周鑫，張慧玲，劉娟楠

（1. 國(guó)家電網(wǎng)公司 西北分部，陜西 西安 710048；2. 國(guó)網(wǎng)寧夏電力公司，寧夏 銀川 750001；

3. 國(guó)網(wǎng)陜西省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，陜西西安 710048）

風(fēng)能是當(dāng)前世界上發(fā)展最快、技術(shù)最成熟、商業(yè)化狀況最好的可再生清潔能源[1]。但與火電、水電等常規(guī)能源不同，風(fēng)電出力具有間歇性和波動(dòng)性、容量可信度低、可預(yù)測(cè)性差等特點(diǎn)，隨著其裝機(jī)的快速增加和風(fēng)電場(chǎng)規(guī)模的不斷擴(kuò)大，風(fēng)電對(duì)電力系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行的影響日益顯現(xiàn)。大規(guī)模風(fēng)電接入對(duì)電力系統(tǒng)的影響是多方面的，系統(tǒng)調(diào)峰是其中需要考慮的一個(gè)重要方面[2-8]。

寧夏風(fēng)能資源豐富，風(fēng)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅猛，截至2012年底，寧夏累計(jì)風(fēng)電裝機(jī)居全國(guó)第8位[9]。寧夏電網(wǎng)是以火電為主的電網(wǎng)，并且存在大量供熱機(jī)組，隨著并網(wǎng)風(fēng)電容量的快速增加，系統(tǒng)調(diào)峰壓力顯現(xiàn)。

本文簡(jiǎn)要分析了寧夏電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷以及電源特性。結(jié)合寧夏電網(wǎng)2012年實(shí)測(cè)數(shù)據(jù)，直觀顯示了寧夏電網(wǎng)風(fēng)電出力在不同時(shí)段的波動(dòng)特性，討論了風(fēng)電接入對(duì)寧夏電網(wǎng)調(diào)峰能力的影響。評(píng)估了寧夏電網(wǎng)2013年典型運(yùn)行方式下風(fēng)電接納能力。結(jié)合上述研究結(jié)果，文章提出了改善大規(guī)模風(fēng)電接入后寧夏電網(wǎng)調(diào)峰能力的措施。

1 寧夏電網(wǎng)網(wǎng)架、負(fù)荷及電源簡(jiǎn)介

1.1 網(wǎng)架結(jié)構(gòu)

如圖1所示，寧夏電網(wǎng)通過(guò)兩回750 kV和五回330 kV交流線路與西北主網(wǎng)連接，通過(guò)±660 kV銀東直流與山東電網(wǎng)聯(lián)系，境內(nèi)750/330/220 kV線路共同形成較強(qiáng)結(jié)構(gòu)，為風(fēng)電項(xiàng)目接入創(chuàng)造了一定條件。

1.2 負(fù)荷情況

寧夏全區(qū)電力負(fù)荷特性良好，工業(yè)用電占全社會(huì)用電的絕大部分，寧夏電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差較小，負(fù)荷率一般在93%以上，穩(wěn)定的電力負(fù)荷在電網(wǎng)具有較好備用容量的條件下，對(duì)新能源發(fā)電的波動(dòng)具有較大的承受力。

圖1 寧夏電網(wǎng)簡(jiǎn)要結(jié)構(gòu)示意圖Fig. 1 Schematic diagram of Ningxia grid

從全年來(lái)看，由于受冬季取暖負(fù)荷和灌溉負(fù)荷的疊加，年最大負(fù)荷一般出現(xiàn)在11月份；而由于在春節(jié)長(zhǎng)假期間，部分工業(yè)負(fù)荷停運(yùn)，同時(shí)取暖負(fù)荷減少，使得年最小負(fù)荷一般出現(xiàn)在2月份。從日內(nèi)看，由于寧夏電網(wǎng)高載能工業(yè)負(fù)荷占總負(fù)荷比重較大，受其生產(chǎn)特點(diǎn)的影響，全網(wǎng)負(fù)荷在8:00、16:00、24:00附近波動(dòng)較大，這3個(gè)點(diǎn)附近高耗能出爐導(dǎo)致負(fù)荷陡降。某典型日負(fù)荷曲線如圖2。

圖2 寧夏電網(wǎng)某典型日負(fù)荷曲線圖Fig. 2 Typical load curve of Ningxia grid on a day

1.3 電源簡(jiǎn)介

截至2012年，寧夏電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)總裝機(jī)容量為1 968萬(wàn)kW。其中，火電裝機(jī)占81.7%，水電裝機(jī)占2.1%，風(fēng)電裝機(jī)占13.5%，光伏裝機(jī)占2.7%?；痣姍C(jī)組中:330 MW級(jí)及以下機(jī)組裝機(jī)共9 040 MW（其中供熱機(jī)組約占49%）；600 MW級(jí)及以上機(jī)組裝機(jī)共7 040 MW，由于存在較高比例的供熱機(jī)組，冬季供熱機(jī)組全開(kāi)時(shí)，系統(tǒng)調(diào)峰能力受到較大限制；寧夏水電廠共2座，總?cè)萘考s422.3 MW，基本無(wú)調(diào)峰能力，但在灌溉與防洪方面，及作為寧夏電網(wǎng)的黑啟動(dòng)電源方面，發(fā)揮著非常重要的作用；寧夏電網(wǎng)共有光伏電站27座，容量530 MW，光伏發(fā)電具有一定正調(diào)峰特性，與天氣的陰晴直接相關(guān)。

截止2012年底，寧夏共有風(fēng)電場(chǎng)32座，裝機(jī)容量為2 650 MW。寧夏風(fēng)速有明顯的季節(jié)性變化，春季風(fēng)速最大、冬季次之、秋季較小、夏季最小。寧夏風(fēng)況較好的地區(qū)有3個(gè)：分別是沿賀蘭山一帶為中心的區(qū)域；以興仁、海原、中寧、韋州、麻黃山一線的中部地區(qū)；以六盤(pán)山、涇源為中心的南部區(qū)域。寧夏風(fēng)電接入電網(wǎng)的方式與甘肅酒泉等千萬(wàn)千瓦級(jí)風(fēng)電基地不同，具有“分散接入為主，局部集中接入”的特點(diǎn)。

2 風(fēng)電上網(wǎng)對(duì)寧夏電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)峰的影響

2.1 寧夏電網(wǎng)風(fēng)電出力對(duì)系統(tǒng)的影響

風(fēng)電出力對(duì)系統(tǒng)負(fù)荷峰谷差的影響，取決于風(fēng)電日內(nèi)出力變化幅度及方向與負(fù)荷變化幅度及方向的關(guān)系。根據(jù)風(fēng)電對(duì)系統(tǒng)等效負(fù)荷峰谷差改變模式的不同，將風(fēng)電日內(nèi)出力調(diào)峰效應(yīng)分為反調(diào)峰、正調(diào)峰與過(guò)調(diào)峰3種情形[2]。本文以寧夏電網(wǎng)2012年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)為對(duì)象，分析了寧夏電網(wǎng)風(fēng)電出力對(duì)電力系統(tǒng)的影響。

根據(jù)調(diào)度自動(dòng)化系統(tǒng)記錄的數(shù)據(jù)，寧夏電網(wǎng)2012年未發(fā)生全天無(wú)風(fēng)電出力的情況。在2012年366天中，風(fēng)電反調(diào)峰318天次，占總天數(shù)的86.9%，風(fēng)電某日反調(diào)峰的負(fù)荷、風(fēng)電出力以及等效負(fù)荷曲線如圖3所示。

圖3 風(fēng)電反調(diào)峰曲線圖Fig. 3 The effect of enlarging the peak-valley difference because of grid-connected large-scale wind power

風(fēng)電正調(diào)峰48天次，占總天數(shù)的13.1%，風(fēng)電正調(diào)峰的負(fù)荷、風(fēng)電出力及等效負(fù)荷曲線如圖4所示。

圖4 風(fēng)電正調(diào)峰曲線圖Fig. 4 The effect of decreasing the peak-valley difference because of grid-connected large-scale wind power

風(fēng)電過(guò)調(diào)峰8天次，占總天數(shù)的2.1%，風(fēng)電某日過(guò)調(diào)峰的負(fù)荷、風(fēng)電出力以及等效負(fù)荷曲線如圖5所示。文獻(xiàn)[2]認(rèn)為風(fēng)電過(guò)調(diào)峰的情況僅在風(fēng)電裝機(jī)容量相對(duì)于負(fù)荷的比例較大時(shí)才有可能出現(xiàn)，但是由于寧夏負(fù)荷以工業(yè)負(fù)荷為主，較為平緩，故更容易發(fā)生風(fēng)電過(guò)調(diào)峰的情況。

圖5 寧夏電網(wǎng)風(fēng)電過(guò)調(diào)峰曲線圖Fig. 5 The effect of changing peak and valley time because of grid-connected large-scale wind power

此外，將寧夏電網(wǎng)2012年風(fēng)電出力逐日進(jìn)行疊加平均，得到年日平均風(fēng)電出力曲線如圖6所示。由圖可以看出，寧夏電網(wǎng)在0:00～3:00、21:00～24:00風(fēng)電出力最大，具有反調(diào)峰特性。

圖6 2012年寧夏風(fēng)電日平均出力曲線圖Fig. 6 Curve of daily average wind power output in Ningxia grid in 2012

2.2 寧夏風(fēng)電上網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)峰的影響評(píng)估

風(fēng)電接入后增大系統(tǒng)峰谷差將增加調(diào)峰難度，反之將降低系統(tǒng)調(diào)峰難度。參考文獻(xiàn)[2]，本節(jié)結(jié)合寧夏電網(wǎng)2012年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，引入多個(gè)指標(biāo)評(píng)價(jià)風(fēng)電接入對(duì)系統(tǒng)負(fù)荷峰谷差的影響。

設(shè)Pimax與Pimin為第i日系統(tǒng)原始負(fù)荷最大與最小值，與為第i日系統(tǒng)等效負(fù)荷最大與最小值，Pdi與分別表示第i日原始負(fù)荷與等效負(fù)荷的峰谷差。Prdi與分別表示第i日原始負(fù)荷與等效負(fù)荷的峰谷差率。Pdimax表示系統(tǒng)原始負(fù)荷最大峰谷差，表示系統(tǒng)等效負(fù)荷最大峰谷差。表示原始負(fù)荷峰谷差率的平均值表示等效負(fù)荷峰谷差率的平均值。對(duì)應(yīng)計(jì)算公式如下：上述公式中，i∈[1，N]，N為計(jì)算天數(shù)。

系統(tǒng)最大峰谷差變化定義為風(fēng)電接入前后峰谷差變化的最大值：

系統(tǒng)最大峰谷差變化率定義為風(fēng)電接入前后峰谷差相對(duì)變化的最大值：

ΔPmpd與σmpdr反映了風(fēng)電對(duì)系統(tǒng)常規(guī)機(jī)組調(diào)峰容量的需求。

系統(tǒng)平均峰谷差率變化定義為風(fēng)電接入前后平均峰谷差率的變化：

系統(tǒng)平均相對(duì)峰谷差變化率定義為風(fēng)電接入前后系統(tǒng)平均峰谷差率的相對(duì)變化：

根據(jù)寧夏電網(wǎng)2012年實(shí)際運(yùn)行得到的負(fù)荷、風(fēng)電曲線數(shù)據(jù)，分別計(jì)算原始負(fù)荷日峰谷差、負(fù)荷與風(fēng)電相減后的等效負(fù)荷峰谷差，圖7為原始負(fù)荷峰谷差持續(xù)曲線與等效負(fù)荷峰谷差持續(xù)曲線。表1為各評(píng)價(jià)指標(biāo)的計(jì)算結(jié)果。

圖7 2012年寧夏電網(wǎng)原始負(fù)荷與等效負(fù)荷峰谷差持續(xù)曲線圖Fig.7 Peak-valley difference duration curve of the original load and equivalent load of Ningxia grid in 2012

表1 風(fēng)電接入前后2012年寧夏電網(wǎng)峰谷差變化分析結(jié)果Tab. 1 Analysis results of peak-valley difference between original load and net load of Ningxia grid in 2012

由上述結(jié)果可知：風(fēng)電接入使寧夏電網(wǎng)調(diào)峰需求增加，使得等效負(fù)荷峰谷差達(dá)到原始負(fù)荷峰谷差的2倍左右，等效負(fù)荷平均峰谷差率是原始負(fù)荷平均峰谷差率的1.5倍左右，使系統(tǒng)面臨復(fù)雜多變的運(yùn)行方式，極大地加重了寧夏電網(wǎng)調(diào)峰的難度。

3 寧夏電網(wǎng)2013年典型運(yùn)行方式下風(fēng)電接納能力評(píng)估

3.1 風(fēng)電接納能力計(jì)算方法

結(jié)合圖1的寧夏電網(wǎng)地理接線圖，在不考慮寧夏電網(wǎng)內(nèi)部網(wǎng)絡(luò)約束、及電網(wǎng)網(wǎng)損的情況下，參考文獻(xiàn)[10-11]，采用以下公式來(lái)進(jìn)行寧夏電網(wǎng)風(fēng)電接納能力的計(jì)算。對(duì)于典型日，最大負(fù)荷PLmax時(shí)電網(wǎng)實(shí)際發(fā)電有功PGlmax的計(jì)算公式為：

其中，Pplant為廠用有功。

考慮系統(tǒng)備用，則典型日最小系統(tǒng)開(kāi)機(jī)容量PGmax及最小技術(shù)出力PGmin的相關(guān)計(jì)算公式為：

式中，α為系統(tǒng)備用率；β為機(jī)組應(yīng)具備的調(diào)峰容量占額定容量比例。

不考慮電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)約束時(shí)，電網(wǎng)能接納的風(fēng)電最大出力Pwindmaxp計(jì)算公式為：

一般情況下，電網(wǎng)負(fù)荷最低時(shí)接納風(fēng)電能力最小，此低谷負(fù)荷PLmin的計(jì)算公式為：式中，λ為最小負(fù)荷率。

風(fēng)電上網(wǎng)前，低谷負(fù)荷時(shí)電網(wǎng)實(shí)際發(fā)電出力PGlmin的計(jì)算公式為：

此時(shí)在不考慮電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)約束的情況下能接納的風(fēng)電出力Pwindmaxv計(jì)算公式為：

如進(jìn)一步考慮互聯(lián)電網(wǎng)的調(diào)峰支援，以及對(duì)各類(lèi)型機(jī)組的調(diào)峰能力進(jìn)行區(qū)分，則在不考慮寧夏內(nèi)部電網(wǎng)網(wǎng)絡(luò)約束的情況下，負(fù)荷高峰能接納的風(fēng)電出力與負(fù)荷低谷能接納的風(fēng)電出力計(jì)算公式為：

3.2 典型方式下風(fēng)電接納能力評(píng)估

考慮夏季水電大發(fā)，寧夏水電無(wú)調(diào)峰能力，甘寧斷面以南電北送為主；冬季供熱需求較大，寧夏供熱機(jī)組占開(kāi)機(jī)比重增大，使得火電機(jī)組調(diào)峰能力下降。上述因素都導(dǎo)致風(fēng)電接納能力減弱，本節(jié)以2013年夏大與冬大典型方式數(shù)據(jù)進(jìn)行風(fēng)電接納能力的評(píng)估。

夏大方式下，預(yù)計(jì)寧夏最大負(fù)荷10 300 MW，最小負(fù)荷率87%；交流受入方式安排為2 000 MW；銀東直流高峰送出4 000 MW，低谷送出3 400 MW；電網(wǎng)備用率為2%；廠用電設(shè)為發(fā)電廠出力的7%。

冬大方式下，預(yù)計(jì)寧夏最大負(fù)荷10 800 MW，最小負(fù)荷率88%；交流送出方式安排為1 000 MW；銀東直流高峰送出4 000 MW，低谷送出2 800 MW；電網(wǎng)備用率為2%；廠用電設(shè)為發(fā)電廠出力的7%。

將不考慮電力外送及機(jī)組區(qū)別情況時(shí)的計(jì)算評(píng)估定義為“CASE1”，此時(shí)機(jī)組應(yīng)具備的調(diào)峰容量占額定容量比例統(tǒng)一取45%；在考慮電力外送及機(jī)組區(qū)別時(shí)的計(jì)算評(píng)估定義為“CASE2”，此時(shí)各類(lèi)型并網(wǎng)機(jī)組的調(diào)峰能力要求見(jiàn)《西北區(qū)域發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》[12]，并根據(jù)運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)設(shè)定冬季供熱機(jī)組考慮供熱時(shí)調(diào)峰容量占額定容量比例統(tǒng)一取20%。結(jié)合1.3節(jié)電源數(shù)據(jù)及3.1節(jié)計(jì)算公式，得出計(jì)算結(jié)果如表2所示。

表2 寧夏電網(wǎng)2013年典型運(yùn)行方式下風(fēng)電接納水平Tab. 2 The maximum of wind power output under typical operation modes in Ningxia grid in 2013

通過(guò)表2計(jì)算結(jié)果的對(duì)比，可以看出：夏大方式時(shí)，CASE2下寧夏電網(wǎng)在高峰負(fù)荷時(shí)接納風(fēng)電能力有較大提高，在低谷負(fù)荷時(shí)兩種CASE基本相同，主要是由于夏大方式下火電機(jī)組不存在供熱問(wèn)題，考慮外送后，等效增大了寧夏電網(wǎng)峰谷差，同時(shí)寧夏電網(wǎng)開(kāi)機(jī)容量增大，高峰負(fù)荷時(shí)的風(fēng)電消納空間增大，但也導(dǎo)致網(wǎng)內(nèi)機(jī)組最小技術(shù)出力和增大，抵消了低谷時(shí)外送所增加的調(diào)峰能力。冬大方式時(shí)，CASE2下寧夏電網(wǎng)在高峰負(fù)荷時(shí)接納風(fēng)電能力有較大提高，CASE1下寧夏電網(wǎng)在低谷負(fù)荷時(shí)接納風(fēng)電能力大幅下降，主要是由于高峰負(fù)荷時(shí)考慮直流后開(kāi)機(jī)容量增大，風(fēng)電消納空間隨之增大，同時(shí)由于供熱機(jī)組供熱問(wèn)題，電網(wǎng)在低谷時(shí)調(diào)峰能力大大降低，風(fēng)電消納能力下降。最后，對(duì)比夏大與冬大方式，冬大方式下低谷接納風(fēng)電能力下降，這一方面是由于直流調(diào)峰深度加大，增大了寧夏電網(wǎng)峰谷差，但主要還是由于機(jī)組供熱導(dǎo)致電網(wǎng)調(diào)峰能力下降。

4 改善大規(guī)模風(fēng)電接入后寧夏電網(wǎng)調(diào)峰能力的措施

通過(guò)前面的理論與計(jì)算分析，我們可以看出，寧夏電網(wǎng)風(fēng)電反調(diào)峰特性顯著，原始負(fù)荷峰谷差、電源結(jié)構(gòu)及調(diào)峰能力、寧夏電網(wǎng)與外界的電力交換都會(huì)對(duì)寧夏電網(wǎng)調(diào)峰能力產(chǎn)生影響。因而為應(yīng)對(duì)風(fēng)電的反調(diào)峰性與大規(guī)模消納，除提高風(fēng)功率預(yù)測(cè)水平，合理安排開(kāi)機(jī)方式，充分挖掘及利用有限的調(diào)峰資源外，還有如下改善大規(guī)模風(fēng)電接入后寧夏電網(wǎng)調(diào)峰能力的措施。

4.1 改善負(fù)荷峰谷差

隨著寧夏自治區(qū)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展和人民群眾生活水平的進(jìn)一步提高，寧夏電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差將逐年提高。為此，應(yīng)加強(qiáng)用戶需求側(cè)管理；降低低谷負(fù)荷時(shí)的電價(jià)；開(kāi)發(fā)儲(chǔ)能/熱設(shè)備；鼓勵(lì)高耗能企業(yè)低谷負(fù)荷時(shí)用電。通過(guò)加強(qiáng)負(fù)荷側(cè)引導(dǎo)和管理，優(yōu)化系統(tǒng)峰谷特性，開(kāi)展可控負(fù)荷研究，實(shí)現(xiàn)負(fù)荷峰谷的人工干預(yù)。通過(guò)推進(jìn)峰谷電價(jià)，開(kāi)發(fā)需求側(cè)智能化管理系統(tǒng)，依靠實(shí)時(shí)價(jià)格刺激信號(hào)實(shí)現(xiàn)電力資源合理配置，削減峰谷差，提高風(fēng)電接納能力。

4.2 改善電源結(jié)構(gòu)及電源調(diào)峰特性

對(duì)發(fā)電側(cè)而言，通過(guò)建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)施，如抽水蓄能電站等設(shè)施，可以實(shí)現(xiàn)對(duì)低谷期間電能的大量存儲(chǔ)，從而避免風(fēng)電棄風(fēng)[3]。此外，通過(guò)充分的調(diào)研，明確供熱機(jī)組調(diào)峰的技術(shù)要求，以及通過(guò)鼓勵(lì)在熱電聯(lián)產(chǎn)電站里安裝儲(chǔ)熱設(shè)備和電加熱設(shè)備，解耦“以熱定電”的電、熱約束，在負(fù)荷低谷時(shí)段用儲(chǔ)熱的方式把廉價(jià)的風(fēng)電電能轉(zhuǎn)化為熱能利用或存儲(chǔ)，避免風(fēng)電的棄風(fēng)浪費(fèi)；同時(shí)減少熱電廠低谷最小出力，也可為風(fēng)電提供上網(wǎng)空間。最后，對(duì)于現(xiàn)有的其他常規(guī)火力發(fā)電電源，也可通過(guò)有效的市場(chǎng)機(jī)制，鼓勵(lì)其在電網(wǎng)需要時(shí)深度調(diào)峰，也能促進(jìn)風(fēng)電的大規(guī)模消納。

4.3 發(fā)揮大電網(wǎng)優(yōu)勢(shì)，增強(qiáng)互聯(lián)電網(wǎng)調(diào)峰互濟(jì)

由于風(fēng)電送出區(qū)域的發(fā)電負(fù)荷由本地負(fù)荷和外送負(fù)荷2部分組成，因此加強(qiáng)電網(wǎng)互聯(lián)，提高電網(wǎng)外送能力，就可以提高風(fēng)電并網(wǎng)系統(tǒng)的發(fā)電負(fù)荷，從而在負(fù)荷低谷時(shí)段上網(wǎng)更多的風(fēng)電，該方式也是當(dāng)前丹麥電網(wǎng)之所以能接納26%并網(wǎng)容量風(fēng)電的最主要的原因[13-14]。寧夏區(qū)調(diào)通過(guò)與上級(jí)調(diào)度機(jī)構(gòu)的協(xié)調(diào)，可以充分利用交流乃至直流互聯(lián)輸電線路，利用整個(gè)西北電網(wǎng)乃至國(guó)家電網(wǎng)的調(diào)峰資源促進(jìn)對(duì)寧夏電網(wǎng)風(fēng)電的充分消納。

5 結(jié)論

本文在簡(jiǎn)介了寧夏電網(wǎng)網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負(fù)荷與電源特性后，以寧夏電網(wǎng)2012年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)為依據(jù)，分析了寧夏電網(wǎng)風(fēng)電特性，指出寧夏電網(wǎng)風(fēng)電出力具有顯著的反調(diào)峰特性。在相關(guān)理論的基礎(chǔ)上，引入了大規(guī)模風(fēng)電接入對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰能力評(píng)估指標(biāo)，量化地指出2012年寧夏風(fēng)電接入使其最大調(diào)峰需求增加了1倍，使寧夏電網(wǎng)等效負(fù)荷波動(dòng)增大，增加了調(diào)峰難度。同時(shí)，在提出計(jì)算公式后，評(píng)估了寧夏電網(wǎng)2013年夏大與冬大方式下風(fēng)電接納水平，指出了聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃與電源結(jié)構(gòu)特點(diǎn)對(duì)風(fēng)電接納具有重要影響。最后，本文給出了可以改善大規(guī)模風(fēng)電接入后寧夏電網(wǎng)調(diào)峰能力的措施。

未來(lái)，在國(guó)家良好的政策環(huán)境下，寧夏電網(wǎng)風(fēng)電裝機(jī)還將快速發(fā)展，本文的研究將對(duì)未來(lái)寧夏電網(wǎng)風(fēng)電發(fā)展規(guī)劃與風(fēng)電消納提供一定技術(shù)支持。

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