秦梁棟,李洪濤,師立濤,馮任卿,宋 靜

(1.國網(wǎng)河北省電力公司，石家莊 050021；2.河北省電力勘測設計研究院，石家莊 050031；3.國網(wǎng)河北省電力公司石家莊供電分公司，石家莊 050071)

河北省南部電網(wǎng)“十三五”調峰能力研究

秦梁棟1,李洪濤1,師立濤2,馮任卿2,宋 靜3

(1.國網(wǎng)河北省電力公司，石家莊 050021；2.河北省電力勘測設計研究院，石家莊 050031；3.國網(wǎng)河北省電力公司石家莊供電分公司，石家莊 050071)

介紹電網(wǎng)負荷特性、電源結構及調峰能力，針對河北省南部電網(wǎng)負荷峰谷差大、供熱機組占比高的情況，在對不同季節(jié)負荷水平、開機方式、風電、光伏出力特性研究的基礎上，提出了一種時間概率條件下的電網(wǎng)調峰能力測算方法。

調峰能力；負荷特性；出力特性；風電接納能力

我國《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)》指出，到2020年，非化石能源占一次能源消費比重達到15%，到2030年非化石能源占比達到20%。該文以河北省南部電網(wǎng)(簡稱“河北南網(wǎng)”)調峰能力為研究對象，針對“十三五”期間河北南網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃，在重點分析負荷水平、風電、光伏出力特性基礎上，對電網(wǎng)調峰能力進行測算，研究得出了風電可接納裝機空間，為河北省南部地區(qū)新能源及電網(wǎng)規(guī)劃提供了依據(jù)。

1 負荷特性

河北南網(wǎng)2015年，統(tǒng)調最大負荷31 945 MW(7月13日)，同比增長5.56%；平均最大負荷23 295 MW，同比增長0.24%；最小負荷9 632 MW(出現(xiàn)在9月3日)，同比下降8.46%；平均最小負荷15 074 MW，同比增長4.0%；平均負荷率82.33%，比同期升高0.6%。

2015年，最大峰谷差12 257 MW(出現(xiàn)在7月27日)，最大峰谷差率42.85%，平均峰谷差8 252 MW，平均峰谷差率35.34%。年負荷特性見圖1,春、夏、冬、春節(jié)典型日負荷曲線見圖2，可以看出，日負荷曲線在一天內出現(xiàn)早高峰、晚高峰2個峰值。通過對2011-2015年5個年份8 760 h負荷數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計整理，得到全年春、夏、冬和節(jié)假日(春節(jié))負荷與最大負荷比率的平均值以及峰谷差率的平均值,如表1所示。

圖1 全年最大負荷曲線

圖2 春、夏、冬、春節(jié)典型日負荷曲線

表1 全年負荷特性系數(shù)

春季夏季冬季節(jié)假日季節(jié)最大負荷率0.841.000.900.55最大峰谷差率0.380.420.400.30

2 電源結構及調峰能力

截至2015年底，河北南網(wǎng)全口徑發(fā)購電容量35 587.93 MW，其中統(tǒng)調發(fā)購電容量32 981.93 MW，非直調地方和自備電廠裝機容量2 606 MW。統(tǒng)調發(fā)購電容量中，省調直調裝機容量31 931.93 MW(含錦界、府谷3 600 MW)，外購電容量1 050 MW。

河北南網(wǎng)省調直調電廠按機組類型可分為：火電機組容量為28 330 MW，占直調容量的88.72 %，其中純凝機組容量18 610 MW，占比58.28%，供熱機組容量共9 720 MW，占比30.44%；水電裝機容量1 101.9 MW(抽水蓄能容量4×250 MW)，占直調容量的3.45%；風電裝機容量938.8 MW，占比2.94%；光伏裝機容量1 387.23 MW，占比4.34%，生物質等其它新能源電站容量174 MW，占直調容量的0.54%。河北南網(wǎng)調峰機組主要是火電機組，火電機組主要包含供熱機組和純凝機組，供熱煤電在供熱期[1-2]調峰能力一般為20%，非供熱期為40%，300 MW級以上純凝機組調峰能力一般為60%，100～300 MW純凝機組調峰能力一般為50%，不足100 MW純凝煤電采用啟停調峰。

3 新能源出力特性

3.1 風電

3.1.1 風電年出力特性

對全網(wǎng)風電出力數(shù)據(jù)處理分析，河北南網(wǎng)風電月最大出力分布情況見圖3。可以看出，風電出力一年內最大出力變化較大，從全年出力數(shù)據(jù)分析，呈現(xiàn)一定的季節(jié)特征，風電在春冬兩季大發(fā)，在夏季有明顯低谷，年出力特性上呈現(xiàn)“高-低-高”的特點，春冬季最大出力可達到裝機容量的82%左右，夏季最大出力僅達到裝機容量的42 %左右，這與全年負荷呈現(xiàn)反向變化趨勢，全年負荷和風電出力對比曲線見圖4。

圖3 風電月最大出力曲線

圖4 全年負荷和風電出力對比

定義1%時間概率最小保證出力系數(shù)P1%[3-4]：橫坐標為87.6(8 760×1%)時對應的風電場出力。同理，可以定義P5%、P10%、P30%……。以調峰最為困難的冬季為研究時段，風電冬季出力系數(shù)-時間概率曲線中，最大出力系數(shù)PMAX=0.83，1%時間概率最小保證出力系數(shù)P1%=0.77，5%時間概率最小保證出力系數(shù)P5%=0.67，10%時間概率最小保證出力系數(shù)P10%=0.60，60%時間概率最小保證出力系數(shù)P60%=0.24，80%時間概率最小保證出力系數(shù)P80%=0.11。風電冬季出力系數(shù)-時間概率分布曲線見圖5。

圖5 風電冬季出力系數(shù)-時間概率曲線

3.1.2 風電日出力特性

對全年日出力最大時刻數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析，河北南網(wǎng)風電最大出力時間分布情況見圖6。

從風電日最大出力時間統(tǒng)計分布可以看出，365天中風電最大出力出現(xiàn)的時間分布中，17:00到次日8:00共計16 h中最大出力出現(xiàn)的概率達到86%，9:00-16:00共計8 h中最大出力出現(xiàn)的概率僅為15%，風電出力呈現(xiàn)大概率的“晝低夜高”反調峰特性。

圖6 風電最大出力時間分布

3.1.3 風電反調峰特性分析

在電力系統(tǒng)中，常規(guī)發(fā)電機組的輸出功率需要跟隨負荷的波動而及時調整變化出力。風電接入系統(tǒng)后，由于風電的間歇性、隨機性、波動性，常規(guī)電源除了需要跟蹤負荷變化的同時，還要承受風電功率波動。風電接入電網(wǎng)時，相當于系統(tǒng)等效負荷發(fā)生了變化，風電相當于負的負荷，設系統(tǒng)新的等效負荷Pequ為系統(tǒng)原始負荷功率Pload減去風電輸出功率Pwind。根據(jù)風電對等效負荷Pequ峰谷差的改變不同，風電日出力可能出現(xiàn)調峰特性分為反調峰、正調峰、過調峰3種情形，根據(jù)河北南網(wǎng)風電的出力特性和當前典型負荷曲線，風電接入以反調峰為主要特征，圖7為風電反調峰特性圖，圖中疊加后等效負荷的峰谷差明顯增大，從而加大了系統(tǒng)調峰難度。

圖7 河北南網(wǎng)日負荷和風電日出力曲線

風電增大的峰谷差，即風電的反調峰出力應滿足下式：

(1)

3.2 光伏

3.2.1 光伏年負荷特性

對全網(wǎng)光伏出力數(shù)據(jù)處理分析，河北南網(wǎng)光伏月最大出力分布情況見圖8，可以看出，光伏出力一年內日最大出力變化很大，呈現(xiàn)一定的季節(jié)特征。光伏年出力特性上仍呈現(xiàn)“高-低-平”的特點，光伏春季最大出力可達到裝機容量的75%左右，夏季最大出力僅達到裝機容量的41%左右，冬季光伏出力一般，為裝機容量的60%左右，這與全年負荷呈現(xiàn)一定的反向變化趨勢，全年負荷和光伏出力曲線對比曲線見圖9。

圖8 光伏月最大出力曲線

圖9 全年負荷和光伏出力曲線對比

與風電類似，引入概率出力系數(shù)作為分析指標。但與風電不同之處在于，光伏僅在白天發(fā)電，且與負荷變化趨勢一致，因此，時間概率基數(shù)應為所研究時段的一半。全年1%時間概率最小保證出力系數(shù)P1%：橫坐標為87.6(8 760×1%)時對應的光伏出力。同理，可以定義P5%、P10%、P30%……。在光伏冬季出力系數(shù)-時間概率曲線中，最大出力系數(shù)PMAX=0.59，1%時間概率最小保證出力系數(shù)P1%=0.53，5%時間概率最小保證出力系數(shù)P5%=0.39，10%時間概率最小保證出力系數(shù)P10%=0.27，60%時間概率最小保證出力系數(shù)P60%=0.04。

3.2.2 光伏日出力特性

對全年春、夏、冬季光伏典型日出力特性進行分析，如圖10所示。

圖10 光伏典型日出力曲線

從日出力特性上看，光伏出力呈平滑分布，日最大出力均出現(xiàn)在午間日最大負荷時間段，起到明顯的削峰作用，日出力特性與日負荷變化趨勢基本一致，因此，光伏的日負荷特性具有較好的正調峰作用。

3.2.3 光伏正調峰特性分析

與風電對系統(tǒng)調峰原理類似，光伏調峰同樣存在3種可能性，即：反調峰、正調峰、過調峰3種情形。按照目前河北南網(wǎng)的典型負荷曲線，光伏接入系統(tǒng)后，光伏出力增減趨勢與系統(tǒng)負荷基本相同，且光伏在一定容量范圍內，光伏出力峰谷差小于系統(tǒng)負荷峰谷差，系統(tǒng)等效負荷曲線峰谷差減小，光伏呈現(xiàn)出正調峰特性。需要指出的是，未來隨著諸如峰谷電價、鼓勵新能源電力消納等激勵政策和措施的出臺，負荷曲線可能出現(xiàn)反轉，光伏也可能呈現(xiàn)出反調峰特性。

與風電類似，光伏與系統(tǒng)負荷疊加，光伏相當于負的負荷，系統(tǒng)新的等效負荷Pequ為系統(tǒng)原始負荷功率Pload減去光伏輸出功率Psolar。

根據(jù)河北南網(wǎng)光伏的出力特性，光伏接入以正調峰為主要特征，圖11體現(xiàn)了光伏正調峰特性，圖中疊加后等效負荷的峰谷差明顯減小，有利于系統(tǒng)調峰。

圖11 河北南網(wǎng)日負荷和光伏日出力曲線對比

光伏減小的峰谷差，即光伏的正調峰出力應滿足下式：

(2)

4 調峰能力分析

4.1 調峰能力計算流程

由負荷特性分析可以看出，不同季節(jié)的負荷水平和峰谷差存在較大差異，一年中系統(tǒng)開機方式必然受負荷水平、季節(jié)、經(jīng)濟性等因素影響[5-6]，不同的開機方式對系統(tǒng)調峰能力帶來直接影響，因此，調峰能力計算應首先針對不同時段進行電力平衡計算以確定開機方式，再根據(jù)開機方式確定機組及其調峰能力。

4.2 電力平衡計算

4.2.1 電力平衡原則及邊界條件

裝機備用取12%進行平衡計算;常規(guī)水電按100%容量受阻計算，抽水蓄能全部容量參與平衡;按照60%時間概率參與電力平衡，風電冬季按24%容量參與平衡;按照60%時間概率參與電力平衡，光伏冬季按4%容量參與平衡;熱電機組供熱期受阻按照供熱機組容量5%計算;聯(lián)網(wǎng)電力流考慮規(guī)劃特高壓、點對網(wǎng)及500 kV網(wǎng)間聯(lián)絡線的邊界條件;在根據(jù)電力平衡確定開機時，當電力存在缺額，按照機組全部開機考慮；當電力盈余，機組開機優(yōu)先安排大型機組，供熱期優(yōu)先保障熱電機組。

4.2.2 電力平衡分析及開機方式確定

根據(jù)調峰實際，冬季供熱期熱電機組可調出力最小，尤其是在節(jié)假日(春節(jié))時期，負荷維持在較低水平，其他調峰機組開機較少，是調峰最困難時期，因此，重點對節(jié)假日(春節(jié))進行重點計算。

2015-2020年節(jié)假日開機方式見表2，在河北南網(wǎng)2015-2020年冬季負荷條件下，除2015年電力存在缺額外，其余年份電力供應相對寬松，根據(jù)負荷情況適當考慮退出部分純凝機組，而供熱機組不受影響，可通過表2中“電力平衡校驗”檢驗開機基本滿足需求。

表2 2015-2020年節(jié)假日開機方式 MW

年份2015年2018年2020年需要工作容量184002328527720發(fā)電負荷164292079024750備用容量197124952970系統(tǒng)裝機容量284933601338649受阻容量293864148800外受電4650771011170裝機盈余118051402413299煤電開機方式確定供熱煤電97201305213052純凝煤電33006001320電力平衡校驗956762

4.3 調峰能力計算

4.3.1 調峰計算原則及邊界條件

調峰平衡計算所采用的邊界條件如下：

各類機組調峰安排考慮到網(wǎng)絡的安全約束;旋轉備用(熱備用)根據(jù)國調要求不應低于全網(wǎng)最大負荷需求的3%;根據(jù)經(jīng)驗統(tǒng)調負荷按照全社會最大負荷預測的95%考慮;區(qū)外受電點對網(wǎng)調峰能力按60%考慮，跨區(qū)聯(lián)絡線調峰能力按50%考慮，特高壓按35%參與調峰;燃氣機組不考慮啟停調峰(1～3 h)，調峰能力按機組容量的70%;風電冬季參與反調峰取值最大出力83%;光伏冬季按照60%時間概率參與正調峰出力系數(shù)取4%;生物質能發(fā)電及綜合利用機組不考慮其調峰能力。

4.3.2 調峰能力裕度

河北南網(wǎng)2015-2020年節(jié)假日調峰能力分析見表3。

表3 2015-2020年節(jié)假日調峰能力 MW

指標2015年2018年2020年統(tǒng)調季節(jié)最大負荷164292079024750季峰谷差率0.300.300.30季峰谷差492962377425規(guī)劃并網(wǎng)光伏正調峰49129194旋轉備用率3%3%3%調峰需求537367317973系統(tǒng)最大調峰能力8609903910797規(guī)劃并網(wǎng)風電反調峰77918582439不考慮已規(guī)劃風電調峰能力裕度323623072823考慮已規(guī)劃風電后調峰能力裕度2457449384

節(jié)假日(春節(jié))河北南網(wǎng)最大負荷較低，峰谷差值相對較小，純凝機組退出較多，供熱煤電調峰率較低，經(jīng)計算，調峰能力在一年中屬最弱時期，2015-2020年河北南網(wǎng)總計調峰空間在2 307～3 236 MW。

5 結論

從出力特性上可知，風電具有反調峰作用，光伏具有正調峰作用，并提出了在一定時間概率條件下的風電、光伏最小保證出力系數(shù)，在調峰能力測算中充分利用了上述研究成果。通過測算，提出了河北南網(wǎng)風電可接納裝機容量空間，對今后電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃和新能源發(fā)展規(guī)劃工作發(fā)揮重要指導作用。參考文獻：

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本文責任編輯：靳書海

Research on Peaking Capacity of Hebei South Grid During 13th Five-year Plan Period

Qin Liangdong1,Li Hongtao1,Shi Litao2,Feng Renqing2,Song Jing3

(1.State Grid Hebei Electric Power Corporation,Shijiazhuang 050021,China；2.Hebei Electric Power Design & Research Institute,Shijiazhuang 050031,China;3.State Grid Hebei Electric Power Corporation Shijiazhuang Electric Supply Branch,Shijiazhuang 050071,China)

In this paper,considering the load level,power running mode in different seasons,wind power and solar power output characteristics,it proposes a method that based on the probability of a certain period of the new power onthe grid peaking capability of calculation.

peaking capacity;load characteristic;power characteristic;wind power absorb capacity

2016-08-30

秦梁棟(1978-)，男，工程師，主要從事電力系統(tǒng)規(guī)劃設計與研究工作。

TM727.2

A

1001-9898(2016)06-0001-04