基于電力平衡的區域電網風電接納能力研究

李永剛，韓 涼

(華北電力大學 新能源電力系統國家重點實驗室，河北 保定 071003)

目前，風力發電技術已經成為一種較為成熟的可再生能源［1－2］發電技術，系統的調峰約束［3］和風電出力的準確預測［4］成為影響區域電網風電接納能力的主要因素。由于大規模風電接入后風電出力的互補性，系統調頻使系統調峰面臨巨大壓力［5］，造成了電網的調峰能力不足［6］。因此，本文提出了基于電力平衡的區域電網風電接納能力評估體系和風電接納能力評估方法，并以遼寧電網為例，分析了電網電源與負荷特性及負荷低谷時刻風電接納能力，為合理地規劃區域電網風電裝機容量和電力系統動態經濟調度策略提供了技術支持［7－8］。

1 風電接納能力評估體系

1.1 風電接納能力評估指標

由于風電接納能力并不由風電特性指標和電網特性指標直接決定，而是由二者相互影響制約，并通過大電網協調運作而間接決定，因此，風電接納能力評估指標主要從電網特性指標和風電特性指標兩方面予以說明。電網特性指標主要分為硬件指標和管理指標，具體包括電源特性、負荷特性、網架結構特性、系統安全可靠性等。風電特性指標分為資源特性和技術特性兩方面，具體包括風電同時率、風功率變化率、風電調峰特性、風功率預測、可信容量、風電棄風電量和風能利用率等。電網風電接納能力評估指標體系層次結構如圖1所示。

圖1 風電接納能力評估指標體系的層次結構Fig.1 Hierarchical structure of wind power capacity evaluation index system

1.2 風電接納能力評估方法

負荷低谷時段的風電接納能力決定了電網的總體接納能力。所以分析接納能力主要分析低谷時段負荷、電源情況。開機方式應根據系統的可靠性要求來保證負荷高峰時刻電網有充足的備用，冬季供暖期應考慮供熱機組在供暖期與非供暖期的調峰率差額，充分考慮火電機組檢修、供暖、風電發電季節性和火電機組全年發電計劃，并計及聯絡線功率支援情況。

綜上所述，考慮風電同時率和電網聯絡線調節率后，基于電力平衡的區域電網風電接納能力［9－10］評估流程如圖2所示。

區域電網內部機組出力最大值 Pgmax與最小值Pgmin:

式中:Pgmax和PLmin分別為高峰負荷和低谷負荷;Ptie為電網聯絡線計劃功率;λ1為聯絡線功率調節率;Ppu為抽水蓄能機組容量。

負荷高峰和低谷時段參與調峰機組的實際出力值:

式中:Prmax和Prmin分別為負荷高峰和低谷時段參與調峰機組的實際出力;Pcon為不可調度出力;Pth為供熱機組容量;λ2為供熱機組的調峰率。

參與調峰機組最大開機容量Pcmax和最小技術出力Pcmin:

式中:Pre為系統備用容量;γ為調峰機組的調峰率。電網可接納風電出力Pw:

式中:β為區域電網風電同時率。

2 遼寧電網電源及負荷特性分析

圖2 基于電力平衡的風電接納能力評估流程Fig.2 Assessment process based on the power balance acceptance of wind power capacity

近年來，遼寧電源裝機增長較快，年均增長12.3%，全社會最大負荷年均增長率為7.5%，負荷增速遠遠小于電源裝機增速。自2007年以來，全省電源結構與負荷情況如表1所示。

表1 遼寧電源及負荷發展情況Tab.1 Power source and load development in Liaoning

從表1可以看到，遼寧電網風電發展迅速，風電已經成為省內第二大電源［11］;全網電源結構以煤電為主，冬季供暖需求較大，故供熱機組占據了比較高的比例。供熱機組比例仍逐年增加，到目前為止，直調供熱機組占直調火電裝機的60%，加上風電及紅沿河核電等新能源的陸續投入，遼寧電網調峰壓力巨大［12］。2012年月負荷峰谷差如圖 3所示。

圖3 2012年負荷每月最大峰谷差Fig.3 Monthly maximum difference between peak and valley load in 2012

由圖3分析可知，負荷峰谷差較大是集中在夏季和冬季，這與風電出力分布存在一定的矛盾，造成了風電的反調峰特性。

遼寧電網負荷增速放緩，電源增速較高，峰谷差不斷增大。除風電快速增長外，供熱機組容量不斷擴大，由2010年的44.95%增長到2012年的60.4%，供熱機組供暖期調峰范圍在20% ～32%，全網機組調峰率在35%左右，非供暖期全網機組調峰范圍在40%左右，大風期與供暖期處同一時期。因此，火電機組調峰能力不足成為影響遼寧電網風電接納能力的主要因素。2012年冬季遼寧電網省間聯絡線功率日曲線如圖4所示。

圖4 2012年冬季典型日省間聯絡線功率曲線Fig．4 Link line power curve of typical day inter provincial in winter 2012

3 遼寧電網風電接納能力與措施

3.1 遼寧電網風電接納能力分析

根據遼寧電網2012年全年負荷數據，按照峰谷差基本分布區間，即春季、夏季、秋季、冬季4種典型日峰谷差情況核定開機方式。開機原則:負荷峰值時刻，電源必須保證足夠的旋轉備用容量;負荷低谷時刻，火電機組減至技術最小出力，水電機組根據發電具體情況考慮參與調峰與否。以冬季典型日為例，2012年10月1日至12月31日期間日平均負荷曲線如圖5所示。

圖5 遼寧電網冬季日平均負荷Fig．5 Winter average load in Liaoning power grid

由圖5可以看出，開機容量為22 129 MW，聯絡線功率9600 MW，根據2012年風電數據，12月24日最大負荷需求為23 581 MW，最小負荷需求18 050 MW，λ1為0.7，λ2為 0.78，γ 為 0.4，備用容量取764 MW。通過分析計算，Pgmax為13 981 MW，Pgmin為11 330 MW，Prmax和 Prmin分別為 12 871 MW，10 220 MW。按同時率0.7計算風電接納容量為2914 MW，2012年遼寧電網風電裝機容量為4756 MW。依據2012年遼寧電網負荷以及風電出力數據，運用本文所提出的風電接納能力評估方法計算遼寧電網各月棄風電量、棄風比與發電利用小時數，如表2所示。

表2 2012年各月風電發電量及棄風電量Tab.2 Wind power generating capacity and Abandon wind power of each month in 2012

3.2 提高風電接納能力措施

為應對大規模風電并網造成棄風情況，應采取如下具體措施。

1)合理規劃風電裝機容量;加強電網運行管理制度，制定詳細火電機組定期輪換與調度計劃。

2)提高風電并網技術和并網服務水平，進一步完善管理和審批程序;加強需求側負荷管理，積極爭取聯絡線調峰政策。

3)推動風光儲抽協調發展，提高電網綜合調峰能力及風電消納能力。

4)利用不同電網負荷、電源結構互補性，實現遼寧與“三華”電網跨區聯網，擴大風電消納區域，開展風電跨區輸送。

4 結語

在考慮風電同時率、系統備用容量和聯絡線計劃的情況下，通過對遼寧電網的負荷特性和電源結構特性的全面分析，應用本文所提出的風電接納評估體系和評估方法，得到了2012年遼寧電網全年風電接納能力與棄風電量比，也驗證了該評估方法的有效性和實用性。

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