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    區(qū)域獨(dú)立電網(wǎng)光伏消納能力測(cè)算方法

    2021-01-26 02:27:34董思遠(yuǎn)
    農(nóng)村電氣化 2021年1期
    關(guān)鍵詞:氣電調(diào)峰測(cè)算

    董思遠(yuǎn)

    (中國(guó)電建集團(tuán)海南電力設(shè)計(jì)研究院有限公司,海南 三亞572000)

    光伏發(fā)電能力主要受到太陽(yáng)輻射影響,隨太陽(yáng)照射的周期變化而變化。根據(jù)光伏發(fā)電的出力特性,對(duì)不考慮配置儲(chǔ)能裝置情況下,區(qū)域獨(dú)立電網(wǎng)光伏消納能力測(cè)算進(jìn)行分析。

    1 對(duì)光伏發(fā)電出力特性進(jìn)行分析

    分析電網(wǎng)對(duì)光伏消納能力,光伏出力是重要測(cè)算指標(biāo),一般情況,建議取當(dāng)?shù)貙?shí)測(cè)最大光伏出力日曲線作為光伏出力特性進(jìn)行計(jì)算。以我國(guó)南方某省為例,光伏電站日出力在7:00—19:00 之間,在1:00—6:00 和20:00—24:00,電站處于不出力狀態(tài),7:00—19:00 呈對(duì)稱拋物線形,7:00—12:00 電站出力逐漸增大,在12:00—13:00 之間達(dá)到一日中的最大出力,14:00—19:00 電站出力逐漸減小。全省光伏出力基本在0~50%之間波動(dòng),在12:00左右達(dá)到一日中的最大出力為49.42%,在7:00 和19:00 為一日的中的最小出力為1.27%。綜合考慮省內(nèi)各地光伏出力特性情況,全省光伏最大出力按裝機(jī)容量55%考慮,單體光伏最大出力按照裝機(jī)容量80%考慮,典型晴天光伏出力曲線如圖1所示。

    圖1 光伏出力特性

    注:測(cè)算單體光伏接入消納能力時(shí),一般可采用光伏通用出力曲線,但測(cè)算區(qū)域光伏接入消納能力時(shí),光伏出力曲線建議將已投產(chǎn)全部光伏出力曲線(或不同位置測(cè)光曲線折算光伏處理后)進(jìn)行疊加,測(cè)算綜合出力曲線,以更準(zhǔn)確判斷區(qū)域電網(wǎng)某時(shí)刻電網(wǎng)中光伏實(shí)際發(fā)出電力情況,區(qū)域光伏出力曲線通常低于單體光伏出力曲線。

    2 光伏區(qū)域消納能力測(cè)算

    光伏區(qū)域消納能力主要受限于地區(qū)負(fù)荷水平、電源結(jié)構(gòu)以及區(qū)域聯(lián)絡(luò)通道送電情況。光伏接入電網(wǎng)后,一般優(yōu)先就地消納,剩余電力通過(guò)電力通道送往周邊地區(qū)消納。就地消納能力參考數(shù)據(jù)為當(dāng)?shù)刎?fù)荷水平、負(fù)荷特性曲線。光伏接入電網(wǎng)后,將消減午間負(fù)荷,當(dāng)光伏裝機(jī)容量和出力達(dá)到較大量時(shí),午間負(fù)荷將變成全天“低谷”負(fù)荷期,此時(shí)需要對(duì)應(yīng)壓低其他可調(diào)電廠出力。一般情況,光伏消納水平測(cè)算邊界條件,由于其出力不可調(diào)特點(diǎn),大量光伏電力就地消納導(dǎo)致全省電力系統(tǒng)調(diào)峰難度增加,通常以新增電站后,不惡化地區(qū)調(diào)峰形勢(shì)、不增加地區(qū)機(jī)組調(diào)峰深度為主要原則。該省光伏最大出力時(shí)刻于午間低谷負(fù)荷時(shí)刻基本充合,此時(shí)光伏電站常年每日最大出力考慮不大于全天日間午間低谷負(fù)荷與最小負(fù)荷的差至即可滿足系統(tǒng)調(diào)峰和電力平衡要求,如圖2所示。

    圖2 光伏消納總量示意圖

    仍然以南方某省為例,明確光伏出力特性后,對(duì)規(guī)劃年12個(gè)月進(jìn)行調(diào)峰平衡,平衡原則按當(dāng)?shù)爻R?guī)調(diào)峰平衡測(cè)算:明確聯(lián)絡(luò)線路受入、送出電力以及調(diào)節(jié)能力;明確地區(qū)電源最小技術(shù)出力;明確抽水蓄能是否參與平衡;明確各月不可調(diào)電源出力情況;參考當(dāng)?shù)剡\(yùn)行方式,對(duì)規(guī)劃年電源檢修進(jìn)行安排。通過(guò)調(diào)峰平衡結(jié)果,測(cè)算在滿足夜間調(diào)峰需求及全天電力平衡需求基礎(chǔ)上,采取最強(qiáng)調(diào)峰措施下(如氣電啟停調(diào)峰、氣電光伏錯(cuò)峰開(kāi)機(jī)、抽蓄調(diào)峰等),地區(qū)全年光伏滿出力時(shí)調(diào)峰盈余空間,即為當(dāng)?shù)乜上{光伏出力總量。全年最小可接納光伏出力總量,按光伏出力比例反算光伏裝機(jī)即為當(dāng)年可新增消納光伏總量。在此基礎(chǔ)上,疊加外送斷面送電裕度,即為當(dāng)?shù)毓夥山蛹{總量。

    表1 南方某省某年光伏出力

    表2 南方某省某年調(diào)峰平衡計(jì)算

    2.1 平衡原則

    光伏出力:綜合考慮當(dāng)?shù)馗鞯毓夥隽μ匦郧闆r,1—12月份全省光伏最大出力比例如表1所示。

    區(qū)域電網(wǎng)潮流交換:日受入電力500 MW。結(jié)合對(duì)側(cè)電網(wǎng)情況,12 月至第二年的4 月,午間受入酌情調(diào)低。

    煤電機(jī)組:最小技術(shù)出力按額定容量的40%考慮,老舊煤電按停機(jī)狀態(tài)計(jì)入調(diào)峰平衡。

    氣電機(jī)組:除熱電聯(lián)供機(jī)組外,氣電機(jī)組每天啟停一次考慮。熱電聯(lián)供機(jī)組最小出力為額定容量75%,其余氣電保留一臺(tái)機(jī)組運(yùn)行,機(jī)組最小技術(shù)出力按照裝機(jī)容量的40%考率。

    核電機(jī)組:核電不參與系統(tǒng)調(diào)峰,受環(huán)境溫度影響,單臺(tái)機(jī)組扣減1萬(wàn)kW。

    抽蓄:抽蓄電站參與午間調(diào)峰平衡,抽水負(fù)荷按照60 萬(wàn)kW 考慮;抽蓄電站參與電力平衡,發(fā)電出力按照40萬(wàn)kW考慮。

    垃圾發(fā)電機(jī)組:每月檢修裝機(jī)容量按照垃圾發(fā)電裝機(jī)容量10%考慮,最大出力按照80%考慮。

    生物質(zhì)發(fā)電機(jī)組:每月檢修裝機(jī)容量按照垃圾發(fā)電裝機(jī)容量10%考慮,最大出力按照40%考慮。

    水電機(jī)組:根據(jù)歷年水電情況進(jìn)行分析。

    風(fēng)電機(jī)組:考慮反調(diào)峰特性,風(fēng)電出力按額定出力的20%考慮。

    檢修原則:30 萬(wàn)kW 級(jí)煤電每臺(tái)每年檢修30天,抽蓄機(jī)組每臺(tái)每年檢修30天,氣電機(jī)組每臺(tái)每年檢修30天,水電機(jī)組每臺(tái)每年檢修30天,核電機(jī)組檢修周期18個(gè)月,檢修時(shí)間為30天。

    月份三、機(jī)組檢修/萬(wàn)kW煤電氣電核電水電抽蓄垃圾發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電四、午間最小出力/萬(wàn)kW煤電氣電核電水電抽蓄風(fēng)電光伏垃圾發(fā)電生物質(zhì)發(fā)電五、對(duì)外聯(lián)絡(luò)/萬(wàn)kW基荷承擔(dān)事故備用六、可利用容量/萬(wàn)kVA七、晚間電力盈余/萬(wàn)kW八、晚間調(diào)峰盈余/萬(wàn)kW九、午間電力盈余/萬(wàn)kW十、僅保留一臺(tái)機(jī)運(yùn)行的午間調(diào)峰盈余/萬(wàn)kW 1月60 35 22 3月44 35 4月11 5月26 6月7月8月58 35 9月38 35 11月112 35 74.6 12月110 33 68 0 0 0 0 0 6 0 0 0 0 8 0 0 0 0 6 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 10月131 35 28.6 65 2月127 33 0 65 6 20 2.8 0.5 253 97 30 64 5-40 6 70 20 2 105 40 65 636 84 54 182 41 3.3 20 2.8 0.5 355 110 48 128 5-40 6 76 20 2 115 50 65 781 93 93 110 92 3.3 0 2.8 0.5 335 110 48 128 5-60 6 76 20 2 115 50 65 800 112 158 135 170 0 0 0 0 0 0 6 0 2.8 0.5 297 96 30 128 5-60 6 70 20 2 95 30 65 704 109 28 252 19 2.8 0.5 297 96 30 128 5-60 6 70 20 2 115 50 65 719 151 46 229 40 2.8 0.5 335 110 48 128 5-60 6 76 20 2 115 50 65 796 172 95 201 94 2.8 0.5 342 110 48 128 5-60 6 83 20 2 115 50 65 847 144 199 100 196 2.8 0.5 352 96 48 128 9-40 6 83 20 2 115 50 65 792 140 104 111 95 2.8 0.5 379 96 48 128 43-60 6 95 20 2 115 50 65 812 227 42 195 28 2.8 0.5 305 96 48 64 40-60 6 89 20 2 115 50 65 722 138 113 169 91 2.8 0.5 333 96 48 128 10-60 6 83 20 2 115 50 65 745 160 33 274 17 2.8 0.5 329 97 48 128 5-60 6 83 20 2 95 30 65 748 136 57 261 14

    2.2 調(diào)峰平衡計(jì)算結(jié)果

    如表2 所示,根據(jù)晚間電力盈余和調(diào)峰盈余情況,調(diào)整系統(tǒng)開(kāi)機(jī)方式,避免午間采取特殊調(diào)峰方式下晚間無(wú)法滿足系統(tǒng)運(yùn)行要求。在不給系統(tǒng)帶來(lái)新的調(diào)峰問(wèn)題情況下,該地區(qū)午間各氣電廠可關(guān)停一臺(tái)機(jī)組,僅保留一臺(tái)機(jī)組運(yùn)行,午間調(diào)峰盈余即為系統(tǒng)可新增消納的光伏出力情況,其下限值即為新增光伏出力的上限值。經(jīng)測(cè)算,某年南方某省在考慮對(duì)外受入30萬(wàn)~50萬(wàn)kW電力情況下,該地區(qū)某年全年調(diào)峰盈余14 萬(wàn)~196 萬(wàn)kW,結(jié)合各月份的光伏出力比例,全年可新增光伏出力總量約22萬(wàn)kW。

    3 結(jié)束語(yǔ)

    以當(dāng)?shù)毓夥隽μ匦郧€、負(fù)荷特性曲線為基礎(chǔ),采取煤電深度調(diào)峰、氣電配合新能源錯(cuò)峰開(kāi)機(jī)、盈余電力停機(jī)等措施,進(jìn)行電力、調(diào)峰平衡計(jì)算,可取得電網(wǎng)實(shí)際調(diào)峰極限情況,其調(diào)峰盈余部分即為系統(tǒng)可消納的不可調(diào)電源出力上限。再通過(guò)光伏出力特性,以系統(tǒng)可消納光伏出力值(調(diào)峰盈余電力)可取得系統(tǒng)可消納光伏裝機(jī)總量。針對(duì)已批復(fù)光伏的并網(wǎng),若光伏總量超過(guò)可消納光伏裝機(jī)容量的測(cè)算結(jié)果,超過(guò)部分可作為配套儲(chǔ)能裝置出力參考。

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