任 杰，田建設

(華北電力大學電力工程系，河北 保定 071003)

風電是潔凈的可再生能源，大力發(fā)展風電已成為當前能源工作的重要任務，加快風電發(fā)展既是我國電力工業(yè)發(fā)展的長遠方向，又是對常規(guī)能源的重要補充，對于調整能源結構、保護環(huán)境、應對氣候變化和促進可持續(xù)發(fā)展都具有重要的作用［1－3］。然而，由于風電出力隨機性、間歇性的特點，給系統(tǒng)調峰帶來了較大壓力。隨著并網風電容量進一步加大，調峰也將成為限制風電接納的一個關鍵因素。因此滾動跟蹤系統(tǒng)實際情況、計算并掌握系統(tǒng)調峰能力、進而了解受此約束的風電接納能力，對于指導風電有序、合理的開發(fā)利用具有重要的意義。本文在定義系統(tǒng)“負調峰能力”基礎上，給出了含風電接入的系統(tǒng)負調峰能力計算公式，計算了西北地區(qū)的負調峰能力，分析了影響調峰能力的主要因素和受此約束的風電接納大小。

1 影響西北電網調峰的若干因素

近年來，西北電網受國家能源政策的驅動，發(fā)展較快，風電出力所占比重呈現(xiàn)逐年上升趨勢。預計到2013年底，西北電網將新增風電場104座，發(fā)電容量增加8414 MW，屆時風電總裝機容量將達到19 424 MW，占總裝機容量的14.7%。

風電的快速發(fā)展加重了調峰壓力，有必要總結西北電網新形勢下影響調峰的若干因素，并預測目標年影響因素的量化大小，進而較為準確、全面地計算此電網調峰能力。

1)隨著高耗能等工、礦企業(yè)落地西北地區(qū)和西北地區(qū)工業(yè)的快速發(fā)展，西北電網負荷近年來逐步增長，但由于企業(yè)建設進度等的不確定性，負荷增長的大小也具有不確定性，這將直接影響到調峰分析中用到的最大負荷增長率。

2)低谷負荷大小對于風電接入地區(qū)的調峰能力非常重要，由于西北電網負荷增長的不確定性，相應的低谷負荷大小也有一個波動變化范圍。

3)西北地區(qū)具有水、火等多種常規(guī)類型電源，電源的最小技術出力是決定系統(tǒng)調峰能力大小的重要因素。黃河中下游水域的灌溉、防汛、防凌等都會影響水電的最小技術出力，這使得水電出力具有很強的不確定性;受能源基地高參數(shù)、大容量火電的建設投運以及常規(guī)火電的改造、退役等影響，火電最小技術出力也具有不確定性。

4)西北電網沒有建立對外聯(lián)系的交流通道，主要是通過高壓直流進行電力的外送，如已建成的寧東直流、德寶直流、靈寶直流等外送直流;另外，隨著2014年大容量哈鄭直流的雙極投運，外送電力規(guī)模將進一步增大，哈鄭直流為西北電網電力消納提供了新的渠道，其電力外送的調峰模式對西北地區(qū)的調峰能力會產生一定影響。

2 系統(tǒng)負調峰能力的計算及影響因素

常規(guī)發(fā)電機組的負調峰能力［4－6］是指在運的機組當前出力距離機組最小技術出力的裕度空間，系統(tǒng)負調峰能力是系統(tǒng)內所有在運發(fā)電機組負調峰能力之和。風電大多具有反調峰特性，即風電出力的峰谷與電網負荷的峰谷不匹配，風電出力最大值往往出現(xiàn)在用電低谷期，此時系統(tǒng)的負調峰能力最弱;當風電出力增加時，常規(guī)機組要減小出力以保證功率平衡，但往往都由于系統(tǒng)負調峰能力的不足，進而制約風電的接納。因此，在典型日低谷負荷時，隨著風電的接入，各常規(guī)電源在滿足電源最小技術出力的前提下，能夠降低的容量便決定了風電的最大接納能力［7－8］。也就是說，受調峰約束的風電接納能力一般是指系統(tǒng)的負調峰能力。

定義典型日高峰負荷為PLmax，為了滿足高峰負荷的供電，電網峰荷實際的發(fā)電出力PG，Lmax為

式中:PLoss為電網損耗;Pplant為電廠的廠用電。

若電網損耗和廠用電可忽略不計，則式(1)可以簡化為

當計及電網通過交流聯(lián)網以及直流系統(tǒng)外送容量，式(2)可寫為

其中，PDCmax為電網高峰時期直流的外送容量，交流聯(lián)網外送電力已在公式中等效為負荷或者等效為發(fā)電。

典型日的實際電源開機容量在滿足高峰負荷供電時，要給系統(tǒng)留有足夠的備用容量，則典型日電源開機容量為

式中:α為電網備用率。

由上述分析可知，系統(tǒng)的負調峰能力決定了受調峰約束的風電接納能力?？紤]最小負荷率λ，典型日低谷負荷PLmin應為

同樣忽略電網損耗和廠用電，并計及電網通過交流聯(lián)網以及直流系統(tǒng)外送容量，低谷負荷時電網實際發(fā)電出力PG，Lmin為

假定系統(tǒng)的負調峰能力在風電沒有接入之前是滿足低谷負荷的供電的。風電接入一定容量Pwind后，為了滿足電網低谷負荷時的電力實時平衡，則需要進一步下壓常規(guī)機組的出力，直至達到常規(guī)機組的最小技術出力PGmin，此時的Pwind就是電網受電源負調峰能力所限能接納的最大容量，有:

定義常規(guī)機組的最小技術出力率β，式(7)可寫為

考慮不同類型常規(guī)機組調峰能力不同，區(qū)分火電機組和水電機組，則有:

式中PGmaxt、βt和PGmaxw、βw分別對應火電機組和水電機組的最大出力、最小出力率。

將式(5)、式(6)代入式(9)，有:

根據(jù)上述分析可以看出，電網通過直流外送容量大小PDCmin、負荷率λ、不同類型的常規(guī)機組出力率β、系統(tǒng)最大負荷PLmax將影響風電接納能力。

2.1 基礎方式計算分析

基于式(10)，根據(jù)影響系統(tǒng)調峰的各方面的因素，結合西北電網以及風電實際情況，歸納總結出西北電網風電接納能力的參數(shù)為:

(3)從節(jié)點網絡來看，2010-2016年河南省各節(jié)點城市的程度中心度普遍提高，旅游經濟聯(lián)系不斷增強，但是城市間的旅游交往能力差異性較大，其中鄭州、洛陽、開封與其他城市旅游經濟聯(lián)系最為頻繁，是河南省旅游經濟聯(lián)系交往的關鍵樞紐。此外，隨著各個節(jié)點城市旅游經濟聯(lián)系的可進入性普遍提高，城市間旅游經濟距離捷徑化，邊緣城市的作用得到發(fā)揮。近7年間鄭州的中介中心度一直居于首位，表明鄭州市的節(jié)點網絡開放程度較高，對其他城市的控制力最強，但是如果過度依賴鄭州的中介作用，又會使整個旅游經濟網絡結構具有脆弱性。

1)系統(tǒng)高峰負荷時，低谷負荷可用最小負荷率表示，基礎方式下系統(tǒng)最小負荷率λ為0.79。

2)高峰負荷時，火電機組出力所占比例為0.85，水電機組出力所占比例為0.15。

3)火電最小技術出力率βt和水電最小技術出力率βw，基礎方式下分別為0.7和0.4。

4)西北電網備用率α為0.06。

5)此區(qū)域電網的外聯(lián)直流包括寧東直流、德寶直流、靈寶直流和哈鄭直流，其高峰負荷和低谷負荷時期直流外送電力分別為PDCmax和PDCmin。

高峰、低谷負荷下直流外送電力如表1所示。

表1 高峰、低谷負荷下直流外送電力大小Tab.1 DC power transmission size under peak-valley load MW

基礎方式下西北電網調峰能力如表2所示。

表2 基礎方式下區(qū)域電網調峰能力Tab.2 Regional power grid peak shaving capability under fundamental mode a高峰負荷時期 MW

由表2可以看出，在基礎方式下，若按照一定比例安排水電、火電的開機計劃，留有一定向上的備用，滿足全網高峰負荷74 000 MW和外送直流電力14 510 MW、低谷負荷58 460 MW，此時的直流送出容量為13 310 MW。在保持常規(guī)水電、火電機組高峰負荷時的開機計劃不變的前提下，需降低機組出力來滿足低谷負荷與直流外送電力大小。而低谷負荷時常規(guī)機組出力與常規(guī)機組的最小技術出力60 960 MW的差值，即為負調峰能力10 810 MW，也就是系統(tǒng)受調峰約束的可接納風電出力大小。

2.2 靈敏度分析

表3 調整后直流外送容量Tab.3 DC transmission capacity after adjustment MW

計及基礎方式下哈鄭直流100%額定容量外送電力的調峰能力，由式(10)可知，當其它調峰參數(shù)不變，若哈鄭直流低谷送出容量按照100%、70%、50%依次遞減，系統(tǒng)負調峰能力以及風電接納能力隨之呈現(xiàn)線性遞減變化。將哈鄭直流部分送出容量用來調峰，相當于系統(tǒng)負荷減少，因此需降低風電出力來滿足功率平衡。經過計算，風電接納能力依次為10 810 MW、8590 MW、7110 MW。低谷時期哈鄭直流外送容量變化對風電接納能力的影響如圖1所示。

2.2.2 火電最小技術出力率對系統(tǒng)調峰能力的影響

由式(10)可知，當其它調峰參數(shù)不變時，若火電最小出力率βt按照0.65、0.7、0.75依次遞增，系統(tǒng)負調峰能力以及風電接納能力呈現(xiàn)線性遞減變化。增強火電機組的最小出力率，在低谷負荷時系統(tǒng)能夠下壓出力的最大值隨之下降，接納風電的能力會相應降低。經過計算，風電接納能力依次為14 760 MW、10 810 MW、6860 MW?；痣娮钚〕隽β蕦︼L電接納能力的影響如圖2所示。

圖2 火電最小技術出力率對風電接納能力的影響Fig.2 Impact of thermal power minimum output ratio on wind power receptiveness

2.2.3 水電最小技術出力對系統(tǒng)調峰能力的影響

由式(10)可知，當其它調峰參數(shù)不變時，若水電最小出力率βw按照0.35、0.4、0.45依次遞增，系統(tǒng)負調峰能力以及風電接納能力隨之呈現(xiàn)線性遞減變化。經過計算，風電接納能力依次為11 510 MW、10 810 MW、10 110 MW。但由于水電機組基數(shù)小，在同等程度地降低出力率情況下，風電接納能力的改變量不大。水電最小出力率變化對風電接納能力的影響如圖3所示。

圖3 水電最小技術出力率對風電接納能力的影響Fig.3 Impact of Hydropower minimum output ratio on wind power receptiveness

2.2.4 最小負荷率對系統(tǒng)調峰能力的影響

基礎方式下最小負荷率為0.79。由式(10)可知，當其它調峰參數(shù)不變時，若最小負荷率λ按照0.74、0.79、0.84依次遞增，系統(tǒng)負調峰能力以及風電接納能力隨之呈現(xiàn)線性遞增變化。經過計算，風電接納能力依次為 7110MW、10 810MW、14 510 MW。最小負荷率對風電接納能力的影響如圖4所示。

圖4 最小負荷率對電網可接納風電容量的影響Fig.4 Impact of minimum load ratio on wind power receptiveness for power grid

2.2.5 最大負荷增長率對系統(tǒng)調峰能力的影響

2010年西北電網最大用電負荷為40 510 MW;2011年最大負荷為49 090 MW，同比增長21.18%;2012年最大負荷為56 270 MW，同比增長14.63%。當其他調峰參數(shù)不變時，若最大負荷增長率按照7%、14.63%、20%依次遞增，系統(tǒng)負調峰能力及風電接納能力會隨之呈現(xiàn)遞增變化。在保證電網備用率和最小負荷率一定的情況下，系統(tǒng)高峰負荷增大，低谷負荷會相應增大，系統(tǒng)接納風電的能力也會隨之增強。經過計算，風電接納能力依次為10 340 MW、10 810 MW、11 130 MW。如圖5所示。

圖5 最大負荷增長率對電網可接納風電容量的影響Fig.5 Impact of maximum load ratio on wind power receptiveness for power grid

3 結論

1)結合某區(qū)域電網、風電建設的實際情況，基于負調峰能力計算公式，得到了某區(qū)域電網負調峰能力和接納風電的大小，并指出了影響風電接納能力的幾個主要因素，如外送直流參與調峰的程度;常規(guī)水電、火電機組最小技術出力;目標年最大負荷以及負荷峰谷差等。

2)隨著西北電網外送直流的建設，若能充分利用直流來參與系統(tǒng)的調峰，系統(tǒng)調峰能力會增強，同時也會增大系統(tǒng)接納風電的能力。

3)當火電和水電最小出力率降低時，系統(tǒng)調峰以及接納風電的能力會相應增強，因此對于西北電網來說，為了更大限度地接納大規(guī)模風電，可引入調節(jié)性能較好的燃油/汽機組及火電機組;另外，可充分發(fā)揮水電機組、抽水蓄能機組的優(yōu)勢，讓更多的水電機組參與調峰。

4)在負荷側實行有效管理，提高用電負荷率，盡量減少用電峰谷差，可以有效降低西北電網的調峰難度，增強風電接納的能力。

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