基于电网消纳能力的风电项目限电比率估算方法研究

产业 | Industry
74 风能 Wind Energy
基于电网消纳能力的风电项目限电
比率估算方法研究
文 | 吴斯
大规模风电的消纳一直都是世界性难题，我国也同样存在这样的问题。

通常情况下，风能资源好、适合大规模开发风电的地区一般都在相对偏远
的“三北”地区。

这些区域也正是网架结构比较薄弱的电网末端，输电能力的发展往往迟缓于其新能源电源的增长。

此外，在部分区域，由于冬季
供暖的需求，也一定程度上挤压了风电的消纳容量，容易出现弃风限电现象。

现阶段，弃风限电最主要的原因是电网对风电的接纳度和接纳能力有
限，归根结底是电源及负荷两侧供求难以达到平衡、输送断面存在较大限制所致。

为保证投资回报率，项目的限电
情况是风电开发企业决策时需重点考虑的因素之一。

然而，目前并没有系统的限电分析方法适用于项目评估与可研报告，也没有可以借鉴的范本。

因此，本文提出一种在地区范围内通过分析电网结构、电源种类及容量、潮流情况、供暖期及非供暖期电力供需平衡和风电的消纳空间，进而估算项目投产后综合限电比率的方法。

现有风电项目限电程度分析方法
在项目测算前期工作中，估算出
较准确限电比率的难度较大。

在项目接入系统的报告中，一般也不会给出明确的限电比率。

目前，在风电项目评估、可研、交底报告中，对限电比率的估值，一般取该项目所在省份上一年度限电比率的平均值，甚至选取一个经验值，但类似于根据经验取值
的办法，其局限性在于：
（1）由于地区电源装机容量、负
荷大小不同，送出能力有差异，一般
同一省份内各市（区）、甚至同一市（区）内各县域的风电项目消纳能力各不同。

由于所在地区的差别，项目实际限电情况会存在较大的误差。

（2）各省份内的电源和送出线路
等建设，会对区域内的风电消纳现状产生影响。

取值时，需动态考虑本省份规划电源、规划输电线路、预计负荷增长情况等因素。

（3）各风电企业间、风电企业与
政府部门及电网企业之间均存在一定程度的限电数据统计标准和统计方案
的差别。

根据经验取值往往会因统计标准不同、统计方法不合理等产生误差。

基于电网消纳能力的风电项目限电程度分析方法
电力平衡是电力系统的基本原则。

本文将研究对象细化为市（区）、县
域内的风电项目，甚至是某电力系统的变电站，以自然年为基础研究单位，将一年根据供暖期与非供暖期，丰水期与枯水期，高、低负荷与平均负荷时段等，细分为若干个具有典型特征的电力供需平衡时段。

根据各时段的特征，结合期间的风能资源情况，分别计算在电力供需平衡和电力输送能力两个边界条件限制下风电项目的限电比率。

根据各时段在时间长短上的加权，计算该风电项目的全年综合限电比率。

由于是基于对电网本身情况的分
析研究，该方法不仅适用于风电领域，亦可供分析集中式并网光伏发电项目的限电情况时参照。

其基本计算流程
如下：
（1）根据电网运行方式及电网规
划情况资料，整理出项目所在市（区）或县域内的电源结构（包含各电源类
型和装机容量）。

（2）根据电网运行方式数据，整
理出项目所在市（区）或县域内输电及配电的综合线损率。

（3）根据电网潮流分区图以及预
期规划图，估算项目所在市（区）或县域内电网总送出容量区间以及最小负荷、平均负荷及最大负荷值。

根据项目所在市（区）或县域内输电及配
电的综合线损率，将最小负荷、平均
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2020年第05期 75负荷及最大负荷值折算到发电侧。

（4）根据电网运行方式所提供的
年典型日负荷图，估算最小负荷、平
均负荷及最大负荷值在每日中所占的时长。

确定项目所在市（区）或县域
内供暖期和非供暖期在一年中所占的时长。

（5）按照供暖期和非供暖期（水电集中地区应在此基础上，再细分为丰水期和枯水期两个阶段），分别计算该市（区）或县域内除风电外其余电源的最小出力。

（6）分别计算该地区风电项目在
供暖期最小负荷、平均负荷、最大负荷和非供暖期最小负荷、平均负荷、
最大负荷六种情况下将被限电的百分比。

然后，综合各情况在全年中的时间占比，得出该地区风电项目的年限
电比率。

（7）引入风能资源分析和发电量
计算的成果，分别计算出在该风电项目的利用小时数中供暖期和非供暖期的占比。

结合年限电比率，得出该项目限电后的利用小时数。

算例分析及验证
以位于吉林省某颇具代表性的风
电项目为算例，利用本文所述方法估算限电比率，并与当地实际限电情况进行对比验证。

根据该地级市区域电源装机规划表数据，本文所选的风电项目于2017年建成投产。

2017年，该地区
新增风电装机共99MW ，含本项目的49.5MW 及另一个项目的49.5MW ，未新增其他类型电源装机。

截至2017年年底，该区域内电力总装机为2630.3MW 。

其中，火电机组装机容量1700MW （以热电机组为主），风电机组装机容量840MW ，光伏发电装机容量40MW ，其他类型电源装机容量50.3MW 。

依“以热定电”原则，为保证供
暖期的热量需求，供暖期热电机组最小出力按80%计算，光伏发电不参与
调峰，其他电源最小出力按50%计算，开机系数为0.9，调峰能力始终不变。

经综合考虑，该地区内输电及配电的综合线损率按8%计算。

供暖期（11月至4月15日）最小负荷区间粗算
为供暖期时长的1/4（根据日负荷曲线，一般考虑每日的23时至次日5时为最小负荷期）。

根据当地电网的统计数据，该
地区电力最大负荷约为932MW ，最小负荷约为559MW ，平均负荷约为
839MW 。

考虑输电及配电综合线损率后，折合到电源侧最大负荷约为
1007MW ，最小负荷约为604MW ，平均负荷约为906MW 。

另外，根据当地
电力潮流情况综合分析，该地区电网的最大外送能力约为1153MW 。

供暖期，热电机组出力为1360MW
（1700MW ×80%），光伏发电出力
为40MW ，其他电源出力为23MW （50MW ×50%×0.9），因此，除风电外，其余电源在供暖期最低出力约
为1423MW 。

除外送容量1153MW
外，处于最小负荷时，风电的最大消纳空间约为334MW ，此时，该地区风电平均应限电约为60.2%；处于平
均负荷时，风电的最大消纳空间约为图1 该地区电网年典型日负荷曲线
723.0659.8596.6533.4470.2407.0
夏季冬季
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
时刻/h
负荷/M W
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636MW ，此时，该地区风电平均应限电约为24.3%；处于最大负荷时，风电的最大消纳空间约为737MW ，此时，
该地区风电平均应限电约为12.3%。

非供暖期，热电机组最小出力也
按50%计算，开机系数为0.9。

除风电外，其余电源非供暖期最低出力约为828MW[40MW+（1700MW+50MW ）×50%×0.9]。

同上，处于最小负荷时，风电的最大消纳空间约为929MW ，此时，该地区的840MW 风电装机所发电量可完全被消纳；处于平均负荷和最
大负荷时，风电亦可完全被消纳。

按当地电力一天中6小时处于最
小负荷，12小时处于平均负荷，6小
时处于最大负荷估算（若处于最小负
荷期间风电无消纳空间，即认为供暖期限电为25%）。

根据项目可研报告，该风电场场区的平均风速6.9m/s ，采
用某整机厂家的单机容量2MW 、风轮
直径105m 机组，测算年平均利用小时
数为2874小时。

其中，将供暖期间（11月至4月15日）测算的利用小时数进
行累加，可得供暖期间利用小时数约为1410小时，占年利用小时数的49%左右。

折算到全年，可得项目限电比率约为14%（49%/4×60.2%+49%/2×24.3%+49%/4×12.3%），限电后利用小时数约为2448小时。

向当地电网相关单位了解的情
况显示，2017年，该地区风电的平
均限电比率约为13%，与本文计算
结果基本相符，验证了运用本文方法在项目前期评估阶段估算限电情况的
可行性。

结论
限电是影响风电项目收益的重大
风险因素之一。

本文提出了一种在项目前期评估、可研阶段估算风电项目限电比例的参考方法，也通过算例初步证明了该方法的准确性。

但在具体应用中，电网等基础资料不准确、电网及电源规划调整等问题，可能导致
限电计算结果不准确，因此，应对此类影响因素予以重点关注。

（作者单位：龙源电力集团股份有限公司）
摄影：杨茂云。