由園區綜合能源平衡談起

文／資深能源專家 白建華

一、前言

我國太陽能發電已經取得了很大進展，未來也將是清潔能源開發的重點。2017年我國太陽能發電快速發展，新增裝機規模超過50GW；預期2018年光伏發電仍將快速增長，其中分布式光伏發電新增規模將達到20GW左右。由于太陽能光伏發電具有時段性、隨機性的特點，大規模、高比例太陽能光伏發電并網將對電力系統規劃、運行及政策制定等帶來重大的影響。本文將首先根據太陽能光伏發電出力的特點，闡述其對負荷曲線帶來的變化，分析其對電力規劃和運行帶來的影響，以期找到適應高比例太陽能光伏發電并網可能采取的措施；然后以某一園區為例，說明應用需求側管理、儲能等的必要性，以及供電、冷熱系統協調規劃和協調運行的重要性。

二、光伏發電出力特性及其對電力負荷曲線的影響分析

圖1是某區域光伏發電在一周7天的出力曲線（以裝機容量為基數取標幺值）?？梢钥闯?，光伏發電出力具有很強的隨機性，受天氣影響很大，呈現如下特點：

2）每天發電出力時間從早晨7：00左右開始，在16：20左右停止；

3）陽光好的日子發電出力平滑，多云天氣出力波動性較大。

定義某種可再生能源發電裝機容量（光伏發電、風電等）與其所在區域最大電力負荷的比例為該可再生能源發電的滲透率，以光伏發電為例：

光伏發電滲透率 = 光伏發電裝機容量 / 所在區域電力負荷最大值

假定光伏發電所在區域電力負荷曲線如圖2所示。從圖中可以看出，電力負荷每天有兩個高峰（中午和傍晚），一個低谷（后半夜），平均負荷率約為83.6%，最小負荷率約為67.3%。

下面以光伏發電滲透率50%為例（不考慮風電安裝，即風電出力為零），分析等效凈負荷曲線的變化，如圖3所示。圖4中分別標出了原始負荷曲線、扣除可再生能源發電（光伏）后的等效凈負荷曲線，以及各自的平均值?？梢钥闯觯c原始負荷曲線相比，等效凈負荷曲線呈現如下特點：

1）波動性更大，隨機性更強；

正如銀川經開區育成中心辦公室負責人賈慶龍所說，該區將全力推動企業向科技含量高、創新能力強、市場競爭優勢明顯的現代服務業轉變。下一步將重點支持奧特生物、方達等技術成熟且有實力的企業向外開疆辟土。目前，上述企業已在海外開展相關業務。

2）午高峰可能變為午低谷；

3）晚高峰最大負荷不變（光伏發電那時沒有出力）；

4）平均負荷率、最小負荷率顯著降低；

5）在某些時段負荷上升、下降的陡度顯著增加。

圖1 光伏發電在一周7天的出力特性示意圖

圖2 光伏電站所在區域一周7天電力負荷曲線示意圖

圖3 光伏發電出力對電力負荷曲線的影響示意圖

圖4 原始負荷曲線與等效凈負荷曲線比較示意圖

對園區供電而言，除光伏發電外，根據冷熱需求還規劃了燃氣冷熱電三聯供機組，其發電出力特性按照“以熱定電”確定；與公用電網的電力交換，考慮了峰谷電價的影響，電價便宜時段多用電，電價貴的時段少用電。如圖5所示。電力平衡情況如圖6所示。

圖5 園區各類分布式發電出力及與公共電網的電力交換曲線示意圖

圖6 園區電力“平衡”示意圖

三、綜合能源系統規劃和運行相關問題分析

對常規電源來講，需要滿足的負荷為從原始負荷曲線中扣除太陽能光伏發電、風電等可調節性較差電源出力之后的凈負荷曲線。如上所述，在高比例光伏發電并網的情況下，與原始負荷曲線相比，凈負荷曲線峰谷差加大、峰谷之間的斜率增加、每天還可能變為多峰多谷，這些都將極大地增加系統規劃和運行的難度?？梢圆扇U大與公共電網聯網規模、加強需求側管理、加快建設儲能等靈活調節電源等多種舉措。

1）擴大與公共電網聯網規模，加大可再生能源發電的市場消納范圍，降低滲透率，增加系統平衡能力。

2）加強需求側管理，改善負荷特性。研究針對凈負荷曲線的需求側管理，降低最大值、減小峰谷差，將可有效減小或延緩可控電源、電網的投資，提高系統運行效率，降低整體電力系統的投資和運行成本、減少污染物排放。

3）建設調峰電源，增強電源側的靈活調節能力。儲能技術、電動汽車技術需要加快成熟，并大規模應用，這也是未來增強系統調節能力的有效措施。但目前的主要瓶頸是儲能電池，其成熟度還不夠，影響電動汽車的規?；茝V，也影響新型儲能在電力系統中的大規模工程應用。儲能、電動汽車在2017年取得了很大發展，繼續加大研發力度、鼓勵科研攻關，預期將及早取得突破性進展。

上述措施具有一定的競爭關系，又需要相互協調；一方面，各項舉措的技術成熟度不同，投資水平和運行成本差異也較大，因此未來電力系統的構建，不但取決于局部環節的創新和成熟度，更重要的是需要高效的系統集成能力，以期達到系統的整體最優。需要協調好傳統電源、儲能、電網投資，體現電力市場作用，提高運行效率，減少化石能源消費、降低污染物和溫室氣體排放。

2017年國家大力推進電力體制改革，推動增量配電網、微電網、多能互補、分布式市場化交易等示范項目，預期未來綜合能源將呈現快速發展的態勢。但綜合能源的規劃和運行，還存在諸多亟待解決的難題。從以上算例可以看出：

1）分布式光伏等可再生能源的發展，特別是達到較高比重時，將顯著改變負荷特性，等效凈負荷特性與原始負荷特性存在很大的差異，這對需求側管理，進而對系統規劃和運行帶來很大影響。

2）如圖2～6所示，在以“以熱定電”原則確定燃氣多聯供機組的發電出力時，由于后半夜至早晨時段關機，電力平衡呈現“供不應求”的情況，而在中午前后光伏發電出力較大，電力平衡又出現“供過于求”的局面，將有發生“棄光”的風險。這說明，如果沒有充分實現供電系統和冷熱系統“豎井”的打通，在電力系統中又沒有充分考慮需求側管理和儲能等靈活調節資源的配置，電力的實時平衡將存在很大的難度。

3）打通供電系統和冷熱系統的“豎井”，可以適當建設電蓄熱、電蓄冷、熱泵等，在保證冷熱系統平衡的基礎上，調整電力負荷和燃氣多聯供的發電出力，有利于實時電力平衡的實現。在電力平衡方面，可依據成本最低原則，可以采取適當配置儲能等靈活調節電源、實施需求側管理改變電力需求特性、調整與公共電網的聯網容量及功率交換、實施分布式電源市場化交易以調節電力平衡余缺等多種手段。

4）實現綜合能源系統最優規劃配置和高效可靠運行，需要構建以冷熱電等綜合能源系統總成本（投資成本、運行與維護成本、環境成本等）最低為目標、以各種資源和多能源系統運行為約束的非線性優化問題，并開發相應的求解方法。未來還需要開展深入的科技攻關研究工作。

2017年全國電力工業統計數據

2017年，全社會用電量63077億千瓦時，同比增長6.6%。分產業看，第一產業用電量1155億千瓦時，同比增長7.3%；第二產業用電量44413億千瓦時，增長5.5%；第三產業用電量8814億千瓦時，增長10.7%；城鄉居民生活用電量8695億千瓦時，增長7.8%。

2017年，全國6000千瓦及以上電廠發電設備累計平均利用小時為3786小時，同比減少11小時。其中，水電設備平均利用小時為3579小時，同比減少40小時；火電設備平均利用小時為4209小時，同比增加23小時。

2017年，全國電源新增生產能力（正式投產）13372萬千瓦，其中，水電1287萬千瓦，火電4578萬千瓦。

全國電力工業統計數據一覽表

（國家能源局）