1 巴彦淖尔地区新能源发展现状 1.1 风、光资源情况

巴彦淖尔地区境内风能资源、太阳能资源丰富, 是全国风能资源最富集地区之一, 风能总储量为82 820 MW, 技术可开发量达46 210 MW, 年平均有效风时在5000 h以上。太阳能年总辐射为1637~ 1685 kWh/m², 年日照小时数约3100 h^[1]。

1.2 新能源发电情况

近年来, 随着国家政策扶持及电力电子技术不断发展, 巴彦淖尔地区依托丰富的风能和太阳能资源优势, 全域布局风电场、光伏电站。根据运行数据统计分析, 截至2017年年底, 巴彦淖尔地区风电并网容量2873 MW, 年发电量5988 GWh, 年利用小时数2084 h; 太阳能光伏装机容量1050 MW, 年发电量1692 GWh, 年利用小时数1611 h。

1.3 网架结构及新能源分布情况

巴彦淖尔地区新能源主要集中在乌拉特中旗和乌拉特后旗, 通过220 kV电网汇集至河套、德岭山500 kV变电站, 经包头电网向内蒙古东部地区送出, 巴彦淖尔地区2018年年底网架结构如图 1所示。坤德二线、德河二线投运后, 河套—德岭山电磁环网解环运行, 天前线、天隆线停电备用, 沙德格220 kV母线恢复并列运行, 形成祥泰—河套电磁环网和德岭山—梅力更电磁环网^[2]。

祥泰—河套供电区域内新能源装机容量为1438 MW; 德岭山—梅力更供电区域内新能源装机容量2066 MW; 白同变电站接带新能源装机容量419 MW。

2 新能源发展存在的问题 2.1 本地消纳能力不足

截至2018年年底, 巴彦淖尔地区发电总装机容量已达到7200 MW以上, 新能源装机容量达到5100 MW以上, 地区最大负荷约2200 MW。预测巴彦淖尔地区将有4000 MW的电力外送需求, 地区新能源装机容量高速增长所带来的本地消纳能力不足、外送网架结构制约等难题亟待解决。

2.2 火电和新能源发电量外送相互制约

经计算, 德岭山—梅力更电磁环网方式下, 德岭山地区新能源与乌拉山电厂出力存在耦合关系, 地区潮流转移复杂。乌拉山电厂单机小发(150 MW)时, 受德岭山—宝音太+前锋—隆兴昌断面热稳极限(490 MW)限制, 德岭山新能源发电量可送出64%(1316 MW); 乌拉山电厂双机满发(600 MW)时, 受前锋—吉祥双回热稳定极限(380 MW)限制, 德岭山新能源发电量仅能送出20%(413 MW), 新能源发电送出严重受限。

2.3 电网运行存在安全隐患

一旦德岭山至春坤山双回500 kV线路发生N-2故障, 大量潮流将转移至地区220 kV电网, 导致德岭山-梅力更电磁环网内多回220 kV线路过载, 严重威胁地区电网的安全稳定运行^[3]。

3 解环方案计算分析

德岭山-梅力更电磁环网方式下, 存在区域新能源受限及220 kV线路过载问题, 220 kV联络线成为电网薄弱点。本文提出2种电磁环网解环方案, 从电网暂态稳定、短路电流、潮流分布、可靠性方面对解环方案进行计算分析。

3.1 方案1

德岭山—梅力更电磁环网在宝音太—沙德格、梅力更—吉祥双回解环, 如图 1中方案1所示。

3.1.1 暂态稳定计算分析

采用华北电网下发的2018年度方式冬季数据, 内蒙古电网西电东送各500 kV断面及外送华北断面均按2018年计算极限考虑^[4]。以中国电力科学院PSD-BPA潮流及暂态稳定分析软件为分析平台, 考虑电网正常方式和检修方式, 分别对德岭山-梅力更电磁环网合环运行和解环方案1进行暂态稳定计算分析, 计算结果如图 2所示。

经计算, 解环方案1对内蒙古电网西电东送各断面及外送华北断面动态稳定性均无影响, 乌拉山电厂不存在暂态稳定问题。

3.1.2 短路电流计算分析

以巴彦淖尔地区2018年冬季网架结构为基础, 对解环方案1进行短路电流计算分析, 计算结果见表 1所示。

解环后, 德岭山220 kV侧母线短路电流水平下降2.3 kA, 梅力更220 kV侧母线短路电流水平下降6 kA, 有利于设备可靠运行。

3.1.3 潮流计算分析

该解环方式下, 乌拉山电厂与主网仅由2条220 kV线路联络。巴彦淖尔地区小负荷, 受前锋—隆兴昌+前锋—宝音太断面热稳定极限(270 MW)限制, 前锋新能源满发时(100 MW), 乌拉山电厂可发410 MW; 前锋新能源不发时, 乌拉山电厂可发510 MW, 乌拉山电厂出力无法全部送出。

由于德岭山地区新能源与乌拉山电厂处于同一个供电区域内, 新能源与火电送出存在耦合关系。受德岭山主变压器上送潮流热稳定极限(640 MW)限制, 乌拉山电厂双机出力510 MW时, 德岭山地区新能源可送出32%(656 MW); 乌拉山电厂单机出力150 MW时, 德岭山地区新能源可送出50% (1034 MW)。

3.1.4 送出能力分析

为解决新能源送出受德岭山主变压器限制的问题, 扩建德岭山第3台主变压器, 潮流上送极限增加约690 MW, 德岭山地区新能源送出能力显著提高。乌拉山电厂双机出力510 MW时, 德岭山地区新能源可送出64%(1331 MW); 乌拉山电厂单机出力150 MW时, 德岭山地区新能源可送出83%(1714 MW)。

3.2 方案2

德岭山—梅力更电磁环网在德岭山—宝音太、前锋—隆兴昌解环, 如图 1中方案2所示。

3.2.1 暂态稳定计算分析

经计算, 解环方案2对内蒙古电网西电东送各断面及外送华北断面动态稳定性均无影响, 乌拉山电厂不存在暂态稳定问题, 计算结果如图 3所示。

3.2.2 短路电流计算分析

以巴彦淖尔地区2018年冬季网架结构为基础, 在德岭山—宝音太、前锋—隆兴昌解环方式下计算短路电流, 计算结果见表 2所示。

解环后, 德岭山220 kV侧母线短路电流水平下降5.6 kA, 梅力更220 kV侧母线短路电流水平下降2 kA, 有利于设备可靠运行。

3.2.3 潮流计算分析

该解环方式下, 乌拉山电厂属于梅力更供电区域, 区域内仅有前锋地区约100 MW的新能源, 与乌拉山电厂通过前锋—吉祥双回以及前锋—宝音太220 kV线路向外输送, 地区小负荷时, 受前锋—吉祥双回+前锋—宝音太断面热稳定极限(500 MW)限制, 前锋新能源满发时(100 MW), 乌拉山电厂可发520 MW; 前锋新能源20%(20 MW)时, 乌拉山电厂可满发。

德岭山地区新能源只通过德岭山主变压器外送, 送出不再受乌拉山电厂出力限制, 地区小负荷时, 受德岭山主变压器上送潮流热稳定极限(640 MW)限制, 德岭山地区新能源可送出51%(1050 MW)。

3.2.4 送出能力分析

为解决新能源送出受德岭山主变压器限制的问题, 扩建德岭山第3台主变压器, 潮流上送极限增加约690 MW, 德岭山地区新能源送出能力显著提高。在地区小负荷时, 德岭山地区新能源可送出84%(1740 MW)。

3.3 技术比较

通过上述计算分析, 将电磁环网运行方式及2种解环运行方案技术指标进行对比, 结果见表 3所示。

由表 3可知, 合环方式和第1种解环方案, 乌拉山电厂与德岭山新能源出力相互制约, 送出能力受限。第2种解环方案将乌拉山电厂和部分新能源与德岭山新能源分割在2个供电区域, 不存在耦合关系, 火电和新能源送出能力均有明显提升。增加德岭山第3台主变压器后, 新能源送出能力进一步提高, 且德岭山地区在检修方式下供电可靠性增强, 不再存在电网设备解网风险。在德岭山第3台主变压器投运前, 在上述检修方式下, 可以临时采取电磁环网合环运行措施, 但是该措施在调整方式过程中操作复杂, 潮流控制困难, 且巴彦淖尔地区机组出力将严重受限。

4 结论及建议 4.1 结论

经计算分析, 巴彦淖尔地区在坤德二线、德河二线投运, 德岭山—梅力更电磁环网在德岭山—宝音太、前锋—隆兴昌解环运行方案对提升地区火电及新能源送出能力更加有利。该解环方案对内蒙古电网西电东送各断面及内蒙古外送断面动态稳定性均无影响, 不影响梅力更地区供电能力, 乌拉山电厂不存在暂态稳定问题, 且德岭山、梅力更220 kV侧短路电流将明显降低。

德岭山—梅力更电磁环网解环后, 德岭山2台主变压器独立接带乌拉特中旗地区220 kV电网, 该地区为蒙古国供电, 供电可靠性要求高, 在德岭山1台主变压器检修方式下, 另1台主变压器故障将导致地区电网与主网解列, 投产德岭山第3台主变压器将提高本区域的供电可靠性。

综合考虑, 建议德岭山-梅力更电磁环网在德岭山—宝音太、前锋—隆兴昌解环运行, 同时投运德岭山第3台主变压器, 以提高巴彦淖尔东部地区新能源及火电送出能力和供电可靠性。

4.2 建议

随着巴彦淖尔地区新能源和大工业负荷快速发展, 建立发电、输电、配电和用电均衡发展的机制是解决新能源本地消纳和外送受阻问题的根本手段。具体建议如下:

(1)  在电源侧, 提供更多的调峰容量配合新能源消纳, 提高系统重点源的调节能力;

(2)  在电网侧, 加强新能源汇集、传输, 扩大电网覆盖范围, 提高区域电网之间的互联能力, 满足大规模新能源外送和消纳;

(3)  在负荷侧, 通过实施需求侧响应和电能替代, 增加新能源消纳空间;

(4)  在政策和市场机制方面, 发展完善有利于电源、电网、负荷协调发展的产业政策和新能源大范围优化配置的市场机制, 引导用户参与需求侧响应, 降低负荷峰谷差^[5]。