湖南電網風電接入對調峰影響的量化研究

張奇林，李衛國，廖國棟

(1.華北電力大學，北京 102206;2.國網湖南省電力公司經濟技術研究院，湖南長沙 410004）

湖南電網風電接入對調峰影響的量化研究

張奇林1，李衛國1，廖國棟2

(1.華北電力大學，北京 102206;2.國網湖南省電力公司經濟技術研究院，湖南長沙 410004）

本文以湖南電網2020年預測負荷、電源為背景，利用電力系統運行模擬軟件量化計算并對比分析2種風電與水電聯合運行的方法的優劣。供湖南電網乃至水電資源豐富的地區大規模風電接入后的電網調峰能力的研究借鑒。

湖南電網;風電;調峰能力;風電水電聯合運行

風電有風則發，無風則停，與常規的火電和水電相比，其發電能量來源不穩定。其處理隨機和不可控的缺點已經引起國內外學者的高度關注〔1-2〕。風電的大規模接入會使電網調峰難度大大增加，而電網調峰對電網安全穩定運行是不容忽視的。因此，電網接納大規模風電就必須要有足夠的可調節容量作為支撐〔3-5〕。

近年來，風電場和水電站的聯合運行被作為解決風電接入的良好方法，并且國內外已經有不少學者對其進行了研究和探索〔6-13〕。大多數學者認為，風電和水電聯合運行可以提高兩者的價值，形成一個穩定的電力供應〔6〕，并提出具體方案〔7-10〕。文獻〔7〕提出了風電與抽水蓄能電站聯合運行的日內優化運行策略，利用抽水蓄能電站的儲能能力，平抑風電的日內峰谷波動性，從而使風電場運行效益最大化。而文獻〔9〕則提出通過風電與普通水電的聯合運行，來完全平滑風電的出力。研究風電與水電聯合運行的目標就是，最大限度利用風能，最大限度地減少由于風電接入對電力系統帶來的不良影響，維持能量平衡和電力系統的穩定〔11-13〕。

文中以湖南電網大規模風電接入為背景，結合湖南地區水利資源豐富的優勢，運用現階段主流的風電與水電聯合運行的思路，以及電力系統運行模擬軟件仿真計算，針對大規模風電接入湖南電網的調峰影響進行了量化分析。

1 電力系統運行模擬軟件

1.1 軟件原理簡介

電力系統運行模擬是對電力系統規劃設計中常用的電力電量平衡分析的發展，其基本任務是從電力系統整體和實際出發，充分考慮電力系統中各類電站 (包括水電、火電、核電、抽水蓄能以及調

2)從 {Rik∣i=1，2，…，n(i∈可調節水電站)}中選出最小值，記作Rs1;

3)從剩余的 {Rik∣i=1，2，…，n(i∈可調節水電站，i≠s1)}中選出最小值，記作Rs2;

4)重復3)，依次可得序列Rs1，Rs2，…，Rsn，在日負荷曲線上按s1，s2，…，sn次序從上到下依次搜索各電站的工作位置。

上述算法中:Eik為k月限能電站i的日可調電量;對于水電站，Eik=24×Ki× (Pik.av-Pik.ob)，Ki為水電站i的水庫調節系數，Pik.av為k月水電站i的平均出力，Pik.ob為k月水電站i的強迫出力 (除棄水調峰外，水電站的強迫出力部分承擔系統的基本負荷);對于抽水蓄能電站，Eik為日發電量，即日抽水電量與抽水發電轉換效率的乘積。Pik為k月限能電站i的日可調容量，即能達到的日最大可調出力;對于水電站，Pik=Pik.ex-Pik.ob，其中 Pik.ex為 k月水電站i的預想出力。

1.2 軟件計算流程

研究大規模風電接入對湖南電網調峰影響時，使用的電力系統運行模擬軟件為WDPH2.0，其總體流程如下:

1)首先，準備系統運行模擬原始數據。包括:系統負荷數據，系統中各電站特征參數、約束參數、代表年出力過程，以及運行模擬計算的一般數據和控制參數。

2)根據水、火電站的工作特征以及系統經濟運行的要求，系統應首先充分利用常規水電的容量和電量，故常規水電站先參與系統運行模擬。

3)抽水蓄能電站作為電力系統專用的調峰電峰電站等)的特點，充分利用水電等“限能電站”(限能電站是指那些發電用能有一定限制的電站)的容量和電量，模擬系統全年逐月的運行方式，以校驗系統的裝機容量是否滿足系統負荷的需求，并確定各電站在系統逐月典型日24 h負荷曲線上的工作位置和工作容量。

對于那些可調容量大、可調電量小的電站，應該工作于系統日負荷曲線上較高的位置;而對那些可調容量小、可調電量較大的電站則應工作于系統日負荷曲線上較低的工作位置〔14〕。具體算法原理如下:

1)對于i=1，2，…，n(i∈可調節水電站)，據式 (1)計算出Rik值:源，應根據系統需要，以系統實現經濟運行為目標，合理確定其工作位置和抽發電量。

4)火電部分包括燃煤、燃油、燃氣火電及核電，暫將核電作為不能調峰的火電處理。火電運行模擬時，根據機組的燃料費用和調峰能力，合理確定各機組的工作容量和備用容量。

5)根據模擬運行的成果，繪制系統年運行方式圖和指定月份的典型日運行方式圖，并可顯示、打印輸出圖形和模擬運行成果。

2 風電并網后的調峰方法概述

2.1 傳統工程分析方法

根據風資源特性以及已投產風電的出力特性分析，風電在電網高峰時段風電大發幾率不高，對電網的有效支撐有限，反而電網負荷低谷時段風電往往大發。因此，傳統規劃研究中往往采用如下簡化假設:1)電網高峰負荷時風電出力為0，即風電不參與電力平衡。2)電網低谷負荷時風電出力系數為100%，即認為風電接入后系統需要增加與風電等容量的調峰容量。

2.2 等效負荷曲線法

傳統工程方法考慮了理論上最壞的風電接入情況，但實際上這樣的情況出現的概率幾乎為0。因此，傳統的工程分析方法沒有利用風電調峰能力。

風電具有間歇性和不確定性，不能像水庫蓄水一樣儲存風能。因此，風電可以提供一定的電量支持，但無法提供容量。把風電和水電聯合起來，采用風電-水電聯合運行方式，風電給予水電電量支持，水電為風電提供容量保障。基于風電日出力曲線、系統負荷曲線確定火電以及水電-風電的工作容量和有效調峰容量，運行時若實時等效負荷超出系統需火電承擔的最大負荷，則超出的等效負荷部分由水電承擔〔10〕。

該方法是充分利用風電正調峰時的出力，當風電反調峰時通過犧牲水電的調峰能力使得風電能順利接入電網〔8〕，充分利用風電。將風電看成是負的負荷，折入負荷曲線中得到等效負荷曲線，如圖1，再根據得到的等效負荷曲線進行調峰分析與計算。這個方法適用于負荷曲線以及風電出力曲線預測較為準確的情況。若是預測誤差較大，則事先的安排得不到實施，達不到預期的效果，存在較大的棄風情況。

該方法的優點是高峰負荷時段部分風電電力能被用于削峰，其缺點是若低谷負荷時段風電大發，系統負荷的峰谷差會被拉大。

圖1 預測2020年7月典型日負荷曲線

2.3 水電平滑風電調峰法

將原本隨機的風電出力通過具有調節能力的水電平滑后，形成一個相對穩定的出力，實現風電與水電協調運行。該運行策略實際上就是利用有調節能力的水電跟蹤風電，使水電與風電的總出力等于預計的風電最大出力，實現風電日內峰谷波動性的平抑。用上述方法進行電網調峰平衡時，如何合理地根據風電特性曲線計算出水電-風電聯合條件下具有調節能力大型水電廠日平均出力、強迫出力是調峰分析的關鍵。

水電平滑風電調峰最大的約束就是水電所能提供的容量支持和電量保障。假設某日風電電量為:

理想情況下，應滿足:

文獻〔9〕中提到的水電火電為風電調峰的方法，具體步驟如下:1)確定可參與平滑風電出力的水電站;2)根據風電出力曲線計算電網需要補充給風電的電量和電力容量;3)根據實際情況確定各個水電站能為平滑風電提供的電量和電力容量;4)若水電站能完全平滑風電，則水電的補充將風電變成恒定出力的穩定電源，若不能完全平滑風電，將不能平滑部分風電依然看作負的負荷折算到負荷曲線中進行模擬。

3 不同調峰方式的計算與對比

3.1 計算條件

利用風電—水電聯合運行的方法對風電接入湖南電網的調峰情況進行計算和量化分析。預計，2020年統調發購電量為1 590億kWh，統調最高負荷為3 430萬kW。2012年為豐水年，且峰谷差較大，并與湖南電網2000—2011年負荷曲線相似。故采用2012年負荷特性曲線作為2020年負荷曲線，如圖2所示。

圖2 預測2020年負荷曲線

根據湖南省風資源規劃和《湖南電網“十二五”發展滾動規劃報告》，納入國家“十二五”擬核準計劃的第一批 (45萬kW)、第二批 (79.5萬kW)規模，2015年風電裝機容量192.98萬 kW(注:除國家“十二五”擬核準計劃第一、二批項目外，考慮2014—2015年還將有60萬kW風電投產);考慮“十三五”期間開發難度加大，每年投產規模按30萬kW考慮，合計新增裝機150萬kW，預計2020年風電裝機容量達343萬kW。

2020年湘南、湘西南、湘東以及洞庭湖區風電裝機容量分別按142萬kW，115萬kW，25萬kW和61萬kW考慮，共343萬kW。根據郴州仰天湖、魯荷金 (又稱后龍)、邵陽南山風電場2012年1月1日至2012年12月23日的出力數據，預測2020年風電出力特性曲線，如圖3所示:

圖3 預測2020年風電典型日出力曲線

1)風電場景A(風電出力平穩、日出力曲線波動很小，風電接入對電網調峰的影響最小);

2)風電場景B(負荷低谷時段風電大發、其他時段風電出力很小，風電接入對電網調峰的影響最大)。

到2020年，湖南區外來電主要有四川水電、三峽、北方火電以及酒泉直流;除四川水電外其余區外來電都參與調峰 (四川水電僅6—10月送電至湖南，且受當地氣候等來水條件等因素制約，在以往也未曾參與過調峰，因此不考慮四川水電參與調峰)。區內水電將新增白市、托口、桃源、涔天河擴機、金塘沖、東江擴機;其中桃源、金塘沖為徑流式電站，若停機則需棄水調峰。

3.2 結合湖南電網實際的調峰容量分析

1)不計入風電湖南電網調峰容量

首先，根據3.1中的邊界條件。在不計風電接入的情況，2020年湖南電網調峰平衡情況見圖4。從調峰平衡分析結果可以看出2020年11月、12月電網調峰盈余容量相對較小，在負荷最大的12月份，調峰容量只有21萬kW的盈余。在本身調峰容量就不是特別理想的情況下，采取文中2.2和2.3中提到的2種風電—水電聯合運行方式，進行調峰容量的計算和分析。

圖4 2020年湖南電網不計風電調峰容量盈余

2)等負荷曲線法

本方法主要是進行電網調峰平衡時需根據風電出力預測曲線，修正典型日負荷曲線、年負荷曲線、年最大負荷以及統調發購電量，然后再利用電力系統運行模擬分析軟件對電網進行調峰平衡分析。實質上是將風電出力看作是負的負荷，折算到負荷曲線中去。由于風電通常具有反調峰特性〔8〕，往往折算過后的等效負荷曲線的峰谷差會加大。該運行方法在不同風電出力場景下用電力系統運行模擬分析軟件對電網進行調峰平衡分析的結果見圖5。

圖5 等效負荷曲線法調峰容量盈余

從圖5可以看出，風電的接入需要犧牲不小的調峰容量，在負荷低谷期大發的風電場景B下，在2，11，12月份都存在棄風風險。

3)水電平滑風電調峰法

水電平滑風電調峰法是近年提出的一種新的基于“水電以其容量支持風電、風電以其電量支持水電”運行策略。文中基于以下3個約束條件確定平滑風電的可調水電的出力:①各水電廠平滑風電時補充的水電不大于水電廠日可調水電電量;②水電—風電聯合運行的日平均出力不大于水電廠預想出力;③各水電廠 (抽水蓄能除外)不具備存儲風電電能的能力。

利用2.3中的方法結合2020年湖南電網的負荷和發電情況，以及到2020年規劃投產的有調節能力的水電站，通過電力系統運行模擬分析軟件的模擬計算，得到了不同風電出力情況下的湖南電網的調峰盈余，見圖6。

由圖5(a)和圖6(a)可以看出，經過水電平滑風電的處理后，幾乎所都月份的調峰盈余容量都有所增加。特別是盈余最低的12月，從幾乎為0增加到了69萬kW。從圖5(b)和圖6(b)的平行對比也能看到相似的趨勢，充分表明了水電平滑風電的實用性。但是在負荷低谷期大發的風電場景下，2種運行方式都在2，3月出現調峰容量不足的情況，特別是負荷高峰的11，12月調峰容量缺口達到100萬kW以上。

圖6 水電平滑風電調峰法調峰容量盈余

4 結論與建議

1)水電平滑風電比直接將風電出力折算成負的負荷有著更好的調峰裕度，達到了更佳的調峰效果。因此，水電平滑風電的這種風電—水電聯合運行方式在實際操作中是值得考慮和采納的。

2)湖南電網在2020年接入343萬kW的風電后，在冬季負荷高峰期，調峰容量可能出現不足，會有較大的棄風風險。

對風電—水電聯合運行方法在湖南電網具體實施的意見與建議如下:

1)按風資源季特性分區，建立并進一步積累風電場出力歷史數據庫，為將來對風電出力的預測提供歷史數據，以提高估計的準確性。

2)就近將風電場與附近有調節能力的水電站捆綁送出，形成穩定出力電源，并加強抽水蓄能電站對接納風電的貢獻。

3)建立起強大的實時控制系統，實時跟蹤控制水電出力及時糾正風電出力實際與預測的差值，保障風電—水電聯合系統的出力穩定。

4)建議下一步對在風電場安裝分布式儲能裝置的技術經濟性進行研究，可以在很大程度減輕電網接納風電的壓力。

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Quantitative research for peak load regulation effect of Hunan province power grid connected with wind farms

ZHANG Qi-Lin1，LI Wei-Guo1，LIAO Guo-Dong2
(1.North China Electricity Power University，Beijing 102206，China;2.State Grid Hunan Electric Power Corporation Economic ＆ Technology Institute，Changsha 410004，China)

In this paper，based on the forecasting of load and power in 2020 of Hunan Province，advantages and disadvantages of two kinds of wind and hydro power coordination methods have been calculated and compared by power system simulation software.The analysis result provides reference for study on the peak load regulation ability of Hunan Province Grid and other power grids connected with large-scale wind farms，which locate in rich hydro power resource regions.

Hunan Province Grid;wind farms;peak load regulation ability;wind and hydro power coordination

TM614

B

1008-0198(2014)02-0011-05

10.3969/j.issn.1008-0198.2014.02.004

2013-05-21 改回日期:2013-06-19