“十三五”黄岩电网风电消纳能力研究

(国网浙江省电力公司 台州供电公司，浙江 台州 318000)

1 引言

随着世界经济的发展，常规化石能源供应不足的情况日益凸显，环境污染问题越来越严重，开发和利用新能源有助于缓解能源供应和环境问题所带来的压力，新能源具有清洁、可再生、对环境友好等特点，不会导致一系列棘手的生态及经济问题。对于新能源的大规模开发与利用，是保障我国能源安全、优化一次能源结构、发展低碳经济的重要举措，其中风力发电已经成为发展最快、技术最成熟、商业化前景最好的清洁能源开发方式[1-3]。

黄岩隶属是浙江省台州市，属亚热带季风气候区，光照充足，多年平均风速2.7m/s，拥有相当丰富的太阳能、风能等新能源开发潜力。因此，深入研究新能源消纳能力评估计算方法，不仅对于明确黄岩本地消纳新能源能力、指导电网规划具有重要指导作用，而且对于新能源接入方式相同的其它地区也具有借鉴意义。

2 新能源消纳能力影响因素

新能源发电最大消纳能力的确定，是以多种约束条件为基础综合考虑计算所得出的结果。以下总结了限制新能源消纳能力的约束条件，大致概括为几类：

(1)电网结构。不同的电网结构拥有不同的输送能力和对外界电网联络的能力，具有外送通道的电网有更高的调峰能力，而过低的线路传输功率则会反过来限制新能源的消纳水平[4]。

(2)负荷特性。系统的负荷特性尤其是峰谷差和最小负荷等因素直接决定了新能源允许接入电网的容量。

(3)电网调峰能力。电网良好的调峰能力是保证电网功率平衡的重要前提，也是决定电网消纳能力的先决条件。

(4)电网短路容量。电网的短路容量大表明电网网络强，对外界因素变化的抵抗力高，而且，电网的短路容量裕度也是决定电网消纳能力的重要指标。

(5)新能源接入电网后的稳定性。新能源并网后对电压偏差和电能质量等都造成负面的影响，进而限制了电网的消纳能力[5]。

(6)新能源自身因素。新能源自身出力有着明显的不可控和不可预知性，这就使新能源并网时必须有常规能源为其提供补偿，进而限制了电网的消纳能力。

其中，电网设备容量限制和调峰能力应作为主要的约束条件来评估地区电网新能源发电项目的消纳能力[6-7]。

3 基于容量约束的消纳能力计算方法

在电网低谷负荷时，新能源出力满发，若本地不能完全消纳，电力需要上送至主网，主网变电容量、线路容量则成为新能源消纳能力的主要约束条件。

3.1 变电容量约束

新能源的接入应在不改变原有电网灵活性的条件下进行，不应为了接入新能源而使电网的运行方式受限，防止事故情况下无法进行相应的运行方式调整，即新能源上送电力应满足主变“N-1”的校验，以保证电网的安全稳定运行。

电网负荷低谷时，变电容量约束下的新能源出力的计算说明如下：

110kV以下常规机组出力+新能源出力-电网最小负荷≤变电“N-1”容量。

那么， 变电容量约束下新能源最大出力=(电网最小负荷+变电“N-1”容量-110kV以下常规机组出力)。

3.2 线路容量约束

低谷负荷时，新能源的上送电力，可能会造成线路负荷过大，电网运行要保障线路通过“N-1”校验。考虑单个110kV变电站，当新能源出现外送情况时，最大外送容量应满足变电站进线的“N-1”校验。当区域电网出现功率外送情况时，最终都会汇集到220kV变电站进行外送，因此只要外送功率能够满足220kV变电站110kV出线的“N-1”校验即可，同理500kV变电站应满足220kV出线“N-1”校验，两者取较小值即为线路输送容量约束下的有功功率外送能力。

电网负荷低谷时，线路容量约束下的新能源出力的计算说明如下：

110kV以下常规机组出力+新能源出力-电网最小负荷≤线路“N-1”容量。

那么，线路容量约束下新能源最大出力=电网最小负荷+线路“N-1”容量-110kV以下常规机组出力。

3.3 风电消纳能力计算

在夜间低谷负荷时，风电出力按满发考虑的情况下，以变电、线路容量为约束计算风电消纳能力。风电消纳能力的计算公式如下：

风电消纳能力=min(变电容量约束下的风电最大出力，线路容量约束下的风电最大出力)/ 风电同时率(风电同时率一般取0.9)。

4 基于调峰约束的消纳能力计算方法

基于调峰约束的新能源消纳能力由出力特性、负荷特性、常规电源最小出力、系统备用水平等因素决定。综合考虑以上因素，研究基于调峰的新能源消纳能力计算方法。

4.1 调峰能力概念和原则

由于电能的生产、输送、分配和使用同时完成这一特点，就要求电力系统的生产企业，除能满足电力系统基本负荷需求外，还要能根据电力负荷的瞬间变化，及时调节生产，即调峰。调峰是为了负荷峰谷变化的要求而有计划的、按照一定调节速度进行的发电机端负荷调整。从时间周期上考虑，调峰一般以24小时为周期的日行为，这与日负荷以24小时为周期循环变化的特性相关。系统调峰能力如图1所示。

图1 调峰能力示意图

图1中，PLmax为系统典型日最大负荷，PLmin为系统典型日最小负荷，PGmax为系统高峰负荷时的可调机组出力，PGtmin为可调机组最小技术出力。负荷峰谷差为PLmax-PLmin，系统调峰能力为PGmax-PGtmin，负荷备用为PGmax-PLmax为了电力系统安全稳定运行、调峰机组经济安全运行，系统的调峰能力要大于负荷峰谷差。

调峰首先安排具有调节能力的水电、燃气、燃油、抽水蓄能和燃煤发电机组，然后再视系统需要安排其它机组。必要时，可安排火电机组进行降出力深度调峰和启停调峰。除以上类型机组能够参与调峰外，还可以通过联网线路进行调峰，以及通过拉闸、可中断负荷进行负控调峰。

4.2 调峰容量平衡

调峰需求由系统负荷峰谷差和系统备用负荷两部分构成，其中备用容量一般按负荷备用(2%～5%)+旋转事故备用(4%～10%)考虑。本文新能源消纳评估中旋转备用率统一取10%，其中负荷备用取2%，事故备用取8%。

对于地区电网来说，基本属于受端电网，区域内110kV及以下参与调峰的电厂几乎没有，地区电网的调峰全部要依靠大网调峰能力。

地区电网负荷高峰时可调机组为地区的出力计算公式如下：

负荷高峰时大网机组为区域出力=地区最大负荷×(1+负荷备用系数)-地区自备电厂出力-0.8×地区供热机组出力。其中，供热机组的额定功率一般为80%左右，自备电厂和供热机组不参与调峰。

参与供电的可调机组最小技术出力=负荷高峰时大网机组为区域出力×(1-综合调峰系数)

所以，地区电网调峰能力=负荷高峰时大网机组区域出力-参与供电的可调机组的最小技术出力= [地区最大负荷×(1+负荷备用系数)-地区自备电厂出力-0.8×地区供热机组出力]×综合调峰系数。其中，综合调峰系数是与电源结构及各类型机组的调峰能力有关，新能源消纳能力计算中统一取80%。

4.3 新能源反调峰特性

风电具有反调峰特性[8]，风电场因风速变化，出现在系统低谷负荷时发出大量功率、而在系统负荷高峰时发出功率较少的现象。风电反调峰特性如图2所示，在凌晨低谷负荷时，风电满发；负荷高峰时，风电停发。

将新能源出力等效为负的负荷，定义电网等效负荷等于电网负荷减去新能源出力，等效负荷曲线如图3所示，从图中可看出新能源的反调峰特性使得电网等效峰谷差大于电网负荷峰谷差，也就是说新能源加大峰谷差，加大了常规机组的调峰难度。

图2 风电反调峰特性示意图

图3 等效负荷曲线示意图

4.4 消纳能力分析思路

系统低谷负荷调峰能力是指在系统负荷处于低谷时，可调节机组出力减去可调节机组最小技术出力的差值，如图4所示。

图4 低谷负荷时系统调峰能力示意图

根据电网功率平衡约束，全网低谷负荷时发电机组出力与机组最小技术出力之差即为消纳新能源提供的调峰容量。

需要说明的是，上图的负荷曲线为等效负荷曲线，则有下式：

低谷负荷下机组出力-机组最低技术出力=系统低谷负荷×负荷备用系数-高峰负荷时机组出力×(1-调峰系数)=系统低谷负荷×负荷备用系数-系统最大负荷×负荷备用系数×(1-调峰系数)=系统最大负荷×负荷备用系数×调峰能力-(系统最大负荷-系统低谷负荷)×负荷备用系数=电网调峰能力-电网调峰需求。

即新能源消纳能力主要取决于电网调峰盈余。

对于风电的消纳能力，应在风电反调峰的极端情况(夜间低谷负荷时，风电满发；负荷高峰时，风电停发)计算。

4.5 风电消纳能力计算

在夜间低谷负荷时，风电满发；负荷高峰时，风电停发下的情况下进行调峰容量平衡，计算电网调峰盈余。

考虑风电出力的同时率，计算风电消纳能力，公式如下：

风电消纳能力=调峰容量盈余/同时率

式中，风电出力同时率在风电场运行数据充足的情况下可以进行统计，在缺少数据的情况下，可采用经验值，在小区域内同时率取0.9～0.95，大区域内同时率取0.7～0.9。

5 黄岩电网风电消纳能力分析

截止2016年底，黄岩区有新能源电站1座，为大寺基风电场，装机容量42MW。风电出力可以反调峰，也可以正调峰，在后续进行新能源接入计算中，按照风电反调峰的极端情况(夜间低谷负荷时，风电满发；负荷高峰时，风电停发下)计算。

5.1 基于容量约束的消纳能力分析

变电约束容量方面，“十三五”期间黄岩区电力外送方式为通过3个220kV变电站进行输送，最后汇总到500kV岙坑变送出。220kV总的变电容量为1320MVA，满足电力外送情况下主变“N-1”条件，则为660MVA；500kV岙坑变变电容量为2000MVA，满足电力外送情况下主变“N-1”条件，则为1000MVA，取两者之中的较小值(660MVA)为极限输送容量。

线路约束容量方面，以单个110kV变电站为对象进行考虑，当新能源出现外送情况时，最大外送容量应满足变电站进线的“N-1”校验。当区域电网出现功率外送情况时，最终都会汇集到220kV变电站进行外送，因此只要外送的功率能够满足220kV变电站110kV出线的“N-1”校验即可，同理500kV变电站应满足220出线“N-1”校验，两者取较小值即为线路输送容量约束下的有功功率外送能力。经计算，截止2020年，黄岩区110kV电网和220kV电网线路最大外送能力分别为1429MVA和1094MVA，取两者中较小值，即黄岩电网线路最大外送能力为1094MVA。

综合上述，预计2020年，黄岩电网变电容量最大外送能力为660MVA，线路最大外送能力为1094MVA，故黄岩电网新能源接入能力以变电容量为约束进行计算。

5.1.1 新能源消纳能力计算

对于新能源的消纳能力，应在光伏、风电反调峰的极端情况(白天低谷负荷时，光伏、风电满发；高峰负荷时，光伏、风电停发)计算。根据上述计算过程得出，2017年～2020年黄岩电网基于容量约束的新能源消纳能力见表1。

表1 黄岩电网基于容量约束的新能源消纳能力计算结果(单位：MW、MVA)

5.1.2 风电消纳能力计算

对于风电的消纳能力，应在风电反调峰的极端情况(夜间低谷负荷时，风电满发；负荷高峰时，风电停发下)计算。根据上述计算过程得出，2017年～2020年黄岩电网基于容量约束的风电消纳能力见表2。

表2 黄岩电网基于容量约束的风电消纳能力计算结果(单位：MW、MVA)

5.2 基于调峰约束的消纳能力分析

电网的调峰能力是决定电网接纳新能源容量的决定因素。黄岩电网调峰能力是电网负荷高峰时可调机组出力与参与供电的可调机组技术最小出力的差值。

2017年～2020年黄岩电网逐年电网调峰能力见表3。

表3 黄岩电网调峰能力(单位：MW)

5.2.1 新能源消纳能力计算

对于新能源的消纳能力，应在新能源反调峰的极端情况(白天低谷负荷时，风电、光伏满发；高峰负荷时，风电、光伏停发)计算。根据上述计算过程得出，2017年～2020年黄岩电网基于调峰约束的新能源消纳能力见表4。

表4 黄岩电网基于调峰约束的新能源消纳能力计算结果(单位：MW)

5.2.2 风电消纳能力计算

对于风电的消纳能力，应在风电反调峰的极端情况(夜间低谷负荷时，风电满发；负荷高峰时，风电停发下)计算。根据上述计算过程得出，2017年～2020年黄岩电网基于调峰约束的风电消纳能力见表5。

表5 黄岩电网基于调峰约束的风电消纳能力计算结果(单位：MW)

5.3 黄岩电网新能源消纳能力计算结果

黄岩电网消纳新能源能力，取基于调峰因素消纳能力与基于容量约束消纳能力的较小值。由此可知，黄岩新能源接入主要受调峰能力的约束。2017年～2020年黄岩电网新能源消纳能力和风电消纳能力计算结果见表6。

表6 黄岩电网新能源消纳能力计算结果(单位：MW)

6 结语

为引导风力、光伏等新能源发电项目的合理发展，避免不必要的经济浪费，本文在分析影响新能源消纳能力各种因素的基础上，研究了基于调峰约束和容量约束条件下的新能源消纳能力计算方法，并对浙江黄岩电网风电消纳能力进行了计算，研究结论可为地区电网规划、新能源消纳能力分析计算提供指导意见。