江苏盐城地区新能源消纳能力计算研究

肖 凌，陶 冶

(江苏科能电力工程咨询有限公司，江苏 南京 210036)

0 引言

风力、光伏发电是可再生能源发电技术中具有大规模开发和商业化发展前景的发电方式，江苏盐城地区新能源资源丰富，新能源发电产业发展迅速，截至2019年底，盐城新能源并网装机规模达到777.2万kW，位居江苏全省第一，2019年盐城新能源发电量为135.83亿kWh，占全市全社会用电量的41.45%，位居全省第一，2020年盐城地区新能源装机将达千万千瓦。

盐城新能源的快速发展，给电网送出消纳带来巨大压力，截至2018年底，盐城新能源装机已超过地区最高负荷，在此背景下，研究地区新能源出力特性及负荷特性，分析新能源送出潮流最大场景下风电、光伏出力及负荷大小，得到风电-光伏-负荷时序耦合系数，对研究地区电网新能源消纳能力，促进地区电网规划与新能源发展相适应，具有十分重要的意义。

1 研究方法

江苏新能源主要分布在苏北、苏中，因此从江苏全省层面分析，影响新能源消纳的因素包括苏北、苏中地区负荷增长，风电、光伏出力特性，省内关键输电断面输电能力(如过江通道输送能力)，电力系统调节能力(包含区外及省内的调峰能力和调频能力)等，江苏各市的新能源消纳能力之和不应超过全省新能源消纳能力。

本文重点研究规划年份新能源大发时盐城电网外送潮流，以此可确定电网新能源消纳能力。

影响新能源消纳能力因素主要有500 kV变电站升压能力、电网网架结构及线路输电能力、地区负荷水平、风电光伏及常规机组出力特性等。500 kV变电站升压能力、电网网架及线路输电能力通常都是明确的，但风电、光伏、常规机组出力大小及负荷水平选择具有很大的不确定性，本文主要研究盐城电网潮流外送时各变量的计算系数，不同系数取值对新能源消纳水平有非常大的影响，另外各类电源及负荷对地区电网外送功率影响大小由其规模决定，因此对不同地市有必要单独进行风电-光伏-负荷时序耦合分析。

根据地区电力平衡原则，当地区220 kV电网内电源出力大于同时刻该地区负荷水平时，地区出现电力盈余，盈余电力通过500 kV主变升压及220 kV联络线外送，如图1所示。

图1 地区新能源送出示意图

地区电源外送功率=风电出力+光伏出力+常规机组出力-负荷。

地区盈余电力外送功率取决于该时刻地区电源出力和负荷水平，其中：常规电厂应参与调峰[1]，出力一般与负荷水平相适应；风电、光伏出力主要取决于气候条件，无明显时序规律，短期内可认为年时序特性变化不大；地区负荷水平由经济发展情况决定，负荷时序特性由经济结构决定，短期内认为负荷水平逐年增长，年时序特性变化不大。

因此，规划年风电—光伏—负荷时序耦合特性可参考历史年的耦合特性，根据历史数据，研究规划年的外送潮流。

2 风电出力特性分析

1)风电数据采样

采样原则：盐城地区风电场众多，通过选取典型风电场为代表，获取风电场出力数据，选取的单个风电场装机容量应较大，同时全年装机容量不变、全年运行正常。

采样容量：2016年风电场采样7座、容量1 568 MW，2017年风电场采样12座、容量2 335 MW，2018年风电场采样16座、容量3 007 MW(采样率58.9%)。

采样数据：按照时间间隔5 min进行采样，每个风电场一年的采样数据，2016年有105 408个，2017和2018年分别有105 120个。

2)不同年份风电场出力特性对比

三个年份盐城风电出力概率分布高度相似，表明盐城风电出力逐年统计特性具有一致性，如图2所示。

图2 不同年份盐城风电场出力系数概率图

3)风电大发时序特性分析

逐月大发场景分析：盐城风电在各个季节均有可能大发，相对而言，冬春季大发的概率要高一些，如图3所示。

图3 盐城风电大发数据逐月散点图

日内大发场景分析：盐城风电场在日内各时段均可能大发，相对而言，夜间大发的概率要高一些，如图4所示。

图4 盐城风电大发数据逐小时散点图

4)海上风电与陆上风电出力比较

2018年采样16座风电场，其中陆上风电场14座、装机2 603 MW，海上风电场2座、装机404 MW。海上风电出力系数较大的概率高于陆上风电，海上风电95%概率大的出力系数约90%、陆上风电95%概率大的出力系数约70%，如图5所示。

图5 盐城海上风电与陆上风电出力概率图

选取单座风电场比较，盐城响水陆上风电(214 MW)与盐城响水海上风电(202 MW)，响水海上风电95%概率大的出力系数接近95%，陆上风电95%概率大的出力系数约75%，如图6所示。

图6 盐城响水单座海上风电与陆上风电出力概率图

5)风电出力特性分析结论

盐城市全年风电出力系数主要集中在0～15%之间，概率约42%；全年风电最大出力系数为93%，出力系数大于80%的概率为3.35%、大于90%的概率为0.38%；年平均出力系数在25%左右，海上风电出力一般要高于陆上风电。

3 光伏出力特性分析

1)光伏数据采样

采样原则：盐城地区光伏电站众多，选取典型的集中光伏电站，光伏电站需全年装机容量不变、全年运行正常，获取光伏出力数据。

采样容量：2016年光伏电站采样12座、容量504 MW，2017年光伏电站采样17座、容量729 MW，2018年光伏电站采样18座、容量765 MW(采样率 41.8%)。

采样数据：按照时间间隔5 min进行采样，每个光伏电站一年的采样数据，2016年有105 408个，2017和2018年分别有105 120个。

2)不同年份光伏出力特性对比

三个年份盐城光伏出力概率分布高度相似，表明盐城光伏出力逐年统计特性具有一致性，如图7所示。

图7 不同年份盐城光伏出力系数概率图

3)光伏大发时序特性分析

逐月大发场景分析：盐城光伏在各个月份均有大发的可能，相对而言，春季大发的概率要高一些，如图8所示。

图8 盐城光伏大发数据逐月散点图

日内大发场景分析：盐城光伏在日内不同时点出力具有明显的规律，主要在9～14时之间大发，如图9所示。

图9 盐城光伏大发数据逐小时散点图

4)光伏出力特性分析结论

盐城市全年光伏不出力及小出力的概率为60%左右；全年最大出力系数为80%，出力系数大于70%的概率较小，为0.76%；年平均出力系数在13%左右。

4 地区负荷特性分析

1)负荷数据采样

取2016、2017、2018年三个年份盐城市负荷，按照时间间隔5 min进行采样，2016年负荷采样数据有105 408个，2017和2018年分别有105 120个。

2)不同年份负荷特性对比

三个年份盐城负荷统计特性基本相似，表明盐城负荷特性具有一致性，如图10所示。

图10 不同年份盐城负荷系数概率图

3)负荷时序特性分析

逐月负荷分析：盐城全年最高负荷在7～8月，12～1月也会出现高负荷水平的情况，如图11所示；全年最低负荷在2月，5、10月也会出现低负荷水平的情况，如图12所示。

图11 盐城高负荷数据逐月散点图

图12 盐城低负荷数据逐月散点图

日内负荷分析：盐城日内不同时点均有高负荷水平的情况，相对而言，19:00～22:00、10:00～13:00高负荷概率较高，如图13所示；盐城日内低负荷主要在23:00～6:00和12:00～16:00，如图14所示。

图13 盐城高负荷数据逐小时散点图

图14 盐城低负荷数据逐小时散点图

4)负荷特性分析结论

盐城全年最小负荷为最大负荷的30%左右，负荷低于40%的概率约1%；全年负荷主要集中在50%～70%之间，概率达到75%，年平均负荷系数为60%左右；盐城年负荷系数大于80%的概率约5%，大于90%的概率约0.5%。

5 盐城新能源消纳各变量系数分析

影响江苏省新能源消纳的因素包括苏北、苏中地区负荷增长，风电、光伏出力特性，省内关键输电断面输电能力，电力系统调节能力(调峰能力和调频能力)等，江苏各市的新能源消纳能力之和不应超过全省新能源消纳能力。电力系统接纳风电能力研究时，风电按照95%～99%概率中的低值来确定有效容量[2]；在光伏电站接入设计时，光伏出力为最大值[3]。

本文针对盐城市电网外送潮流进行分析，风电、光伏、常规机组、负荷影响大小与各自的相对规模及特性有关，通过利用历史实绩数据进行规划年份的时序耦合分析，可获得电网实际可能的最大外送潮流以及各变量的系数。

根据2016～2018年盐城电源、负荷数据分析结果，不同年份电源出力及负荷特性具有一致性，故可取采样率最高的2018年历史数据为参照。

根据规划[4]，2021年盐城海上风电装机3 606 MW、陆上风电装机4 183 MW、光伏装机2 012 MW，常规机组维持1 590 MW不变，地区最大负荷6 310 MW。

按照“规划年份220 kV地区外送(受进)潮流=现状新能源出力系数×规划新能源装机规模+现状常规机组出力系数×规划常规机组装机-现状负荷系数×规划年最大负荷”的计算方法，进行一年105 120个时点电力平衡，可得到各个时刻盐城电网受进或外送潮流，将盐城外送潮流较大的数据(取外送潮流大于最大外送潮流值的70%)进行统计，可得到风电、光伏、常规机组出力及负荷系数的耦合结果。

由于光伏日内出力有明显的规律性，而风电日内各时段均可能大发，夜间大发概率相对较高，因此将一年大于70%最大外送潮流的数据分为全年每日9:00～14:00和15:00～8:00两种场景，相应的各变量系数概率分布见表1、表2，统计如下：

表1 场景1全年每日9:00～14:00风光荷时序耦合表 %

表2 场景2全年每日15:00～8:00风光荷时序耦合表 %

1)盐城外送潮流大于最大外送潮流值的70%的时间全年共有128 h，约占一年8 760 h中的1.5%，即所取潮流数据为全年外送潮流98.5%概率的大值，其中9:00～14:00之间有65h、15:00～8:00之间有63h。

2)盐城电网中午(9:00～14:00)风光大发时刻，出现全年最大外送潮流。

3)盐城地区最大外送潮流时刻(4月6日，13：05)，陆上风电出力系数83%、海上风电出力系数93%、光伏出力系数72%、常规机组出力系数36%、负荷系数52%，此时的最大外送潮流为5 565 MW(见表3)。

因某一时刻的风电出力、光伏出力、常规机组出力及负荷大小存在很大的随机性，可通过选取多个时刻各变量的平均值，作为新能源消纳分析的计算系数。

选取盐城外送较为严重的场景1，对该场景65 h的780个数据(注：数据采样5 min时间间隔，65 h有780个数据)进行计算，得到各个变量出力系数的平均值(表3)，即陆上风电出力系数79%、海上风电出力系数90%、光伏出力系数49%、常规机组出力系数42%、负荷系数60%，此时盐城电网外送潮流为4 418 MW。

表3 场景1盐城电网风光荷等系数 %

6 结语

在风电、光伏大规模发展的背景下，地市新能源消纳能力成为抑制规划新能源并网的重要前置条件，传统新能源消纳分析时(针对单个地市)，并未考虑各类电源出力及负荷水平之间的实际耦合特性，一般风电、光伏按各自最大出力考虑，负荷取全年最低负荷，即风电满发(或90%出力)、光伏满发(或90%出力)、负荷极端低谷(30%最大负荷)、常规电厂一半机组调峰的方式，该方式计算出的盐城电网最大外送潮流达到8 700 MW(或7 700 MW)，以此计算出的新能源消纳能力偏小，结论过于保守。

文中对盐城地区大量的风电、光伏及负荷历史数据分析，采用“规划年份220 kV地区外送(受进)潮流=现状新能源出力系数×规划新能源装机规模+现状常规机组出力系数×规划常规机组装机-现状负荷系数×规划年最大负荷”，通过筛选外送潮流数据，可得到盐城电网外送潮流的各种场景，对数据整理后即可得到各变量的计算系数，利用该系数计算出的外送潮流是符合电网实际最大外送功率。

文中盐城电网外送数据选取70%以上最大外送潮流值的数据，该时段约占全年时间的1.5%，即盐城电网外送潮流98.5%概率大值。根据得到的盐城电网各个变量的出力系数，再考虑盐城电网网架等因素，可计算出盐城电网新能源消纳能力。