张奇林，李卫国，廖国栋

(1.华北电力大学，北京 102206;2.国网湖南省电力公司经济技术研究院，湖南长沙 410004）

湖南电网风电接入对调峰影响的量化研究

张奇林1，李卫国1，廖国栋2

(1.华北电力大学，北京 102206;2.国网湖南省电力公司经济技术研究院，湖南长沙 410004）

本文以湖南电网2020年预测负荷、电源为背景，利用电力系统运行模拟软件量化计算并对比分析2种风电与水电联合运行的方法的优劣。供湖南电网乃至水电资源丰富的地区大规模风电接入后的电网调峰能力的研究借鉴。

湖南电网;风电;调峰能力;风电水电联合运行

风电有风则发，无风则停，与常规的火电和水电相比，其发电能量来源不稳定。其处理随机和不可控的缺点已经引起国内外学者的高度关注〔1-2〕。风电的大规模接入会使电网调峰难度大大增加，而电网调峰对电网安全稳定运行是不容忽视的。因此，电网接纳大规模风电就必须要有足够的可调节容量作为支撑〔3-5〕。

近年来，风电场和水电站的联合运行被作为解决风电接入的良好方法，并且国内外已经有不少学者对其进行了研究和探索〔6-13〕。大多数学者认为，风电和水电联合运行可以提高两者的价值，形成一个稳定的电力供应〔6〕，并提出具体方案〔7-10〕。文献〔7〕提出了风电与抽水蓄能电站联合运行的日内优化运行策略，利用抽水蓄能电站的储能能力，平抑风电的日内峰谷波动性，从而使风电场运行效益最大化。而文献〔9〕则提出通过风电与普通水电的联合运行，来完全平滑风电的出力。研究风电与水电联合运行的目标就是，最大限度利用风能，最大限度地减少由于风电接入对电力系统带来的不良影响，维持能量平衡和电力系统的稳定〔11-13〕。

文中以湖南电网大规模风电接入为背景，结合湖南地区水利资源丰富的优势，运用现阶段主流的风电与水电联合运行的思路，以及电力系统运行模拟软件仿真计算，针对大规模风电接入湖南电网的调峰影响进行了量化分析。

1 电力系统运行模拟软件

1.1 软件原理简介

电力系统运行模拟是对电力系统规划设计中常用的电力电量平衡分析的发展，其基本任务是从电力系统整体和实际出发，充分考虑电力系统中各类电站 (包括水电、火电、核电、抽水蓄能以及调

2)从 {Rik∣i=1，2，…，n(i∈可调节水电站)}中选出最小值，记作Rs1;

3)从剩余的 {Rik∣i=1，2，…，n(i∈可调节水电站，i≠s1)}中选出最小值，记作Rs2;

4)重复3)，依次可得序列Rs1，Rs2，…，Rsn，在日负荷曲线上按s1，s2，…，sn次序从上到下依次搜索各电站的工作位置。

上述算法中:Eik为k月限能电站i的日可调电量;对于水电站，Eik=24×Ki× (Pik.av-Pik.ob)，Ki为水电站i的水库调节系数，Pik.av为k月水电站i的平均出力，Pik.ob为k月水电站i的强迫出力 (除弃水调峰外，水电站的强迫出力部分承担系统的基本负荷);对于抽水蓄能电站，Eik为日发电量，即日抽水电量与抽水发电转换效率的乘积。Pik为k月限能电站i的日可调容量，即能达到的日最大可调出力;对于水电站，Pik=Pik.ex-Pik.ob，其中 Pik.ex为 k月水电站i的预想出力。

1.2 软件计算流程

研究大规模风电接入对湖南电网调峰影响时，使用的电力系统运行模拟软件为WDPH2.0，其总体流程如下:

1)首先，准备系统运行模拟原始数据。包括:系统负荷数据，系统中各电站特征参数、约束参数、代表年出力过程，以及运行模拟计算的一般数据和控制参数。

2)根据水、火电站的工作特征以及系统经济运行的要求，系统应首先充分利用常规水电的容量和电量，故常规水电站先参与系统运行模拟。

3)抽水蓄能电站作为电力系统专用的调峰电峰电站等)的特点，充分利用水电等“限能电站”(限能电站是指那些发电用能有一定限制的电站)的容量和电量，模拟系统全年逐月的运行方式，以校验系统的装机容量是否满足系统负荷的需求，并确定各电站在系统逐月典型日24 h负荷曲线上的工作位置和工作容量。

对于那些可调容量大、可调电量小的电站，应该工作于系统日负荷曲线上较高的位置;而对那些可调容量小、可调电量较大的电站则应工作于系统日负荷曲线上较低的工作位置〔14〕。具体算法原理如下:

1)对于i=1，2，…，n(i∈可调节水电站)，据式 (1)计算出Rik值:源，应根据系统需要，以系统实现经济运行为目标，合理确定其工作位置和抽发电量。

4)火电部分包括燃煤、燃油、燃气火电及核电，暂将核电作为不能调峰的火电处理。火电运行模拟时，根据机组的燃料费用和调峰能力，合理确定各机组的工作容量和备用容量。

5)根据模拟运行的成果，绘制系统年运行方式图和指定月份的典型日运行方式图，并可显示、打印输出图形和模拟运行成果。

2 风电并网后的调峰方法概述

2.1 传统工程分析方法

根据风资源特性以及已投产风电的出力特性分析，风电在电网高峰时段风电大发几率不高，对电网的有效支撑有限，反而电网负荷低谷时段风电往往大发。因此，传统规划研究中往往采用如下简化假设:1)电网高峰负荷时风电出力为0，即风电不参与电力平衡。2)电网低谷负荷时风电出力系数为100%，即认为风电接入后系统需要增加与风电等容量的调峰容量。

2.2 等效负荷曲线法

传统工程方法考虑了理论上最坏的风电接入情况，但实际上这样的情况出现的概率几乎为0。因此，传统的工程分析方法没有利用风电调峰能力。

风电具有间歇性和不确定性，不能像水库蓄水一样储存风能。因此，风电可以提供一定的电量支持，但无法提供容量。把风电和水电联合起来，采用风电-水电联合运行方式，风电给予水电电量支持，水电为风电提供容量保障。基于风电日出力曲线、系统负荷曲线确定火电以及水电-风电的工作容量和有效调峰容量，运行时若实时等效负荷超出系统需火电承担的最大负荷，则超出的等效负荷部分由水电承担〔10〕。

该方法是充分利用风电正调峰时的出力，当风电反调峰时通过牺牲水电的调峰能力使得风电能顺利接入电网〔8〕，充分利用风电。将风电看成是负的负荷，折入负荷曲线中得到等效负荷曲线，如图1，再根据得到的等效负荷曲线进行调峰分析与计算。这个方法适用于负荷曲线以及风电出力曲线预测较为准确的情况。若是预测误差较大，则事先的安排得不到实施，达不到预期的效果，存在较大的弃风情况。

该方法的优点是高峰负荷时段部分风电电力能被用于削峰，其缺点是若低谷负荷时段风电大发，系统负荷的峰谷差会被拉大。

图1 预测2020年7月典型日负荷曲线

2.3 水电平滑风电调峰法

将原本随机的风电出力通过具有调节能力的水电平滑后，形成一个相对稳定的出力，实现风电与水电协调运行。该运行策略实际上就是利用有调节能力的水电跟踪风电，使水电与风电的总出力等于预计的风电最大出力，实现风电日内峰谷波动性的平抑。用上述方法进行电网调峰平衡时，如何合理地根据风电特性曲线计算出水电-风电联合条件下具有调节能力大型水电厂日平均出力、强迫出力是调峰分析的关键。

水电平滑风电调峰最大的约束就是水电所能提供的容量支持和电量保障。假设某日风电电量为:

理想情况下，应满足:

文献〔9〕中提到的水电火电为风电调峰的方法，具体步骤如下:1)确定可参与平滑风电出力的水电站;2)根据风电出力曲线计算电网需要补充给风电的电量和电力容量;3)根据实际情况确定各个水电站能为平滑风电提供的电量和电力容量;4)若水电站能完全平滑风电，则水电的补充将风电变成恒定出力的稳定电源，若不能完全平滑风电，将不能平滑部分风电依然看作负的负荷折算到负荷曲线中进行模拟。

3 不同调峰方式的计算与对比

3.1 计算条件

利用风电—水电联合运行的方法对风电接入湖南电网的调峰情况进行计算和量化分析。预计，2020年统调发购电量为1 590亿kWh，统调最高负荷为3 430万kW。2012年为丰水年，且峰谷差较大，并与湖南电网2000—2011年负荷曲线相似。故采用2012年负荷特性曲线作为2020年负荷曲线，如图2所示。

图2 预测2020年负荷曲线

根据湖南省风资源规划和《湖南电网“十二五”发展滚动规划报告》，纳入国家“十二五”拟核准计划的第一批 (45万kW)、第二批 (79.5万kW)规模，2015年风电装机容量192.98万 kW(注:除国家“十二五”拟核准计划第一、二批项目外，考虑2014—2015年还将有60万kW风电投产);考虑“十三五”期间开发难度加大，每年投产规模按30万kW考虑，合计新增装机150万kW，预计2020年风电装机容量达343万kW。

2020年湘南、湘西南、湘东以及洞庭湖区风电装机容量分别按142万kW，115万kW，25万kW和61万kW考虑，共343万kW。根据郴州仰天湖、鲁荷金 (又称后龙)、邵阳南山风电场2012年1月1日至2012年12月23日的出力数据，预测2020年风电出力特性曲线，如图3所示:

图3 预测2020年风电典型日出力曲线

1)风电场景A(风电出力平稳、日出力曲线波动很小，风电接入对电网调峰的影响最小);

2)风电场景B(负荷低谷时段风电大发、其他时段风电出力很小，风电接入对电网调峰的影响最大)。

到2020年，湖南区外来电主要有四川水电、三峡、北方火电以及酒泉直流;除四川水电外其余区外来电都参与调峰 (四川水电仅6—10月送电至湖南，且受当地气候等来水条件等因素制约，在以往也未曾参与过调峰，因此不考虑四川水电参与调峰)。区内水电将新增白市、托口、桃源、涔天河扩机、金塘冲、东江扩机;其中桃源、金塘冲为径流式电站，若停机则需弃水调峰。

3.2 结合湖南电网实际的调峰容量分析

1)不计入风电湖南电网调峰容量

首先，根据3.1中的边界条件。在不计风电接入的情况，2020年湖南电网调峰平衡情况见图4。从调峰平衡分析结果可以看出2020年11月、12月电网调峰盈余容量相对较小，在负荷最大的12月份，调峰容量只有21万kW的盈余。在本身调峰容量就不是特别理想的情况下，采取文中2.2和2.3中提到的2种风电—水电联合运行方式，进行调峰容量的计算和分析。

图4 2020年湖南电网不计风电调峰容量盈余

2)等负荷曲线法

本方法主要是进行电网调峰平衡时需根据风电出力预测曲线，修正典型日负荷曲线、年负荷曲线、年最大负荷以及统调发购电量，然后再利用电力系统运行模拟分析软件对电网进行调峰平衡分析。实质上是将风电出力看作是负的负荷，折算到负荷曲线中去。由于风电通常具有反调峰特性〔8〕，往往折算过后的等效负荷曲线的峰谷差会加大。该运行方法在不同风电出力场景下用电力系统运行模拟分析软件对电网进行调峰平衡分析的结果见图5。

图5 等效负荷曲线法调峰容量盈余

从图5可以看出，风电的接入需要牺牲不小的调峰容量，在负荷低谷期大发的风电场景B下，在2，11，12月份都存在弃风风险。

3)水电平滑风电调峰法

水电平滑风电调峰法是近年提出的一种新的基于“水电以其容量支持风电、风电以其电量支持水电”运行策略。文中基于以下3个约束条件确定平滑风电的可调水电的出力:①各水电厂平滑风电时补充的水电不大于水电厂日可调水电电量;②水电—风电联合运行的日平均出力不大于水电厂预想出力;③各水电厂 (抽水蓄能除外)不具备存储风电电能的能力。

利用2.3中的方法结合2020年湖南电网的负荷和发电情况，以及到2020年规划投产的有调节能力的水电站，通过电力系统运行模拟分析软件的模拟计算，得到了不同风电出力情况下的湖南电网的调峰盈余，见图6。

由图5(a)和图6(a)可以看出，经过水电平滑风电的处理后，几乎所都月份的调峰盈余容量都有所增加。特别是盈余最低的12月，从几乎为0增加到了69万kW。从图5(b)和图6(b)的平行对比也能看到相似的趋势，充分表明了水电平滑风电的实用性。但是在负荷低谷期大发的风电场景下，2种运行方式都在2，3月出现调峰容量不足的情况，特别是负荷高峰的11，12月调峰容量缺口达到100万kW以上。

图6 水电平滑风电调峰法调峰容量盈余

4 结论与建议

1)水电平滑风电比直接将风电出力折算成负的负荷有着更好的调峰裕度，达到了更佳的调峰效果。因此，水电平滑风电的这种风电—水电联合运行方式在实际操作中是值得考虑和采纳的。

2)湖南电网在2020年接入343万kW的风电后，在冬季负荷高峰期，调峰容量可能出现不足，会有较大的弃风风险。

对风电—水电联合运行方法在湖南电网具体实施的意见与建议如下:

1)按风资源季特性分区，建立并进一步积累风电场出力历史数据库，为将来对风电出力的预测提供历史数据，以提高估计的准确性。

2)就近将风电场与附近有调节能力的水电站捆绑送出，形成稳定出力电源，并加强抽水蓄能电站对接纳风电的贡献。

3)建立起强大的实时控制系统，实时跟踪控制水电出力及时纠正风电出力实际与预测的差值，保障风电—水电联合系统的出力稳定。

4)建议下一步对在风电场安装分布式储能装置的技术经济性进行研究，可以在很大程度减轻电网接纳风电的压力。

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Quantitative research for peak load regulation effect of Hunan province power grid connected with wind farms

ZHANG Qi-Lin1，LI Wei-Guo1，LIAO Guo-Dong2
(1.North China Electricity Power University，Beijing 102206，China;2.State Grid Hunan Electric Power Corporation Economic ＆ Technology Institute，Changsha 410004，China)

In this paper，based on the forecasting of load and power in 2020 of Hunan Province，advantages and disadvantages of two kinds of wind and hydro power coordination methods have been calculated and compared by power system simulation software.The analysis result provides reference for study on the peak load regulation ability of Hunan Province Grid and other power grids connected with large-scale wind farms，which locate in rich hydro power resource regions.

Hunan Province Grid;wind farms;peak load regulation ability;wind and hydro power coordination

TM614

B

1008-0198(2014)02-0011-05

10.3969/j.issn.1008-0198.2014.02.004

2013-05-21 改回日期:2013-06-19