“十三五”黃巖電網風電消納能力研究

(國網浙江省電力公司 臺州供電公司，浙江 臺州 318000)

1 引言

隨著世界經濟的發展，常規化石能源供應不足的情況日益凸顯，環境污染問題越來越嚴重，開發和利用新能源有助于緩解能源供應和環境問題所帶來的壓力，新能源具有清潔、可再生、對環境友好等特點，不會導致一系列棘手的生態及經濟問題。對于新能源的大規模開發與利用，是保障我國能源安全、優化一次能源結構、發展低碳經濟的重要舉措，其中風力發電已經成為發展最快、技術最成熟、商業化前景最好的清潔能源開發方式[1-3]。

黃巖隸屬是浙江省臺州市，屬亞熱帶季風氣候區，光照充足，多年平均風速2.7m/s，擁有相當豐富的太陽能、風能等新能源開發潛力。因此，深入研究新能源消納能力評估計算方法，不僅對于明確黃巖本地消納新能源能力、指導電網規劃具有重要指導作用，而且對于新能源接入方式相同的其它地區也具有借鑒意義。

2 新能源消納能力影響因素

新能源發電最大消納能力的確定，是以多種約束條件為基礎綜合考慮計算所得出的結果。以下總結了限制新能源消納能力的約束條件，大致概括為幾類：

(1)電網結構。不同的電網結構擁有不同的輸送能力和對外界電網聯絡的能力，具有外送通道的電網有更高的調峰能力，而過低的線路傳輸功率則會反過來限制新能源的消納水平[4]。

(2)負荷特性。系統的負荷特性尤其是峰谷差和最小負荷等因素直接決定了新能源允許接入電網的容量。

(3)電網調峰能力。電網良好的調峰能力是保證電網功率平衡的重要前提，也是決定電網消納能力的先決條件。

(4)電網短路容量。電網的短路容量大表明電網網絡強，對外界因素變化的抵抗力高，而且，電網的短路容量裕度也是決定電網消納能力的重要指標。

(5)新能源接入電網后的穩定性。新能源并網后對電壓偏差和電能質量等都造成負面的影響，進而限制了電網的消納能力[5]。

(6)新能源自身因素。新能源自身出力有著明顯的不可控和不可預知性，這就使新能源并網時必須有常規能源為其提供補償，進而限制了電網的消納能力。

其中，電網設備容量限制和調峰能力應作為主要的約束條件來評估地區電網新能源發電項目的消納能力[6-7]。

3 基于容量約束的消納能力計算方法

在電網低谷負荷時，新能源出力滿發，若本地不能完全消納，電力需要上送至主網，主網變電容量、線路容量則成為新能源消納能力的主要約束條件。

3.1 變電容量約束

新能源的接入應在不改變原有電網靈活性的條件下進行，不應為了接入新能源而使電網的運行方式受限，防止事故情況下無法進行相應的運行方式調整，即新能源上送電力應滿足主變“N-1”的校驗，以保證電網的安全穩定運行。

電網負荷低谷時，變電容量約束下的新能源出力的計算說明如下：

110kV以下常規機組出力+新能源出力-電網最小負荷≤變電“N-1”容量。

那么， 變電容量約束下新能源最大出力=(電網最小負荷+變電“N-1”容量-110kV以下常規機組出力)。

3.2 線路容量約束

低谷負荷時，新能源的上送電力，可能會造成線路負荷過大，電網運行要保障線路通過“N-1”校驗。考慮單個110kV變電站，當新能源出現外送情況時，最大外送容量應滿足變電站進線的“N-1”校驗。當區域電網出現功率外送情況時，最終都會匯集到220kV變電站進行外送，因此只要外送功率能夠滿足220kV變電站110kV出線的“N-1”校驗即可，同理500kV變電站應滿足220kV出線“N-1”校驗，兩者取較小值即為線路輸送容量約束下的有功功率外送能力。

電網負荷低谷時，線路容量約束下的新能源出力的計算說明如下：

110kV以下常規機組出力+新能源出力-電網最小負荷≤線路“N-1”容量。

那么，線路容量約束下新能源最大出力=電網最小負荷+線路“N-1”容量-110kV以下常規機組出力。

3.3 風電消納能力計算

在夜間低谷負荷時，風電出力按滿發考慮的情況下，以變電、線路容量為約束計算風電消納能力。風電消納能力的計算公式如下：

風電消納能力=min(變電容量約束下的風電最大出力，線路容量約束下的風電最大出力)/ 風電同時率(風電同時率一般取0.9)。

4 基于調峰約束的消納能力計算方法

基于調峰約束的新能源消納能力由出力特性、負荷特性、常規電源最小出力、系統備用水平等因素決定。綜合考慮以上因素，研究基于調峰的新能源消納能力計算方法。

4.1 調峰能力概念和原則

由于電能的生產、輸送、分配和使用同時完成這一特點，就要求電力系統的生產企業，除能滿足電力系統基本負荷需求外，還要能根據電力負荷的瞬間變化，及時調節生產，即調峰。調峰是為了負荷峰谷變化的要求而有計劃的、按照一定調節速度進行的發電機端負荷調整。從時間周期上考慮，調峰一般以24小時為周期的日行為，這與日負荷以24小時為周期循環變化的特性相關。系統調峰能力如圖1所示。

圖1 調峰能力示意圖

圖1中，PLmax為系統典型日最大負荷，PLmin為系統典型日最小負荷，PGmax為系統高峰負荷時的可調機組出力，PGtmin為可調機組最小技術出力。負荷峰谷差為PLmax-PLmin，系統調峰能力為PGmax-PGtmin，負荷備用為PGmax-PLmax為了電力系統安全穩定運行、調峰機組經濟安全運行，系統的調峰能力要大于負荷峰谷差。

調峰首先安排具有調節能力的水電、燃氣、燃油、抽水蓄能和燃煤發電機組，然后再視系統需要安排其它機組。必要時，可安排火電機組進行降出力深度調峰和啟停調峰。除以上類型機組能夠參與調峰外，還可以通過聯網線路進行調峰，以及通過拉閘、可中斷負荷進行負控調峰。

4.2 調峰容量平衡

調峰需求由系統負荷峰谷差和系統備用負荷兩部分構成，其中備用容量一般按負荷備用(2%～5%)+旋轉事故備用(4%～10%)考慮。本文新能源消納評估中旋轉備用率統一取10%，其中負荷備用取2%，事故備用取8%。

對于地區電網來說，基本屬于受端電網，區域內110kV及以下參與調峰的電廠幾乎沒有，地區電網的調峰全部要依靠大網調峰能力。

地區電網負荷高峰時可調機組為地區的出力計算公式如下：

負荷高峰時大網機組為區域出力=地區最大負荷×(1+負荷備用系數)-地區自備電廠出力-0.8×地區供熱機組出力。其中，供熱機組的額定功率一般為80%左右，自備電廠和供熱機組不參與調峰。

參與供電的可調機組最小技術出力=負荷高峰時大網機組為區域出力×(1-綜合調峰系數)

所以，地區電網調峰能力=負荷高峰時大網機組區域出力-參與供電的可調機組的最小技術出力= [地區最大負荷×(1+負荷備用系數)-地區自備電廠出力-0.8×地區供熱機組出力]×綜合調峰系數。其中，綜合調峰系數是與電源結構及各類型機組的調峰能力有關，新能源消納能力計算中統一取80%。

4.3 新能源反調峰特性

風電具有反調峰特性[8]，風電場因風速變化，出現在系統低谷負荷時發出大量功率、而在系統負荷高峰時發出功率較少的現象。風電反調峰特性如圖2所示，在凌晨低谷負荷時，風電滿發；負荷高峰時，風電停發。

將新能源出力等效為負的負荷，定義電網等效負荷等于電網負荷減去新能源出力，等效負荷曲線如圖3所示，從圖中可看出新能源的反調峰特性使得電網等效峰谷差大于電網負荷峰谷差，也就是說新能源加大峰谷差，加大了常規機組的調峰難度。

圖2 風電反調峰特性示意圖

圖3 等效負荷曲線示意圖

4.4 消納能力分析思路

系統低谷負荷調峰能力是指在系統負荷處于低谷時，可調節機組出力減去可調節機組最小技術出力的差值，如圖4所示。

圖4 低谷負荷時系統調峰能力示意圖

根據電網功率平衡約束，全網低谷負荷時發電機組出力與機組最小技術出力之差即為消納新能源提供的調峰容量。

需要說明的是，上圖的負荷曲線為等效負荷曲線，則有下式：

低谷負荷下機組出力-機組最低技術出力=系統低谷負荷×負荷備用系數-高峰負荷時機組出力×(1-調峰系數)=系統低谷負荷×負荷備用系數-系統最大負荷×負荷備用系數×(1-調峰系數)=系統最大負荷×負荷備用系數×調峰能力-(系統最大負荷-系統低谷負荷)×負荷備用系數=電網調峰能力-電網調峰需求。

即新能源消納能力主要取決于電網調峰盈余。

對于風電的消納能力，應在風電反調峰的極端情況(夜間低谷負荷時，風電滿發；負荷高峰時，風電停發)計算。

4.5 風電消納能力計算

在夜間低谷負荷時，風電滿發；負荷高峰時，風電停發下的情況下進行調峰容量平衡，計算電網調峰盈余。

考慮風電出力的同時率，計算風電消納能力，公式如下：

風電消納能力=調峰容量盈余/同時率

式中，風電出力同時率在風電場運行數據充足的情況下可以進行統計，在缺少數據的情況下，可采用經驗值，在小區域內同時率取0.9～0.95，大區域內同時率取0.7～0.9。

5 黃巖電網風電消納能力分析

截止2016年底，黃巖區有新能源電站1座，為大寺基風電場，裝機容量42MW。風電出力可以反調峰，也可以正調峰，在后續進行新能源接入計算中，按照風電反調峰的極端情況(夜間低谷負荷時，風電滿發；負荷高峰時，風電停發下)計算。

5.1 基于容量約束的消納能力分析

變電約束容量方面，“十三五”期間黃巖區電力外送方式為通過3個220kV變電站進行輸送，最后匯總到500kV岙坑變送出。220kV總的變電容量為1320MVA，滿足電力外送情況下主變“N-1”條件，則為660MVA；500kV岙坑變變電容量為2000MVA，滿足電力外送情況下主變“N-1”條件，則為1000MVA，取兩者之中的較小值(660MVA)為極限輸送容量。

線路約束容量方面，以單個110kV變電站為對象進行考慮，當新能源出現外送情況時，最大外送容量應滿足變電站進線的“N-1”校驗。當區域電網出現功率外送情況時，最終都會匯集到220kV變電站進行外送，因此只要外送的功率能夠滿足220kV變電站110kV出線的“N-1”校驗即可，同理500kV變電站應滿足220出線“N-1”校驗，兩者取較小值即為線路輸送容量約束下的有功功率外送能力。經計算，截止2020年，黃巖區110kV電網和220kV電網線路最大外送能力分別為1429MVA和1094MVA，取兩者中較小值，即黃巖電網線路最大外送能力為1094MVA。

綜合上述，預計2020年，黃巖電網變電容量最大外送能力為660MVA，線路最大外送能力為1094MVA，故黃巖電網新能源接入能力以變電容量為約束進行計算。

5.1.1 新能源消納能力計算

對于新能源的消納能力，應在光伏、風電反調峰的極端情況(白天低谷負荷時，光伏、風電滿發；高峰負荷時，光伏、風電停發)計算。根據上述計算過程得出，2017年～2020年黃巖電網基于容量約束的新能源消納能力見表1。

表1 黃巖電網基于容量約束的新能源消納能力計算結果(單位：MW、MVA)

5.1.2 風電消納能力計算

對于風電的消納能力，應在風電反調峰的極端情況(夜間低谷負荷時，風電滿發；負荷高峰時，風電停發下)計算。根據上述計算過程得出，2017年～2020年黃巖電網基于容量約束的風電消納能力見表2。

表2 黃巖電網基于容量約束的風電消納能力計算結果(單位：MW、MVA)

5.2 基于調峰約束的消納能力分析

電網的調峰能力是決定電網接納新能源容量的決定因素。黃巖電網調峰能力是電網負荷高峰時可調機組出力與參與供電的可調機組技術最小出力的差值。

2017年～2020年黃巖電網逐年電網調峰能力見表3。

表3 黃巖電網調峰能力(單位：MW)

5.2.1 新能源消納能力計算

對于新能源的消納能力，應在新能源反調峰的極端情況(白天低谷負荷時，風電、光伏滿發；高峰負荷時，風電、光伏停發)計算。根據上述計算過程得出，2017年～2020年黃巖電網基于調峰約束的新能源消納能力見表4。

表4 黃巖電網基于調峰約束的新能源消納能力計算結果(單位：MW)

5.2.2 風電消納能力計算

對于風電的消納能力，應在風電反調峰的極端情況(夜間低谷負荷時，風電滿發；負荷高峰時，風電停發下)計算。根據上述計算過程得出，2017年～2020年黃巖電網基于調峰約束的風電消納能力見表5。

表5 黃巖電網基于調峰約束的風電消納能力計算結果(單位：MW)

5.3 黃巖電網新能源消納能力計算結果

黃巖電網消納新能源能力，取基于調峰因素消納能力與基于容量約束消納能力的較小值。由此可知，黃巖新能源接入主要受調峰能力的約束。2017年～2020年黃巖電網新能源消納能力和風電消納能力計算結果見表6。

表6 黃巖電網新能源消納能力計算結果(單位：MW)

6 結語

為引導風力、光伏等新能源發電項目的合理發展，避免不必要的經濟浪費，本文在分析影響新能源消納能力各種因素的基礎上，研究了基于調峰約束和容量約束條件下的新能源消納能力計算方法，并對浙江黃巖電網風電消納能力進行了計算，研究結論可為地區電網規劃、新能源消納能力分析計算提供指導意見。