考虑电力交换的区域电网新能源承载能力测算方法

邓笑冬，周 野，李 娟，余 虎，蒋云松，胡剑宇，曾雅文

(中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司，湖南 长沙 410000)

0 引言

在新能源比重愈加增大的区域电网中，电网运行方式的合理安排以及电网结构的规划设计必须充分考虑自身对新能源的承载能力，方能保障电网的安全运行与新能源的可靠消纳。通过对区域电网新能源承载能力的动态分析，精确掌控其新能源承载能力，对电网新能源发展与规划具有重要意义。

目前对区域电网新能源承载能力的测算主要采用两类模式，文献[1-9]提出的一类是以常规能源发电成本最低为目标评估优化风电出力过程，以电网备用的合理应用应对风电的出力波动实现经济调度，以有功功率平衡评估电网接纳风电的能力；文献[10-15] 提出基于新能源消纳控制不同关键因素，以确定的电源结构、调峰能力评估新能源的消纳能力。上述两类测算方法均局限于系统对新能源出力的接纳能力的分析，没能充分考虑区间电力交换对区域电网出力卡口以及新能源承载力的影响，而新能源的承载并不仅仅是指不惜一切代价完全接纳新能源，而是寻求系统承载能力的各方面的综合均衡。

本文基于考虑区间电力交换对区内新能源承载力的影响，研究考虑电力交换的区域电网新能源承载能力的测算方法。该方法在测算规划年各分区的新能源装机基础方案的基础上，通过电力电量平衡计算、潮流计算结果、“N-1”校核，依次确定丰小方式和丰午方式下区域潮流外送断面卡口，进而确定丰小方式和丰午方式下区间电力流交换与区内风电装机承载力、光伏装机承载力的影响关系，进一步提高新能源承载力测算结果的适应性，为电网网架结构和电源结构的规划与建设提供更为科学的依据。

1 考虑区间电力交换的区域电网新能源承载能力的测算方法

基于区域内现有新能源装机情况，测算规划年各分区的新能源装机基础方案，为规划年目标区域的新能源承载力测算提供数据基础，然后通过电力电量平衡计算，测算区间电力流交换情况，为规划年目标区域的新能源承载力测算提供影响因子，最后通过潮流计算、“N-1”校核依次确定丰小方式和丰午方式下区域潮流外送断面卡口，以及丰小方式和丰午方式下区间电力流交换与区内风电装机承载力、光伏装机承载力的影响关系。上述具体流程图如图1所示。

图1 考虑区间电力交换的区域电网新能源承载能力的测算方法流程图

1.1 规划年基础方案

统计分析现有分区新能源装机布局和在建新能源项目分布情况，根据现有各分区新能源装机分布情况，以及规划年全区总装机规模，确定各分区间的新能源装机的分布比例，并测算规划年各分区的新能源装机基础方案。

式中：PN为预设的规划年全区总装机规模；FN为规划年全区的风电总装机规模；GN为规划年全区的光伏总装机规模；FN1～FNn为规划年各分区的风电装机规模；GN1～GNn为规划年各分区的光伏装机规模；F01～F0n为当前各分区的风电装机规模；F11～F1n为各分区已明确待建的风电装机规模；G01～G0n为当前各分区的光伏装机规模；G11～G1n为各分区已明确待建的光伏装机规模。

1.2 电力平衡计算

根据规划年各分区新能源装机基础方案进行电力平衡计算，测算规划年目标区域在电力盈余较多的丰小方式和丰午方式下，与外部区域电力交换情况。

式中：Bn为区域内各类装机规模；bnX、bnW为丰小方式、丰午方式各类装机的出力系数；GX、GW为丰小方式、丰午方式区域内负荷。

1.3 外送断面卡口

根据规划年的网架结构、电源分布情况，结合丰小方式和丰午方式下的电力电量平衡结果进行潮流计算和“N-1”校核，确定丰小方式和丰午方式下目标区间与其他相邻区间的各电网联络线的潮流，结合联络线路型号和极限输送容量等物理参数，进一步确定丰小和丰午方式的区域潮流外送断面卡口。

“N-1”校核是指在系统中任意一元件开断后，系统电压、主变潮流和各线路潮流应满足相应要求。

式中：Wi为第i条线路的极限输送容量；Qi为i条线路的“N-1”情况最大输送潮流，确定Wi和Qi差值最小的线路为区域潮流外送断面卡口。

1.4 风电装机承载力

在新能源分布基础方案潮流计算的基础上，通常考虑丰小方式出现在晚间，此时光伏无出力，可利用此方式确定目标区域的风电装机承载力：

式中：FNx为丰小方式下目标区域内风电装机承载力；GNx为丰小方式下目标区域内光伏装机承载力，CLx为预设的丰小方式下区域潮流外送断面卡口的潮流极限，S1为丰小方式下目标区域的电力平衡结果；FN为规划年全区的风电总装机规模。

1.5 光伏装机承载力

根据丰小方式下的区域潮流外送断面卡口的潮流极限情况下的目标区域的风电装机承载力、规划年各分区的新能源装机基础方案和丰午方式下目标区间与其他相邻区间的各电网线路中的最大潮流测算得到满足丰午方式下的区域潮流外送断面卡口的潮流极限情况下的目标区域的光伏装机承载力。

式中：FNw为丰午方式下目标区域内风电装机承载力；FNx为丰小方式下目标区域内风电装机承载力；GNw为丰午方式下目标区域内光伏装机承载力；CLw为预设的丰午方式下区域潮流外送断面卡口的潮流极限；S2为丰午方式下目标区域的电力平衡结果；GN为规划年全区的光伏总装机规模。

2 算例分析

2.1 基础方案及电力平衡计算

以A省B地区2025年新能源承载能力测算为示例。基础方案下，该地区2025年考虑风电装机4 860 MW、光伏装机1 200 MW。通过电力平衡计算可得出该地区丰小方式、丰午方式分别存在3 197 MW、1 485 MW的电力盈余(如表1所示)，说明该区域主要是以电力外送为主。

表1 2025年基础方案B地区电力电量平衡 MW

基础方案下的丰小方式、丰午方式潮流计算结果如图2、图3所示。B地区丰小方式和丰午方式存在较大电力盈余，B地区电力盈余主要通过6回500 kV联络线送出。同时，西部地区丰小、丰午方式下电力盈余较多，也通过西电东送4回500 kV联络线送至东部和南部地区。

图2 丰小方式基础潮流

图3 丰午方式基础潮流

2.2 风电装机承载能力测算

在丰小基础潮流的基础上，分别对该地区500 kV线路和主变进行“N-1”校核，综合计算结果得出该地区丰小方式外送断面的卡口在通道1双回线路。

通过前文中测算方法，并控制西部东送潮流，对该区域电网风电装机承载力进行计算分析，结果见表2所列。

表2 区域电网风电装机规模敏感性分析结果 MW

由表2中计算结果可知，该地区风电装机规模受西电东送潮流影响，在西电东送2 500 MW潮流的情况下，该地区风电装机承载力为6 300 MW；在西电东送3 000 MW潮流的情况下，B地区风电装机承载力为5 300 MW。

2.3 光伏装机承载能力计算

在情景一确定风电装机6 300 MW的基础上，进一步进行丰午方式潮流计算，并对B地区500 kV线路和主变进行“N-1”校核，综合计算结果得出该地区丰午方式外送断面的卡口通道1双回线路双回线路。

通过应用上文测算方法，并控制西部东送潮流，对该区域电网光伏装机承载力进行计算分析，结果见表3所列。

表3 B地区电网光伏装机规模敏感性分析结果 MW

由表3中计算结果可知，B地区风电装机规模受西电东送潮流影响，在考虑B地区风电装机规模为6 300 MW的条件不变，在西电东送2 500 MW潮流的情况下，B地区光伏装机承载力为10 000 MW；在西电东送3 000 MW潮流的情况下，B地区光伏装机承载力为9 600 MW。在风电装机规模为5 300 MW、 西电东送3 000 MW潮流的情况下，B地区光伏装机承载力为10 200 MW。

2.4 电源、电网规划相关建议

根据上文对B区域电网2025年新能源承载力的分析结果，在西电东送潮流2 500 MW基础上，该地区风电装机承载力为6 300 MW，光伏装机承载力为10 000 MW；在西电东送潮流3 000 MW的基础上，该地区风电装机承载力为5 300 MW，光伏装机承载力为10 200 MW。在B区域后续电源规划布局中，应在明确的西电东送断面潮流的基础上，控制B区域内风电、光伏等新能源开发规模不高于对应的承载力规模。若B区域需在风光承载力规模的基础上进一步增加开发规模，则需在电网规划中同步补强对应外送断面卡口的电网线路，增强电网外送能力。

3 结语

本文提出考虑电力交换的区域电网新能源承载能力测算方法，以区域电网之间的电力流交换作为参考，以区域电网外送断面卡口作为限制条件，达到量化分析电力交换情况下区域电网风光装机承载力的目的，一定程度上提高了新能源装机承载力测算结果的适应性，对电网规划和新能源布局具有一定的参考意义。在后续的进一步研究中，将考虑在新能源机组侧配置稳控装置等措施，研究进一步提升区域新能源装机承载规模的方法。