受端電力系統(tǒng)新能源規(guī)劃配比研究

魏 然，葛向東

（1.國網(wǎng)北京市電力公司，北京 102200；2.濟南工程職業(yè)技術學院，山東 濟南 250200）

0 引言

近年來，我國新能源迎來全面、快速發(fā)展，截至2022年底，全國風電、光伏裝機容量超過7.58億kW，占全部裝機的比重約30%［1］，未來，我國新能源仍將保持快速發(fā)展態(tài)勢，對能源結構轉型、提升可再生能源消費占比等起到至關重要的作用。但同時不容忽視的是，新能源的快速發(fā)展也對電力系統(tǒng)安全、穩(wěn)定、高效、經(jīng)濟運行帶來一系列挑戰(zhàn)，有必要超前開展科學研究，明確新能源規(guī)劃開發(fā)的技術原則，為能源主管部門未來開展能源發(fā)展規(guī)劃提供技術支撐。

由于我國能源資源分布和負荷中心分布具有明確的區(qū)位異向性，電力送端、受端省份開發(fā)新能源的原則、思路、功能定位及具體的研究思路也有所不同。以受端省級電力系統(tǒng)為例，兼顧自然資源稟賦、電網(wǎng)接入能力、系統(tǒng)消納能力、系統(tǒng)安穩(wěn)運行、政策指標要求等主、客觀條件，力爭統(tǒng)籌好安全、綠色、經(jīng)濟三者的關系，研究如何優(yōu)化本地區(qū)的風電、光伏開發(fā)配比規(guī)劃目標。

由于各省電力系統(tǒng)的負荷特性、裝機結構均不相同，風力、光伏等自然條件更是各異，不存在四海皆準的固定風電、光伏、儲能發(fā)展配比以滿足最佳的經(jīng)濟技術指標。但各省的風力、光照又呈現(xiàn)一定的季節(jié)性和日內不同時段的強弱規(guī)律，通過把握好這種自然規(guī)律，合理規(guī)劃各類電源和儲能規(guī)模，可使之更好地與本省區(qū)電力系統(tǒng)特性相匹配。近幾年，大量專家學者、工程技術人員在此方面開展大量實踐研究，積累一定經(jīng)驗。任大偉等［2］通過考慮多種靈活性約束條件和基于時序模擬的廣域電力系統(tǒng)規(guī)劃研究提出電源和儲能都可為系統(tǒng)提供調節(jié)能力，不同類型電源和儲能在經(jīng)濟上存在合理配比；李凱等［3］通過基于風光火儲的多能互補新能源基地規(guī)劃研究，并以赤峰新能源多能互補基地整體規(guī)劃作為典型案例，擬建設9 GW 風電和1 GW 光伏的較強的經(jīng)濟性方案；廖政侃［4］研究基于電力系統(tǒng)靈活資源成本最小化的風光容量配比方法，測算在一定的可再生能源發(fā)展總目標下，不同的風電、光伏配比對應的系統(tǒng)所需增設靈活性資源的建設成本。盡管取得如此多的成果，但目前行業(yè)內在系統(tǒng)成本定義、調峰運行優(yōu)先級等規(guī)則方面尚未完全統(tǒng)一，難以通過簡明快速計算得出特定區(qū)域的初步發(fā)展建議。

在滿足主觀發(fā)展需求和客觀發(fā)展限制條件的基礎上，從系統(tǒng)成本的角度出發(fā)，提出一種受端電力系統(tǒng)風電、光伏、儲能發(fā)展配比建議的總體研究方法?？紤]各地區(qū)的發(fā)展需求、發(fā)展限制等政策，資源方面的主、客觀條件，針對某一具體的電力系統(tǒng)，明確其相關邊界條件，構建計算模型。僅針對風電、光伏、儲能的裝機配比作為敏感性分析條件開展計算研究，對滿足發(fā)展需求和符合發(fā)展限制條件的各方案，以系統(tǒng)成本最低為原則，總結發(fā)展結論。

1 風電、光伏發(fā)展需求及限制

1.1 發(fā)展需求

目前，我國整體正處于能源結構轉型優(yōu)化階段。從國家層面看，國家通過具體指標的形式提出不同階段的發(fā)展目標，如到2030 年，全國非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12 億kW 以上。從省級層面看，一般省區(qū)均提出各自的能源“十四五”發(fā)展規(guī)劃，明確本省區(qū)風電、光伏發(fā)展目標。國家也通過對各省區(qū)下達可再生能源消納責任權重，以考核逐年可再生能源電量占比下限的模式進一步督促各省主動發(fā)展本地區(qū)可再生能源。因此，發(fā)展需求決定著某一地區(qū)的新能源發(fā)展目標下限。

1.2 發(fā)展限制

各地區(qū)發(fā)展風電、光伏將受到一系列條件的限制。

一是資源條件，包括自然資源、土地資源等。自然資源稟賦是決定該地區(qū)新能源開發(fā)的決定性因素。整體來看，我國風能、太陽能資源較優(yōu)的地區(qū)主要分布在“三北”地區(qū)，部分南方沿海省區(qū)也有著豐富的海上風電資源。土地、自然條件還直接決定著某一地區(qū)新能源建設面積、開發(fā)難度、投資成本、前期進度等。

二是電網(wǎng)接入、送出、穩(wěn)定運行條件。部分受端省級電力系統(tǒng)存在網(wǎng)架結構限制條件，如單點接入能力受限、局部地區(qū)電力送出斷面等，造成這種現(xiàn)象的原因是多方面的，如主變壓器短路容量限制、邊緣地區(qū)網(wǎng)架薄弱限制、特定運行工況的“N-1”運行要求限制、大規(guī)模直流饋入疊加新能源發(fā)電導致潛在的系統(tǒng)失穩(wěn)限制等［5］。

三是電力系統(tǒng)消納能力限制。消納能力限制主要是由某一周期內出現(xiàn)一定規(guī)模的超過系統(tǒng)調節(jié)能力的源荷不平衡現(xiàn)象導致的，一般情況下系統(tǒng)新能源裝機滲透率越高，系統(tǒng)消納問題越嚴重［6］。目前，多數(shù)省級電力系統(tǒng)調度承擔著一定的新能源利用率考核指標要求。

上述一系列限制因素將直接影響地區(qū)發(fā)展規(guī)劃和目標的確定，不同地區(qū)應結合自身的實際情況和客觀條件，超前布局規(guī)劃研究、深入開展科學計算，提出適合本地區(qū)風電、光伏科學合理的發(fā)展路徑［7］。

就目前形勢來看，消納問題是多數(shù)受端電力系統(tǒng)已經(jīng)出現(xiàn)或即將面臨的限制新能源發(fā)展的最嚴格限制條件之一，但同時應明確，不管是從提升新能源電量滲透率方面還是降低系統(tǒng)運行成本方面，新能源利用率并非越高越好，暫以89%、92%、95%三種新能源利用率指標限制作為敏感性分析條件，探索一定風光裝機規(guī)模對應的較優(yōu)利用率。

2 發(fā)展邊界分析

在進行具體計算之前，必須明確相應省份的負荷電量預測、常規(guī)電源發(fā)展規(guī)劃等。

2.1 負荷

一是負荷、用電量增長預計。國家電力規(guī)劃已明確提出各省和地區(qū)未來五年的負荷、電量發(fā)展水平。

二是負荷特性。一般省份年負荷曲線有明顯的夏冬季雙高峰特性，春季、秋季為一年中的雙低谷；四季典型日負荷特性均存在雙高峰或三高峰，即早/午峰和晚峰，但出現(xiàn)時刻有所不同，夜間為全天負荷的低谷期。在生產(chǎn)模擬計算時還須參考往年電力系統(tǒng)實際運行的全年8 760 h 運行數(shù)據(jù)或對未來年份的負荷曲線預計。

2.2 孤網(wǎng)系統(tǒng)

孤網(wǎng)系統(tǒng)是特定歷史時期的產(chǎn)物，且預計未來還將在部分省區(qū)以可觀規(guī)模的體量繼續(xù)存在。由于孤網(wǎng)主要是大工業(yè)負荷，其用電負荷具有年利用小時數(shù)極高（可超過7 000 h）、波動性低等特點，煤電是一般孤網(wǎng)的絕對主力電源。

因此，孤網(wǎng)具有發(fā)展一定規(guī)模新能源的客觀條件，且隨著新能源發(fā)電成本逐步降低，發(fā)展一定規(guī)模的新能源將在一定程度上有利于降低孤網(wǎng)系統(tǒng)的生產(chǎn)運行成本。

由于孤網(wǎng)和主網(wǎng)的電源結構、運行模式差異較大，建議對孤網(wǎng)和省級主網(wǎng)分別按照各自的負荷、裝機規(guī)模開展計算。其中，針對孤網(wǎng)新能源發(fā)展建設，為避免潛在的政策阻礙，采取“小步走”戰(zhàn)略，初期暫不考慮儲能，僅采取風光火聯(lián)合的基本運行模式，并保障新能源綜合利用率不低于95%以充分保障其新能源投資效益。

2.3 新能源出力特性

一般來說，風電出力特性既與負荷特性有一定的契合度，又存在一定的反調峰特性。契合度是指在晚高峰時段，風電往往能提供一定的電力保障作用，且在夜間光伏停止出力時起到一定的電力電量供應效果；反調峰特性是指在日大負荷（早/午峰和晚峰）時段，風電往往難以提供可靠的電力支撐，而有一定概率將在夜間低谷負荷時段出力較大。

相對風電，光伏出力特性更具一般性，光伏發(fā)電不僅出力規(guī)律、可預測性強，可在日內系統(tǒng)負荷最高峰提供可觀的電力支撐作用；缺點為無法對晚峰提供電力支撐，且所有電量集中產(chǎn)生，大規(guī)模的光伏對煤電、燃機等各類靈活調節(jié)資源和抽水蓄能、儲能等電量存儲資源依賴性較強［8］。

一般情況下，各省份的風電、光伏年利用小時數(shù)存在一定的大概率發(fā)生區(qū)間，可據(jù)此提出典型的年風電、光伏運行小時數(shù)。在生產(chǎn)模擬計算時還須參考往年電力系統(tǒng)實際運行的全年8 760 h 運行數(shù)據(jù)或對未來年份的風電、光伏出力曲線預計。

2.4 本地常規(guī)電源和省外來電

本地常規(guī)電源包括煤電、燃機發(fā)電、抽水蓄能、核電等，可參照國家電力規(guī)劃、省級能源電力規(guī)劃等確定未來五年的裝機規(guī)模，并明確各類機組調峰能力等運行參數(shù)，其他類型機組參照實際運行情況。

部分受端省級電力系統(tǒng)通過跨省跨區(qū)交直流通道接受省外來電，統(tǒng)籌相關送電協(xié)議、配套電源建設規(guī)模等，提出合理的送電規(guī)模和曲線。

2.5 風電、光伏、儲能裝機配比

一般來說，某地區(qū)的風光裝機比不宜過大或過小。風光比過大，易導致夜間負荷低谷時段風電常態(tài)化棄電，而若在日間負荷高峰時段風電出力能力不足，將導致總體新能源發(fā)電量低、利用率低；風光比過小，易導致午間調峰壓力過大，甚至系統(tǒng)調峰難度高于夜間負荷低谷疊加風電大發(fā)時段，且光伏集中爆發(fā)性出力對儲能規(guī)模依賴性較強，易導致整體新能源利用率降低［9］。

新型儲能可發(fā)揮與抽水蓄能相同的電力電量跨時段存儲和釋放作用，配置一定規(guī)模的儲能將極大助力新能源消納。但同樣的，儲能裝機配比不宜過大或過小。儲能配置過少，系統(tǒng)則依然存在大量的棄電需求，通過增量儲能可高效發(fā)揮充放作用，提升系統(tǒng)總體利用率；儲能配置過少，在如今儲能造價水平和循環(huán)壽命下，過低的儲能利用率將導致整體經(jīng)濟性大幅降低［10］。

綜上，結合工程實際經(jīng)驗，初步提出風電與光伏裝機配比［11］，分別為3∶1，2∶1，1∶1，1∶2，1∶3。若在實際論證過程中，風電與光伏裝機配比為3∶1或1∶3時可獲得最佳經(jīng)濟技術指標，則可進一步擴大或降低風光比進行試驗比選。其中，新型儲能與風光裝機比例可分別暫按10%、20%考慮。

3 方案技術經(jīng)濟比選

3.1 經(jīng)濟性邊界

由于核電、外電等運行工況相對固定，機組建設、運營成本僅考慮各方案存在差異的煤電煤耗、新能源機組建設、儲能建設運行成本［12］。本文涉及的主要經(jīng)濟性邊界如下：

1）風電。參考國內近期實際招標成交情況，陸上風電總承包項目單位容量成本按6 000 元/kW 考慮，全壽命周期20年。

2）光伏。參考國內近期實際招標成交情況，集中式光伏總承包項目單位容量成本按4 300 元/kW考慮，全壽命周期25年。

3）煤電。僅考慮風電、光伏對化石能源電量的替代作用，不考慮其電力供應保障價值，煤電等大型常規(guī)機組承擔電力保障的基礎任務，因此在新能源電量替代過程的系統(tǒng)成本中不考慮其建設成本。

4）電煤。參考2022 年第三季度我國東部省份實際成交情況，折算標煤到廠價格按1 500元/t考慮。

5）新型儲能。參考國內近期招標成交情況及技術發(fā)展情況，磷酸鐵鋰儲能電池總承包項目價格按照4 000 元/kW（2h）考慮；最長壽命周期8 年，最大滿循環(huán)次數(shù)4 000次，按先到時間電池報廢。

6）煤耗。參考某在運單機350 MW 容量的普通性能燃煤機組運行參數(shù)，如表1所示。

表1 某350 MW在運煤電機組深調狀態(tài)供電煤耗Table 1 Coal consumption of a 350 MW coal-fired power unit under deep regulation

3.2 方案技術經(jīng)濟計算

首先面向孤網(wǎng)系統(tǒng)開展時序生產(chǎn)模擬計算，以95%的新能源利用率為目標，求取滿足各風光配比的風電、光伏裝機規(guī)模及新能源發(fā)電量、煤耗等運行結論，提出滿足孤網(wǎng)綜合成本最低的風光配比方案。

其次面向主網(wǎng)系統(tǒng)，根據(jù)已明確的負荷、各類裝機及相關運行參數(shù)、跨區(qū)受電規(guī)模等，通過對各裝機方案開展生產(chǎn)模擬計算，橫向對比各裝機配比組合下的技術經(jīng)濟指標，確定滿足一定消納率要求的經(jīng)濟性最優(yōu)的配比。

最終按照既定發(fā)展需求，校核不滿足全省區(qū)發(fā)展需求的裝機方案。在滿足發(fā)展需求的方案中，提出全社會系統(tǒng)用電成本最低的配比組合。

4 算例分析

4.1 計算邊界

參考我國東部某受端省電力系統(tǒng)結構，提出某水平年虛擬計算模型的相關邊界條件如下：

1）負荷。孤網(wǎng)穩(wěn)定負荷2 000 萬kW，年用電量1 752 億kWh；主網(wǎng)年最大負荷1.6 億kW，年用電量10 857 億kWh，四季呈夏冬雙高峰、春秋雙低谷特性，日內呈午晚雙高峰、夜間低谷特性。

2）煤電。裝機規(guī)模1.25億kW，其中孤網(wǎng)2 500萬kW，統(tǒng)調公用電廠9 000萬kW，統(tǒng)調自備電廠500萬kW，地方電廠500 萬kW。統(tǒng)調公用機組供熱期、非供熱期平均調峰能力分別為60%、70%。

3）其他火電。生物質能、垃圾發(fā)電合計500萬kW，余熱余能余壓機組500萬kW。

4）核電為1 000萬kW。

5）風電、光伏。區(qū)域技術可開發(fā)容量分別為1億kW、2 億kW，年利用小時數(shù)分別約為2 000 h、1 300 h。

6）抽水蓄能為1 000萬kW。

7）區(qū)外來電。按預定協(xié)議曲線運行，最大送電功率4 000萬kW，年均利用小時數(shù)約6 000 h。

4.2 孤網(wǎng)風光配比技術經(jīng)濟分析

分別按照3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3 五種風光配比，以95%利用率要求，通過生產(chǎn)模擬計算，設計風光裝機組合6 種方案，并得出其運行結論如表2 所示。表2 中，方案1 為煤電作為單一電源方案，對應的煤耗最大；方案2—方案5 為分別按照不同的風光配比，以風光綜合利用率不低于95%的最大可配置裝機規(guī)模為限制，提出5 種不同的新能源發(fā)展方案，不同方案下，新能源發(fā)電量不同、對煤電的調峰需求也不同，最終導致總煤耗各不相同。

表2 孤網(wǎng)不同風光裝機方案模擬運行分析Table 2 Simulation and operation analysis of different wind and solar installation schemes for isolated networks

在此主要考慮新能源機組新建成本和電煤成本差異。新能源建設成本，按照前述新能源機組造價、機組壽命，將全壽命周期總體投資以資金等值換算至初始年，進而計算得出年均投資成本；燃料價格按照生產(chǎn)模擬中不同方案下煤耗量結合電煤價格獲得，最終得出各計算方案的年均投資，最后橫向對比各方案的經(jīng)濟性，結果如表3所示。

表3 孤網(wǎng)不同風光裝機方案經(jīng)濟性分析Table 3 Economic analysis of different wind and solar installation schemes for isolated networks

由此可見，在以上計算邊界條件下，如今面臨電煤價格高企、環(huán)保高壓態(tài)勢，采取風光火聯(lián)合運行的模式，風電與光伏裝機配比按照2∶1 配置一定規(guī)模的新能源，可切實響應國家政策，同時顯著降低企業(yè)生產(chǎn)成本，電力生產(chǎn)成本最大可降低約0.05元/kWh。

4.3 主網(wǎng)風光配比技術經(jīng)濟分析

分別按照3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3五種風光配比和10%、20%兩種儲能配比，分別以滿足不低于89%、92%、95%利用率要求，通過生產(chǎn)模擬計算，設計風光裝機組合30種方案，并得出其運行結論如表4所示。

表4 主網(wǎng)不同風光裝機方案模擬運行分析Table 4 Simulation and operation analysis of different wind and solar installation schemes in the main network

分別按照前述新能源機組造價、儲能成本、機組壽命、電煤價格等邊界，并考慮投資時間成本折算獲得各計算方案的年均投資，橫向對比各方案的經(jīng)濟性（僅考慮新能源機組新建成本、電煤成本、儲能投資運行成本差異），結果如表5和圖1所示。

圖1 主網(wǎng)不同風光裝機方案經(jīng)濟性分析Fig.1 Economic analysis of different wind and solar installation schemes in the main network

表5 主網(wǎng)不同風光裝機方案經(jīng)濟性分析Table 5 Economic analysis of different wind and solar installation schemes in the main network

圖1 橫軸代表不同的風光裝機配比，縱軸代表各個方案相對經(jīng)濟性最差方案30 發(fā)電成本降低。由此可見，在本文設定的邊界條件下，隨著風光配比的逐步降低，系統(tǒng)經(jīng)濟性隨之降低；在不同的風光配比下，不同利用率限制和儲能配置比例方案對應的經(jīng)濟性無明確結論。

綜上，針對該樣本生產(chǎn)運行模擬結論及經(jīng)濟性測算，通過橫向、縱向對比計算結果，可分別得出以下結論：

1）在不同的風光裝機比和儲能配比條件下，適當放開95%的利用率限制，系統(tǒng)成本或將有所降低；

2）在該計算樣本中，在不同的利用率限制和儲能配比條件下，當風電、光伏裝機比為3∶1 時，系統(tǒng)成本最低，下一步可進一步圍繞更高的風光比或介于2∶1和3∶1之間的風光比進一步開展測試；

3）在不同的利用率限制和風光裝機比條件下，10%和20%的儲能配置比例對經(jīng)濟性影響趨勢不明確，需要針對具體配置方案具體分析。

5 結束語

提出一種受端電力系統(tǒng)新能源規(guī)劃配比總體研究方法，在滿足主觀發(fā)展需求和客觀發(fā)展限制條件的基礎上，從系統(tǒng)成本的角度出發(fā)，并配合具體算例開展分析，結果表明，在一定的外部邊界條件下，確實存在一定的總體規(guī)律，如規(guī)劃配比、利用率條件等，該規(guī)律可為能源主管部門制定相關規(guī)劃提供一定的技術參考。

應當注意的是，在實際規(guī)劃、運行中，還應充分考慮其他相關條件限制、進一步擴大各類配比研究試驗樣本，開展更為全面、精細的計算研究，提出更加科學的指導建議。