在2013年冬季供热期间，由于电源结构不合理 和自备电厂不参与电网调峰，内蒙古电网接纳风电 和保证居民供热矛盾突出。虽然内蒙古电力（集 团）有限责任公司（以下简称内蒙古电力公司）采取 了一系列措施，发挥电网最大能力接纳风电上网， 但弃风现象仍然存在，同时由于风电出力的不可预 测性，火电机组陪运导致预留旋转备用容量较大， 火电机组负荷率较低，火力发电厂运行效率下降， 大多数火力发电企业经营效益变差^[1]。

本文将在分析用电负荷特性、风电特性以及企 业自备电厂运行特点的基础上，提出提高内蒙古电 网调峰能力的对策和措施，以达到提高电网接纳风 电能力的目的。 1 内蒙古电网负荷特性 1.1 负荷结构

内蒙古电网供电负荷包括3部分：电网供电的 公用负荷（以下简称地区供电负荷）；接入电网运行 的企业自发自用负荷（以下简称自用负荷）；外送华 北电网负荷（以下简称外送负荷）。

2013年，内蒙古电网地区售电量112.01TWh， 其中：大工业用电量82.50TWh，占地区售电量总量 的73.7%；趸售电量17.21TWh，占地区售电量总量 的15.4%；其他分类电量合计12.31TWh，占地区售 电量的11.0%。从电量结构大致看出，地区供电负 荷中大工业负荷所占比重较大。 1.2 负荷特性 1.2.1 地区供电负荷特性 1.2.1.1 年负荷曲线

图 1为2012年、2013年内蒙古电网地区供电最 大负荷统计，可以看出，2013年内蒙古电网地区最 大供电负荷为15.712GW（出现在10月份），全年负 荷波动幅度较大，总体呈现上升趋势。

图 1(Figure 1)

图 1 内蒙古电网地区供电最大负荷统计图

表 1为2012年、2013年内蒙古电网地区供电负 荷最大峰谷差及峰谷差率统计表，可见，2013年地 区供电负荷最大峰谷差为2.887GW，峰谷差率为 21.32%，与2012年相比，峰谷差有所增大，且夏季峰 谷差率增加明显。相对于第三产业较发达的地区， 内蒙古电网地区供电负荷峰谷差不大，负荷率较 高，呈现典型重工业用电特性。

表 1(Table 1)

表 1 地区供电最大峰谷差及峰谷差率统计表

表 1 地区供电最大峰谷差及峰谷差率统计表

典型日选取原则：夏季典型日所在月一般选取 迎峰度夏的6—9月，冬季典型日所在月选取迎峰度 冬的12月，选取日负荷率与月平均日负荷率最接 近、且负荷曲线无异常畸变的日负荷曲线作为典型 日负荷曲线。本文选取2013年7月15日和12月15日的负荷曲线作为2013年夏季和冬季典型日负荷 曲线，见图 2、图 3所示。可见，2012、2013年典型日 负荷曲线变化规律基本相同，2013年夏季负荷水平 与2012年基本持平，冬季负荷明显高于2012年。 夏季典型日负荷午高峰出现在11：00—12：00时，晚 高峰出现在19：00—21:00，最小值出现在03：00— 04：00。冬季典型日负荷午高峰出现在09：00—12： 00，较夏季早2h左右，晚高峰出现在18：00—20：00，较夏季出现时间早1h左右，最小值出现在04： 00—05：00时。

图 2(Figure 2)

图 2 内蒙古电网地区供电夏季典型日负荷曲线

图 3(Figure 3)

图 3 内蒙古电网地区供电冬季典型日负荷曲线

由2012年、2013年持续性负荷曲线图（图 4）可 见，2013年地区供电负荷水平比2012年有所增加， 但最大负荷持续时间较2012年短，说明负荷波动幅 度增大。表 2为地区供电负荷持续时间统计结果， 可以看出2013年与2012年相比，尖峰负荷持续时 间减少，97%最大负荷持续时间减少7h，95%最大 负荷持续时间减少69h，90%最大负荷持续时间减 少1032h。

图 4(Figure 4)

图 4 内蒙古电网地区供电负荷年持续曲线

表 2(Table 2)

表 2 地区供电最大峰谷差及峰谷差率统计表    h

表 2 地区供电负荷持续时间统计    h

图 5为内蒙古电网送华北电网潮流协议曲线， 根据双方协议，内蒙古电网外送电高峰负荷3.95 GW，最小负荷1.975GW，是高峰负荷的50%，日峰 谷差1.975GW，日峰谷差率50%，日平均负荷率 79.2%。

图 5(Figure 5)

图 5 东送潮流协议曲线

企业自发自用负荷基本上都是工业用电负荷， 最大负荷5.00GW，负荷率较高，可以按照不变负荷 考虑。 1.2.4 内蒙古电网负荷特性

内蒙古电网供电负荷特性是3类负荷叠加后的 特性，叠加后夏季、冬季典型日负荷曲线见图 6。 2013年夏季和冬季典型日负荷曲线变化规律基本 相同，午高峰出现在10：00—13：00，晚高峰出现在 19：00—22：00，最小值出现在04：00—05：00。夏季 典型日最大负荷22.03GW，最小负荷17.88GW，日 峰谷差4.15GW，日峰谷差率19%。冬季典型日最 大负荷23.48GW，最小负荷19.90GW，日峰谷差 3.58GW，日峰谷差率15%。

图 6(Figure 6)

图 6 内蒙古电网夏季、冬季典型日叠加负荷曲线

图 7为2013年年底内蒙古电网统调装机构成 图。在统调装机中，企业自备电厂火电装机容量 7.298GW，占统调火电装机容量的21.4%。统调火 电机组中供热机组容量17.82GW（含自备机组容量 2.81GW），占火电机组装机容量的52.3%。

图 7(Figure 7)

图 7 内蒙古电网电源结构图

内蒙古电网调峰电源主要以常规大型火电机 组为主，水电站为辅。自备电厂主要为本企业负荷 供电，一般不参与调峰。600MW及以上常规大型 火电机组的设计可调出力系数（指机组可调节范围 占机组容量的百分比）为60%；600MW以下200 MW以上火电机组的设计可调出力系数为50%； 200MW及以下火电机组的设计可调出力系数为 40%。实际运行中，根据运行机组组合情况，并考虑煤质、设备健康等原因，火电机组综合可调出力系 数夏季取50%。冬季供热期间，由于供热机组肩负 供热任务一般不参与调峰或调峰能力下降，火电机 组综合可调出力系数取35%。 2.2.2 可再生能源全额上网

在满足电网安全稳定运行前提下，最大限度安 排可再生能源上网，但由于风电、光伏和生物质发 电的不可预测性，不参与电力平衡测算。 2.2.3 设置电网旋转备用容量

设置电网旋转备用容量为系统最高发电负荷 的5%。 2.3调峰能力分析

2.3.1 内蒙古电网风电场的反调峰特性

内蒙古电网冬季电网调峰能力不足，风电出力 受限，实际运行曲线不能反映风力发电的真实情 况，本文采用根据气象条件预测的曲线研究冬季风 电典型负荷特性。图 8是内蒙古电网夏季、冬季风 电出力典型曲线。夏季，内蒙古风能资源呈现白天 风小、晚上风大特点，从图 8中可以看出风电有白天 用电负荷高峰时出力相对小，夜间用电负荷低谷时 出力较大的反调峰特点。冬季风能资源特点与夏季相似，全天的出力变化幅度较夏季小。

图 8(Figure 8)

图 8 内蒙古电网夏季、冬季风电出力典型曲线图

图 9是考虑风电反调峰特性的内蒙古电网夏、 冬季典型日负荷曲线图。与电网供电负荷特性比 较，夏季日峰谷差变为5.14GW，增加了1.00GW，峰 谷差率变为25%，上升了6个百分点，日负荷率变为 90%，下降了2个百分点；冬季日峰谷差变为3.62 GW，增加了0.04GW，峰谷差率变为17%，上升了2 个百分点，日负荷率变为91%，下降了1个百分点。 夏季峰谷差比冬季峰谷差大1.52GW，风电反调峰 特性是造成夏季调峰难度较大的主要原因。

图 9(Figure 9)

图 9 考虑风电特性的电网夏、冬季典型负荷曲线图

电网的开机方式应满足电网最大供电负荷需 求，旋转备用容量按照最大发电负荷的5%安排，发 电厂用电率和电网网损率综合起来按照发电负荷 的10%考虑。由于光伏发电和风力发电运行不稳 定，属于不可调发电容量，实践中风电和光伏发电 不计入开机容量中。 2.3.2.1 夏季开机方式

夏季电网供电最大负荷22.03GW，需发电能力 24.48GW，为保证最大供电负荷所需发电能力及必 需的旋转备用容量，最少需要安排发电开机容量 28.02GW。夏季是黄河来水丰水期，安排水电机组 开机容量0.36GW，全容量参与调峰，企业自备电厂 开机容量5.40GW，满足自用电需要不参与调峰，公 用火电厂最小开机容量需22.62GW，为保证火电机 组稳定运行而不至于停机，则电网出力最小极限为 16.31GW，供电最小负荷需14.88GW。 2.3.2.2 供热期间开机方式

冬季电网供电最大负荷24.38GW，需发电能力 26.09GW，为保证最大供电负荷所需发电能力及必 需的旋转备用容量，最少需要安排发电开机容量 30.09GW。冬季是黄河来水枯水季节，安排水电机组开机0.18GW，全容量参与调峰，企业自备电厂开 机容量为5.40GW（含2.80GW供热机组），满足自 用电需要不参与调峰，公用火电厂最小开机容量需 24.69GW，为保证居民供热，供热期间公用供热机 组15.00GW全开，非供热机组开机容量9.69GW， 电网调峰能力大幅降低，供热机组开机容量大是冬 季调峰能力不足的主要原因。为保证火电机组稳 定运行而不至于停机，则电网出力最小极限为 21.05GW，供电最小负荷极限18.94GW。 2.3.2.3 风电接纳能力

目前内蒙古电网只有在负荷低谷时段出现风 电消纳困难问题，负荷高峰时段风电消纳较好，因 此本文只探讨负荷低谷时段风电接纳能力问题。 电网接纳风电的能力与电网开机方式密切相关，火 电机组开机容量及可调出力系数、水电机组开机容 量、火电机组能否安排停机避谷等都是决定电网风 电消纳能力的因素。表 3测算了在保证电网安全运 行的开机方式下，电网负荷低谷时段接纳风电的能 力。根据表 3分析结果，自备发电机组不参与调峰、 外送低谷时段按照1.975GW考虑时，内蒙古电网负 荷低谷时段夏季可接纳风电3.20GW，冬季可接纳 风电0.96GW。当夏季风电出力超过3.20GW、冬季 超过1.00GW时，若要实现不弃风，则需增加东送低 谷时段电力或要求自备机组参与调峰。如果自备发电机组参与调峰，调峰系数按照40%考虑，可增加 风电接纳能力2.00GW；如果东送低谷时段电力能 够提高，则风电接纳能力也能相应提高。

表 3(Table 3)

表 3 风电接纳能力测算表    GW

表 3 风电接纳能力测算表    GW

近年来，电源规划建设、电网规划建设和地区 经济发展布局缺乏有效协调，电源点距离负荷中心 较远，出现了电源集中地区装机富余，而负荷中心 供电能力不足的问题。按照地方政府均衡发电量 计划政策，同类机组计划发电量一致、上网电价相 同，这种情况下发电成本决定发电企业利润，企业 为了追求利润最大化，往往选择在煤矿附近建设电 厂。由于在负荷集中的地区装机容量不足，作为调 峰辅助手段的水电机组更多的用于接带基础负荷， 调峰能力削弱。电网为了解决负荷中心供电能力 不足问题，虽然投入较大资金建设输电线路，但由 于电网稳定运行方面的问题，输送容量不能成比例 增加，经济性越来越差。实际上在煤炭资源富集的 内蒙古地区，所谓的负荷中心也在电厂的燃料经济 运距范围内。相比较而言，解决内蒙古电网内部负 荷中心供电能力不足问题，在负荷中心建设电厂相 对经济合理。 3.2 风电不能全额上网

由于风电出力的不可预测性，电网必须预留充 足的旋转备用容量，公用火电机组长时间低负荷陪 转，发电效率不高，经济性较差，即便如此风电仍然 不能全额上网。 3.3 供热机组调峰能力不足

冬季供热期间，为保证居民供热需求供热机组 全开，非供热机组开机容量将减小，且供热机组在 供热期间调峰能力下降，导致电网调峰能力不足。 3.4 自备电厂不参与电网调峰

企业自备机组容量占电网装机容量比重较大， 且在政府扶持政策鼓励下有快速增长的趋势，由电 网供电的公用负荷越来越少，用以调峰的公用火电 机组容量越来越小，同时由于自备电厂不参与电网 调峰，导致电网调峰能力进一步降低。 4 提高电网调峰能力的措施 4.1 加强电网规划建设，提高负荷中心供电能力

通过特高压联网方式实现更大地域范围内的资源优化配置，同时加强内蒙古电网内部电网的规 划建设，提高内蒙古电网潮流输送能力，解决电网 内部输电断面限制多、输变电设备利用率不高的问 题，使调峰能力能够在全网发挥作用。改变均衡发 电量计划安排原则，出台地域差别化发电量计划和 上网电价的政策，通过给予供电能力不足地区机组 多安排电量计划，且上网电价要高于发电能力富余 地区机组的方式，引导投资商在发电能力不足的地 区建设发电厂。 4.2 企业自备电厂参与调峰，增加电网调峰容量

加强自备电厂运行管理，企业自备机组与公用 火电机组共同承担电网调峰责任，提高电网调峰能 力，最大限度保证可再生能源全额上网。 4.3 出台有关电价和辅助服务政策，引导发电企业 参与深度调峰

出台发电侧峰谷电价和发电侧辅助服务政策， 鼓励发电企业深度调峰，通过辅助服务补偿方式弥 补发电机组深度调峰或者停机避谷带来的损失。 出台针对抽水蓄能的抽水电价，让调峰能力较强的 抽水蓄能电站能够盈利，刺激建设抽水蓄能电站的 积极性，利用抽水蓄能电站负荷低谷时段抽水用 电，负荷高峰时段放水发电，使用电负荷特性趋同 于风电发电特性，从而实现不弃风或少弃风^[4]。