大规模外网受电及新能源接入下河南电网调峰形势评估

饶宇飞，王恺文，李晓萌，刘阳，吕泉

（1.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南郑州 450052；2.大连理工大学电气工程学院，辽宁大连 116023）

大规模外网受电及新能源接入下河南电网调峰形势评估

饶宇飞1，王恺文2，李晓萌1，刘阳1，吕泉2

（1.国网河南省电力公司电力科学研究院，河南郑州 450052；2.大连理工大学电气工程学院，辽宁大连 116023）

“十三五”期间，河南电网外部直流受电规模和内部风、光等不可控可再生能源都将大幅增长，从而给河南电网的调峰带来挑战。为有效分析该环境下的调峰形势，在充分计及河南电网内部分区断面约束、复杂电源结构和调度原则的基础上，设计了河南电网调峰形势评估计算模型，对河南电网2020年的调峰形势进行了计算分析。分析时，为使得结果符合未来实际，结合河南经济增长新趋势以及国家电源建设新政策，分析了原始规划场景、负荷低增长场景以及纯凝火电冻结建设3个场景。结果表明：河南电网调峰容量不足问题主要出现在冬季，若负荷按规划预测增长，通过纯凝煤电深度调峰或少量弃风调峰可以满足调峰平衡需求；而若负荷低增长，则无论电源按规划建设，还是冻结纯凝煤电建设，通过纯凝煤电深度调峰或弃风调峰均无法满足调峰平衡需求，需要采用其他调峰手段。

河南电网；调峰；特高压；可再生能源接入

河南省位于华中电网北部，是华中电网的重要组成部分和火电基地[1-2]。当前，河南电网往北通过晋东南—南阳—荆门1 000 kV特高压与华北电网互联，往西通过灵宝直流背靠背工程和±800 kV特高压哈郑直流与西北电网互联，往南通过500 kV交流和南阳—荆门1 000 kV特高压与湖北电网互联。河南电网已成为西北、华北、华中三大区域特高压交、直流联网的重要枢纽[3-4]。

鉴于直流送端西北电网存在大规模的弃风限电现象，因而送入河南的电力调峰幅度很小，一般小于20%；而交流送端华北电网同样存在严重弃风，若受入电力，调峰幅度也可能要低于河南自身负荷调峰深度[5-6]。可以认为，外网电力的大规模受入，将给河南电网的调峰问题带来巨大挑战[7]。根据规划，河南电网“十三五”期间风光可再生能源发电将快速发展，到2020年，累计容量将超过系统13%。其中，由于风电具有明显的反调峰特性，将对系统调峰造成严重影响[8-10]。

故而，随着大规模外网电力的受入以及新能源的快速发展，河南省内其他电源所承担的调峰压力会越来越大。那么，在“十三五”末期，省内电源是否能够满足系统的调峰需求，就成为电网决策部门在规划、运行时非常关心的问题。本文即针对该问题展开研究，分析了2020年河南电网的调峰形势，并对电网规划和运行给出了一些合理建议。

1 “十三五”末期河南电网电力系统概况

1.1 内部分区外网接入情况

根据河南电网实际运行及规划，河南电网内部主要有2个输电断面：豫北—豫中500 kV输电断面和豫中—豫南500 kV输电断面，从而将豫中电网分割为3个内部分区：豫北、豫中和豫南，如图1所示。由图1可知2020年外部联接线路的输电容量与省网主要输电断面容量。

图1 2020年河南电网主要输电断面及电力流向示意图Fig.1 Main transmission section and power flow diagram of Henan grid in 2020

1.2 电源结构

图2给出了2020年河南电网预期电源结构，可以看出，未来河南电网的电源结构非常多样化，风电、光伏等新型可再生能源的占比将近13%，而水电、燃气、抽蓄等灵活电源的占比也将近10%。然而，电源结构中，火电依然占据主导地位，约占78.2%，主要由纯凝燃煤、供热燃煤以及自备燃煤机组构成。

图2 河南电网2020年预测电源结构Fig.2 The forecast power source structure of Henan grid in 2020

1.3 日负荷特性及调峰需求

图3给出了预测的夏季和冬季典型日标幺负荷曲线。由图3可知，夏季和冬季典型日的峰谷差率分别为34%和36%。考虑到电网实际运行时一般会在尖峰时段安排5%以上的旋转备用，因此对发电侧综合调峰率的需求就将达到40%以上。考虑到河南电网在2020年会有约5 GW的风电，约占最大负荷的7.4%，从而将会给发电侧分别带来约3.7%的调峰需求（假设风电尖峰不参与电力平衡，低谷考虑合理弃风按50%出力计算）。这样，夏季和冬季最大负荷日对发电侧的综合调峰需求将达到44%左右。若考虑到春节等特殊情况，以春节峰谷差率40%计算，则对发电侧的综合调峰需求将达到49%，已经接近与纯凝机组50%的常规调峰能力。鉴于冬季实际运行时，热电机组仅有约20%～30%的调峰能力，哈郑直流仅有20%的调峰能力，则要满足调峰率49%的调峰需求，纯凝机组就要进行深度调峰，甚至进行启停调峰。因此，未来河南电网的调峰形势不容乐观，需要进行有效的评估。

图3 2020年典型日标幺负荷曲线预测Fig.3 The typical daily load curve forecasting in 2020

2 调峰形势评估原理

本文通过对典型日进行调峰平衡分析，来评判电网的调峰形势[2]。根据河南电网实际运行情况，设计调峰评估原理如下。

2.1 选定典型日

电网调峰能力通常是指发电侧跟踪负荷日内峰谷波动的能力[3]。电网调峰问题一般可描述为：发电侧在满足低谷时段负荷备用需求的前提下，考虑发电机组技术约束条件能否满足尖峰时段电力平衡和备用需求的问题。通常，均采用第一种描述方式，本文亦如此。

分析调峰问题时，典型日通常选择2种：其一，大负荷日，因为负荷越大，水电、抽蓄、燃气等灵活性电源的占比就越小，调峰就可能越困难；其二，小负荷日，因为负荷越小，热电、直流外来电、自备机组等非灵活性电源占总负荷的比重就越大，发电侧就越难满足系统的调峰需求。

2.2 典型日各类电源开机容量及可调容量确定

我国当前采用节能发电调度方式[4]。因而，可根据典型日负荷曲线上的尖峰负荷加上给定的最小备用作为需要的系统可调容量需求。根据节能调度顺序，以及调峰能力强优先开机的原则，在考虑省网各分区间断面约束以及各类电源备用、容量受阻等因素下，确定省内各类电源的开机容量和可调容量，从而满足系统典型日可调容量的需求。

2.3 公用纯凝机组负荷率的计算

在2.2节所确定开机的各类电源中，将公用纯凝机组以外的电源按照《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》（下文统称为《细则》）规定的基本调峰标准降到最低，统计此时这些电源的总出力水平；典型日负荷曲线上低谷时段最小负荷减去该出力水平，即为大型公用纯凝机组在低谷时段需要承担的负荷；依据该负荷及公用纯凝机组的开机容量，即可计算出公用纯凝机组在低谷时段的负荷率。

2.4 调峰裕度评估指标的计算

以典型日低谷时段大型公用纯凝机组的负荷率减去《细则》规定基本调峰标准下的最小技术出力，即为调峰裕度的相对指标。该指标可以表征在给定电源结构下系统调峰的紧张程度。以该相对指标再乘以大型公用纯凝机组的开机容量，即为系统的调峰裕度绝对值。

根据2.1～2.4节流程，即可评估出任何给定典型日下的调峰形势。

3 典型日开机容量确定模型

3.1 边界条件

根据河南省网以往调度经验，尖峰电力平衡时需考虑的边界条件如下：

1）电源可用率。电源在实际运行过程中，停机检修、运行受阻以及长期停运等因素均会导致电源全部或部分容量不可用。因而，在确定各分区各类电源开机总容量时，需要考虑各类电源的可用率。

2）旋转备用容量。在设置旋转备用时，需全网和分区同时兼顾。对各分区而言，旋转备用需求为区内最大1台机组或最大直流线路发生单极闭锁时该区失去的受电容量；而旋转备用供给为其他分区通过联络线支援的备用容量和本分区自留的备用容量。

在电力平衡时，不考虑外网提供的备用，即所有备用由省内常规机组提供。这是因为，根据目前的调度原则，一次调频备用一般为全区共享，相互支援，二次备用则按照省内各自平衡原则进行调度。

1）省内分区间断面容量。分区间断面容量限制的存在，会导致某些送出分区的可用机组因断面约束而无法开机，因而在确定各分区电源开机容量时必须予以考虑。

2）外网受电原则。对于直流受电，进行尖峰时段电力平衡时按照考虑网损后的最大受电能力考虑。而对于交流受电，由于省网高开机率与河南电网整体利益一致，是河南电网可能的运行方式，因此，电力平衡时以省网统调机组开机最大为目标，尽可能减小对外部交流电力的依赖。

3）电源开机优先顺序。按照节能调度顺序，电力平衡时应优先平衡风电、光伏、水电等可再生能源；而为了计算最大调峰裕度，也应该优先平衡燃气、抽蓄等灵活调峰资源；同时，鉴于热电厂和自备电厂的特殊性，也需要优先进行平衡。故而，在这些电源平衡之后，再根据电力缺额，使用公用纯凝机组进行平衡。从而，确定各类电源的开机容量和可调容量。

对各分区的公用纯凝机组而言，为保证公平性，电力平衡时采用均衡调度的思路确定开机容量，即各区域公用纯凝机组的开机率之比在不考虑断面约束的情况下应该相同。尖峰和低谷电力平衡时，开机机组的负荷率在不考虑断面约束的情况下也应该相同。

3.2 数学模型

由于河南省网分为3个分区，故确定各分区各类电源开机容量时需要考虑分区间断面容量约束。这使得传统基于表格法的电力平衡方法难以适用。

为此，本文采用优化模型来计算各分区各类电源的开机容量。首先，将各分区每类电源合并为一个等值电源；其次，根据调度经验计算等值电源在典型日的可调容量（可调容量小于装机容量之和，主要考虑检修、停备、供热、燃料不足等因素）；最后，根据节能调度办法，取尖峰时段各分区水电出力、抽蓄出力、燃气出力、供热出力为其最大可调容量；进而，利用优化模型，在考虑断面、备用等约束的情况下，计算各分区尖峰时段纯凝机组的开机容量。

基于本小节第2段思路，设计数学模型如下：

1）目标函数：

式中：Pi，CHP，Pi，CON分别表示在尖峰时段第i分区等值热电机组和等值纯凝机组的出力；Ri，CHP，Ri，CON则表示两类等值机组所承担的备用容量；Pac表示豫南特高压落点接受的交流电力；ai，CHP，ai，CON以及系数b为设计的等值机组成本系数；k为设计的外部送入电力的费用系数。

为实现对各分区机组出力和备用的均衡调度，ai，CHP和ai，CON的取值满足如下约束：

式中：Ci，CHP为i区热电机组的可开机容量；Ci，CON为i区纯凝机组的可开机容量。

本文中，通过对k取一个远大于式（2）所计算的边际成本的数值，使得电力平衡结果为外部受电最小。同时，取Pac≥0，表示河南省网不向外部送电。

2）约束条件包括：

全省电力平衡约束

式中：Phz，Plb为哈郑直流、灵宝直流受电功率，在尖峰电力平衡时取其考虑网损后的最大值；Pload为尖峰时段负荷；Pb，Pz，Pn为在尖峰时段豫北、豫中、豫南地区总发电出力，有：

式（4）表示尖峰时段电力平衡时的各区总发电出力等于供热机组、纯凝机组和其他类机组出力之和。其中，Pi，QT表示该区除公用供热和纯凝机组之外的其他电源参与尖峰电力平衡的出力之和，包括自备机组、燃气机组、水电、抽蓄、风电和光伏的可信容量。如3.1节所述，该功率在尖峰电力平衡时作为已知量。

分区电力平衡约束

豫北地区：

式中：PLbz为豫北—豫中断面南送潮流；Pb，load为豫北地区尖峰时段负荷。

豫中地区：

式中：PLzn为豫中—豫南断面南送潮流；Pz，load为豫中地区尖峰时段负荷。

豫南地区：

式中：Pn，load为豫南地区尖峰时段负荷。

各区等值机组出力限制约束：

式中：KGmin，CHP和KGmax，CHP，KGmin，CON和KGmax，CON分别表示各分区热电机组和纯凝机组可调容量的调峰区间。对处于供暖期的供热机组而言，由于供热机组必然开机，且供热会导致热电机组调峰范围降低，故上下限系数分别取0.9和0.7。而对于纯凝机组和非供暖期的供热机组而言，开机容量属于待求值，故而其上下限系数分别取为1和0。

全省备用约束：

式中：Cunit，max表示省内最大单一机组容量；Ci，dlv表示电解铝可调容量；Ci，hyd表示水电可调容量。式（10）表示各区供热机组、纯凝机组、水电、自备电厂提供的备用之和应大于等于省内最大单一机组容量、哈郑直流一半功率和灵宝直流一半功率三者的最大值。

分区备用约束：

按豫北—豫中断面将河南省网划分为两部分后各区的备用约束：

式（11）、式（12）分别表示按豫北—豫中断面将河南省网划分为北部电网和中南部电网两部分后各自的备用约束，均需本区备用加上外部最大支援备用大于本区最大机组或最大直流单极闭锁容量。

按豫中—豫南断面将河南省网划分为两部分后，各区的备用约束：

式（13）、式（14）分别表示按豫中—豫南断面将河南省网划分为南部电网和中北部电网两部分后各自的备用约束，均需本区备用加上外部最大支援备用大于本区最大机组或最大直流单极闭锁容量。

考虑豫北—豫中，豫中—豫南断面后的豫中地区备用约束：

式（15）表示豫中地区的本地备用容量加上豫北地区和豫南地区支援的备用容量应该大于区最大机组或最大直流单极闭锁容量。

断面输送能力约束：

其中，Cl,j表示豫北—豫中断面和豫中—豫南断面的北送和南送潮流限制。各断面潮流可由下式计算：

应用式（1）—式（18）模型，即可在电力平衡时以实现分区均衡调度和备用的原则，在满足断面约束的前提下，求出尖峰时段各区等值公用纯凝机组和公用供热机组的累计出力和备用（供热机组在供热期应当全部开机，故为已知量）。进而可求出各区纯凝机组的开机容量为

由于尖峰时段电力平衡时以外网交流受电最小为原则，若各区开机容量小于该区域可开机容量，则表示该分区部分纯凝火电机组由于断面约束无法开机，部分容量受阻无法调出。

4 典型日调峰平衡计算

通过式（1）—式（19）尖峰时段电力平衡模型即可确定典型日各分区公用纯凝机组的开机容量。在各区开机容量确定之后，同样利用该模型对低谷时段进行电力平衡计算，即可求出在典型日低谷时段公用纯凝机组的负荷率。

在低谷时段平衡时，需要考虑《细则》中对各类电源的基本调峰要求以及实际调度情况，确定除公用纯凝机组以外的其他类电源的最小出力。文中，抽水蓄能的最小出力为其装机容量的负值，水电、燃气、光伏的最小出力为0，供热机组的最小出力按“以热定电”的方法确定，电解铝最小出力按实际需求确定，风电最小出力按其容量的50%确定（考虑合理弃风）。

比较公用纯凝机组在低谷时段的负荷率和其最小出力率，即可判断当前电网的调峰充裕性以及欠缺的调峰容量。

5 算例分析

5.1 基本数据

为了全面反映2020年河南电网调峰形势，本文选择夏、冬季大负荷日和冬季小负荷日以及春、秋季小负荷日4个典型日进行计算分析。

鉴于我国经济进入新常态，河南省2020年负荷增长可能低于原有预期，而纯凝煤电建设也受国家调控可能限于停滞状态[6]。为此，本文分析了以下述3种场景下的调峰形势：

场景A：原始规划场景。

场景B：负荷低增长&原始电源规划场景。

场景C：负荷低增长&纯凝煤电冻结场景。

其中，由于已经开始建设的电源投产存在滞后期，故而本文选取原规划中2017年底的纯凝火电规划容量作为纯凝煤电冻结场景中2020年的纯凝规划容量。

表1给出了2020年原始规划场景和纯凝煤电冻结场景。全省及各分区的年最大预期负荷表2则给出了各典型日尖峰负荷相对于年最大负荷的标幺值以及该日的峰谷差率。

表1 2020年河南省电源预期装机容量Tab.1 The installed capacity of power source of enan grid in 2020 MW

表2 各典型日负荷数据Tab.2 The data of each typical daily load

5.2 电力平衡与容量受阻

根据河南电网实际比运行情况确定边界条件后，2020年各典型日尖峰电力平衡计算结果如图4所示。由图4可知，在规划场景A下，豫北、豫中、豫南三区纯凝火电的开机率均相同，由于本文采用三区均衡开机方式，这说明在开机过程中，并没有受到断面约束的影响。由图4也可以看出，在该场景中，冬大、夏大2个典型日的开机容量已经达到最大85%的可开机容量上限（且还需要豫南特高压交流支援约7 GW），说明在这2个典型日本地电源发电能力无法满足负荷需求。然而，对于冬季小负荷日，开机率仅有不到35%，对于春秋季小负荷日，开机率也仅仅刚超过50%，说明在这些季节，河南电网供电能力有很大的盈余。在场景B下，由于负荷增长低于预期，故而在各典型日中，纯凝机组的开机率均小于85%的最大可开机率，这说明此时河南电网无论在大负荷日，还是在小负荷日都有较大的供电能力盈余，完全可以满足本省负荷需求。同时，在冬大和冬小负荷日，豫南的开机容量要大于豫北和豫中，这说明此时在进行尖峰电力平衡时，豫南—豫中断面潮流已经达到满负荷，需要豫南多开机以满足需求。在场景C下，在冬小和春秋小典型日，纯凝机组开机率依然很低，说明此时电网有充裕的供电能力。然而，在冬大和夏大典型日下，豫南地区开机率已经达到了85%的最大开机率上限，而豫北和豫中开机率却不到80%。而与此同时，豫南特高压分别有约3 GW和2 GW的下网电力。这说明，豫北和豫中电源受豫中—豫南断面的约束无法开机支援豫南，反而使得豫南需要接受特高压交流电力以满足电力需求。因此，在该场景下，豫北和豫中电源受阻，无法得到充分的利用。因此，应当适当减少豫北豫中地区电源规划而增加豫南地区的电源建设。

图4 纯凝机组的开机率Fig.4 The operation rate of condensing power units

5.3 调峰平衡与风电消纳

在电力平衡的基础上，通过第4节所述的调峰平衡的计算，可计算出公用纯凝煤电开机机组在各典型日低谷时段的出力率，如图5所示。

图5 低谷时段纯凝机组的出力率Fig.5 The output rate of condensing power units during the low load time

由图5（a）可知，在规划场景A下，夏季大负荷日和春秋小负荷日，开机纯凝煤电的出力率都较高，远大于50%的常规调峰出力下限，说明在这2个典型日系统有充足的调峰能力。然而，在冬季大负荷日，纯凝机组的出力率已经略低于50%的常规调峰出力下限，而在冬小负荷日，出力率已经低于40%，需要纯凝机组深度调峰或者其他热电机组进行深调才能满足系统调峰需求。

同时，由图（b）和（c）均可以看出，场景，A的现象同样存在于场景B和场景C。尤其是在冬季小负荷日，场景B和场景C下，纯凝煤电的出力率已经低于20%，已经超过了纯凝煤电深度调峰的下限。因而，需要纯凝煤电进行停机调峰或者是弃风调峰。

图6给出了各场景下各典型日常规调峰容量裕度与风电功率的情况。可以看出，在规划场景A下，对于调峰裕度为负的冬大和冬小典型日，由于风电累计功率超过三区调峰容量总缺额（负的调峰裕度表示欠缺调峰容量），故而此时通过限制风电功率，可以满足系统调峰要求。

而在场景B和C下，可以看出，对于冬大典型日，也可以通过限制风电功率满足系统调峰要求；然而对冬小典型日，由于三区累计风电功率小于累计调峰容量缺额，故而即使全部弃风，也无法满足系统调峰需求。

图6 常规调峰裕度与风电功率Fig.6 The peak regulation margin and the wind power

6 结论

本文针对河南电网“十三五”期间外网电力大规模接入以及新能源快速增长的趋势，提出了评估河南电网调峰形势的数学模型。该模型充分考虑了河南电网内部分区断面约束、备用约束以及复杂的电源结构。

利用该模型，本文对河南电网2020年夏大、冬大、冬小以及春秋季小负荷日4个典型日进行了分析。同时，为使得结果更加符合未来实际，结合河南经济增长新趋势以及国家电源建设新政策，本文分析了原始规划场景、负荷低增长场景以及纯凝火电冻结建设3个场景。计算结果表明：

1）若负荷按原规划增长，则到2020年，在夏大和冬大典型日，河南省内规划电源和外网直流受电无法满足本地负荷，需要豫南特高压交流电力的支援。

2）若负荷低增长，则到2020年，河南省内规划电源和外网直流受电完全可以满足自身负荷需要，无需特高压交流支援。但若纯凝火电停止建设，则在冬大和夏大典型日，一方面豫北、豫中部分电源容量由于豫中—豫南断面约束的限制受阻无法利用；另一方面豫南却需要特高压交流支援部分电力以满足本地电力需求。

3）在3种场景下，夏季大负荷日和春秋季小负荷日系统的调峰裕度均较大，调峰供给较为充裕。然而，在冬季大负荷日，3种场景下的纯凝机组出力率均接近甚至已经低于常规调峰出力下限，调峰形势趋紧。但对于调峰不足容量，可以通过弃风调峰满足。

4）在3种场景下的冬季小负荷日，调峰容量均严重不足。但在负荷按原规划增长的场景下，若电源按规划建设，则通过纯凝煤电深度调峰或者弃风调峰可以满足调峰需求。然而，若负荷低增长，则无论电源按规划建设场景，还是冻结纯凝煤电建设场景，系统通过纯凝煤电深度调峰或弃风调峰均无法解决调峰问题，需要采用其他调峰手段，如直流调峰、供热机组调峰和自备电厂调峰等，调峰形势非常严峻。

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[2]谭永才.电力系统规划设计技术 [M].北京：中国电力出版社，2012.

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（编辑 董小兵）

Assessment on Peak Regulation of Henan Grid with Large-Scale Power Injection from External Grids and New Energy Integration

RAO Yufei1，WANG Kaiwen2，LI Xiaomeng1，LIUYang1，LÜ Quan2
（1.Electric Power Research Institute of State Grid Henan Electric Power Company，Zhengzhou 450052，Henan，China；2.School of Electrical Engineering，Dalian University of Technology，Dalian 116023，Liaoning，China）

During the 13th five-year period，the largescale power injection from external grid and new energy integration，such as wind power and PV，will bring more challenges to the peak regulation for Henan power grid.In order to analyze the situation effectively，an evaluation model on the situation of peak regulation is designed on the basis of considering transmission interface constraint among the internal subareas，complex power source structure of Henan grid and balance principle of scheduling.Using the model，the situation of peak regulation in 2020 is calculated and analyzed.In order to simulate the results in accordance with the actual situation in future，three scenarios-the original planning scenario，load low growth scenario and the scenario of freezing the construction of condensing power units-are analyzed according to the new trend of economic growth in Henan Province and new policy on the construction of condensing power units.Some very meaningful conclusions are given in this paper.

Henan power grid；peak regulation；UHV；renewable energy integration

2016-11-06。

饶宇飞（1984—），男，硕士，高级工程师，研究方向为电力系统安全稳定分析；

王恺文（1992—），男，硕士，研究方向为电力系统运行与控制；

李晓萌（1980—），男，博士，高级工程师，研究方向为电力系统安全稳定分析。

国家自然科学基金项目（51607021）。

Project Supported by the National Natural Science Foundation of China（51607021）.

1674-3814（2017）04-0105-08

TM732

A