湖南電網(wǎng)新能源消納關(guān)鍵影響因素量化分析

王玎， 沈陽武， 邵筑， 徐民， 曹偉， 左劍

(1.國網(wǎng)湖南省電力有限公司電力科學(xué)研究院， 湖南 長沙410007；2.湖南省湘電試驗(yàn)研究院有限公司， 湖南 長沙410004；3.國網(wǎng)湖南省電力有限公司， 湖南 長沙410004)

0 引言

湖南電網(wǎng)地處華中電網(wǎng)的南部， 通過500 kV鄂湘聯(lián)絡(luò)線和±800 kV 祁韶特高壓直流分別與湖北電網(wǎng)和甘肅電網(wǎng)相連。 電源結(jié)構(gòu)和用電負(fù)荷呈逆向分布: 電源集中在西部和北部， 負(fù)荷中心位于東部和南部。 省內(nèi)電力流呈豐水期“西電東送”、 枯水期“北電南送” 的格局。

受限于新能源反調(diào)峰特性[1]、 負(fù)荷峰谷差大[2]、 豐水期大量水電不具備可調(diào)節(jié)性、 外來電入湘以及火電保安全開機(jī)方式與旋轉(zhuǎn)備用等因素，豐水期電網(wǎng)調(diào)峰能力有限， 新能源消納面臨巨大考驗(yàn)。 截至2020 年9 月， 湖南省新能源裝機(jī)容量接近900 萬kW， 受疫情影響， 棄電形勢(shì)嚴(yán)峻， 全年新能源利用率逼近95%控制目標(biāo)。

為實(shí)現(xiàn)“二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030 年前達(dá)到峰值， 努力爭(zhēng)取2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和” 的宏偉目標(biāo)， 新能源在電源側(cè)占比將持續(xù)、 快速攀升。 “十四五” 期間， 新能源裝機(jī)將大規(guī)模新增， 預(yù)計(jì)湖南新能源裝機(jī)將進(jìn)一步增長， 超過水電成為湖南省第二大電源。 新能源裝機(jī)持續(xù)增長與用電負(fù)荷增長持續(xù)放緩所帶來的消納矛盾愈加凸顯。

為應(yīng)對(duì)上述問題， 亟需針對(duì)湖南電網(wǎng)新能源發(fā)電運(yùn)行現(xiàn)狀， 綜合電力系統(tǒng)調(diào)峰能力， 梳理影響新能源消納的關(guān)鍵技術(shù)原因， 量化關(guān)鍵因素對(duì)新能源消納的影響， 充分挖掘電網(wǎng)消納潛力， 準(zhǔn)確定位消納瓶頸， 對(duì)提前實(shí)現(xiàn)“碳中和” 的戰(zhàn)略目標(biāo)具有重要意義。

1 新能源發(fā)展規(guī)模

湖南風(fēng)電發(fā)展起步于2012 年， 裝機(jī)容量為13.6 萬kW， 如圖1 (a) 所示。 “十二五” 末期裝機(jī)容量達(dá)到151.4 萬kW， 2016—2019 年年均增速為29.87%。 截至2020 年9 月， 風(fēng)電裝機(jī)容量為502.4 萬kW[3]。

省內(nèi)光伏發(fā)電發(fā)展始于2014 年， 裝機(jī)容量為4.85 萬kW， “十三五” 期間平均增速為163.4%，2017 年光伏裝機(jī)容量增速達(dá)到495.6%， 如圖1(b) 所示， 裝機(jī)容量為175.5 萬kW， 截至2020年9 月， 光伏裝機(jī)容量為376.5 萬kW。

新能源裝機(jī)容量逐年增長， 增速超過電源總裝機(jī)增速。 2015 年新能源裝機(jī)容量占比為4.25%，2019 年新能源裝機(jī)容量占比達(dá)到16.26%。 截至2020年9 月底， 湖南電網(wǎng)新能源總裝機(jī)容量為878.9 萬kW， 其 中 風(fēng) 電502.4 萬kW， 光 伏376.5 萬kW ( 集 中 式 141.5 萬kW， 分 布 式235 萬kW)。 隨著疫情影響逐漸弱化， 新能源產(chǎn)業(yè)逐步恢復(fù)， 風(fēng)電平價(jià)上網(wǎng)政策將使新能源在第四季度出現(xiàn)“搶裝潮”， 預(yù)計(jì)2020 年四季度， 新能源裝機(jī)容量將大規(guī)模增加， 容量將趕超1 000 萬kW。

圖1 湖南電網(wǎng)風(fēng)電、 光伏裝機(jī)容量及逐年增長情況

2 湖南電網(wǎng)新能源消納主要矛盾

湖南電網(wǎng)水電裝機(jī)容量比重較大， 但63.9%水電為日調(diào)節(jié)或徑流式， 豐水期不具備調(diào)節(jié)能力?；痣姍C(jī)組靈活性改造滯后， 機(jī)組調(diào)峰能力相對(duì)不足。 外來電擠占受端電網(wǎng)消納空間， 使得湖南省富余新能源難以達(dá)成目前日內(nèi)跨省跨區(qū)市場(chǎng)交易， 省內(nèi)新能源棄電量將大幅增加。 隨著湖南新能源裝機(jī)比例的逐步提升， 新能源出力的波動(dòng)性和不確定性， 以及發(fā)電特性與負(fù)荷需求的不同步性， 使新能源消納矛盾逐漸凸顯， 尤其是在豐水期的負(fù)荷低谷時(shí)段。 上述矛盾主要表現(xiàn)在以下幾個(gè)方面:

1) 豐水期電網(wǎng)消納空間有限， 各類電源調(diào)節(jié)能力不足。

豐水期電網(wǎng)消納空間有限。 用電負(fù)荷月電量平均約為132 億kW·h， 可供電量月平均約為171 億kW·h， 電量大量盈余， 消納矛盾凸顯。 其次， 各類電源調(diào)節(jié)能力不足。 豐水期水電全天大發(fā)， 可發(fā)揮調(diào)節(jié)作用的年調(diào)節(jié)以上能力水電裝機(jī)容量?jī)H236.5 萬kW， 占比15.2%， 水電整體可調(diào)節(jié)能力較差； 火電保安全需具備一定數(shù)量的開機(jī)臺(tái)數(shù)， 并預(yù)留一定的旋轉(zhuǎn)備用容量， 豐水期火電全天長時(shí)段處于基本調(diào)峰狀態(tài)， 低谷時(shí)火電深調(diào)為常態(tài)[4]； 受三峽大發(fā)及西北調(diào)峰困難影響， 新能源應(yīng)急交易執(zhí)行困難， 鄂湘與祁韶外來電擠占新能源消納空間。

2) 負(fù)荷峰谷差大， 源荷發(fā)展不平衡。

一方面， 湖南工業(yè)負(fù)荷比重逐年降低， 僅占40%左右， 居民用電比重逐年增加， 電網(wǎng)峰谷差呈現(xiàn)逐年擴(kuò)大趨勢(shì)。 2019 年豐水期， 電網(wǎng)最大負(fù)荷平 均 在2 200 萬kW 左 右， 最 小 負(fù) 荷 平 均 在1 100 萬kW左右， 電網(wǎng)最大峰谷差為1 557 萬kW，最大峰谷差率達(dá)58%， 同比增長7.53%。 另一方面， 受產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整的影響， 基礎(chǔ)負(fù)荷低且增長緩慢， 增速為2%～3%， 而風(fēng)電集中爆發(fā)式增長， 年均增速29.87%， 兩者發(fā)展嚴(yán)重不平衡導(dǎo)致豐水期低谷時(shí)段消納矛盾加劇。

3) 風(fēng)電與水電資源同期同區(qū)， 同時(shí)大發(fā)爭(zhēng)搶送出通道。

湖南水電主汛期為每年的4—7 月， 大風(fēng)期為每年1 月、 4—6 月和12 月， 主汛期即對(duì)應(yīng)了大風(fēng)期， 風(fēng)電與水電資源在時(shí)間利用上存在重疊。 此外， 湖南省風(fēng)電開發(fā)集中在風(fēng)資源較好的永州、 郴州、 邵陽、 懷化地區(qū)， 這些地區(qū)也是省內(nèi)小水電聚集區(qū)， 當(dāng)?shù)刎?fù)荷水平相對(duì)較低， 豐水期水電風(fēng)電同時(shí)大發(fā)， 存在爭(zhēng)搶送出通道的問題[5-6]。

綜上， 隨著新能源發(fā)電大規(guī)模發(fā)展， 電網(wǎng)調(diào)峰容量日趨緊張， 斷面輸送能力受限， 未來一段時(shí)期新能源消納仍將存在較大壓力。

3 新能源消納計(jì)算方法

采用中國電力科學(xué)研究院開發(fā)的新能源生產(chǎn)模擬仿真平臺(tái)V2.0， 該平臺(tái)基于時(shí)序生產(chǎn)模擬仿真方法， 在給定的時(shí)序負(fù)荷下， 模擬各發(fā)電機(jī)組的運(yùn)行狀況。 該方法已被德國、 丹麥和挪威等國家廣泛地應(yīng)用于電力電量平衡和發(fā)電生產(chǎn)計(jì)劃安排中[7-9]。 基于時(shí)序生產(chǎn)模擬的新能源消納能力分析計(jì)算的目標(biāo)函數(shù)G 為全網(wǎng)新能源消納能力最大，即全網(wǎng)各區(qū)域所有時(shí)段新能源功率總和最大， 見式(1):

式中， N 表示網(wǎng)內(nèi)新能源受斷面輸送能力限制的分區(qū)數(shù)； T 表示計(jì)算步長， 為1 h； P (t， n) 為t 時(shí)段第n 個(gè)分區(qū)域新能源接納功率， 即發(fā)電功率。

具體來看， 就是將系統(tǒng)負(fù)荷、 新能源發(fā)電等看作隨時(shí)間變化的序列， 建立電網(wǎng)電力電量平衡模型， 考慮聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行要求、 火電機(jī)組啟停、 爬坡約束、 最小運(yùn)行方式、 供熱等約束， 逐小時(shí)模擬電網(wǎng)運(yùn)行狀況； 在輸電斷面或調(diào)峰受阻時(shí)， 按照新能源優(yōu)先消納的原則進(jìn)行安排， 同時(shí)合理調(diào)用抽蓄機(jī)組； 最終得到新能源消納能力及受阻情況， 時(shí)序生產(chǎn)模擬仿真的平衡圖， 如圖2 所示。

圖2 時(shí)序生產(chǎn)模擬仿真平衡圖

4 湖南電網(wǎng)新能源消納影響因素分析

以湖南省歷史年份新能源裝機(jī)容量為參考， 針對(duì)電網(wǎng)電源可調(diào)節(jié)能力不足、 負(fù)荷峰谷差大等矛盾， 考慮風(fēng)資源變化、 負(fù)荷變化、 火電靈活性改造容量、 可調(diào)負(fù)荷容量、 儲(chǔ)能裝機(jī)容量[10-13]等關(guān)鍵因素對(duì)新能源消納的影響。

4.1 風(fēng)資源敏感性

考慮風(fēng)資源在90%～110%范圍內(nèi)波動(dòng)， 波動(dòng)步長為5%， 計(jì)算結(jié)果如圖3 所示。 由于湖南電網(wǎng)新能源棄電時(shí)段主要集中在豐水期， 受水電發(fā)電量的擠占， 電網(wǎng)消納空間有限， 因此風(fēng)資源的增加/減少將導(dǎo)致棄電量也同步增大/減少， 風(fēng)資源增大/減少5%， 棄電量增大/減少1.5 億kW·h 左右，利用率減小/增大0.6 個(gè)百分點(diǎn)。

圖3 風(fēng)資源變化時(shí)新能源減棄情況

4.2 負(fù)荷變化敏感性

考慮負(fù)荷增長率在98%～102%范圍內(nèi)波動(dòng)， 波動(dòng)步長為1%， 計(jì)算結(jié)果如圖4 所示。 全年周期范圍內(nèi)負(fù)荷增長率的變化將線性影響新能源棄電量以及利用率的變化， 增加的負(fù)荷率將使新能源棄電量下降、 利用率上升， 減少的負(fù)荷率將使新能源的棄電量上升， 利用率下降[14]。 可見， 負(fù)荷增長率變化1%， 新能源棄電量變化2.2 億～2.6 億kW·h， 利用率變化1.3%～1.6%。

圖4 負(fù)荷變化時(shí)新能源減棄情況

4.3 火電靈活性改造敏感性分析

考慮對(duì)豐水期頻繁參與電網(wǎng)運(yùn)行的火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造[15]， 改造火電機(jī)組容量占豐水期火電平均開機(jī)容量的30%、 50%、 80%和100%。 改造后對(duì)新能源消納的影響如圖5 所示。 可見， 火電機(jī)組靈活性改造變化20%～30%時(shí)， 新能源棄電量對(duì)應(yīng)變化0.8 億～1.5 億kW·h， 利用率變化0.5%～1.48%。

圖5 火電靈活性改造對(duì)減棄電量影響

4.4 可調(diào)負(fù)荷敏感性分析

通過將高峰負(fù)荷部分轉(zhuǎn)移至低谷負(fù)荷， 可起到調(diào)減負(fù)荷峰谷差、 減小豐水期低谷新能源棄電的作用。 考慮可調(diào)負(fù)荷占總負(fù)荷的2%、 4%、 6%、 8%四種情況， 結(jié)果如圖6 所示。 湖南電網(wǎng)新能源棄電集中、 大量分布在豐水期， 非豐水期基本全額消納， 這種棄電特點(diǎn)相對(duì)于全年均勻、 平均的棄電情況而言， 可調(diào)負(fù)荷對(duì)新能源的減棄作用不明顯， 即非豐水期的可調(diào)負(fù)荷沒有起到減棄作用。 可調(diào)負(fù)荷變化2%時(shí)， 新能源棄電量對(duì)應(yīng)變化0.7 億kW·h，利用率變化0.88%； 當(dāng)可調(diào)負(fù)荷繼續(xù)增大時(shí)， 新能源棄電量變化幅度減小。

圖6 可調(diào)負(fù)荷對(duì)減棄電量影響

4.5 儲(chǔ)能裝機(jī)容量敏感性分析

湘南地區(qū)一臺(tái)靜止同步補(bǔ)償器 (Static Syuchronous Compensator 簡(jiǎn)稱STATCOM) (容量120 Mvar) 投運(yùn)時(shí)， 除湘中地區(qū)外， 省內(nèi)、 負(fù)荷中心220 kV 及以上并網(wǎng)水、 火電機(jī)組最小旋轉(zhuǎn)備用容量要求可減少約100 MW； 若2 臺(tái)STATCOM 同時(shí)投運(yùn)(容量240 Mvar)， 則除湘中地區(qū)外， 可減少省內(nèi)、 負(fù)荷中心火電機(jī)組開機(jī)臺(tái)數(shù)1 臺(tái)， 或是除湘中地區(qū)外， 省內(nèi)、 負(fù)荷中心220 kV 及以上并網(wǎng)水、 火電機(jī)組最小旋轉(zhuǎn)備用容量要求減少約200 MW。

儲(chǔ)能若只對(duì)無功功率/電壓進(jìn)行控制， 本質(zhì)上可與STATCOM 達(dá)到相同的控制效果。 考慮儲(chǔ)能容量為61 萬kW， 遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于2 臺(tái)湘南STATCOM 的容量， 因此從穩(wěn)定性上完全可以實(shí)現(xiàn)替代火電機(jī)組，并且釋放一定旋轉(zhuǎn)備用的能力。

當(dāng)儲(chǔ)能裝機(jī)容量為61 萬kW 時(shí)， 考慮儲(chǔ)能不替代火電機(jī)組與替代火電機(jī)組兩種情況， 計(jì)算新能源的減棄效果， 結(jié)果見表1。

表1 儲(chǔ)能裝機(jī)對(duì)減棄電量的影響

不替代火電機(jī)組時(shí)， 儲(chǔ)能效果不顯著的主要原因如下: 湖南新能源主要在豐水期的夜間棄電， 應(yīng)用儲(chǔ)能可在夜間棄風(fēng)時(shí)段消納新能源的棄電電量；到午高峰、 晚高峰時(shí)段， 負(fù)荷上升， 而省內(nèi)水電的持續(xù)大發(fā)、 抽蓄電站的放電、 鄂湘聯(lián)絡(luò)線以及祁韶直流輸送功率的上升， 將擠占儲(chǔ)能大部分的放電空間， 則儲(chǔ)能在夜間吸收的富裕電量無法在白天負(fù)荷高峰期內(nèi)完全釋放； 若豐水期負(fù)荷低谷時(shí)段新能源持續(xù)大量集中式的棄電， 將導(dǎo)致儲(chǔ)能充電逐漸飽和， 沒有釋放空間。

因此， 若儲(chǔ)能無法替代火電， 減少直流輸送功率限制下的火電最小開機(jī)臺(tái)數(shù)， 或考慮對(duì)火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造， 在現(xiàn)有電網(wǎng)運(yùn)行條件的約束下，配置儲(chǔ)能無法顯著地提升湖南省新能源的利用率。

5 結(jié)論

本文根據(jù)湖南電網(wǎng)基本情況梳理了現(xiàn)階段新能源消納的主要矛盾， 對(duì)新能源的關(guān)鍵影響因素開展了敏感性分析， 定量分析了關(guān)鍵影響因素對(duì)新能源消納的減棄效果。 主要結(jié)論如下:

1) 火電靈活性改造、 組織柔性負(fù)荷參與調(diào)峰(即可調(diào)負(fù)荷) 等措施可改善新能源消納狀況， 但受限于湖南電網(wǎng)新能源的棄電特點(diǎn)， 上述措施對(duì)新能源的減棄效果不明顯。 火電機(jī)組靈活性改造變化20%～30%時(shí)， 新能源棄電量對(duì)應(yīng)變化0.8 億～1.5 億kW·h， 利用率變化0.5% ～1.48%。 可調(diào)負(fù)荷變化 2% 時(shí)， 新能源棄電量對(duì)應(yīng)變化0.7 億kW·h， 利用率變化0.88 個(gè)百分點(diǎn)。 當(dāng)可調(diào)負(fù)荷繼續(xù)增大時(shí)， 新能源棄電量變化幅度減小。

2) 若儲(chǔ)能容量可替代常規(guī)火電開機(jī)容量， 豐水期可較好地提升新能源的消納能力。 考慮61 萬kW/122 萬kW·h 的 儲(chǔ) 能 設(shè) 備 替 換1 臺(tái)21 萬kW 火 電 機(jī) 組， 可 提 升 新 能 源 消 納5.04 億kW·h， 新能源利用率提升2.99%。 若不考慮儲(chǔ)能替代火電開機(jī)方式， 豐水期受電網(wǎng)發(fā)電空間的限制， 儲(chǔ)能設(shè)備對(duì)提升新能源消納的效果不明顯。 儲(chǔ)能是否具備替代火電機(jī)組的能力以及以何種運(yùn)行模式、 可替代多少容量的火電機(jī)組將是下一步亟需研究的內(nèi)容。