基于電網消納能力的風電項目限電比率估算方法研究

文 | 吳斯

大規模風電的消納一直都是世界性難題，我國也同樣存在這樣的問題。通常情況下，風能資源好、適合大規模開發風電的地區一般都在相對偏遠的“三北”地區。這些區域也正是網架結構比較薄弱的電網末端，輸電能力的發展往往遲緩于其新能源電源的增長。此外，在部分區域，由于冬季供暖的需求，也一定程度上擠壓了風電的消納容量，容易出現棄風限電現象?，F階段，棄風限電最主要的原因是電網對風電的接納度和接納能力有限，歸根結底是電源及負荷兩側供求難以達到平衡、輸送斷面存在較大限制所致。

為保證投資回報率，項目的限電情況是風電開發企業決策時需重點考慮的因素之一。然而，目前并沒有系統的限電分析方法適用于項目評估與可研報告，也沒有可以借鑒的范本。因此，本文提出一種在地區范圍內通過分析電網結構、電源種類及容量、潮流情況、供暖期及非供暖期電力供需平衡和風電的消納空間，進而估算項目投產后綜合限電比率的方法。

現有風電項目限電程度分析方法

在項目測算前期工作中，估算出較準確限電比率的難度較大。在項目接入系統的報告中，一般也不會給出明確的限電比率。目前，在風電項目評估、可研、交底報告中，對限電比率的估值，一般取該項目所在省份上一年度限電比率的平均值，甚至選取一個經驗值，但類似于根據經驗取值的辦法，其局限性在于：

（1）由于地區電源裝機容量、負荷大小不同，送出能力有差異，一般同一省份內各市（區）、甚至同一市（區）內各縣域的風電項目消納能力各不同。由于所在地區的差別，項目實際限電情況會存在較大的誤差。

（2）各省份內的電源和送出線路等建設，會對區域內的風電消納現狀產生影響。取值時，需動態考慮本省份規劃電源、規劃輸電線路、預計負荷增長情況等因素。

（3）各風電企業間、風電企業與政府部門及電網企業之間均存在一定程度的限電數據統計標準和統計方案的差別。根據經驗取值往往會因統計標準不同、統計方法不合理等產生誤差。

基于電網消納能力的風電項目限電程度分析方法

電力平衡是電力系統的基本原則。本文將研究對象細化為市（區）、縣域內的風電項目，甚至是某電力系統的變電站，以自然年為基礎研究單位，將一年根據供暖期與非供暖期，豐水期與枯水期，高、低負荷與平均負荷時段等，細分為若干個具有典型特征的電力供需平衡時段。根據各時段的特征，結合期間的風能資源情況，分別計算在電力供需平衡和電力輸送能力兩個邊界條件限制下風電項目的限電比率。根據各時段在時間長短上的加權，計算該風電項目的全年綜合限電比率。

由于是基于對電網本身情況的分析研究，該方法不僅適用于風電領域，亦可供分析集中式并網光伏發電項目的限電情況時參照。其基本計算流程如下：

（1）根據電網運行方式及電網規劃情況資料，整理出項目所在市（區）或縣域內的電源結構（包含各電源類型和裝機容量）。

（2）根據電網運行方式數據，整理出項目所在市（區）或縣域內輸電及配電的綜合線損率。

（3）根據電網潮流分區圖以及預期規劃圖，估算項目所在市（區）或縣域內電網總送出容量區間以及最小負荷、平均負荷及最大負荷值。根據項目所在市（區）或縣域內輸電及配電的綜合線損率，將最小負荷、平均負荷及最大負荷值折算到發電側。

（4）根據電網運行方式所提供的年典型日負荷圖，估算最小負荷、平均負荷及最大負荷值在每日中所占的時長。確定項目所在市（區）或縣域內供暖期和非供暖期在一年中所占的時長。

（5）按照供暖期和非供暖期（水電集中地區應在此基礎上，再細分為豐水期和枯水期兩個階段），分別計算該市（區）或縣域內除風電外其余電源的最小出力。

（6）分別計算該地區風電項目在供暖期最小負荷、平均負荷、最大負荷和非供暖期最小負荷、平均負荷、最大負荷六種情況下將被限電的百分比。然后，綜合各情況在全年中的時間占比，得出該地區風電項目的年限電比率。

（7）引入風能資源分析和發電量計算的成果，分別計算出在該風電項目的利用小時數中供暖期和非供暖期的占比。結合年限電比率，得出該項目限電后的利用小時數。

圖1 該地區電網年典型日負荷曲線

算例分析及驗證

以位于吉林省某頗具代表性的風電項目為算例，利用本文所述方法估算限電比率，并與當地實際限電情況進行對比驗證。

根據該地級市區域電源裝機規劃表數據，本文所選的風電項目于2017 年建成投產。2017 年，該地區新增風電裝機共99MW，含本項目的49.5MW 及另一個項目的49.5MW，未新增其他類型電源裝機。截至2017年年底，該區域內電力總裝機為2630.3MW。其中，火電機組裝機容量1700MW（以熱電機組為主），風電機組裝機容量840MW，光伏發電裝機容量40MW，其他類型電源裝機容量

50.3MW。

依“以熱定電”原則，為保證供暖期的熱量需求，供暖期熱電機組最小出力按80%計算，光伏發電不參與調峰，其他電源最小出力按50%計算，開機系數為0.9，調峰能力始終不變。經綜合考慮，該地區內輸電及配電的綜合線損率按8%計算。供暖期（11月至4 月15 日）最小負荷區間粗算為供暖期時長的1/4（根據日負荷曲線，一般考慮每日的23 時至次日5時為最小負荷期）。

根據當地電網的統計數據，該地區電力最大負荷約為932MW，最小負荷約為559MW，平均負荷約為839MW?？紤]輸電及配電綜合線損率后，折合到電源側最大負荷約為1007MW，最小負荷約為604MW，平均負荷約為906MW。另外，根據當地電力潮流情況綜合分析，該地區電網的最大外送能力約為1153MW。

供暖期，熱電機組出力為1360MW（1700MW×80%），光伏發電出力為40MW，其他電源出力為23MW（50MW×50%×0.9），因此，除風電外，其余電源在供暖期最低出力約為1423MW。除外送容量1153MW外，處于最小負荷時，風電的最大消納空間約為334MW，此時，該地區風電平均應限電約為60.2%；處于平均負荷時，風電的最大消納空間約為636MW，此時，該地區風電平均應限電約為24.3%；處于最大負荷時，風電的最大消納空間約為737MW，此時，該地區風電平均應限電約為12.3%。

非供暖期，熱電機組最小出力也按50%計算，開機系數為0.9。除風電外，其余電源非供暖期最低出力約為828MW[40MW+（1700MW+50MW）×50%×0.9]。同上，處于最小負荷時，風電的最大消納空間約為929MW，此時，該地區的840MW 風電裝機所發電量可完全被消納；處于平均負荷和最大負荷時，風電亦可完全被消納。

按當地電力一天中6 小時處于最小負荷，12 小時處于平均負荷，6 小時處于最大負荷估算（若處于最小負荷期間風電無消納空間，即認為供暖期限電為25%）。根據項目可研報告，該風電場場區的平均風速6.9m/s，采用某整機廠家的單機容量2MW、風輪直徑105m 機組，測算年平均利用小時數為2874 小時。其中，將供暖期間（11月至4 月15 日）測算的利用小時數進行累加，可得供暖期間利用小時數約為1410 小時，占年利用小時數的49%左右。折算到全年，可得項目限電比率約為14%（49%/4×60.2%+49%/2×24.3%+49%/4×12.3%），限電后利用小時數約為2448 小時。

向當地電網相關單位了解的情況顯示，2017 年，該地區風電的平均限電比率約為13%，與本文計算結果基本相符，驗證了運用本文方法在項目前期評估階段估算限電情況的可行性。

攝影：楊茂云

結論

限電是影響風電項目收益的重大風險因素之一。本文提出了一種在項目前期評估、可研階段估算風電項目限電比例的參考方法，也通過算例初步證明了該方法的準確性。但在具體應用中，電網等基礎資料不準確、電網及電源規劃調整等問題，可能導致限電計算結果不準確，因此，應對此類影響因素予以重點關注。