大規(guī)模外網(wǎng)受電及新能源接入下河南電網(wǎng)調峰形勢評估

饒宇飛，王愷文，李曉萌，劉陽，呂泉

（1.國網(wǎng)河南省電力公司電力科學研究院，河南鄭州 450052；2.大連理工大學電氣工程學院，遼寧大連 116023）

大規(guī)模外網(wǎng)受電及新能源接入下河南電網(wǎng)調峰形勢評估

饒宇飛1，王愷文2，李曉萌1，劉陽1，呂泉2

（1.國網(wǎng)河南省電力公司電力科學研究院，河南鄭州 450052；2.大連理工大學電氣工程學院，遼寧大連 116023）

“十三五”期間，河南電網(wǎng)外部直流受電規(guī)模和內部風、光等不可控可再生能源都將大幅增長，從而給河南電網(wǎng)的調峰帶來挑戰(zhàn)。為有效分析該環(huán)境下的調峰形勢，在充分計及河南電網(wǎng)內部分區(qū)斷面約束、復雜電源結構和調度原則的基礎上，設計了河南電網(wǎng)調峰形勢評估計算模型，對河南電網(wǎng)2020年的調峰形勢進行了計算分析。分析時，為使得結果符合未來實際，結合河南經(jīng)濟增長新趨勢以及國家電源建設新政策，分析了原始規(guī)劃場景、負荷低增長場景以及純凝火電凍結建設3個場景。結果表明：河南電網(wǎng)調峰容量不足問題主要出現(xiàn)在冬季，若負荷按規(guī)劃預測增長，通過純凝煤電深度調峰或少量棄風調峰可以滿足調峰平衡需求；而若負荷低增長，則無論電源按規(guī)劃建設，還是凍結純凝煤電建設，通過純凝煤電深度調峰或棄風調峰均無法滿足調峰平衡需求，需要采用其他調峰手段。

河南電網(wǎng)；調峰；特高壓；可再生能源接入

河南省位于華中電網(wǎng)北部，是華中電網(wǎng)的重要組成部分和火電基地[1-2]。當前，河南電網(wǎng)往北通過晉東南—南陽—荊門1 000 kV特高壓與華北電網(wǎng)互聯(lián)，往西通過靈寶直流背靠背工程和±800 kV特高壓哈鄭直流與西北電網(wǎng)互聯(lián)，往南通過500 kV交流和南陽—荊門1 000 kV特高壓與湖北電網(wǎng)互聯(lián)。河南電網(wǎng)已成為西北、華北、華中三大區(qū)域特高壓交、直流聯(lián)網(wǎng)的重要樞紐[3-4]。

鑒于直流送端西北電網(wǎng)存在大規(guī)模的棄風限電現(xiàn)象，因而送入河南的電力調峰幅度很小，一般小于20%；而交流送端華北電網(wǎng)同樣存在嚴重棄風，若受入電力，調峰幅度也可能要低于河南自身負荷調峰深度[5-6]?？梢哉J為，外網(wǎng)電力的大規(guī)模受入，將給河南電網(wǎng)的調峰問題帶來巨大挑戰(zhàn)[7]。根據(jù)規(guī)劃，河南電網(wǎng)“十三五”期間風光可再生能源發(fā)電將快速發(fā)展，到2020年，累計容量將超過系統(tǒng)13%。其中，由于風電具有明顯的反調峰特性，將對系統(tǒng)調峰造成嚴重影響[8-10]。

故而，隨著大規(guī)模外網(wǎng)電力的受入以及新能源的快速發(fā)展，河南省內其他電源所承擔的調峰壓力會越來越大。那么，在“十三五”末期，省內電源是否能夠滿足系統(tǒng)的調峰需求，就成為電網(wǎng)決策部門在規(guī)劃、運行時非常關心的問題。本文即針對該問題展開研究，分析了2020年河南電網(wǎng)的調峰形勢，并對電網(wǎng)規(guī)劃和運行給出了一些合理建議。

1 “十三五”末期河南電網(wǎng)電力系統(tǒng)概況

1.1 內部分區(qū)外網(wǎng)接入情況

根據(jù)河南電網(wǎng)實際運行及規(guī)劃，河南電網(wǎng)內部主要有2個輸電斷面：豫北—豫中500 kV輸電斷面和豫中—豫南500 kV輸電斷面，從而將豫中電網(wǎng)分割為3個內部分區(qū)：豫北、豫中和豫南，如圖1所示。由圖1可知2020年外部聯(lián)接線路的輸電容量與省網(wǎng)主要輸電斷面容量。

圖1 2020年河南電網(wǎng)主要輸電斷面及電力流向示意圖Fig.1 Main transmission section and power flow diagram of Henan grid in 2020

1.2 電源結構

圖2給出了2020年河南電網(wǎng)預期電源結構，可以看出，未來河南電網(wǎng)的電源結構非常多樣化，風電、光伏等新型可再生能源的占比將近13%，而水電、燃氣、抽蓄等靈活電源的占比也將近10%。然而，電源結構中，火電依然占據(jù)主導地位，約占78.2%，主要由純凝燃煤、供熱燃煤以及自備燃煤機組構成。

圖2 河南電網(wǎng)2020年預測電源結構Fig.2 The forecast power source structure of Henan grid in 2020

1.3 日負荷特性及調峰需求

圖3給出了預測的夏季和冬季典型日標幺負荷曲線。由圖3可知，夏季和冬季典型日的峰谷差率分別為34%和36%?？紤]到電網(wǎng)實際運行時一般會在尖峰時段安排5%以上的旋轉備用，因此對發(fā)電側綜合調峰率的需求就將達到40%以上?？紤]到河南電網(wǎng)在2020年會有約5 GW的風電，約占最大負荷的7.4%，從而將會給發(fā)電側分別帶來約3.7%的調峰需求（假設風電尖峰不參與電力平衡，低谷考慮合理棄風按50%出力計算）。這樣，夏季和冬季最大負荷日對發(fā)電側的綜合調峰需求將達到44%左右。若考慮到春節(jié)等特殊情況，以春節(jié)峰谷差率40%計算，則對發(fā)電側的綜合調峰需求將達到49%，已經(jīng)接近與純凝機組50%的常規(guī)調峰能力。鑒于冬季實際運行時，熱電機組僅有約20%～30%的調峰能力，哈鄭直流僅有20%的調峰能力，則要滿足調峰率49%的調峰需求，純凝機組就要進行深度調峰，甚至進行啟停調峰。因此，未來河南電網(wǎng)的調峰形勢不容樂觀，需要進行有效的評估。

圖3 2020年典型日標幺負荷曲線預測Fig.3 The typical daily load curve forecasting in 2020

2 調峰形勢評估原理

本文通過對典型日進行調峰平衡分析，來評判電網(wǎng)的調峰形勢[2]。根據(jù)河南電網(wǎng)實際運行情況，設計調峰評估原理如下。

2.1 選定典型日

電網(wǎng)調峰能力通常是指發(fā)電側跟蹤負荷日內峰谷波動的能力[3]。電網(wǎng)調峰問題一般可描述為：發(fā)電側在滿足低谷時段負荷備用需求的前提下，考慮發(fā)電機組技術約束條件能否滿足尖峰時段電力平衡和備用需求的問題。通常，均采用第一種描述方式，本文亦如此。

分析調峰問題時，典型日通常選擇2種：其一，大負荷日，因為負荷越大，水電、抽蓄、燃氣等靈活性電源的占比就越小，調峰就可能越困難；其二，小負荷日，因為負荷越小，熱電、直流外來電、自備機組等非靈活性電源占總負荷的比重就越大，發(fā)電側就越難滿足系統(tǒng)的調峰需求。

2.2 典型日各類電源開機容量及可調容量確定

我國當前采用節(jié)能發(fā)電調度方式[4]。因而，可根據(jù)典型日負荷曲線上的尖峰負荷加上給定的最小備用作為需要的系統(tǒng)可調容量需求。根據(jù)節(jié)能調度順序，以及調峰能力強優(yōu)先開機的原則，在考慮省網(wǎng)各分區(qū)間斷面約束以及各類電源備用、容量受阻等因素下，確定省內各類電源的開機容量和可調容量，從而滿足系統(tǒng)典型日可調容量的需求。

2.3 公用純凝機組負荷率的計算

在2.2節(jié)所確定開機的各類電源中，將公用純凝機組以外的電源按照《華中區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》（下文統(tǒng)稱為《細則》）規(guī)定的基本調峰標準降到最低，統(tǒng)計此時這些電源的總出力水平；典型日負荷曲線上低谷時段最小負荷減去該出力水平，即為大型公用純凝機組在低谷時段需要承擔的負荷；依據(jù)該負荷及公用純凝機組的開機容量，即可計算出公用純凝機組在低谷時段的負荷率。

2.4 調峰裕度評估指標的計算

以典型日低谷時段大型公用純凝機組的負荷率減去《細則》規(guī)定基本調峰標準下的最小技術出力，即為調峰裕度的相對指標。該指標可以表征在給定電源結構下系統(tǒng)調峰的緊張程度。以該相對指標再乘以大型公用純凝機組的開機容量，即為系統(tǒng)的調峰裕度絕對值。

根據(jù)2.1～2.4節(jié)流程，即可評估出任何給定典型日下的調峰形勢。

3 典型日開機容量確定模型

3.1 邊界條件

根據(jù)河南省網(wǎng)以往調度經(jīng)驗，尖峰電力平衡時需考慮的邊界條件如下：

1）電源可用率。電源在實際運行過程中，停機檢修、運行受阻以及長期停運等因素均會導致電源全部或部分容量不可用。因而，在確定各分區(qū)各類電源開機總容量時，需要考慮各類電源的可用率。

2）旋轉備用容量。在設置旋轉備用時，需全網(wǎng)和分區(qū)同時兼顧。對各分區(qū)而言，旋轉備用需求為區(qū)內最大1臺機組或最大直流線路發(fā)生單極閉鎖時該區(qū)失去的受電容量；而旋轉備用供給為其他分區(qū)通過聯(lián)絡線支援的備用容量和本分區(qū)自留的備用容量。

在電力平衡時，不考慮外網(wǎng)提供的備用，即所有備用由省內常規(guī)機組提供。這是因為，根據(jù)目前的調度原則，一次調頻備用一般為全區(qū)共享，相互支援，二次備用則按照省內各自平衡原則進行調度。

1）省內分區(qū)間斷面容量。分區(qū)間斷面容量限制的存在，會導致某些送出分區(qū)的可用機組因斷面約束而無法開機，因而在確定各分區(qū)電源開機容量時必須予以考慮。

2）外網(wǎng)受電原則。對于直流受電，進行尖峰時段電力平衡時按照考慮網(wǎng)損后的最大受電能力考慮。而對于交流受電，由于省網(wǎng)高開機率與河南電網(wǎng)整體利益一致，是河南電網(wǎng)可能的運行方式，因此，電力平衡時以省網(wǎng)統(tǒng)調機組開機最大為目標，盡可能減小對外部交流電力的依賴。

3）電源開機優(yōu)先順序。按照節(jié)能調度順序，電力平衡時應優(yōu)先平衡風電、光伏、水電等可再生能源；而為了計算最大調峰裕度，也應該優(yōu)先平衡燃氣、抽蓄等靈活調峰資源；同時，鑒于熱電廠和自備電廠的特殊性，也需要優(yōu)先進行平衡。故而，在這些電源平衡之后，再根據(jù)電力缺額，使用公用純凝機組進行平衡。從而，確定各類電源的開機容量和可調容量。

對各分區(qū)的公用純凝機組而言，為保證公平性，電力平衡時采用均衡調度的思路確定開機容量，即各區(qū)域公用純凝機組的開機率之比在不考慮斷面約束的情況下應該相同。尖峰和低谷電力平衡時，開機機組的負荷率在不考慮斷面約束的情況下也應該相同。

3.2 數(shù)學模型

由于河南省網(wǎng)分為3個分區(qū)，故確定各分區(qū)各類電源開機容量時需要考慮分區(qū)間斷面容量約束。這使得傳統(tǒng)基于表格法的電力平衡方法難以適用。

為此，本文采用優(yōu)化模型來計算各分區(qū)各類電源的開機容量。首先，將各分區(qū)每類電源合并為一個等值電源；其次，根據(jù)調度經(jīng)驗計算等值電源在典型日的可調容量（可調容量小于裝機容量之和，主要考慮檢修、停備、供熱、燃料不足等因素）；最后，根據(jù)節(jié)能調度辦法，取尖峰時段各分區(qū)水電出力、抽蓄出力、燃氣出力、供熱出力為其最大可調容量；進而，利用優(yōu)化模型，在考慮斷面、備用等約束的情況下，計算各分區(qū)尖峰時段純凝機組的開機容量。

基于本小節(jié)第2段思路，設計數(shù)學模型如下：

1）目標函數(shù)：

式中：Pi，CHP，Pi，CON分別表示在尖峰時段第i分區(qū)等值熱電機組和等值純凝機組的出力；Ri，CHP，Ri，CON則表示兩類等值機組所承擔的備用容量；Pac表示豫南特高壓落點接受的交流電力；ai，CHP，ai，CON以及系數(shù)b為設計的等值機組成本系數(shù)；k為設計的外部送入電力的費用系數(shù)。

為實現(xiàn)對各分區(qū)機組出力和備用的均衡調度，ai，CHP和ai，CON的取值滿足如下約束：

式中：Ci，CHP為i區(qū)熱電機組的可開機容量；Ci，CON為i區(qū)純凝機組的可開機容量。

本文中，通過對k取一個遠大于式（2）所計算的邊際成本的數(shù)值，使得電力平衡結果為外部受電最小。同時，取Pac≥0，表示河南省網(wǎng)不向外部送電。

2）約束條件包括：

全省電力平衡約束

式中：Phz，Plb為哈鄭直流、靈寶直流受電功率，在尖峰電力平衡時取其考慮網(wǎng)損后的最大值；Pload為尖峰時段負荷；Pb，Pz，Pn為在尖峰時段豫北、豫中、豫南地區(qū)總發(fā)電出力，有：

式（4）表示尖峰時段電力平衡時的各區(qū)總發(fā)電出力等于供熱機組、純凝機組和其他類機組出力之和。其中，Pi，QT表示該區(qū)除公用供熱和純凝機組之外的其他電源參與尖峰電力平衡的出力之和，包括自備機組、燃氣機組、水電、抽蓄、風電和光伏的可信容量。如3.1節(jié)所述，該功率在尖峰電力平衡時作為已知量。

分區(qū)電力平衡約束

豫北地區(qū)：

式中：PLbz為豫北—豫中斷面南送潮流；Pb，load為豫北地區(qū)尖峰時段負荷。

豫中地區(qū)：

式中：PLzn為豫中—豫南斷面南送潮流；Pz，load為豫中地區(qū)尖峰時段負荷。

豫南地區(qū)：

式中：Pn，load為豫南地區(qū)尖峰時段負荷。

各區(qū)等值機組出力限制約束：

式中：KGmin，CHP和KGmax，CHP，KGmin，CON和KGmax，CON分別表示各分區(qū)熱電機組和純凝機組可調容量的調峰區(qū)間。對處于供暖期的供熱機組而言，由于供熱機組必然開機，且供熱會導致熱電機組調峰范圍降低，故上下限系數(shù)分別取0.9和0.7。而對于純凝機組和非供暖期的供熱機組而言，開機容量屬于待求值，故而其上下限系數(shù)分別取為1和0。

全省備用約束：

式中：Cunit，max表示省內最大單一機組容量；Ci，dlv表示電解鋁可調容量；Ci，hyd表示水電可調容量。式（10）表示各區(qū)供熱機組、純凝機組、水電、自備電廠提供的備用之和應大于等于省內最大單一機組容量、哈鄭直流一半功率和靈寶直流一半功率三者的最大值。

分區(qū)備用約束：

按豫北—豫中斷面將河南省網(wǎng)劃分為兩部分后各區(qū)的備用約束：

式（11）、式（12）分別表示按豫北—豫中斷面將河南省網(wǎng)劃分為北部電網(wǎng)和中南部電網(wǎng)兩部分后各自的備用約束，均需本區(qū)備用加上外部最大支援備用大于本區(qū)最大機組或最大直流單極閉鎖容量。

按豫中—豫南斷面將河南省網(wǎng)劃分為兩部分后，各區(qū)的備用約束：

式（13）、式（14）分別表示按豫中—豫南斷面將河南省網(wǎng)劃分為南部電網(wǎng)和中北部電網(wǎng)兩部分后各自的備用約束，均需本區(qū)備用加上外部最大支援備用大于本區(qū)最大機組或最大直流單極閉鎖容量。

考慮豫北—豫中，豫中—豫南斷面后的豫中地區(qū)備用約束：

式（15）表示豫中地區(qū)的本地備用容量加上豫北地區(qū)和豫南地區(qū)支援的備用容量應該大于區(qū)最大機組或最大直流單極閉鎖容量。

斷面輸送能力約束：

其中，Cl,j表示豫北—豫中斷面和豫中—豫南斷面的北送和南送潮流限制。各斷面潮流可由下式計算：

應用式（1）—式（18）模型，即可在電力平衡時以實現(xiàn)分區(qū)均衡調度和備用的原則，在滿足斷面約束的前提下，求出尖峰時段各區(qū)等值公用純凝機組和公用供熱機組的累計出力和備用（供熱機組在供熱期應當全部開機，故為已知量）。進而可求出各區(qū)純凝機組的開機容量為

由于尖峰時段電力平衡時以外網(wǎng)交流受電最小為原則，若各區(qū)開機容量小于該區(qū)域可開機容量，則表示該分區(qū)部分純凝火電機組由于斷面約束無法開機，部分容量受阻無法調出。

4 典型日調峰平衡計算

通過式（1）—式（19）尖峰時段電力平衡模型即可確定典型日各分區(qū)公用純凝機組的開機容量。在各區(qū)開機容量確定之后，同樣利用該模型對低谷時段進行電力平衡計算，即可求出在典型日低谷時段公用純凝機組的負荷率。

在低谷時段平衡時，需要考慮《細則》中對各類電源的基本調峰要求以及實際調度情況，確定除公用純凝機組以外的其他類電源的最小出力。文中，抽水蓄能的最小出力為其裝機容量的負值，水電、燃氣、光伏的最小出力為0，供熱機組的最小出力按“以熱定電”的方法確定，電解鋁最小出力按實際需求確定，風電最小出力按其容量的50%確定（考慮合理棄風）。

比較公用純凝機組在低谷時段的負荷率和其最小出力率，即可判斷當前電網(wǎng)的調峰充裕性以及欠缺的調峰容量。

5 算例分析

5.1 基本數(shù)據(jù)

為了全面反映2020年河南電網(wǎng)調峰形勢，本文選擇夏、冬季大負荷日和冬季小負荷日以及春、秋季小負荷日4個典型日進行計算分析。

鑒于我國經(jīng)濟進入新常態(tài)，河南省2020年負荷增長可能低于原有預期，而純凝煤電建設也受國家調控可能限于停滯狀態(tài)[6]。為此，本文分析了以下述3種場景下的調峰形勢：

場景A：原始規(guī)劃場景。

場景B：負荷低增長&原始電源規(guī)劃場景。

場景C：負荷低增長&純凝煤電凍結場景。

其中，由于已經(jīng)開始建設的電源投產(chǎn)存在滯后期，故而本文選取原規(guī)劃中2017年底的純凝火電規(guī)劃容量作為純凝煤電凍結場景中2020年的純凝規(guī)劃容量。

表1給出了2020年原始規(guī)劃場景和純凝煤電凍結場景。全省及各分區(qū)的年最大預期負荷表2則給出了各典型日尖峰負荷相對于年最大負荷的標幺值以及該日的峰谷差率。

表1 2020年河南省電源預期裝機容量Tab.1 The installed capacity of power source of enan grid in 2020 MW

表2 各典型日負荷數(shù)據(jù)Tab.2 The data of each typical daily load

5.2 電力平衡與容量受阻

根據(jù)河南電網(wǎng)實際比運行情況確定邊界條件后，2020年各典型日尖峰電力平衡計算結果如圖4所示。由圖4可知，在規(guī)劃場景A下，豫北、豫中、豫南三區(qū)純凝火電的開機率均相同，由于本文采用三區(qū)均衡開機方式，這說明在開機過程中，并沒有受到斷面約束的影響。由圖4也可以看出，在該場景中，冬大、夏大2個典型日的開機容量已經(jīng)達到最大85%的可開機容量上限（且還需要豫南特高壓交流支援約7 GW），說明在這2個典型日本地電源發(fā)電能力無法滿足負荷需求。然而，對于冬季小負荷日，開機率僅有不到35%，對于春秋季小負荷日，開機率也僅僅剛超過50%，說明在這些季節(jié)，河南電網(wǎng)供電能力有很大的盈余。在場景B下，由于負荷增長低于預期，故而在各典型日中，純凝機組的開機率均小于85%的最大可開機率，這說明此時河南電網(wǎng)無論在大負荷日，還是在小負荷日都有較大的供電能力盈余，完全可以滿足本省負荷需求。同時，在冬大和冬小負荷日，豫南的開機容量要大于豫北和豫中，這說明此時在進行尖峰電力平衡時，豫南—豫中斷面潮流已經(jīng)達到滿負荷，需要豫南多開機以滿足需求。在場景C下，在冬小和春秋小典型日，純凝機組開機率依然很低，說明此時電網(wǎng)有充裕的供電能力。然而，在冬大和夏大典型日下，豫南地區(qū)開機率已經(jīng)達到了85%的最大開機率上限，而豫北和豫中開機率卻不到80%。而與此同時，豫南特高壓分別有約3 GW和2 GW的下網(wǎng)電力。這說明，豫北和豫中電源受豫中—豫南斷面的約束無法開機支援豫南，反而使得豫南需要接受特高壓交流電力以滿足電力需求。因此，在該場景下，豫北和豫中電源受阻，無法得到充分的利用。因此，應當適當減少豫北豫中地區(qū)電源規(guī)劃而增加豫南地區(qū)的電源建設。

圖4 純凝機組的開機率Fig.4 The operation rate of condensing power units

5.3 調峰平衡與風電消納

在電力平衡的基礎上，通過第4節(jié)所述的調峰平衡的計算，可計算出公用純凝煤電開機機組在各典型日低谷時段的出力率，如圖5所示。

圖5 低谷時段純凝機組的出力率Fig.5 The output rate of condensing power units during the low load time

由圖5（a）可知，在規(guī)劃場景A下，夏季大負荷日和春秋小負荷日，開機純凝煤電的出力率都較高，遠大于50%的常規(guī)調峰出力下限，說明在這2個典型日系統(tǒng)有充足的調峰能力。然而，在冬季大負荷日，純凝機組的出力率已經(jīng)略低于50%的常規(guī)調峰出力下限，而在冬小負荷日，出力率已經(jīng)低于40%，需要純凝機組深度調峰或者其他熱電機組進行深調才能滿足系統(tǒng)調峰需求。

同時，由圖（b）和（c）均可以看出，場景，A的現(xiàn)象同樣存在于場景B和場景C。尤其是在冬季小負荷日，場景B和場景C下，純凝煤電的出力率已經(jīng)低于20%，已經(jīng)超過了純凝煤電深度調峰的下限。因而，需要純凝煤電進行停機調峰或者是棄風調峰。

圖6給出了各場景下各典型日常規(guī)調峰容量裕度與風電功率的情況。可以看出，在規(guī)劃場景A下，對于調峰裕度為負的冬大和冬小典型日，由于風電累計功率超過三區(qū)調峰容量總缺額（負的調峰裕度表示欠缺調峰容量），故而此時通過限制風電功率，可以滿足系統(tǒng)調峰要求。

而在場景B和C下，可以看出，對于冬大典型日，也可以通過限制風電功率滿足系統(tǒng)調峰要求；然而對冬小典型日，由于三區(qū)累計風電功率小于累計調峰容量缺額，故而即使全部棄風，也無法滿足系統(tǒng)調峰需求。

圖6 常規(guī)調峰裕度與風電功率Fig.6 The peak regulation margin and the wind power

6 結論

本文針對河南電網(wǎng)“十三五”期間外網(wǎng)電力大規(guī)模接入以及新能源快速增長的趨勢，提出了評估河南電網(wǎng)調峰形勢的數(shù)學模型。該模型充分考慮了河南電網(wǎng)內部分區(qū)斷面約束、備用約束以及復雜的電源結構。

利用該模型，本文對河南電網(wǎng)2020年夏大、冬大、冬小以及春秋季小負荷日4個典型日進行了分析。同時，為使得結果更加符合未來實際，結合河南經(jīng)濟增長新趨勢以及國家電源建設新政策，本文分析了原始規(guī)劃場景、負荷低增長場景以及純凝火電凍結建設3個場景。計算結果表明：

1）若負荷按原規(guī)劃增長，則到2020年，在夏大和冬大典型日，河南省內規(guī)劃電源和外網(wǎng)直流受電無法滿足本地負荷，需要豫南特高壓交流電力的支援。

2）若負荷低增長，則到2020年，河南省內規(guī)劃電源和外網(wǎng)直流受電完全可以滿足自身負荷需要，無需特高壓交流支援。但若純凝火電停止建設，則在冬大和夏大典型日，一方面豫北、豫中部分電源容量由于豫中—豫南斷面約束的限制受阻無法利用；另一方面豫南卻需要特高壓交流支援部分電力以滿足本地電力需求。

3）在3種場景下，夏季大負荷日和春秋季小負荷日系統(tǒng)的調峰裕度均較大，調峰供給較為充裕。然而，在冬季大負荷日，3種場景下的純凝機組出力率均接近甚至已經(jīng)低于常規(guī)調峰出力下限，調峰形勢趨緊。但對于調峰不足容量，可以通過棄風調峰滿足。

4）在3種場景下的冬季小負荷日，調峰容量均嚴重不足。但在負荷按原規(guī)劃增長的場景下，若電源按規(guī)劃建設，則通過純凝煤電深度調峰或者棄風調峰可以滿足調峰需求。然而，若負荷低增長，則無論電源按規(guī)劃建設場景，還是凍結純凝煤電建設場景，系統(tǒng)通過純凝煤電深度調峰或棄風調峰均無法解決調峰問題，需要采用其他調峰手段，如直流調峰、供熱機組調峰和自備電廠調峰等，調峰形勢非常嚴峻。

[1]國網(wǎng)河南省電力公司.河南省電網(wǎng)“十三五”發(fā)展規(guī)劃研究報告[R].鄭州：國網(wǎng)河南省電力公司，2014.

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（編輯 董小兵）

Assessment on Peak Regulation of Henan Grid with Large-Scale Power Injection from External Grids and New Energy Integration

RAO Yufei1，WANG Kaiwen2，LI Xiaomeng1，LIUYang1，Lü Quan2
（1.Electric Power Research Institute of State Grid Henan Electric Power Company，Zhengzhou 450052，Henan，China；2.School of Electrical Engineering，Dalian University of Technology，Dalian 116023，Liaoning，China）

During the 13th five-year period，the largescale power injection from external grid and new energy integration，such as wind power and PV，will bring more challenges to the peak regulation for Henan power grid.In order to analyze the situation effectively，an evaluation model on the situation of peak regulation is designed on the basis of considering transmission interface constraint among the internal subareas，complex power source structure of Henan grid and balance principle of scheduling.Using the model，the situation of peak regulation in 2020 is calculated and analyzed.In order to simulate the results in accordance with the actual situation in future，three scenarios-the original planning scenario，load low growth scenario and the scenario of freezing the construction of condensing power units-are analyzed according to the new trend of economic growth in Henan Province and new policy on the construction of condensing power units.Some very meaningful conclusions are given in this paper.

Henan power grid；peak regulation；UHV；renewable energy integration

2016-11-06。

饒宇飛（1984—），男，碩士，高級工程師，研究方向為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析；

王愷文（1992—），男，碩士，研究方向為電力系統(tǒng)運行與控制；

李曉萌（1980—），男，博士，高級工程師，研究方向為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析。

國家自然科學基金項目（51607021）。

Project Supported by the National Natural Science Foundation of China（51607021）.

1674-3814（2017）04-0105-08

TM732

A