大规模风电接入电网调峰措施探析

2022-02-06吴士区

内蒙古科技与经济 2022年3期

吴士区

(福建省福能海峡发电有限公司，福建福州 350207)

风电出力具备运行方式复杂、随机性强的特点，使其在接入电网后会对电网系统调峰带来重大影响，这成了电网运行需要解决的难题之一。为了掌握风电接入电网产生的调峰难易程度，有必要对电网负荷峰谷差进行量化研究，建立峰谷差相关指标体系，根据计算得出的指标数据，对电网调峰难易程度进行客观评价，进而为制定有效的调峰措施提供数据支持。

1 大规模风电接入电网对调峰的影响

某省风能资源丰富，累计风电装机位居全国前列。该省电网以火电为主，拥有大量供热机组，在大规模风电并网后，随着风电容量的增加，电网调峰压力随之增大[1]。下面以该省为例，分析大规模风电接入该省电网对调峰带来的影响。

1.1 电网概况

1.1.1 电网负荷。全区电力负荷稳定，负荷峰谷差较小，工业用电占社会用电的比重较高，电网负荷率不低于93%，具备较好的备用容量条件，能够满足大规模风电接入需求。从全年用电负荷角度分析，全区最大负荷出现在11月份，主要原因是灌溉负荷和冬季取暖负荷在此时间段的快速增长。进入1月份、2月份后，尤其在春节前后，工业负荷明显降低，部分工业处于停运状态，使得这一时间段成为全年最小负荷月份；从日内用电负荷角度分析，全区电网负荷波动特点与工业生产特点密切相关，即在8∶00、16∶00、24∶00期间出现较大波动[2]。

1.1.2 电源网架。在全区电网统调总装机容量中，火电、水电、风电和光伏装机分别占81.7%、2.1%、13.5%和2.7%。其中，火电机组中的供热机组比重较高，占330 MW及以下的火电机组装机容量的49%，在冬季全开供热机组的情况下，电网调峰能力受到较大程度影响。全区共有32座风电场，装机容量为2 650 MW，大规模风电接入电网的特点为：以分散接入为主，局部集中接入。

1.2 对电网调峰的影响

1.2.1 风电出力对调峰影响。风电日内出力变化幅度、负荷变化幅度是影响电网负荷峰谷差的主要因素。根据风电日内出力对电网等效负荷峰谷差改变模式的不同，将调峰划分为3种形式，分别为反调峰、正调峰、过调峰。下面以全区电网2016年的运行数据为数据来源，分析风电出力对电网调峰的影响。2016年全年均发生风电出力情况，反调峰、正调峰、过调峰天数分别为318 d、48 d、8 d，分别占总天数的87.12%、13.15%、2.19%。其中，过调峰占比最小，仅在风电装机容量相对于负荷比例较大时才会出现。全区日内风电出力最大时段为0∶00-3∶00、21∶00-24∶00，呈现出反调峰特点。

1.2.2 风电接入对调峰影响评估。对全区电网2016年风电接入前后的电网峰谷差变化相关指标进行计算，计算结果如下：接入前的原始负荷最大峰谷差为1 221 MW；等效负荷最大峰谷差为2 441 MW；电网最大峰谷差变化为1 556 MW；电网最大风差变化率为227.5%；接入前的原始负荷平均峰谷差率为8.7%；等效负荷平均峰谷差率为12.9%；平均峰谷差率变化为4.2%，平均相对峰谷差变化率为47.8%。

对上述计算指标进行分析：风电接入电网后，调峰需求大幅度增加，电网最大峰谷差变化率达到了227.5%，说明风电接入电网前后的调峰需求增加2倍以上；电网平均相对峰谷差变化率为47.8%，表明电网日内面临着复杂多变的调峰需求，调峰难度明显增大。

1.2.3 电网典型运行方式下对风电接纳能力评估。在夏季，全区水电出力大，但是水电没有调峰能力，且需要满足省外送电需求。在冬季，全区供热机组开机比重增大，以满足旺盛的供热需求，此时降低了火电机组调峰能力。由此可知，全区在夏季与冬季电网的典型运行方式下会明显削弱电网对风电的接纳能力，具体表现为：夏季，全区最小负荷率为87%，最大负荷为10 300 MW，直流高峰与低谷分别送出4 000 MW、3 400 MW，发电厂出力设定为7%；冬季，全区最小负荷率为88%，最大负荷为10 800 MW，直流高峰与低谷分别送出4 000 MW、2 800 MW，发电厂出力设定为7%。

假定C1与C2两种典型运行方式，C1为不考虑电力外送情况的运行方式，且各个机组无区别，机组调峰容量占额定容量45%。C2为考虑电力外送情况的运行方式，且各机组存在差别，机组调峰容量占额定容量20%。

在C1运行方式下，夏季峰荷时的风电接纳能力为4 862 MW，低谷时的风电接纳能力为3 421 MW。冬季峰荷时的风电接纳能力为5 099 MW，低谷时的风电接纳能力为3 705 MW；在C2运行方式下，夏季峰荷时的风电接纳能力为5 494 MW，低谷时的风电接纳能力为3 454 MW。冬季峰荷时的风电接纳能力为5 690 MW，低谷时的风电接纳能力为3 096 MW。由此可见，冬季低谷接纳风电能力相对偏低。

2 大规模风电接入电网的调峰措施

2.1 削减电网负荷峰谷差

在地方经济快速发展的背景下，全区电网负荷峰谷差会持续增大，为有效应对风电的反调峰性，可以采取以下措施改善负荷峰谷差：①加强用户需求侧管理，通过调整低谷负荷的电价引导用户合理规划用电需求，尤其对于工业企业而言，鼓励企业减少在高峰负荷时的用电量[3]。②全区电网持续开发储能设备，增大调峰容量，降低风电接入带来的调峰影响。③开展可控负荷研究与实践，智能化干预负荷峰谷，促使电网峰谷特性得到优化。④研发用电需求侧智能化管理系统，借助灵活的电价机制，合理配置电力资源，逐步缩小负荷峰谷差。

2.2 调整电网电源结构

电网系统要优化电源结构，增强深度调峰能力，具体措施如下：①全区电网要建设储能设施，增大低谷期间电能存储容量，避免低谷期出现风电弃风问题。②电网采用先进的供热机组调峰技术，安装储热设备和电加热设备，促使用电负荷低谷时期能够将风电能转化为可存储的热能，降低热电厂低谷最小出力，控制电网整体的电能生产成本[4]。③借助市场调节机制，对火力发电电源结构进行调节，提高火力发电机组的深度调峰能力，以保证大规模消纳风电。

2.3 加强电网互联

全区电网是电力盈余的送电终端，发电负荷包括本地负荷和外送负荷，为提高全区电网的外送能力，充分消纳风电，必须加强电网互联，使得负荷低谷时段能够提供更大规模的风电。本地电网要与上级调度机构进行协调，实现本地电网与其他地区电网的输电线路互联，提高电网调峰能力。

2.4 开发电网智能化技术

为降低大规模风电接入电网后带来的电网调峰压力，电网要积极开发和应用智能化技术，对风电进行预测和控制。具体措施如下：①建立起风能监测网络，对风能实时监测，积极开发并运用风电功率预测技术，基于数值天气预报构建起风电功率预测模型，根据预测出的风电出力变化制定电网调度计划，有效调控电网的备用容量，降低电网运行成本。②运用风电与其他电源的协调优化技术，促使电网各种电源之间保持协调运行关系，提高系统设备利用率。③研发风电场自身功率可控性技术，在保证风电机组功率可控的状态下优化风电机组的功率组合，有效控制风电输出功率，降低风电接入后带来的电网调峰压力。