大规模风电储能联合系统运行与控制 王芝茗 主编 2016年版.pdf

第1章概述1.1风力发电与电力系统风力发电作为目前可再生能源中技术最成熟、最具规模化和商业化开发价值的发电方式之一，在节能减排、能源结构调整等方面作用突出。全球风电装机容量在过去十几年间一直保持强劲的增长势头，2015年全球新增风电装机容量为63013MW,如表1-1所示。我国作为目前世界上风电装机容量最大的国家，截至2015年底，累计装机容量已达1.29亿kW(其中，2015年新增30500MW)。“十三五”期间，我国还将继续有序推进千万千瓦级大型风电基地的建设。欧盟于2012年10月通过了能源效率指令，明确提出到2020年之前，将C0,等温室气体的排放量较1990年减少20%，将以风电为主的可再生能源（不包含水电）的比例提高20%，将能源最终消耗量较2005年减少20%。可以预见，风电在未来相当长的一段时间内还将继续保持良好的发展态势。表1-12015年全球新增风电装机容量国别新增装机容量(MW)占全球市场份额(%)国别新增装机容量(MW)占全球市场份额(%)中国3050048.4法国10731.7美国859813.6英国9751.5德困60139.5土耳其9561.5巴西27544.4全球其他674910.7印度26234.2全球前十5626489.0加拿大15062.4全球总计63013100.0波兰12662.0风电等可再生能源发电的一个主要特点是具有不确定性，输出功率随机大范围波动。我国风电较多采用大规模集中开发、远距离送出的方式并网，这对电力系统调度运行和电能质量改善具有一定的积极作用：一方面，大量风电机组集中接入能减少湍流峰值效应影响而获得明显的平滑效果：另一方面，风电机组广大的分布区域能获得较好的时空平滑效应。但目前我国尚未针对大规模风电随机波动的特点对电力系统的运行管理体制和政策、市场机制做出相应调整，大规模风电集中并网将对电力系统调峰、电网稳定性、运行经济性等带来新的桃战。现阶段我国电力系统调度以常规燃煤机组为主导的局面尚未得到根本改变，风电仍然作为“负”的负荷被动参与电网调度，与电网调度之间缺乏必要的协调，无法从根本上解决风电和常规机组运行之间的矛盾，从而影响了风电的消纳。在我国风资源最为丰富的“三北”地区，冬季供热地区风电“反调峰”特性和供热机组“以热定电”的调度原则之间存在显著矛盾，弃风问题尤为突出2012年弃风情况最为严重，弃风率达到17%：2013年有所缓解，弃风率降至11%，2014年上半年更进一步降至8.5%。根据官方公布的数据，我国弃风电量在2011年首次超过100亿kWh,2012年翻了一倍，尽管弃风率在2013年和2014年有所下降，但弃风电量仍然保持在100亿kWh以上。2015年，我国全年的弃风率飘升至15%，其中最为严重的甘肃、新疆吉林三省份，弃风率均超过30%，甘肃甚至接近39%。弃风电量创下史上新高，达到339亿kWh,比2014年的数据高了213亿kWh。弃风电量增加、平均利用小时数下降，不仅会严重影响发电企业投资的积极性，还会影响电力系统节能发电调度的实现，造成大量的资源浪费。1.2风电消纳问题随着风电并网规模的增加，风电消纳问题日益突出。与传统的火力发电相比，风力发电具有以下特点：(1)风力是风电机组的原动力，风速是决定风力大小的最重要因素。波动性大和不确定性高是风速变化的固有特点，这些特点必然导致风电机组出力的大波动，即不确定性高和可控性差。常规火电机组的出力取决于煤、石油、天然气等燃料的供给，它们是可人为控制的一次能源，因而是稳定和确定的。尽管风电场内各风电机组之间和风电场群内各风电场之间的出力有相互平抑作用，但是风电出力仍然有高度波动性和不确定性。(2)常规机组具有平抑电网运行中由于运行方式或负荷变化引起的不平衡功率的能力及可以“穿越”电网扰动的能力，因而具有较强的致稳性和抗扰性。然而，风电机组却不同，它们通常不响应系统中出现的功率不平衡，而且难以“穿越”电网扰动，因而具有弱致稳性和弱抗扰性。风电机组出力的以上特点给电力系统带来供电充裕性问题和稳定性问题。(1)供电充裕性问题。在规模化风电机组集中接入的新型电力系统中，除了同样存在传统电力系统中由于电力负荷波动和机组启停引起的电力平衡被破坏问题以外，还增加了风电机组群静态出力的波动性和不确定性问题，这就对保证电力系统的供电充裕性提出了新的挑战。(2)运行稳定性问题。风电功率控制包括有功功率和无功功率的控制。从电网运行的角度看，有功功率控制是为了保证风电系统输出功率的平稳性和电力系统的频率稳定性，而无功功率控制则是为了保证电力系统的电压稳定性。由于风速随机变化和风电机组结构特殊等原因，风电功率的可控性很差，目前在功率控制方面还存在许多亟待解决的问题，如：风速急剧变化引起的有功波动和爬坡，导致电力系统调频困难：功率波动和由“柔性”风电机组传动链引起的功率振荡，可能引起电力系统的稳定性问题：电力电子接口使风电机组的转速和电网频率失去紧耦合联系，导致风电机组出力不响应频率的变化，从而使系统总惯量减小，不利于系统的稳定问题：风电系统低电压穿越(Low Voltage Ride-Through,LVRT)问题，等等。2随着风电装机容量在电网中所占的比例不断增长，风电对电网的影响从局部配电网逐渐扩大到主网。多数风电基地，远离负荷中心，电网结构薄弱，缺乏电源支撑，需要高电压大容量远距离输送。风电随机性和反调峰性的特点，使主网调峰调压、频率控制等方面难度增加，加大了电网安全稳定运行的风险。另外，一些受端电网功率随风电出力变化而变化较大，增加了电网调频的难度，使局部电网安全风险增加。另外，从风电发展和电力系统配套设施建设的角度看，目前，风电发展还存在以下两个问题：(1)局部风电密集地区的风电发展受制于跨省、跨区域电网送出线路。部分风电项目没有统筹考虑配套电网送出规划，风电项目和配套电网送出工程分别核准以及风电项日建设周期比电网建设周期短等因素，导致风电送出规划建设滞后于风电项目建设。“三北”地区风电送出建设速度落后于风电电源项目建设速度，加之受当地电力负荷水平低、电力系统规模小、跨区跨省电网互联规模有限、交换能力不足的约束，风电的大规模并网恶化了局部电网运行环境，省间和区域间联络线功率超出稳定极限等问题逐步显现。(2)调峰调频电源规划建设与风电规划建设不协调。大规模风电并网以及风电的随机性和反调峰性要求电网配备相应的调峰调频电源。“三北”地区风电发展规模大，调峰调频电源规划建设严重滞后于风电项目规划建设。这些地区自身电源结构以燃煤发电为主，缺乏燃气发电等灵活调峰调频电源，系统调峰调频能力不足：大量热电机组冬季要保证采暖需求，按照“以热定电”原则发电，基本不参与调峰：华北、东北地区水电装机偏少，且水电具有明显的季节性特征，加之受防汛以及农业灌溉、航运等因素影响，调峰能力受到制约。随着风电大规模并网，电网调峰调频矛盾日益突出。目前，我国风电消纳能力的主要限制因素是以常规燃煤机组为主力电源的电网调峰能力(风电波动性的影响)和风电集中开发接入系统的网络传输能力。辽宁电网2011年风电限电量为56204万kWh,如图1-1所示。按风电上网电价0.61元kWh计算，风电弃风造成直接经济损失3.4284亿元。其中，因系统调峰能力不足导致的风电限电量为37364万kWh(直接经济损失2.2792亿元)，而因网架传输能力不足导致的风电限电量为18840万kWh(直接经济损失1.1492亿元)，调峰限电和网架限电的比例约为2：1。10000800060040004569101112月份图1-1辽宁电网2011年不同月份风电限电情况一调峰限电：一网架限电3风电的随机波动特性是风电不同于燃煤机组、水电机组等常规电源的重要特征。风电随机波动特性分析是研究风电接入的影响以及风电与常规电源之间协调调度策略的基本前提。针对大规模风电并网的问题，有一种“半可控”电源模型，该模型基于风电功率预测和预测误差将风电功率分解为波动的风电出力和不确定的风电出力，以分析风电波动性对常规机组启停计划的影响和风电不确定性对系统备用容量配置的影响。风电的随机波动特性对电力系统有功功率调度的影响如图1-2所示。在线机组最大出力爬坡能力缺额向上爬坡需求（失负荷）向下爬坡需求净负荷爬坡能力缺额常规机组爬坡能力(弃风量)!在线机组最小出力弃风量时问时问(a)(b)预测净负荷一切负荷在线机组最大出力一一一一一实际净负荷实际净负荷在线机组最小出力弃风量预测净负荷时间时间(c)(d)图1一2大规模风电接入对电力系统有功功率调度的影响(a)风电日波动性对系统调峰的影响：(b)风电短时波动性对系统爬坡能力的影响：()风电不确定性对系统下调备用容量的影响：(d)风电不确定性对系统上调备用容量的影响1.风电波动性的影响风电的波动性是指风电出力的不平稳性，即风电难以像常规电源一样保持稳定的出力，风电的波动性涉及不同的时间尺度风电日波动性对电力系统调峰有直接影响，如图1-2()所示。在负荷低谷时段，当风电出力过大而导致系统净负荷（负荷需求与风电出力的差值）小于在线机组最小技术出力时，需要弃风以保证系统有功平衡，这就是风电的反调峰特性。我国风资源最为丰富的东北、华北和西北地区（简称“三北”地区），冬季供热机组按照“以热定电”的调度原则并网发电。典型供热机组的技术参数如表1-2所示。当常规机组调峰能力降低，风电呈现反调峰特性时会影响风电消纳。可行的解决方案是基于日前风电功率预测信息，将风电纳入日前发电计划，制定合理的机组开机方式。表1-2典型供热机组的技术参数最高技术出力(MW)最低技术出力(MW)机组煤耗率(gkWh)机组型号非供暖期供暖期非供暖期供暖明非供暖期供暖期0FSN-200-2200170140153370327QFSN-300-2300250180200330310