1∶1的运行方式。

4.2.2 调频分析

根据已有的统计资料，对于一个100 MW的风电场，每分钟的出力变化率不超过3%装机容量的概率为99%。统计整个地区的风电场出力变化率，随着风电装机容量的增加，风电出力变化率呈下降趋势，可以认为整个地区风电场风电出力变化率不超过3%装机容量的概率可达到99%。

煤电基地的600MW以上的火电机组可达到每分钟2%额定容量的调节速度，根据研究资料预计与之混合外送风电的出力变化率不超过3%，按照只有煤电基地的火电机组为混合风电调频的条件，要求风电装机容量和火电容量的比例不高于2∶3，如果送出风电的调频由全网机组承担则风火比例的条件更加宽松。

各省的风电有效容量系数差别也存在明显的差别，因此网对网通道的风火比例需要根据具体情况分别考虑。在网对网直流外送方式中，由全网的火电机组承担调峰、调频，裕度较大，而且外送风电的有效容量系数是全省的风电有效容量系数。

5 吉林省风电外送方案设想

吉林省西部距离华北电网约1000km，距离华东电网约1500km，从输送距离和输送容量考虑，±800kV可作为可选的输电电压等级。以直流额定电流5000A，输电容量8000 MW进行方案设想，不同直流曲线下外送风电、火电能力见表2。从直流运行曲线来看，当大方式和小方式采用1∶1运行曲线时，能够为受端电网提供最大的电力支撑同时为送端电网提供较大调峰支撑，而且有利于直流的经济运行。由表2可知，当大方式和小方式采用1∶1的运行曲线时，1条±800kV直流最大可外送风电电力7486MW。

表2 ±800直流外送风电能力分析 MW

5.1 送端电源组织方案

白城地区规划有大型路口电厂，可作为送端火电电源之一，吉林省远期规划有热电机组的建设，也可作为送端火电电源之一，此外，根据东北地区煤炭资源分布情况，吉林省是一次能源缺乏省份，今后主要靠外来煤，受资源及运力限制，境内新增火电装机有限，而蒙东地区煤炭资源丰富，兴安盟地区规划有大型路口电厂，也可作为送端火电电源之一，吉林风电与这些地区的火电机组组成送端电源。

5.2 送端落点分析

考虑到送端电源尚未落实，可供组织的大型电源分布在吉林西部地区和蒙东地区，因此送端落点暂定在吉林西部和蒙东交界处，具体落点可待下一步送端电源落实后根据电源具体分布情况进行综合的技术经济比较后选定。

5.3 受端落点分析

华北和华东经济发达，但资源匮乏，是我国重要的电力受端。未来这些地区电力需求将继续保持较快增长，仍将是我国主要的受电方向，具备消纳大规模区外来电和本区新增电源装机的电力市场空间。综合考虑电力需求、地理位置等综合因素，可在华北和华东负荷中心选择适当地点作为受端落点。

6 结论和建议

a.吉林省风电资源丰富，风电基地可开发风电资源总规模约20000MW，但是调峰能力和风电消纳能力不足，需要寻找合适的省外和区域外消纳方式。

b.东北电网能够为吉林省提供的风电消纳空间有限，吉林省风电要想获得长足的发展，应积极探求其他消纳方式方法。“三华”电网是我国主要负荷中心地区，系统负荷水平高、装机规模大、调节能力相对较强，且区域内风电开发规模占总装机的比重相对较低，是消纳我国“三北”地区风电的潜在市场。考虑扣除在东北和吉林本地电网消纳的风电后，吉林风电基地风电可纳入“三华”特高压同步电网后统筹消纳。

c.目前，东北地区风电电量均在本省消纳，建议东北实行统一调度的模式，吉林省风电电量应在整个东北电网消纳，从而调高吉林省风电机组的利用时间，提高系统运行的经济性。

d.东北区域外消纳吉林省风电，涉及到受端系统的接纳能力和受电方式（直流曲线的制定），应尽快开展与受端系统的商谈工作，便于后续工作的开展。