新能源并网对线损的影响分析

王华彪，张 杰，王沧海，刘生春，马勇飞，王献敏

(1.重庆电力高等专科学校，重庆 400053；2.国网青海省电力公司电力科学研究院，青海 西宁 810008；3.四川广安发电有限责任公司，四川 广安 638000；4.国网青海省电力公司检修公司，青海 西宁 810026)

能源与环保危机使太阳能、风能等新能源日益受到人们的重视[1]，新能源发电逐渐成为电能发展的趋势[2]。近年来，新能源逐年大规模接入电网，但新能源发电出力易受天气变化、季节变换以及地理位置等影响，具有间歇性和不确定性，而且发电功率波动性大，在实际并网中难免会对电网线损及电网运行造成影响[3]。因此，采取可靠的研究方法分析总结出新能源并网对线损影响的大致规律，对于电网分析决策和安全经济运行具有重要的价值和意义。

1 2019年青海省某地区电网新能源发电对电网线损影响分析

2019年青海省某地区电网新能源总装机规模达到11 459.5 MW，其中光伏装机规模达到8 848 MW，风电装机规模达到2 461.5 MW、光热装机规模达到150 MW。青海省某地区750 kV电网接线图如图1所示。

图1 青海省某地区750 kV电网接线图

1.1 3种典型方式

1)新能源大发方式，考虑海西新能源送出断面为2 263 MW，海南新能源送出断面为4 983 MW；

2)新能源小发方式，新能源出力按0考虑；

3)新能源定量出力方式，海西新能源出力按装机25%，海南新能源出力按装机50%考虑。

1.2 3种方式下理论线损率计算结果

与新能源小发方式比较(数据见表1，对比图见图2、图3)，新能源大发方式下新能源出力增加6 168.5 MW，主网供电量增加5 025.17 MW·h，线损理论值整体高出0.62%。其中，750 kV电网大发方式比小发方式供电量增加3 059.36 MW·h，理论线损率高出0.37%；330 kV电网大发方式比小发方式供电量增加4 838.53 MW·h，理论线损率高出0.47%；110 kV电网大发方式比小发方式供电量增加3 177.98 MW·h，理论线损率降低0.11%；35 kV电网大发方式比小发方式供电量增加326.44 MW·h，理论线损率降低0.36%。

与新能源小发方式相比较(数据见表1，对比图见图4、图5)，新能源定量出力方式电网线损理论值整体发生一定变化。新能源定量出力方式下新能源出力增加3 084.25 MW，主网供电量增加1 325.25 MW·h，线损理论值整体高出0.03%。其中，与新能源小发方式相比较，750 kV电网新能源定量出力方式供电量增加396.36 MW·h，线损理论值整体高出0.12%；330 kV电网新能源定量出力方式供电量增加2 120.95 MW·h，线损理论值整体降低0.05%；110 kV电网新能源定量出力方式供电量增加1 082.95 MW·h，线损理论值整体降低0.11%；35 kV电网新能源定量出力方式供电量增加26.34 MW·h，线损理论值整体高出0.13%。

表1 3种方式计算结果

图2 大发、小发方式供电量对比

图3 大发、小发方式线损率对比

图4 定量、小发方式供电量对比

图5 定量、小发方式线损率对比

2 750 kV日月山-海西-柴达木串补工程对线损的影响分析

如前所述，新能源并网在3种典型方式下均会对电网线损造成较大影响，为充分降低线损、提升经济效益，采取投入串补工程方法进行研究。下面主要针对750 kV日月山-海西-柴达木串补工程投入前后，不同方式下线损影响的计算分析。

2.1 工程投入前计算分析

2.1.1 3种典型方式

1)新能源大发方式，考虑海西地区新能源送出1 589 MW，海南地区新能源断面送出4 332 MW；

2)新能源小发方式，出力按0考虑；

3) 新能源定量出力方式，海西地区新能源出力为装机25%，海南地区新能源出力为装机50%。

2.1.2 3种方式下理论线损率计算结果

在串补工程投入前，与小发方式比较(见表2)，新能源大发方式新能源出力增加5 327 MW，主网供电量增加4 183 MW·h，线损理论值整体高出0.43%。 与新能源小发方式相比较，新能源定量出力方式电网线损理论值整体发生一定变化。新能源出力增加2 663.5 MW，主网供电量增加1 084.49 MW·h，线损理论值整体高出0.04%。

2.2 工程投入后计算分析

2.2.1 3种典型方式

1)新能源大发方式，考虑海西新能源送出断面送出为2 278 MW，海南新能源送出断面为4 983 MW；

2)新能源小发方式，出力按0考虑；

3)新能源定量出力方式，海西地区新能源出力为装机25%，海南地区新能源出力为装机50%。

2.2.2 3种方式下理论线损率计算结果

在串补工程投入后，与小发方式相比较(见表3)，新能源大发方式新能源出力增加6 208.5 MW，主网供电量增加5 065.17 MW·h，主网线损理论值整体高出0.63%。与新能源小发方式相比较，新能源定量出力方式电网线损理论值整体发生一定变化。新能源出力增加3 104.25 MW，主网供电量增加1 524.99 MW·h，主网线损理论值整体高出0.03%。

表2 工程投入前3种方式计算结果

表3 工程投入后3种方式计算结果

3 750 kV日月山-海西-柴达木串补工程投入前后对比分析

与投入前相比，750 kV日月山-海西-柴达木串补工程投入后，在新能源大发方式下(考虑海西出力50%，海南全出力情况)，新能源出力增加881.5 MW，主网供电量增加881.5 MW·h，主网整体理论线损值高出0.2%(见图6、图7)。与投入前相比，其中750kV电网在月-海-柴串补工程投入后供电量增加736.12 MW·h，线损理论值高出0.16%；330 kV电网投入后供电量增加760.2 MW·h，线损理论值高出0.13%；110 kV电网投入后供电量增加683.33 MW·h，线损理论值降低0.05%；35 kV电网投入后供电量减少93.99 MW·h，线损理论值增加0.01%。

图6 大发方式下工程投入前后供电量对比

图7 大发方式下工程投入前后线损率对比

在新能源定量出力方式下(考虑海西新能源出力25%，海南新能源出力50%的情况)，新能源出力增加440.75 MW，主网供电量增加440.5 MW·h，主网整体理论线损值降低0.01%(见图8、图9)。与投入前相比，其中750 kV电网投入后供电量增加373.6 MW·h，线损理论值降低0.03%；330 kV电网投入后供电量增加378.19 MW·h，线损理论值持平；110 kV电网投入后供电量增加341.15 MW·h，线损理论值降低0.01%；35 kV电网投入后供电量增加0.02 MW·h，线损理论值持平。

4 结论

1)由于新能源电站远离电网中心，大量波动性光伏电源接入电网使潮流日夜反转，造成了电网线损的增加，对电网电能质量造成较大影响。实际运行中，可通过调节新能源发电运行方式、安装实施串补工程、在新能源出口低压侧接入动态无功补偿器等措施进行调节，从而改善电网电能质量，保证电网稳定运行。

图8 定量方式下工程投入前后供电量对比

2)750 kV日月山-海西-柴达木串补工程投入后，随着新能源出力增加，潮流由西向东的输送能力进一步加大，在新能源大发方式下主网线损率略有上升，在新能源定量出力方式下主网线损率有所下降，串补工程投入对主网线损有积极影响,可通过进一步协调新能源电源发电方式、运行调度策略进行宏观调控，通过安装动态无功补偿装置等方式进行局部调节，以达到进一步降低主网线损，保证电能质量的目的。

图9 定量方式下工程投入前后线损率对比