大规模风电接入对宁夏电网调峰的影响研究

周鑫，张慧玲，刘娟楠

（1. 国家电网公司 西北分部，陕西 西安 710048；2. 国网宁夏电力公司，宁夏 银川 750001；

3. 国网陕西省电力公司经济技术研究院，陕西西安 710048）

风能是当前世界上发展最快、技术最成熟、商业化状况最好的可再生清洁能源[1]。但与火电、水电等常规能源不同，风电出力具有间歇性和波动性、容量可信度低、可预测性差等特点，随着其装机的快速增加和风电场规模的不断扩大，风电对电力系统调度运行的影响日益显现。大规模风电接入对电力系统的影响是多方面的，系统调峰是其中需要考虑的一个重要方面[2-8]。

宁夏风能资源丰富，风电产业发展迅猛，截至2012年底，宁夏累计风电装机居全国第8位[9]。宁夏电网是以火电为主的电网，并且存在大量供热机组，随着并网风电容量的快速增加，系统调峰压力显现。

本文简要分析了宁夏电网网架结构、负荷以及电源特性。结合宁夏电网2012年实测数据，直观显示了宁夏电网风电出力在不同时段的波动特性，讨论了风电接入对宁夏电网调峰能力的影响。评估了宁夏电网2013年典型运行方式下风电接纳能力。结合上述研究结果，文章提出了改善大规模风电接入后宁夏电网调峰能力的措施。

1 宁夏电网网架、负荷及电源简介

1.1 网架结构

如图1所示，宁夏电网通过两回750 kV和五回330 kV交流线路与西北主网连接，通过±660 kV银东直流与山东电网联系，境内750/330/220 kV线路共同形成较强结构，为风电项目接入创造了一定条件。

1.2 负荷情况

宁夏全区电力负荷特性良好，工业用电占全社会用电的绝大部分，宁夏电网负荷峰谷差较小，负荷率一般在93%以上，稳定的电力负荷在电网具有较好备用容量的条件下，对新能源发电的波动具有较大的承受力。

图1 宁夏电网简要结构示意图Fig. 1 Schematic diagram of Ningxia grid

从全年来看，由于受冬季取暖负荷和灌溉负荷的叠加，年最大负荷一般出现在11月份；而由于在春节长假期间，部分工业负荷停运，同时取暖负荷减少，使得年最小负荷一般出现在2月份。从日内看，由于宁夏电网高载能工业负荷占总负荷比重较大，受其生产特点的影响，全网负荷在8:00、16:00、24:00附近波动较大，这3个点附近高耗能出炉导致负荷陡降。某典型日负荷曲线如图2。

图2 宁夏电网某典型日负荷曲线图Fig. 2 Typical load curve of Ningxia grid on a day

1.3 电源简介

截至2012年，宁夏电网统调总装机容量为1 968万kW。其中，火电装机占81.7%，水电装机占2.1%，风电装机占13.5%，光伏装机占2.7%。火电机组中:330 MW级及以下机组装机共9 040 MW（其中供热机组约占49%）；600 MW级及以上机组装机共7 040 MW，由于存在较高比例的供热机组，冬季供热机组全开时，系统调峰能力受到较大限制；宁夏水电厂共2座，总容量约422.3 MW，基本无调峰能力，但在灌溉与防洪方面，及作为宁夏电网的黑启动电源方面，发挥着非常重要的作用；宁夏电网共有光伏电站27座，容量530 MW，光伏发电具有一定正调峰特性，与天气的阴晴直接相关。

截止2012年底，宁夏共有风电场32座，装机容量为2 650 MW。宁夏风速有明显的季节性变化，春季风速最大、冬季次之、秋季较小、夏季最小。宁夏风况较好的地区有3个：分别是沿贺兰山一带为中心的区域；以兴仁、海原、中宁、韦州、麻黄山一线的中部地区；以六盘山、泾源为中心的南部区域。宁夏风电接入电网的方式与甘肃酒泉等千万千瓦级风电基地不同，具有“分散接入为主，局部集中接入”的特点。

2 风电上网对宁夏电网系统调峰的影响

2.1 宁夏电网风电出力对系统的影响

风电出力对系统负荷峰谷差的影响，取决于风电日内出力变化幅度及方向与负荷变化幅度及方向的关系。根据风电对系统等效负荷峰谷差改变模式的不同，将风电日内出力调峰效应分为反调峰、正调峰与过调峰3种情形[2]。本文以宁夏电网2012年实际运行数据为对象，分析了宁夏电网风电出力对电力系统的影响。

根据调度自动化系统记录的数据，宁夏电网2012年未发生全天无风电出力的情况。在2012年366天中，风电反调峰318天次，占总天数的86.9%，风电某日反调峰的负荷、风电出力以及等效负荷曲线如图3所示。

图3 风电反调峰曲线图Fig. 3 The effect of enlarging the peak-valley difference because of grid-connected large-scale wind power

风电正调峰48天次，占总天数的13.1%，风电正调峰的负荷、风电出力及等效负荷曲线如图4所示。

图4 风电正调峰曲线图Fig. 4 The effect of decreasing the peak-valley difference because of grid-connected large-scale wind power

风电过调峰8天次，占总天数的2.1%，风电某日过调峰的负荷、风电出力以及等效负荷曲线如图5所示。文献[2]认为风电过调峰的情况仅在风电装机容量相对于负荷的比例较大时才有可能出现，但是由于宁夏负荷以工业负荷为主，较为平缓，故更容易发生风电过调峰的情况。

图5 宁夏电网风电过调峰曲线图Fig. 5 The effect of changing peak and valley time because of grid-connected large-scale wind power

此外，将宁夏电网2012年风电出力逐日进行叠加平均，得到年日平均风电出力曲线如图6所示。由图可以看出，宁夏电网在0:00～3:00、21:00～24:00风电出力最大，具有反调峰特性。

图6 2012年宁夏风电日平均出力曲线图Fig. 6 Curve of daily average wind power output in Ningxia grid in 2012

2.2 宁夏风电上网系统调峰的影响评估

风电接入后增大系统峰谷差将增加调峰难度，反之将降低系统调峰难度。参考文献[2]，本节结合宁夏电网2012年实际运行数据，引入多个指标评价风电接入对系统负荷峰谷差的影响。

设Pimax与Pimin为第i日系统原始负荷最大与最小值，与为第i日系统等效负荷最大与最小值，Pdi与分别表示第i日原始负荷与等效负荷的峰谷差。Prdi与分别表示第i日原始负荷与等效负荷的峰谷差率。Pdimax表示系统原始负荷最大峰谷差，表示系统等效负荷最大峰谷差。表示原始负荷峰谷差率的平均值表示等效负荷峰谷差率的平均值。对应计算公式如下：上述公式中，i∈[1，N]，N为计算天数。

系统最大峰谷差变化定义为风电接入前后峰谷差变化的最大值：

系统最大峰谷差变化率定义为风电接入前后峰谷差相对变化的最大值：

ΔPmpd与σmpdr反映了风电对系统常规机组调峰容量的需求。

系统平均峰谷差率变化定义为风电接入前后平均峰谷差率的变化：

系统平均相对峰谷差变化率定义为风电接入前后系统平均峰谷差率的相对变化：

根据宁夏电网2012年实际运行得到的负荷、风电曲线数据，分别计算原始负荷日峰谷差、负荷与风电相减后的等效负荷峰谷差，图7为原始负荷峰谷差持续曲线与等效负荷峰谷差持续曲线。表1为各评价指标的计算结果。

图7 2012年宁夏电网原始负荷与等效负荷峰谷差持续曲线图Fig.7 Peak-valley difference duration curve of the original load and equivalent load of Ningxia grid in 2012

表1 风电接入前后2012年宁夏电网峰谷差变化分析结果Tab. 1 Analysis results of peak-valley difference between original load and net load of Ningxia grid in 2012

由上述结果可知：风电接入使宁夏电网调峰需求增加，使得等效负荷峰谷差达到原始负荷峰谷差的2倍左右，等效负荷平均峰谷差率是原始负荷平均峰谷差率的1.5倍左右，使系统面临复杂多变的运行方式，极大地加重了宁夏电网调峰的难度。

3 宁夏电网2013年典型运行方式下风电接纳能力评估

3.1 风电接纳能力计算方法

结合图1的宁夏电网地理接线图，在不考虑宁夏电网内部网络约束、及电网网损的情况下，参考文献[10-11]，采用以下公式来进行宁夏电网风电接纳能力的计算。对于典型日，最大负荷PLmax时电网实际发电有功PGlmax的计算公式为：

其中，Pplant为厂用有功。

考虑系统备用，则典型日最小系统开机容量PGmax及最小技术出力PGmin的相关计算公式为：

式中，α为系统备用率；β为机组应具备的调峰容量占额定容量比例。

不考虑电网网络约束时，电网能接纳的风电最大出力Pwindmaxp计算公式为：

一般情况下，电网负荷最低时接纳风电能力最小，此低谷负荷PLmin的计算公式为：式中，λ为最小负荷率。

风电上网前，低谷负荷时电网实际发电出力PGlmin的计算公式为：

此时在不考虑电网网络约束的情况下能接纳的风电出力Pwindmaxv计算公式为：

如进一步考虑互联电网的调峰支援，以及对各类型机组的调峰能力进行区分，则在不考虑宁夏内部电网网络约束的情况下，负荷高峰能接纳的风电出力与负荷低谷能接纳的风电出力计算公式为：

3.2 典型方式下风电接纳能力评估

考虑夏季水电大发，宁夏水电无调峰能力，甘宁断面以南电北送为主；冬季供热需求较大，宁夏供热机组占开机比重增大，使得火电机组调峰能力下降。上述因素都导致风电接纳能力减弱，本节以2013年夏大与冬大典型方式数据进行风电接纳能力的评估。

夏大方式下，预计宁夏最大负荷10 300 MW，最小负荷率87%；交流受入方式安排为2 000 MW；银东直流高峰送出4 000 MW，低谷送出3 400 MW；电网备用率为2%；厂用电设为发电厂出力的7%。

冬大方式下，预计宁夏最大负荷10 800 MW，最小负荷率88%；交流送出方式安排为1 000 MW；银东直流高峰送出4 000 MW，低谷送出2 800 MW；电网备用率为2%；厂用电设为发电厂出力的7%。

将不考虑电力外送及机组区别情况时的计算评估定义为“CASE1”，此时机组应具备的调峰容量占额定容量比例统一取45%；在考虑电力外送及机组区别时的计算评估定义为“CASE2”，此时各类型并网机组的调峰能力要求见《西北区域发电厂辅助服务管理实施细则》[12]，并根据运行经验设定冬季供热机组考虑供热时调峰容量占额定容量比例统一取20%。结合1.3节电源数据及3.1节计算公式，得出计算结果如表2所示。

表2 宁夏电网2013年典型运行方式下风电接纳水平Tab. 2 The maximum of wind power output under typical operation modes in Ningxia grid in 2013

通过表2计算结果的对比，可以看出：夏大方式时，CASE2下宁夏电网在高峰负荷时接纳风电能力有较大提高，在低谷负荷时两种CASE基本相同，主要是由于夏大方式下火电机组不存在供热问题，考虑外送后，等效增大了宁夏电网峰谷差，同时宁夏电网开机容量增大，高峰负荷时的风电消纳空间增大，但也导致网内机组最小技术出力和增大，抵消了低谷时外送所增加的调峰能力。冬大方式时，CASE2下宁夏电网在高峰负荷时接纳风电能力有较大提高，CASE1下宁夏电网在低谷负荷时接纳风电能力大幅下降，主要是由于高峰负荷时考虑直流后开机容量增大，风电消纳空间随之增大，同时由于供热机组供热问题，电网在低谷时调峰能力大大降低，风电消纳能力下降。最后，对比夏大与冬大方式，冬大方式下低谷接纳风电能力下降，这一方面是由于直流调峰深度加大，增大了宁夏电网峰谷差，但主要还是由于机组供热导致电网调峰能力下降。

4 改善大规模风电接入后宁夏电网调峰能力的措施

通过前面的理论与计算分析，我们可以看出，宁夏电网风电反调峰特性显著，原始负荷峰谷差、电源结构及调峰能力、宁夏电网与外界的电力交换都会对宁夏电网调峰能力产生影响。因而为应对风电的反调峰性与大规模消纳，除提高风功率预测水平，合理安排开机方式，充分挖掘及利用有限的调峰资源外，还有如下改善大规模风电接入后宁夏电网调峰能力的措施。

4.1 改善负荷峰谷差

随着宁夏自治区经济的发展和人民群众生活水平的进一步提高，宁夏电网负荷峰谷差将逐年提高。为此，应加强用户需求侧管理；降低低谷负荷时的电价；开发储能/热设备；鼓励高耗能企业低谷负荷时用电。通过加强负荷侧引导和管理，优化系统峰谷特性，开展可控负荷研究，实现负荷峰谷的人工干预。通过推进峰谷电价，开发需求侧智能化管理系统，依靠实时价格刺激信号实现电力资源合理配置，削减峰谷差，提高风电接纳能力。

4.2 改善电源结构及电源调峰特性

对发电侧而言，通过建设储能设施，如抽水蓄能电站等设施，可以实现对低谷期间电能的大量存储，从而避免风电弃风[3]。此外，通过充分的调研，明确供热机组调峰的技术要求，以及通过鼓励在热电联产电站里安装储热设备和电加热设备，解耦“以热定电”的电、热约束，在负荷低谷时段用储热的方式把廉价的风电电能转化为热能利用或存储，避免风电的弃风浪费；同时减少热电厂低谷最小出力，也可为风电提供上网空间。最后，对于现有的其他常规火力发电电源，也可通过有效的市场机制，鼓励其在电网需要时深度调峰，也能促进风电的大规模消纳。

4.3 发挥大电网优势，增强互联电网调峰互济

由于风电送出区域的发电负荷由本地负荷和外送负荷2部分组成，因此加强电网互联，提高电网外送能力，就可以提高风电并网系统的发电负荷，从而在负荷低谷时段上网更多的风电，该方式也是当前丹麦电网之所以能接纳26%并网容量风电的最主要的原因[13-14]。宁夏区调通过与上级调度机构的协调，可以充分利用交流乃至直流互联输电线路，利用整个西北电网乃至国家电网的调峰资源促进对宁夏电网风电的充分消纳。

5 结论

本文在简介了宁夏电网网架结构、负荷与电源特性后，以宁夏电网2012年实际运行数据为依据，分析了宁夏电网风电特性，指出宁夏电网风电出力具有显著的反调峰特性。在相关理论的基础上，引入了大规模风电接入对系统调峰能力评估指标，量化地指出2012年宁夏风电接入使其最大调峰需求增加了1倍，使宁夏电网等效负荷波动增大，增加了调峰难度。同时，在提出计算公式后，评估了宁夏电网2013年夏大与冬大方式下风电接纳水平，指出了联络线输电计划与电源结构特点对风电接纳具有重要影响。最后，本文给出了可以改善大规模风电接入后宁夏电网调峰能力的措施。

未来，在国家良好的政策环境下，宁夏电网风电装机还将快速发展，本文的研究将对未来宁夏电网风电发展规划与风电消纳提供一定技术支持。

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