【正文】 圖55。 01000202130004000500060000 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24時間(小時)MW風電出力 調(diào)峰能力決定的風電可接納能力 電力需求決定的風電可接納能力 圖 54 烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng) 2021 年冬季典型日風電出力與可消納風電能力對比圖 從圖中可以看出，在冬季典型日 (風電大發(fā) )下 2021 年烏蘭察布地 區(qū)電網(wǎng)不能完全消納規(guī)劃容量為 6436MW 的風電，典型日內(nèi)大約有 1231 萬 kW178。 冬季典型日風電消納能力分析 根據(jù)烏蘭察布 2021 年冬季典型日風電出力數(shù)據(jù)，得出風電出力占裝機容量比例見圖 53。 0510152025300 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24時間( 小時)百分比(%) 圖 51 夏季典型日風電出力占裝機容量比例圖 根據(jù)烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)歷史典型日負荷曲線及 2021 年負荷預測結(jié)果，歷史典型日風電出力曲線及 2021 年風電規(guī)劃容量，得出烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng) 2021 年夏季典型日風電出力與可消納風電能力對比圖見圖 52。 如果考慮呼豐七回 500kV 線路，送電極限為 6200MW，蒙西電網(wǎng)外送華北電網(wǎng)四回500kV 線路，送電極限 4000 MW，并考慮旗下營 500kV 變電站為烏蘭察布地區(qū)的供電功率，按蒙西電網(wǎng)向烏蘭察布地區(qū)可提供功率支持 280MW；則全年不同時段按調(diào)峰能力計算的烏蘭察布地區(qū)風電可消納能力見 52 所示。 地區(qū)電力需求決定的風電消納能力計算方法 其中， 為烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)最小負荷值，這里，考慮烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)與其它電網(wǎng)聯(lián)絡線功率交換為 0，考慮最大峰谷差為 30%，即最小負荷值為最大負荷值的 70%；為網(wǎng)損值，取負荷值的 2%； 為廠用電，取開機容量的 8%； 為負荷備用容量，取負荷值的 5%； 為電網(wǎng)某個運行方式發(fā)電最低出 力下限，表 51 給出了不同容量的供熱機組在不同時期的可調(diào)出力范圍。 5 風電消納能力分析 研究方法 地區(qū)電網(wǎng)風電消納能力主要由地區(qū)對電力的需求及地區(qū)電網(wǎng)的調(diào)峰能力兩個方面綜合決定。 （ 5） 未來，將有大量的風電接入烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)，風電功率的波動將會對區(qū)域電網(wǎng)的安全帶來一定影響。 （ 3） 烏蘭察布風能區(qū)春季風電出力較大，夏季風電出力較小， 35 月風電月平均最大出力均在風電總裝機容量的 50%以上。 小結(jié) 分析烏蘭察布地區(qū)風資源特性及風電功率與負荷變化的相關(guān)性，得到以下結(jié)論： （ 1） 單臺風機出力大于裝機容量的 90%的累計概率 %，與出力小于裝機容量10%的概率基本持平。 01002003004005006001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24時間風電出力（MW）1250130013501400145015001550負荷（MW）風電出力 負荷 圖 46 2021 年 6月 20 日負荷與風電場出力的關(guān)系曲線 200400600800100012001400160018001 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24時間風電出力（MW）10501100115012001250130013501400負荷（MW）風電出力 負荷 圖 47 2021 年 12 月 15 日負荷與風電場出力的關(guān)系曲線 可以看出，烏蘭察布地區(qū)凌晨負荷需求通常較小，而風電出力沒有絕對的規(guī)律性；白天負荷需求較大， 12 月 15 日白天風電出力卻呈上升趨勢，而 6月 20 日白天風電出力卻呈降低的趨勢； 16:00 至 23:00 負荷需求較高，此時風電出力水平也都相對較高。選取 2021 年 6月、 12 月中兩個典型日的風電和負荷數(shù)據(jù)進行分析。 1～ 2 月，風電平均最大出力隨負荷需求的降低呈降低趨勢； 2～ 5 月，負荷需求增加時，風電出力同樣處于增加狀態(tài)； 6～ 8月負荷需求增長，而風電卻處于低出力狀態(tài)； 9～ 11 月，風電出力增加，而負荷需求呈降低趨勢。 風電出力 與負荷變化的相關(guān)性分析 風電出力與月平均負荷變化的相關(guān)性分析 表 41 為烏蘭察布地區(qū) 2021 年風機月平均最大出力和全市月平均負荷值，圖 45給出了烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng) 2021 年風電月平均最大出力和月平均最大負荷的變化曲線。圖 44 給出了 2021 年烏蘭察布地區(qū)風能區(qū)的月平均最大出力水平占地區(qū)風機裝機的比例情況。首先風電場的出力受風的影響是隨機波動的，在絕大多數(shù)情況下低于其裝機容量；其次，一個地區(qū)可能存在多個風電場，即一個地區(qū)風電場的分布是分散的；第三，一個風電場往往由數(shù)十臺、上百臺甚至數(shù)百臺風電機組組成，每臺風電機組的容量很小，分布范圍廣，即風電場內(nèi)風電機組的分布也是分散的。而實際上，風電場是布置在一個大面積區(qū)域，對風電機組輸出功率變化具有平滑作用，所以實際的風 電場總輸出功率變化會平緩一些。一年中 90%以上的時間里，風電出力 10min 變化量與風電裝機容量的比值超過 50%的概率則不超過 %。在大多數(shù)情況下，烏蘭察布地區(qū)風電出力 10min 的變化量與該地區(qū)風電裝機容量的比值都在177。 0246810120 5 10 15 20 25風速（m / s ）概率值（％） 圖 41 烏蘭察布地區(qū)風頻特性圖 05101520250 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100風電功率 （ m / s ）概率值（％） 風 電 出 力 百 分 數(shù) ( % ) 圖 42 烏蘭察布地區(qū)風電功率輸出特性圖 由分析可知，烏蘭察布地區(qū) 70m高度處的年平均風速 ，一年中風速低于 3m/s的累計概率約為 9%，單臺風電出力小于裝機容量的 10%的累計概率為 %；而風速大于 12m/s 的累計概率值則達到了 %，單臺風電出力大于裝機容量的 90%的累計概率%，與風電出力小于裝機容量 10%的概率基本持平。 風電出力特性分析 風頻及風電功率輸出特性 根據(jù)測風點（烏蘭察布商都縣） 70m 高度處的實際測風數(shù)據(jù)，得出烏蘭察布地區(qū)風頻特性圖如圖 41所示。 4 風電功率特性及其與負荷相關(guān)性分析 根據(jù)烏蘭察布市典型區(qū)域的風況實測數(shù)據(jù)，計算各風電出力及其變化的概率分布，研究風電出力特性；并根據(jù)烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)的負荷數(shù)據(jù)，分析烏蘭察布地區(qū)風電場出力變化與電網(wǎng)負荷變化的相關(guān)性。烏蘭察布地區(qū)”十二五”期間預計負荷增長迅猛，該地區(qū)缺少一定的火電裝機，從電力平衡分析，在 75%的風電容量參與電力平衡的情況下，該地區(qū)能夠滿足 5640MW 的風電就地消納。 2021年，當風電出力為 75%、 25%、 0%時，蒙西電網(wǎng)盈余裝機分別為 26740 MW、 16700MW、 11680MW，考慮外送華北電網(wǎng) 4000MW 負荷的情況下，蒙西電網(wǎng)盈余裝機分別為 22740 MW、 12700MW、7680MW。 由分析可知，隨著“十二五”期間負荷的迅猛增長，烏蘭察布地區(qū)缺少火電裝機，在 75%的風電容量參與電力平衡的情況下，烏蘭察布地區(qū)能夠滿足 5640 MW 容量的風電就地消納。 計算結(jié) 果見表 38。 烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)負荷預測及電力平衡分析 烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)負荷預測 2021～ 2021 年最大負荷預測見表 37。 從內(nèi)蒙古西部電網(wǎng)電力平衡分析， 2021 年蒙西電網(wǎng)仍處于電力大量盈余狀態(tài)。 表 36 蒙西電網(wǎng) 2021～ 2021 年裝機平衡、電力平衡表 單位： MW 年份 2021年 2021年 2021年 2021年 項目 （ MW） 22100 26100 30700 35000 （ MW） 24022 28370 33370 38043 （ MW） 28826 34043 40043 45652 綜合備用容量 (20%) 4804 5674 6674 7609 43820 47815 57630 64160 其中：火電裝機 43820 47815 57630 64160 500kV側(cè)裝機 10460 12420 17920 22520 當年新增 1260 1960 5500 4600 220kV側(cè)裝機 33360 35395 39710 41640 當年新增 200 2035 4315 1930 風電裝機 12817 17279 21742 26204 當年新增 4463 4463 4463 4463 （風電 0%） 43090 45818 52723 60895 年末可用裝機容量（風電 25%） 46294 50137 58158 67446 年末可用裝機容量（風電 75%） 52702 58777 69029 80548 （風電 0%） 14264 11774 12679 15243 裝機盈虧（風電 25%） 17468 16094 18114 21794 裝機盈虧（風電 75%） 23876 24733 28985 34896 （風電 0%） 10930 9022 9716 11680 電力平衡（風電 25%） 13385 12332 13881 16700 電力平衡（風電 75%） 18296 18953 22211 26740 由上表可看出，當風電出力達到 75%時，蒙西電網(wǎng)在 2021 年～ 2021 年一直盈余裝機， 2021 年盈余裝機 26740 MW。 (4) 當年投產(chǎn)機組考慮其 50%的容量可參與電力平衡； 蒙西電網(wǎng)裝機進度安排如表 35。 (2) 火電廠廠用電按照 8%考慮。 表 34 蒙西全社會用電量及最大負荷預測結(jié)果 單位：億 kWh、 MW 2021年 2021年 2021年 2021年 2021年 2020年 “十二五”年均增長率（％） 2021～ 2020年均增長率（％） 蒙西全社會用電量 1354 1724 1983 2385 2715 4150 蒙西最大供電負荷 17130 22100 26100 30700 35000 49600 蒙西最大發(fā)電負荷 18620 24022 28370 33370 38043 53913 注： 2021年數(shù)值為實際值。 表 31 蒙西地區(qū)負荷預測低方案 單位： MW 地 區(qū) 2021年 2021年 2021年 2021年 增長率 呼和浩特 1930 2130 2350 2600 % 包頭 5460 6300 7350 8300 % 鄂爾多斯 4600 5300 5960 7000 % 薛家灣地區(qū) 1300 1570 1900 2300 % 烏海市 2430 2850 3330 3900 % 阿拉善盟 1020 1200 1390 1600 % 烏蘭察布市 2820 3370 4020 4800 % 巴彥淖爾 1950 2320 2760 3300 % 錫林電網(wǎng) 830 940 1060 1200 % 表 32 蒙西地區(qū)負荷預測高方案 單位： MW 地 區(qū) 2021年 2021年 2021年 2021年 增長率 呼和浩特 1970 2240 2560 3000 % 包 頭 5510 6325 7500 9000 % 鄂爾多斯 4890 5835 6960 7500 % 薛家灣地區(qū) 1360 1670 2040 2400 % 烏海市 2430 2850 3330 3900 % 阿拉善盟 1050 1250 1450 1700 % 烏蘭察布市 4500 5400 6100 6500 % 巴彥淖爾 1950 2430 2900 3500 % 錫林電網(wǎng) 900 1050 1230 1400 % 根據(jù)各地區(qū)負荷預測及蒙西電網(wǎng)全社會用電量的預測結(jié)果，計算出蒙西電網(wǎng)最大負荷值，如表 33所示。 烏蘭察布地區(qū)電源規(guī)劃 “十二五”期間，烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)已確定投產(chǎn)的火電機組為華寧二期，擬以雙回220kV 線路接入集寧東變 220kV 側(cè)。為保證烏蘭察布地區(qū)電網(wǎng)供電可靠性及電力送出，建設汗海 （察右后旗） 旗下營第二回 500kV 線路及武川 察右中旗 汗海 500kV 線路及永圣域 豐泉第三回線路。同時還需新增抽水蓄能電站 1600MW 左右。按此原則測算，2021年蒙西新建外送通道外送風電發(fā)電量將達到 200億 kW178。 火電60%風電32%抽水蓄能電站