趙中華，徐海玲，鄭志杰，張寶宇，趙光鋒

（1.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)南 250003；2.山東農(nóng)業(yè)工程學(xué)院鄉(xiāng)村振興研究所，山東 濟(jì)南 250011；3.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司，山東 濟(jì)南 250013）

0 引言

新型電力系統(tǒng)建設(shè)是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)、推動(dòng)能源綠色低碳發(fā)展的必然途徑［1-3］，作為煤炭消費(fèi)大省，山東省將在能源轉(zhuǎn)型中邁出更大步伐。根據(jù)《山東省能源發(fā)展“十四五”規(guī)劃》要求，“十四五”期間，山東電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)朝新型電力系統(tǒng)方向持續(xù)優(yōu)化，預(yù)計(jì)2025 年煤電發(fā)電量、清潔能源發(fā)電量、省外電量占全社會(huì)用電量的比重由68：15：17 優(yōu)化到60：20：20［4］，這將對(duì)山東省新能源發(fā)電消納能力提出重大挑戰(zhàn)，加快推進(jìn)調(diào)峰能力建設(shè)迫在眉睫。

趙娟等從系統(tǒng)調(diào)峰角度研究陜西電網(wǎng)2020 年可接納新能源裝機(jī)規(guī)模，分析電網(wǎng)可接納新能源電量［5］。丁珩等研究風(fēng)電特性及其對(duì)電網(wǎng)調(diào)峰的影響，提出建立抽水蓄能電站增大風(fēng)電就地消納的建議［6］。蘇承國(guó)圍繞大規(guī)模清潔能源接入后的電網(wǎng)調(diào)峰問題，從區(qū)外水電和區(qū)域直調(diào)電站跨區(qū)跨省調(diào)峰調(diào)度與含風(fēng)電電力系統(tǒng)多電源協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度兩個(gè)方面開展深入研究［7］。針對(duì)調(diào)峰能力不足的問題，相關(guān)研究對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)、獨(dú)立儲(chǔ)能、電動(dòng)汽車等參與電網(wǎng)調(diào)峰進(jìn)行分析［8-9］，多渠道增加系統(tǒng)調(diào)峰資源。

山東既是火電大省也是新能源大省，新能源的快速發(fā)展對(duì)電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力提出更高要求。對(duì)山東電力發(fā)展現(xiàn)狀進(jìn)行分析，研究風(fēng)電和光伏出力特性，并通過(guò)時(shí)序生產(chǎn)模擬，計(jì)算得到“十四五”末山東電網(wǎng)新能源消納情況，結(jié)合山東實(shí)際，分析調(diào)峰能力不足的原因，并據(jù)此給出相關(guān)措施及建議。

1 山東電網(wǎng)調(diào)峰現(xiàn)狀

1.1 負(fù)荷現(xiàn)狀

以全網(wǎng)用電負(fù)荷整點(diǎn)值計(jì)算，2021 年山東省年最大負(fù)荷為88 204 MW，年最小負(fù)荷為32 865 MW，年平均負(fù)荷為63 995 MW，年最大日峰谷差22 254 MW，全年負(fù)荷曲線如圖1 所示。山東省年負(fù)荷曲線有明顯的夏冬季雙高峰特性，一般來(lái)說(shuō)，夏季高峰明顯高于冬季，但2021 年較為特殊，1 月份出現(xiàn)罕見極寒天氣，采暖負(fù)荷大幅上升，最大用電負(fù)荷達(dá)到88 204 MW，而夏季未出現(xiàn)全省大范圍連續(xù)高溫悶熱天氣，空調(diào)降溫負(fù)荷未充分釋放，導(dǎo)致夏季高峰負(fù)荷小于冬季。

圖1 2021年山東電網(wǎng)年負(fù)荷曲線Fig.1 Shandong power grid annual load curve in 2021

1.2 電源現(xiàn)狀

截至2021 年底，全省電源總裝機(jī)總?cè)萘?7 302.6 萬(wàn)kW，其中燃煤火電裝機(jī)10 636 萬(wàn)kW、水電裝機(jī)167.8 萬(wàn)kW（含抽水蓄能電站160 萬(wàn)kW）、核電裝機(jī)250 萬(wàn)kW、風(fēng)電裝機(jī)1 942.4 萬(wàn)kW、光伏發(fā)電裝機(jī)3 343.4 萬(wàn)kW、生物質(zhì)及垃圾發(fā)電裝機(jī)395.6 萬(wàn)kW、余熱余能及其他裝機(jī)566.2 萬(wàn)kW、燃?xì)庋b機(jī)1.2 萬(wàn)kW，電源裝機(jī)占比如圖2 所示?！笆濉币詠?lái)，全省能源結(jié)構(gòu)調(diào)整成效顯著，省內(nèi)光伏、風(fēng)電發(fā)展全國(guó)領(lǐng)先，提前一年完成“十三五”規(guī)劃目標(biāo)；煤電占比由“十二五”末的85.3%下降至61.5%；風(fēng)電、光伏、核電、生物質(zhì)、水電等清潔能源裝機(jī)6 099.2 萬(wàn)kW，占比由“十二五”末的11.5%提升至35.3%。

圖2 2021年底電源結(jié)構(gòu)Fig.2 Power structure diagram at the end of 2021

1.3 調(diào)峰資源現(xiàn)狀

直調(diào)公用煤電機(jī)組是山東省的調(diào)峰主力［10］，截至2021 年底，裝機(jī)容量約為6 109.5 萬(wàn)kW。直調(diào)公用煤電機(jī)組中，100 萬(wàn)kW、60 萬(wàn)kW、30 萬(wàn)kW、30 萬(wàn)kW以下等各容量等級(jí)，分別占比20.0%、27.0%、40.2%、12.8%。深度調(diào)峰能力供熱季100 萬(wàn)kW、60 萬(wàn)kW、30 萬(wàn)kW、30 萬(wàn)kW 以下容量等級(jí)分別達(dá)到40.4%、45.9%、42.1%、46.6%，非供熱季機(jī)組深度調(diào)峰能力優(yōu)于供熱季，不同容量等級(jí)機(jī)組分別可達(dá)40.4%、42.7%、39.4%、45.1%，其中100 萬(wàn)kW 容量等級(jí)的機(jī)組投運(yùn)時(shí)間短、技術(shù)可靠性高，具備最強(qiáng)的調(diào)峰能力［11］。具體容量構(gòu)成與調(diào)峰能力如圖3 和圖4所示。

圖3 省內(nèi)直調(diào)公用煤電機(jī)組容量構(gòu)成Fig.3 Coal power unit capacity composition

圖4 不同容量等級(jí)機(jī)組純凝工況深度調(diào)峰能力Fig.4 Peak regulating capacity of different capacity grade units

其他靈活調(diào)峰資源如下：在運(yùn)抽水蓄能電站僅兩座，總裝機(jī)容量220 萬(wàn)kW，分別是泰山抽水蓄能電站（4×25 萬(wàn)kW）和沂蒙抽水蓄能電站（4×30 萬(wàn)kW）；并網(wǎng)儲(chǔ)能項(xiàng)目總?cè)萘?5.4 萬(wàn)kW，其中電化學(xué)儲(chǔ)能容量54.4 萬(wàn)kW，壓縮空氣儲(chǔ)能容量1 萬(wàn)kW。

2 新能源發(fā)展及出力特性

2.1 新能源發(fā)展現(xiàn)狀

截至2021 年底，山東省新能源裝機(jī)總量達(dá)到5 285.8 萬(wàn)kW，占電源總裝機(jī)比例的30.5%，其中光伏發(fā)電裝機(jī)3 343.4 萬(wàn)kW、風(fēng)電裝機(jī)1 942.4 萬(wàn)kW，分別位列全國(guó)第一位、第五位。

2.2 風(fēng)電出力特性分析

山東風(fēng)電出力波動(dòng)性較強(qiáng)，波動(dòng)幅度較大，不同月份中相同時(shí)刻的出力大小也具有較強(qiáng)的隨機(jī)性。根據(jù)2021 年風(fēng)電出力數(shù)據(jù)，四季最大、最小、平均出力占裝機(jī)容量的比例情況見表1。2021 年山東電網(wǎng)風(fēng)電年最大出力可達(dá)裝機(jī)容量的70%以上，最小出力值為0，平均值在18%～29%。

2021 年山東電網(wǎng)風(fēng)電每日最大、最小、平均出力曲線如圖5 所示?？梢钥闯?，山東電網(wǎng)風(fēng)電春、冬季出力整體較大，3 月和4 月為一年中風(fēng)電出力高峰期，夏季出力整體較小，8 月和9 月為風(fēng)電出力的低谷期，春季和夏季風(fēng)電出力波動(dòng)最大，秋、冬兩季相對(duì)平穩(wěn)。

圖5 山東電網(wǎng)風(fēng)電2021年出力曲線Fig.5 Wind power output curve in 2021

對(duì)山東電網(wǎng)2021 年風(fēng)電日最大出力發(fā)生時(shí)刻進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，最大出力時(shí)刻概率分布情況如圖6 所示，山東電網(wǎng)風(fēng)電23：00—次日00：00 出現(xiàn)最大出力概率最大。風(fēng)電最小出力主要集中在04：00—12：00，下午和晚上出力相對(duì)較大。

圖6 山東電網(wǎng)風(fēng)電2021年日出力曲線Fig.6 Daily output curve of wind power in 2021

總體來(lái)看，風(fēng)電在電網(wǎng)負(fù)荷較大時(shí)刻出力較小，在電網(wǎng)負(fù)荷較小時(shí)刻出力較大，反調(diào)峰特性較強(qiáng)。

2.3 光伏出力特性分析

對(duì)山東電網(wǎng)統(tǒng)調(diào)光伏電站2021 年光伏最大出力占裝機(jī)容量的比例月均值情況進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，如表2所示，山東電網(wǎng)光伏發(fā)電各月最大出力全年呈現(xiàn)先升后降的趨勢(shì)，全年最大出力時(shí)刻多發(fā)生在3 月—5 月，9 月—10 月出力整體較小。

表2 2021年光伏平均日最大出力均值情況Table 2 Monthly mean value of daily maximum PV output

圖7 為山東省電網(wǎng)光伏日出力特性曲線，可以看出，光伏日出力有明顯的規(guī)律性，13：00 出力為一天中最大，06：00—13：00 和13：00—20：00 出力基本呈嚴(yán)格上升和下降曲線，夜間無(wú)出力。

圖7 山東電網(wǎng)光伏日出力特性Fig.7 Photovoltaic daily output characteristics

圖8 為山東電網(wǎng)2021 年光伏日最大出力時(shí)刻概率分布情況，從圖中可以看出，光伏日最大出力出現(xiàn)在12：00 的概率最高，接近70%；日最大出力出現(xiàn)在11：00 和13：00 的概率在10%～20%。由此可知，山東電網(wǎng)光伏電站出力大發(fā)時(shí)間為12：00，出力集中在11：00—13：00；在16：00—次日09：00，光伏基本無(wú)出力。

圖8 山東電網(wǎng)光伏日最大出力時(shí)刻概率分布Fig.8 Probability distribution of photovoltaic maximum output time per day

3 “十四五”新能源消納分析

3.1 主要邊界條件

1）負(fù)荷曲線。

“十四五”末，全網(wǎng)最大負(fù)荷預(yù)計(jì)達(dá)到127 450 MW，全年負(fù)荷曲線預(yù)測(cè)如圖9 所示。2025 年全年最大負(fù)荷127 450 MW，出現(xiàn)在夏季用電高峰期7 月；最小負(fù)荷47 623 MW，出現(xiàn)在2 月。

圖9 2025年全年負(fù)荷曲線Fig.9 Annual load curve in 2025

2）新能源出力曲線。

預(yù)計(jì)2025 年全省新能源裝機(jī)達(dá)到9 300 萬(wàn)kW，新能源出力曲線預(yù)測(cè)結(jié)果如圖10 所示。

圖10 2025年新能源出力曲線Fig.10 New energy output curve in 2025

3）各類電源裝機(jī)規(guī)模。

根據(jù)山東“十四五”發(fā)展規(guī)劃，2025 年全省電源裝機(jī)規(guī)模及接受省外來(lái)電規(guī)模如表3 和表4 所示。

表3 2025年山東電源裝機(jī)規(guī)模Table 3 Installed power capacity in 2025 單位：萬(wàn)kW

表4 山東接受省外來(lái)電規(guī)模Table 4 Scale of external power 單位：萬(wàn)kW

3.2 新能源消納分析

時(shí)序生產(chǎn)模擬計(jì)算結(jié)果如表5 所示，“十四五”末，風(fēng)電及光伏發(fā)電總裝機(jī)達(dá)到9 300 萬(wàn)kW，儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模500萬(wàn)kW，新能源理論發(fā)電量1 331.49億kWh，全年棄電量80.95 億kWh，利用率可達(dá)93.92%。為滿足新能源利用率達(dá)到95%的要求，需要采取配置更多儲(chǔ)能設(shè)施、推進(jìn)火電靈活性改造等措施。

表5 時(shí)序生產(chǎn)模擬計(jì)算結(jié)果Table 5 Results of time series production simulation

1）新能源消納計(jì)算。

圖11 顯示不同月份全省新能源發(fā)電量、棄電量與利用率，6 月—8 月新能源利用率整體較高，其中7月新能源利用率達(dá)到100%，沒有發(fā)生棄風(fēng)棄光現(xiàn)象，主要原因是夏季高溫天氣導(dǎo)致空調(diào)制冷用電需求激增。而其他月份尤其是春季棄電量相對(duì)較大，可以借鑒其他一些省份（如浙江省）實(shí)施季節(jié)價(jià)差，通過(guò)提高夏季的電價(jià)，引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電或者配置儲(chǔ)能降低新能源的棄電量［12］。

圖11 新能源發(fā)電量、棄電量與利用率Fig.11 Electricity generation，discarded electricity and utilization rate of new energy

2）新能源時(shí)段棄電量。

統(tǒng)計(jì)新能源棄電量分布在每天不同時(shí)段的累加值，如圖12 所示，分析可知，新能源棄電主要發(fā)生在白天時(shí)段，集中在11：00—15：00，其中13：00 附近棄電量最大，與光伏日最大出力發(fā)生時(shí)刻基本吻合，當(dāng)前山東已經(jīng)實(shí)時(shí)峰谷電價(jià)政策，將通過(guò)進(jìn)一步拉大峰谷電價(jià)價(jià)差引導(dǎo)用戶在低谷時(shí)段多用電。

圖12 新能源時(shí)段棄電量Fig.12 Discard power at different intervals

3）風(fēng)光利用率對(duì)比。

圖13 列出每月風(fēng)光利用率對(duì)比情況，由圖可知，隨著光伏發(fā)電快速發(fā)展，新能源棄電從以棄風(fēng)為主轉(zhuǎn)為以棄光為主。全年風(fēng)電利用率為94.45%，光伏發(fā)電利用率為93.53%，風(fēng)光合計(jì)利用率為93.92%。

圖13 風(fēng)光利用率對(duì)比Fig.13 Utilization ratio comparison between wind power and photovoltaic power

4 調(diào)峰能力不足原因分析及建議

4.1 調(diào)峰能力不足原因分析

1）調(diào)峰需求增速加快。

“十二五”期間，山東省全社會(huì)用電負(fù)荷年均增長(zhǎng)率8.3%，“十三五”期間為6.6%，預(yù)計(jì)“十四五”期間全社會(huì)用電負(fù)荷年均增長(zhǎng)率持續(xù)降低，而大規(guī)模增長(zhǎng)的新能源對(duì)全網(wǎng)調(diào)峰需求提出更高要求。截至2022 年9 月底，山東省新能源裝機(jī)總量達(dá)到5 950.8 萬(wàn)kW，其中光伏發(fā)電裝機(jī)3 958.9 萬(wàn)kW、風(fēng)電裝機(jī)1 991.9 萬(wàn)kW。全省新能源利用率約為97.8%，比2021 年同期（98.8%）下滑1 個(gè)百分點(diǎn)?！笆奈濉逼陂g，預(yù)計(jì)新能源裝機(jī)達(dá)到9 300 萬(wàn)kW，隨著新能源裝機(jī)容量的不斷增加，棄電將成為常態(tài)。

2）調(diào)峰資源建設(shè)滯后。

截至2022 年9 月底僅完成6 臺(tái)機(jī)組的靈活性改造后最小技術(shù)出力核定試驗(yàn)，合計(jì)改造容量247 萬(wàn)kW，為全省煤電機(jī)組總?cè)萘康?.5%，另外有8 臺(tái)機(jī)組已經(jīng)申請(qǐng)?jiān)囼?yàn)。省內(nèi)開展靈活性改造的煤電機(jī)組容量相對(duì)較少，主要原因在于缺乏有效政策引導(dǎo)，無(wú)法激勵(lì)發(fā)電企業(yè)靈活性改造的積極性。

山東省目前抽水蓄能裝機(jī)容量220 萬(wàn)kW，并網(wǎng)儲(chǔ)能項(xiàng)目55.4 萬(wàn)kW，相比于5 951 萬(wàn)kW 的新能源裝機(jī)容量，煤電以外的靈活調(diào)峰資源容量明顯不足。

3）地方電廠、核電調(diào)峰參與率低。

從運(yùn)行方式看，地方電廠以承擔(dān)工業(yè)供熱和居民采暖供熱為主，運(yùn)行以多爐多機(jī)為主，基本上不參與電網(wǎng)調(diào)節(jié)［13］。電廠自動(dòng)化程度低，精細(xì)化管理不足，不便于調(diào)度掌握機(jī)組調(diào)整空間和運(yùn)行能力。

目前我國(guó)核電機(jī)組一般保持額定功率運(yùn)行，只有在惡劣天氣等特殊時(shí)段，電網(wǎng)依據(jù)并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議安排核電機(jī)組停機(jī)或降功率運(yùn)行配合電網(wǎng)調(diào)峰［14］。我國(guó)現(xiàn)行的核電調(diào)峰方式部分緩解特殊時(shí)段電網(wǎng)調(diào)峰壓力，但參與調(diào)峰頻次及深度仍不能完全滿足電網(wǎng)需要［15］。

4.2 措施建議

1）煤電機(jī)組靈活性改造技術(shù)成熟，單位容量技改成本相比新上抽水蓄能、燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組、儲(chǔ)能裝置均具有優(yōu)勢(shì)，推進(jìn)煤電機(jī)組靈活性改造，是目前快速提升系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力的首要選擇［16］；“十四五”期間，擴(kuò)大煤電機(jī)組靈活性改造規(guī)模，完成節(jié)能降碳改造、供熱改造的機(jī)組通過(guò)耦合儲(chǔ)能等方式增加調(diào)峰能力；煤電機(jī)組“三改聯(lián)動(dòng)”中，節(jié)能降碳改造、供熱改造過(guò)程中首先要保證機(jī)組的靈活調(diào)節(jié)能力。

2）加快適配于自備電廠的調(diào)度自動(dòng)化、通信和電量計(jì)量等設(shè)備系統(tǒng)的開發(fā)與應(yīng)用；明確相關(guān)鼓勵(lì)政策與補(bǔ)償機(jī)制，提高自備電廠參與電網(wǎng)調(diào)峰的積極性［17］；自身不參與調(diào)峰的機(jī)組可通過(guò)在電力市場(chǎng)購(gòu)買調(diào)節(jié)容量的方式，降低運(yùn)行方面的調(diào)峰壓力。

3）明確燃?xì)廨啓C(jī)定位及作用，作為靈活調(diào)峰電源的燃機(jī)，充分發(fā)揮負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍寬、響應(yīng)快速、變負(fù)荷能力強(qiáng)的優(yōu)勢(shì)，最大限度利用氣電的調(diào)峰潛力［18］；燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)機(jī)組應(yīng)通過(guò)煙氣旁路、進(jìn)氣可調(diào)導(dǎo)葉等技術(shù)改造進(jìn)一步優(yōu)化調(diào)節(jié)性能，提高調(diào)峰能力。

4）提升增量新能源項(xiàng)目配置儲(chǔ)能比例，存量新能源項(xiàng)目通過(guò)配建或租賃新型儲(chǔ)能設(shè)施，進(jìn)一步拓展電網(wǎng)的可調(diào)節(jié)資源；適度拉大峰谷價(jià)差，引導(dǎo)用戶側(cè)主動(dòng)配置新型儲(chǔ)能，增加用戶側(cè)儲(chǔ)能獲取收益渠道。

5）根據(jù)調(diào)峰能力建設(shè)規(guī)劃以及最困難場(chǎng)景新能源消納需求，加大充電樁、空調(diào)系統(tǒng)等負(fù)荷側(cè)資源的削峰填谷作用，通過(guò)進(jìn)一步拉大峰谷電價(jià)價(jià)差或者執(zhí)行季節(jié)電價(jià)引導(dǎo)負(fù)荷側(cè)調(diào)峰資源合理發(fā)展，促進(jìn)源網(wǎng)荷儲(chǔ)協(xié)同消納新能源［19］。

5 結(jié)束語(yǔ)

針對(duì)“十四五”期間山東省電網(wǎng)調(diào)峰能力不足的問題，開展了山東電網(wǎng)“十四五”調(diào)峰能力分析。在已有風(fēng)光裝機(jī)規(guī)劃總規(guī)模下，“十四五”末新能源利用率可達(dá)93.92%，低于新能源利用率95%的要求。山東電網(wǎng)調(diào)峰能力不足主要存在調(diào)峰需求增速加快，調(diào)峰資源建設(shè)滯后和地方電廠、核電調(diào)峰參與率低三方面的原因，可通過(guò)擴(kuò)大煤電機(jī)組靈活性改造規(guī)模、地方電廠參與調(diào)峰、增加燃?xì)廨啓C(jī)調(diào)峰以及提升儲(chǔ)能配置比例等措施提高系統(tǒng)整體調(diào)峰能力。