摘要：2012年甘肃河西4地市拿到路条的光伏发电规划容量超过500万kW，当前电网不能满足新能源的全部接纳要求，大规模光伏项目的并网和消纳成为阻碍光伏快速发展的首要问题。基于河西电网负荷发展、电网规划以及通道输送能力的实际情况分析，提出了各市（县、区）建设光伏容量与区域新增用电负荷相适应的分散接入、在地区110 kV电网内就地消纳的新思路。分析了河西电网光伏发电的实际出力特性，计算并分析了嘉酒、张掖、金昌及武威地区电网就地接纳光伏的空间和有利条件。基于光伏出力特性和负荷特性，分析了光伏的调峰特性及调峰方案选择。
关键词：光伏，发电出力特性，就地消纳，调峰容量
0 引言
甘肃省河西走廊的风能、光照资源丰富，具有发展风电和光伏发电[1－2]的突出优势。截至2012年年底，酒泉千万千瓦风电基地已并网和在建风电装机容量970万kW；河西嘉酒、张掖、金昌和武威4地市已并网光伏容量14万kW，已核准容量29.5万kW，已有路条光伏规划容量超过500万kW。
中国风电和光伏规模都跃居世界第一，主要是“大基地融入大电网”的并网模式，千万千瓦级风电通过特高压电网跨大区域外送消纳[3]，目前处于领先水平，国外没有案例参考。虽然甘肃电网是新疆、青海、宁夏和陕西4省主网架功率交换通道，750 kV甘新联网后从主网架上讲具有一定的外送条件，但是受电源与负荷区域不平衡性、现有通道输送能力、调峰能力、大规模新能源的调度运行、外送通道建设滞后等因素的限制，考虑酒泉二期300万kW风电[4]后河西电网已没有富余的新能源接纳能力。
因此，甘肃河西地区500万kW光伏的消纳问题只能另辟蹊径。本文结合甘肃电网规划和负荷发展的实际情况，首次提出了以市（县）或330 kV枢纽变系统为单位，光伏项目发展必须与该区域电网负荷增长相适应的接网和就地消纳[5]新思路，计算分析了河西嘉酒、张掖、金昌和武威电网发展光伏的条件和新增接纳空间，并研究了大量风电、光伏并网后对电网调峰的影响。
1 500万kW光伏概况
1.1 光伏规划容量
甘肃河西4地市已有路条的光伏项目主要分布在敦煌、嘉峪关、酒泉、张掖、金昌和武威地区，场址全部为国有未开发的荒滩，规划总容量527万kW。分区域光伏容量见表1。
1.2 典型并网方案
整体来看，光伏项目的空间分布比较分散，但某一市（县）区域内主要集中在1－2个点，单个光伏项目容量范围在9～50 MW，全部采用独立接入方案过于占用公网资源，不利于电网科学持续发展，河西750 kV输电网及光伏群分布如图1所示。从节约资源和节省投资考虑，理想并网方案是就近打捆以110 kV线路接入负荷中心，当前2种主流打捆方案如图2所示。
方案一：小于30 MW的项目以35 kV汇集、100 MW为单位合建110 kV升压站；方案二：50MW或100 MW项目独立建设110 kV升压站后采用串接方案打捆送出。
2 河西光伏出力特性
甘肃电网已并网光伏容量150 MW，目前已有约1年的实际运行数据。河西光伏电站典型日发电曲线为平滑的正弦曲线，图3代表有功功率曲线。
分析单个光伏电站发现，不同纬度的光伏电站起始和终止发电时间略有偏差。晴天发电时段多为07：30－20：00，正午有功值最大，最大出力为电站安装容量的80%～87%，跟踪式光伏电站能够适当延长发电时间，最大出力为70%～80%；多云天气下，光伏出力波动性和随机性较大。
对多个光伏电站相关性分析发现，同在一片区域的多个光伏电站发电曲线相关性较强，同时最大出力系数约为0.85，并且随着区域面积的增加和组件总安装容量的增大，相关性不同程度的减弱。
图4为甘肃全网光伏发电量曲线，从全网逐月光伏发电量和发电小时数看出，日最大发电量、月最大发电量、月发电利用小时数变化趋势一致，月利用小时数88～214 h，4－10月光伏发电量较大。
3 河西电网就地消纳能力
3.1 分区域电力消纳能力
3.1.1 电力平衡计算原则
（1）并网消纳原则。以就地消纳为前提，最大程度地满足光伏并网发电。光伏电站打捆后优先以110 kV及以下电压等级分步、分散、就近接入区域枢纽变电站或负荷中心，原则上在330 kV枢纽变电站的低压供电系统内平衡，不允许向330 kV以上电网反送电。如果用电负荷、电源分布不平衡，必须与当地负荷发展相适应，可适当放宽条件至整个地区110 kV电网内消纳。
（2）光伏和风电最大出力系数。参考河西地区现有风电、光伏出力特性分析，区域风电群瞬时最大出力按装机容量的64%计算，光伏群瞬时最大同时率按安装容量的85%计算。
（3）常规电源参与平衡原则。火电厂用电率8%，开机方式为夏季开1台机，冬季开2台机，在负荷变化时考虑火电机组40%的最大调峰深度；自备电厂按自发自用、就地平衡考虑，热电厂以热定电参与平衡；水电全部参与电力平衡。
3.1.2 就地消纳能力分析
基于3.1.1原则，以金昌电网为例分析光伏接纳能力，见表2和表3。接纳能力分析方法为基于分年度、分片负荷预测，逐一计算区域330 kV变电站110 kV供电系统可接纳光伏容量Sp1、地（市）110 kV电网可接纳光伏容量Sp2，合理安排区域光伏建设时序，最终确定逐年接纳光伏容量Sp∈（Sp1，Sp2）。综合分析，金昌电网就地接纳光伏能力约为1100 MW，符合电网实际情况。
采用相同方法分析嘉酒、张掖和武威地区。河西4地市逐年最大光伏消纳容量见表4。2015年河西电网理论上能够就地消纳光伏容量约为385万kW，考虑敦煌市外送条件，受限容量仍在80万kW以上，主要是嘉酒电网和张掖电网受限。
河西4地市消纳光伏的有利条件有如下几个方面。
（1）嘉酒电网新能源与常规能源比值大于5，新能源区域优势过于集中。甘新联网后，750 kV一通道稳定极限输送能力330万kW，酒泉二期300万kW风电建成后嘉酒电网需要外送电力约340万kW，已超出输电能力。因此，“十二五”仅能视新增负荷容量发展相应规模光伏，预计可新增光伏容量74.5万kW。
（2）张掖电网可接纳新能源与常规能源比例小于0.35，反映出常规电源容量大，用电负荷小，是典型电力外输型电网。考虑分片负荷的增长，并考虑扩大至整个张掖地区消纳，高台、山丹县可接纳约40万kW光伏。
（3）金昌和武威电网负荷比较集中，2015年能够达到200万kW以上。金昌110 kV电网以光伏大发时不对外送电为边界条件，能满足97万kW光伏的接纳要求。武威电网负荷与光伏分布很不平衡，图1可以看出，西部红沙岗和凉州区光伏需要通过750 kV主网架进行电能跨区分配，在武威东部地区进行消纳。
3.2 电网调峰能力
