区域独立电网光伏消纳能力测算方法

董思远

（中国电建集团海南电力设计研究院有限公司，海南 三亚572000）

光伏发电能力主要受到太阳辐射影响，随太阳照射的周期变化而变化。根据光伏发电的出力特性，对不考虑配置储能装置情况下，区域独立电网光伏消纳能力测算进行分析。

1 对光伏发电出力特性进行分析

分析电网对光伏消纳能力，光伏出力是重要测算指标，一般情况，建议取当地实测最大光伏出力日曲线作为光伏出力特性进行计算。以我国南方某省为例，光伏电站日出力在7:00—19:00 之间，在1:00—6:00 和20:00—24:00，电站处于不出力状态，7:00—19:00 呈对称抛物线形，7:00—12:00 电站出力逐渐增大，在12:00—13:00 之间达到一日中的最大出力，14:00—19:00 电站出力逐渐减小。全省光伏出力基本在0～50%之间波动，在12:00左右达到一日中的最大出力为49.42%，在7:00 和19:00 为一日的中的最小出力为1.27%。综合考虑省内各地光伏出力特性情况，全省光伏最大出力按装机容量55%考虑，单体光伏最大出力按照装机容量80%考虑，典型晴天光伏出力曲线如图1所示。

图1 光伏出力特性

注：测算单体光伏接入消纳能力时，一般可采用光伏通用出力曲线，但测算区域光伏接入消纳能力时，光伏出力曲线建议将已投产全部光伏出力曲线（或不同位置测光曲线折算光伏处理后）进行叠加，测算综合出力曲线，以更准确判断区域电网某时刻电网中光伏实际发出电力情况，区域光伏出力曲线通常低于单体光伏出力曲线。

2 光伏区域消纳能力测算

光伏区域消纳能力主要受限于地区负荷水平、电源结构以及区域联络通道送电情况。光伏接入电网后，一般优先就地消纳，剩余电力通过电力通道送往周边地区消纳。就地消纳能力参考数据为当地负荷水平、负荷特性曲线。光伏接入电网后，将消减午间负荷，当光伏装机容量和出力达到较大量时，午间负荷将变成全天“低谷”负荷期，此时需要对应压低其他可调电厂出力。一般情况，光伏消纳水平测算边界条件，由于其出力不可调特点，大量光伏电力就地消纳导致全省电力系统调峰难度增加，通常以新增电站后，不恶化地区调峰形势、不增加地区机组调峰深度为主要原则。该省光伏最大出力时刻于午间低谷负荷时刻基本充合，此时光伏电站常年每日最大出力考虑不大于全天日间午间低谷负荷与最小负荷的差至即可满足系统调峰和电力平衡要求，如图2所示。

图2 光伏消纳总量示意图

仍然以南方某省为例，明确光伏出力特性后，对规划年12个月进行调峰平衡，平衡原则按当地常规调峰平衡测算：明确联络线路受入、送出电力以及调节能力；明确地区电源最小技术出力；明确抽水蓄能是否参与平衡；明确各月不可调电源出力情况；参考当地运行方式，对规划年电源检修进行安排。通过调峰平衡结果，测算在满足夜间调峰需求及全天电力平衡需求基础上，采取最强调峰措施下（如气电启停调峰、气电光伏错峰开机、抽蓄调峰等），地区全年光伏满出力时调峰盈余空间，即为当地可消纳光伏出力总量。全年最小可接纳光伏出力总量，按光伏出力比例反算光伏装机即为当年可新增消纳光伏总量。在此基础上，叠加外送断面送电裕度，即为当地光伏可接纳总量。

表1 南方某省某年光伏出力

表2 南方某省某年调峰平衡计算

2.1 平衡原则

光伏出力：综合考虑当地各地光伏出力特性情况，1—12月份全省光伏最大出力比例如表1所示。

区域电网潮流交换：日受入电力500 MW。结合对侧电网情况，12 月至第二年的4 月，午间受入酌情调低。

煤电机组：最小技术出力按额定容量的40%考虑，老旧煤电按停机状态计入调峰平衡。

气电机组：除热电联供机组外，气电机组每天启停一次考虑。热电联供机组最小出力为额定容量75%，其余气电保留一台机组运行，机组最小技术出力按照装机容量的40%考率。

核电机组：核电不参与系统调峰，受环境温度影响，单台机组扣减1万kW。

抽蓄：抽蓄电站参与午间调峰平衡，抽水负荷按照60 万kW 考虑；抽蓄电站参与电力平衡，发电出力按照40万kW考虑。

垃圾发电机组：每月检修装机容量按照垃圾发电装机容量10%考虑，最大出力按照80%考虑。

生物质发电机组：每月检修装机容量按照垃圾发电装机容量10%考虑，最大出力按照40%考虑。

水电机组：根据历年水电情况进行分析。

风电机组：考虑反调峰特性，风电出力按额定出力的20%考虑。

检修原则：30 万kW 级煤电每台每年检修30天，抽蓄机组每台每年检修30天，气电机组每台每年检修30天，水电机组每台每年检修30天，核电机组检修周期18个月，检修时间为30天。

月份三、机组检修/万kW煤电气电核电水电抽蓄垃圾发电生物质发电四、午间最小出力/万kW煤电气电核电水电抽蓄风电光伏垃圾发电生物质发电五、对外联络/万kW基荷承担事故备用六、可利用容量/万kVA七、晚间电力盈余/万kW八、晚间调峰盈余/万kW九、午间电力盈余/万kW十、仅保留一台机运行的午间调峰盈余/万kW 1月60 35 22 3月44 35 4月11 5月26 6月7月8月58 35 9月38 35 11月112 35 74.6 12月110 33 68 0 0 0 0 0 6 0 0 0 0 8 0 0 0 0 6 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 10月131 35 28.6 65 2月127 33 0 65 6 20 2.8 0.5 253 97 30 64 5-40 6 70 20 2 105 40 65 636 84 54 182 41 3.3 20 2.8 0.5 355 110 48 128 5-40 6 76 20 2 115 50 65 781 93 93 110 92 3.3 0 2.8 0.5 335 110 48 128 5-60 6 76 20 2 115 50 65 800 112 158 135 170 0 0 0 0 0 0 6 0 2.8 0.5 297 96 30 128 5-60 6 70 20 2 95 30 65 704 109 28 252 19 2.8 0.5 297 96 30 128 5-60 6 70 20 2 115 50 65 719 151 46 229 40 2.8 0.5 335 110 48 128 5-60 6 76 20 2 115 50 65 796 172 95 201 94 2.8 0.5 342 110 48 128 5-60 6 83 20 2 115 50 65 847 144 199 100 196 2.8 0.5 352 96 48 128 9-40 6 83 20 2 115 50 65 792 140 104 111 95 2.8 0.5 379 96 48 128 43-60 6 95 20 2 115 50 65 812 227 42 195 28 2.8 0.5 305 96 48 64 40-60 6 89 20 2 115 50 65 722 138 113 169 91 2.8 0.5 333 96 48 128 10-60 6 83 20 2 115 50 65 745 160 33 274 17 2.8 0.5 329 97 48 128 5-60 6 83 20 2 95 30 65 748 136 57 261 14

2.2 调峰平衡计算结果

如表2 所示，根据晚间电力盈余和调峰盈余情况，调整系统开机方式，避免午间采取特殊调峰方式下晚间无法满足系统运行要求。在不给系统带来新的调峰问题情况下，该地区午间各气电厂可关停一台机组，仅保留一台机组运行，午间调峰盈余即为系统可新增消纳的光伏出力情况，其下限值即为新增光伏出力的上限值。经测算，某年南方某省在考虑对外受入30万～50万kW电力情况下，该地区某年全年调峰盈余14 万～196 万kW，结合各月份的光伏出力比例，全年可新增光伏出力总量约22万kW。

3 结束语

以当地光伏出力特性曲线、负荷特性曲线为基础，采取煤电深度调峰、气电配合新能源错峰开机、盈余电力停机等措施，进行电力、调峰平衡计算，可取得电网实际调峰极限情况，其调峰盈余部分即为系统可消纳的不可调电源出力上限。再通过光伏出力特性，以系统可消纳光伏出力值（调峰盈余电力）可取得系统可消纳光伏装机总量。针对已批复光伏的并网，若光伏总量超过可消纳光伏装机容量的测算结果，超过部分可作为配套储能装置出力参考。