“双碳”目标下电网多能源联合优化调度研究与实践

裴哲义，孙骁强，王学斌，薛金淮，张小奇，向 异，赵 鑫，王锁平，霍 超

（1．国家电网有限公司，北京市 100031；2．国家电网公司西北分部，陕西省西安市 710048；3．西安理工大学西北旱区生态水利国家重点实验室，陕西省西安市 710048）

0 引言

在全球气候变暖背景下，各国都在积极探索应对措施，我国国家主席习近平在2020年9月22日召开的联合国大会一般性辩论上表示：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，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”。为实现该目标，需要各行各界共同推进全社会碳减排工作。有关研究表明，电力行业的排放占整个排放的40%。因此，大力发展新能源，优化能源结构，构建新型电力系统，实现清洁低碳发展，是推动我国能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效能源体系的要求，也是我国经济社会转型发展的需要。预计到2030年，我国新能源装机规模在12亿kW以上。但由于新能源发电具有随机性、间歇性和反调峰等特征，以及我国清洁能源主要集中在西部地区，而负荷中心主要分布在中东部，资源与负荷呈现逆行分布特征，新能源不仅要在本地消纳，还需要大规模跨区输送，多能互补也需要在不同的层面和不同的时间尺度来开展。比如电源侧风、光、储基地的优化运行，更重要的是依托大电网，开展风、光、水、火多能互补优化调度。

目前，关于多能互补及优化调度方面已开展了一些研究。文献[1-3]研究了水电、风电与火电联合互补运行方式；文献[4]在大电网平台下，研究了利用各省级电网负荷互补特性、充分发挥常规水电、抽水蓄能、火电等电源调节性能，协调多电网间的电力分配方法，对缓解电力系统的调峰压力具有一定的意义。文献[5-6]采用多时间尺度滚动协调调度方法，兼顾不同时间尺度间的交互互馈，为不同时间尺度的电网运行计划制定提供了参考。文献[7]以金沙江上游典型电站为研究对象，研究了水电、光伏和风电出力特性在年内和日内的互补性，提出了水光风互补联合运行方式，能在一定程度上降低风电、光伏等波动性能源并网给电力系统带来的负面影响。文献[8]提出了水电补偿风电的理论研究，为混合能源系统提供理论支撑。文献[9-11]从经济与环境角度出发，考虑气候变化及对清洁能源的要求，在传统电力系统优化调度的基础上，引入“能源环境效益”概念，对包含风电场的电力系统优化调度模型进行修正。文献[12]构建了揭示电力系统运行风险的数学表达方式，综合度量了风电波动的可能性和严重性，计及柔性负荷的调峰特点，建立了计及大规模风电和柔性负荷的电力系统供需侧联合随机调度模型。以上研究探究了多能互补方式对缓解了电力系统调峰压力的贡献，为新能源的大规模上网提供借鉴。

本文以西北电网为研究对象，分析西北电网新能源消纳现状和存在的主要问题，研究水电运行方式下水、火、新能源互补调度对新能源消纳的影响，并介绍了西北电网开展水、火及新能源互补调度的实践成就。

1 西北电网基本情况和特点

1．1 西北电网和电源结构

1.1.1 电网结构

西北电网由陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆五省（区）电网组成，如图1所示。供电范围占中国陆地面积的近三分之一，形成了世界上面积最大的750kV同步电网，单一断面输送功率超过千万千瓦，电网结构呈现“长链式”“哑铃型”特点，东西电网之间形成1700km“日字型”通道，形成三大直流群、五大负荷中心、八大新能源基地。建成外送直流11条，设计容量超过7000万kW。目前，电网最大负荷超过11000万kW，清洁能源装机占比超过50%，电网总体呈现清洁能源高占比和大送端的特点。

图1 西北电网结构示意图Figure 1 Structural diagram of Northwest China Grid

1.1.2 电源结构

近年来，西北新能源发展迅猛，装机占比持续提升，特高压直流不断建成，西北已成为水、火、风、光多类型电源的坚强送端电网。西北地区新能源资源富集，煤炭储量丰富，且具有丰富的水电资源，黄河上中游已建成千万千瓦规模的梯级水电。截至2021年底，西北电网总装机容量达3.37亿kW，其中火电装机容量1.58亿kW，约占全网各类电源总装机容量的46.7%，水电装机容量0.346亿kW，占比为10.25%，新能源装机容量1.42亿kW，占比为42.23%。风电和光伏装机均超过水电，成为第二和第三大电源，合计装机已接近火电装机，详见表1。而且电源分布不均，新能源主要分布在青海、新疆和甘肃，火电主要分布在陕西，而水电主要分布青海和甘肃的黄河上游，形成了以龙羊峡为龙头的千万级巨型梯级水电群，总装机约14000MW。详见表1，图2和图3。

表1 2021各电源装机及比例Table 1 Installed capacity and proportion of Multi-type power in 2021

图2 2021年底西北电网各省区各电源装机分布图Figure 2 Multi-type power installed capacity of each province in Northwest Power Grid at the end of 2021

图3 黄河上游梯级水电站分布图Figure 3 Distribution of cascade hydropower stations in the upper Yellow River

1．2 西北电网运行特点

1.2.1 水电的运行特点和要求

西北电网主要调峰电源为水电和火电，具有良好调节能力的水电站主要集中于黄河上游，黄河上游梯级水电站群总装机容量13990MW，见图3。其中，六座百万千瓦级以上的水电站（龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、积石峡和刘家峡）总装机容量10250MW。龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡和积石峡分布于青海省，刘家峡水电站位于甘肃省。但是，黄河上游梯级电站是国内综合运用要求最高的梯级水电站。水电除担任电网的调峰、调频任务外，还要保证下游供水、灌溉、防汛和防凌等综合利用需求。同时，调度关系相对比较复杂。电力调度由西北电网负责，而水量调度由水利部黄河水利委员会负责，黄河水利委员会直接调到两个最关键的龙头龙羊峡和最后一个具有调节性能的刘家峡水库。由于综合应用任务比较重，长期以来，黄河上中游水库调度实行“以水定电”模式，作为梯级龙头的龙羊峡水库日出库流量严格执行黄河水利委员会指令，而梯级末端的刘家峡水库由于下游综合利用约束基本无太大调整空间，由此限制了黄河上中游梯级水电群，尤其是青海境内水电的调度灵活性。同时，刘家峡水电站的出库过程被严格控制，不能因电网调峰需求而引起流量剧烈波动，大幅降低了刘家峡水电站调峰能力。

1.2.2 新能源运行特点

（1）新能源随机性、波动性强。

据统计，西北新能源发电功率最大日峰谷差超过6500万kW，是负荷峰谷差的2.6倍，如图4所示。新能源相邻日发电量最大波动为3.91亿kW·h，相当于30台60万kW火电装机容量启停调峰电量，给常规电源调峰提出很高的要求。同时，新能源具有难预测的特点，如图5所示，同样的预测模型、不同日条件下，新能源预测准确率差异明显，给运行方式安排带来很大挑战。

图4 西北新能源日内波动峰谷差Figure 4 Peak-valley fluctuation of new energy output in Northwest China Grid

图5 不同日西北新能源功率预测曲线Figure 5 The forecasting curve of new energy output in Northwest China grid on different days

（2）季节间与水电存在互补性。

用风电理论小时数表示风电资源，如图6所示，从资源窗口期看，西北多年风电理论小时月际分布规律接近。大资源窗口期出现在一季度末至二季度，小资源窗口期主要集中在冬季。3～5月的单月资源小时数显著高于全年平均水平，而此时是正好是水电枯水期，呈现“风多水少”的特点。7～9月黄河进入主汛期，而风电发电资源已较春季显著降低，呈现“水多风少”的特点，水电和风电资源的时间分布上具有天然的互补性。

图6 西北风电近年及多年平均资源曲线Figure 6 Monthly and long-time wind power resource curve

1.2.3 火电运行特点

目前，火电依然是西北电网最主要的电源，不仅是电网电力供应的主力军，也是电网主要的调节资源，对全网的电力电量平衡以及频率、电压稳定等方面都起着重要的作用。但火电装机中约47%为供热机组，约20%为自备机组，供热机组供暖期调峰能力有限，自备机组多不参与系统调峰。特别是由于西北电网水电较多，电网调峰长期依靠水电，纯凝火电机组的调峰能力不足。因此，西北电网虽然火电装机较多，但实际调峰能力并不是非常突出，如在规模化开展火电灵活性改造之前，西北电网火电平均深调能力仅为40%，调峰性能难以适应高比例新能源电网的运行需求。

1.2.4 电网运行特点

西北电网火电主要在陕西和新疆，水电主要在甘肃和青海，新能源在各省（区）均有较大体量，主要集中在河西走廊以西。从电源分省分布来看，西北电网地域面积广、资源分布跨度大的现实情况，决定了新能源消纳和系统调峰将通过大范围潮流转移来实现，电网运行主要呈现以下几个特点：一是潮流分布以西电东送为主。新能源集中在河西走廊以西，新能源消纳压力大；负荷中心集中在东部，常规电源调节能力相对较强，新能源消纳需要大范围潮流转移，呈现明显的“西电东送”特征。二是水电全网统一平衡。随着各省新能源，特别是光伏装机容量比例的不断增加，黄河水电要承担全网光伏的调峰任务，需要纳入整个西北电网统一平衡。三是高占比新能源电网平衡问题日益突出。高峰时段电力供应对新能源的依赖随之提高，午间时段调峰、高峰时段供应保障的平衡矛盾日趋突出，电网运行方式安排难度不断加大，亟需通过全网统一平衡来应对新能源波动及预测偏差。四是新能源消纳对外送的依赖较大。新能源装机容量体量大，本地负荷小，无法完全消纳，在新能源尖峰出力时段，网内调节能力可能无法满足要求，需要依靠跨区直流外送消纳富余新能源电力电量。

以上分析可见，随着新能源的逐步增加，电网调峰压力日益增大，新能源消纳矛盾也越来越突出。如何依托大电网，根据各电源的运行特性和要求，进行多电源的联合优化调度，在保证电网安全的前提下实现新能源的充分消纳是必须解决的问题。

2 多能源联合优化调度模型构建

西北电网的水—火—风—光多能互补问题可概括为通过联合调度青海电网中的水电和西北电网中火电等可调电源，并通过青海地理联络线与西北电网其他省网进行电力电量交换，平衡西北电网新能源出力变化和负荷变化造成的电力系统调峰需求，提高西北电网的新能源消纳量，实现新能源消纳量最大的目的。

2．1 目标函数

根据以上分析，本文选择新能源消纳量最大作为模型的目标函数。

2．2 约束条件

模型约束条件主要包含电力系统约束和水库相关约束，电力系统约束见式（2）～式（6）；水库相关约束见式（7）～式（11）。

3 方案设置和结果分析

3．1 影响新能源消纳水平因素分析

3.1.1 水电的运行方式

新能源的波动性、间歇性对电网的灵活性提出了新的要求，特别是电网的调峰能力。而水电具有启动速度快，调节灵活的优势，是电网内比较好的调峰资源。由于水电的运行方式直接影响到水电的调峰能力，并进而影响到新能源的消纳水平，因此，西北电网水电运行方式，特别是黄河上中游梯级水电站的运行方式，很大程度上决定了梯级水电站的调峰能力，直接影响新能源的消纳水平。

3.1.2 火电的调峰能力

作为电网主要电源的火电，不仅是电网电力供应的主力军，也是电网主要的调节资源，调节能力大小会直接影响到新能源的消纳水平。但西北电网火电装机中约47%为供热机组，约20%为自备机组，供热机组供暖期调峰能力有限，自备机组多不参与系统调峰，西北电网火电灵活性不足。

3.1.3 新能源出力的可靠性

传统电网的备用，主要考虑负荷预测偏差（负荷备用）和主要设备故障（事故备用）对安全运行的影响。而高占比新能源电网除以上两个因素外还要考虑新能源随机性和波动性对电网安全的影响。随着新能源装机比例的不断提升，新能源出力的可靠性对电网平衡和新能源自身消纳能力日益重要。此外，新能源消纳又要求尽可能降低火电开机，在新能源“波动大”和“预测难”的客观情况下，又可能与电网供电全构目标成矛盾。寻找新能源的可信出力，将新能源科学纳入电网备用管理，是统筹电网运行的安全性和新能源消纳的经济性的关键。

3．2 方案设置

根据上述分析，根据水—火—风—光电站可能组合情景，设置4种不同方案开展计算分析。

3.2.1 水电站日约束条件下水—火—风—光电站联合优化方案（基础方案）

遵循“以水定电”运行方式的水电站在进行发电调度时需优先满足供水、生态、防洪、防凌等其他综合利用任务。通常情况下，梯级水电站日发电用水量是根据综合用水需求确定的，不同日间的发电水量不做调整，则其日发电量和调峰能力受综合利用需求制约。该方案设定为黄河上游梯级电站仅开展日内调节，火电按照常规调峰计算，新能源不纳入保证出力平衡，这也是黄河上游梯级电站多年来的最基本的运行方式和要求。

3.2.2 水电跨日调节的水—火—风—光电站联合优化方案（方案1）

梯级水电站跨日调节指的是梯级水电在考虑一定时段内（如旬、月）综合利用需求的前提下，根据电力系统日间发电需求变化而动态调整水电站不同日间发电用水量的一种运行模式。则在该模式下，水电站可根据系统中新能源发电情况而优化不同日间水电发电用水量，使梯级水电站以一种更有利于电网调峰的状态运行，从而更好地发挥梯级水电站的调节性能，有利于发挥梯级水电站的发电灵活性。

方案1中水电设定为满足黄河流域水量调度部门下达的旬下泄水量调度指令，根据不同日间新能源发电量大小变化，优化梯级水电站日间发电水量。火电按照常规调峰计算，新能源不纳入保证出力平衡。通过开展跨日调节，使得水电具备了更加宽松的调节范围，还可以考虑不同日期的新能源差异进行优化调节。

3.2.3 考虑火电深度调峰能力下的水—火—风—光联合优化方案（方案2）

在旬下泄流量约束、梯级水电站跨日调节的基础上，考虑火电深度调峰运用时，通过水、火、新能源联合调度，系统可达到的新能源最大消纳量。方案2重点研究放松水量约束并采用火电深度调峰方式时，各类型电源的优化运行过程。

3.2.4 考虑新能源出力纳入备用的水—火—风—光联合优化方案（方案3）

在方案2的基础上，再更进一步加入新能源承担系统备用措施，即根据新能源的稳定出力减少电力系统中常规电源开机台数。通过方案3，可研究不同保证率新能源纳入平衡对新能源消纳量的影响。该方案同时满足旬水量约束、火电深度调峰约束以及新能源备用容量约束。

3．3 优化结果分析

3.3.1 基础方案结果分析

基础方案完全满足梯级水电站日出库水量约束，梯级水电站只能进行日内优化。取2020年3月某一典型旬进行计算。基础方案中龙羊峡出库流量严格按照每日561m3/s控制，最大开机为4机128万kW；刘家峡出库流量按照372m3/s控制，最大开机为7机165万kW。西北电网最大发电负荷为1.07亿kW·h，负荷率为90%，系统上备用按照2%考虑。未开展灵活性改造条件下，考虑小机组、供热机组等调峰能力有限，西北全网火电综合调峰率为30%。计算结果如表2所示。运行过程如图7所示。

表2 2020年典型旬实际运行情况和基础方案发电量统计表Table 2 The table of generation production of the real scenario and the control scenario during typical ten-day periods in 2020

图7 典型旬各电源实际运行情况与基础方案发电过程对比Figure 7 The output profile of the real scenario and the control scenario of multi-type power in typical ten-day periods

图7为典型旬基础方案各电源运行过程与实际情况出力过程。从图7可以看到，满足日水量约束不变的基础优化方案与在实际运行过程高度一致，且水—火—风—光电站运行过程呈现出明显的互补态势。在新能源出力高峰期，水电和火电出力变小。需要特别指出的是，水电和火电的运行方式与传统的行为完全不同，传统的电网中水电和新能源是随负荷而动。而在当前的电网中，水电和火电的具体运行态势是随新能源而动。最突出的不同是在白天光伏大发时段，水电和火电也按最小方式运行。这也是新能源高占比电力系统传统电源的角色转换和运行的典型特征。

3.3.2 方案1结果分析

方案1放开梯级水电站日出库水量约束，控制黄河上游梯级水电站的旬出库水量。具体计算条件为龙羊峡下泄流量按照每旬561m3/s控制，每日出库流量在170～1180m3/s范围内可调节，刘家峡出库流量维持372m3/s，其余边界条件同基础方案。

计算结果如表3所示，基础方案和方案1下不同类型电源的运行过程如图6所示。

表3 2020年典型旬基础方案与方案1发电量统计表Table 3 The table of generation production of the control scenario and scenario 1 during typical ten-day periods in 2020

由表3可知，与基础方案相比，方案1水电发电量减少0.78%，主要原因是采用了水电跨日调节手段，水电更多地承担变动负荷，对水电机组运行效率产生一定影响。与此同时，在该模式下，由于水电不同日间可进行水量调节，在新能源连续出力偏小时，水电可有效增加出力，因此减少了电力系统对火电的发电需求，有效节省了0.54%的火电发电量，有利于电力系统的节能减排。方案1中新能源的发电量增加了1.94%。运行过程见图8。

图8 典型旬各电源基础方案和方案1发电过程对比Figure 8 The output profile of the control scenario and the scenario 1 of multi-type power in typical ten-day periods

从图8可以看到，相比于基础方案运行过程，方案1新能源发电峰值更大，计算时段内优化发电量大于实际发电量，说明采用方案1中水电跨日调节手段可更好地发挥梯级水电站的调峰能力，进一步给新能源消纳提供便利条件。由基础方案运行过程和方案1优化结果对比还可发现，方案1中新能源出力高峰期的水电出力更小，是因为水电跨日调节方式下，新能源出力连续偏大时段，水电可以储存更多水能，并在新能源出力连续偏小时增发水电。即方案1中水电跨日调节更加灵活，调峰能力显著增强。

3.3.3 方案2结果分析

方案2在方案1的基础上考虑了火电的深度调峰措施。在充分挖掘旬尺度水电调峰能力后，为进一步满足高比新能源运行和消纳需求，需考虑火电机组进行灵活性改造等措施，以增加系统调峰能力。在严格控制旬下泄流量的基础上，考虑火电调峰率从30%增加到50%，通过水—火—风—光电源联合调度，研究新能源增加的消纳量以及各个电源的配合过程。

计算结果见表4。由表4可知，与方案1相比，方案2中水电发电量基本保持不变，火电发电量减少了1.45%，而新能源的发电量增加了4.22%。

表4 2020年典型旬方案1与方案2发电量统计表Table 4 The table of generation production of the scenario 1 and scenario 2 during typical ten-day periods in 2020

方案1与方案2中各类电源发电过程如图9所示。从图9中可以看出，相比方案1，方案2火电调峰深度增加明显，新能源发电消纳量明显增加；水电出力过程基本与方案1一致，这说明火电调峰深度的增加并不影响水电运行。

图9 典型旬各电源方案1和方案2发电过程对比Figure 9 The output profile of the scenario 1 and the scenario 2 of multi-type power in typical ten-day periods

3.3.4 方案3结果分析

在水电跨日调节和火电灵活性改造手段用尽后，若要继续提高新能源消纳水平，还可考虑将新能源纳入平衡，替代火电开机。本文中，方案3在方案2的基础上考虑了将新能源稳定出力纳入系统平衡，相应替代火电开机数量。具体考虑将新能源按100%保证出力，即990MW纳入平衡，同步降低火电机组开机容量，增加新能源消纳空间。

模型优化结果如表5所示。与方案2相比，方案3水电过程基本无变化，新能源出力在高峰期增加，对应的火电出力有一定幅度的减小。从表5得知，火电出力减少了1.25%、新能源的发电量增加2.56%。

表5 2020年典型旬方案2与方案3发电量统计表Table 5 The table of generation production of the scenario 2 and scenario 3 during typical ten-day periods in 2020

图10为方案2与方案3中各类电源发电过程。从图10中可以看出，相比方案2，在新能源出力最大时，方案3中火电机组出力有所降低，但降幅并不明显。说明当时新能源电站有效出力较小，只能在新能源弃电时段增减少量新能源消纳量。

图10 典型旬各电源方案2出力和方案3发电过程对比Figure 10 The output profile of the scenario 2 and the scenario 3 of multi-type power in typical ten-day periods

相比基础方案，方案1、方案2和方案3的新能源分别增加了1.94%、4.22%和2.44%。结果分析结果表明，在新能源占比逐步提高的电力系统，为更好地消纳新能源，传统电源的运行方式会随着新能源占比的提高而改变。研究结果还表明，依托大电网开展常规电源与新能源的优化调度，有利于提升新能源的消纳水平。

4 应用实践

多年来西北电网根据新能源发展的情况，适时调整水电的运行方式。推进火电灵活性改造，加大火电的调峰深度。探索分析新能源的运行规律，将新能源纳入平衡备用，不断提升新能源的消纳水平，取得显著成效。

4．1 优化水电方式

西北电网在水电优化调度的基础上，根据本研究成果，商请黄河水利委员会同意，组织开展了龙羊峡水库不同出库模式（旬、月、季）下的水电及新能源优化调度试点和应用。实践表明，龙羊峡水库在满足日最小下泄流量的基础上按照月出库流量进行控制，日出库流量跨日调节；梯级其他水电站水位按照上、下限来控制，梯级末端的刘家峡水库兜底平衡，可以最大程度地发挥梯级水库联合调度优势，促进新能源消纳的效果也最为显著。2021年10月试点以来，黄河梯级水电出力压缩至最小100万kW，增加午间新能源消纳能力约1000万kW·h。龙羊峡水电站和整个梯级电站的典型运行方式图详见图11和图12。

图11 龙羊峡电站典型日运行Figure 11 Typical daily output profile of Longyangxia hydropower station

图12 黄河上游梯级电站典型日运行图Figure 12 Typical daily output profile of cascade power stations in the upper Yellow River

从图11和图12 可以看出，无论是单一水电站还是整个黄河梯级电站群运行方式与传统的方式完全相反，呈现晚上出力高，中午比较低特点，这是因为中午电网光伏大发，整个水电配合调低出力。

从整个电网来看，全网水电运行与光伏运行也呈现明显的互补特性，这是由于在中午光伏大发期间，其他水电与黄河梯级水电一样，必须压低出力，配合光伏调峰运行，详见图13。

图13 西北电网水电与光伏配合典型日运行图Figure 13 Typical daily output profile of hydropower and photovoltaic in cooperation mode in Northwest China Grid

4．2 深挖火电调峰能力

增加火电调峰能力，提高火电灵活性，主要是指增加火电机组的出力变化范围，响应负荷变化或调度指令的能力，是指增加火电机组在低负荷时的稳定、清洁、高效运行能力。火电厂根据自身发电设备技术特点和用户用能需求，从制煤系统，锅炉系统、汽机系统、排放系统等多个方面进行改造技术路线分析，做出技术经济比选，得到最佳的技术方案。目前实际应用的主要技术方案有：汽轮机旁路抽汽供热技术、低压缸零出力供热技术、汽轮机高背压循环水供热技术、电锅炉供热技术等。

根据本文研究方案，西北电网不断推进火电调峰能力改造，目前已完成火电灵活性改造容量8858万kW，提高火电调峰能力近900万kW。提高新能源消纳超100亿kW·h，对新能源利用率贡献约5个百分点。预计随着火电灵活性改造的推进，由此释放的新能源调峰能将超过2600万kW。图14为近两年西北公网主力火电机组平均深调能力变化图。

图14 近两年西北公网主力火电机组平均深调能力Figure 14 The average peak shaving ability of thermal power units in Northwest China grid during 2020 and 2021

在实际运行中，火电同水电一样，与传统的方式完全相反，火电的运行方式也发生了根本的变化，呈现晚上出力高，中午比较低特点，这也是因为中午电网光伏大发，火电调低出力配合光伏调峰运行，详见图15。

图15 西北电网水、火、新能源典型日运行图Figure 15 Typical daily output profile of hydropower，thermal and new energy in Northwest China Grid

4．3 提高新能源预测水平，将更多新能源纳入平衡

4.3.1 提升新能源的预测水平

图16 为2018～2021年西北风电日前预测散点图，从实际功率与预测功率的相对关系可见，2020年和2021年的预测和实际的相关性较2018年和2019年有显著提升，样本距离坐标轴45°线位置更加聚集，离群点更少。按照国标要求，风电短期预测均方根误差不超过17%，光伏不超过15%，根据统计结果，风、光预测的年均均方根误差均在6%以内，均满足国标要求。整体而言，近两年西北新能源预测准确率基本达到一个较稳定的水平，给新能源纳入平衡奠定了良好的基础。

图16 西北风电逐年预测分布图Figure 16 The forecast wind power output and actual output in Northwest China Grid during 2018—2021

4.3.2 提升新能源平衡能力

新能源的间歇性波动性特征给新能源纳入平衡提出了很大挑战。一定保证率下新能源的预测准确率可以认为是新能源在一定概率下的可信出力，可作为新能源安全、可靠纳入平衡替代的依据。以2017年数据为例，西北新能源95%保证率对应的预测准确率为30%，即全年95%的时间内，新能源实际值在预测值的30%以上。例如，当新能源预测值为1000万kW·h，其实际值95%的概率为300万kW，实际运行中可以将300万kW纳入平衡，替代火电开机，为新能源消纳腾出一定的空间。以2019年为例，按照98%～100%的保证率对应地保证预测准确率，将新能源纳入平衡替代，使得常规电源备用常态化保持在-200万kW左右，增加新能源消纳电量约118亿kW·h，占新能源消纳总量的8.73%。目前随着新能源预测准确率的不断提升，新能源预测纳入平衡的比例已超过40%，常规电源平均负备用达到-800万kW，有效提升了新能源消纳能力。

综上，西北电网研究和应用结果表明，采取水电跨日调节措施、火电深度调峰措施和将新能源纳入平衡备用，可有效提高西北电网新能源消纳空间。但由于西北电网新能源装机容量基数大，为了更进一步提升新能源利用效能，还需继续研究加强跨省跨区电网互济、市场机制创新、负荷侧响应、储能调节等提高新能源消纳的方法，合力提升西北电网新能源消纳。

5 结语

通过对西北电网的电源结构、新能源消纳影响因素的分析，构建西北电网水—火—风—光联合优化调度模型，通过模型优化计算，分析不同方案对新能源消纳的影响，进而提出了提高新能源消纳量的三种主要措施。并通过近几年西北电网消纳新能源的实践分析，验证了理论研究的正确性。为高比例新能源电网多电源优化调度提供了理论支撑。主要结论如下：

（1）依托大电网开展水火风光联合优化调度是提升新能源消纳水平的有效手段。近年来，西北电网新能源装机规模快速增加，风电和光伏装机均超过水电，成为第二和第三电源。在发电占比超过40%，发电渗透率接近50%的情况下，西北电网通过采取优化水电的运行方式，加大火电的调控力度，以及不断提升新能预测水平，提高新能源发电可信度，有效提升新能源的消纳水，全网除青海外新能源利用率均超过95%。

（2）继续推进火电灵活性改造工作，挖掘火电调峰能力，增加电网灵活性。开展常规水电灵活性改造，在有条件的水电站开展增建常规抽水蓄能研究，增加水电的调峰能力。

（3）加强新型储能研究和规划，在电网侧建设规模化新型储能电站，进一步增加电网的灵活性，支撑电网开展水、火、风、光多能互补调度。

（4）进一步加强新能源预测技术研究，提高新能源预测水平，结合新能源场站配置储能，提高整个新能源保证出力，提升替代常机组续能力，减少火电开机，提高新能源的消纳能力。

（5）依托现有跨省跨区通道，进一步加强跨省跨区电网互济技术和市场机制创新研究，依托全网资源，在更大的范围内消纳新能源。