基于電力平衡的電網接納風電能力研究

國網寧夏電力公司吳忠供電公司 樊婷婷

寧夏地區從2017-2022年6年間風電裝機量增長幅度超過78%，在新能源裝機容量中，單就風電一項比重就達到了49.08%。地區發電總裝機容量是1615萬kW，其中風電占比達到44.26%，超過傳統火電的裝機量（32.19%）。同時，和其他發電類型相比，集中式風電的企業數量也相對較多，共有59家，其次是集中式光伏企業，共51家。但在發電平均出力上，依舊以火力發電為主，5家企業平均出力達到308萬kW，而風電發力只有155.7萬kW。

1 風電接納能力評估要點

1.1 評估指標設置

對于風電接納能力的判斷，并非單純依靠此種發電形式以及電網的特性，需要綜合考慮兩者的相互作用與約束，由大電網整體協調運行確認。所以，判斷風電接納水平時，應當在電網與風電兩個層面設定評估指標，全面客觀地描述地區風電接納能力。從電力平衡的角度來講，一方面，電網特性指標可從硬件設施與管理維度入手，涵蓋電源及負荷、網架結構與電力系統安全性等；另一方面，風電特性則要從資源與技術角度加以判斷，比如調峰特性與棄風率等[1]。

1.2 計算方法

在評價風電接納能力中，不建議選擇最高值或者平均值，應當選擇地區電力負荷低谷時期，判斷電網整體的接納水平，按照該分析思路，要確認低谷期的電力負荷以及電源狀態。另外，開機形式要結合電力系統穩定性的標準，確保在用電高峰階段，系統中也有足夠的備用電力，而且北方地區還需注意供熱設施在供暖期以及非供暖期的用電調峰情況，注意火電機組修理與風電出力的周期性特征、聯絡線支援等。以電力平衡的角度來看，綜合風電同時率以及聯絡線的調節率，對地區風電接納能力的判斷主要計算內容有電網內部機組的發電出力最高和最低值（Pgmax、Pgmin）：

Pgmax=PLmax-Ptie

Pgmin=PLmin+Ppu-λ1Ptie

其中，PLmax、PLmin各自是地區在用電高峰及低谷時期的負荷；Ptie是指電網聯絡線的計劃功率；λ1是聯絡線功率的調節率；Ppu是抽水蓄能機組設備的整體容量[2]。而高峰、低谷期的用電負荷，在調峰機組運行中的現實出力計算可參考下述等式：

Prmax=Pgmax-Pcon-Pth

Prmin=Pgmin-Pcon-Pth

其中，Prmax、Prmin各自是高峰及低谷用電負荷期間，參與調風機組運行的實際出力情況；Pcon表示不能調度的出力；Pth代表供熱機組的實際容量；λ2是表示供熱機組本身的調峰率。在參與調風機組的部分中，開機容量最高值（Pcmax）與技術出力最低值（Pcmin）的計算方法分別是：

Pcmax=Prmax+Pre

Pcmin=（1-γ）Pcmax

其中，Pre是指電力系統中的備用容量；γ 代表調風機組實際調峰率。綜合以上計算結果，可推導出電網接納風電的具體處理水平（Pw），計算公式為：

其中，β 是指地區電網的風電同時率。

2 地區電網接納風電能力分析討論

在全面推進高質量發展以及供給側改革、黃河生態保護等各項政策落實中，寧夏地區經濟平穩發展的基礎得以加強，用電需求也有明顯增加。以近年來地區裝機總量以及發電出力表現來看，電力供應量依舊有“供大于求”的表現，而區域性以及時段性的電能緊張問題偶有出現。當前，寧夏地區的電力平衡狀態，已經從電力電量富余，轉化成電量富余、個別時段電力有缺口的情況。為確保地區電網運行穩定，保證基本電力輸出，該地推行有序用電的方案。

2.1 地區電源供應

直到2020年年末，按照寧夏電網統調數據，地區總裝機容量達到55869.91MW。火電容量比重在53.18%，水電裝機容量只有0.76%，同時期的風電裝機容量比重高達24.64%，其余為光伏形式裝機。結合前文所述，該地2021年與2022年的風電裝機容量達到了667.8萬kW、714.9萬kW。僅以2020年的數據來看，寧夏地區的電網總發電量在1710.08億kWh，與2019年相比，提升了7.49%。按照不同供電類型，火電出力為1364.99億kWh，提升幅度是7.11%；風電實際發電量有190.96億kWh，同比上升4.89%；光伏發電方面，同比提高了16.86%；水電發電量增長幅度約為3.13%。除此之外，跨地區聯絡線還輸出793.62億kWh。

2.2 區域電網負荷

直至2020年年底，寧夏地區的用電負荷最高值是1391萬kW，用電負荷均值為1128萬kW，總用電量在991.15億kWh。結合區域經濟增長情況和各類新建項目調查，2021年該地區的用電負荷提高了5%左右。結合區域氣候條件與環境特點，地區電網負荷特性可總結出兩點。第一，用電負荷存在明顯的季節性變化，且實際用途會有較大差異。在4～11月涉及農業灌溉用電；6～8月增加空調負荷；11月到次年3月，主要是供暖負荷。由于地區用電負荷會跟著季節出現較大改變，所以對于電網負荷特性也有著明顯的影響。而從近些年的數據統計來看，季節性負荷在區域總體電網負荷中的占比不斷降低，這反映出此類負荷特性對電網整體的影響作用持續弱化。第二，負荷水平還會被時段影響。由于高耗能領域的生產活動需求，在8時、16時與24時三個整點上，電網負荷的波動相對明顯。夏季每天負荷量最高的時間段是19:30至21:30時；冬季每天負荷高峰時段在18至20時之間。

2.3 電力平衡分析

由于新能源發電存在隨機性以及波動性的特征，在新能源裝機容量比重不斷增長中，區域電力平衡狀態也發生了變化。直到2020年年末，火電裝機容量有29710MW。具體分配情況是：靈紹配套電源為9280MW，實際出力和其直流送出實現電力實時平衡，但不計入地區電力平衡中。銀東配套電源以及域內電廠裝機容量是20430MW，而在區內的最高負荷量以及銀東與昭沂的直流外送共有19700MW，鑒于火電供暖與機組欠缺等客觀的出力阻礙因素，在缺少新能源供應的時段會形成電力缺口，對此會利用西北省間進行電力輸送以達到電力平衡。地區2021年，電量供應總體呈現富余的狀態。僅考慮區內用電問題，富余量能達到760.7億kWh，而在凈外送部分為370億kWh 的情況下，整年富余電量也達到390.7億kWh。結合表1所示，地區電網電力平衡情況如下。

表1 地區電網電力平衡表（億kWh）

表2為2020年地區每月發電量。該地2021年的前11個月風力發電量和2020年同期相比，提升了65.6%左右。發電總量和全國范圍內同期相較，高出28.6%，能達到全國風力總發電量的4.8%。

表2 風力發電量（億kWh）

地區棄風量表現上，寧夏在2020年四季度的新增裝機達到201萬kW，促使棄風率同比提高了1.6%～3.8%。總體來看，地區電網的風電增長速度較快，且超出用電負荷的調功速度。在國內經濟走向持續健康成長道路、節能減排戰略推動下，地區風電、光伏發電等各類清潔能源的裝機總量明顯呈上升趨勢，優化了地區電源結構。從新能源整體領域來講，該地區新能源的總裝機容量在近些年實現成倍增長，總體消納率能達到97.8%。為進一步提升電網接納能力，地區應當采取一些有效的舉措，優化電網運行效果。

3 優化電網接納風電能力的思路

3.1 調整電網負荷峰谷差值

在區域經濟進步與居民生活水平穩定提升中，電網負荷的峰谷差距可能會有增加，這不利于提升電網接納風電的水平。雖然近些年地區用電負荷受到季節性影響的程度有所下降，但依舊有明顯的峰谷差。對此，建議繼續強化在用電需求側方面的管控，結合區域基本用電規律，調節低谷時段的價格，并考慮增加布置儲能以及儲熱方面的設施。另外，地區還應引導高耗能產業，調整用電時間，適當向負荷低谷時期傾斜。借助增強在負荷側方面的耗能引導及管控，有利于改善電網峰谷規律特性，進一步加強對可控負荷方面的探索，對區域負荷峰谷實施合理化的人工干預。而在電價調整方面，可以在需求側設置智能控制系統，利用電價的定期化調整信息，促使用電需求改變，提高地區電力資源分配的合理性，縮小峰谷差，以此優化電網接納風電的水平。

例如，寧夏在近幾年全面執行有序用電方案，全面調節地區電力供應安排。一是要把保證電網運行安全設為首要原則，避免出現大范圍的停電情況，平衡“發電”“供應”“短缺”“限量”之間的關系，在實現供需平衡的同時，也能全面統一調度，維護電網整體安全與穩定。二是有保有限，維護重點。在滿足地區居民生活、醫療教育、交通等領域電力供應，以及各類高危產業電量需求的前提下，盡可能保證社會用電，避免由于電力供應不足，造成一系列的社會與公共安全問題。三是實行分級調控。按照地區電力供應狀態，把緊缺程度劃分成4個級別，采取分級調控管理。通過全面落實有序用電方案，加強地區電力調度合理性，提升資源利用率，以此實現改善風電接納能力。

3.2 優化電源結構與調峰特性

從發電側的角度來說，利用增加儲能設備，建設儲能電站的方式，能夠將負荷低谷階段的富余電量能保存起來，盡量減少風電棄風率，控制實際電能的浪費量。同時，借助全面調研分析，可以盡快了解地區電力供暖方面的調峰技術需要，并且要全面促進熱電聯產電站中，補充儲熱以及電加熱機組設施，消除“以熱定電”運行模式對于能源使用的制約。當地區進入電力負荷低谷階段后，可通過儲熱技術，將價格相對較低的風電轉化成熱能，便于儲存和使用，減少風電棄風量。另外，降低熱電廠在低谷階段的實際出力，為風電供應創造更大的上網空間。

3.3 突出大電網作用實現互聯互濟

風電出力實際發電負荷包含本地與外送兩個部分，所以深化跨區域電網互聯，提升外送水平，有助于調整風電并網的實際發電負荷，實現在用電負荷低谷中，有更多風電可以上網。在實際操作中，寧夏利用和上級調度之間的協調，能夠借助交流和直流的聯絡線，通過西北電網，甚至其他地區電網調峰處理，進一步加強風電接納水平。

在2021年寧夏跨地區、跨省份的計劃電力交易量是793.48億kWh。其中包含790億kWh 的電力為外送交易，全部通過直流輸出，運往山東的電量共有316億kWh；運往浙江為460億kWh；其余電量主要輸送到四川與江西。而外購電量只有3.48億kWh。

3.4 注重機組調頻與自動發電管理

由于風電機組投停頻率高，還會根據地區風速變化進行功率調節，因此會加重電網整體調頻管理的壓力。按照當前的行業技術水平，一次調頻操作響應速度極快，可以迅速調整運行機組的實際出力，這也是保障電力供需平衡以及維持頻率平穩的直接方式。想要提升電力統籌調度效果，就要利用好一次調頻技術，實現在線動態監測和數據處理，并推行完善的日常管理機制，促使企業保障現有機組功能滿足調度標準。

綜上所述，為減輕接入風電后，對原有電網系統的不利影響，在前期規劃中，需要事先確認風電接納能力，以此保障新增裝機的合理性。另外，電網此項能力水平并非不可控，為了優化地區電源基本結構，應該從技術與管理層面，加大對電網供需的調整力度，優化電力資源的統籌分配，從而提升電網對于新能源的接納水平。