基于时序生产模拟的新能源消纳能力分析

2018-08-29姚明侠陈国华刘梦真

江西电力 2018年8期

姚明侠，杨超，陈国华，孙蕾，刘梦真

（国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西南昌 330043）

0 引言

自2006年《可再生能源法》实施以来，我国新能源发展迅猛，光伏和风力发电装机规模均已居世界第一位[1]。近几年来我国面临着日益严重的弃风弃光问题，严重影响了我国新能源产业的健康发展。2016年，国家发改委、国家能源局联合公布了《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作有关要求的通知》，对弃风、弃光地区的风电、光伏发电保障性收购年利用小时数以及相关结算和监管提出了硬性要求。

截止2017年底，全国风电累计装机1.64亿kW，2017年，全国风力发电量3057亿kW·h，平均利用小时数1948h。到2017年12月底，全国光伏发电装机达到1.3亿kW，2017年全国光伏发电量1182亿kW·h，。随着风电和光伏发电的快速发展，受制于电网各种约束，新能源发电将可能会呈现出新的制约瓶颈，电网将不能完全消纳新能源发电，亟需开展规划水平年度新能源消纳能力研究，为新能源发展规划提供指导，保证资源的最大化利用以及电网的安全稳定运行。

因此，本文建立新能源年度生产模拟模型，以某省级电网为例，基于历史运行数据，预测2020年新能源消纳能力，为新能源发展规划提供指导。

1 时序生产模拟方法和数学模型

基于时序的生产模拟是指在给定的负荷条件下，模拟各发电机组的运行状况，并计算发电系统生产费用的一种时序仿真方法[2]。将系统负荷、发电机组出力看作随时间变化的时间序列。系统负荷与机组出力之间的平衡关系看作产品与需求间的供需平衡关系，在这种约束下优化目标函数，得到最优指标。新能源生产模拟模型基于时序生产模拟方法建立，时序生产模拟保留了负荷曲线形状随时间变化的特点，以1h或者15min（时间间隔可以任意设定）为单位模拟系统运行。

1.1 电网模型

考虑到实际电网覆盖面积大、电网结构复杂，建立详细的电网物理模型开展长时间尺度时序生产模拟耗时巨大，难以用于生产实际，且电网结构设计不可能出现很多线路过载的情况。因此，本文将电网模型进行聚合等值更能适应仿真模拟的实用性要求。电网聚合模型是根据计算分析的目的和要求将复杂的实际电网简化为1个及以上的聚合电网，如图1所示。

图1 电网聚合模型示意

电网聚合模型不考虑详细的电网拓扑结构，各电源和负荷不再受其物理位置的影响，是计算目标电网新能源消纳能力的基础。将省级电网划分为几个聚合电网计算的建模思想，不仅能够显著提高模型计算效率，而且能够反映出电网的实际运行状况。

1.2 目标函数

建立的新能源消纳能力计算模型必须要充分考虑实际电力系统的各类常规机组包括火电、水电机组的运行及出力特性，包括机组的启停机特性、机组的爬坡特性，最小出力特性等，还需要考虑某些特殊类型机组，例如热电联产机组的热电耦合特性、抽水蓄能机组的抽放水特性等都需要特殊处理。因此，新能源消纳能力数学优化分析模型根据联网线送授电出力特性、检修计划、新能源功率预测曲线、系统负荷预测曲线、母线负荷预测曲线、网络拓扑、机组发电能力和电厂运行约束等信息，综合考虑系统平衡约束、电网安全约束、电量约束和机组运行约束，采用考虑安全约束的优化评估算法，获得新能源消纳能力的评估结果。

新能源时序生产模拟模型目标函数为优化周期内新能源消纳最大，考虑到新能源出力随其集中安装地点的不同而不同，可以将不同聚合电网的新能源单独计算，因此优化周期内目标函数为：

式中：N为系统所包含的聚合电网总数；n表示为某一聚合电网；T表示调度时间的总长度；t为模拟时间步长；Pw（t，n）为聚合电网n在时段t的风电出力；PPV（t，n）为聚合电网n在时段t的光伏发电出力。

1.3 约束条件

1）区域负荷平衡约束

2）联网线送授电出力约束

式中：而Li，max和－Li，max分别为第i条联网线传输容量上下限；设定电流参考方向为：流入区域为正方向，流出区域为负方向。所以Li可以取正负值，正负则代表功率传输的方向。

3）机组出力约束

式中，ΔPj（t，n）为常规机组优化功率大小；Sj（t，n）表示机组j在时段t的运行状态，为二进制变量，1表示机组正在运行，0则表示机组已停机。

4）机组优化功率爬坡率约束

式中，ΔPj，up、ΔPj，down分别为第j台机组的上爬坡率和下爬坡率。

5）供热机组供热期出力约束

根据对供热机组的定义以及我国热电联产发展的实际状况，分别对背压式热电联产火电机组和抽汽式热电联产火电机组进行数学建模。背压式热电联产火电机组的发电出力与热出力呈线性关系：

抽汽式热电联产火电机组的工况曲线则更为复杂，其线性约束公式如下式所示：

式中，Cj，b、Cj，v分别为热电比系数；Qj（t）为热出力；PBYj（t）为背压式机组供热期出力；PCQj（t）为抽汽式机组供热期出力。

背压式机组和抽汽式机组的热电耦合特性如图2所示。

图2 背压式机组和抽汽式机组热电出力关系曲线

6）新能源出力约束

式中：Pw*（t，n）指时刻t时装机容量一定时的风电时间序列出力；PPV*（t，n）指时刻t时装机容量一定时的光伏时间序列出力。

综合目标函数（式（1））和约束条件（式（2）-（11）），得到基于时序生产模拟的新能源消纳模型。

该模型在数学上可归结为求解混合整数线性规划（MIP）问题，求解混合整数规划的核心算法是分枝定界法[3]，其基本思想是对有约束条件的最优化问题的所有可行解空间进行搜索。

新能源生产模拟计算流程主要分为数据准备、配置电网、案例计算和结果查看四个部分，如图3所示。

图3 新能源生产模拟计算流程

2 算例

以某省级电网为例，建立新能源出力时间序列模型、负荷时间序列模型、各类型常规电源模型、电网运行模型等，基于历史实际运行数据，以2020年新能源接纳能力最大为优化目标，分析2020年风电和光伏发电消纳能力以及常规电源运行情况。

2.1 边界条件

算例数据如表1所示。

表1 2020年某省级电网消纳能力分析边界条件

图4 2020年负荷月电量及月最大负荷

表2 火电机组调峰特性

表3 水电机组调峰特性

图5 风电和光伏发电全年归一化出力曲线

同样，水电机组除了需要满足表3的调峰特性外，受来水影响，在丰水期以发优质清洁的水电为主，为新能源提供调节的能力降低。受制于2020年水电的周电量约束，其中，该省级电网存在四个水电厂在丰水期4-6月份全部满发，不提供调峰能力。

2020年火、水电装机及负荷边界条件如表4所示，规划风电和光伏发电装机容量分别为6200MW和7300MW，其中统调光伏装机3200MW，非统调光伏装机4100MW。

表4 消纳能力分析基础计算边界条件

2.2 2020年规划新能源消纳情况分析

本节基于电网生产模拟模型，分析2020年规划风电和光伏发电接入后的消纳情况以及常规机组发电情况，需要注意的是，2020年统调光伏装机大幅增长，将对电网生产运行产生实质性的影响，本文设置统调光伏和统调风电在电网调峰能力不足时刻基于各自理论功率等比例限电。

1）总体消纳情况。

表5为考虑调峰约束下模拟计算出的2020年新能源消纳情况和常规电源运行情况。其中，风力发电量134.68亿kW·h，限电量2.16亿kW·h，限电率1.60%，风力发电量占全社会总用电量的10%；统调光伏发电量42.57亿kW·h，限电量0.32亿kW·h，限电率0.75%；非统调光伏发电量55亿kW·h，光伏总发电量97.57亿kW·h（含非统调和统调光伏），占全社会总用电量的7.2%；火电、水电和抽水蓄能年利用小时数分别为4130.62h、3177.24h和1227.54h。

表52020 年某省级电网新能源消纳情况和常规电源运行情况分析

2020年，在常规电源进行调峰和电网进行优化调度的作用下，新能源发电状况总体良好，存在小幅限电现象，风光限电率不超过2%，主要发生在春节低负荷期间。

表6为2020年测算的各月新能源消纳情况。可以看出，风电/光伏受限时间主要集中在1-4月份，其中2月份限电量最高，分别为1.55亿kW·h和0.27亿kW·h，占全年总限电量的72%和84%，这是因为一季度该省级电网来水量丰富，水电厂以带基荷为主，调峰为辅，电网调峰能力下降，另外全社会用电量较低，消纳新能源的能力不足，引起风电和光伏发电出力受限。图6为对应的新能源逐月受阻电量分布图。

表6 2020年各月新能源消纳情况计算结果亿kW·h

图6 2020年新能源逐月受阻电量分布

2）具体生产模拟结果

图7-10为具体的生产模拟结果图，包括火电机组出力和开机容量曲线、水电机组出力曲线、风电出力和弃风出力曲线、光伏出力和弃光出力曲线。其中，水电机组在4-6月份出力变化幅度偏小，这是因为设置4个水电厂机组在该时间段内满发，不提供调峰容量，其他时间段内水电出力可以在零到满发之间调节；为应对新能源发电接入，抽蓄机组可在新能源低谷调峰困难时段抽水，有助于减少火电机组启停次数，提高新能源发电消纳能力。