含多元靈活性資源的省級(jí)電-熱綜合能源系統(tǒng)耦合平衡分析模型

呂 泉，張佳偉，張 娜，李雪峰，葛 晟

（1. 大連理工大學(xué)電氣工程學(xué)院,遼寧省大連市 116024；2. 國網(wǎng)遼寧省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院,遼寧省沈陽市 110015；3. 國網(wǎng)內(nèi)蒙古東部電力有限公司,內(nèi)蒙古自治區(qū)呼和浩特市 010010）

0 引言

在電力系統(tǒng)中,電力電量平衡是宏觀掌握電力電量供需關(guān)系進(jìn)而合理規(guī)劃電源的基本工作［1］。電力電量平衡一般按年度展開,傳統(tǒng)方法主要針對(duì)年/季典型日進(jìn)行分析［1］,近年來隨著風(fēng)電、光伏占比不斷增大,為計(jì)及風(fēng)電、光伏發(fā)電的波動(dòng)特性,越來越多的研究采用以年為周期、小時(shí)為顆粒度的時(shí)序生產(chǎn)模擬的方法［2］。

在中國北方地區(qū),電力系統(tǒng)和供熱系統(tǒng)以熱電廠為耦合點(diǎn)形成了省級(jí)規(guī)模的、電-熱耦合的能源系統(tǒng)。在風(fēng)電、光伏大規(guī)模并網(wǎng)之前,熱電機(jī)組采用“以熱定電”方式,其出力上下限可根據(jù)熱負(fù)荷確定。因此,傳統(tǒng)電力電量平衡分析時(shí),通過將熱電機(jī)組當(dāng)作出力上下限已知的普通機(jī)組進(jìn)行平衡［1-2］,實(shí)現(xiàn)了電-熱解耦分析。然而,隨著風(fēng)電、光伏占比的不斷提升,中國北方各熱電廠已經(jīng)或正在進(jìn)行靈活性提升改造,主要方式包括:低壓缸靈活切除運(yùn)行改造,配置電鍋爐、儲(chǔ)熱設(shè)備等［3］。改造后的熱電廠運(yùn)行時(shí)改為采用“電熱互動(dòng)”的運(yùn)行方式［4-7］,根據(jù)系統(tǒng)電力調(diào)峰需求,動(dòng)態(tài)調(diào)整機(jī)組低壓缸以及電鍋爐、儲(chǔ)熱的運(yùn)行方式。此時(shí),熱電機(jī)組的出力上下限隨供熱輸出動(dòng)態(tài)變化,導(dǎo)致傳統(tǒng)電力電量平衡方法無法應(yīng)用,需從綜合能源視角進(jìn)行電-熱耦合平衡分析。

EnergyPLAN 是丹麥奧爾堡大學(xué)開發(fā)的能源系統(tǒng)分析軟件［8-10］,可對(duì)電-熱綜合能源系統(tǒng)進(jìn)行年時(shí)間尺度、小時(shí)顆粒度的平衡分析。該軟件采用啟發(fā)式、逐時(shí)段平衡方法。與基于綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型的平衡分析方法（如Balmorel 平臺(tái)［11-13］）相比,EnergyPLAN 避免了求解復(fù)雜的優(yōu)化問題,原理簡(jiǎn)單透明、各設(shè)備運(yùn)行策略和運(yùn)行規(guī)律明確、計(jì)算速度快,盡管理論上精度不及基于優(yōu)化的平衡分析方法,但更適用于分析省級(jí)、國家級(jí)的大規(guī)模能源系統(tǒng)。EnergyPLAN 因具備上述特點(diǎn),在歐洲國家級(jí)或中國省區(qū)級(jí)綜合能源系統(tǒng)平衡分析中得到了廣泛應(yīng)用:在國外被廣泛應(yīng)用于丹麥［14］、愛爾蘭［15］、挪威［16］、哥倫比亞［17］等國家；而在國內(nèi),也被用于分析北京［18-19］、內(nèi)蒙古［20］、四川［21］、江蘇［22-23］、京津冀［24］甚至整個(gè)中國［25］的能源轉(zhuǎn)型平衡相關(guān)問題。

然而,EnergyPLAN 基于歐洲電源結(jié)構(gòu)構(gòu)建,在用于分析中國北方地區(qū)能源系統(tǒng)時(shí)存在諸多不合理之處:其一,抽凝式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組模型不夠準(zhǔn)確,確定最大出力時(shí)沒有考慮抽汽導(dǎo)致機(jī)組發(fā)電容量受阻的問題,確定最小出力時(shí)沒有考慮鍋爐最小穩(wěn)燃點(diǎn)大于汽輪機(jī)最低穩(wěn)定運(yùn)行點(diǎn)的問題,也沒有考慮中國目前正快速推廣的低壓缸切除改造；其二,沒有考慮機(jī)組開停機(jī)方式及備用等運(yùn)行需求,中國北方地區(qū)以大型煤電為主,機(jī)組基本不進(jìn)行日內(nèi)啟停調(diào)峰,開機(jī)機(jī)組最小發(fā)電功率占據(jù)了很大一部分發(fā)電空間,忽略開停機(jī)方式將導(dǎo)致計(jì)算結(jié)果存在很大偏差；其三,對(duì)系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的考慮不合理,EnergyPLAN 要求可控電源（火電、核電等）的發(fā)電功率不得小于一定比例的總發(fā)電功率,以滿足電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定、電壓支撐等安全穩(wěn)定運(yùn)行需求。但實(shí)際上,系統(tǒng)與電廠的安全穩(wěn)定主要體現(xiàn)在開機(jī)方式,只要開機(jī)的可控電源有足夠的慣性、一次和二次調(diào)頻、電壓支撐能力即可,與其發(fā)電功率在電負(fù)荷中的占比并無關(guān)系。特別是EnergyPLAN 這方面的要求會(huì)導(dǎo)致隨著風(fēng)電、光伏等可再生能源和電能替代負(fù)荷的增加,火電機(jī)組的發(fā)電總量也會(huì)增加,反而會(huì)增加化石能源消耗［22］,這顯然與實(shí)際并不相符。

針對(duì)EnergyPLAN 的上述問題,本文將文獻(xiàn)［2］和EnergyPLAN 思路相結(jié)合,基于中國電源結(jié)構(gòu)和調(diào)度方式,構(gòu)建了更加符合中國國情的省級(jí)能源系統(tǒng)電-熱耦合啟發(fā)式平衡分析模型,使得平衡分析的結(jié)果更接近于中國電網(wǎng)的實(shí)際運(yùn)行情況。與EnergyPLAN 相比,本文所提分析模型的主要改進(jìn)在于:1）將火電機(jī)組分為了抽凝機(jī)組、必開純凝機(jī)組（為了維持電網(wǎng)穩(wěn)定或防止冬季循環(huán)水凍結(jié)等原因在某些時(shí)段必須開機(jī)的純凝機(jī)組）和選開純凝機(jī)組3 種類型,并針對(duì)年內(nèi)不同時(shí)期各電廠的熱負(fù)荷和電廠最小方式變化,動(dòng)態(tài)確定火電廠內(nèi)各機(jī)組類型屬性并進(jìn)行聚合,更符合實(shí)際；2）通過增加以日為周期對(duì)選開純凝機(jī)組進(jìn)行開機(jī)容量決策的模塊,既考慮了系統(tǒng)備用、最小運(yùn)行方式等系統(tǒng)安全穩(wěn)定需求,也考慮了因?yàn)檫@些原因開機(jī)造成的最小出力對(duì)發(fā)電空間的影響；3）針對(duì)燃煤抽凝供熱機(jī)組,采用了更準(zhǔn)確的數(shù)學(xué)模型,且考慮了低壓缸切除改造的影響；4）針對(duì)抽凝供熱機(jī)組新模型,設(shè)計(jì)了儲(chǔ)熱、儲(chǔ)電、電鍋爐3 種靈活性資源的精細(xì)化調(diào)用模型。

1 省級(jí)電-熱綜合能源系統(tǒng)平衡分析模型

1.1 平衡基本流程

考慮到中國北方地區(qū)實(shí)際省級(jí)電力系統(tǒng)內(nèi)電源結(jié)構(gòu)具有多樣性,本文模型以含風(fēng)電、光伏、水電、核電、抽水蓄能及火電的一般性系統(tǒng)為對(duì)象構(gòu)建。分析模型的核心是以日為周期、小時(shí)為時(shí)間顆粒度的日平衡分析模型,通過逐日滾動(dòng)計(jì)算得到年時(shí)間尺度的統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果,進(jìn)而實(shí)現(xiàn)年尺度的平衡分析［2］。

針對(duì)某一運(yùn)行日,電-熱耦合平衡的主要流程如下:1）對(duì)系統(tǒng)內(nèi)同類型元件進(jìn)行聚合,并確定聚合元件的參數(shù)；2）在考慮系統(tǒng)備用、最小運(yùn)行方式、供熱等約束下確定各類型火電機(jī)組的開機(jī)容量；3）先在不考慮靈活性資源投入的條件下,進(jìn)行各時(shí)段電力平衡計(jì)算,得到以棄風(fēng)棄光表征的電力過剩情況；4）考慮靈活性資源投入,以消除棄風(fēng)棄光為目的調(diào)用靈活性資源,并進(jìn)行電-熱耦合平衡分析,得到該日平衡結(jié)果指標(biāo)。在該日計(jì)算完成之后,以儲(chǔ)熱設(shè)備的蓄熱量和抽水蓄能電站的蓄電量作為日間耦合傳遞參數(shù)傳遞給下一日作為輸入,進(jìn)行下一日的日平衡分析計(jì)算,進(jìn)而實(shí)現(xiàn)逐日滾動(dòng)計(jì)算。針對(duì)某一運(yùn)行日,各流程環(huán)節(jié)的具體流程如下。

1.2 元件分類聚合及參數(shù)確定

1.2.1 聚合后的省級(jí)電-熱綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

對(duì)于電力電量平衡分析而言,主要關(guān)注的是宏觀平衡的結(jié)果。因此,通常先對(duì)各類電源與其他元件分類聚合［1-2,8］,可在保證分析結(jié)果精度的前提下簡(jiǎn)化問題復(fù)雜度。

本文中,聚合后的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示,包括風(fēng)電、光伏、水電、核電、抽水蓄能以及火電,其中,將火電機(jī)組又分為抽凝機(jī)組、必開純凝機(jī)組、選開純凝機(jī)組3 類,以便于平衡時(shí)根據(jù)系統(tǒng)運(yùn)行需求合理確定火電機(jī)組開機(jī)容量。考慮到中國熱電廠運(yùn)行靈活性提升改造的主流方案［3］,在聚合后的供熱系統(tǒng)中相應(yīng)增加了電鍋爐和蓄熱設(shè)備。

圖1 聚合后的電-熱綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of aggregated integrated electricity-heat energy system

1.2.2 聚合元件的參數(shù)確定

在進(jìn)行平衡計(jì)算時(shí),針對(duì)某一具體運(yùn)行日,需要確定圖1 所示聚合后的電-熱綜合能源系統(tǒng)內(nèi)各元件的參數(shù)。在電源側(cè),風(fēng)電、光伏、水電、核電、抽水蓄能、儲(chǔ)熱設(shè)備/電鍋爐的容量可認(rèn)為一年內(nèi)保持不變,聚合后的總?cè)萘靠赏ㄟ^實(shí)際各電站/機(jī)組容量累加得到。各元件的其他參數(shù),如抽蓄機(jī)組/電鍋爐/儲(chǔ)熱等元件的效率、機(jī)組最小負(fù)荷率等參數(shù),可采用加權(quán)平均的方式確定。

各類型火電機(jī)組容量在一年內(nèi)各日是動(dòng)態(tài)變化的,這是由于供熱機(jī)組的熱負(fù)荷一年內(nèi)動(dòng)態(tài)變化,故在不同時(shí)期,熱電廠內(nèi)供熱機(jī)組的臺(tái)數(shù)不斷變化。相應(yīng)地,廠內(nèi)純凝機(jī)組臺(tái)數(shù)及其必開純凝機(jī)組臺(tái)數(shù)和選開純凝機(jī)組的臺(tái)數(shù)均根據(jù)熱負(fù)荷動(dòng)態(tài)變化。因此,對(duì)應(yīng)具體某個(gè)運(yùn)行日,本文首先根據(jù)該日情況、供熱情況和能源監(jiān)管機(jī)構(gòu)公布的相關(guān)運(yùn)行方式文件［26］將各熱電廠的機(jī)組劃分為供熱機(jī)組、必開純凝機(jī)組、選開純凝機(jī)組。然后,通過累加得到聚合后的各類型機(jī)組容量。其中,選開純凝機(jī)組參與平衡的容量將在1.3 節(jié)確定,其他類型機(jī)組均作為開機(jī)機(jī)組參與平衡計(jì)算。

在負(fù)荷側(cè),電負(fù)荷在元件聚合前后保持不變。但對(duì)于熱負(fù)荷,與聚合前各電廠獨(dú)立承擔(dān)自身熱負(fù)荷不同,聚合后的系統(tǒng)只有一個(gè)等值的抽凝供熱機(jī)組承擔(dān)熱負(fù)荷?？紤]到同一省內(nèi)氣溫變化基本相同,熱負(fù)荷變化規(guī)律也基本相同,因此,可將各電廠熱負(fù)荷累加作為等值抽凝供熱機(jī)組的熱負(fù)荷（在算例中本文對(duì)實(shí)際系統(tǒng)進(jìn)行了偏差分析,驗(yàn)證了這種聚合的可行性）。

1.2.3 抽凝機(jī)組聚合模型

與其他元件只具有一維電或熱參數(shù)不同,燃煤抽凝機(jī)組作為電熱耦合元件具有二維參數(shù)［27］,聚合時(shí)不能簡(jiǎn)單進(jìn)行參數(shù)相加。由于當(dāng)前應(yīng)用廣泛的EnergyPLAN 模型中抽凝式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組聚合模型不夠準(zhǔn)確（見附錄A 圖A1）,故本文建立了更為準(zhǔn)確的抽凝式供熱機(jī)組聚合模型,聚合后的電-熱二維可行運(yùn)行域如圖2 中紅色四邊形AEFD所示（具體聚合過程詳見附錄B）。圖中:Echp為等值機(jī)組發(fā)電容量；Qchp為等值機(jī)組最大供熱功率；Echp,pp,min為等值機(jī)組低壓缸最小進(jìn)汽量對(duì)應(yīng)的凝汽發(fā)電功率；γv為線段AE的斜率絕對(duì)值,表征抽汽對(duì)發(fā)電功率的影響；γm為線段EF的斜率,表征汽輪機(jī)抽汽汽流的發(fā)電與供熱比；qF為等值機(jī)組最小發(fā)電功率對(duì)應(yīng)的供熱功率。

圖2 等值抽凝機(jī)組可行運(yùn)行域Fig.2 Feasible operation region of equivalent extraction and condensation unit

1.3 火電機(jī)組開機(jī)容量的確定

針對(duì)某一具體運(yùn)行日,在將各火電廠內(nèi)火電機(jī)組根據(jù)1.2.2 節(jié)方式劃分為供熱機(jī)組、必開純凝機(jī)組、選開純凝機(jī)組3 種類型并確定總?cè)萘恐?還需要進(jìn)一步確定該日選開純凝機(jī)組的開機(jī)容量以參與平衡計(jì)算。本文參考文獻(xiàn)［2］的方式,在考慮系統(tǒng)備用容量、風(fēng)電/光伏發(fā)電可信度的條件下,確定聚合系統(tǒng)中選開純凝機(jī)組在該日的開機(jī)容量。

首先,根據(jù)第d日發(fā)電負(fù)荷（本地負(fù)荷加外送電負(fù)荷）、旋轉(zhuǎn)備用率需求確定該日最小可調(diào)容量需求為:

1.4 不考慮靈活性資源投入的電-熱耦合平衡計(jì)算

在確定火電機(jī)組開機(jī)容量之后,先進(jìn)行不考慮多元靈活性資源投入的電-熱耦合平衡計(jì)算,以確定各時(shí)段的棄風(fēng)棄光情況,為進(jìn)一步調(diào)用多元靈活性資源提供依據(jù)?？紤]到在國內(nèi)供暖期,開機(jī)的純凝機(jī)組基本為大型燃煤機(jī)組,日內(nèi)不啟停調(diào)峰,本文亦作此假設(shè)。

平衡機(jī)理如圖3 所示（詳細(xì)模型見文獻(xiàn)［2］）。考慮到風(fēng)電、光伏、核電基本不參與調(diào)峰,本文將之作為負(fù)的負(fù)荷,然后再利用水電削峰算法［28］確定水電發(fā)電曲線,進(jìn)而得到剩余負(fù)荷作為火電機(jī)組發(fā)電負(fù)荷,如圖3 中藍(lán)色實(shí)線所示。最后,根據(jù)熱負(fù)荷計(jì)算聚合系統(tǒng)中抽凝機(jī)組的最小出力（包括背壓電出力和最小凝汽出力）,根據(jù)最小負(fù)荷率計(jì)算開機(jī)純凝機(jī)組最小出力,疊加可得到火電機(jī)組最小出力,如圖3 中綠色虛線所示。

圖3 電力平衡機(jī)理Fig.3 Mechanism of power balance

1.5 靈活性資源投入后的電-熱耦合平衡計(jì)算

在1.4 節(jié)計(jì)算完畢之后,若存在過剩電力,則需要投入靈活性資源來盡可能消除過剩電力；若不存在,則需要對(duì)儲(chǔ)能性質(zhì)的靈活性資源（熱儲(chǔ)設(shè)備、電儲(chǔ)設(shè)備）進(jìn)行充放能,以保證在后續(xù)時(shí)段存在過剩電力時(shí)可使用。因此,還需要構(gòu)建靈活性資源的調(diào)用模型再次平衡。根據(jù)是否存在過剩電力兩種不同情況,設(shè)計(jì)蓄熱、抽蓄、電鍋爐3 種靈活性資源的調(diào)用策略,如圖4 所示。

圖4 靈活性資源調(diào)用策略流程圖Fig.4 Flow chart of flexibility resource invocation strategy

1）當(dāng)系統(tǒng)存在過剩電力時(shí),調(diào)用靈活性設(shè)備以消納過剩電力。根據(jù)投入后消納單位過剩電力所帶來的節(jié)煤量大小,選擇投入順序?yàn)閮?chǔ)熱設(shè)備、抽蓄電站、電鍋爐［29-30］。

2）當(dāng)系統(tǒng)不存在過剩電力時(shí),先將圖3 所示凝汽可調(diào)節(jié)出力空間分配給抽凝機(jī)組使儲(chǔ)熱設(shè)備盡量先蓄滿。若還有發(fā)電空間,則分配給抽蓄電站使之盡可能放空,以保證后續(xù)消納能力。

限于篇幅,詳細(xì)計(jì)算模型見附錄C。

1.6 運(yùn)行指標(biāo)計(jì)算

通過上述模型計(jì)算,可得到該日各時(shí)段、各設(shè)備的運(yùn)行狀態(tài),以及火電機(jī)組各類型發(fā)電成分系統(tǒng)過剩電力、化石能源消耗量、CO2排放量、系統(tǒng)供熱量等指標(biāo)。由逐日滾動(dòng)計(jì)算后的統(tǒng)計(jì)結(jié)果即可得到年度指標(biāo)。

2 算例分析

以中國北方某電網(wǎng)2018 年實(shí)際數(shù)據(jù)為基礎(chǔ),對(duì)上述模型有效性進(jìn)行了驗(yàn)證,并對(duì)本文模型結(jié)果與EnergyPLAN 模型結(jié)果進(jìn)行了對(duì)比分析,驗(yàn)證了本文模型的優(yōu)越性。

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

1）電、熱負(fù)荷數(shù)據(jù)

中國北方某電網(wǎng)年發(fā)電負(fù)荷的時(shí)序曲線如附錄D 圖D1 所示,年最大發(fā)電負(fù)荷為16 GW,熱備用率為8%。該電網(wǎng)內(nèi)各熱電廠聚合熱負(fù)荷的時(shí)序曲線如圖D2 所示,最大熱負(fù)荷為6.5 GW。

2）新能源發(fā)電數(shù)據(jù)

該電網(wǎng)中風(fēng)電、光伏發(fā)電的時(shí)序曲線如附錄D圖D3 所示,風(fēng)電、光伏累計(jì)裝機(jī)容量為11.9 GW,占總裝機(jī)容量的43%。以風(fēng)電、光伏的實(shí)際出力作為模擬運(yùn)行時(shí)的預(yù)測(cè)出力,風(fēng)電、光伏的發(fā)電可信度均取5%。

3）火電機(jī)組數(shù)據(jù)

該電網(wǎng)中火電機(jī)組的總裝機(jī)容量為16 GW,占總裝機(jī)容量的57%。其中,年內(nèi)各時(shí)期聚合后的抽凝機(jī)組參數(shù)、純凝機(jī)組參數(shù)分別見附錄D 表D1 和表D2。該電網(wǎng)區(qū)域A 的供暖期為每年9 月24 日到次年5 月7 日,區(qū)域B 的供暖期為每年10 月16 日到次年4 月15 日,供熱初末期為供熱期首日后30 d 和停止日前30 d 的日期。不同時(shí)期機(jī)組的參數(shù)不同是因?yàn)橐荒曛泄┡衅凇⒐┡跄┢?、非供暖期的最小運(yùn)行方式不同。凝汽發(fā)電效率為45%,純凝機(jī)組最小負(fù)荷率為50%。

4）靈活性資源數(shù)據(jù)

該電網(wǎng)中已配置的靈活性資源數(shù)據(jù)為:熱電廠配置的電鍋爐容量為116 MW,電鍋爐的電轉(zhuǎn)熱效率為98%；配置的儲(chǔ)熱設(shè)備容量約為1 750 MW ?h,最大蓄放熱功率為220 MW；低壓缸切除改造熱電機(jī)組的容量為200 MW。

2.2 模型的有效性驗(yàn)證

2.2.1 抽凝機(jī)組聚合的可行性驗(yàn)證

整個(gè)供暖期在給定熱負(fù)荷下,聚合前各機(jī)組的各日出力上下限累計(jì)值、本文模型和EnergyPLAN模型等值聚合機(jī)組的出力上下限見圖5。

圖5 抽凝機(jī)組聚合模型偏差分析Fig.5 Deviation analysis of aggregation model of extraction and condensation unit

可以看出,本文模型的等值聚合機(jī)組的最大出力偏差幾乎為0,而最小出力比實(shí)際最小出力小,平均偏差僅2%,對(duì)計(jì)算結(jié)果的影響不大,證明了聚合模型的可行性。由于抽凝機(jī)組電出力上限與熱負(fù)荷為線性關(guān)系（如圖2 中線段AE所示）,各機(jī)組聚合之后的誤差較??；而電出力下限是一條折線（如圖2 中折線EFD所示）,當(dāng)兩臺(tái)機(jī)組的熱負(fù)荷分別在點(diǎn)F左右兩側(cè)時(shí),聚合機(jī)組的最小出力比兩臺(tái)機(jī)組最小出力之和要稍小一些。

EnergyPLAN 模型的等值聚合機(jī)組的最大出力為1 p.u.,這是因?yàn)闆]有考慮抽汽導(dǎo)致的機(jī)組發(fā)電容量受阻；最小出力在圖5 紅圈標(biāo)記處明顯低于實(shí)際最小出力,這是因?yàn)镋nergyPLAN 模型確定最小出力時(shí)存在引言所述問題,這些時(shí)段機(jī)組運(yùn)行在線段FD上,最小出力偏小。

2.2.2 計(jì)算結(jié)果準(zhǔn)確性驗(yàn)證

利用2.1 節(jié)數(shù)據(jù),對(duì)該電網(wǎng)2018 年情況進(jìn)行了以小時(shí)為顆粒度的電-熱平衡分析。2018 年,電網(wǎng)新能源棄電率約為6.2%。實(shí)際系統(tǒng)運(yùn)行數(shù)據(jù)、本文模型與EnergyPLAN 模型的模擬結(jié)果如表1 所示。可以看出,與EnergyPLAN 模型相比,本文模型結(jié)果更接近于實(shí)際。

表1 實(shí)際數(shù)據(jù)與兩模型計(jì)算數(shù)據(jù)對(duì)比Table 1 Comparison between actual data andcalculated data of two models

隨著新能源裝機(jī)容量占比提升,本文模型和EnergyPLAN 模型的一次化石能源消耗量（本文用標(biāo)準(zhǔn)煤的消耗量表示）如圖6 所示?？梢钥闯?隨著新能源裝機(jī)容量占比的增加,利用本文模型計(jì)算得到的一次化石能源消耗量逐漸減小。這是因?yàn)樾履茉窗l(fā)電的增加替代了火力發(fā)電,降低了化石能源消耗,結(jié)果符合客觀規(guī)律。而利用EnergyPLAN 模型計(jì)算得到的一次化石能源消耗量先減小后增加,增加的原因是EnergyPLAN 模型要求可控電源（火電、核電等）的發(fā)電功率不得小于一定比例的總發(fā)電功率,導(dǎo)致隨著風(fēng)電、光伏等可再生能源和電能替代負(fù)荷的增加,火電機(jī)組的發(fā)電總量也會(huì)增加,反而增加化石能源消耗,與實(shí)際并不相符。

圖6 系統(tǒng)煤耗水平分析Fig.6 Analysis on coal consumption level of system

2.3 系統(tǒng)靈活性提升對(duì)新能源消納作用的分析

為了分析系統(tǒng)靈活性提升后的新能源消納能力,利用本文模型計(jì)算了系統(tǒng)配置抽水蓄能,以及火電靈活性改造后系統(tǒng)的過剩發(fā)電量、新能源棄電率、新能源發(fā)電占總發(fā)電量比例。

2.3.1 熱電廠靈活性改造對(duì)新能源消納作用的分析

熱電廠靈活性提升方案假設(shè)為:考慮到中國目前正快速推廣低壓缸切除改造,假設(shè)抽凝機(jī)組均進(jìn)行低壓缸切除改造；配置的儲(chǔ)熱設(shè)備足夠?qū)⒊槟龣C(jī)組運(yùn)行點(diǎn)降低到附錄C 圖C1 所示點(diǎn)F,取最大充放熱功率為5 220 MW,滿足8 h 放熱的儲(chǔ)熱容量為41.77 GW ?h；考慮當(dāng)前熱電廠的電鍋爐配置方法［31］,假設(shè)配置的電鍋爐容量等于抽凝機(jī)組最小發(fā)電功率（如圖C2 中點(diǎn)F對(duì)應(yīng)的發(fā)電功率）,取電鍋爐容量為2 400 MW。根據(jù)規(guī)劃,取新建抽水蓄能電站的發(fā)電容量為1 200 MW。

靈活性配置前后,系統(tǒng)在電負(fù)荷和火電機(jī)組容量保持不變、新能源的裝機(jī)容量占比不斷提升情況下的過剩發(fā)電量、新能源棄電率如圖7 所示。可以看出,靈活性資源提升后系統(tǒng)的消納能力得到提升,在5%的新能源棄電率下,新能源裝機(jī)容量占比從43%提升至54%。隨著新能源裝機(jī)容量占比的增加,系統(tǒng)的過剩發(fā)電量和棄電率均增加,在新能源裝機(jī)容量占比為70%時(shí),即使提升系統(tǒng)靈活性,棄電率也達(dá)到了37%。從時(shí)間上來說,過剩發(fā)電主要發(fā)生在供暖期,這是因?yàn)楣┡诨痣姍C(jī)組開機(jī)容量較高,冬季風(fēng)電出力也較高,造成了系統(tǒng)電力過剩。

圖7 靈活性提升對(duì)系統(tǒng)新能源消納能力的影響Fig.7 Effect of flexibility improvement on renewable energy accommodation capability of system

2.3.2 抽凝機(jī)組最小出力對(duì)新能源消納作用的分析

在2.3.1 節(jié)所述的系統(tǒng)靈活性提升方案下,進(jìn)一步計(jì)算抽凝機(jī)組通過提升鍋爐穩(wěn)燃將其最小出力率逐步降低到30%時(shí)的系統(tǒng)過剩發(fā)電量、新能源棄電率,如附錄E 圖E1 所示。結(jié)果表明,隨著抽凝機(jī)組最小出力率的降低,系統(tǒng)棄電率和過剩發(fā)電量均顯著降低,棄電率從37% 進(jìn)一步降低到29% 左右。這是因?yàn)殡S著抽凝機(jī)組最小出力率的降低,圖2 所示線段FD沿線段EF方向向左下方移動(dòng),拓寬了可行域下邊界,降低了抽凝機(jī)組的最小發(fā)電功率,實(shí)現(xiàn)了系統(tǒng)過剩發(fā)電的消納。

2.3.3 抽蓄電站對(duì)新能源消納作用的分析

在2.3.2 節(jié)的基礎(chǔ)上,進(jìn)一步計(jì)算抽蓄電站容量從1 200 MW 增加到8 400 MW 時(shí)的系統(tǒng)過剩發(fā)電量和新能源棄電率,如附錄E 圖E2 所示。結(jié)果表明,隨著抽蓄電站容量的增加,供暖期和非供暖期的系統(tǒng)過剩發(fā)電量均下降,新能源棄電率從29%下降到15%。這是因?yàn)殡S著抽蓄電站容量的增加,抽蓄在電力平衡時(shí)提供了更多的備用,從而降低了選開純凝機(jī)組開機(jī)容量及其最小出力電量（見附錄E 表E1）,為新能源上網(wǎng)讓出了空間。

2.3.4 進(jìn)一步消納新能源的思路

由2.3.1 節(jié)和2.3.3 節(jié)分析可知,無論采取何種新能源消納手段,系統(tǒng)棄電率仍高達(dá)15%以上,新能源發(fā)電量占比無法繼續(xù)提升。這是因?yàn)樾履茉囱b機(jī)容量提升后,火電廠最小運(yùn)行方式?jīng)]有調(diào)整。即使必開純凝機(jī)組和抽凝機(jī)組均在當(dāng)前最小方式下的最小出力點(diǎn)運(yùn)行,年發(fā)電量至少為35.2 TW ?h,占全年發(fā)電負(fù)荷的36%。在2.3.3 節(jié)所述情況下,抽蓄電站容量為8 400 MW 時(shí),必開火電機(jī)組的年發(fā)電量已經(jīng)降到36.7 TW ?h,受最小運(yùn)行方式限制,火電機(jī)組幾乎沒有進(jìn)一步降低的空間。若要進(jìn)一步消納新能源,應(yīng)該在火電機(jī)組靈活性改造的基礎(chǔ)上相應(yīng)調(diào)整最小運(yùn)行方式,減少系統(tǒng)火電機(jī)組開機(jī)容量,為新能源上網(wǎng)讓出空間。

3 結(jié)語

本文以省級(jí)電-熱綜合能源系統(tǒng)為研究對(duì)象,建立了含多元靈活性資源的系統(tǒng)平衡分析模型,實(shí)現(xiàn)了系統(tǒng)以年時(shí)間尺度、小時(shí)顆粒度的過剩發(fā)電量、一次化石能源消耗量、CO2排放量的計(jì)算。算例以中國北方某電網(wǎng)為參考,驗(yàn)證了本文模型的有效性,并進(jìn)一步分析了系統(tǒng)靈活性資源對(duì)新能源消納提升的效果。理論分析和算例計(jì)算結(jié)果表明:

1）本文所提平衡模型可以有效適用于中國以煤電為主的電源結(jié)構(gòu)；與國內(nèi)外應(yīng)用較多的EnergyPLAN 模型相比,結(jié)果更合理、誤差更小。

2）供熱機(jī)組的熱電解耦改造可提高系統(tǒng)消納新能源的能力,但其效果受制于純凝工況下的最小出力。因而在熱電解耦的同時(shí),應(yīng)該同時(shí)提升鍋爐穩(wěn)燃水平,降低機(jī)組最小出力。從電-熱綜合能源系統(tǒng)能量供需平衡的角度來看,火電機(jī)組的最小負(fù)荷率越低,注入系統(tǒng)的最小化石能源消耗量就越少,系統(tǒng)所能接納的風(fēng)電、光伏的能量空間就越大。

3）隨著新能源占比的不斷提升,發(fā)展電儲(chǔ)能替代火電機(jī)組提供備用,從而降低選開純凝機(jī)組開機(jī)容量來讓出發(fā)電空間,可有效提高新能源接納水平。

在新能源高占比場(chǎng)景下,火電機(jī)組最小運(yùn)行方式成為限制新能源消納的主要因素。在利用儲(chǔ)能等新技術(shù)保障系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行的基礎(chǔ)上,突破火電機(jī)組最小運(yùn)行方式,成為進(jìn)一步提升新能源占比的必要措施。

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