电网调峰能力对风电消纳能力的影响分析

冯任卿，张智远，王 亮，王 昆

(1.河北省电力勘测设计研究院，石家庄 050031;2.国网河北省电力公司，石家庄 050021)

1 概述

近年来，随着国家能源结构的调整，可再生能源发电在国内迅速发展。在各种可再生能源发电形式中，风力发电因其技术成熟和成本优势成为当前最具规模化商业开发前景的新能源发电形式［1-3］。然而，风电典型的反调峰特性，增加了电网调峰的难度，增加了电网调频的压力和常规电源调整的频次［4-6］，尤其是当风电总量达到一定规模，在电源总容量中占据较大比例时，风电的反调峰特性对电网的影响将更为突出，迫切需要在大型风电项目接入前，进行受端电网的调峰研究，制定相应措施，保障风电的安全接入。以河北省风电为例，分析电网调峰能力对风电消纳能力的影响，并提出提高风电消纳能力可采取的措施。

2 河北省风电现状及存在的问题

2013年河北省已投产和在建项目累计781 万kW，千万kW 级风电基地各规划风电场主要分布在张家口、承德地区以及沿海，共计规划了59 个子风电场。其中，张家口地区估算风电场装机容量955万kW，承德地区估算风电场装机容量398 万kW。其余风电场规划在秦皇岛、唐山、沧州等沿海地带。风电存在的主要问题如下。

a.受审批程序、建设周期等多种因素影响，风电场配套的电网送出工程滞后于风电场建设的情况时有发生，影响到风电的送出。

b.河北煤电装机占全省发电总装机的80%以上，其中供热机组约占50%。冬季为了满足供热需求，供热机组调峰能力受到限制。随着风电的大规模发展，系统面临的调峰压力日益增大，尤其是风电的反调峰特性明显增加了电网调峰难度。目前由于调峰容量不足、供热负荷较大，河北已经出现了负荷低谷时段弃风的情况。

c.河北目前已经并网的风电机组许多不具备功率调节、低电压穿越等基本功能，因而风电场在电网电压短时跌落时全部退出的情况时有发生，严重影响电网的安全稳定运行。由于缺乏风功率预测的相关管理制度和技术条件，目前发电厂不具备向电网调度部门报送发电出力的能力，不能满足风电调度运行。

3 调峰能力对风电消纳的影响

为保证对负荷的安全可靠持续供电，并适应风电出力的随机性，电力系统中其他常规电源必须具备一定的调峰运行能力。电网调峰能力的大小，是一个电网接纳风电能力大小的重要限制因素。根据全年各月典型运行方式下的负荷特性、开机组合、跨省区联络线运行方式，考虑充分利用系统调节能力后，进行逐月典型日的系统生成模拟分析，确定逐月典型日的系统调峰盈余容量，结合风电出力特性分析，计算在某一保证率情况下能够接纳的最大风电装机规模，即定义为当月的系统风电消纳能力。

一方面，考虑到河北处于北方地区，由于冬季的采暖需要，以及国家政策的导向作用，近年来河北大力发展热电联产机组，一定程度上提高了能源的综合利用效率。另一方面，供热机组运行遵循“以热定电”的原则，其调峰能力受到一定的制约，只能达到30%(纯凝机组调峰能力可达到60%)，而采暖季节必须保证热电机组开机，满足供热要求。冬季负荷小，将导致风电出力受到限制。在冬季大风月，由于供热机组的出力已经基本满足了负荷的需要，从而导致大量的风机只能“晒太阳”，弃风现象严重。

因此，电网对风电的消纳能力主要受到电网调峰、冬季最小负荷2 种因素限制。电网调峰能力则由网内各类型机组装机容量、调峰能力决定。研究风电消纳，需要先掌握电网负荷特性、风电出力特性、网内各类型装机及调峰能力。

4 河北风电消纳能力分析

河北电网分为河北省南部电网(简称“河北南网”)和冀北电网两部分，分属不同的电网公司管辖，由于地域距离较近，负荷性质相近，按河北南网进行负荷特性分析。同时，河北省绝大部分风电均位于冀北张家口、承德地区，选取冀北典型风电场进行出力分析。

4.1 负荷特性

河北南网2001－2008年负荷曲线见图1。由于2001－2005年河北南网均为严重缺电年份，拉闸限电较多，因此，负荷曲线较为平缓，2006－2007年基本未采取拉闸限电，其年负荷特性曲线反映了真实的负荷需求。由此可见，河北南网负荷曲线呈现出春、夏、冬季3 个高峰:春季负荷高峰出现时间为4月份，夏季高峰负荷持续时间为6－8月，冬季高峰为11－12月。

年度峰谷差曲线见图2。由图2可知，一年中，河北南网1、2、9月份峰谷差较小，这是由于1、2月份一般为春节所在月，负荷基础小，相应峰谷差也小;而9月份基本没有空调负荷、灌溉负荷、取暖负荷等峰谷变化较大的负荷，相应峰谷差也较小。4、8月峰谷差较大，这2 个月主要受到灌溉负荷、空调负荷的影响，峰谷差较大，全年最大峰谷差基本出现在这2 个月。冬季取暖期间峰谷差一般小于4月、8月的峰谷差。

图1 河北南网2001－2008年年负荷特性曲线

图2 年度峰谷差曲线

日负荷曲线受到居民生活用电、工农业用户的用电构成比例，每天社会活动循环周期、气候类型等因素影响。影响河北南网典型日负荷曲线的主要因素为:灌溉负荷、降温负荷和取暖负荷的增长趋势、出现时间。灌溉负荷随着电灌面积比例的日益高升，发展空间比较有限，远期看灌溉负荷将维持较慢的增长速度，反映在春季典型日负荷曲线上为峰顶较缓。随着居民生活水平的提高，空调拥有量仍将快速增加，使得降温负荷仍保持快速增长，反映在夏季典型日负荷曲线上为峰顶较尖。冬季采暖负荷随着集中供热的普及，增长势头将变缓，反映在冬季典型日负荷曲线上为峰顶较缓。河北南网2015年典型日预测负荷曲线见图3。

图3 2015年春、夏、冬季典型日预测负荷曲线

4.2 风电出力特性

河北省风电绝大多数集中在张北和承德坝上地区。通过对一年中不同季节进行统计，风电出力的区间上下略有浮动;但日出力曲线呈现随机性、总体出力分布相对集中的基本特征是相同的。京津唐电网2008年风电出力曲线和京津唐电网全年风电日最大出力分布曲线见图4和5。

图4 京津唐电网2008年某连续时段风电出力曲线

图5 2008年京津唐电网全年风电日最大出力分布曲线

由图4、5 可知，风电日最大出力水平标幺值在0.038 ～0.741，其中，2008年京津唐电网风电最大出力标幺值为0.741。全网风电在装机总容量60%以下运行的概率较大，超过97%。风电场短时间(15 min)出力变化相对幅度不大，变化幅度在装机总容量10%以下的概率接近99%，变化幅度最大值为总容量的25.2%。风电场反调峰概率较高、幅度较大，且没有明显的季节特征。风电出力平均峰谷差春季幅度较大，夏季幅度明显降低，与风电出力的变化规律基本一致。

4.3 调峰能力分析

4.3.1 调峰能力决定的风电消纳能力

各类型机组最小出力及调峰能力见表1。调峰能力决定的风电消纳能力见表2。

表1 各类型机组最小出力及调峰能力

依据调峰平衡和冬季最小负荷来分别独立计算河北省风电消纳能力，取其中较小数值为实际消纳能力。由于河北、北京、天津为事实上的统一电网，且北京、天津风电等可再生能源机组极少，因此在计算河北省风电装机空间时还应计及京津的消纳能力。

河北省风电装机空间=河北省内风电装机空间+京津地区风电装机空间(调峰能力决定)

风电装机空间=(调峰能力－调峰需求)/2/0.75

表2 调峰能力决定的河北省风电消纳能力 万kW

表2依据电网预测的峰谷差，网内其他装机调峰能力，在取风电有效容量率0.75 的前提条件下，得出逐年风电消纳能力。河北省“十二五”调峰能力在800 万～1 000 万kW，其中2015年消纳能力为1 014 万kW。

4.3.2 冬季年最小负荷决定的风电消纳能力(表3)

表3 冬季年最小负荷决定的风电消纳能力 万kW

表3中计算考虑了河北省冬季采暖的实际情况，电网应优先保证热电机组的运行。在全年最小负荷率为0.5 前提下(注:实际最小负荷率一般在0.4左右，发生在春节假期期间，但总体时间较短，总计约12 天，此处不考虑这段时间的最小负荷，因此将有少量时间弃风，折合到每座风电场不到100 h)，考虑京津冀电网，2015年风电消纳能力为1 213 万kW。

5 调峰能力对风电装机空间的影响计算

5.1 火电机组调峰能力的影响

由于河北以火电为主的电源结构，决定了火电机组调峰能力是影响风电装机的重要因素。火电机组调峰能力和电网调度运行方式安排将对风电装机空间产生重要影响。

热电机组调峰能力提高10%，则2015年风电装机空间约增加300 万kW;纯凝火电机组调峰能力提高10%，则2015年风电装机空间增加200 万kW，具体数据见表4、5。

表4 热电机组调峰能力对风电装机空间影响 万kW

表5 纯凝机组调峰能力对风电装机空间影响 万kW

5.2 冬季年最小负荷的影响(表6)

表6 冬季年最小负荷对风电消纳的影响 万kW

由表6计算可知，随着最小负荷率的增加，风电消纳能力随之增加，当冬季最小负荷率在0.4 ～0.5时，2015年对应的风电消纳能力从408 万kW 增大到1 213 万kW。

6 结束语

随着国家能源结构的调整，并网运行的风电规模迅速增加，但是，风电典型的反调峰特性，增加了电网调峰的难度，影响了电网对风电的接纳能力。通过对河北省负荷特性、风电出力特性、火电机组调峰能力进行详细分析，找到影响消纳能力的因素，并提出了提高调峰能力的措施，由以上分析计算可知，河北省风电消纳能力在1 000 万kW 左右，由省内电源的调峰能力决定。通过提高机组调峰能力、允许一定量的弃风、利用电价等手段降低电网峰谷差，可以提高河北省风电消纳能力。

［1］李付强，沈卫东，王 彬.大规模风电并网对京津唐电网的影响和对策分析［J］.电力技术，2009，10(10):44-48.

［2］周 鑫，张慧玲，刘娟楠.大规模风电接入对宁夏电网调峰的影响研究［J］.电网与清洁能源，2014，30(2):105-110.

［3］刘永谦，孙 勇，杨薏霏.大规模风电接入吉林电网应对措施分析［J］.吉林电力，2013，41(6):7-9.

［4］黎 敏.“十二五”广西电网接纳风电能力分析［J］.广西电力，2013，36(5):60-64.

［5］赵吴鹏.电网接纳风电能力的制约因素分析及措施［J］.应用能源技术，2013(6):47-50。

［6］杨 龙，胡少强，杨 苹.广东电网可再生能源接纳能力研究［J］.电力系统保护与控制，2013，41(1):110-115.