促进新能源消纳的预警监测研究

查 浩，辛颂旭，熊 力，李少彦，郭珍妮

(1.水电水利规划设计总院，北京100120；2.湖北省电力勘测设计院有限公司，湖北武汉430040)

1 我国新能源发展情况与消纳形势

1.1 我国新能源发展十分迅速

截至2017年底，我国风电和太阳能发电并网装机容量29 393万kW，占全国电源总装机容量的17%，其中风电并网装机16 367万kW，太阳能发电并网装机13 025万kW。2017年全国风电和太阳能发电电量4 238亿kW·h，占全国总发电量的比例为6.6%[1]。“十二五”以来，我国风电和太阳能发电发展迅速，如表1、2所示。

从表中可见，2011年～2017年期间我国风电并网装机容量增长2.54倍，发电量增长3.13倍；太阳能发电并网装机容量增长60.4倍，发电量增长168倍。

1.2 弃风弃光限电问题突出

我国2009年首次在甘肃因电网网架约束出现弃风情况，2013年首次出现了弃光情况。近年来，随着全国新能源的快速发展，弃风弃光现象逐步在多省区出现，影响覆盖范围逐渐扩大，新能源消纳矛盾日益突出。2011年～2017年我国弃风弃光电量统计结果如表3所示。统计显示，“十二五”以来我国新能源累积弃电量已超过2 000亿kW·h，限电问题严重。

表1 我国“十二五”以来风电发展情况

表2 我国“十二五”以来太阳能发电发展情况

表3 我国“十二五”以来新能源弃风弃光情况

1.3 未来新能源消纳形势依然严峻

表3数据显示， 2011年～2016年期间，我国新能源弃风弃光电量呈现逐年增大的趋势。2017年我国新能源发展布局进一步优化，东中部地区新能源新增装机快速增长，占全国新能源新增装机的比例由2016年30%提高至2017年的46%。通过新能源开发布局的优化和多种促进新能源消纳举措的实施，新能源弃电量和弃电率较2016年实现了同比双降。

尽管如此，2017年我国“三北”主要新能源富集省区仍面临较为严重的弃风弃光形势，其中甘肃、新疆、吉林、内蒙古和黑龙江弃风率均超过10%，五省弃风电量占到了全国弃风总电量的86%；新疆和甘肃弃光率均超过20%，两省弃光电量占全国弃光总电量的64%。

未来我国要满足2020年、2030年非化石能源消费比重15%和20%的目标，新能源仍将具有相当的增量开发规模，在当前存量新能源弃电尚未完全解决的情况下，未来增量新能源的消纳形势依然严峻。

2 新能源消纳影响因素分析

新能源消纳研究的目的是发现电力系统薄弱环节，提出促进消纳利用的有效措施，从而保障新能源产业的健康可持续发展。

2.1 新能源消纳的建模考虑因素

要准确开展新能源消纳能力的计算分析，需要准确构建反映电力系统新能源消纳运行过程的模型及边界条件[2- 4]。总体来看，影响新能源消纳的因素涉及新能源发电出力特性、电网输电能力、常规电源调节性能、电网运行/检修方式、系统负荷情况、省间/跨区联络线输电能力、旋转备用等多种因素，需要综合考虑来构建模型，从而准确刻画逐一时刻的新能源电力电量平衡情况。

新能源发电在时序上具有随机波动性，开展消纳分析需要统筹考虑新能源和其他各类电源发电出力、系统用电负荷的时序变化，以15 min或1 h为时间周期来模拟电力系统生产运行过程，确保每一时段下各类电源发电出力以及联络线输送电力与用电负荷保持实时平衡，从而将时段持续向前推进，满足电力系统逐时段电力电量平衡和各类边界约束限制。通过电力电量运行平衡仿真，获得电力系统能够消纳的新能源发电上网功率序列和弃电序列。由于时序生产模拟能够较为全面的将新能源消纳过程进行有效揭示，因而得到了较好的工程实际运用。

2.2 新能源消纳的物理边界条件

新能源消纳通常以省级或区域级电力系统作为研究范围，以年度、季度和月度为研究周期，以逐时段的新能源上网电力最大为优化目标，需要统筹考虑省内或区域内新能源资源的季节性差异和电力系统运行方式变化等情况，按照电力系统时序运行规则来设定新能源发电出力曲线、电网运行方式、常规电源调节范围、电网断面输电能力、跨省区外送方式、用电负荷水平等多类型基础参数[3-5]，影响新能源消纳的电力系统物理边界条件主要有：

(1)新能源发电出力序列。基于规划装机和布局的风电、太阳能发电功率序列，需综合考虑新能源场站历史发电出力特性、弃风弃光受限情况、风能/太阳能的资源年际差异等因素，构建模型并生成符合新能源所在地域特征的发电功率时间序列。

(2)电网运行方式。根据电网安全运行、检修、事故等不同方式情况，优化设定新能源外送断面输电能力、省间联络线断面输电能力和跨省区输电通道外送能力。并结合电网实际工况，在保障电网安全运行的情况下优化调整外送输电限值，构建满足电力系统潮流运行约束的电网方式模型。

(3)输电联络线。根据电网的网架结构变化、电网安全稳定运行等实际要求，建立设置省间输电联络线、跨区输电通道的交换能力。

(4)煤电电源。综合考虑煤电机组在供热期/非供热期的调节速率、启停时间/次数、最低技术出力等因素，以及供热机组的供热需求，并结合火电灵活性改造进展情况，分别对抽汽式和背压式供热机组、 凝气式非供热机组建立相应的煤电运行分析模型。

(5)水电电源。综合考虑网内无调节能力的径流式水电电源，抽水蓄能电站；以及具备水库库容和调节能力的常规水电电源，并考虑水电机组的强迫运行出力、水库库容约束，以及汛期、农灌、防凌等水库综合利用影响因素，分别对不同类型的水电电源建立运行分析模型。

(6)其他电源。核电和生物质能发电通常以承担基础负荷的方式参与系统运行，也可在其运行调节速率和安全运行允许范围内承担部分变动负荷。以供电为主的燃气机组具备快速启停和深度调峰性能。相关电源需依据实际情况建立运行分析模型。

(7)火电开机方式。伴随热电联产机组的热电解耦和纯凝机组灵活性改造，常规火电以周为时间周期的启停方式和深度调峰能力将得到改善，改造后的火电机组将具备快速启停灵活性和深调峰范围，制约新能源消纳的火电机组长周期启停次数/启停时间等约束得以改善，新能源富集省区火电开机方式将得到优化。

(8)用电负荷。用电负荷受各省区经济形势、温度气候、季节转换、用电价格等多类型因素影响，需综合考虑负荷电量、负荷特性等因素来设置符合实际情况的负荷曲线，参与新能源消纳分析中。

(9)系统旋转备用。应对系统紧急运行情况的旋转备用通常以日尖峰负荷的5%或网内最大单台机组容量(或特高压直流单极)中的较大值来进行安排，各省区电力系统需结合实际情况的差异进行留取。

综上，综合考虑和建立反映电力系统各类物理边界条件变化特征的分析模型，是准确开展新能源消纳量化计算的基础，也有利于精细化评估各类不同边界条件改善后对提升新能源消纳水平的有效性和灵敏度。

3 新能源消纳监测评估分析

新能源消纳监测内容可为政府机构、新能源开发企业、电网企业和电力用户等各方主体服务。对于政府机构，可优化完善新能源发展支持政策、财税制度和市场机制设计等方面，优化新能源发展布局。对于电力用户，可引导购电用户完成新能源电力的消纳配额指标。对于新能源开发企业，可引导企业优化项目开发布局，增强新能源场站并网技术性能和运维管理水平，提升新能源场站发电能力和并网技术性能。电网作为新能源消纳的核心环节，涵盖新能源从并网汇集接入到终端利用的所有关键环节，消纳监测可以评估分析电网侧对新能源消纳的影响制约因素和薄弱环节。

3.1 新能源场站理论发电能力监测

新能源理论发电能力是指在某一时刻的风、光资源条件下，场站内所有风电机组/光伏逆变器及相关设备在正常运行状态能够发出的有功功率[6]。新能源发电场站因站内设备故障、缺陷或检修等情况产生的弃风弃光属于站内发电受阻。目前，新能源场站理论发电功率计算主要方法有：

(1)样板风电机组/光伏逆变器法。对于风电场，需依据机组型号和数量选取代表性样板机组，建立样板机组发电与全场出力的映射模型来获得全场理论发电功率。对于光伏电站，需依据电站地理位置分布、逆变器设备类型、电池板类型和材料等因素选取代表性样板逆变器，建立样板逆变器与光伏电站出力的映射模型来获得全站理论发电功率。

(2)基于资源监测数据的外推法。对于风电场，根据其所处区域的地型地貌，将测风塔风速/风向监测数据推算至场内每台风机轮毂高度处的风速/风向，并通过风速-功率曲线将其转化为单机理论发电功率，进而获得全场理论发电出力。对于光伏电站，基于光伏组件辐照强度和板面环境温度等监测数据，综合考虑光伏电站地理位置、不同光伏组件运行特性及安装方式等因素建立光伏电池的光电转换模型，并进一步结合光伏组件老化衰减、光伏组件失配损失、尘埃遮挡、汇集输电线路线损和逆变器效率等因素，修正得到光伏电站的理论发电功率。

(3)基于新能源发电功率预测的计算方法。利用新能源发电场站上报的短期功率预测结果作为理论发电功率，该方法主要适用于新能源功率预测精度高且限电情形少的场站，由于未结合风电机组、光伏组件和逆变器的实际运行工况，考虑到目前新能源功率单点预测误差仍较大的现实情况，该方法的适用范围还较为有限。

新能源场站实际上网电力与理论发电能力的差值即为弃风弃光受阻电力，因此监测新能源场站理论发电能力的目的在于提高弃风弃光计算准确性与统计规范性，有利于新能源站内受阻和电网环节不同制约因素导致弃风弃光的评估划分，同时也有助于督促新能源企业提升场站运行维护水平，增强新能源场站设备发电利用率和理论发电能力。

3.2 电网侧新能源消纳监测评估分析

新能源发电从并网接入到终端利用涉及配套电网规划设计与工程实施、电力市场交易、调度计划等多个方面，电网侧对消纳的影响贯穿新能源从电能生产到消费利用的全部环节，以下从规划建设、输电送出、市场交易、调度计划和电网调峰5方面进行监测评述分析。

(1)新能源配套电网规划及并网送出工程监测。配套电网规划是指超前考虑新能源的发展需要，在新能源资源丰富、开发建设条件优越、消纳有保障的地区，超前开展输电网规划和变电站布点优化，为新能源发展创造良好的并网接入条件。新能源送出工程进度监测是为促进电网送出工程与新能源场站本体工程的同步建成和投运，督促电网企业完善新能源送出工程的电网前期各项流程，提升电网工程各环节的设计审查及时性，促进新能源电站和电网工程在建设工期和投运时序的进一步衔接。

(2)新能源送出断面受阻监测。输电断面受阻是指因电网结构和运行方式等导致的断面输电能力不足，即新能源受电网送出能力限制而导致的弃风弃光。断面输电限额的设定需综合考虑输电线路和电源正常运行、故障、检修以及负荷方式等多种边界条件计算得出，包括输电线路热稳定、故障后暂态(功角/电压)稳定和静态稳定等电力系统安全因素。因此，针对当前新能源发电送出受限的地区，断面受阻监测目的在于督促加强相关地区的电网建设、升级改造和增容补强，提升相关输电受阻断面的送出能力。输电断面限额的设定应考虑新能源的资源季节特性和发电出力特性，通过滚动计算相关输电断面限额来优化调整电网运行方式，减少因断面受阻导致的新能源弃风弃光现象。

(3)新能源发电交易监测。通过监测评估新能源发电交易方式制定和组织执行的消纳提升效果，从而进一步完善新能源发电市场化交易类型和交易机制。目前，新能源参与市场化交易的方式主要有新能源替代常规火电的发电权交易、新能源与大工业用户/电采暖用户/电能替代用户的直接交易、与燃煤自备电厂的替代交易、与火电联合打捆外送交易等类型。随着市场化改革的推进和电源发用电计划的逐步放开，新能源发电交易需充分考虑其资源年际差异性和发电出力随机波动性，不断完善中长期与现货市场的交易规则，在日前/日内市场交易中调整中长期交易电量，逐步缩短新能源参与市场交易的周期，推进新能源发电跨省跨区电力现货市场交易，发挥风电等清洁能源边际成本低的优势[7]，推动清洁能源通过市场竞价实现消纳利用。

(4)新能源发电调度运行监测。电网调度运行是新能源消纳的核心环节，监测目的在于评估新能源发电年度、月度、日前等不同时间尺度下调度运行方式制定的规范性、边界约束条件设置的合理性、以及调度计划实际执行的准确性，从而保障新能源在各时间尺度下的优先调度运行和消纳利用。新能源发电调度随时间分辨率缩小和功率预测精度提高而逐步精细，即新能源年度计划、月度计划、日前计划、实时调度是发电计划逐级递进和细化落实的过程。因此，对于新能源弃电时段，调度运行评估需着重关注以下方面：一是评估新能源汇集送出断面限额设置的合理性和断面输电能力的利用率，用以评判和优化提升电网运行方式安排；二是评估电网设备检修方式安排，用以提升新能源场站检修与电网检修的协调性，避开新能源资源丰富的时段季节；三是电网调度端和新能源场站端的中长期、短期、超短期功率预测精度评估，用以提升新能源预测精度、增强其参与电力电量平衡的能力；四是评估常规电源的开机方式和发电曲线安排，用以评判新能源纳入调度计划制定的有效性；五是评估省间联络线交易计划，用以评判新能源发电跨省外送/受入方式和弃电时段的联络线功率调整机制；六是跨省区特高压输电通道新能源电量占比评估，用以评判特高压输电通道利用率和新能源输送电量占比；七是评估用电负荷高峰/低谷等重要时段的电力系统旋转备用容量及备用率，用以推动打破分省备用模式、建立电网旋转备用共享机制；八是评估包含新能源在内的各类电源发电计划曲线与实际出力曲线的运行偏差，用以提升调度计划制定的准确性。

(5)电网调峰能力监测。调峰能力不足已成为制约新能源消纳的关键因素，监测目的是评估火电深度调峰性能，逐步推进市场手段挖掘系统调峰潜力和辅助服务市场建设。由此，调峰监测评估将重点关注以下方面：一是评估新能源弃电时段常规电源最低技术出力，监测供热期热电机组的热电解耦和纯凝机组改造进度，督促火电机组的灵活性改造；二是评估具备启停调峰能力的电源运行工况，用以增强常规电源的快速启停调节性能；三是评估电力负荷参与系统调峰的运行机制，分析不同电力用户的负荷特性对系统调峰影响的责任分摊；四是评估可灵活调节和可中断负荷对系统调峰能力的改善，以及对新能源消纳的提升效果；五是评估电力储能和抽水蓄能的系统调峰运行机制，优化储能搭配新能源的调度运行方式。

4 新能源消纳预警机制分析

对于新能源消纳预警，既包含对过往新能源的消纳利用情况进行综合后评价，也包含对未来新能源的消纳形势进行前瞻评估。为此，应建立起涵盖政府机构、新能源投资开发企业、电网企业、电力用户等各方主体联动的监测评估机制和常态化工作体系[8]。主要包括：

(1)运行规则。建立月度、季度和年度新能源消纳信息发布机制，对新能源运行和消纳情况进行滚动信息披露，促进新能源运行消纳情况和调度交易信息的公开发布。

(2)发布内容。结合不同时间周期确定相应的信息发布内容。主要有：一是新能源发电场站的风/光资源情况、理论发电能力、功率预测精度、上网利用小时数、市场化交易情况等基础数据。二是电力系统的基本概况信息，包括各类电源并网装机情况和运行调节性能、电力系统负荷特性、电网运行方式、电源开机方式、各类设备检修计划安排、电网输电断面限额等基础信息。三是新能源发电的主要运行指标，包括出力波动特性、电力/电量占比情况、新能源发电受阻原因和弃电占比等基本信息。

(3)预警方式。通过对新能源过往弃风弃光限电的后评估分析，判断分析制约新能源消纳的电力系统各类物理边界条件和主要薄弱环节的改善情况。结合未来一定时间周期的新能源资源特性，以及电力系统电源侧、电网侧和负荷侧的运行方式安排，通过时序生产模拟仿真计算得到新能源发电消纳率和弃电率，从而对新能源的未来消纳形势和市场主体给出预警信息。

5 结 语

新能源消纳与能源电力发展模式、技术经济进步、电力市场改革、调度交易方式、价格财税机制和政策保障措施等诸多因素具有关联性，是一项复杂的综合系统工程。同时，新能源消纳分析也是一个需要不断丰富和完善提升的过程，需要因地制宜结合不同省区的电力系统实际情况，综合考虑各类边界条件的变化，对新能源消纳分析模型、计算方法、监测内容、评价指标、预警机制等方面不断丰富完善，逐步建立形成可量化分析评估、信息公开透明的新能源消纳预警监测体系，更好的促进和支撑新能源发展规划与消纳利用。