LIU Hongli,ZHANG Liwei,LI Jia,et al.Research and application of new energy absorption capacity and absorption space method of Shanxi power grid based on large-scale new energy grid[J].Journal of Taiyuan University of Technology,2024,55(1):120-126.
2021年3月,习近平总书记在中央财政委员会第九次会议上强调,要深化电力体制改革,建立以新能源为主体的新型电力系统。国家发展和改革委员会、国家能源管理局以及能源和电力行业提议建立一个适合发展高比例可再生能源的新电力系统[1]。电力行业的“碳达峰,碳中和”和进度对双碳目标的实现和影响较大,因此必须加快构建以新能源为主体的新型电力系统[2]。基于新能源为主体的新型电力系统体系构建中,风电和光伏发电将会迎来发展的挑战和机遇[3]。弃风弃光的根源,是一定区域内的“新能源电源”建设速度超出消纳能力[4-5]。截止2022年底,山西省已投运新能源装机规模已超过负荷,而山西省“十四五”和“十五五”新能源仍保持高速增长。
若继续维持国家电网95%利用率目标[5],则需研究电网新能源消纳能力。目前,张富强等[6]采用精细化小时级的时序生产模拟模型量化评估了火电灵活性改造、需求侧响应等提升风电消纳水平的系统灵活性措施的经济性;杨策等[7]提出了电力系统容量分布概率模型,并在此基础上考虑新能源合理弃电的系统灵活性评价方法;程瑜等[8]针对新能源汇集外送场景,提出了面向新能源消纳的灵活性资源与电网协同规划方法。整体来看,现有的研究更多关注于如何通过不同技术手段提升新能源利用率,而并未关注具体如何将新能源利用率提升至目标值。
与此同时,随着新能源装机规模的不断增长以及调峰资源的消耗,社会各界对新能源95%利用率目标值存疑。新能源合理利用率定义为使全社会电力供应成本最低的新能源利用率水平[9]。早在2017年,王耀华等[10]首次在中长期扩展规划中探索新能源“合理弃能”问题,计算电力系统安全经济发展下的新能源规划合理弃能率及该弃能率下的系统规划成本。高雷等[11]从全社会综合用电成本的角度出发,结合可再生能源消纳责任权重目标的实现,提出一种综合考虑新能源开发成本和系统消纳成本的新能源合理弃电率计算方法。与此同时,衍生出了新能源可接纳能力即消纳空间。王守相等[12]提出了一种基于DEA评价的电动汽车充电桩与分布式电源多阶段协同规划方法。曹南君等[13]基于辽宁省电网现状网架结构,提出“基于层次分析模糊”的规划方法。这些理论方法的提出对研究新能源消纳能力和消纳空间有一定的指导,但是没有一个系统的计算新能源消纳能力和消纳空间的方法及流程,在实际使用中仍有很多局限。本文创新性地提出一种适合大规模新能源并网的新能源消纳能力和消纳空间研究方法及流程,该方法及流程采用全景电力系统运行模拟分析平台(NEOS),应用混合整数优化模型计算在一定利用率下新能源消纳能力。而后结合新能源装机规模发展目标和已下达新能源装机规模合理确定新增风光装机比例,按相应比例来增加新能源装机规模,以确定在某个利用率下新能源消纳空间。最后计算山西省“十四五”末和“十五五”末新能源消纳能力及需采取的消纳综合措施,基于95%利用率,计算不同利用率下新能源消纳空间。
系统t时刻最大可消纳新能源电力Pa(t)满足下式:
(1)
式中:Pl(t)为t时刻的负荷功率;Pt(t)为t时刻的联络线外送功率,送出为正;Pg,i,min为系统内第i台常规机组的最小技术出力;N为系统中所有常规机组的台数。
其中,联络线功率必须满足通道能力的约束:
Pt,min(t)≤Pt(t)≤Pt,max(t) .
(2)
式中:Pt,max(t)、Pt,min(t)是联络线在t时刻输送功率的最大值限制和最小值限制。
本文采用全景电力系统运行模拟分析平台(NEOS),应用混合整数优化模型,该平台具有求解精度高,易求得最优解,多区域情况下可较好地安排区域间断面电力交换。该模型目标在满足系统需求的情况下,寻求运行期内系统总费用最小,Z表示c总成本,目标函数(minZ)[14]为:
minZ=I+S+F+V+φ+Emi+Dem.
(3)
式中:I表示运行期内总燃料成本;S表示运行期内启停成本;F表示运行期内系统固定运行费用;V表示运行期内系统变动运行费用;φ表示运行期系统不供电量损失;Emi表示运行期系统排放成本,Dem表示运行期需求侧响应成本。
1) 燃料费用的计算。
燃料费用与发电量成正比,包括煤电、气电、核电和生物质4类燃料费用:
I=∑tEclBcl,t+EgsBgs,t+EncBnc,t+EboBbo,t.
(4)
式中:E代表燃料价格(包含运输成本);B代表燃料消耗,g/(kW·h),cl、gs、nc、bo分别表示煤电、气电、核电和生物质燃料,t表示对应的时刻。
气、核、生物质发电燃料消耗与发电量按照线性关系建模,m为单位燃料耗率:
B=mPt.
(5)
2) 启停费用的计算。
启停费用与启停次数成正比,包括煤电、气电、核电和生物质发电的启停费用;d为单次启停费用,元/次,公式如下所示:
S=∑d(1-Ut-1)Ut.
(6)
其中,U表示机组开机状态,U=1代表开机,U=0代表关机;Ut-1代表t-1时刻的机组状态,Ut代表t时刻的机组状态,仅在机组Ut-1到Ut开机状态由关机变为开机时计算启动成本。
3) 固定运行费用的计算。
与发电量无关的年运行维护费用,所有电源及输电线路均有固定运行成本,不影响优化结果。h为单位千瓦固定运行费用,元/kW;N为装机容量,kW:
F=∑hiNi.
(7)
4) 变动运行费用的计算。
与发电量成正比,z为变动运行费用系数,元/(kW·h):
V=∑tzPt.
(8)
5) 系统不供电量损失计算。
NEOS处理系统缺电损失时,假设每一个地区有一个虚拟电厂,此类电厂的装机容量没有限制, 可以任意承担工作位置,其发电成本由用户根据该地区的电量不足损失给定,不同地区在不同时段上取值均可不同:
φ=∑wtPns,t.
(9)
式中:wt为t时刻单位缺电成本;Pns,t为t时刻缺电电量。
6) 排放成本的计算。
Emi表示运行期系统排放成本,煤电、气电、生物质发电考虑排放成本,与发电量成正比,考虑二氧化碳、硫化物、氮氧化物、烟尘4类排放成本。o为污染物单位排放费用系数,元/g;b为排放系数,g/(kW·h):
Emi=∑tobPt.
(10)
7) 需求侧响应成本计算。
Dem表示运行期需求侧响应成本,由用户给定。
在该模型中,新能源发电边际成本为0或极低,寻找电力供应总成本最优解的过程,也就是新能源尽可能消纳的过程,但反过来并不一定成立。
约束条件包括:1) 逐时刻电力平衡。2) 逐时刻旋转备用必须满足系统备用率要求。3) 机组/线路出力功率必须在上下限约束范围内。4) 单位时间内机组/线路出力变化率需满足爬坡能力约束。5) 火电机组必须满足最小连续关停/开启时间后才能再次开启/关停。6) 可调节水电出力大于强迫出力。7) 可调节水电日/月/季/年电量小于等于平均出力与装机容量和时段数之积。8) 可调节水电出力小于期望出力。9) 抽水蓄能/储能库容/电量必须维持在允许范围内。10) 抽水蓄能库容/储能电池电量每日回到初始状态。11) 光热日电量小于可发电量。12) 线路运行模式分为定曲线、自有优化、仅可正向、仅可反向4类。13) 保证机组利用小时小于或大于预先给定值。14) 可强制某台机组在某时刻处于开机状态。15) 需求侧响应可响应规模和时间维持在允许范围内。
新能源消纳能力指标η为新能源利用率,计算公式如下所示:
(11)
式中:Pf表示新能源实际发电量;Pq表示新能源实际弃电量。
首先在现有措施下计算新能源利用率,若结果低于国家电网新能源利用率目标值95%,则采取消纳综合措施将利用率提高至95%;若结果高于目标值,则按新增风光比例增加新能源装机规模将其降低为95%,增加的新能源装机规模则为该利用率下新能源消纳空间。然后,可依据此方法根据新能源目标值确定不同利用率新能源消纳空间。
具体评估流程如图1所示:
图1 新能源消纳能力及消纳空间评估流程
Fig.1 Process of new energy absorption capacity and absorption space assessment
由图1可见,新能源消纳能力为第一次NEOS软件的计算结果,若计算结果小于95%,则说明该电网无新能源消纳空间,通过增加调峰能力,例如增加电化学储能、火电灵活性改造规模、需求侧响应规模等调峰措施,可将新能源利用率提高至95%.
若计算结果大于95%,则说明该电网仍然可以接纳新能源,通过增加新能源装机规模,将新能源利用率降低至95%,所增加的新能源装机规模即为该电网新能源消纳空间。
电网新能源消纳空间受新增风光新能源比例和新能源投运时间两个因素影响。鉴于风电、光伏出力的特性特点,风电项目全天均有出力且最大出力多数集中在午夜时刻,而光伏仅在白天有出力且最大出力集中在午间时刻,根据近年来新能源消纳能力发现午间时刻新能源最难消纳,因此新能源消纳空间更多地受光伏制约,新增风光新能源比例直接影响新能源消纳空间。而新能源年初投产和年内均匀投产新能源项目的出力不一样,亦会影响新能源消纳空间。两个因素的影响在本文新能源消纳空间仿真结果中有所体现,两个影响因素介绍如下:
一是与所增加风光新能源比例β有关,该比例的确定原则上是结合各省新能源装机规模发展目标和已下达新能源装机规模,取其风光各自差值,按差值比例来增加新能源装机规模。计算公式如下所示:
(12)
式中:QPW表示风电规划发展目标装机规模,QPS表示光伏规划发展目标装机规模,QRW表示已下达风电装机规模,QRS表示已下达光伏装机规模。
二是与所增加风光新能源投入时间有关系,年初投新能源消纳空间偏保守,若按光伏9月30日,风电年中6月30日或年底则偏乐观,若有特殊规定则可按所需来投计。
应用该方法,将第一次新能源利用率计算至95%的新能源装机规模设为Q1,按设定目标新能源利用率η2计算相应利用率下新能源装机规模Q2,新能源消纳空间Q=Q2-Q1.该新能源消纳能力及消纳空间评估流程具有普遍适用性。
本文以山西电网2025年和2030年为研究水平年,山西电网为一个消纳分区。2025年、2030年山西省全社会最大负荷分别为4 930万kW、6 200万kW,全社会用电量3 030亿kW·h、3 780亿kW·h.剔除外送机组,4种研究情景边界见表1.
表1 省内自用电源装机
Table 1 Provincial installation of self-use power supply 单位:104kW
类型2025年基础敏感2030年基础敏感水电224224494494常规水电104104104104抽水蓄能120120390390火电6 6186 6186 6186 618煤电6 1636 1636 1636 163气电355355355355生物质100100100100核电0000风电2 9003 3213 9003 900光伏4 5004 3447 5007 500
3.2.12025年新能源消纳能力仿真
根据边界条件计算,2025年火电灵活性改造装机2 752万kW(释放调节能力550万kW),在现有措施下新能源利用率均在90%～91%,新增需求侧响应规模246万kW(需求侧响应5%),同时新增新型储能规模400万kW(充电时长2 h),可将新能源利用率提高至95%以上,具体结果见表2.
表2 2025年新能源消纳能力
Table 2 New energy absorption capacity in 2025
2025年不同情景基准情景现有措施额外措施敏感情景现有措施额外措施新能源利用率/%90.695.890.595.9需求侧响应比例/%-5-5需求侧响应规模/104 kW-246-246灵活性改造规模/104 kW2 7522 7522 7522 752改造释放调节能力/104 kW550550550550新型储能规模/104 kW-400-400储能平均时长/h-2-2
3.2.22030年新能源消纳能力仿真
根据边界条件计算,2030年火电灵活性改造装机3 825万kW(释放调节能力765万kW),需求侧响应规模310万kW(需求侧响应5%),新型储能规模490万kW(充电时长2 h).现有措施下新能源利用率均在91%～92%,新增需求侧响应规模124万kW(需求侧响应2%),需求侧响应规模达434万kW(需求侧响应7%),同时新增储能1 010万kW(充电时长2 h),新型储能规模达1 500万kW(充电时长2 h),可将新能源利用率提高至95%以上。具体结果见表3.
表3 2030年新能源消纳能力
Table 3 New energy absorption capacity in 2030
2030不同情景基准情景现有措施额外措施敏感情景现有措施额外措施新能源利用率/%91.195.391.195.3需求侧响应比例/%5757需求侧响应规模/104 kW310434310434灵活性改造规模/104 kW3 8253 8253 8253 825改造释放调节能力/104 kW765765765765新型储能规模/104 kW4901 5004901 500储能平均时长/h-2-2
由表2和表3可见,“十四五”末和“十五五”末,山西省新能源消纳能力低于标准值在现有措施下无新能源消纳空间。需通过采取需求侧响应、配置储能和增加火电灵活性改造规模等措施提高新能源消纳能力。
在上述2025年和2030年基础情景额外措施方案下,按照风、光为1∶3的比例增加新能源装机规模。2025年和2030年敏感情景额外措施方案下,按照风、光为1∶5.5的比例增加新能源装机规模,将新能源利用率分别控制在90%、85%、80%水平,测算不同新能源消纳能力下的新能源消纳空间。
3.3.1新增新能源逐月均匀分布
此种方式下新能源消纳空间偏乐观,具体结果见表4.
表4 逐月均匀分布新能源消纳空间
Table 4 New energy consumption space evenly distributed month by month 单位:104kW
年份额外措施不同利用率下的新能源消纳空间/%9085802025基准情景风电8181 5072 040光伏2 4594 1506 120合计3 2775 6578 160敏感情景风电4207801 140光伏2 3104 2846 270合计2 7305 0647 4102030基准情景风电8501 8002 700光伏2 5505 4008 100合计3 4007 20010 800敏感情景风电4951 0001 500光伏2 5005 5008 250合计2 9956 5009 750
由表4可见,新能源利用率每降低5%,2025年和2030年基础情景额外措施下新能源消纳空间分别增加约2 700万kW、3 600万kW;2025年和2030年敏感情景额外措施下新能源消纳空间分别增加约2 500万kW、3 200万kW.
3.3.2新增新能源在月初投运
此种方式下新能源消纳空间偏保守,具体结果见表5.
表5 月初投运新能源消纳空间
Table 5 New energy consumption space at the beginning 单位:104kW
年份额外措施不同利用率下的新能源消纳空间/%9085802025基准情景风电4407901 150光伏1 3202 3703 450合计1 7603 1604 600敏感情景风电240440640光伏1 3202 4203 520合计1 5602 8604 1602030基准情景风电5001 0001 500光伏1 5003 0004 500合计2 0004 0006 000敏感情景风电250560800光伏1 3753 0804 400合计1 6253 6405 200
由表5可见,新能源利用率每降低5%,2025年和2030年基础情景额外措施下新能源消纳空间分别增加约1 500万kW、2 000万kW;2025年和2030年敏感情景额外措施下新能源消纳空间分别增加约1 400万kW、1 700万kW.
本文构建了新能源消纳能力和消纳空间方法和流程,并将其应用于山西电网新能源消纳能力和消纳空间的测算。经测算,1) 在新能源利用率95%情景下,山西省“十四五”和“十五五”无新能源消纳空间,需采取增加火电灵活性改造规模、需求侧响应规模和配置储能规模。2) 新能源利用率每降低5%,新增风光比例越高,新能源消纳空间越大,风光比例1∶3较风光比例1∶5.5增加规模约150～350万kW. 3) 新能源利用率每降低5%,逐月投运较月初投运新能源消纳空间大,增加约1 100～1 600万kW. 4) 新能源利用率每降低5%,新能源逐月投运新能源消纳空间增加约2 500～3 600万kW;月初投运新能源消纳空间增加约1 400～2 000万kW.本文的新能源消纳能力及消纳空间方法和流程具有普遍适用性,可应用于全国各省及省内各地市。
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