電網調峰能力對風電消納能力的影響分析

馮任卿，張智遠，王 亮，王 昆

(1.河北省電力勘測設計研究院，石家莊 050031;2.國網河北省電力公司，石家莊 050021)

1 概述

近年來，隨著國家能源結構的調整，可再生能源發電在國內迅速發展。在各種可再生能源發電形式中，風力發電因其技術成熟和成本優勢成為當前最具規模化商業開發前景的新能源發電形式［1-3］。然而，風電典型的反調峰特性，增加了電網調峰的難度，增加了電網調頻的壓力和常規電源調整的頻次［4-6］，尤其是當風電總量達到一定規模，在電源總容量中占據較大比例時，風電的反調峰特性對電網的影響將更為突出，迫切需要在大型風電項目接入前，進行受端電網的調峰研究，制定相應措施，保障風電的安全接入。以河北省風電為例，分析電網調峰能力對風電消納能力的影響，并提出提高風電消納能力可采取的措施。

2 河北省風電現狀及存在的問題

2013年河北省已投產和在建項目累計781 萬kW，千萬kW 級風電基地各規劃風電場主要分布在張家口、承德地區以及沿海，共計規劃了59 個子風電場。其中，張家口地區估算風電場裝機容量955萬kW，承德地區估算風電場裝機容量398 萬kW。其余風電場規劃在秦皇島、唐山、滄州等沿海地帶。風電存在的主要問題如下。

a.受審批程序、建設周期等多種因素影響，風電場配套的電網送出工程滯后于風電場建設的情況時有發生，影響到風電的送出。

b.河北煤電裝機占全省發電總裝機的80%以上，其中供熱機組約占50%。冬季為了滿足供熱需求，供熱機組調峰能力受到限制。隨著風電的大規模發展，系統面臨的調峰壓力日益增大，尤其是風電的反調峰特性明顯增加了電網調峰難度。目前由于調峰容量不足、供熱負荷較大，河北已經出現了負荷低谷時段棄風的情況。

c.河北目前已經并網的風電機組許多不具備功率調節、低電壓穿越等基本功能，因而風電場在電網電壓短時跌落時全部退出的情況時有發生，嚴重影響電網的安全穩定運行。由于缺乏風功率預測的相關管理制度和技術條件，目前發電廠不具備向電網調度部門報送發電出力的能力，不能滿足風電調度運行。

3 調峰能力對風電消納的影響

為保證對負荷的安全可靠持續供電，并適應風電出力的隨機性，電力系統中其他常規電源必須具備一定的調峰運行能力。電網調峰能力的大小，是一個電網接納風電能力大小的重要限制因素。根據全年各月典型運行方式下的負荷特性、開機組合、跨省區聯絡線運行方式，考慮充分利用系統調節能力后，進行逐月典型日的系統生成模擬分析，確定逐月典型日的系統調峰盈余容量，結合風電出力特性分析，計算在某一保證率情況下能夠接納的最大風電裝機規模，即定義為當月的系統風電消納能力。

一方面，考慮到河北處于北方地區，由于冬季的采暖需要，以及國家政策的導向作用，近年來河北大力發展熱電聯產機組，一定程度上提高了能源的綜合利用效率。另一方面，供熱機組運行遵循“以熱定電”的原則，其調峰能力受到一定的制約，只能達到30%(純凝機組調峰能力可達到60%)，而采暖季節必須保證熱電機組開機，滿足供熱要求。冬季負荷小，將導致風電出力受到限制。在冬季大風月，由于供熱機組的出力已經基本滿足了負荷的需要，從而導致大量的風機只能“曬太陽”，棄風現象嚴重。

因此，電網對風電的消納能力主要受到電網調峰、冬季最小負荷2 種因素限制。電網調峰能力則由網內各類型機組裝機容量、調峰能力決定。研究風電消納，需要先掌握電網負荷特性、風電出力特性、網內各類型裝機及調峰能力。

4 河北風電消納能力分析

河北電網分為河北省南部電網(簡稱“河北南網”)和冀北電網兩部分，分屬不同的電網公司管轄，由于地域距離較近，負荷性質相近，按河北南網進行負荷特性分析。同時，河北省絕大部分風電均位于冀北張家口、承德地區，選取冀北典型風電場進行出力分析。

4.1 負荷特性

河北南網2001－2008年負荷曲線見圖1。由于2001－2005年河北南網均為嚴重缺電年份，拉閘限電較多，因此，負荷曲線較為平緩，2006－2007年基本未采取拉閘限電，其年負荷特性曲線反映了真實的負荷需求。由此可見，河北南網負荷曲線呈現出春、夏、冬季3 個高峰:春季負荷高峰出現時間為4月份，夏季高峰負荷持續時間為6－8月，冬季高峰為11－12月。

年度峰谷差曲線見圖2。由圖2可知，一年中，河北南網1、2、9月份峰谷差較小，這是由于1、2月份一般為春節所在月，負荷基礎小，相應峰谷差也小;而9月份基本沒有空調負荷、灌溉負荷、取暖負荷等峰谷變化較大的負荷，相應峰谷差也較小。4、8月峰谷差較大，這2 個月主要受到灌溉負荷、空調負荷的影響，峰谷差較大，全年最大峰谷差基本出現在這2 個月。冬季取暖期間峰谷差一般小于4月、8月的峰谷差。

圖1 河北南網2001－2008年年負荷特性曲線

圖2 年度峰谷差曲線

日負荷曲線受到居民生活用電、工農業用戶的用電構成比例，每天社會活動循環周期、氣候類型等因素影響。影響河北南網典型日負荷曲線的主要因素為:灌溉負荷、降溫負荷和取暖負荷的增長趨勢、出現時間。灌溉負荷隨著電灌面積比例的日益高升，發展空間比較有限，遠期看灌溉負荷將維持較慢的增長速度，反映在春季典型日負荷曲線上為峰頂較緩。隨著居民生活水平的提高，空調擁有量仍將快速增加，使得降溫負荷仍保持快速增長，反映在夏季典型日負荷曲線上為峰頂較尖。冬季采暖負荷隨著集中供熱的普及，增長勢頭將變緩，反映在冬季典型日負荷曲線上為峰頂較緩。河北南網2015年典型日預測負荷曲線見圖3。

圖3 2015年春、夏、冬季典型日預測負荷曲線

4.2 風電出力特性

河北省風電絕大多數集中在張北和承德壩上地區。通過對一年中不同季節進行統計，風電出力的區間上下略有浮動;但日出力曲線呈現隨機性、總體出力分布相對集中的基本特征是相同的。京津唐電網2008年風電出力曲線和京津唐電網全年風電日最大出力分布曲線見圖4和5。

圖4 京津唐電網2008年某連續時段風電出力曲線

圖5 2008年京津唐電網全年風電日最大出力分布曲線

由圖4、5 可知，風電日最大出力水平標幺值在0.038 ～0.741，其中，2008年京津唐電網風電最大出力標幺值為0.741。全網風電在裝機總容量60%以下運行的概率較大，超過97%。風電場短時間(15 min)出力變化相對幅度不大，變化幅度在裝機總容量10%以下的概率接近99%，變化幅度最大值為總容量的25.2%。風電場反調峰概率較高、幅度較大，且沒有明顯的季節特征。風電出力平均峰谷差春季幅度較大，夏季幅度明顯降低，與風電出力的變化規律基本一致。

4.3 調峰能力分析

4.3.1 調峰能力決定的風電消納能力

各類型機組最小出力及調峰能力見表1。調峰能力決定的風電消納能力見表2。

表1 各類型機組最小出力及調峰能力

依據調峰平衡和冬季最小負荷來分別獨立計算河北省風電消納能力，取其中較小數值為實際消納能力。由于河北、北京、天津為事實上的統一電網，且北京、天津風電等可再生能源機組極少，因此在計算河北省風電裝機空間時還應計及京津的消納能力。

河北省風電裝機空間=河北省內風電裝機空間+京津地區風電裝機空間(調峰能力決定)

風電裝機空間=(調峰能力－調峰需求)/2/0.75

表2 調峰能力決定的河北省風電消納能力 萬kW

表2依據電網預測的峰谷差，網內其他裝機調峰能力，在取風電有效容量率0.75 的前提條件下，得出逐年風電消納能力。河北省“十二五”調峰能力在800 萬～1 000 萬kW，其中2015年消納能力為1 014 萬kW。

4.3.2 冬季年最小負荷決定的風電消納能力(表3)

表3 冬季年最小負荷決定的風電消納能力 萬kW

表3中計算考慮了河北省冬季采暖的實際情況，電網應優先保證熱電機組的運行。在全年最小負荷率為0.5 前提下(注:實際最小負荷率一般在0.4左右，發生在春節假期期間，但總體時間較短，總計約12 天，此處不考慮這段時間的最小負荷，因此將有少量時間棄風，折合到每座風電場不到100 h)，考慮京津冀電網，2015年風電消納能力為1 213 萬kW。

5 調峰能力對風電裝機空間的影響計算

5.1 火電機組調峰能力的影響

由于河北以火電為主的電源結構，決定了火電機組調峰能力是影響風電裝機的重要因素。火電機組調峰能力和電網調度運行方式安排將對風電裝機空間產生重要影響。

熱電機組調峰能力提高10%，則2015年風電裝機空間約增加300 萬kW;純凝火電機組調峰能力提高10%，則2015年風電裝機空間增加200 萬kW，具體數據見表4、5。

表4 熱電機組調峰能力對風電裝機空間影響 萬kW

表5 純凝機組調峰能力對風電裝機空間影響 萬kW

5.2 冬季年最小負荷的影響(表6)

表6 冬季年最小負荷對風電消納的影響 萬kW

由表6計算可知，隨著最小負荷率的增加，風電消納能力隨之增加，當冬季最小負荷率在0.4 ～0.5時，2015年對應的風電消納能力從408 萬kW 增大到1 213 萬kW。

6 結束語

隨著國家能源結構的調整，并網運行的風電規模迅速增加，但是，風電典型的反調峰特性，增加了電網調峰的難度，影響了電網對風電的接納能力。通過對河北省負荷特性、風電出力特性、火電機組調峰能力進行詳細分析，找到影響消納能力的因素，并提出了提高調峰能力的措施，由以上分析計算可知，河北省風電消納能力在1 000 萬kW 左右，由省內電源的調峰能力決定。通過提高機組調峰能力、允許一定量的棄風、利用電價等手段降低電網峰谷差，可以提高河北省風電消納能力。

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