适应于高比例可再生能源系统灵活性资源配置

陈雯，刘娟，赵爽，王志敏，李天挚

（1.云南电网有限责任公司电网规划建设研究中心，云南 昆明 650011；（2.西南电力设计院有限公司，四川 成都 610021）

0 前言

随着碳中和、碳达峰目标的提出，构建新型电力系统已成为未来电力行业的发展形态，新能源的波动性、不确定性以及需求侧用电特性的变化对电力系统灵活运行提出了新的挑战，主要表现为源、网、荷侧需要更为灵活地调节发电出力或用电需求以满足供需平衡[1-2]。充足的灵活性调节资源已经成为新型电力系统安全和经济运行的必要条件。电力系统灵活性资源配置正是针对系统当前或规划中存在的灵活性不足的问题，通过优化配置灵活性资源，以使未来的负荷需求能够以最优的成本得到满足，并满足系统的可靠性要求[3-4]。

目前已有不少电源规划研究者关注大规模新能源接入系统的影响并探讨灵活性问题。文献[5-6]提出了一种用于对含高比例新能源的电力系统灵活性资源的充裕性进行评估的分析方法，基于广义旋转备用定义，从兼顾保供/ 消纳双目标角度揭示了新型电力系统运行模拟机理。文献[7]研究了多阶段灵活性资源规划的原理及影响因素；然后考虑灵活性需求演化规律与储能技术经济性持续改善，构建了多阶段灵活性资源优化配置模型。文献[8]建立了结合粒子群算法及生产模拟分析的综合优化模型，通过小时级生产模拟校验分析系统运行约束指标，并通过粒子群算法迭代寻找灵活性资源同时满足新能源消纳及经济性目标的最优配置方案。文献[9]针对引入灵活性指标量化评估源荷储多类型灵活性资源的调节潜力，针对东北电网开展了电源规划。

本文首先分析了灵活性资源需求来源，搭建灵活性资源配置总体框架。通过仿真模拟揭示了在可再生能源占高比例的电力系统中的保供应和保消纳的双重问题，分别分析了日调节、跨日调节灵活性资源在典型月对优化省内新能源消纳的作用，开展灵活性资源配置与优化研究。

1 灵活性资源配置总体框架

1.1 灵活性资源需求来源

传统电力系统的灵活性需求主要来源于负荷的波动，在以水电和新能源为主体电源的系统中，水电来水、新能源随机性等也会产生大量的灵活性需求,而且随着可再生能源发电比例的增加，这部分需求剧增而成为决定灵活性资源配置的关键[10]。

1）需求侧

图1 为云南省内统调年负荷曲线，由图可知，省内需求负荷最大日出现在11-12 月、最小日出现在2 月，全年日峰谷差在23.1%～40.8% 之间，全年月峰谷差在35.2%～52.9% 之间。负荷在日内、跨日的变化较大，需要系统有充足的灵活性资源来应对负荷变化。

图1 云南省年统调负荷曲线

2）电源侧

相较于常规电源，风电、光伏等出力具有明显的波动性、随机性和间歇性，图2 和图3所示为云南省风电、光伏年出力曲线。风电、光伏全年日峰谷差最大值接近100%，全年月峰谷差同样接近100%。因此在需求侧的灵活性资源需求基础上，高比例可再生能源接入会加剧电网运行的不确定性，给电网供需平衡带来更大挑战，需要增加灵活性资源来满足负荷需求和新能源接入。

图2 云南省风电年出力曲线

图3 云南省光伏年出力曲线

1.2 灵活性资源配置总体框架

本文构建的灵活性资源配置总体框架（见图4），首先，通过生产模拟的方式将灵活性资源需求转化为弃电率、调峰缺口和顶峰缺口等可量化指标，解决当前电源规划模型中无法直接量化系统灵活性资源需求规模的问题。其次，以优化和解决弃电率、调峰缺口和顶峰缺口为目标，对典型场景进行灵活性资源配置分析。最后，进行系统灵活性资源配置的效果评估。

图4 配置总体框架

2 高比例可再生能源系统的灵活性资源需求

灵活性资源不足的体现为系统弃水、弃风、弃光，直接决定了新能源消纳利用水平，灵活性资源不足的深层影响关系到电力安全可靠供应。在新型电力系统背景下，灵活性资源从影响可再生能源消纳单一的问题，将逐步发展为影响可再生能源消纳和影响电力供给安全性双重问题。

根据云南省“十四五”电力电量平衡分析，“十四五“期间电力供需将呈现显著的“高峰缺电、低谷盈亏”特点，电力短缺和消纳困难问题并存。在未采取进一步的灵活性资源配置措施之前，“十四五”期间大规模新能源投产，新能源大发时段将存在新能源消纳困难情况，而负荷高峰时段新能源出力迅速下降，将存在时段电力供应紧张情况，如图5 所示。

图5 供需及调峰示意图

3 案例分析

本章对云南可再生能源占总装机比例达到85% 以上，系统运行所需的日调节和跨日调节灵活性资源配置进行分析。

3.1 日调节灵活性资源配置分析

以8 月为系统需要最大日为例，火电除带基荷外，在大方式运行时需带峰荷运行（见图6），因此加装储能可以吸收非丰峰时段的盈余电量后在大方式实现顶峰，同时当月可以减少火电开机规模。

图6 8月系需最大日电源工作位置示意图（不计灵活性资源）

而相应在8 月非系需最大日，由于系需下降，则可能会产生当日弃电量，弃电量规模与新能源发电规模密切相关。前述分析已经明确加装储能可以减少当月的火电开机，储能在小方式和腰方式充电，在大方式可以替代火电出力（如图7 和图8）。因此配置日调节储能，可以显著减小弃电量，根据仿真模拟结果在考虑配置日调节的抽水蓄能、电化学储能后8 月弃电量可由21 亿千瓦时减少至10 亿千瓦时。

图7 8月系需最小日电源工作位置示意图（不计灵活性资源）

图8 8月系需最小日电源工作位置示意图（计入日调节储能）

图9 2月跨日调节灵活性电源工作位置对比

3.2 跨日调节灵活性资源配置分析

具有日调节的抽水蓄能、电化学储能的调节能力有限，仅能发挥有限的调节能力减少日内可腾挪的弃电量，仍有部分弃电量问题无法通过日调节灵活性资源来解决，还需要配置一定的跨日调节灵活性资源配合。

以2 月系统需要最小月为例，2 月连续数日火电均已仅带基荷运行，但由于同时新能源在连续数日大发情况下，则将产生连续数日弃电量，此时日调节灵活性资源无法解决此类新能源消纳和电力保供问题。需要配置跨日灵活性资源，以发挥平抑新能源日间波动、腾挪日间新能源弃电量的作用，将有助于提高新能源消纳能力，替代火电开机。根据仿真模拟结果在考虑配置跨日调节的灵活性资源后2 月弃电量可进一步减少约4 亿千瓦时。

4 结束语

新型电力系统对系统灵活性提出了更高要求，灵活性资源不仅需要应对需求侧的波动，还要应对高比例可再生能源接入的电源侧波动，合理配置不同时间尺度灵活性资源，是保证新型电力系统安全可靠经济运行的主要途径。

本文基于高比例可再生能源系统中的负荷特性和电源出力的结构性供需矛盾分析，构建了灵活性资源配置总体框架，分别分析了日调节、跨日调节灵活性资源在典型月对优化省内新能源消纳的作用。通过案例分析可到以下结论：

1）云南以水电和新能源为主的电源发电与用电特性不匹配，其中水电调节能力弱、火电灵活性不足、风光波动性强，灵活性资源建设亟待加强。

2）日调节灵活性资源能够直接有效的优化日内新能源大发时段消纳困难、新能源发电不足时段供应紧张的问题，显著提升系统灵活性，建议“十四五”及中长期，积极推动存量煤电灵活性改造、加快新能源配套10%储能建设，积极推进负荷中心、新能源集中开发地区及前期工作推进较快的抽水蓄能电站建设。

3）跨日调节灵活性资源能够解决中、长时间尺度方面新能源消纳问题，能够应对日调节不能有效解决的连续新能源大发或极端天气下场景的保消纳、保供应问题，建议“十四五”及中长期，加快推进“十四五”已纳规480万千瓦煤电项目建设投产，积极争取中长期保障性煤电、气电建设指标，加快推动龙头水电站建设工作，以整体优化干流水电出力特性。