新能源并網(wǎng)對線損的影響分析

王華彪，張 杰，王滄海，劉生春，馬勇飛，王獻敏

(1.重慶電力高等?？茖W校，重慶 400053；2.國網(wǎng)青海省電力公司電力科學研究院，青海 西寧 810008；3.四川廣安發(fā)電有限責任公司，四川 廣安 638000；4.國網(wǎng)青海省電力公司檢修公司，青海 西寧 810026)

能源與環(huán)保危機使太陽能、風能等新能源日益受到人們的重視[1]，新能源發(fā)電逐漸成為電能發(fā)展的趨勢[2]。近年來，新能源逐年大規(guī)模接入電網(wǎng)，但新能源發(fā)電出力易受天氣變化、季節(jié)變換以及地理位置等影響，具有間歇性和不確定性，而且發(fā)電功率波動性大，在實際并網(wǎng)中難免會對電網(wǎng)線損及電網(wǎng)運行造成影響[3]。因此，采取可靠的研究方法分析總結(jié)出新能源并網(wǎng)對線損影響的大致規(guī)律，對于電網(wǎng)分析決策和安全經(jīng)濟運行具有重要的價值和意義。

1 2019年青海省某地區(qū)電網(wǎng)新能源發(fā)電對電網(wǎng)線損影響分析

2019年青海省某地區(qū)電網(wǎng)新能源總裝機規(guī)模達到11 459.5 MW，其中光伏裝機規(guī)模達到8 848 MW，風電裝機規(guī)模達到2 461.5 MW、光熱裝機規(guī)模達到150 MW。青海省某地區(qū)750 kV電網(wǎng)接線圖如圖1所示。

圖1 青海省某地區(qū)750 kV電網(wǎng)接線圖

1.1 3種典型方式

1)新能源大發(fā)方式，考慮海西新能源送出斷面為2 263 MW，海南新能源送出斷面為4 983 MW；

2)新能源小發(fā)方式，新能源出力按0考慮；

3)新能源定量出力方式，海西新能源出力按裝機25%，海南新能源出力按裝機50%考慮。

1.2 3種方式下理論線損率計算結(jié)果

與新能源小發(fā)方式比較(數(shù)據(jù)見表1，對比圖見圖2、圖3)，新能源大發(fā)方式下新能源出力增加6 168.5 MW，主網(wǎng)供電量增加5 025.17 MW·h，線損理論值整體高出0.62%。其中，750 kV電網(wǎng)大發(fā)方式比小發(fā)方式供電量增加3 059.36 MW·h，理論線損率高出0.37%；330 kV電網(wǎng)大發(fā)方式比小發(fā)方式供電量增加4 838.53 MW·h，理論線損率高出0.47%；110 kV電網(wǎng)大發(fā)方式比小發(fā)方式供電量增加3 177.98 MW·h，理論線損率降低0.11%；35 kV電網(wǎng)大發(fā)方式比小發(fā)方式供電量增加326.44 MW·h，理論線損率降低0.36%。

與新能源小發(fā)方式相比較(數(shù)據(jù)見表1，對比圖見圖4、圖5)，新能源定量出力方式電網(wǎng)線損理論值整體發(fā)生一定變化。新能源定量出力方式下新能源出力增加3 084.25 MW，主網(wǎng)供電量增加1 325.25 MW·h，線損理論值整體高出0.03%。其中，與新能源小發(fā)方式相比較，750 kV電網(wǎng)新能源定量出力方式供電量增加396.36 MW·h，線損理論值整體高出0.12%；330 kV電網(wǎng)新能源定量出力方式供電量增加2 120.95 MW·h，線損理論值整體降低0.05%；110 kV電網(wǎng)新能源定量出力方式供電量增加1 082.95 MW·h，線損理論值整體降低0.11%；35 kV電網(wǎng)新能源定量出力方式供電量增加26.34 MW·h，線損理論值整體高出0.13%。

表1 3種方式計算結(jié)果

圖2 大發(fā)、小發(fā)方式供電量對比

圖3 大發(fā)、小發(fā)方式線損率對比

圖4 定量、小發(fā)方式供電量對比

圖5 定量、小發(fā)方式線損率對比

2 750 kV日月山-海西-柴達木串補工程對線損的影響分析

如前所述，新能源并網(wǎng)在3種典型方式下均會對電網(wǎng)線損造成較大影響，為充分降低線損、提升經(jīng)濟效益，采取投入串補工程方法進行研究。下面主要針對750 kV日月山-海西-柴達木串補工程投入前后，不同方式下線損影響的計算分析。

2.1 工程投入前計算分析

2.1.1 3種典型方式

1)新能源大發(fā)方式，考慮海西地區(qū)新能源送出1 589 MW，海南地區(qū)新能源斷面送出4 332 MW；

2)新能源小發(fā)方式，出力按0考慮；

3) 新能源定量出力方式，海西地區(qū)新能源出力為裝機25%，海南地區(qū)新能源出力為裝機50%。

2.1.2 3種方式下理論線損率計算結(jié)果

在串補工程投入前，與小發(fā)方式比較(見表2)，新能源大發(fā)方式新能源出力增加5 327 MW，主網(wǎng)供電量增加4 183 MW·h，線損理論值整體高出0.43%。 與新能源小發(fā)方式相比較，新能源定量出力方式電網(wǎng)線損理論值整體發(fā)生一定變化。新能源出力增加2 663.5 MW，主網(wǎng)供電量增加1 084.49 MW·h，線損理論值整體高出0.04%。

2.2 工程投入后計算分析

2.2.1 3種典型方式

1)新能源大發(fā)方式，考慮海西新能源送出斷面送出為2 278 MW，海南新能源送出斷面為4 983 MW；

2)新能源小發(fā)方式，出力按0考慮；

3)新能源定量出力方式，海西地區(qū)新能源出力為裝機25%，海南地區(qū)新能源出力為裝機50%。

2.2.2 3種方式下理論線損率計算結(jié)果

在串補工程投入后，與小發(fā)方式相比較(見表3)，新能源大發(fā)方式新能源出力增加6 208.5 MW，主網(wǎng)供電量增加5 065.17 MW·h，主網(wǎng)線損理論值整體高出0.63%。與新能源小發(fā)方式相比較，新能源定量出力方式電網(wǎng)線損理論值整體發(fā)生一定變化。新能源出力增加3 104.25 MW，主網(wǎng)供電量增加1 524.99 MW·h，主網(wǎng)線損理論值整體高出0.03%。

表2 工程投入前3種方式計算結(jié)果

表3 工程投入后3種方式計算結(jié)果

3 750 kV日月山-海西-柴達木串補工程投入前后對比分析

與投入前相比，750 kV日月山-海西-柴達木串補工程投入后，在新能源大發(fā)方式下(考慮海西出力50%，海南全出力情況)，新能源出力增加881.5 MW，主網(wǎng)供電量增加881.5 MW·h，主網(wǎng)整體理論線損值高出0.2%(見圖6、圖7)。與投入前相比，其中750kV電網(wǎng)在月-海-柴串補工程投入后供電量增加736.12 MW·h，線損理論值高出0.16%；330 kV電網(wǎng)投入后供電量增加760.2 MW·h，線損理論值高出0.13%；110 kV電網(wǎng)投入后供電量增加683.33 MW·h，線損理論值降低0.05%；35 kV電網(wǎng)投入后供電量減少93.99 MW·h，線損理論值增加0.01%。

圖6 大發(fā)方式下工程投入前后供電量對比

圖7 大發(fā)方式下工程投入前后線損率對比

在新能源定量出力方式下(考慮海西新能源出力25%，海南新能源出力50%的情況)，新能源出力增加440.75 MW，主網(wǎng)供電量增加440.5 MW·h，主網(wǎng)整體理論線損值降低0.01%(見圖8、圖9)。與投入前相比，其中750 kV電網(wǎng)投入后供電量增加373.6 MW·h，線損理論值降低0.03%；330 kV電網(wǎng)投入后供電量增加378.19 MW·h，線損理論值持平；110 kV電網(wǎng)投入后供電量增加341.15 MW·h，線損理論值降低0.01%；35 kV電網(wǎng)投入后供電量增加0.02 MW·h，線損理論值持平。

4 結(jié)論

1)由于新能源電站遠離電網(wǎng)中心，大量波動性光伏電源接入電網(wǎng)使潮流日夜反轉(zhuǎn)，造成了電網(wǎng)線損的增加，對電網(wǎng)電能質(zhì)量造成較大影響。實際運行中，可通過調(diào)節(jié)新能源發(fā)電運行方式、安裝實施串補工程、在新能源出口低壓側(cè)接入動態(tài)無功補償器等措施進行調(diào)節(jié)，從而改善電網(wǎng)電能質(zhì)量，保證電網(wǎng)穩(wěn)定運行。

圖8 定量方式下工程投入前后供電量對比

2)750 kV日月山-海西-柴達木串補工程投入后，隨著新能源出力增加，潮流由西向東的輸送能力進一步加大，在新能源大發(fā)方式下主網(wǎng)線損率略有上升，在新能源定量出力方式下主網(wǎng)線損率有所下降，串補工程投入對主網(wǎng)線損有積極影響,可通過進一步協(xié)調(diào)新能源電源發(fā)電方式、運行調(diào)度策略進行宏觀調(diào)控，通過安裝動態(tài)無功補償裝置等方式進行局部調(diào)節(jié)，以達到進一步降低主網(wǎng)線損，保證電能質(zhì)量的目的。

圖9 定量方式下工程投入前后線損率對比