抽水蓄能电站与风电配合运行研究报告（简本）.pdf

抽水蓄能电站与风电配合运行研究报告（简要本）水电水利规划设计总院目录1.概述.11.1 研:究目的.11.2 研究思路.11.3 主要研究成果.32.风能资源与风电特性.72.1我国风能资源.72.2我国大型风电基地.92.3风电出力过程.112.4风电上网容量率与并网弃风率.152.5低谷风电上网容量与调峰弃风率.152.6风电保证出力与有效容量.162.7 经济弃风率.172.8 风电出力变率问题.193.风电消纳能力及其消纳方向.223.1欧美等国风电消纳调研.223.2 蒙西等风电场的风电消纳调研.243.3 风电消纳限制因素分析.243.4 风电消纳能力分析初步成果.253.5 八大风电基地消纳方向初步分析.324.风电送端抽水蓄能与风电配合运行理论研究.354.1风电对送端输电平台的影响及可能的对策.354.2风电集中上网与分散上网.374.3 纯风电送出可行性研究.384.4 风电与抽水蓄能协同送出研究.384.5 风电与煤电协同送出研究.394.6 风电与抽水蓄能、煤电协同送出研究.465.风电受端抽水蓄能与风电配合运行理论研究.475.1风电接入电力系统存在问题及可能的对策.475.2 合理配置抽水蓄能.475.3 电力系统其它协同发展措施.506.我国抽水蓄能电站建设条件.536.1东北电网.536.2华北电网.536.3华东电网.546.4华中电网.556.5西北电网.567.抽水蓄能与风电配合运行初步规划.577.1风电送端抽水蓄能配合运行初步规划.587.2风电受端抽水蓄能配合运行初步规划.657.3与风电开发时序相应的系统协同发展方案初步分析.878.我国抽水蓄能初步规划研究.888.1我国抽水蓄能初步规划.888.2配套抽水蓄能的安全、节能作用.928.3配套抽水蓄能的经济作用.969.抽水蓄能电价政策研究.10110.结论及建议.10210.1 风电出力特性研究主要结论.10210.2风电消纳能力研究主要结论.10310.3风电送端抽水蓄能配合运行研究主要结论.10410.4风电受端抽水蓄能配合运行研究主要结论.10710.5我国抽水蓄能初步规划成果.10810.6配套抽水蓄能的安全、节能、经济作用.10910.7抽水蓄能电价政策研究.11010.8 建议.111附图.112附表：我国2020年新增抽水蓄能站点分析.1191.概述1.1 研究目的随着气候变暖不断严重，世界各国的工业和能源发展面临着严重考验，迫切 需要减少温室气体排放量。我国作为一个人口大国和发展中国家，能源消费总量 大。为了承担与经济发展相适应的社会责任，我国提出了自己的减排目标，一是 到2020年非化石能源在能源消费中的比重达到15%,二是2020年的单位GDP二氧化 碳排放量比2005年减少40%45%。为此我国加大了发展可再生能源的力度，特别 是在风电和太阳能发电方面，近几年发展速度较快。风力发电受自然气候影响较 大，发电稳定性差。大规模的风电接入电力系统后，会对电力系统的稳定、安全、经济运行产生较大的影响。因此，必须要采取相应的措施，合理消纳风电，使电 力系统安全、稳定、经济运行。中国水电工程顾问集团公司一直致力于我国水电、抽水蓄能电站、风电的发 展规划研究，在2009年度集团公司科技项目内设立了本科研项目一抽水蓄能电 站与风电配合运行研究。本项目将通过国内外调研，分析国外风电发展较快的国 家保证电网优质高效运行的方式，结合国内的实际情况，研究风电特性以及合理 消纳风电需要采取的措施，通过进行2020年我国能源结构调整后的电力系统协同 发展规划研究，重点研究提出抽水蓄能与风电配合运行的合理配置规模、布局及 其运行方式，并进行初步的经济分析。研究成果可为政府部门决策提供参考材料。1.2 研究思路1.2.1 研究范围本次研究范围涉及东北、西北、华北风能资源比较丰富的“三北”地区，以 及华中和华东能源资源相对比较缺乏的地区，这些地区将来也是部分接受“三北”风能资源的地区。故本次研究范围涉及到我国20多个省（自治区、直辖市）（以 下简称各省），涉及西北电网、华北电网、东北电网、华东电网和华中电网，研究 范围几乎覆盖了国家电网经营的除四川省、西藏自治区之外的所有供电区域。本次研究涉及的我国八大千万千瓦级风电基地，分别为甘肃酒泉、新疆哈密、蒙西、蒙东、河北、吉林、江苏沿海以及山东沿海。除江苏、山东沿海风电基地 处于经济较发达地区外，其他六大风电基地所处地区经济均相对欠发达，开发的 风能资源在当地难以消纳，需外送到华中、华东等经济较发达但能源资源缺乏的 地区。1.2.2 研究内容主要研究内容包括以下几个方面：(1)风电出力过程研究。主要分析各风电基地典型代表年的lOmin年内出力 过程，选取的代表年基本能够反映该风电基地多年平均情况。(2)风电的特性分析。主要分析研究风电年际、年内、周、日、瞬时特性变 化规律。包括同时率、最大、最小出力、保证出力、平均出力等。找出风电上网 容量、电网调峰要求与风电弃风率之间的关系。(3)风电上网对电力系统的影响及相应的消纳方法。提出我国各省区对风电 的消纳能力。(4)分析研究各风电基地消纳方式及输电平台可能搭建方案。提出各风电基 地输电平台建设方案，其中提出抽水蓄能配合运行方案。(5)分析研究受端消纳风电电力系统可能的协同发展方案。提出我国各省区 抽水蓄能配合运行方案。(6)分析研究抽水蓄能在我国新能源结构格局中的安全、节能、经济作用。1.2.3研究方法与技术线路第一步，开展风电规划理论专题研究，其中：(1)从风力发电的基本原理、风的自然特性入手，分析各风电场的地理等差 异及风电基地中各测风塔资料的代表性，研究计算基地各风电场的实际出力过程,再对各风电场的实际出力过程进行叠加。(2)根据风电基地的出力过程，再结合电力系统负荷侧、各类电源侧、电网 特性，分析风电出力特性。(3)对风电送端，从对风电对特高压直流输电平台可能产生的影响分析入手,以1OOOOMW规模的风电场为例，分析研究输电平台可能搭建方案。如单独送风电,风电与蓄能电站配合外送，与当地电网联系问题，风电、火电、蓄能电站进行一 2定比例配置外送等，配套蓄能电站的调节性能问题。(4)对受端电网，从对风电接入电力系统可能存在的问题入手，提出可能的 对策措施，分析抽水蓄能的规模需求及布局要求。第二步，开展具体的风电送端、受端抽水蓄能与风电的配合运行研究，其中：(1)对风电送端，分析当地能源资源条件，如煤电基地建设条件、常规水电 建设条件、抽水蓄能站点资源条件等，分析研究各风电基地输电平台可能搭建方 案，以及抽水蓄能电站的具体配合运行方式。(2)对受端电网，分析电力系统电力需求特性，分析风电开发电力系统其它 协同发展措施，如常规水电扩机等；分析抽水蓄能可能最大有效装机容量和前期 工作可能达成的2020年水平的抽水蓄能电站装机容量；分析电力市场空间及其对 风电的消纳能力；再根据全国统筹风电消纳方案，分析研究提出抽水蓄能的规模 需求及布局要求。第三步，根据电力市场研究成果，研究全国风电的统筹消纳方案，其中：(1)分析全国各省区的能源资源条件，根据电力市场研究成果，分析研究我 国能源的可持续合理流向。(2)研究全国统筹的风电消纳方案，其中进行技术经济比较。第四步，研究全国抽水蓄能初步发展规划方案，其中：(1)根据研究的全国风电统筹消纳方案，分析研究我国各省区抽水蓄能配合 运行方案。(2)用电源扩展优化理论，分析研究抽水蓄能在我国新能源结构格局中的安 全、节能、经济作用。各步研究内容相互关联，反复迭代，寻求适合我国国情的2020年与风电开发 要求相适应的抽水蓄能初步发展规划基础。1.3主要研究成果1.3.1 理论研究成果(1)风电出力过程计算研究成果：首先是在同一时间具备相似气象特性的风 区可作为一个风电场进行出力过程计算；风电场实际出力将根据理论出力和各风 3速段的发电特性进行修正而得；我国各风电基地幅员辽阔，其中各风电场之间的 气象特性有一定差异，根据搭建输电平台的风电场打捆情况，各风电基地的实际 出力过程等于相关风电场同时段出力简单叠加而得。(2)我国八大风电基地出力特性：风电出力具有不完全随机性；当风电上网 容量为其装机容量的60%70%时，相应弃风率仅约9.2%2.3%；风电保证出力 很小，可为电力系统提供的有效容量接近0;风电场规模较小时瞬时出力变率较大;各小风电场之间具有一定的互补性，集中上网可缓解风电出力的急剧变化，并可 提高风电容量、电量的利用。(3)风电送端抽水蓄能与风电的配合运行：在尽可能有较大的风电容量打捆 接入输电平台集中送出、与当地电网建立联系、因地制宜配套打捆一定容量的煤 电等协同发展措施之外，在技术上和经济上分析证明需配套一定比例的抽水蓄能 电站，根据不同风电基地的具体情况，抽水蓄能配套合理比例为10%35%,抽水 蓄能经济连续满发小时数约6h0(4)风电受端抽水蓄能与风电的配合运行：小规模风电分散上网对电网影响 不大，大规模风电打捆上网主要是增加了电网的调峰负担，消纳风电、节省电力 系统化石能源消耗最经济有效的方法是多能互补，主要是配套抽水蓄能，内涵主 要包括五个方面合理配置抽水蓄能、利用好常规水电、合理控制煤电气电的调峰 幅度、合理弃风、优化电网结构。对于能源输出地区的受端电网，可以不增加配置抽水蓄能电站来确定其对风 电的消纳能力；对于缺能地区的受端，可根据最大可能抽水蓄能装机来分析消纳 风电的能力，再据实际消纳风电规模，合理确定抽水蓄能需求和布局。(5)风电消纳能力研究主要结论：风电消纳的限制因素主要是电力市场空间、配套调峰电源建设条件、火电机组调峰技术经济特性、电网配套技术经济性及我 国能源合理流向。通过多能互补、合理弃风等措施，电力系统内风电的装机容量 可以超过20%,甚至可以达到50%,电量比例可以达到20%。(6)本次电价政策研究主要着眼于现状电价体制下的初步合理化建议，以成 本+税金+合理利润测算的个别成本电价为主导。建议从与远景完善电力市场相结 合，进行近期、远景的风电、抽水蓄能电价政策研究。41.3.2具体研究成果（1）2020年我国可消纳风电2.0亿kW,并基本满足非化石能源占15%。我国风电开发潜力巨大，2020年水平，目前规划八大风电基地装机容量1.5 亿kW,各省区初步规划分散开发规模0.83亿kW,共2.3亿kW。在电力系统协同 发展（主要措施是发展抽水蓄能）的前提下，我国可消纳风电装机容量2.0亿kW,其中八大风电基地装机容量1.5亿kW,各省区可消纳分散开发风电装机容量约0.5 亿kWo开发消纳风电2.0亿kW后，我国能基本满足2020年非化石能源占15%的 要求。我国不同风电开发消纳规模节能减排作用分析见表l-lo我国不同风电开发消纳方案方案节能减排作用分析表表1-1风电开发消纳装机容量需求（亿kW）燃料消 耗差（亿t）燃料费 差（亿元）电费差（亿元）占一次能源比重抽水蓄 能煤电公电风电非化石能 源风电0.5亿kW0.610.()00.680.70%12.74%风电1.5亿kW0.9510.1500.312.17%14.41%风电2.0亿kW1.110.000002.87%15.11%说明：常规水电的开发规模对能源结构分析成果影响很大，能源消费总量的取值也有一 定影响，但基本不影响报告所分析方案相互之间的比较关系。本报告暂考虑能源消费总量46 亿吨标煤，水电发电量12045亿kWh（相当于装机3.3亿kW利用3650h,若考虑3.3亿kW利 用3900h,则风电1.5亿kW方案接近15%要求）。（2）2020年我国抽水蓄能1.1亿kW方案安全、经济、节能减排效果好。2020年我国消纳风电装机容量约2.0亿kW,电力系统协同发展的重要措施之 一是合理配置抽水蓄能电站，推荐2020年全国消纳2.0亿kW风电方案对应配置 抽水蓄能规模1.1亿kWo见表1-2,对不同的电源扩展方案（增配抽水蓄能方案、增配燃气轮机方案、增配煤电并加大煤电调峰幅度和增配煤电并增加风电低谷弃 风方案）进行分析，其中增加配套抽水蓄能方案节能减排效果最好，与其它三个 方案相比，增加配置部分抽水蓄能电站的节煤效益分别为0.2 9亿t、0.2 7亿t和 0.16 亿 t。若2020年全国风电开发总规模为1.2亿kW或1.5亿kW,全国抽水蓄能需求 总规模约0.8亿kW-0.95亿kWo5表1-22020年我国不同电源扩展方案节能减排作用分析表风电开发及系统协同发展方案装机容量需求（亿kW）燃料消 耗差（亿t）燃料费 差（亿元）电费差（亿元）占一次能源比重抽水蓄 能煤电气电风电非化石能 源风电2.0亿kW：配抽水蓄能1.110.000002.87%15.11%配气电（气价2.0元/m3）0.67.82.80.2 9195020302.79%14.96%配煤电（煤电深度调峰）0.610.500.2 72473122.78%14.93%配煤电（风电调峰弃风）0.610.500.161481632.43%14.60%（3）全国风电经济上网容量率约65%,弃风率约8%。2020年我国消纳风电装机容量约2.0亿kW,研究结果，电力系统协同发展的 其它措施有：常规水电扩大装机容量约3000MW以上；煤电综合调峰幅度风电送端 约50%,受端电网约40%；全国风电经济上网容量率约65%（远距离输送部分约55%65%,当地消纳部分约60%80%）,平均弃风率约8%（若考虑部分分散上网则可达 10%或以上）。据初步分析，2015年由于抽水蓄能等调峰措施欠缺，全国按1亿kW风电消纳 后的弃风率比2020年正常水平增加约23%。（4）建议抓紧抽水蓄能电站的建设由于我国抽水蓄能建设没有跟上合理需求，导致2020年需新增抽水蓄能规模 很大，约0.71.1亿kW,要快马加鞭才行，要早做科学决策，在优化风电消纳方 案的同时，抓紧抽水蓄能选点规划及其审查、落实工作；建议研究落实抽水蓄能 电价；建议改革抽水蓄能投资体制，按当前体制，抽水蓄能定满足不了需求，2020 年消纳1.5亿kW2.0亿kW风电将落空，迫切需要投资多元化，先按规划抓紧建 设，发展是硬道理。（5）建议后续开展我国抽水蓄能发展规划等研究建议抓紧开展我国抽水蓄能发展规划研究，抽水蓄能及水电扩机工程电价政 策研究，各风电基地尤其是甘肃酒泉基地的输电平台建设研究，西北电网调峰电 源规划研究等。62.风能资源与风电特性2.1我国风能资源我国陆上高度50nl区3级（年平均风功率密度大于300W/ni2）以上风能资源可开 发量约2 3.8亿kW,近海水深52 5nl高度50m区3级以上风能资源可开发量约2亿kW,我国风能资源分布见图2-1。根据大型风电基地规划和各省初步规划情况，2020年、2030年我国风电可能开发装机容量分别约达2.3亿kW、3.7亿1。经课题初步研究 后调整的2020年、2030年我国风电开发装机容量分别约达2.0亿kW、3.0亿kW。我国各省风电初步开发规划情况见表2-1。我国各省风电初步开发规划表表2-1 单位：MW省份2010 年2020 年2030 年（不含八大风电基地）初步规划研究后调整初步规划研究后调整北京市60110110110110天津市10230230230230山西省320120004000160007000辽宁省7001000070001500010000吉林省0100000150000黑龙江省4001783080004613010000上海市1001550155059505950浙江省20004500400072005000安徽省160240240800800福建省8004100180063003300江西省120560560960960河南省130230230300300湖北省116270270540540湖南省140440440860860广东省9654170240050004000广西壮族自治区8032032021102110海南省370640110012402000重庆市148150150570570四川省5020020020502050贵州省10045045022002200云南省1283780170045002700西藏自治区010101010陕西省50400400600600青海省3095()95010001000宁夏回1族自治区3702150380030004500新疆维吾尔自治区1400840096001625014550以上合计8747836804951015391081340八大风电基地6000148515150490215860218660全国合计147472321952000003697703000007图2-1我国风能资源分布图82.2我国大型风电基地我国规划开发的八大风电基地高度50m区3级以上风能资源可开发量约18.5亿kW,可装机容量约5.7亿kW。根据大型风电基地规划,我国八大风电基地的2020年、2030年可能开发装机容量分别约达1.5亿kW、2.2亿kW。我国八大千万千瓦级风电基地主要技术经济指标 表见表2-2。我国八大风电基地地理位置示意图见图2-2。我国八大千万千瓦级风电基地主要技术经济指标表表2-2项目单位甘肃酒泉新疆哈密蒙西蒙东河北吉林江苏沿海山东沿海合计2020年：装机容量MW2395011000383002081016430150001000015000150490年发电量亿kWh539.602 62.8957.88476.55362.3332 6.2 52 2 9.6345.923500.93装机年利用小时数h225323892501229023182175229623062339单位千瓦投资元/kW90009125800080009650850015950165009848单位电度投资元/kWh3.993.823.2 003.4934.163.916.957.154.2 12030年：装机容量MW3998021800500002731018430272902100027500218660年发电量亿kWh900.752 0.81240617.2 1362.33594.9490.4635.755101装机年利用小时数h225323892480226023182180233523122363单位千瓦投资元/kW900091258000800096508000180712012611486单位电度投资元/kWh3.993.823.2 183.5384.163.677.748.714.86图2-2我国八大风电基地地理位置示意图9我国8大风电基地地理位置示意图3 灼*庆（WN10-2323830-100UMH-UO 3300例 200-300吉林甘肃酒泉成修合蒙西河北，通川山东沿海江苏沿102.3风电出力过程分析各风电基地地理、气象特性，在同一时间具备相似气象特性的风区可作 为一个风电场进行出力过程计算；确定每个风电基地中各个风电场采用的代表性 测风资料；根据理论出力和各风速段的发电特性进行修正而得各风电场的历时（时 段长lOmin）出力过程；考虑风电集中接入电网，对各小风电场出力简单叠加即得 风电基地的历时出力过程。本次研究的特点是对不同风电场的不同风速段对理论 出力的修正系数k分别进行了研究，k=0.6L0,在此以前通常k=0.70.8。某风电场各月平均出力示意图见图2-3,风电场出力过程示意图一（实际出力）见图2-4,风电场出力过程示意图二（出力占装机容量比例）见图2-5。500040003000200010000图2-3某风电场各月平均出力示意图可见，风电出力具有不完全随机性，“随机性”体现在其具有较大的波动性和 间歇性，“不完全”是体现在风电出力具有可预报性和明显的地理、季节特性，设 计中应积极预报，并利用其地理特点反映的各小风电场之间一定的互补性，经集 中而坦化风电出力的急剧变化。第11页图2-4风电场出力过程示意图一（实际出力）第12页图2-5风电场出力过程示意图二（出力占装机容量比例）第13页第14页2.4风电上网容量率与并网弃风率为确定经济合理的风电利用率，所以要研究风电上网容量与相应的并网弃风 率的关系。风电上网容量率是指风电接入电力系统容量占风电装机容量的比例。并网弃风率是指风电可发电量中受上网容量限制未能利用部分电量的比例。根据我国八大风电基地2020年水平的历时出力过程，绘制风电出力保证率曲 线及电量累积曲线见和图2-6,分析不同上网容量对应的并网弃风情况见表2-3。我国八大风电基地上网容量率与并网弃风率关系分析表表2-3甘肃酒泉新疆哈密蒙西蒙东河北吉林江苏沿海山东沿海上网容量率并网弃风率（%）90%0.140.090.300.160.100.20.660.380%0.430.761.450.920.701.42.012.270%3.192.433.792.742.33.64.175.465%5.003.785.514.173.75.15.687.260%7.325.607.656.015.56.87.519.255%10.2 08.0510.2 68.347.99.59.8211.450%13.6911.2 513.5011.2 810.912.912.6514.4可见：（1）风电场电量集中在较小出力区段，当风电上网容量为其装机容量的60%70%时，并网弃风率约9.2%2.3%,此特性有利于合理弃风，减少电网配套投资；（2）各小风电场之间具有一定的互补性，集中可减少相同上网容量时的弃风 率。2.5 低谷风电上网容量与调峰弃风率为研究风电在电力系统低谷时期经济合理的风电利用率，先要研究风电在相 应时期的上网容量与调峰弃风率的关系。低谷风电上网容量是指风电在电力系统低谷时期的上网容量，其小于或等于 风电上网容量。调峰弃风率是指在电力系统负荷低谷时期风电在并网弃风的基础上，因电网第15页调峰要求未能利用部分电量占可发电量的比例。根据我国八大风电基地2020年水平的历时出力过程，分析风电在电力系统负 荷低谷时段的可能弃风情况见表2-4。可见，在风电上网容量率为60%70%的基础 上，电力系统负荷低谷时段上网容量再减少10%30%,增加弃风率约0.2%6.8%。我国八大风电基地在系统低谷的可能弃风情况分析表2-4甘肃酒泉新疆哈密蒙西蒙东河北吉林江苏沿海山东沿海总出力率范围调峰弃风率（,负荷低谷时段可能增加的弃风率）40%50%2.151.952.051.821.661.761.003.8650%60%1.471.2 91.311.091.060.660.672.0260%70%0.900.790.800.620.530.170.480.89注：低谷时段据不同电力系统负荷特性划分，时段长约46h。2.6 风电保证出力与有效容量为合理利用风电容量，先要研究风电可能的有效容量。风电保证出力等于电力系统对风电要求的保证率对应的出力。风电有效容量是指风电在电力系统高峰时期能提供的保证出力。若电力系统 有明显的装机容量控制月份，则风电相应月份的保证出力即风电的有效容量。根据我国八大风电基地2020年水平的历时出力过程，分析各个风电基地的保 证出力情况见表2-5和图2-5。可见，风电保证出力很小，可为电力系统提供的有 效容量接近0,仅蒙东、河北因送电当地，当地冬季负荷较大，冬季负荷高峰时段 风电保证出力较大，可研究进一步提高风电设计有效容量的合理性，蒙西留当地 部分和东北风电也可研究进一步提高其设计有效容量的合理性。我国八大风电基地保证出力分析成果表表2-5甘肃酒泉新疆哈密蒙西蒙东河北吉林江苏沿海山东沿海年保证出力和夏、冬季典型月保证出力占装机之比（,保证率95%）全年0.370.160.721.160.711.11.00.98月高峰时段0.831.2 30.441.051.310.91.31.712月高峰时段0.170.02.4112.306.921.82.40.8第16页2.7经济弃风率根据风电出力特性分析，全部消纳风电装机容量是不经济的。所以有必要分 析经济弃风率。经济弃风率系根据风电特性、消纳方案经经济比较确定，其等于并网弃风率 与调峰弃风率之和。首先根据风电场的出力特性和可能输电成本的关系分析初步 的经济弃风率，再根据各消纳方案（包括电网配套方案和电源结构及其经济运行 方案）的经济比较情况得出经济弃风率。我国八大风电基地的经济弃风率初步分析成果见表2-6。对甘肃酒泉基地：外 送部分的经济弃风率分析图见图2-6,不同输电成本与经济弃风率关系图见图2-7。我国八大风电基地经济弃风率初步分析成果表表2-6甘肃酒泉新疆哈密蒙西蒙东河北吉林江苏沿海山东沿海可能消纳方向西北、华中华中华东、华中东北、华北华北东北江苏山东经济上网容量率（）弃风率（）当地：上网容量率7070707070808080弃风率3.192.433.792.742.31.42.012.2外送：上网容量率606060606060弃风率7.325.607.76.015.56.8注：河北、吉林外送部分系指无法在风电基地附近消纳需在本区域电网内统筹部分。第17页图2-7甘肃酒泉基地不同输电成本与经济弃风率关系图可见，2020年水平，我国消纳风电约2.0亿kW,平均经济上网容量为60%65%,第18页弃风率约6.5%0考虑部分地区抽水蓄能站点资源条件较差采用低谷限制上网容量,则经济弃风率约8%,若考虑部分风电分散上网则弃风率可达10%或以上。2.8风电出力变率问题1.风电场瞬时出力变率风电场的瞬时出力变率的大小与风电场覆盖区域范围、风电场规模、气象条 件等有关。根据吉林某风电场测风塔lOmin内最大、最小风速观测成果，查算风 机功率并考虑折减，得到吉林某风电场lOmin内最大、最小发电出力，据此，求 出风电基地lOmin发电出力变幅及占装机容量的比重，并对发电出力变幅进行排 频，分析成果见表2 7o某装机容量2 05MW风电场lOmin内发电出力变幅分析表表2 7频率(%)出力变率(MW)占装机比重(劲0174.985.35116.756.910102.249.91591.744.72083.340.62575.837.03068.733.53562.530.54057.02 7.84551.92 5.35047.42 3.15543.32 1.16039.419.26535.617.47032.015.6752 8.413.9802 4.812.1852 1.410.49017.48.59512.56.11000.80.4由表2-7统计成果可知，装机容量为2 05MW的吉林某风电场lOmin内50%保第19页证率发电出力变幅超过装机容量的20%,lOmin内发生出力较大变幅的几率较高。可见，当风电场规模较小、分布集中时，风力发电短时间内变幅较大。根据山东近海风电基地各风电场长系列lOmin实际出力过程，经统计，山东 近海风电不同装机容量相邻lOmin之间出力变率统计成果见表2-8o山东近海风电不同规模相邻lOmin出力变率统计成果表表2-8频率()装机容量9750MW装机容量1700MW负变率(MW)占装机 比重(%)正变率(MW)占装机 比重()负变率(MW)占装机 比重()正变率(MW)占装机 比重()0-2 730-2 8.024402 5.0-1580-92.9158092.95-560-5.75705.9-2 50-14.73602 1.210-430-4.44204.3-160-11.425014.715-350-3.63403.5-12 0-9.119011.220-2 90-3.02903.0-90-7.31508.825-2 50-2.62402.5-70-6.11207.130-2 2 0-2.32102.2-50-4.91106.535-190-2.01801.9-40-4.4905.340-170-1.71601.6-30-3.88()4.745-150-1.51401.4-2 0-3.2704.150-130-1.31201.2-2 0-3.2603.555-110-1.11001.0-10-2.6502.960-100-1.()900.90-2.4402.665-80-0.8700.70-2.3402.470-70-0.7600.60-1.9302.075-60-0.6500.50-1.7301.880-50-0.5400.40-1.4201.285-40-0.4200.20-1.1201.090-2 0-0.2100.10-0.51()0.695-10-0.100.00-0.3100.310000.000.00000由表2-8成果分析可知，风电场装机容量9750MW的出力变率小于装机容量 1700MW的出力变率，经统计其他风电场出力变率情况，也呈现相同的规律，即风 电场规模越大，风电出力变率越小，这主要是由于风电场发电出力过程与天气过 程密切相关，而天气过程变化对整个风电场而言，呈现渐变的过程，风电场出力 也呈现渐变的过程，随着风电场覆盖区域范围扩大，风电场机组之间互补性增强,第20页故规模较大、区域范围分散的风电场整体瞬时出力变率不大。另外，根据蒙西风电考察调研情况，蒙西风电场装机容量3545MW,装机规模 较大，其发电出力变率呈现如下特点：5 min基准变化率小于1%（装机容量）的 概率为87.4%,5 min基准变化率大于5%的概率仅为0.6%；10 min基准变化率小 于1%的概率为73.8%,10 min基准变化率大于5%的概率为1.3%；1 h基准变化率 在1%5%的概率为53.9%,1 h基准变化率大于10%的概率为3.2%,1 h基准变化 率大于30%的概率仅为0.16%。总体来看，蒙西风电基地风电出力变率不大，且时 间间隔越大，出力变幅越大，时间间隔越短，出力变幅越小。根据上述分析可知，当风电场规模较小且地理范围分布较集中时，风电场机 组之间同步性较好，互补性较差，瞬时发电出力变率较大；随着风电场规模增加,风电场覆盖区域范围扩大，风电场机组之间互补性增强，风电场整体瞬时发电出 力变率减小。说明大型风电场的动态平衡问题基本不制约风电上网。鉴于此，应尽可能采取将不同区域范围的风电捆绑后接入电网，采取该方式 有利于减轻风电瞬时出力变率较大对电力系统频率稳定、无功电压稳定等方面的 不利影响，保障电力系统安全稳定运行，即基本解决动态平衡问题，仅需考虑调 峰容量平衡问题。第21页3.风电消纳能力及其消纳方向3.1欧美等国风电消纳调研国外虽不象我国如此大规模的风电发展规划和如此大范围的消纳规划，但发 达国家尤其是欧洲部分国家已有十分成功的经验。据欧洲风能协会研究报告的观 点，在现有的电网技术水平和条件下，电网接纳更多的风电是经济性和政策问题,而不是技术水平和实际运行的问题。德国、美国和西班牙等国对风电并网以及电 网如何适应风电问题进行了深入的研究，初步结论证明，风电容量在整个电网的 比例可以超过20%o目前，世界上风电装机和风电发电量占总电力装机和发电量 比例特别高的国家是丹麦、德国和西班牙，丹麦占25%和16%,德国占17%和7%,西班牙占22%和10%。丹麦和德国风电高比率部分原因是有整个欧洲比较完善的 强联电网的支撑，但西班牙与欧洲网连接很弱也能强劲发展，其自有各种措施。各国值得我们借鉴的部分经验分析如下：（1）电力、调峰容量富裕保障西方国家风电消纳西方国家的共同特点是电力装机容量富裕度大，如西班牙2010年电力最大负 荷为45000MW,系统总装机超过90000MW,扣除风电，装机，电力系统有效装 机容量仍达75000MW,为最大负荷的67%,装机容量富裕度达67%,远超过我国 的20%o美国、西班牙两国除了有一定的水电、抽水蓄能，燃气轮机装机占系统 总装机比重达25%左右，调峰容量富裕度较大；另外，风电接入电网的经济上网 容量问题也未考虑，均按风电装机容量接入电网，目标是尽量减少输电损失，提 高清洁能源利用率。适当提高电力装机和调峰容量富裕度适应不同的能源结构等 方面，值得我们学习。（2）蓄能配套、出力预报、电价政策西班牙风电强劲发展西班牙的风电已超过电力总装机的20%,发展很快，核电近10%左右，抽水 蓄能比重约2%。西班牙为了开发利用El Hieno岛、Canary岛的风能资源，建设了相应的抽水 蓄能电站与之联合运行；还有Soria-Chira混合式抽水蓄能电站等。此经验我国“三 北”地区风电送端可借鉴。在西班牙，风电场的风电功率预测是强制执行的，它与电价挂钩，如果风电 第22页场希望获得更高的上网电价，那么它就必须进行预测。同时风电预测的结果对电 价也有影响，如果预测超过一定的偏差，将面临着高额的罚款。(3)蓄能配套、加强电网建设德国风电积极发展德国风力发电总装机容量始终保持世界第一的位置。作为水电比重很低的国 家，其消纳风电的措施除了与欧洲电网强联，还有就是配套建设了超过10%的抽 水蓄能装机容量，使电网基本就地解决调峰容量平衡问题。这些经验我国东北、华北、华东地区可借鉴。在海上风电的接入系统方面，德国也走在世界的前沿。其装机达400MW的 Borkum-2是世界上最大、最遥远的离岸风电场，位于德国北部的海边，离岸超过 了 100公里。将把Borkum-2风电用轻型直流输电技术接入德国国家电网。(4)多能互补，法国积极发展风电法国是核电大国，有一定的水电，抽水蓄能比重约达13%,电源结构较优，为风电发展提供了条件。受经济衰退的影响，2009年法国的电力消费和生产下降，电力生产较2008 年下降5.5%,其中核电量下降6.8%,水电量下降9.2%,但风力发电量同比增长 39.9%o法国规划到2020年，风力发电为其提供2500万千瓦的装机容量，而这其 中的1900万千瓦将来源于近岸风电场。法国的水力资源相当丰富，但经过多年开发，法国的水力资源已利用了 92%。目前，法国已建起十儿座抽水蓄能电站，最大的一座功率为1800MWo抽水 蓄能电站的发电机都是可逆转式的，抽水与发电一身两用，既节省资金又节约场 地。法国计划今后继续发展这种电站。(5)丹麦通过错峰、加强电网和利用挪威水电蓄能提高风电利用率丹麦现状风电装机已超过系统总装机容量的20%,规划2025年风电比重为 50%o丹麦发展风电的措施有扩大电网容量，强化风电预测，发展智能电网。丹麦 拥有一个覆盖全国并与北欧邻国相联的强大电网，这使得它能够将风电自如地输 送到全国以及邻国。而用电需求方的对接行动是抽水蓄能、热电联产以及大力发 展电动汽车产业等。丹麦地理位置优越，北有水力发电大国挪威，南有众多火力发电站，这可以很 好地实现匹配调峰。铺设在丹麦与挪威之间海底电缆，使电力98%来自于水能的挪威,第23页成为一座理想的抽水蓄能国度。此经验我国西北地区风电消纳研究可借鉴。(6)美国通过将风电大规模连接后再上网，既提高风电利用率，又减轻风电 出力不稳定对电网的影响。3.2 蒙西等风电场的风电消纳调研(1)蒙西风电运行概况2009年底，蒙西电网风电装机总容量已达432 0MW,占全国风电装机总量的 26.76%；全网风电发电量60.63亿kWh,占全国风电发电量的22.53%,占内蒙古 西部电网总发电量4.8%。在冬季后夜控制风电出力的情况下，风电平均利用小时 达 2 350ho截至2010年4月底，蒙西电网实际并网风电装机容量为472 3MW,风电装机 容量占总装机容量的13.7%,风电最大发电负荷达2 869MW(4月3日)，占全网 发电负荷15%以上。根据现场调查，蒙西入网风电70%以下的负荷率发电量占年发电量的93%左 右。而且在运行过程中，对于一个独立的小风电场来说，其负荷变化是比较大的，但对于整个风电场群来说，风电负荷变化率不是很大，各风电场之间有一定的互 补性。从蒙西电网运行调度了解到，由于集中接入的风电场规模较大，风电场的 出力瞬时变化情况对电网的影响不明显，风电对电网影响比较大的还是小时级负 荷变化，即基本消除动态平衡问题，而主要问题仅为调峰容量平衡问题。(2)酒泉风电运行概况现状甘肃酒泉风电较多的情况是分散上网，电网直接调度50MW左右的风电