國(guó)網(wǎng)寧夏電力公司吳忠供電公司 樊婷婷

寧夏地區(qū)從2017-2022年6年間風(fēng)電裝機(jī)量增長(zhǎng)幅度超過78%，在新能源裝機(jī)容量中，單就風(fēng)電一項(xiàng)比重就達(dá)到了49.08%。地區(qū)發(fā)電總裝機(jī)容量是1615萬kW，其中風(fēng)電占比達(dá)到44.26%，超過傳統(tǒng)火電的裝機(jī)量（32.19%）。同時(shí)，和其他發(fā)電類型相比，集中式風(fēng)電的企業(yè)數(shù)量也相對(duì)較多，共有59家，其次是集中式光伏企業(yè)，共51家。但在發(fā)電平均出力上，依舊以火力發(fā)電為主，5家企業(yè)平均出力達(dá)到308萬kW，而風(fēng)電發(fā)力只有155.7萬kW。

1 風(fēng)電接納能力評(píng)估要點(diǎn)

1.1 評(píng)估指標(biāo)設(shè)置

對(duì)于風(fēng)電接納能力的判斷，并非單純依靠此種發(fā)電形式以及電網(wǎng)的特性，需要綜合考慮兩者的相互作用與約束，由大電網(wǎng)整體協(xié)調(diào)運(yùn)行確認(rèn)。所以，判斷風(fēng)電接納水平時(shí)，應(yīng)當(dāng)在電網(wǎng)與風(fēng)電兩個(gè)層面設(shè)定評(píng)估指標(biāo)，全面客觀地描述地區(qū)風(fēng)電接納能力。從電力平衡的角度來講，一方面，電網(wǎng)特性指標(biāo)可從硬件設(shè)施與管理維度入手，涵蓋電源及負(fù)荷、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與電力系統(tǒng)安全性等；另一方面，風(fēng)電特性則要從資源與技術(shù)角度加以判斷，比如調(diào)峰特性與棄風(fēng)率等[1]。

1.2 計(jì)算方法

在評(píng)價(jià)風(fēng)電接納能力中，不建議選擇最高值或者平均值，應(yīng)當(dāng)選擇地區(qū)電力負(fù)荷低谷時(shí)期，判斷電網(wǎng)整體的接納水平，按照該分析思路，要確認(rèn)低谷期的電力負(fù)荷以及電源狀態(tài)。另外，開機(jī)形式要結(jié)合電力系統(tǒng)穩(wěn)定性的標(biāo)準(zhǔn)，確保在用電高峰階段，系統(tǒng)中也有足夠的備用電力，而且北方地區(qū)還需注意供熱設(shè)施在供暖期以及非供暖期的用電調(diào)峰情況，注意火電機(jī)組修理與風(fēng)電出力的周期性特征、聯(lián)絡(luò)線支援等。以電力平衡的角度來看，綜合風(fēng)電同時(shí)率以及聯(lián)絡(luò)線的調(diào)節(jié)率，對(duì)地區(qū)風(fēng)電接納能力的判斷主要計(jì)算內(nèi)容有電網(wǎng)內(nèi)部機(jī)組的發(fā)電出力最高和最低值（Pgmax、Pgmin）：

Pgmax=PLmax-Ptie

Pgmin=PLmin+Ppu-λ1Ptie

其中，PLmax、PLmin各自是地區(qū)在用電高峰及低谷時(shí)期的負(fù)荷；Ptie是指電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線的計(jì)劃功率；λ1是聯(lián)絡(luò)線功率的調(diào)節(jié)率；Ppu是抽水蓄能機(jī)組設(shè)備的整體容量[2]。而高峰、低谷期的用電負(fù)荷，在調(diào)峰機(jī)組運(yùn)行中的現(xiàn)實(shí)出力計(jì)算可參考下述等式：

Prmax=Pgmax-Pcon-Pth

Prmin=Pgmin-Pcon-Pth

其中，Prmax、Prmin各自是高峰及低谷用電負(fù)荷期間，參與調(diào)風(fēng)機(jī)組運(yùn)行的實(shí)際出力情況；Pcon表示不能調(diào)度的出力；Pth代表供熱機(jī)組的實(shí)際容量；λ2是表示供熱機(jī)組本身的調(diào)峰率。在參與調(diào)風(fēng)機(jī)組的部分中，開機(jī)容量最高值（Pcmax）與技術(shù)出力最低值（Pcmin）的計(jì)算方法分別是：

Pcmax=Prmax+Pre

Pcmin=（1-γ）Pcmax

其中，Pre是指電力系統(tǒng)中的備用容量；γ 代表調(diào)風(fēng)機(jī)組實(shí)際調(diào)峰率。綜合以上計(jì)算結(jié)果，可推導(dǎo)出電網(wǎng)接納風(fēng)電的具體處理水平（Pw），計(jì)算公式為：

其中，β 是指地區(qū)電網(wǎng)的風(fēng)電同時(shí)率。

2 地區(qū)電網(wǎng)接納風(fēng)電能力分析討論

在全面推進(jìn)高質(zhì)量發(fā)展以及供給側(cè)改革、黃河生態(tài)保護(hù)等各項(xiàng)政策落實(shí)中，寧夏地區(qū)經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)發(fā)展的基礎(chǔ)得以加強(qiáng)，用電需求也有明顯增加。以近年來地區(qū)裝機(jī)總量以及發(fā)電出力表現(xiàn)來看，電力供應(yīng)量依舊有“供大于求”的表現(xiàn)，而區(qū)域性以及時(shí)段性的電能緊張問題偶有出現(xiàn)。當(dāng)前，寧夏地區(qū)的電力平衡狀態(tài)，已經(jīng)從電力電量富余，轉(zhuǎn)化成電量富余、個(gè)別時(shí)段電力有缺口的情況。為確保地區(qū)電網(wǎng)運(yùn)行穩(wěn)定，保證基本電力輸出，該地推行有序用電的方案。

2.1 地區(qū)電源供應(yīng)

直到2020年年末，按照寧夏電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)數(shù)據(jù)，地區(qū)總裝機(jī)容量達(dá)到55869.91MW?；痣娙萘勘戎卦?3.18%，水電裝機(jī)容量只有0.76%，同時(shí)期的風(fēng)電裝機(jī)容量比重高達(dá)24.64%，其余為光伏形式裝機(jī)。結(jié)合前文所述，該地2021年與2022年的風(fēng)電裝機(jī)容量達(dá)到了667.8萬kW、714.9萬kW。僅以2020年的數(shù)據(jù)來看，寧夏地區(qū)的電網(wǎng)總發(fā)電量在1710.08億kWh，與2019年相比，提升了7.49%。按照不同供電類型，火電出力為1364.99億kWh，提升幅度是7.11%；風(fēng)電實(shí)際發(fā)電量有190.96億kWh，同比上升4.89%；光伏發(fā)電方面，同比提高了16.86%；水電發(fā)電量增長(zhǎng)幅度約為3.13%。除此之外，跨地區(qū)聯(lián)絡(luò)線還輸出793.62億kWh。

2.2 區(qū)域電網(wǎng)負(fù)荷

直至2020年年底，寧夏地區(qū)的用電負(fù)荷最高值是1391萬kW，用電負(fù)荷均值為1128萬kW，總用電量在991.15億kWh。結(jié)合區(qū)域經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)情況和各類新建項(xiàng)目調(diào)查，2021年該地區(qū)的用電負(fù)荷提高了5%左右。結(jié)合區(qū)域氣候條件與環(huán)境特點(diǎn)，地區(qū)電網(wǎng)負(fù)荷特性可總結(jié)出兩點(diǎn)。第一，用電負(fù)荷存在明顯的季節(jié)性變化，且實(shí)際用途會(huì)有較大差異。在4～11月涉及農(nóng)業(yè)灌溉用電；6～8月增加空調(diào)負(fù)荷；11月到次年3月，主要是供暖負(fù)荷。由于地區(qū)用電負(fù)荷會(huì)跟著季節(jié)出現(xiàn)較大改變，所以對(duì)于電網(wǎng)負(fù)荷特性也有著明顯的影響。而從近些年的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)來看，季節(jié)性負(fù)荷在區(qū)域總體電網(wǎng)負(fù)荷中的占比不斷降低，這反映出此類負(fù)荷特性對(duì)電網(wǎng)整體的影響作用持續(xù)弱化。第二，負(fù)荷水平還會(huì)被時(shí)段影響。由于高耗能領(lǐng)域的生產(chǎn)活動(dòng)需求，在8時(shí)、16時(shí)與24時(shí)三個(gè)整點(diǎn)上，電網(wǎng)負(fù)荷的波動(dòng)相對(duì)明顯。夏季每天負(fù)荷量最高的時(shí)間段是19:30至21:30時(shí)；冬季每天負(fù)荷高峰時(shí)段在18至20時(shí)之間。

2.3 電力平衡分析

由于新能源發(fā)電存在隨機(jī)性以及波動(dòng)性的特征，在新能源裝機(jī)容量比重不斷增長(zhǎng)中，區(qū)域電力平衡狀態(tài)也發(fā)生了變化。直到2020年年末，火電裝機(jī)容量有29710MW。具體分配情況是：靈紹配套電源為9280MW，實(shí)際出力和其直流送出實(shí)現(xiàn)電力實(shí)時(shí)平衡，但不計(jì)入地區(qū)電力平衡中。銀東配套電源以及域內(nèi)電廠裝機(jī)容量是20430MW，而在區(qū)內(nèi)的最高負(fù)荷量以及銀東與昭沂的直流外送共有19700MW，鑒于火電供暖與機(jī)組欠缺等客觀的出力阻礙因素，在缺少新能源供應(yīng)的時(shí)段會(huì)形成電力缺口，對(duì)此會(huì)利用西北省間進(jìn)行電力輸送以達(dá)到電力平衡。地區(qū)2021年，電量供應(yīng)總體呈現(xiàn)富余的狀態(tài)。僅考慮區(qū)內(nèi)用電問題，富余量能達(dá)到760.7億kWh，而在凈外送部分為370億kWh 的情況下，整年富余電量也達(dá)到390.7億kWh。結(jié)合表1所示，地區(qū)電網(wǎng)電力平衡情況如下。

表1 地區(qū)電網(wǎng)電力平衡表（億kWh）

表2為2020年地區(qū)每月發(fā)電量。該地2021年的前11個(gè)月風(fēng)力發(fā)電量和2020年同期相比，提升了65.6%左右。發(fā)電總量和全國(guó)范圍內(nèi)同期相較，高出28.6%，能達(dá)到全國(guó)風(fēng)力總發(fā)電量的4.8%。

表2 風(fēng)力發(fā)電量（億kWh）

地區(qū)棄風(fēng)量表現(xiàn)上，寧夏在2020年四季度的新增裝機(jī)達(dá)到201萬kW，促使棄風(fēng)率同比提高了1.6%～3.8%?？傮w來看，地區(qū)電網(wǎng)的風(fēng)電增長(zhǎng)速度較快，且超出用電負(fù)荷的調(diào)功速度。在國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)走向持續(xù)健康成長(zhǎng)道路、節(jié)能減排戰(zhàn)略推動(dòng)下，地區(qū)風(fēng)電、光伏發(fā)電等各類清潔能源的裝機(jī)總量明顯呈上升趨勢(shì)，優(yōu)化了地區(qū)電源結(jié)構(gòu)。從新能源整體領(lǐng)域來講，該地區(qū)新能源的總裝機(jī)容量在近些年實(shí)現(xiàn)成倍增長(zhǎng)，總體消納率能達(dá)到97.8%。為進(jìn)一步提升電網(wǎng)接納能力，地區(qū)應(yīng)當(dāng)采取一些有效的舉措，優(yōu)化電網(wǎng)運(yùn)行效果。

3 優(yōu)化電網(wǎng)接納風(fēng)電能力的思路

3.1 調(diào)整電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差值

在區(qū)域經(jīng)濟(jì)進(jìn)步與居民生活水平穩(wěn)定提升中，電網(wǎng)負(fù)荷的峰谷差距可能會(huì)有增加，這不利于提升電網(wǎng)接納風(fēng)電的水平。雖然近些年地區(qū)用電負(fù)荷受到季節(jié)性影響的程度有所下降，但依舊有明顯的峰谷差。對(duì)此，建議繼續(xù)強(qiáng)化在用電需求側(cè)方面的管控，結(jié)合區(qū)域基本用電規(guī)律，調(diào)節(jié)低谷時(shí)段的價(jià)格，并考慮增加布置儲(chǔ)能以及儲(chǔ)熱方面的設(shè)施。另外，地區(qū)還應(yīng)引導(dǎo)高耗能產(chǎn)業(yè)，調(diào)整用電時(shí)間，適當(dāng)向負(fù)荷低谷時(shí)期傾斜。借助增強(qiáng)在負(fù)荷側(cè)方面的耗能引導(dǎo)及管控，有利于改善電網(wǎng)峰谷規(guī)律特性，進(jìn)一步加強(qiáng)對(duì)可控負(fù)荷方面的探索，對(duì)區(qū)域負(fù)荷峰谷實(shí)施合理化的人工干預(yù)。而在電價(jià)調(diào)整方面，可以在需求側(cè)設(shè)置智能控制系統(tǒng)，利用電價(jià)的定期化調(diào)整信息，促使用電需求改變，提高地區(qū)電力資源分配的合理性，縮小峰谷差，以此優(yōu)化電網(wǎng)接納風(fēng)電的水平。

例如，寧夏在近幾年全面執(zhí)行有序用電方案，全面調(diào)節(jié)地區(qū)電力供應(yīng)安排。一是要把保證電網(wǎng)運(yùn)行安全設(shè)為首要原則，避免出現(xiàn)大范圍的停電情況，平衡“發(fā)電”“供應(yīng)”“短缺”“限量”之間的關(guān)系，在實(shí)現(xiàn)供需平衡的同時(shí)，也能全面統(tǒng)一調(diào)度，維護(hù)電網(wǎng)整體安全與穩(wěn)定。二是有保有限，維護(hù)重點(diǎn)。在滿足地區(qū)居民生活、醫(yī)療教育、交通等領(lǐng)域電力供應(yīng)，以及各類高危產(chǎn)業(yè)電量需求的前提下，盡可能保證社會(huì)用電，避免由于電力供應(yīng)不足，造成一系列的社會(huì)與公共安全問題。三是實(shí)行分級(jí)調(diào)控。按照地區(qū)電力供應(yīng)狀態(tài)，把緊缺程度劃分成4個(gè)級(jí)別，采取分級(jí)調(diào)控管理。通過全面落實(shí)有序用電方案，加強(qiáng)地區(qū)電力調(diào)度合理性，提升資源利用率，以此實(shí)現(xiàn)改善風(fēng)電接納能力。

3.2 優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)與調(diào)峰特性

從發(fā)電側(cè)的角度來說，利用增加儲(chǔ)能設(shè)備，建設(shè)儲(chǔ)能電站的方式，能夠?qū)⒇?fù)荷低谷階段的富余電量能保存起來，盡量減少風(fēng)電棄風(fēng)率，控制實(shí)際電能的浪費(fèi)量。同時(shí)，借助全面調(diào)研分析，可以盡快了解地區(qū)電力供暖方面的調(diào)峰技術(shù)需要，并且要全面促進(jìn)熱電聯(lián)產(chǎn)電站中，補(bǔ)充儲(chǔ)熱以及電加熱機(jī)組設(shè)施，消除“以熱定電”運(yùn)行模式對(duì)于能源使用的制約。當(dāng)?shù)貐^(qū)進(jìn)入電力負(fù)荷低谷階段后，可通過儲(chǔ)熱技術(shù)，將價(jià)格相對(duì)較低的風(fēng)電轉(zhuǎn)化成熱能，便于儲(chǔ)存和使用，減少風(fēng)電棄風(fēng)量。另外，降低熱電廠在低谷階段的實(shí)際出力，為風(fēng)電供應(yīng)創(chuàng)造更大的上網(wǎng)空間。

3.3 突出大電網(wǎng)作用實(shí)現(xiàn)互聯(lián)互濟(jì)

風(fēng)電出力實(shí)際發(fā)電負(fù)荷包含本地與外送兩個(gè)部分，所以深化跨區(qū)域電網(wǎng)互聯(lián)，提升外送水平，有助于調(diào)整風(fēng)電并網(wǎng)的實(shí)際發(fā)電負(fù)荷，實(shí)現(xiàn)在用電負(fù)荷低谷中，有更多風(fēng)電可以上網(wǎng)。在實(shí)際操作中，寧夏利用和上級(jí)調(diào)度之間的協(xié)調(diào)，能夠借助交流和直流的聯(lián)絡(luò)線，通過西北電網(wǎng)，甚至其他地區(qū)電網(wǎng)調(diào)峰處理，進(jìn)一步加強(qiáng)風(fēng)電接納水平。

在2021年寧夏跨地區(qū)、跨省份的計(jì)劃電力交易量是793.48億kWh。其中包含790億kWh 的電力為外送交易，全部通過直流輸出，運(yùn)往山東的電量共有316億kWh；運(yùn)往浙江為460億kWh；其余電量主要輸送到四川與江西。而外購(gòu)電量只有3.48億kWh。

3.4 注重機(jī)組調(diào)頻與自動(dòng)發(fā)電管理

由于風(fēng)電機(jī)組投停頻率高，還會(huì)根據(jù)地區(qū)風(fēng)速變化進(jìn)行功率調(diào)節(jié)，因此會(huì)加重電網(wǎng)整體調(diào)頻管理的壓力。按照當(dāng)前的行業(yè)技術(shù)水平，一次調(diào)頻操作響應(yīng)速度極快，可以迅速調(diào)整運(yùn)行機(jī)組的實(shí)際出力，這也是保障電力供需平衡以及維持頻率平穩(wěn)的直接方式。想要提升電力統(tǒng)籌調(diào)度效果，就要利用好一次調(diào)頻技術(shù)，實(shí)現(xiàn)在線動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)和數(shù)據(jù)處理，并推行完善的日常管理機(jī)制，促使企業(yè)保障現(xiàn)有機(jī)組功能滿足調(diào)度標(biāo)準(zhǔn)。

綜上所述，為減輕接入風(fēng)電后，對(duì)原有電網(wǎng)系統(tǒng)的不利影響，在前期規(guī)劃中，需要事先確認(rèn)風(fēng)電接納能力，以此保障新增裝機(jī)的合理性。另外，電網(wǎng)此項(xiàng)能力水平并非不可控，為了優(yōu)化地區(qū)電源基本結(jié)構(gòu)，應(yīng)該從技術(shù)與管理層面，加大對(duì)電網(wǎng)供需的調(diào)整力度，優(yōu)化電力資源的統(tǒng)籌分配，從而提升電網(wǎng)對(duì)于新能源的接納水平。