北京电网风电发展与消纳能力

2015-03-14余潇潇张璞刘兆燕左向红张凯田子婵

电力建设 2015年8期

关键词：北京地区出力风电场

余潇潇，张璞, 刘兆燕，左向红，张凯，田子婵

(1.北京电力经济技术研究院，北京市 100055；2.北京勘测设计研究院，北京市 100024)

北京电网风电发展与消纳能力

余潇潇1，张璞1, 刘兆燕1，左向红1，张凯1，田子婵2

(1.北京电力经济技术研究院，北京市 100055；2.北京勘测设计研究院，北京市 100024)

结合北京地区风力资源分布情况及风力发电的并网现状，对北京地区风力发电的发展情况进行了预测。预测内容包括规划风力发电的输出特性，以及“十三五”期间北京地区风力发电的发展情况。提出了一种以电网的负荷特性、常规电源调峰能力、新能源处理特性及外受电力交换情况作为边界条件的风电消纳计算方法。运用该方法对北京电网“十二五”末及“十三五”末对风电的消纳能力进行了计算，并提出了促进北京电网风电发展的相关技术措施。

风电并网; 电网; 规划; 风电消纳

0 引言

近年来，在国家政策的大力推动下，北京地区新能源发电发展迅速。截至2014年底，北京电网风电并网容量达到150 MW，占北京电网总装机容量的1.4%。目前官厅4期与青灰岭风场正在建设中，预计“十二五”末，北京风电装机规模将达到300 MW。

与传统电力系统中的大型、可控发电机组(火电、水电)不同，风电机组缺乏随负荷变化调节出力特性的能力。风电机组输出具有随机性、不可控性。随着风电机组的大量并网，电力系统的不确定性将增加。对于北京电网类似的受端电网，本地机组提供的系统备用容量非常有限，因此研究风电机组的最大接入能力对电网规划及安全稳定运行至关重要。

北京地区风力资源主要分布在延庆等网架结构薄弱的远郊地区，由于系统调峰能力不足，本地负荷消纳能力有限，及网架送出能力受限等因素，近年来北京电网风电利用小时数逐年下降。因此，为了更好地促进风电并网的发展，本文结合北京地区风电发展现状及“十三五”发展规划，并以北京电网的负荷特性、常规电源调峰能力、规划风电出力特性及外受电通道电力交换情况作为边界条件，提出了一种计算风电消纳能力的计算方法。并利用所提出的计算方法对北京电网“十二五”末及“十三五”末的最大风电消纳能力进行了计算。本文中提出的新能源消纳能力计算方法也适用于定量分析其它电网系统对不同种类分布式电源的消纳能力。

1 北京地区风电发展情况

1.1 风电发展及消纳现状

北京市风能资源相对匮乏。北京风能资源储量约为4 600 MW，主要分布于延庆、密云、门头沟等北部及西北部山区。其中，位于北部延庆县和河北怀来县交界的狼山风口的北京官厅风电场的风力资源相对优越。鹿鸣山官厅风电场项目于2007年正式启动，为北京市第1个风力发电项目。该项目一期装机为33台1.5 MW风机，二期装机为33台1.5 MW风机，二期加密工程装机为33台1.5 MW风机。鹿鸣山官厅风电场已投运，三期工程现已竣工，现总装机规模为200 MW，第4期工程将于2015年投运，届时官厅风场的总装机规模将达到250 MW。

北京电网电力平衡纳入京津唐电网统一平衡，在冬季大负荷供热期间，供热机组调峰能力下降，低谷负荷期间电力平衡困难，风机出力被迫受到限制，年度累计最大限电容量为95 MW，累计限电电量为2 662.75 MW。受电网对风电接入消纳能力限制，北京市风电设备的平均利用小时数呈逐年降低趋势，2014年北京市风电设备平均利用小时数为1 929 h，较2013年缩短171 h，较投运初期2011年缩短743 h[1]。

1.2 风电开发规划

北京勘测设计研究院通过对北京地区风力资源的分析，按照风电场选址接入条件好、交通施工条件具备、与环境发展相协调的原则，规划了“十三五”期间北京市风电建设项目，如表1及图1所示[2]。

表1 北京地区“十三五”风电建设规划

Table 1 Wind power construction plan in Beijing in 13thNational Five-Year Plan

图1 北京市风场规划示意图

1.3 风电规划出力特性

由于风电存在着明显的间歇性和不确定性，其出力会在任何时刻因风速的改变而变化。当风电场数据较多形成风电基地时，随着风电基地区域面积的增加，风速变化趋于平稳，会在某种程度上削弱整体出力的间歇性和不确定性[3]。为准确了解和掌握北京地区风能资源时空分布特性，为电网配套建设和消纳能力分析提供依据，需对北京风电基地的出力特性进行重点分析和研究。在出力特性分析过程中，采用以下术语或定义。

(1)理论出力：各风电场或基地的理论出力为根据其代表测风塔和区域的代表机型的功率曲线进行计算的所有单台风电机组出力之和。其中各风电场的出力均以各代表测风塔小时平均测风数据为依据进行计算；代表机型根据投运主流机型确定，并选择当地空气密度下的功率曲线进行计算。

(2)实际出力：在理论出力的基础上，综合考虑尾流影响、功率曲线保证率、风机可利用率等因素后的出力，对不同风电场的不同风速段的理论出力进行修正，修正系数取0.8～0.98。

1)年出力特性。根据各参证测风塔的测风数据和其代表的风电场装机容量，分别计算每个测风塔代表的风电场出力特性，叠加后得到接入到北京市风电基地的总出力特性，计算成果见表2。

北京市规划风电基地总装机容量为247.5 MW，全年平均出力94.6 MW，占装机容量39.41%；预计小时最大出力为213.1 MW，占装机容量86.10%；小时最小出力为0。

表2 北京规划风电项目出力特性表

Table 2 Output characteristics of planned wind power projects in Beijing

2)月出力特性。北京市规划风电基地风能资源分布有明显的季节性差异，总体呈春冬风大，夏秋风小，风速的季节变化直接造成了风电场出力的季节性差异。北京市规划风电基地逐月平均出力统计见表3，出力逐月变化图见图2。

表3 北京规划风电项目逐月平均出力统计表

Table 3 Monthly average output of planned wind power projects in Beijing

图2 北京规划风电项目实际平均出力逐月变化图

经统计，1月平均出力最大，达131.4 MW，占装机容量53.09%，8月平均出力最小，为42.33 MW，占装机容量17.10%。

3)日出力特性。北京市规划风电基地日平均出力统计见表4。年出力日内变化见图3。

从全年出力日变化曲线来看，规划风电机组实际出力较为平稳，其中5时～18时，出力变化较小，且为较大值。19时～次日4时，出力较小。年最大出力出现在9时，为89.1 MW。

表4 北京市规划风电项目日平均出力统计表

Table 4 Daily average output of planned wind power projects in Beijing

图3 北京规划风电项目实际平均出力日变化图

2 北京电网发展情况

2.1 北京电网现状

北京地区电网不仅是京津冀电网的重要组成部分，而且是京津冀电网的负荷中心和网架中心，除承担为首都电网供电的任务外，还向相邻的天津、河北省部分地区转送电力，在京津冀电网中处于十分重要的地位。

北京电网目前主要通过经500 kV大房三回线接受来自山西的东送电力，经500 kV张南—昌平双回线、张南—门头沟双回线、万顺三回线、托源安双回线接受来自蒙西和张家口地区的东送电力，通过顺义—太平、通州—盘山、安定—天津北郊、房山—保北500 kV线路与东北、天津、河北南网连接；另外还通过京西电厂—新怀来双回220 kV线路与张家口地区连接，房山—韩村河—涿州双回220 kV线路与河北南网连接。

截至2014年底，北京地区共有公用发电厂总装机容量9 870 MW。其中火电厂装机容量8 570 MW，比例约为86.8%；水电装机容量1 010 MW，比例约为10.2%，主要为抽水蓄能电厂；风电厂装机容量150 MW，比例约为1.5%；分布式电源容量32 MW，比例约为0.3%[4]。

2.2 北京电网调峰能力

截至2014年末，北京电网装机容量为9 984.5 MW。燃煤机组的调峰能力为50%，燃气机组的最小调峰能力为冬季5%，边界条件按照负荷旋转备用5%，风电增加的旋转备用按风电高峰出力的50%考虑。因此，可以选取冬季最大负荷日为典型日，计算可消纳风电容量。2013年冬季最大负荷日为2013年12月26日，负荷为15 347 MW，因此负荷所需旋转备用为767.35 MW。机组所能提供的最大调峰能力如表5所示。

因此，风机可利用备用容量为624.55 MW。根据1.3风电规划出力特性分析结果，增加的旋转备用按风电高峰出力的50%考虑，则北京电网最大风电消纳容量为1 249.1 MW。但是，考虑到北京电网在2017年将实现燃煤机组全部退运，仅依靠燃气机组和十三陵蓄能电厂，北京地区无法对本地风电进行消纳，必须依靠联络线对负荷及风电装机的出力波动进行平衡。因此，需考虑京津唐电网的整体电力平衡计算北京电网对风电的消纳能力。

2.3 北京电网规划

根据“十三五”北京电网规划，2020年北京地区最大负荷将达到28 500 MW，北京地区全社会用电量约125 TW·h。“十三五” 期间，北京市将新增装机容量1 781 MW，北京电网装机容量共计11 618 MW。外受电方面，到“十三五”末，规划建成13个500 kV受电通道，共计28回500 kV线路，来满足北京地区2020年28 500 MW负荷的需要。

3 北京电网风电消纳能力分析

3.1 北京电网风电消纳能力计算

(1)北京电网对风电的独立消纳能力。考虑到风电场的外送功率较大，风电场并网点的电压不宜过低[5-8]，计算中风电场并入110 kV变电站或220 kV变电站的110 kV母线，根据北京勘测设计院对北京风力资源的预评估，选择风电场并网点为：邓庄、聂各庄、付家台、栗园、密云、平谷、怀柔，并网容量的计算结果如表6所示。

可见，风电场并网容量的主要限制条件是变压器的容量。综合上述分析可得到各并网点风电的并网容量为1 800 MW。考虑到北京电网在2017年北京地区煤电机组将全部退运，而冬季北京地区燃气机组调峰能力十分有限，仅依靠燃气机组和十三陵蓄能电厂，北京电网无法对本地风电进行消纳，必须依靠联络线对负荷及风电装机的出力波动进行平衡。因此，需要考虑京津唐电网的整体电力平衡计算北京电网对风电的消纳能力。

表5 2014年北京电网内部电厂调峰容量统计

Table 5 Peak shift capacity of local power plants in Beijing power gird in 2014

表6 风电场并网容量的计算结果

北京电网中的功率缺额主要由京津唐地区的发电机组平衡，目前京津唐电网的装机容量为62 101 MW，其中负荷备用容量一般按5%比例考虑(即3 105 MW)，京津唐电网在2014年的实际运行中，备用容量的调用率接近100%。综合一年的运行情况，可用来平衡北京地区分布式电源功率波动的旋转备用容量应不超过1 500 MW(按照日最大负荷预测误差10%进行计算，北京地区最大负荷为17 760 MW，保守选择用于平衡分布式电源功率波动的旋转备用为1 500 MW)。以风电最大功率波动50%来计算，其功率波动为900 MW，低于旋转备用的最大值，为此，风电最大装机容量为1 800 MW。

三华联网后，电网的频率调节系数为2 500～3 000 MW/0.1 Hz，当北京地区分布式电源出现1 500 MW的功率波动后，电网的频率将出现0.050.067 Hz的偏差。按照调度系统国标中频率波动不超过±0.2 Hz的运行要求，分布式电源引起的频率偏差在允许范围之内。由于京津唐电网的一次调频死区为0.033 Hz，因此分布式电源的最大功率波动将引起京津唐地区的一次调频动作。

北京地区主要新能源资源为风能、太阳能、生物质能和地热能，占比分别为4%、53%、16%、27%。因此，光伏和生物质发电的比率将影响最终北京电网对风电的消纳能力。

(2)北京电网对光伏发电的独立消纳能力。根据光伏发电系统的接入范围可知，小型光伏发电系统一般接入城区和近郊区的380 V网络，大/中型光伏发电系统一般接入远郊区10 kV母线。经BPA计算，变电站的平均接入容量为8.3 MW，若考虑北京电网的变电站按400座计算，则北京电网可消纳的光伏发电系统的容量为3 320 MW。

北京电网中的功率缺额主要由京津唐地区的发电机组平衡，与风电分析类似，以光伏电站最大功率波动50%来计算，其功率波动为1 660 MW，超过旋转备用的最大值，为此，削减其装机容量至2 500 MW满足要求。

(3)北京电网对生物质发电的独立消纳能力。经BPA计算，变电站对生物质能分布式电源的平均接入容量为8.0 MW，若北京电网按400座变电站计算，则北京电网可消纳的三联供发电系统的容量为3 200 MW。

同上分析，以生物质发电系统最大功率波动20%来计算，其功率波动为640 MW，远远小于旋转备用的最大值1 500 MW，为此，其装机容量3 200 MW满足电力平衡要求。

(4)新能源综合消纳能力分析。考虑风电和光伏发电系统的最大功率波动为总并网容量的50%，生物质能发电系统的最大功率波动为总并网容量的20%，则分布式电源的功率波动为3 040 MW，可用来平衡北京地区分布式电源功率波动的旋转备用容量不超过1 500 MW，低于分布式电源的最大波动功率，因此分布式电源的装机容量需要进一步减小。其中，依据3种分布式电源的容量比例1∶1∶1.57进行削减，直至波动功率小于1 500 MW。削减后的各类分布式电源的接入容量如表7所示。

表7 北京电网接入各类新能源的容量

Table 7 The maximum penetration proportion of different renewable energy resources in Beijing power grid

因此，北京电网对风电的消纳极限能力为990 MW。

3.2 2015年风电消纳能力

2015年北京地区风电接入容量为300 MW，小于北京电网风电消纳极限，2015年北京电网负荷预计为19 800 MW，因此风电消纳比率为1.52%。

3.3 2020年风电消纳能力分析

根据表1, 2020年风电接入总容量将达到547.5 MW，考虑整个京津唐电网的电力电量平衡约束条件，此规划接入容量小于北京电网风电消纳极限。2020年北京电网负荷预计为28 500 MW，风电消纳比率为1.9%。如果仅考虑本地机组提供旋转备用，冬季燃气机组调峰能力仅为5%，不足以平衡接入风电波动，需要依赖联络线提供负荷及新能源所需旋转备用，否则将出现弃风限电现象。

3.4 提高风电消纳能力措施分析

北京地区可开发风力资源有限，尽管依赖外受电通道，可提升风电消纳能力极限，但是风场主要分布在远郊地区，本地网架薄弱，负荷有限，仍存在弃风限电现象。为了提升外受风电消纳比例，主要有以下措施：(1)加强风电接入地区网架建设[9-10]；(2)增强外受风电预测精度，合理规划旋转备用容量[11]；(3)研发大规模储能技术，研究抑制平滑风电输出功率波动；(4)合理电价政策，通过需求侧管理达到调峰的目的。

4 结论

本文分析了北京地区风力资源分布情况及风力发电的并网现状，对北京地区风力发电的发展情况进行了预测。提出了一种以电网的负荷特性、常规电源调峰能力、新能源处理特性及外受电力交换情况作为边界条件的风电消纳计算方法。该方法对北京电网风电消纳极限计算结果为990 MW。本文还提出了促进北京电网风电发展的相关技术措施。

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(编辑：刘文莹)

Development and Maximum Accommodating Capacity of Wind Power in Beijing Power Grid

YU Xiaoxiao1, ZHANG Pu1, LIU Zhaoyan1, ZUO Xianghong1, ZHANG Kai1, TIAN Zichan2

(1.Beijing Electric Power and Economic Research Institute, Beijing 100055, China; 2.Beijing Survey and Design Research Institute, Beijing 100024, China)

According to the distribution of wind energy resource and the present situation of wind power integration in Beijing, the forecast of wind power generation development in Beijing power grid was provided, which focused on the output characteristics of the planned wind power projects and the development of wind power generation in Beijing during the 13th national five-year plan.A calculation method of the maximum proliferation ratio of wind power in Beijing power grid was proposed, whose boundary condition included the load characteristics of grid, the peak shift capability of local power generation plants, the new energy processing features and the power flow exchange limit with the outside grid.The method was used to calculate the maximum penetration ratio of wind power in Beijing power grid during the end of the 12th, 13th national five-year plan.Finally, this paper suggested some related technical measures to promote the development of wind power in Beijing power grid.

wind power integration; power grid; planning; wind power penetration

国家高技术研究发展计划项目(863计划)(2014AA051901)。

TM 614

1000-7229(2015)08-0049-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2015.08.008

2015-05-26

2015-07-12

余潇潇(1986)，女，博士，工程师，主要研究方向为电力系统规划，新能源与分布式电源规划，智能电网技术；

张璞(1986)，女，硕士，工程师，主要研究方向为电力系统规划，电力系统仿真计算，电力经济；

刘兆燕(1982)，男，高级工程师，主要研究方向为电力系统规划，电力系统仿真计算，智能电网技术；

左向红(1975)，女，硕士，高级工程师，长期从事电力系统规划、设计，分布式电源规划，智能电网技术研究工作；

张凯(1969)，男，通信作者，硕士，高级工程师，长期从事电力系统规划，电力企业管理，智能电网技术研究等工作；