基于源網荷儲綜合調峰資源協(xié)同方案研究

劉夢晨，鄭華，秦立軍，劉斯偉，李桐，梁劍

(1.華北電力大學 電氣與電子工程學院，北京 102206； 2.國網經濟技術研究院有限公司，北京 102209；3.國網寧夏電力有限公司電力科學研究院，銀川 750001)

0 引 言

在“兩個50%”能源發(fā)展戰(zhàn)略下，新能源發(fā)展呈現(xiàn)出規(guī)?；⒓谢厔?。然而，高占比新能源的功率間歇性、隨機性給電網帶來了系統(tǒng)調峰困難、火電煤耗高等問題，電網調峰面臨著嚴峻挑戰(zhàn)?，F(xiàn)階段，寧夏新能源發(fā)展速度已經遠超區(qū)內負荷需求水平[1-2]，區(qū)內調峰資源主要由煤電機組承擔。調峰資源單一，系統(tǒng)的調峰能力受到限制，當新能源發(fā)出電量超過系統(tǒng)所能消納的電量時，新能源棄電量將大幅度提高。未來，隨著新能源的快速增長，勢必使得寧夏本以緊張的調峰形勢更加嚴峻。因此，如何統(tǒng)籌規(guī)劃利用源-網-荷-儲各類調峰資源具有重要意義。

目前，國內外對調峰資源配置有多方面的研究。文獻[3]指出當前中國火電機組總量富余但靈活性調節(jié)不足，構建了考慮火電機組靈活性改造的電力系統(tǒng)長期調度模型，對風電消納起到促進作用。文獻[4-8]討論了在常規(guī)機組進行調峰不足時，解耦供熱機組“以熱供電”約束，加大對新能源消納，提高煤利用率。文獻[9]提出了“網源合一，多網互聯(lián)”新的供熱模式，為靈活運用調峰資源提供結合電網新思路。文獻[10]是以電網為中心，與熱力網、天然氣網優(yōu)化互動，實現(xiàn)了多能互補。除了采用上述源網作為調峰資源外，通過DR可實現(xiàn)負荷側的靈活性調度[11-12]，使用戶積極參與系統(tǒng)的功率調整。文獻[13-14]利用需求側響應的分時電價與可中斷負荷，將負荷側資源積極參與到電網調峰中，并與火電機組相結合，建立了考慮需求響應及火電機組深度調峰的含高比例風電系統(tǒng)優(yōu)化調度模型。隨著儲能技術的不斷發(fā)展[15]，可同時作為發(fā)電資源與負荷資源，為緩解調峰壓力帶來了新的動力。文獻[16-18]是運用現(xiàn)階段比較成熟的電池儲能技術參與系統(tǒng)的調峰，或是與需求側響應相結合，或是與風電技術結合建立優(yōu)化模型，提高了系統(tǒng)運行的經濟性。這些文章沒有將源-網-荷-儲4方面的調峰資源綜合運用起來，都是考慮了其中幾個部分建立模型[19-22]，側重理論研究，沒有結合具體某一地區(qū)，提出詳細的調峰資源配置方案。

文中在深入分析寧夏電網發(fā)展現(xiàn)狀的基礎上，構建了以電力系統(tǒng)的總發(fā)電成本最低為目標的優(yōu)化模型，運用SPER_PROS系統(tǒng)進行“十四五”本地區(qū)運行模擬?；谝陨蟽?yōu)化模型，構建滿足寧夏調峰資源的8種典型場景，對比分析了各方案各月的調峰情況與棄電功率，并從新能源棄電量、煤電減荷能力等經濟技術指標的角度綜合對比分析該8種方案。最后，基于上述分析，提出了基于“十四五”源-網-荷-儲綜合調峰資源的協(xié)同方案及其相關建議與措施，為未來寧夏電網的科學發(fā)展提供有力支撐。

1 電網發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 電源裝機與負荷發(fā)展現(xiàn)狀

大規(guī)模消納新能源是世界性難題，其解決的根本辦法是調峰資源的靈活性運用。為了更好地對寧夏地區(qū)配置調峰資源，需要了解寧夏電網特性與資源條件。

截至2018年底，寧夏全社會總裝機容量達到4 714.8萬千瓦，其中新能源裝機容量1 827.5萬千瓦，占總裝機的38.7%；總發(fā)電量1 614 億度，其中新能源發(fā)電量284億度，占總發(fā)電量的17.6%。新能源電源保持較快增長“十三五”前三年總裝機年均增速已達14.3%。

對于負荷側而言，“十三五”前三年用電增量年均為6.63%。雖用電需求擴大，但較新能源裝機建設進程而言仍不協(xié)調。新增的用電市場無法支撐電源的快速增長，新能源消納問題日益突出，增加了電網的調峰壓力。

1.2 調峰需求預測

根據寧夏電力公司的電網發(fā)展規(guī)劃(2020-2022)，到2025年，風電、光伏發(fā)電裝機規(guī)模增長約50%，電網調峰需求將進一步增加。選擇2018年為基準年，對2025規(guī)劃水平年的調峰需求進行預測。2025年調峰需求預測如表1所示。到2025年新能源反調峰需求達到1 400萬千瓦，占高峰負荷的81.1%。可見現(xiàn)有資源建設已經不能滿足寧夏未來“十四五”調峰需求發(fā)展，只有通過合理配置調峰資源，才能確保電網可持續(xù)健康發(fā)展。

表1 2025年調峰需求預測

2 優(yōu)化方案模型

研究基于源-網-荷-儲的寧夏調峰資源的優(yōu)化配置。根據各類發(fā)電機組的不同運行與技術經濟特點，可以提出以電力系統(tǒng)的總發(fā)電成本最低為目標，進行多目標聯(lián)合協(xié)調優(yōu)化。

2.1 目標函數(shù)

minF(P)=minEWQ∩min{EHQ|max(PHm+RHm)}∩max{PPm+RPm}∩min{F(PT)|max(ΔPm)∩min(ΔE)}，(m=1,2,...,12)

(1)

式中F(P)、F(PT)分別為水平年電力系統(tǒng)和火電站總發(fā)電；P、PT分別為電站及火電站發(fā)電出力成本；ΔE、ΔPm分別為系統(tǒng)水平年電量不足和m月電力盈余；EWQ、EHQ分別為新能源棄電量和水電棄水電量；PHm、PPm分別為水平年m月水電、抽水蓄能電站最大發(fā)電出力；RHm、RPm分別為水平年m月水電、抽水蓄能。

2.2 約束條件

(1)系統(tǒng)電力平衡約束

∑Pimt+∑PLlmt=Lmt

(2)

式中Pimt為電站i水平年m月t小時發(fā)電出力；P為是各類分區(qū)間線路(包括聯(lián)絡線及輸電線)l水平年m月t小時送入系統(tǒng)電力(送入為正，送出為負)；Lmt為系統(tǒng)水平年m月t小時負荷。

(2)電量平衡約束

∑Eim+∑ELlm=Em

(3)

式中Eim為電站i水平年m月發(fā)電量；ELlm為各類分區(qū)間線路(包括聯(lián)絡線及輸電線)l水平年m月送入系統(tǒng)電量；Em為系統(tǒng)水平年m月預測負荷電量。

(3)電站發(fā)電出力上、下限約束

Pdim≤Pimt≤Puim

(4)

式中Pdim、Puim分別為水平年m月電站i發(fā)電出力上、下限。

(4)電站承擔系統(tǒng)備用容量上限約束

0≤Rim≤Rimax

(5)

式中Rim、Rimax分別為電站i水平年m月承擔系統(tǒng)及分區(qū)備用容量及其上限。

3 基于源-網-荷-儲調峰資源優(yōu)化配置方案

基于上述優(yōu)化模型，運用SPER_PROS系統(tǒng)，充分結合寧夏地區(qū)火電、水電、風電以及太陽能發(fā)電特點，按照《寧夏電網發(fā)展規(guī)劃》(2020～2022)設置系統(tǒng)邊界條件，分別以冬季晚高峰大負荷、夏季晚高峰大負荷、夏季午間小負荷、冬季后半夜小負荷等典型負荷方式，以銀東、靈紹直流分別送電400萬千瓦、800萬千瓦，僅冬小方式下分別送電280萬千瓦、560萬千瓦，昭沂直流送電規(guī)模隨投產機組提升，甘寧斷面根據省間電力流安排作為四大基本方式邊界條件，進行聯(lián)合系統(tǒng)運行模擬與分區(qū)系統(tǒng)運行模擬，計算出技術經濟指標，從而為配置調峰資源提供有力數(shù)據支撐。

3.1 系統(tǒng)參數(shù)

根據“十三五”以來對寧夏概況分析，為了充分利用調峰資源，可從源-網-荷-儲4個方面進行優(yōu)化配置。

發(fā)電側：寧夏地區(qū)水電站建設小，截至2019年底，水電站裝機43萬千瓦，僅占總裝機的0.84%，故暫不考慮水電站的調峰情況。未來寧夏地區(qū)主要依靠本省煤電機組參與調峰，按有償調峰基準50%與最大深調能力70%(2019年本省煤電常規(guī)機組最大調峰能力占總裝機額定容量的67%，這里取整70%)設置。

電網側：寧夏通過±660/800 kV直流線路向山東、浙江送電，相較于其他地區(qū)而言，此電網直流外送規(guī)模較大，外送負荷占總負荷50%以上，因此在電網側直流可按送端與受端兩個方面考慮調峰。

負荷側：對負荷側的需求響應，主要考慮分時峰谷電價對本省負荷的影響。本省實行分時峰谷電價后負荷曲線有明顯移峰填谷現(xiàn)象，負荷曲線更加平穩(wěn)，將減少機組啟停所引致的煤炭消耗，提高了機組運行的經濟性。根據需求響應可在負荷側設置14%的移峰填谷率 。

儲能側：“十四五”末本省牛首山抽水蓄能電站的投產仍具有不確定性，設置一定量的儲能能夠消納新能源，根據A區(qū)儲能建設情況，設定80萬千瓦。儲能在9:00～16:00蓄電，晚高峰19:00～23:00頂峰。

3.2 優(yōu)化配置方案分析

以2025年為水平年，基于以上參數(shù)設置，擬定了如表2的8種配置方案。其中以方案1為基礎方案。

表2 2025年基于源-網-荷-儲調峰資源優(yōu)化配置情景方案設置

8種方案下12個月調峰能力水平仿真結果如圖1所示。從中可知，方案2～方案5比方案1的整體調峰深度減小，說明跨區(qū)直流運行方式按照寧夏送端負荷特性、運用需求側峰谷電價、增加系統(tǒng)儲能，可提高煤電機組的最小技術出力。方案4、方案5整體調峰能力最低，說明采用兩種以上手段進行調峰，更能有效提高煤炭機組負載率，降低了煤炭損耗，機組運行經濟性大幅提升。方案6～方案8與方案1相比，進一步降低了火電機組的最小技術出力。方案6、方案8與方案7相比，機組整體調峰深度也降低了，說明即使壓低機組出力運行，在適當進行合理調峰資源配置，也可以提高煤電機組的負載率。調峰水平可整體控制在50%以下。

圖1 八種方案調峰能力情況

8種方案各月份棄電功率仿真結果如2圖所示，與方案1對比，其他7種方案的棄電功率均有明顯下降，且方案4～方案6、方案8中各月均無棄電功率，說明合理配置兩種及以上調峰資源時，可以有效提高系統(tǒng)消納新能源的能力。也可顯著提高系統(tǒng)可調節(jié)能力和運行彈性。

圖2 八種方案各月棄電功率情況

為了分析源-網-荷-儲4個方面調峰資源對新能源棄電量、煤電減荷能力、年費用、二氧化碳排放量、發(fā)電能耗、發(fā)電單耗等技術經濟指標的影響，8種配置方案的技術經濟指標運行模擬結果如表3所示，對8種方案進行綜合比較。

表3 寧夏源-網-荷-儲綜合調峰資源配置情景方案綜合比較

從發(fā)電側看，方案4～方案6、方案8新能源不棄電，可見通過煤電深度調峰、增加儲能措施可以保證2025年寧夏1300萬千瓦光伏和1 500萬千瓦風電全額消納。從跟蹤負荷能力看，各方案每分鐘煤電減荷量在30萬千瓦～40萬千瓦范圍。

從電網側看，跨區(qū)直流運行方式對系統(tǒng)調峰能力具有較大的影響，直流按照送端A區(qū)負荷特性參與調峰，可明顯提高系統(tǒng)調峰能力和系統(tǒng)運行靈活性，方案3和方案1相比，僅考慮直流運行方式的影響可將棄電比例顯著降低，由2.3%降低到0.013%。

從需求側看，通過峰谷分時電價需求側響應可明顯提高系統(tǒng)運行靈活性，提高系統(tǒng)調峰能力，相比煤電深度調峰、增加儲能等措施，經濟性更好。

綜上分析，考慮煤電深度調峰、峰谷分時電價政策等措施可以滿足2025年新能源消納要求，但總體系統(tǒng)運行靈活性和彈性裕度較低，能否充分調動煤電參與深度調峰輔助服務和用戶參與負荷響應的積極性具有很大不確定性，因此，如果2025年前新建的抽蓄電站不能按期投產，為提高系統(tǒng)調峰能力和運行彈性，應配置一定容量的儲能。

3.3 配置建議

基于上述對A區(qū)源-網-荷-儲調峰資源配置方案的分析，可以提出以下配置方案：

(1)發(fā)電側：優(yōu)化深度調峰機制：通過常規(guī)煤電機組靈活性改造，到2025年最大調峰能力1 300萬千瓦，其中深調容量約577萬千瓦，占最大調峰能力的44%。通過供熱機組“熱電解耦”改造，到2025年供熱機組基礎最大調峰能力約180萬千瓦，考慮供熱機組深調能力后，最大調峰能力達到465萬千瓦?？s短常規(guī)煤電機組的開停機周期也可以改善新能源的調峰棄電。

深化自備調度機制：按照西北電力電控中心相關數(shù)據進行測算，考慮A區(qū)自備電廠企業(yè)下網能力等因素，預計電網自備電廠可釋放調峰能力約40萬千瓦，占自備電廠容量的30%左右；

(2)電網側：電網側跨區(qū)直流運行方式對系統(tǒng)調峰特性較大影響，按照送端負荷特性參與調峰，可顯著提高系統(tǒng)調峰能力。通過多種運行方式分析，2025年通過提高部分月份凈負荷曲線低谷交直流聯(lián)網線路輸送功率，可提高系統(tǒng)調峰能力超過200萬千瓦左右；

(3)需求側：從宏觀層面來看，主要是通過電能替代增加負荷體量，拓展基礎消納能力，預計到2025年將代替超過100億度；

從微觀層面看，主要是通過需求側資源響應挖掘已有負荷資源潛力，利用市場交易和電價機制提高需求側資源潛力的發(fā)揮，通過峰谷分時電價時段和電價調整可優(yōu)化系統(tǒng)凈負荷曲線，峰段功率下降14%，谷段功率上升11%，移峰填谷作用明顯；

(4)儲能側：考慮2025年左右新建抽水蓄能投產，以及遠期2030-2035年水電投產后可利用其良好的調節(jié)特性大幅增加系統(tǒng)調節(jié)能力，可以彌補風光發(fā)電的不確定性，風光水協(xié)調運行能夠提高系統(tǒng)可靠性，從而提高新能源發(fā)電的可信容量。建議2025年前配置儲能容量80萬千瓦，采用電網側共享儲能模式，結合電網深調需求，優(yōu)先調度儲能電站，充分發(fā)揮儲能的靈活性，降低燃煤機組的煤耗和維修成本。

4 結束語

為了解決寧夏地區(qū)新能源快速增長與區(qū)內負荷、電網發(fā)展不相匹配的問題，研究了計及源-網-荷-儲4方面的資源優(yōu)化配置。通過建立以電力系統(tǒng)的總發(fā)電成本最低為目標的模型，運用SPER_PROS系統(tǒng)運行模擬，對設置的8種方案進行分析。通過分析可得，火電進行深度調峰能夠較大提升系統(tǒng)的運行靈活性；電網側按照送端負荷特性參與調峰，可顯著提高系統(tǒng)調峰能力；通過峰谷電價進行需求側響應，可以降低系統(tǒng)運行成本，具有良好的經濟性；通過增加儲能，提高系統(tǒng)靈活性調度，降低燃煤機組的煤耗和維修成本。資源的合理配置，能有效提升系統(tǒng)消納新能源消納的空間，降低新能源棄電水平。最后根據寧夏“十四五”發(fā)展，提出有關源-網-荷-儲4方面的配置建議，為未來寧夏電網的科學發(fā)展提供有力支撐。