西北電網負調峰能力及受此約束的風電接納大小分析

任 杰，田建設

(華北電力大學電力工程系，河北 保定 071003)

風電是潔凈的可再生能源，大力發展風電已成為當前能源工作的重要任務，加快風電發展既是我國電力工業發展的長遠方向，又是對常規能源的重要補充，對于調整能源結構、保護環境、應對氣候變化和促進可持續發展都具有重要的作用［1－3］。然而，由于風電出力隨機性、間歇性的特點，給系統調峰帶來了較大壓力。隨著并網風電容量進一步加大，調峰也將成為限制風電接納的一個關鍵因素。因此滾動跟蹤系統實際情況、計算并掌握系統調峰能力、進而了解受此約束的風電接納能力，對于指導風電有序、合理的開發利用具有重要的意義。本文在定義系統“負調峰能力”基礎上，給出了含風電接入的系統負調峰能力計算公式，計算了西北地區的負調峰能力，分析了影響調峰能力的主要因素和受此約束的風電接納大小。

1 影響西北電網調峰的若干因素

近年來，西北電網受國家能源政策的驅動，發展較快，風電出力所占比重呈現逐年上升趨勢。預計到2013年底，西北電網將新增風電場104座，發電容量增加8414 MW，屆時風電總裝機容量將達到19 424 MW，占總裝機容量的14.7%。

風電的快速發展加重了調峰壓力，有必要總結西北電網新形勢下影響調峰的若干因素，并預測目標年影響因素的量化大小，進而較為準確、全面地計算此電網調峰能力。

1)隨著高耗能等工、礦企業落地西北地區和西北地區工業的快速發展，西北電網負荷近年來逐步增長，但由于企業建設進度等的不確定性，負荷增長的大小也具有不確定性，這將直接影響到調峰分析中用到的最大負荷增長率。

2)低谷負荷大小對于風電接入地區的調峰能力非常重要，由于西北電網負荷增長的不確定性，相應的低谷負荷大小也有一個波動變化范圍。

3)西北地區具有水、火等多種常規類型電源，電源的最小技術出力是決定系統調峰能力大小的重要因素。黃河中下游水域的灌溉、防汛、防凌等都會影響水電的最小技術出力，這使得水電出力具有很強的不確定性;受能源基地高參數、大容量火電的建設投運以及常規火電的改造、退役等影響，火電最小技術出力也具有不確定性。

4)西北電網沒有建立對外聯系的交流通道，主要是通過高壓直流進行電力的外送，如已建成的寧東直流、德寶直流、靈寶直流等外送直流;另外，隨著2014年大容量哈鄭直流的雙極投運，外送電力規模將進一步增大，哈鄭直流為西北電網電力消納提供了新的渠道，其電力外送的調峰模式對西北地區的調峰能力會產生一定影響。

2 系統負調峰能力的計算及影響因素

常規發電機組的負調峰能力［4－6］是指在運的機組當前出力距離機組最小技術出力的裕度空間，系統負調峰能力是系統內所有在運發電機組負調峰能力之和。風電大多具有反調峰特性，即風電出力的峰谷與電網負荷的峰谷不匹配，風電出力最大值往往出現在用電低谷期，此時系統的負調峰能力最弱;當風電出力增加時，常規機組要減小出力以保證功率平衡，但往往都由于系統負調峰能力的不足，進而制約風電的接納。因此，在典型日低谷負荷時，隨著風電的接入，各常規電源在滿足電源最小技術出力的前提下，能夠降低的容量便決定了風電的最大接納能力［7－8］。也就是說，受調峰約束的風電接納能力一般是指系統的負調峰能力。

定義典型日高峰負荷為PLmax，為了滿足高峰負荷的供電，電網峰荷實際的發電出力PG，Lmax為

式中:PLoss為電網損耗;Pplant為電廠的廠用電。

若電網損耗和廠用電可忽略不計，則式(1)可以簡化為

當計及電網通過交流聯網以及直流系統外送容量，式(2)可寫為

其中，PDCmax為電網高峰時期直流的外送容量，交流聯網外送電力已在公式中等效為負荷或者等效為發電。

典型日的實際電源開機容量在滿足高峰負荷供電時，要給系統留有足夠的備用容量，則典型日電源開機容量為

式中:α為電網備用率。

由上述分析可知，系統的負調峰能力決定了受調峰約束的風電接納能力。考慮最小負荷率λ，典型日低谷負荷PLmin應為

同樣忽略電網損耗和廠用電，并計及電網通過交流聯網以及直流系統外送容量，低谷負荷時電網實際發電出力PG，Lmin為

假定系統的負調峰能力在風電沒有接入之前是滿足低谷負荷的供電的。風電接入一定容量Pwind后，為了滿足電網低谷負荷時的電力實時平衡，則需要進一步下壓常規機組的出力，直至達到常規機組的最小技術出力PGmin，此時的Pwind就是電網受電源負調峰能力所限能接納的最大容量，有:

定義常規機組的最小技術出力率β，式(7)可寫為

考慮不同類型常規機組調峰能力不同，區分火電機組和水電機組，則有:

式中PGmaxt、βt和PGmaxw、βw分別對應火電機組和水電機組的最大出力、最小出力率。

將式(5)、式(6)代入式(9)，有:

根據上述分析可以看出，電網通過直流外送容量大小PDCmin、負荷率λ、不同類型的常規機組出力率β、系統最大負荷PLmax將影響風電接納能力。

2.1 基礎方式計算分析

基于式(10)，根據影響系統調峰的各方面的因素，結合西北電網以及風電實際情況，歸納總結出西北電網風電接納能力的參數為:

(3)從節點網絡來看，2010-2016年河南省各節點城市的程度中心度普遍提高，旅游經濟聯系不斷增強，但是城市間的旅游交往能力差異性較大，其中鄭州、洛陽、開封與其他城市旅游經濟聯系最為頻繁，是河南省旅游經濟聯系交往的關鍵樞紐。此外，隨著各個節點城市旅游經濟聯系的可進入性普遍提高，城市間旅游經濟距離捷徑化，邊緣城市的作用得到發揮。近7年間鄭州的中介中心度一直居于首位，表明鄭州市的節點網絡開放程度較高，對其他城市的控制力最強，但是如果過度依賴鄭州的中介作用，又會使整個旅游經濟網絡結構具有脆弱性。

1)系統高峰負荷時，低谷負荷可用最小負荷率表示，基礎方式下系統最小負荷率λ為0.79。

2)高峰負荷時，火電機組出力所占比例為0.85，水電機組出力所占比例為0.15。

3)火電最小技術出力率βt和水電最小技術出力率βw，基礎方式下分別為0.7和0.4。

4)西北電網備用率α為0.06。

5)此區域電網的外聯直流包括寧東直流、德寶直流、靈寶直流和哈鄭直流，其高峰負荷和低谷負荷時期直流外送電力分別為PDCmax和PDCmin。

高峰、低谷負荷下直流外送電力如表1所示。

表1 高峰、低谷負荷下直流外送電力大小Tab.1 DC power transmission size under peak-valley load MW

基礎方式下西北電網調峰能力如表2所示。

表2 基礎方式下區域電網調峰能力Tab.2 Regional power grid peak shaving capability under fundamental mode a高峰負荷時期 MW

由表2可以看出，在基礎方式下，若按照一定比例安排水電、火電的開機計劃，留有一定向上的備用，滿足全網高峰負荷74 000 MW和外送直流電力14 510 MW、低谷負荷58 460 MW，此時的直流送出容量為13 310 MW。在保持常規水電、火電機組高峰負荷時的開機計劃不變的前提下，需降低機組出力來滿足低谷負荷與直流外送電力大小。而低谷負荷時常規機組出力與常規機組的最小技術出力60 960 MW的差值，即為負調峰能力10 810 MW，也就是系統受調峰約束的可接納風電出力大小。

2.2 靈敏度分析

表3 調整后直流外送容量Tab.3 DC transmission capacity after adjustment MW

計及基礎方式下哈鄭直流100%額定容量外送電力的調峰能力，由式(10)可知，當其它調峰參數不變，若哈鄭直流低谷送出容量按照100%、70%、50%依次遞減，系統負調峰能力以及風電接納能力隨之呈現線性遞減變化。將哈鄭直流部分送出容量用來調峰，相當于系統負荷減少，因此需降低風電出力來滿足功率平衡。經過計算，風電接納能力依次為10 810 MW、8590 MW、7110 MW。低谷時期哈鄭直流外送容量變化對風電接納能力的影響如圖1所示。

2.2.2 火電最小技術出力率對系統調峰能力的影響

由式(10)可知，當其它調峰參數不變時，若火電最小出力率βt按照0.65、0.7、0.75依次遞增，系統負調峰能力以及風電接納能力呈現線性遞減變化。增強火電機組的最小出力率，在低谷負荷時系統能夠下壓出力的最大值隨之下降，接納風電的能力會相應降低。經過計算，風電接納能力依次為14 760 MW、10 810 MW、6860 MW。火電最小出力率對風電接納能力的影響如圖2所示。

圖2 火電最小技術出力率對風電接納能力的影響Fig.2 Impact of thermal power minimum output ratio on wind power receptiveness

2.2.3 水電最小技術出力對系統調峰能力的影響

由式(10)可知，當其它調峰參數不變時，若水電最小出力率βw按照0.35、0.4、0.45依次遞增，系統負調峰能力以及風電接納能力隨之呈現線性遞減變化。經過計算，風電接納能力依次為11 510 MW、10 810 MW、10 110 MW。但由于水電機組基數小，在同等程度地降低出力率情況下，風電接納能力的改變量不大。水電最小出力率變化對風電接納能力的影響如圖3所示。

圖3 水電最小技術出力率對風電接納能力的影響Fig.3 Impact of Hydropower minimum output ratio on wind power receptiveness

2.2.4 最小負荷率對系統調峰能力的影響

基礎方式下最小負荷率為0.79。由式(10)可知，當其它調峰參數不變時，若最小負荷率λ按照0.74、0.79、0.84依次遞增，系統負調峰能力以及風電接納能力隨之呈現線性遞增變化。經過計算，風電接納能力依次為 7110MW、10 810MW、14 510 MW。最小負荷率對風電接納能力的影響如圖4所示。

圖4 最小負荷率對電網可接納風電容量的影響Fig.4 Impact of minimum load ratio on wind power receptiveness for power grid

2.2.5 最大負荷增長率對系統調峰能力的影響

2010年西北電網最大用電負荷為40 510 MW;2011年最大負荷為49 090 MW，同比增長21.18%;2012年最大負荷為56 270 MW，同比增長14.63%。當其他調峰參數不變時，若最大負荷增長率按照7%、14.63%、20%依次遞增，系統負調峰能力及風電接納能力會隨之呈現遞增變化。在保證電網備用率和最小負荷率一定的情況下，系統高峰負荷增大，低谷負荷會相應增大，系統接納風電的能力也會隨之增強。經過計算，風電接納能力依次為10 340 MW、10 810 MW、11 130 MW。如圖5所示。

圖5 最大負荷增長率對電網可接納風電容量的影響Fig.5 Impact of maximum load ratio on wind power receptiveness for power grid

3 結論

1)結合某區域電網、風電建設的實際情況，基于負調峰能力計算公式，得到了某區域電網負調峰能力和接納風電的大小，并指出了影響風電接納能力的幾個主要因素，如外送直流參與調峰的程度;常規水電、火電機組最小技術出力;目標年最大負荷以及負荷峰谷差等。

2)隨著西北電網外送直流的建設，若能充分利用直流來參與系統的調峰，系統調峰能力會增強，同時也會增大系統接納風電的能力。

3)當火電和水電最小出力率降低時，系統調峰以及接納風電的能力會相應增強，因此對于西北電網來說，為了更大限度地接納大規模風電，可引入調節性能較好的燃油/汽機組及火電機組;另外，可充分發揮水電機組、抽水蓄能機組的優勢，讓更多的水電機組參與調峰。

4)在負荷側實行有效管理，提高用電負荷率，盡量減少用電峰谷差，可以有效降低西北電網的調峰難度，增強風電接納的能力。

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