一種考慮靈活性資源的風(fēng)光綜合消納規(guī)劃方法

魯 宇伍聲宇諶駿哲劉 俊康重慶

(1.國網(wǎng)吉林省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，吉林長春130000;2.國網(wǎng)能源研究院有限公司，北京 昌平102209;3.清華大學(xué)電機(jī)工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京 海淀100084)

0 引言

我國傳統(tǒng)能源富集地區(qū)大都生態(tài)環(huán)境比較脆弱，能源開發(fā)和利用會對生態(tài)環(huán)境造成較大壓力，影響我國生態(tài)安全和社會安全。堅持綠色發(fā)展理念和清潔低碳發(fā)展方向，加快能源轉(zhuǎn)型升級步伐，將是“十四五”能源發(fā)展的主旋律。依據(jù)《國家能源局關(guān)于發(fā)布2019年度風(fēng)電投資監(jiān)測預(yù)警結(jié)果的通知》，28個省、直轄市預(yù)警結(jié)果為綠色，明確綠色區(qū)域依規(guī)劃有序建設(shè)，風(fēng)電等新能源將迎來新的發(fā)展周期。如何在滿足消納條件下，科學(xué)合理發(fā)展新能源，是新能源發(fā)展的重要命題。

“三北”地區(qū)的電源結(jié)構(gòu)以煤電為主，嚴(yán)重缺乏具有靈活調(diào)節(jié)能力的電源。隨著風(fēng)電開發(fā)規(guī)模逐漸增大，特別在冬季，煤電機(jī)組的供熱期、水電機(jī)組的枯水期、風(fēng)電機(jī)組的大發(fā)期相互疊加，導(dǎo)致調(diào)峰更加困難，風(fēng)電消納受到嚴(yán)重制約[1]?，F(xiàn)階段可再生能源的低比例，靈活性不足導(dǎo)致了局部時段的棄風(fēng)、棄光問題，未來的高比例可再生能源電力系統(tǒng)場景下，若靈活性不足，后果會更加嚴(yán)重，甚至導(dǎo)致系統(tǒng)無法正常運行[2]。歐美等國家在大力發(fā)展風(fēng)電的同時，注重配套抽水蓄能、燃油燃?xì)獾褥`活調(diào)節(jié)電源的建設(shè)。充足的調(diào)節(jié)能力是這些國家風(fēng)電開發(fā)和消納的有力保障[3]。對于我國東北等地區(qū)，新能源發(fā)展需求與系統(tǒng)調(diào)峰能力不足存在矛盾，應(yīng)著力提高系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

國內(nèi)學(xué)者對新能源消納問題做了大量研究，傳統(tǒng)上采用系統(tǒng)平衡的方法進(jìn)行校驗，通過調(diào)峰空間來判斷新能源裝機(jī)規(guī)模[4-8]，但對綜合考慮靈活性資源及常規(guī)機(jī)組安排，并合理設(shè)置風(fēng)、光棄電空間考慮較少[9-11]。生產(chǎn)模擬方法充分應(yīng)用負(fù)荷、新能源全周期數(shù)據(jù)，能夠精確描述在一定棄能水平下系統(tǒng)可接納的新能源裝機(jī)規(guī)模，但對數(shù)據(jù)的完備性要求較高[12-14]。

本文提出了一種促進(jìn)風(fēng)光綜合消納的規(guī)劃思路，在煤電全年利用小時數(shù)及電源開發(fā)能力的限制下，結(jié)合專家經(jīng)驗，優(yōu)先開發(fā)調(diào)峰電源及儲能、可中斷負(fù)荷等靈活性資源，最大限度增加系統(tǒng)靈活性，提升接納新能源能力。在平衡方法上，對傳統(tǒng)方法進(jìn)行改進(jìn)，基于對地區(qū)負(fù)荷及風(fēng)光特性的挖掘，選擇平衡校驗時段。通過歷史數(shù)據(jù)回測，判斷調(diào)峰平衡時段內(nèi)風(fēng)、光出力率，并通過風(fēng)光出力功率值積分，計算棄風(fēng)率和棄光率。

本文在考慮系統(tǒng)電力和電量充裕度的基礎(chǔ)上，最大限度安排靈活性資源，并合理安排一定棄電空間，提升新能源接納能力。對風(fēng)電、太陽能發(fā)電同時并網(wǎng)的系統(tǒng)，分別計算棄電率和接納空間。為規(guī)劃合理的電源結(jié)構(gòu)、新能源發(fā)展規(guī)模提供建議。

1 基于負(fù)荷及風(fēng)光出力特性的典型分析時段選取

風(fēng)光出力具有波動性和隨機(jī)性，負(fù)荷波動的可控手段也比較薄弱，應(yīng)結(jié)合風(fēng)光出力特點、負(fù)荷波動特征以及系統(tǒng)中常規(guī)電源在不同季節(jié)的出力特性進(jìn)行典型時段的選取。

以東北某省份負(fù)荷特性曲線進(jìn)行分析。年負(fù)荷特性曲線表明該地區(qū)負(fù)荷有明顯的季節(jié)特征，最大負(fù)荷發(fā)生在冬季，夏季負(fù)荷低于冬季負(fù)荷，如圖1所示。該地區(qū)日負(fù)荷一般呈現(xiàn)兩峰兩谷的特性，日最大負(fù)荷出現(xiàn)在晚18點左右，日最小負(fù)荷出現(xiàn)在凌晨4點左右，如圖2所示。

圖1 年負(fù)荷特性曲線Fig.1 Annual load characteristic curve

定義日最大峰谷差與最小負(fù)荷的比值為調(diào)峰需求系數(shù)，用以表征日調(diào)峰需求。調(diào)峰需求系數(shù)如圖3所示。

調(diào)峰需求系數(shù)最大為0.65，發(fā)生在9月份。供暖期調(diào)峰需求系數(shù)最大為0.61，發(fā)生在10月末，供暖期供熱機(jī)組調(diào)峰能力下降，系統(tǒng)整體調(diào)峰形式更為嚴(yán)峻。

集群風(fēng)電出力與來風(fēng)情況相關(guān)，仍具有較大的隨機(jī)性，如圖4所示。2月典型日，全天風(fēng)電出力較低，最大出力率為26%，發(fā)生在23：45；最小出力率為2.4%，發(fā)生在16：45。5月風(fēng)電出力較高，最大出力率為77%，發(fā)生在20：00，最小出力率為20.5%，發(fā)生在凌晨0：45。

圖2 典型日負(fù)荷特性曲線Fig.2 Typical daily load characteristic curve

圖3 日調(diào)峰需求系數(shù)曲線圖Fig.3 Daily peak demand coefficient curve

圖4 典型日風(fēng)電出力曲線Fig.4 Typical daily wind power output curve

光伏出力與光照情況相關(guān)，呈現(xiàn)典型的鐘形曲線，光伏最大出力一般發(fā)生在中午12：00至13：00，晚18：00至早6：00點光伏出力接近0，如圖5所示。

根據(jù)負(fù)荷及風(fēng)光出力特性分析，選取平衡分析時段。全年高峰負(fù)荷發(fā)生在冬季傍晚，在冬季晚高峰時段利用電力平衡判斷電力供應(yīng)充裕度。選擇供暖期調(diào)峰需求最大日，利用調(diào)峰平衡判斷新能源接納空間。夜間低谷時段是風(fēng)電接納比較嚴(yán)峻的時段；午間光伏大發(fā)時段是光伏接納比較嚴(yán)峻的時段。

圖5 典型日光伏出力曲線Fig.5 Typical daily photovoltaic output curve

2 考慮靈活性資源的規(guī)劃思路框架

新能源消納與系統(tǒng)靈活性資源密切相關(guān)，應(yīng)結(jié)合整體電源規(guī)劃進(jìn)行考慮，并兼顧系統(tǒng)容量充裕度。規(guī)劃思路如圖6所示。

(1)地區(qū)負(fù)荷及新能源出力特性分析?；跉v史數(shù)據(jù)，對地區(qū)負(fù)荷及新能源出力特性進(jìn)行分析，判斷負(fù)荷高峰以及調(diào)峰困難時段，選擇電力平衡和調(diào)峰平衡分析典型日。預(yù)測規(guī)劃年典型日最大負(fù)荷、負(fù)荷及光伏標(biāo)幺序列等邊界條件。

(2)進(jìn)行模型回測，計算風(fēng)電、光伏等效出力率。對選定的典型日進(jìn)行調(diào)峰平衡模型回測，通過歷史年裝機(jī)、棄電率等參數(shù)回測的風(fēng)電、光伏等效出力系數(shù)，作為規(guī)劃年典型日調(diào)峰平衡模型風(fēng)電、光伏的出力系數(shù)。

(3)設(shè)定電源規(guī)劃初始值。核電、徑流式水電、火電廠按常規(guī)電源考慮，可調(diào)節(jié)水電、抽水蓄能電站、燃?xì)怆娬?、儲能設(shè)備、可中斷負(fù)荷等按靈活性資源考慮。根據(jù)專家經(jīng)驗，結(jié)合各類電源儲備、開發(fā)條件、政策約束等邊界，以優(yōu)先安排靈活性資源為原則，設(shè)定規(guī)劃水平年各類電源裝機(jī)初始值。

(4)高峰時段電力平衡判定常規(guī)電源及調(diào)峰電源規(guī)模?；痣姍C(jī)組綜合考慮出力受阻等因素，判定出力系數(shù)；水電機(jī)組考慮庫容及來水情況等因素，判定出力系數(shù)；風(fēng)電按保證容量(把負(fù)荷高峰時段的風(fēng)電出力按從大到小排序，在某一保證率下(風(fēng)電的最小出力95%)考慮[15]，校核電源容量是否能滿足高峰負(fù)荷需求。

(5)由電量平衡校核全年火電利用小時數(shù)。根據(jù)電量平衡情況，校驗煤電利用小時數(shù)，若超過合理利用小時數(shù)，則減少調(diào)峰電源規(guī)模，增加煤電規(guī)模，迭代校驗電力電量平衡。

圖6 電源規(guī)劃框架流程圖Fig.6 Flow chart of power planning framework

(6)由調(diào)峰平衡計算風(fēng)、光棄電率。利用模型回測的風(fēng)電、光伏等效出力系數(shù)，根據(jù)調(diào)峰平衡方法計算各時刻調(diào)峰缺額，按照風(fēng)電、光伏出力比例計算風(fēng)電、光伏棄電功率，積分得典型日風(fēng)電、光伏棄電量，根據(jù)風(fēng)、光發(fā)電量，分別計算典型日風(fēng)電、光伏棄電率。

(7)判定風(fēng)電、光伏棄電率能否滿足約束，若不滿足，調(diào)整風(fēng)電及光伏裝機(jī)規(guī)模。

(8)循環(huán)迭代，得出電源規(guī)劃方案。

3 系統(tǒng)消納空間測算模型

3.1 電力平衡模型

負(fù)荷高峰時段電力平衡模型為

式中：Cco為常規(guī)機(jī)組可用容量，常規(guī)機(jī)組包括火電、徑流式水電、核電機(jī)組等；Cre為靈活性調(diào)峰機(jī)組可用容量，調(diào)峰機(jī)組包括可調(diào)節(jié)水電、抽水蓄能電站、燃?xì)怆娬?、儲能設(shè)備、可中斷負(fù)荷等；Cw為風(fēng)電機(jī)組可用容量，按保證出力計算；Pmax為最大發(fā)電負(fù)荷；PL為高峰時刻聯(lián)絡(luò)線送出電力，若受入電力則計為負(fù)值；r為系統(tǒng)備用率。

根據(jù)風(fēng)、光出力特性分析，最大負(fù)荷時段光伏出力接近為0，故不參與最大負(fù)荷時刻平衡。

3.2 電量平衡模型

電量平衡模型為

式中：Ed為系統(tǒng)需發(fā)電量；Es為系統(tǒng)中燃煤發(fā)電廠應(yīng)發(fā)電量；Ef為系統(tǒng)中非燃煤發(fā)電廠可發(fā)電量[6]。

煤電利用小時數(shù)需滿足

式中：Ts為煤電利用小時數(shù)；TC為煤電利用小時數(shù)上限；Cs為煤電機(jī)組裝機(jī)容量。

3.3 調(diào)峰平衡模型

選取調(diào)峰平衡分析典型日，根據(jù)負(fù)荷水平和電網(wǎng)運行需要確定典型日開機(jī)容量，應(yīng)滿足最大負(fù)荷電力需求

由系統(tǒng)峰谷差與調(diào)節(jié)能力的差值計算t時段內(nèi)調(diào)峰盈余ΔPrt，即

式中：Pfgt為t時段內(nèi)峰谷差，P′maxt為典型日t時段最大負(fù)荷，Prt為系統(tǒng)內(nèi)機(jī)組和聯(lián)絡(luò)線的調(diào)峰能力，η為旋轉(zhuǎn)備用率，αwt為t時段內(nèi)風(fēng)電出力系數(shù)，αpot為t時段內(nèi)光伏出力系數(shù)。

若調(diào)峰盈余大于0，系統(tǒng)可以完全利用該時段內(nèi)新能源。若調(diào)峰盈余小于0，則產(chǎn)生棄電，棄電功率為

在風(fēng)光同時發(fā)電的時刻，若系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力不足，風(fēng)、光均會產(chǎn)生棄電，按可發(fā)電力比例進(jìn)行分配。棄風(fēng)率為

棄光率為

棄風(fēng)率、棄光率應(yīng)滿足規(guī)劃水平年指標(biāo)要求。

4 算例分析

本文建立在高比例風(fēng)電、光伏等新能源接入的電源規(guī)劃上，以同時具備開發(fā)風(fēng)電和光伏發(fā)電條件的東北某省級電網(wǎng)為例，進(jìn)行2025年及2030年電源規(guī)劃分析。

4.1 邊界條件

規(guī)劃期負(fù)荷預(yù)測水平如表1所示，“十四五”期間負(fù)荷、電量增長率分別為5.1%和4.6%；“十五五”期間負(fù)荷、電量增長率分別為3.5%和3%，如表1所示，電源現(xiàn)狀如表2所示。

表1 規(guī)劃期負(fù)荷預(yù)測水平Table 1 Load forecasting in planning period

表2 電源現(xiàn)狀Table 2 The power situation

4.2 預(yù)測結(jié)果

利用2018年數(shù)據(jù)進(jìn)行調(diào)峰模型回測，測算調(diào)峰平衡中風(fēng)電出力系數(shù)為34%，光伏最大出力系數(shù)為70%。風(fēng)電等效為恒定出力，光伏典型日出力曲線標(biāo)幺值如圖7所示。

圖7 光伏出力率曲線Fig.7 Photovoltaic output rate curve

利用平衡模型進(jìn)行電源規(guī)劃，棄風(fēng)、棄光率控制在5%以下，2025及2030年規(guī)劃結(jié)果如表3所示。

表3 電源規(guī)劃結(jié)果Table 3 Power planning results

2025、2030年棄電率情況如表4所示。

表4 2025年及2030年棄電情況Table 4 Power abandonment in 2025 and 2030

棄電率如圖8所示，棄光集中在午間時段，棄風(fēng)發(fā)生在夜間和午間調(diào)峰能力不足的時段。

規(guī)劃年可再生能源裝機(jī)占比不斷提高，2018—2030年，可再生能源占比由38%提升至50%，如圖9所示。

5 結(jié)論

靈活性資源是新能源消納規(guī)模的重要影響因素，“三北”地區(qū)的電源結(jié)構(gòu)以煤電為主，嚴(yán)重缺乏具有靈活調(diào)節(jié)能力的電源，是新能源發(fā)展受限的重要原因。本文提出了一種電源規(guī)劃的思路，優(yōu)先安排靈活性資源，并兼顧系統(tǒng)容量充裕度和新能源消納能力。在平衡方法上，有以下幾個優(yōu)點。

圖8 2025、2030年典型日棄風(fēng)、棄光情況圖Fig.8 Typical daily wind abandonment and light abandonment in 2025 and 2030

圖9 規(guī)劃年電源結(jié)構(gòu)圖Fig.9 Power structure diagram in planning

(1)基于負(fù)荷、風(fēng)光出力特性分析選擇典型日和分析時段，充分考慮系統(tǒng)運行特性，通過測算調(diào)峰需求系數(shù)選取典型日校驗風(fēng)光接納能力。

(2)利用調(diào)峰平衡模型進(jìn)行歷史數(shù)據(jù)回測，計算典型日風(fēng)、光出力系數(shù)，通過與歷史系統(tǒng)的耦合，增強(qiáng)計算結(jié)果的科學(xué)性。

(3)提出利用典型日調(diào)峰平衡測算棄風(fēng)率、棄光率的方法，并考慮合理棄電，科學(xué)發(fā)展新能源。

(4)結(jié)合專家經(jīng)驗，可以快速有效求解風(fēng)、光發(fā)展規(guī)模并提出電源規(guī)劃建議，指導(dǎo)地區(qū)電源科學(xué)有序發(fā)展。

以東北某省級電網(wǎng)2025年、2030年電源規(guī)劃進(jìn)行了算例驗證分析，算例結(jié)果表明了模型的有效性。