风电供热提高低谷风电消纳能力评估
聂国坚
内蒙古粤电蒙华新能源有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010000
摘要：目前我国风电并网容量位居世界第一。风电出力的波动性和间歇性使得大规模风电并网要求电力系统留有足够的备用和调峰电源，因此未来电网面临着风电消纳、接入方式及送出通道等方面的挑战。结合案例，就风电供热提高低谷风电消纳能力进行了相关探究。
关键词：风电供热；低谷风电；消纳能力；评估
中图分类号：TU995；TM614 文献标识码：A 文章编号：1671-5799（2016）26-0170-02
风力发电是目前可规模化开发且大规模并入电网的新能源发电方式。近年来，我国风电并网装机年平均增长速度高达75%，风电的发电量年平均增速为80%。2014年底，我国的风电装机9637万kW，占总体发电装机容量的7%，占全球风电装机的27%；上网电量1534亿kW×h，占总发电量的2.78%。根据国家新能源规划，2015年和2020年风电装机容量将分别达到1亿kW和2亿kW，“三北”地区集中式开发为主和中东部地区分布式开发为主的发展特点进一步凸显。我国电源结构较为单一，调节灵活性不足，风电大规模并网消纳压力较大。尤其是风电发展缺乏统一规划，导致电网建设滞后于电源建设，且跨区电网互联规模不足，风电无法在更大范围内消纳。随着装机规模的不断扩大，风电消纳形势愈加严峻。
1 风电供热现状分析
根据我国风电出力及冬季负荷特性，风电供热试点普遍采用蓄热式的电加热技术。在负荷低谷期启动电加热设备，供热的同时储热热量用于白天供热，不仅可以增加低谷期电网负荷，还可以享受电网低谷电价。试点工程主要采取的运行模式是风电供暖项目确定合作意向后，风电企业需要出资兴建热力站，购买电蓄热锅炉等供热设备并与电网公司、热力公司签订协议。设备到位后，供热站按照峰谷电价政策购电，使用电力生产热量供应给热力公司。由于热力站的初期投资较大，在热价不高于燃煤锅炉的前提下，如果单独核算热力站的经营效益会处于亏损状态，需要对风电企业进行电量补偿，即通过增加风电企业上网电量，减少其弃风损失来补偿热力站的亏损。在实际运行过程中，按照现行的用户电价、热价以及风电上网电价计算，参与供暖的风电企业需多发1倍于热力站所需的电量才能保证盈利，显然这种方式只有通过挤占其他电源的发电计划额度才能实现。由于项目所在地区调峰困难本已较为明显，其结果必然加剧对其他电源调度的难度，失去了增加电网调峰能力的意义。
根据目前试点项目采用的电网低谷期加热和蓄热、全天供热的方式进行锅炉和蓄热系统设计建设，每万平方米供热面积的设备投入费用为120～150万元，近两年实际供热收入折合成供热企业用电价格为0.15～0.20元／（kW·h），考虑到设备折旧和运行维护成本，保证供热企业独立核算而不亏损，购入电价不能超过约0.06元／（kW·h）。按照输电费用（含国家各种税费）约0.20元／（kW·h）计算，风电企业需要以不超过0.14元／（kW·h）的价格售电才能保证供热企业不亏损。按照东北地区风电价格和脱硫标杆电价计算，只有第Ⅳ类资源区的风电场享受国家可再生能源发展基金的补贴大于0.14元／（kW·h），而大部分风电场属于第Ⅲ类及以上的资源区，必然缺乏参与这种直购电方式的积极性，还需有相应的财政激励政策。
2 影响风电消纳的主要因素
2.1 系统调峰能力
随着国民经济产业结构的优化调整，人民生活水平的提高，社会用电结构发生了较大变化，电网峰谷差逐步加大，部分地区的用电峰谷差率已达到40%。我国以煤电为主的电源结构（煤电装机占发电总装机的71%，其中风电富集地区调峰能力差的热电联产机组占相当比重），调峰能力较差，电网调峰矛盾突出。
2.2 系统备用水平
为保证电力系统安全稳定运行，系统须预留有足够的备用容量，包括负荷备用、事故备用和检修备用。风电由于自身的间歇性和波动性特点，不适合承担系统备用容量，需要其他常规机组留有足够的备用，以应对风电波动性出力，保证风电波动不影响用户的正常需求。
2.3 电网网架约束与送出
我国风能资源分布与电力负荷中心分布不一致，大规模集中开发并外送将成为我国风电的主要利用方式。“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，具备基地式、大规模开发的条件，适合建设百万kW级、千万kW级的大型风电基地。受当地电力需求水平、电网规模等因素的制约，就地消纳风电的能力十分有限，需要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。
2.4 负荷水平
近年来，受经济增速放缓影响，全社会用电量和电网负荷增长缓慢，尤其在风电富集地区，负荷增长速度明显落后于风电的增长速度，加之常规电源的开发，挤占了风电接纳空间。2013年以来，“三北”地区电网最高用电负荷同比增长在4%以下，远低于风电装机25%的增速，系统调峰难度进一步增加。
2.5 风电出力特性
随着风电的快速增长，其波动性对电网安全稳定运行的影响日益增加。“三北”地区风电最大日内波动幅度占当日最大负荷的比例均超过系统预留的备用容量，系统实时调度运行压力不断增大。同时，风电的反调峰特性使得部分电网等效负荷峰谷差率大幅升高，进一步增加了调峰压力。
3 案例分析
我们利用算例量化的办法来对风电供热提高风电消纳能力的潜力进行评估。为了确保仿真风电数据能够尽量的体现出风电的典型特征。我们选取若干个地理位置分散且季节特性较为类似的风电场。风电的总装机容量为399.7MW。取供暖的时间为当年的10月15日至次年的4月15日，总共183天。选取风电低谷限电时段为当日的22：00——次日的05：00。电热锅炉在低谷的时段内制热供暖，并同时为其他时段供暖进行蓄热，低谷时段之外，电锅炉停止运行。
3.1 风电运行特性分析
供暖其低谷时段内，风电的出力特性主要用于对风电供热电量和电热锅炉规模进行测算。因此选取风电数据的供暖其低谷限电时段出力特性来作为分析的依据。同时利用经验分布函数，来对风电出力分布的概率密度分布情况进行拟合。经验分布函数不会对模型的概率分布函数形式进行任何的假设，而是基于历史值的基础上，经过计算得到变量的概率分布模型。因为风电的功率的影响因素较多，目前也没有一种特定的分布形式能够对其进行准确的描述。因此这里仅仅利用经验分布模型来对风电功率的概率分布进行构建。
3.2 根据供热需求计算低谷风电供热电量的提高风电
消纳能力测算
该方案主要基于供热负荷需求的前提条件，利用给定的
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电设备的运行安全，因此，应加强对机电设备的安全管理，完善机电设备的应用及维护，不断进行技术升级，使机电设备监控系统朝着集中化、一体化方向发展。
3.5 PLC技术
PLC可编程逻辑控制器，是一种用于自动化实时控制的数位逻辑控制器，主要具有逻辑控制、数字量智能系统控制、数据采、模拟量闭环控制及监控功能，已经广泛地应用于工业控制的各个领域。在PLC技术出现之前，一般要采用成千上万的计数器和继电器，才能组成具有同等功能的自动化系统，随着PLC技术的产生和发展，经过编程能够以可编程控制器模块来取代这些大型的装置。PLC技术系统程序不断发展和完善，用户能够根据自己的要求，编程适合自身需求的程序，以满足不同行业的生产要求。目前，我国机电工程设计中，PLC都具有A/D、D/A算术功能和转换功能，形成了一个模拟量闭环控制系统。在机电设备的速度控制和运动控制方面，PLC技术的应用，能够实现高速脉冲输出及接收功能，且配备了相应的传感器和伺服设备。PLC技术的应用，能够实现数字量智能控制，在可编程序终端设备联系应用中，能够实现数据的实时采集及显示，方便设备管理人员对各类数据进行统计和分析，进而以PLC的自检信号来实现对机电工程系统的监控。同时，PLC技术在应用过程中，表现出较强通信功能，从而实现了顺序控制、运动控制、数据处理、闭环过程控制和通信联网等基本使用功能的需求。
4 结语
机电工程作为我国社会经济发展的一个重要组成部分，虽然经过几十年的发展已经取得了相当不错地成绩，为社会繁荣做出了巨大贡献。但是我们依然要清醒地认识到，我国的机电工程技术和世界先进国家相比还存在很大地差距，即使是对本国而言，随着社会的进步和科技的发展，机电工程在发展过程中也呈现了多样化的问题，只有更好地将解决这些问题，并准确分析出机电工程今后的发展趋势，才能更好地促进社会经济的快速健康发展。
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电热锅炉容量来对供热的风电发电量进行测算。给定的电热锅炉的容量（Pgl）为80MW，则在整个供暖期内，可以按照如下步骤进行计算：
供暖期内的电热锅炉所需要消耗的供热电量的需求为：Egl=Pgl×Th×Dh=102480MW·h，依据90%的电热锅炉效率来进行计算，则其所对应的供热量Eheat为92232MW·h。然后依据供暖期，整个限电时段的风电出力概率的分布情况可以得到，供暖其内的风电出力要高于80MW的概率β为79.8%。可测算风电可用于供热的发电量（Ewheat）。根据风电低谷时段的等效利用小时数（Thhe）526.5h，低谷时段风电总发电量（EwTh）177575.2MW·h，可计算实际用于供热的低谷风电电量（Ewheat）为69509.4MW·h，占低谷风电发电量的比例为39.1%，占供热需求电量的比例67.8%。
案例的计算结果显示：在依据地区热负荷的实际需求而并非风电低谷出力分布特性来确定电热锅炉容量的时候，实际的供热需电量主要利用低谷风电的比例只有67.8%，补足供热需求的其余电量则主要由电热锅炉通过小黄常规的电源发电来予以实现，低谷风电的供热电量只占据风电低谷总发电量的39.1%。就电热锅炉容量和供热电量的需求出发，依据电量的对等原则，推算出低谷时段的供电风电场的规模是不合理的。
总的来说，利用风电供热，可实现社会效益，促进了风电的发展，加快了可再生能源对化石能源替代进程，环境保护效果显著，提高了清洁资源的利用率，改善了的当地民生的发展。文章结合案例分析了风电供热的低谷消纳能力进行了分析，期望能够起到一定的借鉴作用。
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重点区域风电消纳监管报告 为促进风电健康、可持续发展，根据《可再生能源法》和《电网企业全额收购可再生能源电量监管办法》(电监会25 号令)，2012 年上半年国家电监会组织各有关派出机构在我国风电发展的主要地区———东北、华北、西北(以下简称“三北”地区)开展了风电建设及并网消纳情况的专项监管工作，形成本报告。 一、基本情况 (一)风电发展情况 “三北”地区都是我国风电发展的主要地区，包括了国家规划的6 个以陆地风电为主的千万千瓦级风电基地。截至2011 年底，全国并网风电4505 万千瓦，其中“三北”地区并网风电3952 万千瓦，占比达到87.7%;全国电源总装机容量为105576 万千瓦，其中风电占比4.27%(详见附表1)。 图1 2011年重点区域风电装机容量 2011 年，全国风电发电量为731.74 亿千瓦时，其中“三北”地区风电发电量为635.37 亿千瓦时，占比为86.8%;全国电源装机总发电量为47217 亿千瓦时，其中风电占比为1.55%(详见附表2)。 图2 2011 年重点区域风电发电情况 (二)总体消纳情况 2011 年，“三北”地区部分省区风电消纳情况不佳，弃风情况比较严重。“三北”地区风电场2011年平均利用小时数1907小时，同比降低266小时;弃风电量达123亿千瓦时，弃风率约16%，弃风电量对
应电费损失约66亿元，折合火电(标)煤耗384万吨，折合CO2减排量760万吨;东北、华北、西北地区弃风率均超过13%;甘肃和蒙东地区弃风率超过25%(见附表3)。 二、工作评价 为适应新能源电力发展的新形势，促进新能源电力产业持续健康发展，电网企业、发电企业针对风电并网消纳工作开展了大量工作，取得了一定成效。 (一)电网企业 一是大力开展风电输电规划和送出工程前期工作，加快建设风电接入和送出工程。国家电网公司组织开展风电出力特性、风电消纳能力研究，完成8个千万千瓦级风电基地输电规划，积极推进大型风电基地送出工程和相应跨区跨省工程前期工作。截至2011 年底，国家电网公司风电并网工程累计投资440 亿元，建成35～750 千伏风电并网线路2.4 万公里，送出汇集变电站(开关站)25座，变电容量3770 万千伏安。 二是重视并网运行管理，促进风电安全可靠并网。面对风电大规模并图2 2011 年重点区域风电发电情况网带来的技术挑战，积极开展风电并网标准体系建设工作，细化并网和运行等各环节管理。针对风电场运行中出现的实际问题，各地电网企业积极推动风电场按照国家能源局和国家电监会出台的有关风电场安全的整改要求开展工作。 三是加强调度运行工作，争取多接纳风电电量。风电发展重点区域电网企业全部完成风电运行监控系统建设，实现了所有风电场调度运行实时信息的在线监视。大力推进风电功率预测系统建设，调度端风电功率预测已基本实现全覆盖。统筹考虑风电的季节性特点，将风电纳入统一的校核和平衡;根据风电功率预测情况及负荷情况，优化电网运行方式，发挥系统调峰能力，充分利用接纳空间安排风电发电。 四是大力开展技术创新及试点工作，促进风电与电力系统协调发展。实现风电与常规电源协调优化调度、风电场集群控制、风光储输综合利用等多项技术创新。2011 年底，国家风光储输示范工程在张北建成投运，首创风光储输联合运行模式，实现风电发电平滑输出、计划跟踪、削峰填谷和调峰等控制目标。开展风电供暖示范项目研究和建设，利用弃风时段风电电力为城镇供热。探索直接将风、光电接入微网系统，提高新能源比例。 (二)发电企业 一是积极与电网企业衔接，加强风电并网消纳。在风电项目前期工作阶段，主动与电网企业进行衔接，协助研究提出切实可行的发电项目送出和消纳方案。协助电网企业按照电网发展规划和风电发展规划的要求，认真做好发电项目送出线路、网架结构和落点等方面的相关准备工作，协助做好接入电网工程的可行性研究，确保发电项目及时并网运行，共同推动风电建设的协调发展。 二是做好风电并网运行相关工作，确保安全稳定运行。按照国家规划、工程建设程序、有关技术管理规定和技术设备标准，不断优化改进所属风电项目的设计、建设与运行，配合做好风电并网后的低电压穿越、电能质量提升和风电功率预测工作。加强机组的管理工作，完善自动化和通信系统。加强风电安全工作的全过程管理，做好机组的日常维护工作，提升风电并网运行安全性、可靠性。通过加强培训提高员工的业务水平，为机组的稳发满发提供保障。 三、存在问题 (一)风电规划与电网规划不协调加剧了部分地区风电消纳受限 部分地区风电开发规划、建设时序不断调整，风电项目规模和进度远超规划，没有形成完整和统一的风电发展规划，使得电网规划无法统筹考虑风电送出，相应配套输变电工程
风电机组功率特性评估 作者:国能日新 一、概念和意义 风电机组功率特性评估是指对已经投产运行的风力发电机组的设计目标进行的系统、客观的分析和评价。通过对机组实际运行状况的检查总结和分析评价，确定是否达到预期目标。 风电机组功率特性评估工作对风电场的建设和发展有着重要的意义。目前风电场存在设计发电量与实际发电量不符的情况。国能日新公司风电场风电机组后评估解决方案通过对风电机组实发功率特性的测试和评估，深入了解风电场设计效益与实际效益之间的差异，找出风电场设计、管理或风电机组自身存在的一些问题，给风电场科学运营以及未来风电场风电机组选型提供有力依据。 二、执行流程 1、数据收集和分析 （1）数据收集 风电机组功率特性评估需收集风电场监控系统中记录的所有风机运行发电数据、现场测风塔数据、当地气候数据以及风电机组的技术文档等资料。 （2）数据分析 检查测风塔原始数据，对其进行完整性和合理性分析，检验出缺测和不合理数据，经过数据净化、再分析处理，整理出一套连续一年完整的逐小时测风数据，进而与风电机组数据进行相关性对比分析。 2、风资源评估 利用风电场并网运行以后的风能资源数据，进行风电场风能要素分析，并与风电场前期可研阶段的数据进行对比分析，总结评估经验，为后期项目开发建设提供支持。 风能要素包括：风速、风向、风功率、空气密度等。 3、功率特性分析 （1）数据净化
在实际发电过程中，风电机组可能人为停机、故障、或者采集缺失、数据错误，因此必须对风电机组的原始数据进行合理性检验和数据净化。通过数据的合理性检验，可以得到基本有效和完整的发电数据，而数据净化可以保证所采集的数据都是可以用于风电机组性能评估的有效发电数据。 （2）数据处理 由于测风塔数据和风机数据记录方式、时标不同的原因，需要依据最大相似度的原则使二者的时间坐标保持一致。此处，将采用最先进的粒子群优化算法对时标进行寻优。保证二者时间坐标的完美统一。 （3）相关性分析 通过上述数据净化及数据处理，再把测风塔数据合理的映射到风机的坐标位置。按照最大相关度方法，对数据进行线性和非线性回归分析，进而得到每台风电机组实际的风资源数据序列，通过与每台机组发电数据在时间轴上对齐，便可得出与风机功率特性曲线极为相近的图形。 （4）曲线生成 通过上述分析和处理获得原始图形。为得到机组的实测功率曲线，必须在原始图形的基础上进行最终的曲线拟合，获得一条完整的功率特性曲线，即体现风电机组实际出力能力的功率特性曲线图。 三、案例分析 1、中广核云南楚雄牟定大尖峰风电场功率特性评估 云南省楚雄州牟定大尖峰风电场位于云南省楚雄州牟定县西南部山地，高程2100~2500m，属于高山地形。现安装33台单机容量为1.5MW的风力发电机组，总装机容量49.5MW。 2、武汉凯迪平陆凯迪风口风电场功率特性评估 武汉凯迪平陆风口风电场一期36台风电机组功率曲线性能测试工程，包括武汉国测诺德10台1.0MW机组和东汽26台1.5MW机组，装机容量为49MW。 通过对风场风电机组实际运行数据进行采集、净化、相关性及数据处理，最终完成全场风能资源综合分析、风电机组可利用率分析、风电机组可靠性及发电量分析，并根据分析结果对风场未来运营提供建议信息。（技术支持：北京国能日新系统控制技术有限公司）
核心提示：风能具有蕴藏量大、可再生、分布广、无污染等特性，风力发电是当前技术最成熟、适用范围最广的可再生能源产业，近十年来在全球范围内得到迅猛发展，装机容量年均增速达30%。 一、我国风电行业发展现状及产业调整背景 风能具有蕴藏量大、可再生、分布广、无污染等特性，风力发电是当前技术最成熟、适用范围最广的可再生能源产业，近十年来在全球范围内得到迅猛发展，装机容量年均增速达30%。中国风能资源丰富、开发潜力巨大，政府从改善能源结构、应对气候变化、促进经济社会发展等角度出发，通过颁布《可再生能源法》及出台一系列产业政策推动风电行业发展，取得了显著成果。自2005年起，中国风电总装机连续5年实现翻番;2010年，中国全年风电新增装机达1600万千瓦，累计装机容量达到4183万千瓦，首次超过美国，跃居世界第一;2012年，中国全年风电新增装机1405万千瓦，累计装机容量达到7641万千瓦，超越核电成为继煤电、水电之后的我国第三大电源。然而，在我国风电行业经历多年的爆发式增长后，盲目投资、无序建设所引发的问题也日渐显现。就电源类项目而言，风电机组法并网的现象不断加剧，全国范围内限电弃风达到了前所未有的规模。据统计，2012年风电限电规模达到200亿千瓦时，“弃风”比例超过12%，风电企业由限电弃风造成的损失达50亿元以上。在此格局下，《可再生能源发展十二五规划》对风电产业政策的指导方针由“促发展”转变为“重调整”，政府一方面以行政指令的形式督促各相关方加快落实风电并网和消纳工作，另一方面加强了电源类项目的准入管理。2011年颁布的《风电开发建设管理暂行办法》提出对风电项目建设实行了年度开发计划管理的要求。在政策引导及市场作用下，2012年风电行业增长速度显著减缓，当年新增装机容量较上年降低20%，8年来首次出现增幅下降。随着调控加强、投资放缓，风电行业已进入了产业调整期。 中国投资研究网认为，风电行业长远发展前景仍然看好，现阶段的产业调整尽管在一定程度上减缓了行业扩张速度，但有利于择优汰劣，扭转粗放式增长的格局。从银行的角度而言，无需因噎废食、全面停止风电信贷投放;通过系统的评审和甄别，仍然能够筛选出品质优良的风电项目，在有效防控风险的同时取得稳健的投资回报。 二、风电项目的运作模式与经济特点 (一)资金投入集中在建设期，以风机设备投资为主 风电项目建设期投资规模较大，主要成本包括风机设备费用和风场辅助设施费用两部分。目前全国各地区风电项目的单位千瓦投资在7000—10000元范围内，其中风机设备投资占比约达70%—80%。近年来随着国产风机技术的逐步成熟及同业竞争的日渐加剧，风机设备价格持续下降，其在风电项目总投资中的占比也不断降低。除设备投资外的辅助设施成本在各项目之间差异较大，主要受地质条件、施工难度、征地补偿、接入电网距离等因素的影响。 (二)建设周期较短，建成后运营成本低、成本结构相对简单 风电项目工程技术十分成熟，其建设流程已模式化，故建设周期较短，全项目建设周期通常为1—2年。项目投运后，生产成本主要包括固定资产初始投入折旧、人工成本、维护 检修费用等，组成结构较为简单，在不考虑融资相关财务费用的前提下，运营成本与营业收入相比规模较小。此外由于在生产过程中无原材料、燃料等的消耗，风电项目的运营成本较稳定，受外部市场波动的影响较小。 (三)在确保上网电量的前提下，项目运营收入较为稳定根据我国《可再生能源法》规定，符合要求的风电项目产能由电网全额收购。2009年，发改委在《关于完善风力发电上网电价政策的通知》中明确了四类资源区的标杆上网电价，为风电项目的运营收入水平提供了稳固保障。在确保接入电网的前提下，销
基于调峰约束的风电接纳能力分析 进入21世纪以来,随着能源的日趋枯竭以及环境问题日益突出,能源的可持续性面临巨大挑战,大力发展可再生能源成为人类的必然选择。风力发电是当今世界增长最快的可再生能源发电方式,我国的风力发电近几年得到了迅猛的发展,风电装机容量逐年提高,我国以及欧美许多国家均提出了宏大的风电发展规划目标。 由于风电具有较强的随机性和波动性,大规模风电并网会对电力系统的安全、稳定运行以及电能质量带来严峻挑战,从而限制风力发电的发展规模。我国电源结构以燃煤火电为主,调峰电源较为匮乏。 风电大规模并网加剧了匮乏程度,使调峰问题凸显。风电装机容量快速增长与调峰问题引起的风电接入困难的矛盾越来越严重。 如何有效评估未来电网的风电接纳能力已成为宏观决策部门和风电企业都 非常关心的问题。为了量化分析大规模风电对电网调峰影响,建立一种以调峰能力为约束的风电接纳能力计算方法,本文主要研究工作如下：(1)风电功率波动特性分析。 风电特性统计分析是风电并网研究的基础工作。首先,根据我国国内某地区的实测电网数据对基于NASA地球观测数据库的区域风电功率计算分析方法进行验证。 然后,对烟台电网几个主要的风电装机地区的风电功率波动率和风电最大出力的时空分布特性进行分析。最后,对地区电网风电功率的汇聚效应进行统计分析,为电网规划风电提供科学依据。 (2)研究地区电网风电接入对电网的备用需求和调峰能力的影响。为了定量
研究风电并网对电力系统的可靠性和备用配置影响,本文基于全概率公式给出了一种风电并网后的电力系统备用计算模型。 在充分考虑负荷预测误差、机组随机故障、风电功率预测误差的前提下,为含不同风电入网容量的电力系统调度提供了备用量化指标。在此基础上,以RTS-96测试系统为例,验证了本文所提方法的可行性,计算了风电接入前后系统所需备用容量的变化。 (3)给出了基于电网调峰约束的风电接纳能力计算方法,分析了调峰能力对风电接纳能力的影响。分析了山东电网电源的调峰特性,以此为依据计算山东电网2012年不同季节典型日的风电接纳能力。 研究了风电与抽水蓄能电站协调运行及联络线功率调整参与调峰对风电的接纳能力的影响。最后,考虑风电功率的汇聚效应以后,给出山东电网2012年电网接纳风电能力。
风电供热提高低谷风电消纳能力评估 聂国坚 内蒙古粤电蒙华新能源有限责任公司，内蒙古呼和浩特 010000 摘要：目前我国风电并网容量位居世界第一。风电出力的波动性和间歇性使得大规模风电并网要求电力系统留有足够的备用和调峰电源，因此未来电网面临着风电消纳、接入方式及送出通道等方面的挑战。结合案例，就风电供热提高低谷风电消纳能力进行了相关探究。 关键词：风电供热；低谷风电；消纳能力；评估 中图分类号：TU995；TM614 文献标识码：A 文章编号：1671-5799（2016）26-0170-02 风力发电是目前可规模化开发且大规模并入电网的新能源发电方式。近年来，我国风电并网装机年平均增长速度高达75%，风电的发电量年平均增速为80%。2014年底，我国的风电装机9637万kW，占总体发电装机容量的7%，占全球风电装机的27%；上网电量1534亿kW×h，占总发电量的2.78%。根据国家新能源规划，2015年和2020年风电装机容量将分别达到1亿kW和2亿kW，“三北”地区集中式开发为主和中东部地区分布式开发为主的发展特点进一步凸显。我国电源结构较为单一，调节灵活性不足，风电大规模并网消纳压力较大。尤其是风电发展缺乏统一规划，导致电网建设滞后于电源建设，且跨区电网互联规模不足，风电无法在更大范围内消纳。随着装机规模的不断扩大，风电消纳形势愈加严峻。 1 风电供热现状分析 根据我国风电出力及冬季负荷特性，风电供热试点普遍采用蓄热式的电加热技术。在负荷低谷期启动电加热设备，供热的同时储热热量用于白天供热，不仅可以增加低谷期电网负荷，还可以享受电网低谷电价。试点工程主要采取的运行模式是风电供暖项目确定合作意向后，风电企业需要出资兴建热力站，购买电蓄热锅炉等供热设备并与电网公司、热力公司签订协议。设备到位后，供热站按照峰谷电价政策购电，使用电力生产热量供应给热力公司。由于热力站的初期投资较大，在热价不高于燃煤锅炉的前提下，如果单独核算热力站的经营效益会处于亏损状态，需要对风电企业进行电量补偿，即通过增加风电企业上网电量，减少其弃风损失来补偿热力站的亏损。在实际运行过程中，按照现行的用户电价、热价以及风电上网电价计算，参与供暖的风电企业需多发1倍于热力站所需的电量才能保证盈利，显然这种方式只有通过挤占其他电源的发电计划额度才能实现。由于项目所在地区调峰困难本已较为明显，其结果必然加剧对其他电源调度的难度，失去了增加电网调峰能力的意义。 根据目前试点项目采用的电网低谷期加热和蓄热、全天供热的方式进行锅炉和蓄热系统设计建设，每万平方米供热面积的设备投入费用为120～150万元，近两年实际供热收入折合成供热企业用电价格为0.15～0.20元／（kW·h），考虑到设备折旧和运行维护成本，保证供热企业独立核算而不亏损，购入电价不能超过约0.06元／（kW·h）。按照输电费用（含国家各种税费）约0.20元／（kW·h）计算，风电企业需要以不超过0.14元／（kW·h）的价格售电才能保证供热企业不亏损。按照东北地区风电价格和脱硫标杆电价计算，只有第Ⅳ类资源区的风电场享受国家可再生能源发展基金的补贴大于0.14元／（kW·h），而大部分风电场属于第Ⅲ类及以上的资源区，必然缺乏参与这种直购电方式的积极性，还需有相应的财政激励政策。 2 影响风电消纳的主要因素 2.1 系统调峰能力 随着国民经济产业结构的优化调整，人民生活水平的提高，社会用电结构发生了较大变化，电网峰谷差逐步加大，部分地区的用电峰谷差率已达到40%。我国以煤电为主的电源结构（煤电装机占发电总装机的71%，其中风电富集地区调峰能力差的热电联产机组占相当比重），调峰能力较差，电网调峰矛盾突出。 2.2 系统备用水平 为保证电力系统安全稳定运行，系统须预留有足够的备用容量，包括负荷备用、事故备用和检修备用。风电由于自身的间歇性和波动性特点，不适合承担系统备用容量，需要其他常规机组留有足够的备用，以应对风电波动性出力，保证风电波动不影响用户的正常需求。 2.3 电网网架约束与送出 我国风能资源分布与电力负荷中心分布不一致，大规模集中开发并外送将成为我国风电的主要利用方式。“三北”地区是我国最大的成片风能资源丰富带，具备基地式、大规模开发的条件，适合建设百万kW级、千万kW级的大型风电基地。受当地电力需求水平、电网规模等因素的制约，就地消纳风电的能力十分有限，需要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。 2.4 负荷水平 近年来，受经济增速放缓影响，全社会用电量和电网负荷增长缓慢，尤其在风电富集地区，负荷增长速度明显落后于风电的增长速度，加之常规电源的开发，挤占了风电接纳空间。2013年以来，“三北”地区电网最高用电负荷同比增长在4%以下，远低于风电装机25%的增速，系统调峰难度进一步增加。 2.5 风电出力特性 随着风电的快速增长，其波动性对电网安全稳定运行的影响日益增加。“三北”地区风电最大日内波动幅度占当日最大负荷的比例均超过系统预留的备用容量，系统实时调度运行压力不断增大。同时，风电的反调峰特性使得部分电网等效负荷峰谷差率大幅升高，进一步增加了调峰压力。 3 案例分析 我们利用算例量化的办法来对风电供热提高风电消纳能力的潜力进行评估。为了确保仿真风电数据能够尽量的体现出风电的典型特征。我们选取若干个地理位置分散且季节特性较为类似的风电场。风电的总装机容量为399.7MW。取供暖的时间为当年的10月15日至次年的4月15日，总共183天。选取风电低谷限电时段为当日的22：00——次日的05：00。电热锅炉在低谷的时段内制热供暖，并同时为其他时段供暖进行蓄热，低谷时段之外，电锅炉停止运行。 3.1 风电运行特性分析 供暖其低谷时段内，风电的出力特性主要用于对风电供热电量和电热锅炉规模进行测算。因此选取风电数据的供暖其低谷限电时段出力特性来作为分析的依据。同时利用经验分布函数，来对风电出力分布的概率密度分布情况进行拟合。经验分布函数不会对模型的概率分布函数形式进行任何的假设，而是基于历史值的基础上，经过计算得到变量的概率分布模型。因为风电的功率的影响因素较多，目前也没有一种特定的分布形式能够对其进行准确的描述。因此这里仅仅利用经验分布模型来对风电功率的概率分布进行构建。 3.2 根据供热需求计算低谷风电供热电量的提高风电 消纳能力测算 该方案主要基于供热负荷需求的前提条件，利用给定的 （下转第 172 页）
对于含风电场的电力系统而言，在以下两种运行方式下风电场的并网运行对系统运行的调峰能力冲击最大，只要在这两种运行方式下能够保证系统稳定，就可以保证系统在其他运行方式下也能稳定运行。1 1）系统负荷最大在这种情况下，系统热备用较少如果在很短的时间内风速由额定值减小至零风速，则风电场的有功功率会在短时间内由最大输出功率降为零；如果此时热备用发电容量较少，有功缺额将使电网调峰困难。 2）系统负荷最小在这种情况下，风速如果在很短时间内由零风速增至额定风速，风电场的有功功率将会在短时间内由零增加到最大输出功率，其反调峰特性将对系统的调峰产生较大影响。 备用容量包括：负荷备用容量为最大发电负荷的2%--5% ，低值适用于大系统，高值适用于小系统（根据陕西调度运行方式一般取经验值3% ）事故备用容量为最大发电负荷的左右，但不小于系统1台最大机组的容量。 备用容量知识： 一、作用及分类 电力系统之所以需要备用容量，主要是由于电力工业生产的特点和用户用电的不均衡性所决定的。电能的生产，输送和消费几乎同时进行，电能又不能大量储存，而用户的用电又具有随机性和不均衡性特点，因此，为了保证电力系统安全，可靠，连续地发供电，则必须设置足够的备用容量。装机容量必须大于最大负荷的要求，两者的差额称为备用容量。 用途：(1) 负荷备用。具体又分周波备用和负载备用，用于满足电力系统由于负荷突然变动的调频需要，以保证系统的正常周波的周波备用；用于补偿一些预计不到的负荷需求的负载备用。 (2) 检修备用。为保证电力系统正常设备的运行效率和提高设备的使用寿命，设置检修备用是必不可少的。检修备用是用于满足设备定期计划检修的容量设置。 (3) 事故备用。用于替代发生事故的机组出力，承担系统的事故负荷备用。事故备用是保证系统稳定和保证系统重要用户供电可靠性的需要。 按状态： (1) 热备用。又称旋转备用，指运转中的机组可发最大功率与最大负荷的差额，其表现为部分机组空载或欠载运行的容量之和。 (2) 冷备用。属于等待调用未运转的机组可发容量。 在发展规划设计中,主要考虑冷备用问题。 电力系统的备用率为 (3-1) 式中K ——电力系统的备用率； N y——电力系统的装机容量(kw) ； P m——电力系统的最大负荷(kw) 。 其中备用率K 的大小确定与系统规模,用电结构,电压等级等因素有关。 关于备用容量的确定方法。合理确定各种备用容量，应从可靠性与经济性两个方面进行分析和论证。但目前经常所使用的方法还属于一种经验估计方法，在我国的《电力系统设计技术规程》中规定，各种备用容量的确定是按占系统最大负荷的一定百分比来估算。 二、周波和负荷备用
“十一五”期间，中国风电领域的成就举世瞩目，风电开发规模连续五年翻番。截 至2010年底，全国风电吊装容量达到4183万千瓦，建设容量达到3580万千瓦，并网 容量达到3107万千瓦，初步形成八大风电基地规模化开发的格局。我国已成为全球风 电装机容量增长速度最快、新增装机容量最多的国家。 大规模风电并网是世界性难题，我国风电“大规模开发、远距离输送”的特点，给 我国风电并网带来更大的挑战。我国风电资源开发的潜力巨大，2015年我国风电规模 将超过9000万千瓦，2020年将超过1.5亿千瓦。未来要实现风电的大规模发展，还需 要科学认识我国风电发展中面临的问题，探索适合我国风电发展特点的解决途径，促 进风电持续健康发展。 统一规划是风电持续健康发展的前提。风电出力特性客观上需要其它电源与之相 匹配，电网结构与之相适应，这就要求风电要与其它电源统一规划、风电与电网统一 规划。目前由于风电规划调整频繁，风电规划与其他电源规划、电网规划不协调，两 级审批造成风电项目拆批现象严重，给风电及时并网和消纳带来困难。 统一规划是风电大国西班牙健康发展风电的成功经验。西班牙制定了明确的风电 规划目标并严格执行，实现了每年新增150万千瓦左右的均衡发展。2009年起，西班 牙实行风电预分配登记制度，规定新建风电场项目必须向中央政府管理机构提交包括 电网公司并网许可函在内的一系列证明文件，未纳入规划的风电场一律不享受政府电 价补贴，有效避免了风电的无序发展。 而良好的电源结构和充足的备用是实现风电充分利用的基础。风电具有随机性、 间歇性、波动速度快的特点，客观上需要一定规模的灵活调节电源与之相匹配。燃煤 机组调峰深度为50%左右，供热机组仅5%～10%，燃气和抽水蓄能机组调峰深度可达100%。以30万千瓦机组为例，燃煤机组热态调节速率为0.3万千瓦/分钟，具有灵活 调节能力的燃气机组调节速率可达1.5～3万千瓦/分钟，抽水蓄能机组可达15万千瓦/ 分钟。我国风资源丰富的“三北”地区电源结构以火电为主，东北地区煤电比重超过80%，华北地区煤电比重超过90%，具有灵活调节能力的水电（包括抽水蓄能）和燃气等电源很少。随着风电开发规模逐渐增大，系统调峰压力越来越大，特别在冬春季节，火电机组的供热期和风电机组的发电期相叠加，系统调峰非常困难，风电消纳受到制约。 电源结构与风电发展水平相匹配以及充足的备用是西班牙等国家风电利用水平高 的主要原因。2010年，西班牙伊比利亚半岛电网最大负荷是4412万千瓦，装机容量 是最大负荷的2.2倍，系统备用水平全球最高。西班牙电源结构中燃油燃气及抽水蓄能机组等灵活调节电源所占比例为34.3%，约为风电的1.7倍。2000-2010年期间，西班 牙风电增加1775万千瓦，燃油燃气电源增加1801万千瓦，这是2010年西班牙风电装 机比例达到20.3%、风电发电量占全部用电量的比例达到16%的重要因素。2010年11 月9日凌晨3点35分，西班牙电网风电出力占系统负荷比例的瞬时值达到54%，其中 灵活电源对消纳风电的贡献率达到93.2%。 解决我国风电消纳的根本途径是大风电融入大电网。一方面不同地区风电场出力 存在互补性，风电场分布范围越大，风电出力的总体波动性越小，大电网能够充分利 用不同区域风电的互补性，平滑风电出力的波动；另一方面，风电的进一步发展，客 观上需要扩大风电消纳范围。电网规模越大，风电装机占负荷的比例越小，风电对电 网的影响越小。 我国的山东、江苏等地风电装机规模超过百万千瓦，由于电网规模大，实现了风 电的及时消纳；通过蒙西电网与京津唐电网联络线，低谷时段蒙西风电消纳能力提高
《如何破除风电消纳问题风电消纳》 xx年我国风电装机容量超过美国，成为世界最大风电装机国家。然而，我国风电发展偏重以资源定规划，鼓励大规模风电的开发，相对忽视了风电产业下游的送出和消纳问题。风电产业在经历一轮大规模扩张后，这一结构性问题随即暴露，严重限制了产业下游风电运营商的健康发展，并沿着产业链向上传导，对产业上游的风机企业造成负面影响。为了实现风电产业健康发展，电力送出和消纳的问题必须得到解决。当前对风电并网问题提出的解决方案多集中于加强发电与电网的统一规划和有序开发，建设智能电网等方面。这些建议对于我国风电下一步发展都非常重要。不过，相关建议只是强调了政府的“有形之手”，相对忽视了市场这只“无形之手”的力量。市场机制能够通过让经济效率高的企业获得更多资源，实现优胜劣汰，促进产业的良性发展。在利用市场机制促进新能源产业发展方面，美国一些政策思路值得借鉴。 我国风电消纳环节成为制约产业健康发展的瓶颈 风电消纳关系到价值最终实现，对整个产业发展至关重要。在一定政策限制下，定价的合理性体现在发电企业、电网和消费者三方均能接受，从而促进产业良性协调发展。风电消纳问题凸显，电力在产业链终端不能转化成价值，发电商会出现运营问题，同时自然会向上传导影响上游企业，从而形成对整个产业的瓶颈。 我国风力发电装机容量连续快速增加，却缺乏风电送出和消纳方案，风电送出、消纳的矛盾日益突出。根据国家电网数据，截至xx
年年底中国风电并网容量2956万千瓦〔1〕。以此计算我国并网风电占装机容量的比例不超过70%。电监会的数据显示xx年1月至xx年6月，仅内蒙古一省未收购风电电量就达到21.0亿千瓦时，其余吉林、河北、甘肃、黑龙江未收购风电电量均在3亿千瓦时左右。为此，国家电网的规划提出到“十二五”末，风电消纳规模要超过9000万千瓦，2020年将达到1.5亿千瓦以上。 风电消纳不足还表现为风电上网定价偏低，价格补贴不能充分落实。根据当前理想情况计算，风电平均成本在0.37～0.46元/千瓦时之间，合理的上网电价范围是0.57～0.70元/千瓦时。而现行标杆电价仅为0.51～0.61元/千瓦时。尽管风电上网价格偏低，部分地区还存在风电电价政策落实不到位的情况，有些地区按平均上网电价结算，不是按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价与风电企业结算电费，结算价与标杆价之间的差额较大。在新的定价措施实施以来，也出现了电价附加资金征收和调配与现行财务、税收体制不符的问题。由于收取附加资金和补贴收入重复征税，使得附加资金大量缩水，并且附加资金调配层次多，时效差，调配和补贴周期达半年以上。 同时，产业上游的装备制造商也受到冲击。风电消纳问题向上游传导一个佐证就是当前风机生产企业出现的财务问题。华锐风电和金风科技是我国风机行业的领军企业，两家企业在xx年都遭遇了现金流大幅下降。去年，华锐风电成为全球风机市场占有率第二大企业，公司xx年年报显示，营业收入达到人民币203亿元，利润达到31.7亿元，这两项都比xx年增长了48%。在业绩增长的光环下，华锐xx
风电项目节能评估 风电项目从前期立塔、圈地、风资源评估、规划，到后续预可、可研报告编制，再到编制完成后各项支持性文件的办理、审批，项目核准，直至施工图设计、开工建设，需要经历不短的时间。各地区对支持性文件的要求有所区别，但随时国家对于节约能源的逐步重视，各地区均要求开发商开展风电项目的节能评估工作，那么，节能评估工作该如何开展？ 一、要求 根据《固定资产投资项目节能评估和审查暂行办法》（以下简称《能评办法》）要求，需根据能源消费量（当量值），选择编写相应的节能评估文件： 1、节能评估报告书：电力消费量≥500万kWh，或石油消耗量≥1000t，或天然气消耗量≥100万m3，或综合能源消费量≥3000t 标准煤； 2、节能评估报告表：电力消费量≥200万kWh但＜500万kWh，或石油消耗量≥500t但＜1000t，或天然气消耗量≥50万m3但＜100万m3，或综合能源消费量≥1000t标准煤但＜3000t标准煤； 3、节能登记表：电力消费量＜200万，或石油消耗量＜500t，或天然气消耗量＜50万m3，或综合能源消费量＜1000t标准煤； 如需编制节能评估报告书或节能评估报告表，建设单位应委托有
能力的机构进行编制；如需进行节能登记，建设单位可自行填写节能登记表报送备案。 二、编制要点 1、报告的编制思路：①可研阶段的节能措施：从两方面摘录，一方面着重风电本身工艺，另一方面着重降低场用电率；②可研存在的问题；③针对问题提出能评的措施。 2、风电能评项目重点在于分析论述。 3、风电项目常用的对标方法：①标准对照；②类比分析；③专家判断。三者的优先关系为：①＞②＞③。 4、摘要表中重点标出：①可研主要节能措施，根据对降低场用电率贡献大小列出；②可能存在的问题；③能评给出的措施。 5、可研报告中没有写明的设备参数，应由能评单位补全并需在能评报告中补充。 6、能评的范围：风机变频器出口到升压站高压侧。其中，新建项目中开发商投资的范围即是我们评估的范围；扩建项目则对新增设备的节能方案进行评估、对与前期共用设备进行分摊完成能耗计算。 7、能评是核准的前置性意见，可研报告应尊重能评意见，而能评单位需要站在第三方的角度进行客观评估。 8、能评是服务于业主的过程，不单要对可研提出改进措施，可研中没有深化的部分，能评要进行深化与细化。
(19)中华人民共和国国家知识产权局 (12)发明专利申请 (10)申请公布号 (43)申请公布日 (21)申请号 201910170396.7 (22)申请日 2019.03.07 (71)申请人 中国电力科学研究院有限公司 地址 100192 北京市海淀区清河小营东路 15号 申请人 国家电网有限公司 国网江苏省电力有限公司 (72)发明人 李驰 黄越辉 刘纯 王跃峰 礼晓飞 王晶 陆晓 雷震 郝雨辰 金鑫 (74)专利代理机构 北京安博达知识产权代理有 限公司 11271 代理人 徐国文 (51)Int.Cl. H02J 3/38(2006.01) (54)发明名称 一种基于LSTM的新能源消纳能力评估方法 及系统 (57)摘要 本发明涉及一种基于LSTM的新能源消纳能 力评估方法及系统，将电网运行数据进行降维处 理后得到新能源消纳能力影响因素对应的数据； 将数据带入预先建立的映射关系模型，获得电网 接纳新能源的实际出力；基于电网接纳新能源的 实际出力和电网接纳新能源的理论出力之间的 平均绝对误差百分比和均方根误差，对新能源消 纳能力进行评估；其中，所述映射关系模型包括： 通过LSTM深度神经网络训练得到新能源消纳能 力影响因素与电网接纳新能源的实际出力之间 的映射关系。权利要求书3页 说明书7页 附图3页CN 109921462 A 2019.06.21 C N 109921462 A
1.一种基于LSTM的新能源消纳能力评估方法，其特征在于，所述方法包括： 将电网运行数据进行降维处理后得到新能源消纳能力影响因素对应的数据； 将所述数据带入预先建立的映射关系模型，获得电网接纳新能源的实际出力； 基于所述电网接纳新能源的实际出力和电网接纳新能源的理论出力之间的平均绝对误差百分比和均方根误差，对新能源消纳能力进行评估； 其中，所述映射关系模型包括：通过LSTM深度神经网络训练得到新能源消纳能力影响因素与电网接纳新能源的实际出力之间的映射关系。 2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述映射关系模型的建立包括： 获取历史电网运行数据； 对所述历史电网运行数据进行降维处理，得到新能源消纳能力影响因素对应的样本数据； 将所述样本数据划分为训练数据和测试数据； 将训练数据输入LSTM深度神经网络中进行训练，通过训练得到所述新能源消纳能力影响因素与电网接纳新能源的实际出力之间的映射关系。 3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述将样本数据划分为训练数据和测试数据包括： 基于预先定义的时间分辨率采集全年的历史电网运行数据，将历史电网运行数据作为样本数据； 对所述样本数据进行归一化处理，对处理后的训练样本进行维度的变换； 根据预先设定的训练率，将经过维度变换获得的n维样本数据划分为训练数据和测试数据。 4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述电网运行数据包括：风电理论功率、光伏理论功率、负荷、外送联络线、旋转备用容量、火电和水电机组装机容量、最大和最小开机数量，最大和最小技术出力。 5.根据权利3所述的方法，其特征在于，通过下式确定样本数据： X(t)＝(x 1(t),x 2(t),...,x n (t))(t＝1，2，3， (8760) 其中，n表示数据维度，t为每个样本数据的采样时间点。 6.根据权利3所述的方法，其特征在于， 通过下式对样本数据进行归一化处理： 其中，x i 为数据的实际值，x imin 为数据的最小值，x imax 为数据的最大值，x *i 为归一化后的标准值。 7.根据权利2所述的方法，其特征在于，所述将训练数据输入预先构建的LSTM深度神经网络中进行训练，通过训练得到所述新能源消纳能力影响因素与新能源实际出力之间的映射关系包括： 采用主成分分析法，在训练数据中筛选出降维的主成分； 基于主成分累计方差贡献率确定主成分的特征值，并将所述主成分特征值对应的特征向量定义为影响新能源消纳能力的重要因素，通过LSTM深度神经网络训练得到新能源消纳能力影响因素与电网接纳新能源的实际出力之间的映射关系。 权 利 要 求 书1/3页2CN 109921462 A