风力发电网讯:政府工作报告提出：“抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况。”针对这一问题我们分享这篇文章，不代表我们的观点。
舒印彪1, 张智刚1, 郭剑波2, 张正陵1
1．国家电网公司,北京市 西城区 100031
2．中国电力科学研究院,北京市 海淀区 100192
舒印彪(1958),男,教授级高级工程师,长期从事特高压关键技术研发和工程建设、新能源发展研究、电力规划运行管理等工作;
张智刚(1964),男,高级工程师,主要从事电力运行及管理工作;
郭剑波(1960),男,教授级高级工程师,主要从事电力规划、运行研究工作。
张正陵(1963),男,高级工程师,主要从事电力规划及管理工作。
文章编号: 0258-8013(2017)01-0001-08 中图分类号: TM614
摘要
近年来,我国新能源快速发展,取得了举世瞩目的发展成绩,同时也出现了较为严重的弃风、弃光问题。该文在总结我国新能源消纳现状的基础上,剖析了产生新能源消纳问题的机理,进而指出影响我国新能源弃风、弃光问题的关键因素。从灵活调节电源建设、火电机组改造、电网互联互通以及需求侧响应等多方面,系统性地提出了解决我国新能源消纳问题的措施,并通过生产模拟进行了场景验证。
关键词 : 新能源; 消纳; 弃风; 弃光;
DOI：10.13334/j.0258-8013.pcsee.162555
0 引言
能源是经济与社会可持续发展的基础,是人类生产与生活不可缺少的动力保障。随着能源安全、生态环境、气候变化等问题日益突出,加快发展新能源已成为国际社会推动能源转型发展、应对全球气候变化的普遍共识和一致行动[1-3]。
我国积极推动新能源发展,“十二五”末,我国新能源累计装机容量达到171.48GW,居世界第一位。风、光等新能源出力具有随机性和波动性,大规模消纳一直是世界性难题。由于我国的资源禀赋特点、电力系统条件和市场机制问题,消纳新能源面临更大挑战。随着新能源大规模开发,我国局部地区消纳矛盾逐渐凸显,出现了弃风、弃光问题,引起社会各界的关注。2015年全国新能源消纳电量223TW•h,弃风、弃光总量39TW•h,双双不断攀升。
本文在分析我国新能源并网和消纳基本情况的基础上,系统性阐述了产生弃风、弃光问题的根源,提出了解决新能源消纳问题的措施与方法,对于推动我国新能源更好更快发展具有指导意义。
1 我国新能源消纳现状
近年来,我国新能源并网装机和消纳总量高速增长。截至2015年底,我国风电累计装机容量达到128.30GW,“十二五”期间年均增长34%;太阳能发电装机容量43.18GW,“十二五”期间年均增长119%。其中,国家电网公司调度范围风电累计装机容量达到116.64GW,占全国的91%;太阳能发电装机容量达到39.73GW,占全国的92%。国家电网已成为世界上接入新能源容量最大的电网。“十二五”期间我国风电、太阳能发电逐年装机容量如图1所示。
2015年,全国风电发电量185.1TW•h,“十二五”年均增长30%;太阳能发电量38.3TW•h,“十二五”年均增长219%,风电、太阳能发电量增速比同期全国发电量增速高出28.7个百分点。风电发电量占全部发电量的比例由2010年0.7%提高到2015年3.23%,太阳能发电量占比由0.003%提高到0.688%。“十二五”期间风电和太阳能电量增长如图2所示。
图2 我国风电和太阳能逐年发电量
从新能源装机容量与最大负荷的比值(即新能源渗透率)来看,我国为22%,高于美国(10%),低于丹麦(93%)、西班牙(78%)和葡萄牙(63%),处于中等水平。总体来看,我国新能源发展取得了举世瞩目的成绩,装机总量已居世界第一,消纳总量实现了快速增长。但在新能源整体渗透率并不突出的情况下,弃风、弃光电量不断增加,引起社会广泛关注,成为学界研究的焦点问题。如何减少弃风、弃光,需要结合我国实际,从机理上深入探讨,分析问题产生的根源,找出科学的解决途径。
2 新能源消纳问题机理分析
2.1 新能源参与下的时变电力系统平衡调节问题
电力系统的发、供、用同时完成,电力负荷呈现明显的时变特点,目前我国区域电网峰谷差已达30%左右,并呈逐步扩大的趋势。系统平衡的原则是调节常规电源出力跟踪负荷变化,保持动态平衡[4]。电力系统平稳运行的一个基本条件是系统调节能力必须大于负荷的变化。
由于风、光的资源特性,新能源出力存在随机性和波动性。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%,且呈现一定的反调峰特性,如图3所示。光伏发电受昼夜变化、天气变化、移动云层的影响,同样存在间歇性和波动性。
新能源高比例接入电力系统后,增加了系统调节的负担,常规电源不仅要跟随负荷变化,还需要平衡新能源的出力波动[5-6]。新能源出力超过系统调节范围时,必须控制出力以保证系统动态平衡,就会产生弃风、弃光[7-8]。新能源消纳问题与系统调节能力密切相关。
在一定规模的电力系统中,系统调节能力主要由电源调节性能决定,与电源结构相关。不同类型电源的调峰深度有很大差异。核电机组通常作为基荷运行,较少参与系统调节。凝汽燃煤机组和供热火电机组调节性能较差[9]。燃气、抽水蓄能、水电等电源能够快速启停、大幅调节,灵活参与平衡。我国电源结构以火电为主,电源总体调节性能主要取决于火电调峰深度和灵活调节电源比例。
2.2 新能源消纳关键因素理论分析
对于内部无网络约束的系统,新能源消纳只需满足发、用电动态平衡和系统调节能力下限约束,“负荷+联络线外送功率”曲线与系统调节能力下限之间的系统调节空间,即理论上的新能源最大消纳空间,如图4所示。
系统t时刻最大可消纳新能源电力Pa(t)满足 式(1)：
式中：Pl(t)为t时刻的负荷功率;Pt(t)为t时刻的联络线外送功率,送出为正;Pg,i,max为系统内第i台常规机组的最大技术出力;Pg,i,min为系统内第i台常规机组的最小技术出力;I为系统中所有常规机组的台数;βi是第i台机组的调峰深度;β为系统内常规机组的平均调峰深度。
其中,联络线功率必须满足通道能力的约束：
式中Pt,max(t)、Pt,min(t)是联络线在t时刻输送功率的最大值限制和最小值限制。
系统中常规机组的开机最大技术出力之和应该大于负荷和计划外送电力之和的最大值,并留有一定容量的正备用,如下式所示。
式中：R+为考虑新能源参与平衡后的正备用容量;Pt,plan(t)为联络线计划外送功率。
由式(1)和(4),从增加新能源消纳角度,在满足平衡备用要求的前提下,应该尽量降低R+,减少常规电源开机总量,安排调峰能力强的机组运行,增加系统向下的调节能力。
系统新能源消纳电量空间为最大可消纳新能源电力的积分：
定义负荷率λ为一个开机周期T内平均负荷与最大负荷的比率：
式中El为负荷电量。电网的负荷峰谷差越大,负荷率越小。需求侧响应的作用也可以实现削峰填谷,减小峰谷差,提高负荷率。
孤立系统中,Pt(t)为0,新能源消纳电量空间为：
正备用R+的安排是运行控制因素,一般依据相关标准规定,在保证安全的基础上已经将R+优化至最小。从系统条件来看,孤立系统中新能源消纳主要由电源总体调节性能β、负荷电量El及负荷率λ决定。电源调节性能越好、负荷电量越高、峰谷差越小,新能源理论消纳空间越大。
电网互联后,新能源消纳电量空间为：
式中Et,A为电网互联增加的新能源消纳空间。实际电网中,计划外送电力通常安排参与调峰,送电高峰与负荷高峰时段重合,Et,A可表示为：
由式(9),减少常规电源计划外送电力,根据新能源出力灵活安排外送,能够最大程度利用通道容量,增加新能源消纳空间。电网互联互通为实现调节能力的全局配置提供了物理支撑。
从体制机制上,新能源电力灵活外送需要配套建立跨区跨省交易和辅助服务市场机制,解除省间交易壁垒,调动调峰服务积极性。对于完全按照计划外送电力的情况,外送电力的作用等效于增加负荷,新能源消纳电量空间满足式(10)。
式中：Et,D为计划外送电量,送出为正;λl+D为“负荷+联络线外送功率”等效负荷的负荷率。
综上,从系统条件来看,电源调节性能(最大技术出力、最小技术出力)、电网互联互通(联络线外送能力)、负荷规模及峰谷差,是影响新能源消纳的几个关键因素。
3 影响我国新能源消纳关键因素分析
3.1 我国新能源消纳问题定性分析
我国弃风、弃光主要集中在“三北”地区。2015年华北、东北、西北弃风电量分别为9.48、8.34和16.55TW•h,占总弃风电量的99.9%;西北弃光电量4.66TW•h,占总弃光电量的95%,如表1所示。全国弃风、弃光地区分布如图5和6所示,弃风、弃光率超过15%的有甘肃、新疆、吉林、蒙西和黑龙江五个省(地区)。多数省(地区)无弃风、弃光,其中山东、江苏新能源装机总量很大,分别达到8.54GW、8.34GW,新能源基本实现了全额消纳。从时间分布来看,全国67%、东北地区90%以上的弃风电量发生在供暖期,负荷低谷弃风电量又占总弃风的80%。我国弃风、弃光的地域集中、季节集中、时段集中的特点十分突出。
分析我国弃风、弃光问题产生的根源,首先从新能源装机分布及其与负荷的关系来看,我国新能源装机分布不均衡,与负荷呈逆向分布。“三北”地区负荷占全国总负荷的比例仅为36%,但集中了全国75%的新能源装机。其中,蒙东、甘肃、宁夏、新疆新能源渗透率超过100%,已经超过了丹麦、西班牙、葡萄牙等发达国家,如表2所示。由于本地负荷规模有限,新能源消纳对电源调节性能和电网互联互通提出了更高要求。
从电源调节性能来看,我国抽蓄、燃机等灵活调节电源比重低,“三北”地区灵活调节电源仅为新能源装机的17.9%,其中东北为新能源装机的7%、西北为新能源装机的2.4%。西班牙、德国、美国的灵活调节电源占总装机的比例分别为31%、19%、47%,美国和西班牙灵活调节电源达到新能源的8.5倍和1.5倍。我国火电装机超过1TW,但调峰能力普遍只有50%左右,“三北”地区的火电机组在供暖期只有20%的调节能力。相比之下,西班牙、丹麦等国家的火电机组都具备深度调峰能力,可调节出力高达80%。
从电网互联互通水平来看,不能满足“三北”新能源外送需要。截至2015年底,西北电网新能源装机60GW,跨区电力外送能力仅16.1GW。东北电网新能源装机已达25.5GW,电力富余20GW以上,跨区外送输电能力只有3GW。而丹麦与挪威、瑞典等国间输电容量8GW,是本国风电装机的1.6倍;葡萄牙新能源装机5.3GW,与周边国家联网容量达2.8GW。
总体来看,我国新能源消纳问题与负荷规模、电源调节、电网互联等关键因素呈强相关性。“三北”地区现有新能源消纳条件不足,而东中部地区的消纳空间没有通过电网互联得到充分利用,是产生弃风、弃光问题的主要原因。此外,我国正在建设全国电力市场,调峰补偿、价格响应等市场机制尚未建立,发电计划由各地政府制定,各省优先考虑本地电厂多发,接受外来新能源的意愿不强,省间壁垒严重,客观上加剧了新能源消纳的难度。
3.2 典型省(地区)电网关键因素定量分析
选取山东、甘肃、蒙东、吉林以及葡萄牙电网作为新能源消纳的典型场景,按照式(10)定量分析新能源消纳关键因素的作用。新能源消纳空间电量与新能源理论电量之间的关系如表3所示。
山东电网新能源装机仅为最大负荷的14%,远小于负荷规模,新能源理论电量为消纳空间电量的13.6%,消纳条件与葡萄牙相当,没有弃风、弃光。
甘肃、蒙东电网新能源装机已经超过最大负荷,外送通道容量不足,加之蒙东电网供暖期调节能力大幅下降,是导致其消纳问题的主要原因。
吉林电网供暖期电源调节能力低,新能源发电需求远超消纳空间,消纳问题突出。非供暖期消纳条件大幅改善,新能源理论电量为消纳空间电量的42.3%,实际运行中吉林电网非供暖期弃风率也控制在10%以内。
葡萄牙电网电源调节性能高出山东、甘肃1倍,且外送通道容量大,能够充分利用欧洲电网整体调节能力,新能源理论电量与消纳空间电量的比值为29.7%,消纳条件良好。
参考吉林非供暖期的新能源理论电量与消纳空间电量的比值,以40%作为理想消纳条件,如果单纯采用提高系统调节能力措施,甘肃电网电源调节性能β需要增加到0.63,增长57%;供暖期的蒙东和吉林电网电源调节性能β需要增加到0.59和0.45,分别增长136%和80%,涉及纯凝及供热机组大面积改造,代价高、技术难度大。如果采用加强电网互联互通的措施,甘肃需要增加外送电量82.0TW•h,供暖期的蒙东和吉林需要增加外送电量70.3TW•h和34.8TW•h,非供暖期的蒙东和吉林需要增加外送电量4.0TW•h和1.5TW•h。按照6000利用小时数核算,甘肃、蒙东、吉林分别需要增加外送通道容量13.7、12.4、6.1GW。从实施效率和成本来看,解决新能源消纳问题最有效的途径,是从电源、电网、负荷三方面综合采取措施。
4 新能源消纳解决措施及生产模拟
4.1 新能源消纳措施
为解决我国新能源消纳问题,“十三五”期间考虑综合采取多项措施：
1）提高电源调节能力。对东北、西北电网火电机组进行灵活性改造,供热机组最小技术出力降低至55%,凝汽机组最小技术出力降低至30%。同时,加快推进东北抽蓄电站建设,到“十三五”末装机规模达到4.1GW。
2）提高电网互联互通水平[10-11]。推进跨区跨省输电通道建设。加强送受端交流电网建设,保证跨区直流能够满功率运行。“十三五”期间,东北、西北电网新建跨区直流外送通道如表4所示。
3）推进“电能替代”,加强需求侧管理[12-13]。东北、西北电网通过电能替代,各新增用电量80TW•h;2020年东北、西北电网预计电动汽车数量可达61万辆和50万辆;引入需求侧响应机制,实现全部负荷的10%参与响应。
4.2 新能源消纳措施生产模拟
依托新能源消纳时序生产模拟系统,对4.1节提出的消纳措施进行生产模拟[14-15]。与消纳空间理论分析相比,时序生产模拟更接近实际电网真实运行情况,能够反映各子系统间网络约束以及风电、光伏出力特性,从而能够对西北、东北等区域电网场景进行详细分析。
新能源消纳生产模拟以新能源发电量最大为优化目标,即各区域全部时段风电和太阳能发电量总和最大。
式中：Pw(t,i)是时段t内风电场i的功率;Ps(t,i)是时段t内太阳能电站i的功率;ΔT为时段长度;T为总的时段数;Nw为风电场个数;Ns为太阳能电站个数。
考虑的主要约束条件：
1）电力平衡约束。
式中：Pg(t,i)是时段t内常规机组i的功率;Pline(t,i)为时段t内联络线i的功率,受入为正;PL(t)为时段t内负荷大小;Ng为常规机组个数;Nline为联络线条数。
2）电源调节性能约束。
式中：Pg,min(t,i)和Pg,max(t,i)分别为常规机组最小和最大出力限额;Pw,max(t,i)和Ps,max(t,i)为风电场和太阳能电站理论最大功率。
3）电源电量约束。
式中E(i)为时段T内机组发电量。
4）跨区联络线约束。
式中：Pline,min(t,i)和Pline,max(t,i)分别为时段t内联络线i的最小和最大功率限额;Eline(t)为时段t内联络线电量。
首先,在2020年用电负荷水平下,基于当前东北、西北电网火电机组调峰能力和外送能力计算新能源消纳情况。预计到2020年,东北电网全社会用电量458.4TW•h,西北电网850.5TW•h,其他计算场景参数见表5和表6。在不采取相关措施的情况下,2020年东北新能源发电量70.2TW•h,弃风、弃光电量25.7TW•h,弃风、弃光率26.8%;西北新能源发电量172.2TW•h,弃风、弃光电量72.4TW•h,弃风、弃光率为29.6%,消纳问题十分突出。
在基础场景上,对4.1节所提新能源消纳措施进行逐一计算,见表7和表8。
1）火电机组调峰能力整体增加20%,东北电网提高新能源消纳12.1TW•h,西北提高14.9TW•h;东北电网建设抽水蓄能电站4.1GW,可提高新能源消纳3.4TW•h。
2）建设跨区外送通道,东北电网提高新能源消纳7.3TW•h,西北提高新能源消纳29.4TW•h。
3）电动汽车参与负荷调节,东北提高新能源消纳5TW•h,西北提高4.0TW•h;通过电能替代,东北电网提高新能源消纳9.5TW•h,西北提高7.0TW•h;引入需求侧响应机制,东北电网提高新能源消纳4.4TW•h,西北提高3.3TW•h。
以上模拟结果反映了单项措施的实施效果及有效性。针对2020年度预计的新能源消纳场景,如果综合采用上述消纳措施,模拟表明,2020年,东北电网可实现新能源发电94.3TW•h、弃风、弃光1.6TW•h、弃风、弃光率为1.7%;西北电网可实现新能源发电223.5TW•h、弃风、弃光21.0TW•h、弃风、弃光率为8.6%。我国弃风、弃光问题得到有效缓解。
5 结论
我国新能源以集中式开发为主,主要布局在西部北部地区,本地市场消纳空间有限,灵活调峰电源、火电调峰能力均严重不足,电网跨区输送能力不够,市场机制尚不完善,是造成当前新能源消纳矛盾的主要原因。要破解新能源发展难题,需要从电源、电网、用户、市场等多个环节入手,多措并举、综合施策。
在电源侧要加强调峰能力建设,提高抽蓄、燃机等灵活调节电源比例,推动火电机组调峰能力改造,提高供热机组调峰深度。在电网侧要加快跨区跨省通道建设,扩大新能源配置范围,统筹发挥大电网配置及平衡能力。在用户侧要推进电能替代,加快微电网、储能、“互联网+”智慧能源等技术攻关,用市场办法引导用户参与调峰调频、主动响应新能源出力变化。在体制机制方面,要完善火电调峰补偿机制,加快构建全国统一电力市场,建立有利于打破省间壁垒、促进清洁能源跨区跨省消纳的电价机制和新能源配额制度。
新能源消纳措施生产模拟表明,上述措施实施后,能够有效提高我国新能源的消纳水平,缓解当前严重弃风、弃光问题,推动我国新能源持续健康发展。
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