湖南电网新能源消纳关键影响因素量化分析

王玎， 沈阳武， 邵筑， 徐民， 曹伟， 左剑

(1.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院， 湖南 长沙410007；2.湖南省湘电试验研究院有限公司， 湖南 长沙410004；3.国网湖南省电力有限公司， 湖南 长沙410004)

0 引言

湖南电网地处华中电网的南部， 通过500 kV鄂湘联络线和±800 kV 祁韶特高压直流分别与湖北电网和甘肃电网相连。 电源结构和用电负荷呈逆向分布: 电源集中在西部和北部， 负荷中心位于东部和南部。 省内电力流呈丰水期“西电东送”、 枯水期“北电南送” 的格局。

受限于新能源反调峰特性[1]、 负荷峰谷差大[2]、 丰水期大量水电不具备可调节性、 外来电入湘以及火电保安全开机方式与旋转备用等因素，丰水期电网调峰能力有限， 新能源消纳面临巨大考验。 截至2020 年9 月， 湖南省新能源装机容量接近900 万kW， 受疫情影响， 弃电形势严峻， 全年新能源利用率逼近95%控制目标。

为实现“二氧化碳排放力争于2030 年前达到峰值， 努力争取2060 年前实现碳中和” 的宏伟目标， 新能源在电源侧占比将持续、 快速攀升。 “十四五” 期间， 新能源装机将大规模新增， 预计湖南新能源装机将进一步增长， 超过水电成为湖南省第二大电源。 新能源装机持续增长与用电负荷增长持续放缓所带来的消纳矛盾愈加凸显。

为应对上述问题， 亟需针对湖南电网新能源发电运行现状， 综合电力系统调峰能力， 梳理影响新能源消纳的关键技术原因， 量化关键因素对新能源消纳的影响， 充分挖掘电网消纳潜力， 准确定位消纳瓶颈， 对提前实现“碳中和” 的战略目标具有重要意义。

1 新能源发展规模

湖南风电发展起步于2012 年， 装机容量为13.6 万kW， 如图1 (a) 所示。 “十二五” 末期装机容量达到151.4 万kW， 2016—2019 年年均增速为29.87%。 截至2020 年9 月， 风电装机容量为502.4 万kW[3]。

省内光伏发电发展始于2014 年， 装机容量为4.85 万kW， “十三五” 期间平均增速为163.4%，2017 年光伏装机容量增速达到495.6%， 如图1(b) 所示， 装机容量为175.5 万kW， 截至2020年9 月， 光伏装机容量为376.5 万kW。

新能源装机容量逐年增长， 增速超过电源总装机增速。 2015 年新能源装机容量占比为4.25%，2019 年新能源装机容量占比达到16.26%。 截至2020年9 月底， 湖南电网新能源总装机容量为878.9 万kW， 其 中 风 电502.4 万kW， 光 伏376.5 万kW ( 集 中 式 141.5 万kW， 分 布 式235 万kW)。 随着疫情影响逐渐弱化， 新能源产业逐步恢复， 风电平价上网政策将使新能源在第四季度出现“抢装潮”， 预计2020 年四季度， 新能源装机容量将大规模增加， 容量将赶超1 000 万kW。

图1 湖南电网风电、 光伏装机容量及逐年增长情况

2 湖南电网新能源消纳主要矛盾

湖南电网水电装机容量比重较大， 但63.9%水电为日调节或径流式， 丰水期不具备调节能力。火电机组灵活性改造滞后， 机组调峰能力相对不足。 外来电挤占受端电网消纳空间， 使得湖南省富余新能源难以达成目前日内跨省跨区市场交易， 省内新能源弃电量将大幅增加。 随着湖南新能源装机比例的逐步提升， 新能源出力的波动性和不确定性， 以及发电特性与负荷需求的不同步性， 使新能源消纳矛盾逐渐凸显， 尤其是在丰水期的负荷低谷时段。 上述矛盾主要表现在以下几个方面:

1) 丰水期电网消纳空间有限， 各类电源调节能力不足。

丰水期电网消纳空间有限。 用电负荷月电量平均约为132 亿kW·h， 可供电量月平均约为171 亿kW·h， 电量大量盈余， 消纳矛盾凸显。 其次， 各类电源调节能力不足。 丰水期水电全天大发， 可发挥调节作用的年调节以上能力水电装机容量仅236.5 万kW， 占比15.2%， 水电整体可调节能力较差； 火电保安全需具备一定数量的开机台数， 并预留一定的旋转备用容量， 丰水期火电全天长时段处于基本调峰状态， 低谷时火电深调为常态[4]； 受三峡大发及西北调峰困难影响， 新能源应急交易执行困难， 鄂湘与祁韶外来电挤占新能源消纳空间。

2) 负荷峰谷差大， 源荷发展不平衡。

一方面， 湖南工业负荷比重逐年降低， 仅占40%左右， 居民用电比重逐年增加， 电网峰谷差呈现逐年扩大趋势。 2019 年丰水期， 电网最大负荷平 均 在2 200 万kW 左 右， 最 小 负 荷 平 均 在1 100 万kW左右， 电网最大峰谷差为1 557 万kW，最大峰谷差率达58%， 同比增长7.53%。 另一方面， 受产业结构调整的影响， 基础负荷低且增长缓慢， 增速为2%～3%， 而风电集中爆发式增长， 年均增速29.87%， 两者发展严重不平衡导致丰水期低谷时段消纳矛盾加剧。

3) 风电与水电资源同期同区， 同时大发争抢送出通道。

湖南水电主汛期为每年的4—7 月， 大风期为每年1 月、 4—6 月和12 月， 主汛期即对应了大风期， 风电与水电资源在时间利用上存在重叠。 此外， 湖南省风电开发集中在风资源较好的永州、 郴州、 邵阳、 怀化地区， 这些地区也是省内小水电聚集区， 当地负荷水平相对较低， 丰水期水电风电同时大发， 存在争抢送出通道的问题[5-6]。

综上， 随着新能源发电大规模发展， 电网调峰容量日趋紧张， 断面输送能力受限， 未来一段时期新能源消纳仍将存在较大压力。

3 新能源消纳计算方法

采用中国电力科学研究院开发的新能源生产模拟仿真平台V2.0， 该平台基于时序生产模拟仿真方法， 在给定的时序负荷下， 模拟各发电机组的运行状况。 该方法已被德国、 丹麦和挪威等国家广泛地应用于电力电量平衡和发电生产计划安排中[7-9]。 基于时序生产模拟的新能源消纳能力分析计算的目标函数G 为全网新能源消纳能力最大，即全网各区域所有时段新能源功率总和最大， 见式(1):

式中， N 表示网内新能源受断面输送能力限制的分区数； T 表示计算步长， 为1 h； P (t， n) 为t 时段第n 个分区域新能源接纳功率， 即发电功率。

具体来看， 就是将系统负荷、 新能源发电等看作随时间变化的序列， 建立电网电力电量平衡模型， 考虑联络线运行要求、 火电机组启停、 爬坡约束、 最小运行方式、 供热等约束， 逐小时模拟电网运行状况； 在输电断面或调峰受阻时， 按照新能源优先消纳的原则进行安排， 同时合理调用抽蓄机组； 最终得到新能源消纳能力及受阻情况， 时序生产模拟仿真的平衡图， 如图2 所示。

图2 时序生产模拟仿真平衡图

4 湖南电网新能源消纳影响因素分析

以湖南省历史年份新能源装机容量为参考， 针对电网电源可调节能力不足、 负荷峰谷差大等矛盾， 考虑风资源变化、 负荷变化、 火电灵活性改造容量、 可调负荷容量、 储能装机容量[10-13]等关键因素对新能源消纳的影响。

4.1 风资源敏感性

考虑风资源在90%～110%范围内波动， 波动步长为5%， 计算结果如图3 所示。 由于湖南电网新能源弃电时段主要集中在丰水期， 受水电发电量的挤占， 电网消纳空间有限， 因此风资源的增加/减少将导致弃电量也同步增大/减少， 风资源增大/减少5%， 弃电量增大/减少1.5 亿kW·h 左右，利用率减小/增大0.6 个百分点。

图3 风资源变化时新能源减弃情况

4.2 负荷变化敏感性

考虑负荷增长率在98%～102%范围内波动， 波动步长为1%， 计算结果如图4 所示。 全年周期范围内负荷增长率的变化将线性影响新能源弃电量以及利用率的变化， 增加的负荷率将使新能源弃电量下降、 利用率上升， 减少的负荷率将使新能源的弃电量上升， 利用率下降[14]。 可见， 负荷增长率变化1%， 新能源弃电量变化2.2 亿～2.6 亿kW·h， 利用率变化1.3%～1.6%。

图4 负荷变化时新能源减弃情况

4.3 火电灵活性改造敏感性分析

考虑对丰水期频繁参与电网运行的火电机组进行灵活性改造[15]， 改造火电机组容量占丰水期火电平均开机容量的30%、 50%、 80%和100%。 改造后对新能源消纳的影响如图5 所示。 可见， 火电机组灵活性改造变化20%～30%时， 新能源弃电量对应变化0.8 亿～1.5 亿kW·h， 利用率变化0.5%～1.48%。

图5 火电灵活性改造对减弃电量影响

4.4 可调负荷敏感性分析

通过将高峰负荷部分转移至低谷负荷， 可起到调减负荷峰谷差、 减小丰水期低谷新能源弃电的作用。 考虑可调负荷占总负荷的2%、 4%、 6%、 8%四种情况， 结果如图6 所示。 湖南电网新能源弃电集中、 大量分布在丰水期， 非丰水期基本全额消纳， 这种弃电特点相对于全年均匀、 平均的弃电情况而言， 可调负荷对新能源的减弃作用不明显， 即非丰水期的可调负荷没有起到减弃作用。 可调负荷变化2%时， 新能源弃电量对应变化0.7 亿kW·h，利用率变化0.88%； 当可调负荷继续增大时， 新能源弃电量变化幅度减小。

图6 可调负荷对减弃电量影响

4.5 储能装机容量敏感性分析

湘南地区一台静止同步补偿器 (Static Syuchronous Compensator 简称STATCOM) (容量120 Mvar) 投运时， 除湘中地区外， 省内、 负荷中心220 kV 及以上并网水、 火电机组最小旋转备用容量要求可减少约100 MW； 若2 台STATCOM 同时投运(容量240 Mvar)， 则除湘中地区外， 可减少省内、 负荷中心火电机组开机台数1 台， 或是除湘中地区外， 省内、 负荷中心220 kV 及以上并网水、 火电机组最小旋转备用容量要求减少约200 MW。

储能若只对无功功率/电压进行控制， 本质上可与STATCOM 达到相同的控制效果。 考虑储能容量为61 万kW， 远远大于2 台湘南STATCOM 的容量， 因此从稳定性上完全可以实现替代火电机组，并且释放一定旋转备用的能力。

当储能装机容量为61 万kW 时， 考虑储能不替代火电机组与替代火电机组两种情况， 计算新能源的减弃效果， 结果见表1。

表1 储能装机对减弃电量的影响

不替代火电机组时， 储能效果不显著的主要原因如下: 湖南新能源主要在丰水期的夜间弃电， 应用储能可在夜间弃风时段消纳新能源的弃电电量；到午高峰、 晚高峰时段， 负荷上升， 而省内水电的持续大发、 抽蓄电站的放电、 鄂湘联络线以及祁韶直流输送功率的上升， 将挤占储能大部分的放电空间， 则储能在夜间吸收的富裕电量无法在白天负荷高峰期内完全释放； 若丰水期负荷低谷时段新能源持续大量集中式的弃电， 将导致储能充电逐渐饱和， 没有释放空间。

因此， 若储能无法替代火电， 减少直流输送功率限制下的火电最小开机台数， 或考虑对火电机组进行灵活性改造， 在现有电网运行条件的约束下，配置储能无法显著地提升湖南省新能源的利用率。

5 结论

本文根据湖南电网基本情况梳理了现阶段新能源消纳的主要矛盾， 对新能源的关键影响因素开展了敏感性分析， 定量分析了关键影响因素对新能源消纳的减弃效果。 主要结论如下:

1) 火电灵活性改造、 组织柔性负荷参与调峰(即可调负荷) 等措施可改善新能源消纳状况， 但受限于湖南电网新能源的弃电特点， 上述措施对新能源的减弃效果不明显。 火电机组灵活性改造变化20%～30%时， 新能源弃电量对应变化0.8 亿～1.5 亿kW·h， 利用率变化0.5% ～1.48%。 可调负荷变化 2% 时， 新能源弃电量对应变化0.7 亿kW·h， 利用率变化0.88 个百分点。 当可调负荷继续增大时， 新能源弃电量变化幅度减小。

2) 若储能容量可替代常规火电开机容量， 丰水期可较好地提升新能源的消纳能力。 考虑61 万kW/122 万kW·h 的 储 能 设 备 替 换1 台21 万kW 火 电 机 组， 可 提 升 新 能 源 消 纳5.04 亿kW·h， 新能源利用率提升2.99%。 若不考虑储能替代火电开机方式， 丰水期受电网发电空间的限制， 储能设备对提升新能源消纳的效果不明显。 储能是否具备替代火电机组的能力以及以何种运行模式、 可替代多少容量的火电机组将是下一步亟需研究的内容。