锡盟特高压配套风电基地输电规划研究

孙 雷，肖景良，杨明煜

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021)

0 引言

我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，也是少数几个以煤炭为主要能源的国家。2019年，我国煤炭消费约占能源消费总量的57.7%，尽管比上一年降低1.5个百分点，但节能减排压力依然较大。到2030年，我国单位GDP二氧化碳排放量将比2015年降低65%以上，非化石能源消费比重计划将提高到25%左右[1]。大力发展以风能为代表的新能源是我国能源可持续发展战略的需要，是改进资源利用方式、调整资源结构配置、提高资源利用率的重要举措，也是改善生态、保护环境的有效途径。内蒙古地区风电资源丰富，技术可开发量达到1.5亿kW[2]，位居全国首位，开发优势明显。而锡林郭勒盟风电开发条件尤为优越，2017年国家能源局批准锡盟风电基地本期开发规模为7 000 MW，而当地电网结构相对薄弱，不具备汇集和送出大规模风电的能力。因此，统筹规划合理的风电基地输电方案对于保障锡盟风电安全可靠送出、减少弃风、大范围优化资源配置具有重要作用和意义。

1 风电基地概况

锡林郭勒盟位于内蒙古自治区中部，属中温带半干旱大陆性气候，风能资源丰富。全盟大部分地区70 m高平均风速为8.5 m/s，平均风功率密度为600 W/m2以上，风能资源等级在5～7级之间，年等效发电小时数约2 500～3 000 h，全盟风电技术可开发量49 830 MW，分布在锡盟12个旗县和乌拉盖管理区。

锡盟风电基地本期规划规模为7 000 MW，合计涉及镶黄旗、正镶白旗、太仆寺旗、正蓝旗、多伦县、苏尼特左旗、阿巴嘎旗、锡林浩特市8个旗县共37家投资主体。锡盟各旗县风电开发规模见表1所列、如图1所示。

表1 锡盟各旗县风电基地开发情况MW

图1 锡盟风电基地开发区域示意图

2 风电基地送出外部条件

2.1 锡盟特高压输电通道

《国家能源局关于加快推进大气污染防治行动计划12条重点输电通道建设的通知》(国能电力〔2014〕212号)中明确12条重点输电通道的建设，其中有2条落点在锡林郭勒，分别为锡盟—泰州特高压直流工程、锡盟—山东特高压交流工程。特高压直流工程的设计输电能力为10 000 MW，特高压交流工程输电能力与直流工程实际输电规模相关。

2.2 特高压配套火电

国家能源局批准锡盟至山东输电通道配套火电项目共7个、装机总容量8 620 MW，包括：大唐锡林浩特电厂(2×660 MW)、神华胜利电厂(2×660 MW)、神华国能查干淖尔电厂(2×660 MW)、北方胜利电厂 (2×660 MW)、蒙能锡林浩特热电厂(2×350 MW)、华润五间房电厂(2×660 MW)、京能五间房电厂(2×660 MW)。上述火电机组接网方案已经确定，其中大唐锡林浩特电厂、神华胜利电厂和北方胜利电厂以1 000 kV电压等级并网，其他电厂均以500 kV电压等级并网。上述项目计划在近期与锡盟风电基地同步投产。

3 风电基地市场定位及消纳方案

3.1 受端市场分析

锡林郭勒盟属于工商业不发达地区，用电水平相对较低，预计到“十三五”期末全社会用电量不足150亿kWh，全社会最大负荷不足2 000 MW，锡盟风电难以实现本地消纳。

京津冀鲁地区和长三角地区是我国经济发展最具活力的区域之一，也是华北和华东电网的负荷中心，电力需求持续快速增长。由于一次能源资源匮乏，环保空间有限，京津冀鲁和长三角等地区需要受进区外电力。为确定锡盟风电的外送目标，对上述地区电力市场情况进行测算，测算原则包括：1)负荷预测：华北、华东地区“十四五”期间年均负荷增速分别按照3.5%和4%；2)装机规划：仅考虑在建和核准装机；3)平衡参数：各省备用率按照国家能源局推荐值；非供热煤电、核电、抽蓄电站按装机容量的100%参与平衡；供热煤电和燃气电站按装机容量的80%参与平衡；常规水电按照各省实际出力情况参与平衡；风电按装机容量的10%参与平衡；光伏不参与平衡。根据上述原则对华北、华东电力市场空间进行计算，结果分别见表2和表3所列。按照计算结果，2021～2023年，京津冀鲁地区电力市场空间主要集中在河北南部和山东，河北南部地区电力市场空间达到3 830～6 600 MW、山东地区电力市场空间达到5 910～10 560 MW。2021～2023年，华东电力市场空间快速扩大，其中江苏电网电力市场空间2 600～13 070 MW；浙江电网电力市场空间为8 630～16 090 MW、安徽电网电力市场空间为8 870～16 170 MW。

表2 2021年～2023年华北地区电力市场空间MW

表3 2021年～2023年华东地区电力市场空间MW

因此，根据电力供需形势，锡盟地区建设风电基地宜通过特高压交直流通道向京津冀鲁和长三角等地区送电，符合我国总体能源流向和战略部署。

3.2 风电消纳分析

影响风电消纳的主要因素包括电源调峰能力和通道输电能力。分别以锡盟风电基地弃风率5%及10%作为消纳约束条件，采用HUST_ProS电力系统运行模拟软件对本期锡盟风电基地可外送容量进行计算分析。其中，锡盟“一交一直”通道利用小时数均按5 500 h考虑，输电曲线按照受端电网负荷特性拟定，锡盟—泰州特高压直流通道输电规模按6 000 MW考虑。

为提高锡盟风电消纳能力，在无措施方式的基础上考虑采取两种措施：措施一为增加锡盟火电调峰能力。对锡盟特高压配套火电机组进行灵活性改造，最小技术出力率由40%下降至30%；措施二为增加交流受端旋转备用容量(相当于交流受端为锡盟风电调峰)，取值为满足风电在特定弃风率下全部消纳对应的备用容量最小值。

表4 风电消纳计算结果(目标弃风率5%)

表5 风电消纳计算结果(目标弃风率10%)

见表4、表5所列，当弃风率设置为5%时，无措施方式最大消纳风电容量4 200 MW，采取措施一能够消纳风电容量增至6 200 MW，采取措施二满足风电在特定弃风率下全部消纳需在受端增加2 300 MW备用容量；当弃风率设置为10%时，可消纳的风电容量大幅提升，无措施方式下最大消纳风电容量5 200 MW，与弃风率5%场景相比能够多消纳1 000 MW风电，采取措施一或措施二均能满足风电在特定弃风率下全部消纳，当采取措施二时需在受端增加1 300 MW备用容量，与弃风率5%场景相比降低1 000 MW。

综上，在现有的调峰条件下，无论是要求弃风率5%或10%均无法实现锡盟特高压配套风电全部外送消纳，建议根据实际情况，采取适当措施，提高锡盟风电消纳能力，提升风电基地运行效率与经济性。

4 风电基地输电方案研究

4.1 输电方案研究原则

结合输电规划通用原则与锡盟电网自身特点，本次锡盟风电基地输电规划遵循以下原则：

1)坚持安全可靠原则。输电系统结构合理，满足GB 38755—2019《电力系统安全稳定导则》等规程导则要求。

2)坚持经济合理原则。坚持市场经济的普遍规律与电网自身的客观规律相结合，确保输电到网电价具有市场竞争力。

3)优化能源资源配置。输电方式以能源资源优化配置为目标，统筹考虑送电方向及规模，提高送电能力，节约输电通道。

4)与特高压友好衔接。新能源的汇集外送方式应充分考虑电源的地理位置和特点，便于汇集电源，避免交叉送电，并与特高压主网架相衔接；避免风电送电回路落点过于集中，统筹考虑交直流接入容量。

5)独立送出远近结合。按照分片汇集、独立送出的原则，统筹安排风电基地外送输电方案。

6)统筹规划分步实施。协调安排风电基地开发进度和电网建设，注重输电方案的远近结合和过渡衔接，适度加快电网建设，促进风电的合理开发及外送。

7)兼顾地方政府意见。在经济合理的基础上，重视保护优势草原资源，兼顾区域经济及资源统筹开发。

4.2 汇集站布点方案

综合考虑锡盟风电基地规划装机规模和风电场分布情况，宜建设若干500 kV/220 kV风电汇集站，汇集站周边风电场通过220 kV线路汇集后升压至500 kV送出[3]。结合220 kV风电场合理送出半径，规划建设5座500 kV/220 kV风电汇集站，具体布点方案如下：

1) 500 kV锡林浩特市西北部汇集站：配置2×750 MVA主变，拟汇集锡林浩特市风电外送，汇集风电规模1 300 MW。

2) 500 kV阿巴嘎旗东南部汇集站：配置2×750 MVA主变，拟汇集阿巴嘎旗风电外送，汇集风电规模1 300 MW。

3) 500 kV苏尼特左旗东部汇集站：配置2×750 MVA主变，拟汇集苏尼特左旗东部风电外送，汇集风电规模1 375 MW。

4) 500 kV正蓝旗南部汇集站：配置2×750 MVA主变，拟汇集太仆寺旗、正蓝旗和多伦县风电统筹外送，汇集风电规模1 225 MW。

5) 500 kV正镶白旗西北部汇集站：配置2×1 000 MVA主变，拟汇集正镶白旗和镶黄旗风电统筹外送，汇集风电规模1 800 MW。

4.3 汇集站接网方案

4.3.1 送出方式

大规模风电外送通常采用独立外送和风火打捆外送两种输电方式。

独立外送输电方式即风电场汇集站通过独立的输电通道并网，属于“点对网”的简单模式。其优点是调度关系明确，有利于提高系统运行可靠性，并且产权关系明晰，容易被发电商接受；缺点是通道利用率较低。

风火打捆外送输电方式即风电场与附近火电使用同一通道外送，例如风电场接入火电厂开关场后利用火电厂送出线路外送。其优点是可以提高线路利用率，降低电网投资。缺点是由于风电出力的随机性和波动性，送电线路潮流会随着风电出力的波动而变化，潮流的波动会引起线路无功的变化，进而引起电压频繁波动，对电网以及火电机组可靠运行存在不利影响。此外，风火打捆送出涉及资产分割、电量分项计量、网损分摊等问题，若风电投资主体与火电主体不同，实施较为困难。

考虑锡盟风电基地和火电基地投资主体众多，且锡盟作为特高压交直流送端，电网相对薄弱，存在一定的稳定运行风险，对电网稳定运行要求较高，因此建议采用风电独立外送方式。

4.3.2 接入点

根据锡盟风电市场定位和消纳方向，风电基地将通过特高压交直流外送至华北和华东地区。目前，锡盟地区拥有锡盟±800 kV换流站和锡盟、胜利2座1 000 kV特高压站，作为特高压交直流外送通道起点，且与风电汇集站的距离处于合理的送电距离范围之内，是风电大规模外送的理想接入点。

4.3.3 送出方案

根据汇集站布点方案，拟定汇集站送出方案，原则包括：1)独立送出原则，考虑每个500 kV风电汇集站各出1回500 kV线路并网；2)就近接入特高压交直流送端接入点；3)为减少特高压交直流之间电力交换，接入交直流风电容量相对均衡；4)汇集站送出互不影响，避免交叉跨越；5)考虑接入点的最大接入能力，包括升压变容量和500 kV线路间隔数量。基于上述原则，提出各个汇集站送出方案如下：

锡林浩特市西北部汇集站以1回500 kV线路接入锡盟换流站；阿巴嘎旗东南部汇集站以1回500 kV线路接入胜利特高压站；苏尼特左旗东部汇集站以1回500 kV线路接入锡盟换流站；正蓝旗南部汇集站以1回500 kV线路接入锡盟特高压站；正镶白旗西北部汇集站以1回500 kV线路接入锡盟特高压站。详细参数见表6所列，方案示意图如图2所示。

表6 风电汇集站并网方案详表

图2 锡盟风电基地送出方案示意图

采用中国电力科学研究院“PSD-BPA电力系统分析软件(5.0版)”对上述方案进行潮流仿真计算，在系统正常方式和单一原件故障方式下，无线路或变压器过载现象，通过合理的无功配置，能够使各个节点电压保持在规程允许的范围之内，由此初步验证了规划方案的可行性。建议在工程设计过程中对系统暂态稳定等方面进行详细计算分析，并对电网和电厂提出具体要求。

5 结语

锡林郭勒盟7 000 MW风电基地同时作为特高压交流通道和特高压直流通道的配套电源，其建设和并网具有典型示范意义。从消纳能力和电网结构两个角度对锡盟风电基地的送出进行输电规划，提出风电基地全额消纳所需措施以及风电基地外送需要构建的电网建设方案，实现了网源协调发展。