西北电网负调峰能力及受此约束的风电接纳大小分析

任 杰，田建设

(华北电力大学电力工程系，河北 保定 071003)

风电是洁净的可再生能源，大力发展风电已成为当前能源工作的重要任务，加快风电发展既是我国电力工业发展的长远方向，又是对常规能源的重要补充，对于调整能源结构、保护环境、应对气候变化和促进可持续发展都具有重要的作用［1－3］。然而，由于风电出力随机性、间歇性的特点，给系统调峰带来了较大压力。随着并网风电容量进一步加大，调峰也将成为限制风电接纳的一个关键因素。因此滚动跟踪系统实际情况、计算并掌握系统调峰能力、进而了解受此约束的风电接纳能力，对于指导风电有序、合理的开发利用具有重要的意义。本文在定义系统“负调峰能力”基础上，给出了含风电接入的系统负调峰能力计算公式，计算了西北地区的负调峰能力，分析了影响调峰能力的主要因素和受此约束的风电接纳大小。

1 影响西北电网调峰的若干因素

近年来，西北电网受国家能源政策的驱动，发展较快，风电出力所占比重呈现逐年上升趋势。预计到2013年底，西北电网将新增风电场104座，发电容量增加8414 MW，届时风电总装机容量将达到19 424 MW，占总装机容量的14.7%。

风电的快速发展加重了调峰压力，有必要总结西北电网新形势下影响调峰的若干因素，并预测目标年影响因素的量化大小，进而较为准确、全面地计算此电网调峰能力。

1)随着高耗能等工、矿企业落地西北地区和西北地区工业的快速发展，西北电网负荷近年来逐步增长，但由于企业建设进度等的不确定性，负荷增长的大小也具有不确定性，这将直接影响到调峰分析中用到的最大负荷增长率。

2)低谷负荷大小对于风电接入地区的调峰能力非常重要，由于西北电网负荷增长的不确定性，相应的低谷负荷大小也有一个波动变化范围。

3)西北地区具有水、火等多种常规类型电源，电源的最小技术出力是决定系统调峰能力大小的重要因素。黄河中下游水域的灌溉、防汛、防凌等都会影响水电的最小技术出力，这使得水电出力具有很强的不确定性;受能源基地高参数、大容量火电的建设投运以及常规火电的改造、退役等影响，火电最小技术出力也具有不确定性。

4)西北电网没有建立对外联系的交流通道，主要是通过高压直流进行电力的外送，如已建成的宁东直流、德宝直流、灵宝直流等外送直流;另外，随着2014年大容量哈郑直流的双极投运，外送电力规模将进一步增大，哈郑直流为西北电网电力消纳提供了新的渠道，其电力外送的调峰模式对西北地区的调峰能力会产生一定影响。

2 系统负调峰能力的计算及影响因素

常规发电机组的负调峰能力［4－6］是指在运的机组当前出力距离机组最小技术出力的裕度空间，系统负调峰能力是系统内所有在运发电机组负调峰能力之和。风电大多具有反调峰特性，即风电出力的峰谷与电网负荷的峰谷不匹配，风电出力最大值往往出现在用电低谷期，此时系统的负调峰能力最弱;当风电出力增加时，常规机组要减小出力以保证功率平衡，但往往都由于系统负调峰能力的不足，进而制约风电的接纳。因此，在典型日低谷负荷时，随着风电的接入，各常规电源在满足电源最小技术出力的前提下，能够降低的容量便决定了风电的最大接纳能力［7－8］。也就是说，受调峰约束的风电接纳能力一般是指系统的负调峰能力。

定义典型日高峰负荷为PLmax，为了满足高峰负荷的供电，电网峰荷实际的发电出力PG，Lmax为

式中:PLoss为电网损耗;Pplant为电厂的厂用电。

若电网损耗和厂用电可忽略不计，则式(1)可以简化为

当计及电网通过交流联网以及直流系统外送容量，式(2)可写为

其中，PDCmax为电网高峰时期直流的外送容量，交流联网外送电力已在公式中等效为负荷或者等效为发电。

典型日的实际电源开机容量在满足高峰负荷供电时，要给系统留有足够的备用容量，则典型日电源开机容量为

式中:α为电网备用率。

由上述分析可知，系统的负调峰能力决定了受调峰约束的风电接纳能力。考虑最小负荷率λ，典型日低谷负荷PLmin应为

同样忽略电网损耗和厂用电，并计及电网通过交流联网以及直流系统外送容量，低谷负荷时电网实际发电出力PG，Lmin为

假定系统的负调峰能力在风电没有接入之前是满足低谷负荷的供电的。风电接入一定容量Pwind后，为了满足电网低谷负荷时的电力实时平衡，则需要进一步下压常规机组的出力，直至达到常规机组的最小技术出力PGmin，此时的Pwind就是电网受电源负调峰能力所限能接纳的最大容量，有:

定义常规机组的最小技术出力率β，式(7)可写为

考虑不同类型常规机组调峰能力不同，区分火电机组和水电机组，则有:

式中PGmaxt、βt和PGmaxw、βw分别对应火电机组和水电机组的最大出力、最小出力率。

将式(5)、式(6)代入式(9)，有:

根据上述分析可以看出，电网通过直流外送容量大小PDCmin、负荷率λ、不同类型的常规机组出力率β、系统最大负荷PLmax将影响风电接纳能力。

2.1 基础方式计算分析

基于式(10)，根据影响系统调峰的各方面的因素，结合西北电网以及风电实际情况，归纳总结出西北电网风电接纳能力的参数为:

(3)从节点网络来看，2010-2016年河南省各节点城市的程度中心度普遍提高，旅游经济联系不断增强，但是城市间的旅游交往能力差异性较大，其中郑州、洛阳、开封与其他城市旅游经济联系最为频繁，是河南省旅游经济联系交往的关键枢纽。此外，随着各个节点城市旅游经济联系的可进入性普遍提高，城市间旅游经济距离捷径化，边缘城市的作用得到发挥。近7年间郑州的中介中心度一直居于首位，表明郑州市的节点网络开放程度较高，对其他城市的控制力最强，但是如果过度依赖郑州的中介作用，又会使整个旅游经济网络结构具有脆弱性。

1)系统高峰负荷时，低谷负荷可用最小负荷率表示，基础方式下系统最小负荷率λ为0.79。

2)高峰负荷时，火电机组出力所占比例为0.85，水电机组出力所占比例为0.15。

3)火电最小技术出力率βt和水电最小技术出力率βw，基础方式下分别为0.7和0.4。

4)西北电网备用率α为0.06。

5)此区域电网的外联直流包括宁东直流、德宝直流、灵宝直流和哈郑直流，其高峰负荷和低谷负荷时期直流外送电力分别为PDCmax和PDCmin。

高峰、低谷负荷下直流外送电力如表1所示。

表1 高峰、低谷负荷下直流外送电力大小Tab.1 DC power transmission size under peak-valley load MW

基础方式下西北电网调峰能力如表2所示。

表2 基础方式下区域电网调峰能力Tab.2 Regional power grid peak shaving capability under fundamental mode a高峰负荷时期 MW

由表2可以看出，在基础方式下，若按照一定比例安排水电、火电的开机计划，留有一定向上的备用，满足全网高峰负荷74 000 MW和外送直流电力14 510 MW、低谷负荷58 460 MW，此时的直流送出容量为13 310 MW。在保持常规水电、火电机组高峰负荷时的开机计划不变的前提下，需降低机组出力来满足低谷负荷与直流外送电力大小。而低谷负荷时常规机组出力与常规机组的最小技术出力60 960 MW的差值，即为负调峰能力10 810 MW，也就是系统受调峰约束的可接纳风电出力大小。

2.2 灵敏度分析

表3 调整后直流外送容量Tab.3 DC transmission capacity after adjustment MW

计及基础方式下哈郑直流100%额定容量外送电力的调峰能力，由式(10)可知，当其它调峰参数不变，若哈郑直流低谷送出容量按照100%、70%、50%依次递减，系统负调峰能力以及风电接纳能力随之呈现线性递减变化。将哈郑直流部分送出容量用来调峰，相当于系统负荷减少，因此需降低风电出力来满足功率平衡。经过计算，风电接纳能力依次为10 810 MW、8590 MW、7110 MW。低谷时期哈郑直流外送容量变化对风电接纳能力的影响如图1所示。

2.2.2 火电最小技术出力率对系统调峰能力的影响

由式(10)可知，当其它调峰参数不变时，若火电最小出力率βt按照0.65、0.7、0.75依次递增，系统负调峰能力以及风电接纳能力呈现线性递减变化。增强火电机组的最小出力率，在低谷负荷时系统能够下压出力的最大值随之下降，接纳风电的能力会相应降低。经过计算，风电接纳能力依次为14 760 MW、10 810 MW、6860 MW。火电最小出力率对风电接纳能力的影响如图2所示。

图2 火电最小技术出力率对风电接纳能力的影响Fig.2 Impact of thermal power minimum output ratio on wind power receptiveness

2.2.3 水电最小技术出力对系统调峰能力的影响

由式(10)可知，当其它调峰参数不变时，若水电最小出力率βw按照0.35、0.4、0.45依次递增，系统负调峰能力以及风电接纳能力随之呈现线性递减变化。经过计算，风电接纳能力依次为11 510 MW、10 810 MW、10 110 MW。但由于水电机组基数小，在同等程度地降低出力率情况下，风电接纳能力的改变量不大。水电最小出力率变化对风电接纳能力的影响如图3所示。

图3 水电最小技术出力率对风电接纳能力的影响Fig.3 Impact of Hydropower minimum output ratio on wind power receptiveness

2.2.4 最小负荷率对系统调峰能力的影响

基础方式下最小负荷率为0.79。由式(10)可知，当其它调峰参数不变时，若最小负荷率λ按照0.74、0.79、0.84依次递增，系统负调峰能力以及风电接纳能力随之呈现线性递增变化。经过计算，风电接纳能力依次为 7110MW、10 810MW、14 510 MW。最小负荷率对风电接纳能力的影响如图4所示。

图4 最小负荷率对电网可接纳风电容量的影响Fig.4 Impact of minimum load ratio on wind power receptiveness for power grid

2.2.5 最大负荷增长率对系统调峰能力的影响

2010年西北电网最大用电负荷为40 510 MW;2011年最大负荷为49 090 MW，同比增长21.18%;2012年最大负荷为56 270 MW，同比增长14.63%。当其他调峰参数不变时，若最大负荷增长率按照7%、14.63%、20%依次递增，系统负调峰能力及风电接纳能力会随之呈现递增变化。在保证电网备用率和最小负荷率一定的情况下，系统高峰负荷增大，低谷负荷会相应增大，系统接纳风电的能力也会随之增强。经过计算，风电接纳能力依次为10 340 MW、10 810 MW、11 130 MW。如图5所示。

图5 最大负荷增长率对电网可接纳风电容量的影响Fig.5 Impact of maximum load ratio on wind power receptiveness for power grid

3 结论

1)结合某区域电网、风电建设的实际情况，基于负调峰能力计算公式，得到了某区域电网负调峰能力和接纳风电的大小，并指出了影响风电接纳能力的几个主要因素，如外送直流参与调峰的程度;常规水电、火电机组最小技术出力;目标年最大负荷以及负荷峰谷差等。

2)随着西北电网外送直流的建设，若能充分利用直流来参与系统的调峰，系统调峰能力会增强，同时也会增大系统接纳风电的能力。

3)当火电和水电最小出力率降低时，系统调峰以及接纳风电的能力会相应增强，因此对于西北电网来说，为了更大限度地接纳大规模风电，可引入调节性能较好的燃油/汽机组及火电机组;另外，可充分发挥水电机组、抽水蓄能机组的优势，让更多的水电机组参与调峰。

4)在负荷侧实行有效管理，提高用电负荷率，尽量减少用电峰谷差，可以有效降低西北电网的调峰难度，增强风电接纳的能力。

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