冀北电网风电优先调度方案1121.docVIP

冀北电网风电优先调度方案 一、今冬明春电力装机情况 近年来，冀北电网经营区域风电发展迅猛，从2010年底至今，风电装机从325万千瓦增长到584.5万千瓦，增长近1.8倍。预计至2012年底，冀北电网风电总装机容量达到611万千瓦。 冀北电网2012年底预计装机容量达到1693万千瓦，其中火电1040万千瓦，水电42万千瓦。火电装机比例达到61.4%，水电装机比例为2.5%，风电装机比例达到36.1%。冀北电网电源结构以火电为主，电网调峰运行主要依靠火电机组，以抽水蓄能机组为辅。 二、电力电量平衡情况 1、负荷预测情况（计划处补充） 2012年年初，冀北地区负荷增长较明显，自3月中旬后呈现回落态势，度夏期间电网最大负荷与去年同期持平；8月份后电网负荷开始明显低于去年同期水平，至10月中旬后负荷同比转为正增长。目前电网负荷在1920万千瓦的水平，预计年底前将达1950万千瓦以上。 2、风电电力预测 2012年底冀北电网风电装机容量达到611万千瓦，不考虑风电限电，预计正常来风情况下风力发电日最大电力达到428万千瓦以上。考虑冀北地区季风性气候，夜间风电大发的概率较大。 3、电力电量平衡情况（计划处补充） 目前京津冀北电网由华北分部统一平衡。根据华北分部预测结果，2012年冬季大负荷期间，正常情况下冀北电网用电需求基本能够满足；2013年夏季大负荷期间，电网平衡紧张，其他时段平衡无问题。 三、电网运行存在的突出问题 1、电网调峰困难（计划处补充） 目前，冀北风电在京、津、冀北电网范围内统一平衡消纳。京、津、冀北电网总装机容量5505.2万千瓦，火电装机容量4824.8万千瓦，其中供热机组占火电装机比例的48.22％；抽水蓄能电厂2座，装机容量共为107万千瓦；常规水电装机容量54.5万千瓦。通过装机比例构成可知，京津唐电网的电源结构比较单一，供热机组装机比例较高导致供热期电网调峰能力不足。冬季供热期，为保证供热民生需求，供热机组调峰能力受限将影响全网的调峰能力；同时由于冬季处于大负荷期，火电机组需全容量投入，全开机方式下电网调峰能力的下降导致低谷负荷时段调峰困难。因此，在冬季供热期的后夜调峰困难时段（主要集中在凌晨2：00－5：00），会发生弃风限电的情况。 2、网架结构约束（系统处补充） 目前，冀北电网送出受限主要集中在张家口地区，张家口风电送出主要通过沽源和万全500千伏变电站送出，最大输送能力为210万千瓦，最大同时出力按70%考虑，现有电网只能满足300万千瓦风电装机的送出。但目前张家口地区风电装机已近400万千瓦。张家口电网的220千伏和500千伏通道均无能力输送更多风电。 1)500千伏系统 沽源变电站：沽源至太平通道风电送出能力110万千瓦。目前，汇集到沽源变电站风电装机容量共242万千瓦。 万全变电站：万全至顺义通道风电送出能力100万千瓦。目前，汇集到万全变电站风电装机容量共154万千瓦。其中，张北101.4万千瓦，其他52.2瓦千瓦。 2）220千伏系统 察北变电站：察北至沽源通道风电最大送出能力80万千瓦。目前，汇集到察北变电站的风电装机容量共180万千瓦。 义缘变电站：义缘至察北通道风电最大送出能力50万千瓦。目前，汇集到义缘变电站的风电装机容量共95万千瓦。 白龙山变电站：白龙山至察北通道风电最大送出能力65万千瓦。目前，汇集到白龙山变电站的风电装机容量共34.95万千瓦。 张北变电站：张北至万全通道风电最大送出能力60万千瓦。目前，汇集到张北变电站的风电装机容量共101万千瓦。 三、措施及建议 1、完善风电功率预测系统 进一步完善风电功率的短期和超短期预测：1）根据历史数据的积累，优化数值天气预报和风电预测模型的输出，提高日前风力功率预测的精度水平。将风电纳入日前计划，满足日前发电计划制定、机组方式安排的需要；2）进一步推进风电场测风塔实时数据上传的工作进展，完善日内超短期的预测功能。将风电出力纳入实时电力平衡，与日内发电调度系统相结合。 2、规范风电优先调度机制（计划处补充） 1）发展策划部负责根据长期气候预测及电网安全约束进行年度风电电量预测，将预测风电电量的110%纳入年度发电计划，为风电预留充足上网空间。 2）交易中心负责根据月度气候预测及电网安全约束进行月度风电电量预测，将预测风电电量的110%纳入月度发电计划，优化月度发输变电设备检修计划，为风电优先消纳提供条件。 3）在年度和月度计划的基础上，调控中心根据短期风电功率预测得到日前风电发电曲线，将其纳入日前发电计划，经安全校核并参考未来1-3天风电功率预测，合理安排电网备用容量、调整常规电源机组组合，形成风电优先消纳的日前发电计划。 3、加快推进张家口地区220kV通道建设工作（系统处补充） 针对张家口地区风电外送受限的情况，计划新建察北至沽