劉夢(mèng)晨，鄭華，秦立軍，劉斯偉，李桐，梁劍

(1.華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，北京 102206； 2.國(guó)網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司，北京 102209；3.國(guó)網(wǎng)寧夏電力有限公司電力科學(xué)研究院，銀川 750001)

0 引 言

在“兩個(gè)50%”能源發(fā)展戰(zhàn)略下，新能源發(fā)展呈現(xiàn)出規(guī)?；?、集中化趨勢(shì)。然而，高占比新能源的功率間歇性、隨機(jī)性給電網(wǎng)帶來(lái)了系統(tǒng)調(diào)峰困難、火電煤耗高等問(wèn)題，電網(wǎng)調(diào)峰面臨著嚴(yán)峻挑戰(zhàn)?，F(xiàn)階段，寧夏新能源發(fā)展速度已經(jīng)遠(yuǎn)超區(qū)內(nèi)負(fù)荷需求水平[1-2]，區(qū)內(nèi)調(diào)峰資源主要由煤電機(jī)組承擔(dān)。調(diào)峰資源單一，系統(tǒng)的調(diào)峰能力受到限制，當(dāng)新能源發(fā)出電量超過(guò)系統(tǒng)所能消納的電量時(shí)，新能源棄電量將大幅度提高。未來(lái)，隨著新能源的快速增長(zhǎng)，勢(shì)必使得寧夏本以緊張的調(diào)峰形勢(shì)更加嚴(yán)峻。因此，如何統(tǒng)籌規(guī)劃利用源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)各類調(diào)峰資源具有重要意義。

目前，國(guó)內(nèi)外對(duì)調(diào)峰資源配置有多方面的研究。文獻(xiàn)[3]指出當(dāng)前中國(guó)火電機(jī)組總量富余但靈活性調(diào)節(jié)不足，構(gòu)建了考慮火電機(jī)組靈活性改造的電力系統(tǒng)長(zhǎng)期調(diào)度模型，對(duì)風(fēng)電消納起到促進(jìn)作用。文獻(xiàn)[4-8]討論了在常規(guī)機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰不足時(shí)，解耦供熱機(jī)組“以熱供電”約束，加大對(duì)新能源消納，提高煤利用率。文獻(xiàn)[9]提出了“網(wǎng)源合一，多網(wǎng)互聯(lián)”新的供熱模式，為靈活運(yùn)用調(diào)峰資源提供結(jié)合電網(wǎng)新思路。文獻(xiàn)[10]是以電網(wǎng)為中心，與熱力網(wǎng)、天然氣網(wǎng)優(yōu)化互動(dòng)，實(shí)現(xiàn)了多能互補(bǔ)。除了采用上述源網(wǎng)作為調(diào)峰資源外，通過(guò)DR可實(shí)現(xiàn)負(fù)荷側(cè)的靈活性調(diào)度[11-12]，使用戶積極參與系統(tǒng)的功率調(diào)整。文獻(xiàn)[13-14]利用需求側(cè)響應(yīng)的分時(shí)電價(jià)與可中斷負(fù)荷，將負(fù)荷側(cè)資源積極參與到電網(wǎng)調(diào)峰中，并與火電機(jī)組相結(jié)合，建立了考慮需求響應(yīng)及火電機(jī)組深度調(diào)峰的含高比例風(fēng)電系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。隨著儲(chǔ)能技術(shù)的不斷發(fā)展[15]，可同時(shí)作為發(fā)電資源與負(fù)荷資源，為緩解調(diào)峰壓力帶來(lái)了新的動(dòng)力。文獻(xiàn)[16-18]是運(yùn)用現(xiàn)階段比較成熟的電池儲(chǔ)能技術(shù)參與系統(tǒng)的調(diào)峰，或是與需求側(cè)響應(yīng)相結(jié)合，或是與風(fēng)電技術(shù)結(jié)合建立優(yōu)化模型，提高了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。這些文章沒(méi)有將源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)4方面的調(diào)峰資源綜合運(yùn)用起來(lái)，都是考慮了其中幾個(gè)部分建立模型[19-22]，側(cè)重理論研究，沒(méi)有結(jié)合具體某一地區(qū)，提出詳細(xì)的調(diào)峰資源配置方案。

文中在深入分析寧夏電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上，構(gòu)建了以電力系統(tǒng)的總發(fā)電成本最低為目標(biāo)的優(yōu)化模型，運(yùn)用SPER_PROS系統(tǒng)進(jìn)行“十四五”本地區(qū)運(yùn)行模擬?；谝陨蟽?yōu)化模型，構(gòu)建滿足寧夏調(diào)峰資源的8種典型場(chǎng)景，對(duì)比分析了各方案各月的調(diào)峰情況與棄電功率，并從新能源棄電量、煤電減荷能力等經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)的角度綜合對(duì)比分析該8種方案。最后，基于上述分析，提出了基于“十四五”源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)綜合調(diào)峰資源的協(xié)同方案及其相關(guān)建議與措施，為未來(lái)寧夏電網(wǎng)的科學(xué)發(fā)展提供有力支撐。

1 電網(wǎng)發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 電源裝機(jī)與負(fù)荷發(fā)展現(xiàn)狀

大規(guī)模消納新能源是世界性難題，其解決的根本辦法是調(diào)峰資源的靈活性運(yùn)用。為了更好地對(duì)寧夏地區(qū)配置調(diào)峰資源，需要了解寧夏電網(wǎng)特性與資源條件。

截至2018年底，寧夏全社會(huì)總裝機(jī)容量達(dá)到4 714.8萬(wàn)千瓦，其中新能源裝機(jī)容量1 827.5萬(wàn)千瓦，占總裝機(jī)的38.7%；總發(fā)電量1 614 億度，其中新能源發(fā)電量284億度，占總發(fā)電量的17.6%。新能源電源保持較快增長(zhǎng)“十三五”前三年總裝機(jī)年均增速已達(dá)14.3%。

對(duì)于負(fù)荷側(cè)而言，“十三五”前三年用電增量年均為6.63%。雖用電需求擴(kuò)大，但較新能源裝機(jī)建設(shè)進(jìn)程而言仍不協(xié)調(diào)。新增的用電市場(chǎng)無(wú)法支撐電源的快速增長(zhǎng)，新能源消納問(wèn)題日益突出，增加了電網(wǎng)的調(diào)峰壓力。

1.2 調(diào)峰需求預(yù)測(cè)

根據(jù)寧夏電力公司的電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃(2020-2022)，到2025年，風(fēng)電、光伏發(fā)電裝機(jī)規(guī)模增長(zhǎng)約50%，電網(wǎng)調(diào)峰需求將進(jìn)一步增加。選擇2018年為基準(zhǔn)年，對(duì)2025規(guī)劃水平年的調(diào)峰需求進(jìn)行預(yù)測(cè)。2025年調(diào)峰需求預(yù)測(cè)如表1所示。到2025年新能源反調(diào)峰需求達(dá)到1 400萬(wàn)千瓦，占高峰負(fù)荷的81.1%。可見(jiàn)現(xiàn)有資源建設(shè)已經(jīng)不能滿足寧夏未來(lái)“十四五”調(diào)峰需求發(fā)展，只有通過(guò)合理配置調(diào)峰資源，才能確保電網(wǎng)可持續(xù)健康發(fā)展。

表1 2025年調(diào)峰需求預(yù)測(cè)

2 優(yōu)化方案模型

研究基于源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)的寧夏調(diào)峰資源的優(yōu)化配置。根據(jù)各類發(fā)電機(jī)組的不同運(yùn)行與技術(shù)經(jīng)濟(jì)特點(diǎn)，可以提出以電力系統(tǒng)的總發(fā)電成本最低為目標(biāo)，進(jìn)行多目標(biāo)聯(lián)合協(xié)調(diào)優(yōu)化。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

minF(P)=minEWQ∩min{EHQ|max(PHm+RHm)}∩max{PPm+RPm}∩min{F(PT)|max(ΔPm)∩min(ΔE)}，(m=1,2,...,12)

(1)

式中F(P)、F(PT)分別為水平年電力系統(tǒng)和火電站總發(fā)電；P、PT分別為電站及火電站發(fā)電出力成本；ΔE、ΔPm分別為系統(tǒng)水平年電量不足和m月電力盈余；EWQ、EHQ分別為新能源棄電量和水電棄水電量；PHm、PPm分別為水平年m月水電、抽水蓄能電站最大發(fā)電出力；RHm、RPm分別為水平年m月水電、抽水蓄能。

2.2 約束條件

(1)系統(tǒng)電力平衡約束

∑Pimt+∑PLlmt=Lmt

(2)

式中Pimt為電站i水平年m月t小時(shí)發(fā)電出力；P為是各類分區(qū)間線路(包括聯(lián)絡(luò)線及輸電線)l水平年m月t小時(shí)送入系統(tǒng)電力(送入為正，送出為負(fù))；Lmt為系統(tǒng)水平年m月t小時(shí)負(fù)荷。

(2)電量平衡約束

∑Eim+∑ELlm=Em

(3)

式中Eim為電站i水平年m月發(fā)電量；ELlm為各類分區(qū)間線路(包括聯(lián)絡(luò)線及輸電線)l水平年m月送入系統(tǒng)電量；Em為系統(tǒng)水平年m月預(yù)測(cè)負(fù)荷電量。

(3)電站發(fā)電出力上、下限約束

Pdim≤Pimt≤Puim

(4)

式中Pdim、Puim分別為水平年m月電站i發(fā)電出力上、下限。

(4)電站承擔(dān)系統(tǒng)備用容量上限約束

0≤Rim≤Rimax

(5)

式中Rim、Rimax分別為電站i水平年m月承擔(dān)系統(tǒng)及分區(qū)備用容量及其上限。

3 基于源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)調(diào)峰資源優(yōu)化配置方案

基于上述優(yōu)化模型，運(yùn)用SPER_PROS系統(tǒng)，充分結(jié)合寧夏地區(qū)火電、水電、風(fēng)電以及太陽(yáng)能發(fā)電特點(diǎn)，按照《寧夏電網(wǎng)發(fā)展規(guī)劃》(2020～2022)設(shè)置系統(tǒng)邊界條件，分別以冬季晚高峰大負(fù)荷、夏季晚高峰大負(fù)荷、夏季午間小負(fù)荷、冬季后半夜小負(fù)荷等典型負(fù)荷方式，以銀東、靈紹直流分別送電400萬(wàn)千瓦、800萬(wàn)千瓦，僅冬小方式下分別送電280萬(wàn)千瓦、560萬(wàn)千瓦，昭沂直流送電規(guī)模隨投產(chǎn)機(jī)組提升，甘寧斷面根據(jù)省間電力流安排作為四大基本方式邊界條件，進(jìn)行聯(lián)合系統(tǒng)運(yùn)行模擬與分區(qū)系統(tǒng)運(yùn)行模擬，計(jì)算出技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，從而為配置調(diào)峰資源提供有力數(shù)據(jù)支撐。

3.1 系統(tǒng)參數(shù)

根據(jù)“十三五”以來(lái)對(duì)寧夏概況分析，為了充分利用調(diào)峰資源，可從源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)4個(gè)方面進(jìn)行優(yōu)化配置。

發(fā)電側(cè)：寧夏地區(qū)水電站建設(shè)小，截至2019年底，水電站裝機(jī)43萬(wàn)千瓦，僅占總裝機(jī)的0.84%，故暫不考慮水電站的調(diào)峰情況。未來(lái)寧夏地區(qū)主要依靠本省煤電機(jī)組參與調(diào)峰，按有償調(diào)峰基準(zhǔn)50%與最大深調(diào)能力70%(2019年本省煤電常規(guī)機(jī)組最大調(diào)峰能力占總裝機(jī)額定容量的67%，這里取整70%)設(shè)置。

電網(wǎng)側(cè)：寧夏通過(guò)±660/800 kV直流線路向山東、浙江送電，相較于其他地區(qū)而言，此電網(wǎng)直流外送規(guī)模較大，外送負(fù)荷占總負(fù)荷50%以上，因此在電網(wǎng)側(cè)直流可按送端與受端兩個(gè)方面考慮調(diào)峰。

負(fù)荷側(cè)：對(duì)負(fù)荷側(cè)的需求響應(yīng)，主要考慮分時(shí)峰谷電價(jià)對(duì)本省負(fù)荷的影響。本省實(shí)行分時(shí)峰谷電價(jià)后負(fù)荷曲線有明顯移峰填谷現(xiàn)象，負(fù)荷曲線更加平穩(wěn)，將減少機(jī)組啟停所引致的煤炭消耗，提高了機(jī)組運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。根據(jù)需求響應(yīng)可在負(fù)荷側(cè)設(shè)置14%的移峰填谷率 。

儲(chǔ)能側(cè)：“十四五”末本省牛首山抽水蓄能電站的投產(chǎn)仍具有不確定性，設(shè)置一定量的儲(chǔ)能能夠消納新能源，根據(jù)A區(qū)儲(chǔ)能建設(shè)情況，設(shè)定80萬(wàn)千瓦。儲(chǔ)能在9:00～16:00蓄電，晚高峰19:00～23:00頂峰。

3.2 優(yōu)化配置方案分析

以2025年為水平年，基于以上參數(shù)設(shè)置，擬定了如表2的8種配置方案。其中以方案1為基礎(chǔ)方案。

表2 2025年基于源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)調(diào)峰資源優(yōu)化配置情景方案設(shè)置

8種方案下12個(gè)月調(diào)峰能力水平仿真結(jié)果如圖1所示。從中可知，方案2～方案5比方案1的整體調(diào)峰深度減小，說(shuō)明跨區(qū)直流運(yùn)行方式按照寧夏送端負(fù)荷特性、運(yùn)用需求側(cè)峰谷電價(jià)、增加系統(tǒng)儲(chǔ)能，可提高煤電機(jī)組的最小技術(shù)出力。方案4、方案5整體調(diào)峰能力最低，說(shuō)明采用兩種以上手段進(jìn)行調(diào)峰，更能有效提高煤炭機(jī)組負(fù)載率，降低了煤炭損耗，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性大幅提升。方案6～方案8與方案1相比，進(jìn)一步降低了火電機(jī)組的最小技術(shù)出力。方案6、方案8與方案7相比，機(jī)組整體調(diào)峰深度也降低了，說(shuō)明即使壓低機(jī)組出力運(yùn)行，在適當(dāng)進(jìn)行合理調(diào)峰資源配置，也可以提高煤電機(jī)組的負(fù)載率。調(diào)峰水平可整體控制在50%以下。

圖1 八種方案調(diào)峰能力情況

8種方案各月份棄電功率仿真結(jié)果如2圖所示，與方案1對(duì)比，其他7種方案的棄電功率均有明顯下降，且方案4～方案6、方案8中各月均無(wú)棄電功率，說(shuō)明合理配置兩種及以上調(diào)峰資源時(shí)，可以有效提高系統(tǒng)消納新能源的能力。也可顯著提高系統(tǒng)可調(diào)節(jié)能力和運(yùn)行彈性。

圖2 八種方案各月棄電功率情況

為了分析源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)4個(gè)方面調(diào)峰資源對(duì)新能源棄電量、煤電減荷能力、年費(fèi)用、二氧化碳排放量、發(fā)電能耗、發(fā)電單耗等技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響，8種配置方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)運(yùn)行模擬結(jié)果如表3所示，對(duì)8種方案進(jìn)行綜合比較。

表3 寧夏源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)綜合調(diào)峰資源配置情景方案綜合比較

從發(fā)電側(cè)看，方案4～方案6、方案8新能源不棄電，可見(jiàn)通過(guò)煤電深度調(diào)峰、增加儲(chǔ)能措施可以保證2025年寧夏1300萬(wàn)千瓦光伏和1 500萬(wàn)千瓦風(fēng)電全額消納。從跟蹤負(fù)荷能力看，各方案每分鐘煤電減荷量在30萬(wàn)千瓦～40萬(wàn)千瓦范圍。

從電網(wǎng)側(cè)看，跨區(qū)直流運(yùn)行方式對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰能力具有較大的影響，直流按照送端A區(qū)負(fù)荷特性參與調(diào)峰，可明顯提高系統(tǒng)調(diào)峰能力和系統(tǒng)運(yùn)行靈活性，方案3和方案1相比，僅考慮直流運(yùn)行方式的影響可將棄電比例顯著降低，由2.3%降低到0.013%。

從需求側(cè)看，通過(guò)峰谷分時(shí)電價(jià)需求側(cè)響應(yīng)可明顯提高系統(tǒng)運(yùn)行靈活性，提高系統(tǒng)調(diào)峰能力，相比煤電深度調(diào)峰、增加儲(chǔ)能等措施，經(jīng)濟(jì)性更好。

綜上分析，考慮煤電深度調(diào)峰、峰谷分時(shí)電價(jià)政策等措施可以滿足2025年新能源消納要求，但總體系統(tǒng)運(yùn)行靈活性和彈性裕度較低，能否充分調(diào)動(dòng)煤電參與深度調(diào)峰輔助服務(wù)和用戶參與負(fù)荷響應(yīng)的積極性具有很大不確定性，因此，如果2025年前新建的抽蓄電站不能按期投產(chǎn)，為提高系統(tǒng)調(diào)峰能力和運(yùn)行彈性，應(yīng)配置一定容量的儲(chǔ)能。

3.3 配置建議

基于上述對(duì)A區(qū)源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)調(diào)峰資源配置方案的分析，可以提出以下配置方案：

(1)發(fā)電側(cè)：優(yōu)化深度調(diào)峰機(jī)制：通過(guò)常規(guī)煤電機(jī)組靈活性改造，到2025年最大調(diào)峰能力1 300萬(wàn)千瓦，其中深調(diào)容量約577萬(wàn)千瓦，占最大調(diào)峰能力的44%。通過(guò)供熱機(jī)組“熱電解耦”改造，到2025年供熱機(jī)組基礎(chǔ)最大調(diào)峰能力約180萬(wàn)千瓦，考慮供熱機(jī)組深調(diào)能力后，最大調(diào)峰能力達(dá)到465萬(wàn)千瓦?？s短常規(guī)煤電機(jī)組的開(kāi)停機(jī)周期也可以改善新能源的調(diào)峰棄電。

深化自備調(diào)度機(jī)制：按照西北電力電控中心相關(guān)數(shù)據(jù)進(jìn)行測(cè)算，考慮A區(qū)自備電廠企業(yè)下網(wǎng)能力等因素，預(yù)計(jì)電網(wǎng)自備電廠可釋放調(diào)峰能力約40萬(wàn)千瓦，占自備電廠容量的30%左右；

(2)電網(wǎng)側(cè)：電網(wǎng)側(cè)跨區(qū)直流運(yùn)行方式對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰特性較大影響，按照送端負(fù)荷特性參與調(diào)峰，可顯著提高系統(tǒng)調(diào)峰能力。通過(guò)多種運(yùn)行方式分析，2025年通過(guò)提高部分月份凈負(fù)荷曲線低谷交直流聯(lián)網(wǎng)線路輸送功率，可提高系統(tǒng)調(diào)峰能力超過(guò)200萬(wàn)千瓦左右；

(3)需求側(cè)：從宏觀層面來(lái)看，主要是通過(guò)電能替代增加負(fù)荷體量，拓展基礎(chǔ)消納能力，預(yù)計(jì)到2025年將代替超過(guò)100億度；

從微觀層面看，主要是通過(guò)需求側(cè)資源響應(yīng)挖掘已有負(fù)荷資源潛力，利用市場(chǎng)交易和電價(jià)機(jī)制提高需求側(cè)資源潛力的發(fā)揮，通過(guò)峰谷分時(shí)電價(jià)時(shí)段和電價(jià)調(diào)整可優(yōu)化系統(tǒng)凈負(fù)荷曲線，峰段功率下降14%，谷段功率上升11%，移峰填谷作用明顯；

(4)儲(chǔ)能側(cè)：考慮2025年左右新建抽水蓄能投產(chǎn)，以及遠(yuǎn)期2030-2035年水電投產(chǎn)后可利用其良好的調(diào)節(jié)特性大幅增加系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，可以彌補(bǔ)風(fēng)光發(fā)電的不確定性，風(fēng)光水協(xié)調(diào)運(yùn)行能夠提高系統(tǒng)可靠性，從而提高新能源發(fā)電的可信容量。建議2025年前配置儲(chǔ)能容量80萬(wàn)千瓦，采用電網(wǎng)側(cè)共享儲(chǔ)能模式，結(jié)合電網(wǎng)深調(diào)需求，優(yōu)先調(diào)度儲(chǔ)能電站，充分發(fā)揮儲(chǔ)能的靈活性，降低燃煤機(jī)組的煤耗和維修成本。

4 結(jié)束語(yǔ)

為了解決寧夏地區(qū)新能源快速增長(zhǎng)與區(qū)內(nèi)負(fù)荷、電網(wǎng)發(fā)展不相匹配的問(wèn)題，研究了計(jì)及源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)4方面的資源優(yōu)化配置。通過(guò)建立以電力系統(tǒng)的總發(fā)電成本最低為目標(biāo)的模型，運(yùn)用SPER_PROS系統(tǒng)運(yùn)行模擬，對(duì)設(shè)置的8種方案進(jìn)行分析。通過(guò)分析可得，火電進(jìn)行深度調(diào)峰能夠較大提升系統(tǒng)的運(yùn)行靈活性；電網(wǎng)側(cè)按照送端負(fù)荷特性參與調(diào)峰，可顯著提高系統(tǒng)調(diào)峰能力；通過(guò)峰谷電價(jià)進(jìn)行需求側(cè)響應(yīng)，可以降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，具有良好的經(jīng)濟(jì)性；通過(guò)增加儲(chǔ)能，提高系統(tǒng)靈活性調(diào)度，降低燃煤機(jī)組的煤耗和維修成本。資源的合理配置，能有效提升系統(tǒng)消納新能源消納的空間，降低新能源棄電水平。最后根據(jù)寧夏“十四五”發(fā)展，提出有關(guān)源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)4方面的配置建議，為未來(lái)寧夏電網(wǎng)的科學(xué)發(fā)展提供有力支撐。