何 葉，張 亮

(1. 南京交通職業(yè)技術(shù)學(xué)院，南京 211188；2. 國網(wǎng)天津市電力公司城南供電分公司，天津 300201)

考慮風(fēng)電接入的調(diào)峰調(diào)頻電源配置

何 葉1，張 亮2

(1. 南京交通職業(yè)技術(shù)學(xué)院，南京 211188；2. 國網(wǎng)天津市電力公司城南供電分公司，天津 300201)

為滿足大規(guī)模風(fēng)電的接入，必須進(jìn)一步在系統(tǒng)內(nèi)規(guī)劃或引入新的調(diào)峰調(diào)頻容量。將風(fēng)電當(dāng)作負(fù)的負(fù)荷，提出了風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量的概念，風(fēng)電接入后的風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量體現(xiàn)了風(fēng)電接入后對系統(tǒng)調(diào)峰的影響，根據(jù)Pweq來決定調(diào)峰調(diào)頻容量的配置。不僅依靠傳統(tǒng)方法增加電源側(cè)調(diào)節(jié)機(jī)組，還從風(fēng)電出力波動角度考慮增加儲能系統(tǒng)的手段解決風(fēng)電接入后對系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻的影響。

風(fēng)力發(fā)電；調(diào)峰調(diào)頻；電源配置

風(fēng)電出力的多變性是風(fēng)力發(fā)電和其他能源發(fā)電方式之間最大的不同，目前對風(fēng)電接入后的電源規(guī)劃研究主要關(guān)注增加系統(tǒng)的備用容量。然而，風(fēng)電接入系統(tǒng)不會增加系統(tǒng)的最大負(fù)荷，反而在一定程度上減小供電壓力，不需要考慮增加備用容量。

風(fēng)電的波動性很大，并且一般負(fù)荷特性往往與風(fēng)電功率特性相反，或稱之為風(fēng)電的反調(diào)峰特性，風(fēng)電接入增加了負(fù)荷波動的不確定性，在并網(wǎng)風(fēng)電容量較低的時候，風(fēng)電的出力波動對系統(tǒng)的影響微乎其微，當(dāng)并網(wǎng)風(fēng)電規(guī)模增加到一定程度，對系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻能力的要求有所提高。因此實(shí)際系統(tǒng)中應(yīng)關(guān)注對風(fēng)電的出力波動率進(jìn)行分析和評估，研究系統(tǒng)是否需要增加額外的調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組進(jìn)行更快更深的調(diào)節(jié)。

1 風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量

目前在規(guī)劃中采用基于確定性的方法對由風(fēng)電接入后引起的調(diào)峰調(diào)頻問題進(jìn)行分析，認(rèn)為風(fēng)電接入后系統(tǒng)需要增加與風(fēng)電等容量的調(diào)峰調(diào)頻容量[1]。而實(shí)際上，風(fēng)電日內(nèi)出力曲線變化多端，各種出力方式下風(fēng)電對常規(guī)電源調(diào)峰調(diào)頻容量的需求也不盡相同，并且在短期內(nèi)引入大量調(diào)峰調(diào)頻容量的難度較大。

系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻容量由負(fù)荷的變化率所決定，風(fēng)電作為電源可以看作是一個負(fù)的負(fù)荷，系統(tǒng)負(fù)荷L減去風(fēng)電出力PW后的凈負(fù)荷為等效負(fù)荷L＇，風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量Pweq定義為：

Pweq=△Pmax-△Pmax＇

(1)

式中 △Pmax——原始負(fù)荷10 min變化率的最大值；△Pmax＇——等效負(fù)荷10 min變化率的最大值，Pweq>0，說明風(fēng)電場并網(wǎng)在某種程度上減小系統(tǒng)負(fù)荷變化率；否則，說明風(fēng)電場并網(wǎng)對系統(tǒng)起負(fù)面作用，對系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻電源提出了更高的要求。

以某年江蘇省南通市全年負(fù)荷數(shù)據(jù)作為依據(jù)，全年負(fù)荷曲線如圖1所示。

圖1 南通市全年負(fù)荷曲線

以江蘇省沿海城市南通市如東風(fēng)場同年的風(fēng)機(jī)出力數(shù)據(jù)為例(最大出力為96 MW，最小出力為0 MW，10 min出力上升最大幅度為64 MW)，南通市如東風(fēng)電場全年出力曲線如圖2所示。

圖2 某年南通市如東風(fēng)場機(jī)組出力曲線

如東風(fēng)場前4個月的總裝機(jī)量為62 MW，平均出力率為22%；后8個月總裝機(jī)提高到100 MW，而平均出力率為13.7%。將如東風(fēng)電場出力反向疊加到原本的負(fù)荷曲線上，得到等效負(fù)荷曲線(見表1)。

表1 南通市負(fù)荷特性和等效負(fù)荷特性分析 MW

等效負(fù)荷特性與原始負(fù)荷特性相比，最大負(fù)荷和最小負(fù)荷沒有變化，最大負(fù)荷變化率減小了3 MW。即如東風(fēng)場的等效調(diào)峰調(diào)頻容量Pweq=3 MW。同比放大如東風(fēng)場的出力數(shù)據(jù)，分析其等效調(diào)峰調(diào)頻容量見表2。

表2 不同裝機(jī)容量下的風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量 MW

當(dāng)風(fēng)電場裝機(jī)容量為1 200 MW時(占比約30%)，等效調(diào)峰調(diào)頻容量為-599.97 MW。雖然表2中數(shù)據(jù)存在局限性，但是可以看出：并網(wǎng)風(fēng)電場容量越大，其對調(diào)峰調(diào)頻電源的要求越高。因此，可以采取相關(guān)調(diào)節(jié)措施以平衡風(fēng)電出力對電網(wǎng)的影響，保證對負(fù)荷安全可靠地供電。

2 風(fēng)電接入后的系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻電源配置

風(fēng)電接入后的風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量Pweq與負(fù)荷波動以及風(fēng)電出力波動有關(guān)，故可以考慮從減少負(fù)荷側(cè)負(fù)荷波動以及平滑風(fēng)電場出力的角度尋找解決方法。由于可中斷負(fù)荷的響應(yīng)速度很快，可以作為瞬時備用，但對于頻繁發(fā)生的備用需求，采用可中斷負(fù)荷措施在技術(shù)上和經(jīng)濟(jì)上都不合理，而且其控制精度不高，過控(或欠控)程序較嚴(yán)重。因此，從配置儲能系統(tǒng)和常規(guī)機(jī)組角度考慮增加系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻容量。

2.1 儲能系統(tǒng)

儲能技術(shù)按原理可分為電磁能儲能、超級電容儲能、蓄電池、抽水蓄能、飛輪儲能和壓縮空氣儲能。電磁能儲能和超級電容儲能的響應(yīng)速度快、壽命長，適合于瞬時平滑風(fēng)電場出力，但受制于高昂的成本。蓄電池的響應(yīng)速度能夠滿足瞬時平滑風(fēng)電場出力的要求，并且成本效益較高，是目前較為常用的風(fēng)電場儲能配置，但存儲容量受限制。飛輪儲能響應(yīng)速度快，可適用于瞬時平滑風(fēng)電場出力，但是起成本高、容量小。抽水蓄能和壓縮空氣儲能由于存儲容量大，適合存儲大規(guī)模的風(fēng)電，但是應(yīng)用受到地理?xiàng)l件、轉(zhuǎn)化效率等方面制約較大，故綜合考慮，采取壓縮空氣儲能系統(tǒng)來平滑風(fēng)電場出力。

采用壓縮空氣儲能系統(tǒng)對風(fēng)電場功率進(jìn)行集中補(bǔ)償，要求儲能單元能夠有效地吸收波動功率以平抑風(fēng)電場輸出的功率波動，故將其輸出功率設(shè)計為[2]：

(2)

式中PW——風(fēng)電場濾波前的有功功率輸出，即將其通過一階高通濾波器后的輸出為儲能單元的輸出功率。

忽略系統(tǒng)損耗，則注入電網(wǎng)的有功功率

(3)

τ=1/(2πfc)

式中fc——濾波器截止頻率。

分析式(3)采用離散化出力，在時域中可得：

(4)

式中t——控制采樣間隔，取5 min。

考慮風(fēng)電注入功率波動最大允許值，由式(4)可得：

(5)

式中 ΔPMAX——風(fēng)電場注入功率10 min變化率最大允許值。

2.2 常規(guī)機(jī)組

電力系統(tǒng)中常規(guī)發(fā)電機(jī)組一般分為水電機(jī)組、火電機(jī)組和核電機(jī)組3種。水電機(jī)組出力調(diào)整范圍大、速度快，并且運(yùn)行成本低，環(huán)境污染少，但受限于地理位置。核電機(jī)組適于承擔(dān)系統(tǒng)基本負(fù)荷，不適合作為調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組運(yùn)行。

火電機(jī)組一般分為常規(guī)火電機(jī)組、供熱機(jī)組和燃?xì)廨啓C(jī)。供熱機(jī)組在熱電聯(lián)產(chǎn)時經(jīng)濟(jì)性高，一般擔(dān)任基荷運(yùn)行，不適合作為調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組。燃?xì)廨啓C(jī)啟動快、可以頻繁啟動，適于作為調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組，但是燃?xì)赓Y源太少。常規(guī)火電機(jī)組運(yùn)行在額定出力或接近額定出力時經(jīng)濟(jì)性較好，并且常規(guī)火電機(jī)組啟停周期長，不宜頻繁啟動，在風(fēng)電大規(guī)模并網(wǎng)后系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻壓力很大的情況下，一般以犧牲常規(guī)火電機(jī)組的部分經(jīng)濟(jì)性為代價，以熱備用的形式參與調(diào)峰。

風(fēng)電接入后，需要配置相應(yīng)的調(diào)節(jié)機(jī)組ΔP，其機(jī)組出力要求如下：

(6)

式中 ΔPmax與ΔPmin——調(diào)節(jié)機(jī)組的最大出力與最小出力。

系統(tǒng)的調(diào)峰能力，往往受到發(fā)電機(jī)組爬坡能力的限制。其上下坡速率需要滿足：

(7)

式中 ΔRu，ΔRd——調(diào)節(jié)機(jī)組的上坡速率限值和下坡速率限值(以10 min為單位)；ΔPumax，ΔPdmax——系統(tǒng)等效負(fù)荷在10 min內(nèi)的最大增量和最大降幅；Riu，Rid——機(jī)組i的上坡速率限值和下坡速率限值。

大型機(jī)組的調(diào)峰能力一般只有17%～23%，目前國內(nèi)外超臨界燃煤火電機(jī)組的調(diào)峰深度可達(dá)50%以上，出力調(diào)整速率約為每分鐘3%～5%。

3 調(diào)峰調(diào)頻電源規(guī)劃

以如東風(fēng)場的出力數(shù)據(jù)和南通市的負(fù)荷數(shù)據(jù)作為研究對象，對其進(jìn)行調(diào)峰調(diào)頻電源進(jìn)行規(guī)劃，目標(biāo)函數(shù)為系統(tǒng)總支出費(fèi)用最小(包括固定成本和可變成本兩部分)。

儲能系統(tǒng)

由于CAES的存儲功率PCAES輸出量依據(jù)風(fēng)電場的容量系數(shù)通常為0.4PWMAX。國家電網(wǎng)公司《風(fēng)電場接入電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》中的要求：對于大于150 MW裝機(jī)容量的風(fēng)電場，其10 min功率最大變化率不得超過100 MW。以如東風(fēng)場裝機(jī)容量為400 MW為例，考慮在10 min內(nèi)風(fēng)電場注入功率線性遞增，則有

(8)

這表明時間常數(shù)τ=3.2可平抑風(fēng)電功率數(shù)十分鐘級的波動，實(shí)現(xiàn)投資成本的最小化。

(9)

風(fēng)電場裝機(jī)容量為400 MW時，配置CAES前后的系統(tǒng)負(fù)荷變化見表3。

表3 400 MW風(fēng)電場配置CAES前后的系統(tǒng)負(fù)荷變化

則Pweq由-87.97 MW變?yōu)?.02 MW。根據(jù)這些方法，依據(jù)風(fēng)電場的容量系數(shù)為0.4PWMAX建設(shè)壓縮空氣儲能系統(tǒng)對如東風(fēng)場進(jìn)行集中補(bǔ)償，其設(shè)計使用壽命為30年，假設(shè)壓縮空氣儲能電站容量系數(shù)為0.4，則年均發(fā)電量為(0.4PWMAX×0.4×8 760)MWh。壓縮空氣儲能電站的投資成本約為700 $/kW[3]，每年的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用約為1.35 $/kW(30年的設(shè)計使用壽命)。可變成本為壓縮空氣儲能電站的供電成本，壓縮空氣儲能電站的燃?xì)廨啓C(jī)組以天然氣為燃料，供電成本約為0.053 7 $/kWh[4]。計算不同風(fēng)電場裝機(jī)容量下儲能系統(tǒng)容量配置和儲能系統(tǒng)建設(shè)成本結(jié)果見表4。

表4 不同裝機(jī)容量下儲能系統(tǒng)容量配置和儲能系統(tǒng)建設(shè)成本

采用超臨界燃煤火電機(jī)組作為調(diào)峰調(diào)頻電源，其調(diào)節(jié)深度可達(dá)50%以上。故可按照風(fēng)電場等效調(diào)峰調(diào)頻容量Pweq的2倍來配置火電機(jī)組的容量，其設(shè)計使用壽命為30年。在我國燃煤調(diào)峰電站的投資成本約為770 $/kW[5]，而脫硫裝置的安裝建設(shè)成本約為73 $/kW，燃煤調(diào)峰電站每年的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用約為1.05 $/kW(火電機(jī)組壽命一般定為30年)?？勺兂杀緸榛痣姍C(jī)組的供電成本，火電機(jī)組的供電成本約為$0.052 1/kWh。不同風(fēng)電場容量下，火電機(jī)組容量配置和建設(shè)成本如表5所示。

表5 不同風(fēng)電場容量下火電機(jī)組容量配置和建設(shè)成本

不同風(fēng)電場容量下的儲能電站和火電機(jī)組配置的總成本如圖3所示。

圖3 儲能電站和火電機(jī)組的配置總成本

由圖3可得，當(dāng)并網(wǎng)風(fēng)電場容量較小時，配置火電調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組的固定成本和建設(shè)儲能電站差不多；當(dāng)并網(wǎng)風(fēng)電場容量較大時，配置火電調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組的固定成本比建設(shè)儲能電站成本要高；儲能電站的可變成本和火電調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組的可變成本差不多，風(fēng)電場容量較大時，儲能電站的可變成本比火電機(jī)組的可變成本略高一些。

4 結(jié)語

目前對規(guī)模風(fēng)電接入后的電源規(guī)劃還在探索期間，需要進(jìn)行更深入一步的研究，才能獲得成熟而高效的規(guī)劃方案。本文在已有的數(shù)據(jù)基礎(chǔ)上分析調(diào)峰調(diào)頻電源的配置情況，比較有局限性，可進(jìn)一步分析風(fēng)電場出力和負(fù)荷的分布，模擬其出力進(jìn)而配置調(diào)峰調(diào)頻電源；調(diào)峰調(diào)頻電源中還有很多電源類型沒有考慮在內(nèi)，如水電、核電等都可以和風(fēng)電形成互補(bǔ)的能源系統(tǒng)，并且可以允許所作決策在一定程度上不滿足約束條件，并采用可中斷負(fù)荷作為補(bǔ)償手段，可能會得到經(jīng)濟(jì)上的更加優(yōu)化的規(guī)劃方案。

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(本文編輯：趙艷粉)

Peak Regulation Capacity Configuration Considering Wind Power Integration

HE Ye1, ZHANG Liang2

(1.Nanjing Traffic Vocational and Technical College, Nanjing 211188, China; 2. Chengnan Power Supply Branch, Tianjing Municipal Electric Power Company, Tianjing 300201, China)

In order to meet the needs of large-scale wind power integration, we must further the system planning or introduce a new peak regulation capacity. Taking wind power as the negative load, this paper puts forward the concept of equivalent peak regulation capacity of wind power: equivalent peak regulation capacity of wind power reflects the influence of large-scale wind power integration on system peak load regulation, and the peak regulation capacity configuration is determined according to Pweq. It is suggested to not only rely on the traditional method to increase the power-side adjustment units, but also considering wind power output fluctuation, to increase wind energy storage systems to resolve the impact of large-scale wind power integration on system peak load regulation.

wind power; peak load and frequency regulation; power configuration

10.11973/dlyny201606005

何 葉(1988)，女，碩士，主要研究方向?yàn)殡娋W(wǎng)規(guī)劃。

TM73

A

2095-1256(2016)06-0686-04

2016-10-13