基于多约束条件的山西电网风电消纳能力研究

张 颖，郑惠萍，刘愈倬

（1.华北电力大学，北京 102206；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

基于多约束条件的山西电网风电消纳能力研究

张 颖1，郑惠萍2，刘愈倬2

（1.华北电力大学，北京 102206；2.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西 太原 030001）

由于风电具有间歇性和反调峰性,其大规模接入电网将增大系统调峰能力的需求。随着山西电网中风电的比例不断增加，冬季后夜弃风现象严重。通过分析制约山西电网接纳风电的主要因素，以2015年山西电网为例进行仿真计算，提出提高山西电网风电消纳能力的措施。

风力发电；调峰能力；消纳能力；山西电网

0 引言

山西电网2015年度预计投产、扩建风电场38座，容量283.1万kW，风电装机容量将达到809.2万kW。由此看来，这将对山西省消纳风电的能力提出更高的要求。冬季是山西省风电大发季节，目前山西电网风电消纳困难的问题主要在冬季，受制因数主要为火电机组调峰能力和北部电网送出能力，预计2015年冬季后夜山西省风电发生弃风的概率将显著增加。

1 山西电网风电概况

目前，山西电网并网运行风电场44座，具备稳定生产能力的风电容量为396.14万kW，占省调直调装机8.1%，已经超过水电跃居全省第二大电源，进入全国前十位风电大省行列。山西并网风电场近90%集中在山西北部大同、朔州、忻州三个地区，形成了山西风电“小三北”的格局，“小三北”地区火电装机容量2 300万kW，需通过远距离输送才能到达用电负荷相对集中的地区给予消纳，这进一步增加了山西省北部电源点相对集中的电网压力，造成了非常严峻的调控局面。

2 山西电网消纳风电约束条件的分析

2.1 火电机组调峰能力约束

山西风电集中建设的“小三北”地区正是全省北部高寒地带。冬季气候寒冷，供热期可达5个半月，风电机组的冬季大发期与火电机组的冬季供热期时间重叠。山西电网调峰主要由省调火电机组承担，电源结构燃煤火电机组占有绝对主导地位。目前省调机组中供热机组容量达到1 825万kW，占火电装机的46.4%。随着国家城镇化建设的逐步推进和对环保的重视程度不断提高，近年来投产的30万kW级机组多数为热电联产项目，火电机组中供热机组的比例还在逐年提高。山西省火电厂规划设计中要求在非供热期机组调峰范围应能达到机组额定容量的60%以上，实际运行中受到环境、设备及锅炉稳燃等因素的影响，非供热期机组的调峰能力在40%～50%之间；供热期供热机组的调峰能力大幅降低，为满足对外供热和设备防冻条件，机组的最大、最小出力均受到限制，调峰能力不足20%。在冬季供热机组全开情况下，电网的调峰压力巨大，将会引起严重弃风现象。

2.2 北部电网外送能力约束

山西北部电网是重要的电力送出基地，2015年装机容量将超过2 400万kW，用电负荷仅有510万kW左右，需要通过北电南送通道（忻侯双+朔云线）和西电东送通道输送大量电力。基于2015年电网结构，根据西龙池抽水蓄能电站机组和轩岗电厂不同开机方式，计算得到北送极限潮流北部断面输送极限约为430万～490万kW，山西北部电网窝电720万～880万kW。由计算可知，西龙池抽水蓄能电站机组开机越多，北部断面输送极限越小。调用西龙池抽水蓄能电站机组可以提高山西电网的调峰和风电接纳能力，但西龙池电站接入忻朔电网，由于北部电网存在窝电问题，西龙池4台机组不能充分发挥其调峰作用，从而在一定程度上约束风电送出。

3 实例分析

3.1 风电接纳能力的计算方法

接纳风电Pwind计算公式如下。

式中，λ为最小负荷率；Plmax为高峰负荷；PLoss为电网损耗；PPlant为电厂的厂用电；βw、βa、βt分别是系统开机的水电机组、空冷火电机组、热电机组等不同类型机组的最小技术出力率；PGmax，w、PGmax，a、PGmax，t分别是不同类型机组在当前开机方式安排下的最大出力；PTran是互联电网的互济调峰能力。

从公式（1）可看出，最小负荷率λ、各种类型机组的最小技术出力率大小β将影响到风电的接纳能力。对于同样容量的峰荷Plmax，最小负荷率λ越大，接纳风电容量越多；对于不同类型机组同样的开出出力前提下，最小技术出力率β越小，接纳风电容量越多；如果能充分发挥互联电网的调峰互济能力，即PTran越大接纳风电容量也将变大。

3.2 2015年风电接纳能力

根据山西电网近年来实际运行情况，冬季用电负荷的峰谷差率正常在20%～23%；考虑外送京津唐电力峰谷差为50%，约120万kW；送特高压电力按照峰谷差90万kW考虑（高峰300万kW、低谷210万kW）；目前计算中采取供热机组在冬季供热期调峰能力为15%，非供热机组调峰能力在50%左右，然后按照省调发电机组加权平均，考虑一定的出力受阻，省调火电机组调峰能力取33%。

山西电网可调节水电机组万家寨和龙口电厂，按照各开2台机组考虑，可以提供56万kW的调峰能力。风电出力按照高峰0，低谷60%考虑；考虑高峰负荷期间100万kW旋备，低谷下旋100万kW；受北部电网外送能力限制，调用西龙池抽水蓄能电站按照高峰开2台，低谷1台抽水的方式分析对风电接纳能力的影响；不计厂用电和网损。

经计算分析可知，考虑西龙池参与调峰，2015年山西电网风电接纳能力为371.03万kW，不能满足预计809.2万kW风电全额接纳需求，仅能消纳45.9%的接入容量。

3.3 通过降低循环流化床机组的最小技术出力来接纳风电

火电机组的常规调峰能力在机组额定容量的40%～50%之间，极端情况下深度调峰可达机组额定容量的50%以上，不过在深度调峰时锅炉燃烧不稳，需要投油助燃。与煤粉炉相比，循环流化床机组的最低稳燃负荷较低，一般在30%MCR（机组的额定蒸发量），即其调峰能力可达到机组额定容量的70%；另外循环流化床机组的负荷调节范围大，负荷调节速率也很快，从而可以保证其对快速调峰的适应性。因此，在风电出力突然增大，系统调峰能力严重不足的情况下，可通过对大型循环流化床机组停止部分炉床的流化运行，进行热备用压火运行操作来短时接纳更多风电，避免弃风现象。

在实际运行过程中，由于考虑到电厂经济性、利益性等问题，当风电大发时，循环流化床机组作为调峰机组其最小技术出力不会压到机组额定容量的30%，更不会进行压火运行操作，其调峰能力煤粉炉机组相同，一般在机组额定容量的40%～50%之间，不做特殊调度。

预计2015年山西省循环流化床机组约1 220万kW装机容量，占总量的20.3%。其中非供热机组约为200万kW，这部分非供热机组在冬季后夜风电大发时调峰能力可达到70%～75%。若循环流化床机组的调峰能力按70%考虑，省调火电机组调峰能力可提高到33.9%，经计算得知可提高山西电网风电接纳能力54.5万kW，风电接纳容量可达到425.5万kW，能接纳52.6%的规划风电机组；若循环流化床机组的调峰能力按75%考虑，省调火电机组调峰能力可提高到约34%，经计算得知可提高山西电网风电接纳能力60.6万kW，风电接纳容量可达到431.6万kW，能接纳53.3%的规划风电机组。

随着山西省劣质煤的综合利用，循环流化床机组将大幅度增加，总装机容量在省调机组中的份额增大,循环流化床机组的调度对电网调度的影响越来越大。此外，常规煤粉锅炉机组经脱硝改造后，整体调峰能力下降，结合国家充分吸纳风电以及可再生能源的产业政策，以及山西省电力相对过剩的现状下，循环流化床深度调峰的特性在整个电网调度的作用显得更加重要［1-4］。

3.4 通过建设“西通道”来接纳风电

在2015年网架结构基础上搭建山西电网的“西通道”，即500 kV雁同—平鲁—五寨—固贤（兴县），山西电网北电南送通道由忻侯双+朔云线，变为忻侯双+朔云线+寨兴双。经仿真分析计算可知，由于北电南送通道变为忻侯双+朔云线+寨兴双，忻侯双输送功率极限由310万kW提高到325万kW，北送断面极限输送功率由430万～490万kW可提高到600万～750万kW，大大提高了北部电网的外送能力。在这种情况下可以考虑西龙池抽水蓄能电站高峰3台发电、低谷1台抽水来计算接纳风电的能力［5-8］。

由于西龙池抽水蓄能电站具备快速起停、连续调节的能力，因此其最小技术出力率β为-1。当西龙池抽水蓄能电站按照高峰3台发电、低谷1台抽水来调峰时，可以提供120万kW的调峰能力，若按风电出力60%考虑，与不安排西龙池抽水蓄能电站调峰相比，可使接纳风电的能力提高约200万kW。

经计算分析，考虑“西通道”增加北送断面极限输送功率，西龙池抽水蓄能电站按照高峰3台发电、低谷1台抽水，山西电网2015年冬季调峰裕度为242.7万kW，若风电按60%开机，能接纳风电404.5万kW，提高风电接纳能力。由于山西风电规划容量不断增大，接纳风电能力仍需进一步提高。

4 结论与建议

a）在电网负荷调度日益严峻的今天，深度挖掘流化床机组的调峰能力，是解决山西省调度困难的主要途径之一，若能进一步提高循环流化床机组的调峰能力，将会有力地提高省调全面调度的可行性。

b）降低循环流化床机组技术出力，从而造成更大的调峰成本。因此，在我国当前电力系统运营环境下，要激励循环流化床机组参与调峰，就必须采用更加灵活的价格机制。只要有充分的经济激励，循环流化床机组就会主动、积极地通过技术创新和管理创新最大程度参与调峰，接纳风电。

c）建设“西通道”后北电南送通道送电极限增大，西龙池水电厂充分发挥其调峰作用，从而增加了风电接纳容量。

d）随着风电场的不断接入北部电网，北部窝电状况更为严重，限制了电网的接纳能力，建议加快晋北交流特高压和晋苏直流特高压的建设。

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Research on W ind Power Integration Capacity in ShanxiGrid Based on M ulti-constraint Condition

ZHANG Ying1,ZHENG Huiping2,LIU Yuzhuo2
（1.North China Electric Power University，Beijing 102206,China; 2.State Grid Shanxi Electric Power Research Institute of SEPC，Taiyuan，Shanxi 030001，China）

Large-scale wind power integration has increased the demand for peaking capacity because of the intermittency and anti-peak-regulation ofwind power.With the increasing proportion ofwind power in Shanxigrid,wind abandoning ismore seriousatnight in winter.Taking Shanxigrid in 2015 as an example,this papermainly focuses on improving integration capacity in Shanxigrid based on theanalysisof themain factors restricting the integration capacity in powergrid.

wind powergeneration；ability ofpeak load regulation；integration capacity；Shanxipowergrid

TM614

A

1671-0320（2015）02-0022-03

2014-11-30，

2015-02-17

张 颖（1990），女，山西太原人，2015届华北电力大学硕士研究生，研究方向为电力系统仿真分析计算；

郑惠萍（1972），女，湖北当阳人，1993年毕业于太原理工大学电力系统及其自动化专业，高级工程师，从事电力系统分析工作；

刘愈倬（1964），男，河南溪川人，1985年毕业于天津大学电力系统自动化专业，高级工程师，从事电力研究及技术管理工作。