光伏持續投產對山西電網統配用電負荷影響的分析

衛鵬杰，韓衛恒，賀衛華

（國網山西省電力公司電力調度控制中心，山西 太原 030001）

大學電力系統及其自動化專業，碩士，高級工程師，從事電網檢修、發電廠運行考核管理和電網負荷預測工作；韓衛恒（1986），男，山西運城人，2011年畢業于四川大學電力系統及其自動化專業，碩士，高級工程師，從事電網繼電保護工作；

賀衛華（1985），男，山西晉城人，2011年畢業于西安交通大學電力系統及其自動化專業，碩士，高級工程師，從事電網調度運行工作。

0 引言

2014年以來，山西電網風電、光伏等新能源不斷接入電網，一直呈現出風電投產速度、容量高于光伏的趨勢。2017年以來，隨著國家相關光伏政策的發布以及電網風電消納能力趨于飽和，光伏投產節奏明顯加快，光伏并網容量陡增。光伏對電網統配用電負荷[1]的影響逐漸顯現，尤其在2017年9月后，山西電網統配用電負荷特性發生了較大變化，進而影響日內電力平衡，影響山西電網調度運行管理。

1 光伏并網運行容量及出力特性

1.1 光伏并網運行容量

2017年以來，山西省調光伏并網運行容量呈上升趨勢，尤其是2017年搶電價，各企業趕在“630”、“930”以前投產，山西省調光伏并網運行容量呈現井噴式增長。隨著700 MW扶貧光伏的接入，2018年6月底，山西省調光伏并網運行容量由2017年年初的2 650 MW躍升至4 813 MW，增長81.6%。山西省調調管集中式光伏容量如圖1所示。

地調調管集中式光伏容量由2017年年初的114 MW躍升至2018年6月的246 MW，增長115.79%，2018年底將增長至271 MW；分布式光伏容量由2017年年初的254 MW躍升至2018年6月的897 MW，增長253.15%，2018年底將增長至1 142 MW。地調調管集中式及分布式光伏容量如圖2所示。

1.2 光伏等效出力特性分析

根據光伏實際出力曲線可知，光伏等效出力百分比s如圖3所示。中午高峰時段光伏等效最大出力百分比在60%～80%之間，下午 16∶00—20∶00之間，光伏等效出力百分比由40%左右逐步回落至10%左右。

因分布式光伏技術支持系統暫未建成，各地區掌握分布式光伏信息不全，暫且認為分布式光伏與集中式光伏有同樣的出力特性以便分析光伏對用電負荷的影響。

2 光伏大容量接入對山西電網統配用電負荷的影響

2.1 山西電網統配用電負荷特性變化

山西省全年分月統配用電負荷呈現出“W”變化趨勢，年最大負荷一般發生在冬季，夏季最大負荷一般比冬季小1 000 MW左右。以前，受光伏接入影響較小，6、7、8月份山西電網夏季呈現雙高峰、“M”形，早高峰負荷高于晚高峰負荷。隨著光伏不斷接入，山西電網統配用電負荷受光伏出力影響越來越大，山西電網統配用電負荷在早高峰時段減少約1 000 MW，全天最大負荷發生在晚高峰。

2017年9月以前，每天14∶00負荷值高于早晨8∶00統配用電負荷，2017年10月開始，14∶00負荷值低于早晨8∶00統配用電負荷。隨著光伏裝機容量不斷增長，此現象將常態化，如圖4所示。目前，晉城、長治、呂梁、朔州等地區14∶00—16∶00負荷值已低于后夜負荷值。

2.2 光伏對山西電網統配用電負荷影響測算

電網統配用電負荷為計算值，即某時刻統調發電機組出力之和減去外送電力，包含了統調電廠廠用電。從測量角度講，某時刻所有省調調管主變高壓側下載電力之和即為統配用電負荷值[2]。

以目前4 710 MW省調集中式光伏并網運行容量分析統配用電負荷受光伏出力影響。假設某天天氣晴朗，光伏大發，光伏最大出力等效系數按裝機容量60%考慮，為2 826 MW；光伏廠用電按光伏并網運行容量2%考慮，為94.2 MW。若讓火電廠發2 826 MW，按廠用電率10%，折合裝機容量為3 140 MW、廠用電314 MW。說明，在實際用電負荷不變的情況下，光伏替代火電廠發電，導致統配用電負荷降低了219.8 MW。

如果分布式光伏電站出力增加，則統配用電負荷相應減少。那么可認為某時刻分布式光伏出力即為用電負荷減少值。截止2018年6月上旬，分布式光伏容量為1 179 MW。按照中午高峰時刻光伏最大出力等效系數60%計算，分布式光伏影響用電負荷707 MW，下午 16∶00—20∶00，影響用電負荷13.16～340 MW。

根據以上分析，可定義統配用電負荷受光伏出力影響如下

式中：PΔ——統配用電負荷變化值；

P1——統配用電負荷受集中式光伏發電減少值；

P2——統配用電負荷受分布式光伏發電減少值；

λ——光伏電站等效出力系數；

ηh——火電廠廠用電率，一般取0.1；

ηg——光伏電站廠用電率，一般取0.02。

2.3 光伏對山西電網統配用電負荷影響分析

圖5 光伏對早高峰時段統配用電負荷影響

在中午高峰時段，光伏出力最大，影響統配用電負荷300MW以上，截止6月中旬已接近1000MW；其他時段，隨著光伏出力等效系數變化，光伏對統配用電負荷影響隨之變化，與光伏等效出力曲線類似。

2.4 集中式、分布式光伏對統配用電負荷影響靈敏度分析

當λ=9/50=0.18時，β=1，分布式光伏容量對山西電網統配用電影響最大。當λ＜0.18時，為每天 0∶00—6∶00、18∶00—23∶45，β可能為負值或大于1，不予考慮。當λ＞0.18時，隨著光伏等效出力系數λ值增加，分布式光伏對統配用電負荷的影響能力逐漸降低。隨著分布式、集中式光伏裝機容量逐月增加及比重不斷增加，分布式光伏對統配用電負荷的影響不斷增強。

3 對山西電網調度運行管理的影響分析及建議

3.1 對山西電網調度運行管理的影響

3.1.1 對山西電網負荷預測的影響

根據上述分析可知，分布式光伏容量對統配用電負荷影響靈敏性高于集中式光伏。目前，山西電網集中式光伏已建立光伏預測系統，可以較為準確地預測集中式光伏的出力，進而預測集中式光伏對負荷預測的影響。但是，分布式光伏目前因基礎信息管理缺失，無法準確掌握分布式光伏分布地理位置、容量、接入方式等信息，自然無法對分布式光伏出力作出準確預測，無法分析分布式光伏出力對負荷預測的影響，負荷預測準確性受光伏影響越來越大。

3.1.2 對山西電網電力平衡的影響

如前所述，2017夏季山西電網夏季呈現雙高峰、“M”形，早高峰負荷高于晚高峰負荷，主要考慮早高峰電力平衡情況，考驗火電機組高峰接帶負荷能力。2018年夏季，受光伏大容量并網運行運行，早高峰（11∶00—13∶00）時段光伏出力可達裝機容量的 60%以上，晚高峰 （19∶30—21∶00）時段光伏出力達裝機容量的10%左右，兩個時段出力相差2 000 MW左右，偏向考慮晚高峰電力平衡，同時考驗火電機組上調峰、下調峰能力。省內電廠受電煤價格保持高位影響，基于發電成本考慮，發電意愿較低，購煤意愿低、摻燒低熱值煤劣煤比例大，出力受阻現象突出，省調機組高峰出力受阻最大超過600萬kW，超過開機容量15%，嚴重影響了電力平衡與電力外送。

3.2 相關建議及措施

3.2.1 加強分布式電源基礎信息管理

全面梳理全省分布式電源情況，建議在省地縣調度運行管理系統中建立囊括各級調控分布式電源基礎信息的數據庫，對10～35 kV分布式電源并網調度管理類數據、設備及投產運行等信息進行細化匯總。協調營銷部，核對各地市公司（380/220）V分布式電源數據，對電源分布地理位置、容量、接入方式、所屬配變臺區等信息進行通盤摸底，提升各級調控對分布式電源信息的掌控水平。

3.2.2 強化分布式電源調度技術支撐

一是，做好地調新能源模塊試點建設工作，按照國調要求，充分調研各地縣調分布式電源接入自動化數據情況，選取自動化技術基礎條件較好的地調開展新能源模塊建設工作。二是，開展分布式電源功率監測及預測技術支撐建設，強化10～35 kV分布式光伏電源接入自動化系統建設，建立調度自動化與營銷數據共享機制，實現（380/220）V光伏發電出力等基礎數據匯總接入，推動分布式電源“可觀、可測”建設工作。

3.2.3 積極探索光伏對統配用電負荷影響規律

一是，積極探索光伏對統配用電負荷影響規律，不斷積累分布式、集中式光伏出力數據，根據實際影響驗證負荷變化公式準確性，優化公式參數，為計算光伏對統配用電負荷的影響提供計算依據。二是，將光伏預測數據接入統配用電負荷預測系統，提高系統自動預測準確性。三是，建立光伏預測系統、風功率預測系統與負荷預測系統的聯合優化機制，將光伏、風電功率預測結果推送至母線負荷預測系統，為大同、朔州、忻州、運城等地修改母線負荷預測提供更為準確的數據支持，提高母線負荷預測準確性。

3.2.4 多措并舉降低機組影響出力

一是，進一步完善、細化《華北區域并網發電廠運行管理和輔助服務管理實施細則（試行）》調峰有關條款，進一步加強并網運行機組基本調峰能力管理，強化考核、獎勵機制，鼓勵發電企業采取有效措施，降低機組影響出力，保證機組調峰能力。二是，建議啟動電煤市場干預，協調煤炭企業，加強對主力電廠電煤的保障性供應，滿足夏季發電用煤需求。三是，督促發電企業從大局出發，履行社會責任，加大電煤采購力度，加強調度運行管理，采取措施督促發電企業消除煤質、真空等因素造成的出力受阻，保證高峰負荷接帶能力。