基于电力平衡的电网接纳风电能力研究

国网宁夏电力公司吴忠供电公司 樊婷婷

宁夏地区从2017-2022年6年间风电装机量增长幅度超过78%，在新能源装机容量中，单就风电一项比重就达到了49.08%。地区发电总装机容量是1615万kW，其中风电占比达到44.26%，超过传统火电的装机量（32.19%）。同时，和其他发电类型相比，集中式风电的企业数量也相对较多，共有59家，其次是集中式光伏企业，共51家。但在发电平均出力上，依旧以火力发电为主，5家企业平均出力达到308万kW，而风电发力只有155.7万kW。

1 风电接纳能力评估要点

1.1 评估指标设置

对于风电接纳能力的判断，并非单纯依靠此种发电形式以及电网的特性，需要综合考虑两者的相互作用与约束，由大电网整体协调运行确认。所以，判断风电接纳水平时，应当在电网与风电两个层面设定评估指标，全面客观地描述地区风电接纳能力。从电力平衡的角度来讲，一方面，电网特性指标可从硬件设施与管理维度入手，涵盖电源及负荷、网架结构与电力系统安全性等；另一方面，风电特性则要从资源与技术角度加以判断，比如调峰特性与弃风率等[1]。

1.2 计算方法

在评价风电接纳能力中，不建议选择最高值或者平均值，应当选择地区电力负荷低谷时期，判断电网整体的接纳水平，按照该分析思路，要确认低谷期的电力负荷以及电源状态。另外，开机形式要结合电力系统稳定性的标准，确保在用电高峰阶段，系统中也有足够的备用电力，而且北方地区还需注意供热设施在供暖期以及非供暖期的用电调峰情况，注意火电机组修理与风电出力的周期性特征、联络线支援等。以电力平衡的角度来看，综合风电同时率以及联络线的调节率，对地区风电接纳能力的判断主要计算内容有电网内部机组的发电出力最高和最低值（Pgmax、Pgmin）：

Pgmax=PLmax-Ptie

Pgmin=PLmin+Ppu-λ1Ptie

其中，PLmax、PLmin各自是地区在用电高峰及低谷时期的负荷；Ptie是指电网联络线的计划功率；λ1是联络线功率的调节率；Ppu是抽水蓄能机组设备的整体容量[2]。而高峰、低谷期的用电负荷，在调峰机组运行中的现实出力计算可参考下述等式：

Prmax=Pgmax-Pcon-Pth

Prmin=Pgmin-Pcon-Pth

其中，Prmax、Prmin各自是高峰及低谷用电负荷期间，参与调风机组运行的实际出力情况；Pcon表示不能调度的出力；Pth代表供热机组的实际容量；λ2是表示供热机组本身的调峰率。在参与调风机组的部分中，开机容量最高值（Pcmax）与技术出力最低值（Pcmin）的计算方法分别是：

Pcmax=Prmax+Pre

Pcmin=（1-γ）Pcmax

其中，Pre是指电力系统中的备用容量；γ 代表调风机组实际调峰率。综合以上计算结果，可推导出电网接纳风电的具体处理水平（Pw），计算公式为：

其中，β 是指地区电网的风电同时率。

2 地区电网接纳风电能力分析讨论

在全面推进高质量发展以及供给侧改革、黄河生态保护等各项政策落实中，宁夏地区经济平稳发展的基础得以加强，用电需求也有明显增加。以近年来地区装机总量以及发电出力表现来看，电力供应量依旧有“供大于求”的表现，而区域性以及时段性的电能紧张问题偶有出现。当前，宁夏地区的电力平衡状态，已经从电力电量富余，转化成电量富余、个别时段电力有缺口的情况。为确保地区电网运行稳定，保证基本电力输出，该地推行有序用电的方案。

2.1 地区电源供应

直到2020年年末，按照宁夏电网统调数据，地区总装机容量达到55869.91MW。火电容量比重在53.18%，水电装机容量只有0.76%，同时期的风电装机容量比重高达24.64%，其余为光伏形式装机。结合前文所述，该地2021年与2022年的风电装机容量达到了667.8万kW、714.9万kW。仅以2020年的数据来看，宁夏地区的电网总发电量在1710.08亿kWh，与2019年相比，提升了7.49%。按照不同供电类型，火电出力为1364.99亿kWh，提升幅度是7.11%；风电实际发电量有190.96亿kWh，同比上升4.89%；光伏发电方面，同比提高了16.86%；水电发电量增长幅度约为3.13%。除此之外，跨地区联络线还输出793.62亿kWh。

2.2 区域电网负荷

直至2020年年底，宁夏地区的用电负荷最高值是1391万kW，用电负荷均值为1128万kW，总用电量在991.15亿kWh。结合区域经济增长情况和各类新建项目调查，2021年该地区的用电负荷提高了5%左右。结合区域气候条件与环境特点，地区电网负荷特性可总结出两点。第一，用电负荷存在明显的季节性变化，且实际用途会有较大差异。在4～11月涉及农业灌溉用电；6～8月增加空调负荷；11月到次年3月，主要是供暖负荷。由于地区用电负荷会跟着季节出现较大改变，所以对于电网负荷特性也有着明显的影响。而从近些年的数据统计来看，季节性负荷在区域总体电网负荷中的占比不断降低，这反映出此类负荷特性对电网整体的影响作用持续弱化。第二，负荷水平还会被时段影响。由于高耗能领域的生产活动需求，在8时、16时与24时三个整点上，电网负荷的波动相对明显。夏季每天负荷量最高的时间段是19:30至21:30时；冬季每天负荷高峰时段在18至20时之间。

2.3 电力平衡分析

由于新能源发电存在随机性以及波动性的特征，在新能源装机容量比重不断增长中，区域电力平衡状态也发生了变化。直到2020年年末，火电装机容量有29710MW。具体分配情况是：灵绍配套电源为9280MW，实际出力和其直流送出实现电力实时平衡，但不计入地区电力平衡中。银东配套电源以及域内电厂装机容量是20430MW，而在区内的最高负荷量以及银东与昭沂的直流外送共有19700MW，鉴于火电供暖与机组欠缺等客观的出力阻碍因素，在缺少新能源供应的时段会形成电力缺口，对此会利用西北省间进行电力输送以达到电力平衡。地区2021年，电量供应总体呈现富余的状态。仅考虑区内用电问题，富余量能达到760.7亿kWh，而在净外送部分为370亿kWh 的情况下，整年富余电量也达到390.7亿kWh。结合表1所示，地区电网电力平衡情况如下。

表1 地区电网电力平衡表（亿kWh）

表2为2020年地区每月发电量。该地2021年的前11个月风力发电量和2020年同期相比，提升了65.6%左右。发电总量和全国范围内同期相较，高出28.6%，能达到全国风力总发电量的4.8%。

表2 风力发电量（亿kWh）

地区弃风量表现上，宁夏在2020年四季度的新增装机达到201万kW，促使弃风率同比提高了1.6%～3.8%。总体来看，地区电网的风电增长速度较快，且超出用电负荷的调功速度。在国内经济走向持续健康成长道路、节能减排战略推动下，地区风电、光伏发电等各类清洁能源的装机总量明显呈上升趋势，优化了地区电源结构。从新能源整体领域来讲，该地区新能源的总装机容量在近些年实现成倍增长，总体消纳率能达到97.8%。为进一步提升电网接纳能力，地区应当采取一些有效的举措，优化电网运行效果。

3 优化电网接纳风电能力的思路

3.1 调整电网负荷峰谷差值

在区域经济进步与居民生活水平稳定提升中，电网负荷的峰谷差距可能会有增加，这不利于提升电网接纳风电的水平。虽然近些年地区用电负荷受到季节性影响的程度有所下降，但依旧有明显的峰谷差。对此，建议继续强化在用电需求侧方面的管控，结合区域基本用电规律，调节低谷时段的价格，并考虑增加布置储能以及储热方面的设施。另外，地区还应引导高耗能产业，调整用电时间，适当向负荷低谷时期倾斜。借助增强在负荷侧方面的耗能引导及管控，有利于改善电网峰谷规律特性，进一步加强对可控负荷方面的探索，对区域负荷峰谷实施合理化的人工干预。而在电价调整方面，可以在需求侧设置智能控制系统，利用电价的定期化调整信息，促使用电需求改变，提高地区电力资源分配的合理性，缩小峰谷差，以此优化电网接纳风电的水平。

例如，宁夏在近几年全面执行有序用电方案，全面调节地区电力供应安排。一是要把保证电网运行安全设为首要原则，避免出现大范围的停电情况，平衡“发电”“供应”“短缺”“限量”之间的关系，在实现供需平衡的同时，也能全面统一调度，维护电网整体安全与稳定。二是有保有限，维护重点。在满足地区居民生活、医疗教育、交通等领域电力供应，以及各类高危产业电量需求的前提下，尽可能保证社会用电，避免由于电力供应不足，造成一系列的社会与公共安全问题。三是实行分级调控。按照地区电力供应状态，把紧缺程度划分成4个级别，采取分级调控管理。通过全面落实有序用电方案，加强地区电力调度合理性，提升资源利用率，以此实现改善风电接纳能力。

3.2 优化电源结构与调峰特性

从发电侧的角度来说，利用增加储能设备，建设储能电站的方式，能够将负荷低谷阶段的富余电量能保存起来，尽量减少风电弃风率，控制实际电能的浪费量。同时，借助全面调研分析，可以尽快了解地区电力供暖方面的调峰技术需要，并且要全面促进热电联产电站中，补充储热以及电加热机组设施，消除“以热定电”运行模式对于能源使用的制约。当地区进入电力负荷低谷阶段后，可通过储热技术，将价格相对较低的风电转化成热能，便于储存和使用，减少风电弃风量。另外，降低热电厂在低谷阶段的实际出力，为风电供应创造更大的上网空间。

3.3 突出大电网作用实现互联互济

风电出力实际发电负荷包含本地与外送两个部分，所以深化跨区域电网互联，提升外送水平，有助于调整风电并网的实际发电负荷，实现在用电负荷低谷中，有更多风电可以上网。在实际操作中，宁夏利用和上级调度之间的协调，能够借助交流和直流的联络线，通过西北电网，甚至其他地区电网调峰处理，进一步加强风电接纳水平。

在2021年宁夏跨地区、跨省份的计划电力交易量是793.48亿kWh。其中包含790亿kWh 的电力为外送交易，全部通过直流输出，运往山东的电量共有316亿kWh；运往浙江为460亿kWh；其余电量主要输送到四川与江西。而外购电量只有3.48亿kWh。

3.4 注重机组调频与自动发电管理

由于风电机组投停频率高，还会根据地区风速变化进行功率调节，因此会加重电网整体调频管理的压力。按照当前的行业技术水平，一次调频操作响应速度极快，可以迅速调整运行机组的实际出力，这也是保障电力供需平衡以及维持频率平稳的直接方式。想要提升电力统筹调度效果，就要利用好一次调频技术，实现在线动态监测和数据处理，并推行完善的日常管理机制，促使企业保障现有机组功能满足调度标准。

综上所述，为减轻接入风电后，对原有电网系统的不利影响，在前期规划中，需要事先确认风电接纳能力，以此保障新增装机的合理性。另外，电网此项能力水平并非不可控，为了优化地区电源基本结构，应该从技术与管理层面，加大对电网供需的调整力度，优化电力资源的统筹分配，从而提升电网对于新能源的接纳水平。