基于調峰裕度分析的電網風電消納能力研究

于海洋，呂鳴鏑，周衛東，胡遠婷

（1.黑龍江省電力科學研究院，黑龍江 哈爾濱 150030；2.黑龍江省電力有限公司，黑龍江 哈爾濱 150030）

基于調峰裕度分析的電網風電消納能力研究

于海洋1，呂鳴鏑2，周衛東2，胡遠婷1

（1.黑龍江省電力科學研究院，黑龍江 哈爾濱 150030；2.黑龍江省電力有限公司，黑龍江 哈爾濱 150030）

風電接入電網后，出力具有波動性、不確定性，不具備傳統火電廠輸出穩定、可調度的特點，大規模風電的集中并網，電網的調峰能力已成為制約風電消納的主要因素。根據2014年黑龍江省的實際數據，基于調峰裕度的方法分析了黑龍江電網風電的消納情況，對黑龍江省風電的健康發展具有借鑒意義。

電網；風電；消納能力；調峰

風電的間歇性特點決定了風電場出力的隨機波動性。風電不具有火力發電廠輸出穩定、可調度的特性，在接入電網后，風電的出力對于電網可以看作一個負的負荷擾動。因此，電網不僅需要配置常規電源為負荷波動留出足夠備用，當有大量風電接入電網后，還需要配置一定備用為風電場留出裕量以平衡風電場出力的變化［1］。在風電場出力產生較大波動時，需調度電網內其他火力發電廠改變出力水平以平衡風電出力的變化。特別是在負荷較低或冬季采暖期時，常規電廠機組已經調到較低出力，如果此時風電場出力大幅增加，那么常規機組能否進一步壓出力讓風電來帶負荷決定了電網接納風電的能力，即常規機組在低谷負荷時的調峰能力是限制電網接納風電能力的關鍵問題之一。

1 風電消納能力計算分析方法

電網接納風電能力受到電網結構、負荷水平、聯絡線輸送能力、網內常規機組最低出力以及系統備用容量的制約。包括兩方面的含義。

a.風電從較低的出力水平逐漸增加，常規機組需降低出力以滿足網內發電和用電的功率平衡，此時機組的最低出力將成為限制風電出力的最主要條件。

b.風電從較高的出力水平降低到較低水平或停運，系統中的備用容量能否彌補由此引起的有功缺額。

實際運行中，電網的負荷和運行方式時刻發生變化，因此可用于平衡風電功率波動的電網調峰容量對于電網的不同運行方式、電網不同的負荷水平都是不同的。電網調峰容量如圖1所示［2］。

圖1 電網調峰容量示意圖

PG．total為電網總開機容量；PLoad為電網最大發電負荷；PSpin為電網的負荷備用容量；PContingency為電網事故容量；PLoad為電網用電負荷；PTrans為聯絡線送出功率；PLoss為電網網損；PG．real為電網某個運行方式實際發電出力；PG．low為電網某個運行方式發電最低出力下限；PReserve為電網總設備用電量；PBalance為電網的調峰容量；KGen為電網中所有電廠的平均廠用電率。

計算電網可用于平衡風電注入功率的調峰容量有以下公式［3－6］。

電網的實際發電出力：

電網正的備用容量：

電網負的備用容量：

電網負的調峰容量：

電網可用于平衡風電波動的調峰容量：

2 黑龍江省電網風電消納能力分析與研究

2.1 消納能力分析

黑龍江省是我國風力發電發展較早的省份之一。目前全省已開發風電場主要集中在黑龍江省東部以及西部靠近內蒙古一帶，截止2014年末，黑龍江省風電裝機容量已達到463.6萬kW，達到最大負荷的45.1%，占總裝機容量的18.52%。隨著風電在電源結構中的比例不斷增大，棄風現象不斷出現并將日益加劇，風電利用小時數也逐年降低，風電消納已成為制約黑龍江省風電健康發展的關鍵問題。2014年計算的邊界條件如表1所示。

表1 2014年邊界約束計算數據MW

在對黑龍江省電網分析中，負荷備用容量取為最大發電負荷的5%，事故備用容量取為最大發電負荷的8%，廠用電率取為開機容量的8%，網損率取為實際發電負荷的2%。機組的最小出力和開機方式是根據黑龍江省電網發電廠機組調峰能力表及參考《2014年黑龍江省電網運行方式》確定。

a.2014年負荷最小峰谷差日風電消納情況

負荷最小峰谷差出現在1月末，最小峰谷差為1 980 MW。當日開機容量為9 612 MW，扣除廠用電、網損、備用等因素后為7 550 MW，最低出力方式下出力為4 530 MW，當日最小負荷為5 570 MW。

從圖2中可以看出，典型日當日風電出力較大，而系統負荷又較小，特別在凌晨時段，所以導致在凌晨2時—9時風電出力無法消納，必須限制風電出力。

圖2 典型日負荷與風電消納情況1

為了進一步說明負荷峰谷差較小情況下的風電消納情況，選取4—5月負荷峰谷差最小的1天作為典型日進行研究，最小峰谷差出現在4月，最小峰谷差為2 825 MW。當日開機容量為10 080 MW，扣除廠用電、網損、備用等因素后為7 887 MW，最低出力方式下出力為4 680 MW，當日最小負荷為5 062 MW。

圖3 典型日負荷與風電消納情況2

從圖3中可以看出，由于典型日當日風電出力較大，而系統負荷又較小，特別在凌晨時段，導致在凌晨6時之前時段風電出力無法消納，必須限制風電出力。

b.2014年負荷最大峰谷差日風電消納情況

負荷最大峰谷差出現在12月，最大峰谷差為4 373 MW。由于黑龍江省冬季熱負荷很大，熱電廠在冬季一般不參與調峰，典型日當天負荷特性曲線、最小出力以及風電最大出力曲線如圖4所示。

圖4 典型日負荷與風電消納情況3

2014年12月黑龍江省電網典型日當天開機容量為12 310 MW，扣除廠用電、網損、備用等因素后為10 080 MW，滿足典型是當天最大負荷10 044 MW，最低出力方式下出力5 270 MW，當日最小負荷為5 671 MW。從圖中可以看出，由于負荷峰谷差過大，即風電在夜間大發時間負荷小，所以系統為了調峰，需要在凌晨6時前限制風電出力。

2.2 結果分析

從以上分析可以看出凌晨時段棄風最為明顯，主要集中在22時至次日凌晨9時之間，風電場大出力主要集中在春秋季，小出力主要集中在夏冬季。風電場出力與負荷變化呈相反趨勢，即負荷大時風電場出力較小，負荷小時風電場出力較大，冬季的反調峰特性更為突出，黑龍江電網熱電機組容量較高，在冬季供暖情況下，熱電機組以熱定電的運行模式嚴重制約了電網的調峰能力，系統消納風電能力受到很大限制。

3 結束語

黑龍江省風電裝機總量居全國前列，消納問題也比較突出，本文根據黑龍江省的實際情況，分析了黑龍江省電網風電的消納能力，提高消納能力。需要常規發電企業、電網企業、風電公司以及政府相關主管部門的共同努力，涉及的利益主體眾多，在某種程度上存在此消彼長的矛盾性，需要平衡好各方利益，才能從根本上解決黑龍江省電網風電消納的問題。

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Absorptive Capacity Research on Wind Power Based on Peak Load Regulation Margin Analysis

YU Hai?yang1，Lü Ming?di2，ZHOU Wei?dong2，HU Yuan?ting1
（1.Heilongjiang Electric Power Research Institute，Harbin，Heilongjiang 150030，China；2.Heilongjiang Electric Power Co.，Ltd.，Harbin，Heilongjiang 150030，China）

After wind power connected to the grid，output has volatility and uncertainty，have not traditional thermal power plant out?put stable，scheduling features.Centralized large?scale wind power grid and power grid peaking capacity have become a major factor to restrict wind power consumptive.Heilongjiang grid wind power consumptive situation is analyzed based on peaking margin method which has important significance for healthy development of wind power in Heilongjiang province.

Power system；Wind power；Absorptive capacity；Peaking

TM614

A

1004－7913（2016）07－0026－03

于海洋（1983—），男，碩士，高級工程師，主要從事電力系統分析、新能源并網技術與檢測等研究工作。

2016－04－10）