新能源接入后江西電網調峰特性及調峰策略研究

肖　盛，唐　瑋

（1.國網江西省電力有限公司，江西　南昌　330077；2.國網江西省電力有限公司經濟技術研究院，江西 南昌 330043）

0　前言

當前新能源發電已成為我國能源戰略調整、轉變電力發展方式的重要內容[1]。近幾年在國家政策鼓勵下我國新能源發電迅猛發展，新能源裝機與發電一躍成為世界第一。然而新能源發展與電網發展的不協調，導致部分地區棄風、棄光問題日益嚴重，新能源消納成為亟需解決的系統性問題[2-3]。國務院在2017年全國兩會的政府工作報告中提出“抓緊解決機制和技術問題，優先保障可再生能源發電上網，有效緩解棄水、棄風、棄光狀況”，隨后國家電網公司提出了20項措施緩解棄風棄光問題，并表示力爭到2020年根本解決新能源消納問題，棄風棄光率控制在5%以內。江西公司積極作為、主動擔當，在2017年兩會工作報告中明確提出“做好新能源發電消納和運行控制分析，完善電網安全管控策略”的工作任務，同時在2017年年中工作報告中再次強調“開展新能源消納專題研究，統籌全網發電資源、調峰資源和通道送電能力，全力做好風電等新能源并網服務，確保清潔能源全額消納”的工作要求。但是大量新能源接入后將對電網安全產生顯著影響，如何通過有效的管理提升電網消納新能源的能力、確保電網安全生產顯得至關重要。

1　江西電網現狀

1.1　江西電網電源結構

江西電網經500 kV磁永線、咸夢Ⅰ、Ⅱ線三回線路與華中主網相聯，分別接入湖北咸寧變和磁湖變。已投運500 kV變電站22座，形成“兩縱四橫”骨干網架；已投運220 kV變電站150座，初步形成分區合理、結構清晰的220 kV地區電網；目前主網抵御風險能力不斷增強，電網發展重心逐步轉向特高壓和配電網。江西電網統調發電廠69座，裝機容量為2 293.24萬kW，其中風電與光伏裝機容量為302.57萬kW，約占全網總裝機的13.2%，洪屏抽水蓄能電站裝機120萬kW。

圖1　江西電網統調新能源裝機容量

由于江西省內風力、光照資源有限，新能源發展起步較晚，近兩年江西電網風電、光伏等新能源裝機容量呈爆發式增長，2017年底統調口徑省內風電裝機容量達196.67萬kW，光伏裝機容量達105.9萬kW，而全社會口徑風電裝機容量達到204.47萬kW，光伏發電裝機容量達到425萬kW，江西電網新能源消納壓力增大。

1.2　江西電網負荷特性

江西省工業基礎差，工業負荷在整個負荷中所占比重小且增長緩慢；居民生活用電增長較快，比重越來越大，導致全省統調用電負荷峰谷差、峰谷差率逐年加大，電網調峰比較困難，主要表現在低谷負備用和高峰正備用不足，特別在春節期間和水電大發的汛期，電網調峰異常困難。圖2中列出了2010年至2017年江西電網年最大峰谷差率曲線，從圖中可以看出2010年至2017年最大峰谷差率居高不下，其中2016年風電等新能源裝機容量迅猛增長，且汛期來水較好，所有水電機組長時間滿發運行，導致2016年最大峰谷差率達到近些年的最大值（62.32%）；2016年年底洪屏電廠四臺機組全部投運，且2017年汛期全省降水普遍偏少，導致2017年峰谷差率有所下降。

圖2　2010-2017年江西電網最大峰谷差率曲線

從圖3近三年各月份最大峰谷差率曲線可以看出，一般1、2月份的峰谷差率最大，3、4、5月份次之，但是一般1至3月份是非汛期，各水庫來水較少，水電可調，電網調峰壓力并不是太大；而4、5月份為汛期，雖然電網峰谷差率較1至3月份低，但是水電機組基本全天滿發，不參與電網調峰，導致電網調峰困難。

圖3　2015、2016、2017年各月最大峰谷差率曲線

圖4為江西電網一年四季典型的總用電負荷曲線，可以看出江西電網負荷曲線根據季節變化略有不同，春秋兩季負荷峰谷差較大，全天普遍存在三個高峰，即早高峰十一時左右、前晚高峰十七時左右與后晚高峰十九時左右，而低谷時段為零時至五時，全天負荷波動幅度較大，若汛期水電大發，在負荷低谷時段風電等新能源大發時，新能源消納存在較大困難；冬季負荷峰谷差最大，全天一般兩個高峰，即早高峰十一時左右，晚高峰十八時左右，全天負荷波動幅度巨大，電網開機方式安排較為困難，特別是在春節期間，負荷低谷時段風電等新能源大發時，電網新能源消納存在較大困難；夏季負荷峰谷差較小，全天基本處于高負荷運行，波動幅度不大，但對電網設備運行與可靠供電能力是巨大的考驗，電網運行風險較大，同時也是新能源消納裕度最大的時期。

圖4　江西電網典型日總用電負荷曲線

2　新能源接入后對江西電網影響分析

江西電網新能源主要為風電與光伏，但是風電與光伏作為一種特殊的能源，具有許多不同于常規能源的特點，其負荷受氣候環境等因素影響較大，不確定性較高，調節難度較大，并且缺少有效的新能源功率預測手段，給電網調峰帶來較大的困難。風電與光伏的接入導致系統潮流變化頻繁，對地區電網保護配置和電壓調整造成一定的困難，給系統的安全穩定運行帶來了較大挑戰。

2.1　江西電網風力發電特性分析

江西風電資源主要分布在九江鄱陽湖周邊以及南部山地，風電負荷有較強的集群效應，通過分析風電每日負荷曲線可以發現風電間歇性、隨機性較強，有時凌晨負荷達到峰值，有時午后負荷達到峰值，有時全天負荷平緩，有時一天之內波動多次，規律性較差。通過對2017年全部風電負荷數據統計分析，如表1，低谷時段（23:00-6:00）負荷達到峰值的占61.64%，高峰與腰荷時段（6:00-23:00）負荷達到峰值的占38.36%，同時低谷時段負荷最小的占18.63%，高峰與腰荷時段負荷最小的占81.37%，由此可以看出，江西電網風電在負荷低谷時段大發的概率極高，具有較明顯的“反調峰”特性，增加了電網調峰難度。

表1　風電日最大、最小負荷時刻統計表

圖5　江西電網風電典型日負荷曲線

2.2　江西電網光伏發電特性分析

光伏發電與風電相似，同樣具有隨機性、間歇性等特點，光伏發電負荷基本取決于太陽的輻照強度，所以光伏發電又具有“晝出夜伏”的特點，這與江西電網的用電負荷特性相似，圖6為江西電網光伏發電的典型負荷曲線，一般從早上6點開始發電負荷逐步增大至中午13點達到最大，而后至下午18點以后逐漸減小至零，經統計發現光伏發電的最大值與全網總用電負荷的早高峰最大值基本吻合，即光伏發電具有一定的“正調峰”能力，若將光伏發電負荷視為負的負荷，則光伏發電負荷與全網總用電負荷疊加后的等效負荷峰谷差將變小，但是對晚高峰的調峰貢獻不大，目前由于光伏發電負荷預測準確率較低，對電網的開機方式安排有較大影響，若光伏發電裝機容量繼續擴大到一定比例，必然會造成電網開機方式安排困難。

圖6　江西電網光伏發電日負荷曲線

2.3　新能源接入后對江西電網調峰特性影響分析

隨著以風電為代表的具有明顯“反調峰”特性的新能源大規模開發，傳統的“電網調峰”概念有了新的延伸，一為負荷調峰（也是傳統概念的調峰），二為具有隨機性、間歇性的電源調峰[4-5]，使江西電網調峰壓力增加。

表2　新能源發電負荷日最大波動數據統計表

圖7　江西電網風光負荷疊加曲線

大規模新能源接入電網后，其總功率波動也較大，由于常規機組的調頻響應能力有限，有可能導致聯絡線功率長時間越限運行，嚴重時電網頻率偏差可能超出規定值，影響電網的穩定運行；同時為保證電網的供需平衡和安全穩定運行，電網必須通過常規機組來留有足夠的旋轉備用容量，以應付新能源功率波動。表2中列出了2017年每月江西電網新能源發電負荷日最大波動統計數據，其中風電每月日最大波動率達到63.56%，光伏發電每月日最大波動率達到75.48%，同時從表3中可以看出風電與光伏的月最大負荷率均接近80%，如此大容量的負荷大范圍波動且波動毫無規律，對電網安全穩定運行是巨大的考驗，若今后新能源繼續持續增長，江西電網的調峰能力必然無法滿足新能源消納要求。

表3　2017年江西電網新能源發電月最大、最小值

由于風力發電與光伏發電在自然特性上存在一定的互補性，在我國部分地區通過建立大型的風光儲混合發電系統，在一定程度上減小新能源并網對系統穩定性的影響[6]。圖7為江西電網某四天風電與光伏發電負荷疊加曲線圖，從圖中可以看出風光發電疊加曲線在一定時間段內減小了新能源發電的總負荷峰谷差，平緩了新能源發電負荷曲線，同時在某些時段對新能源發電的總負荷峰谷差是有放大效果的，但此時段正好與電網負荷曲線是相吻合的，對電網調峰是極為有利的，所以積極探索研究風光互補發電特性，減小新能源并網對電網穩定性的影響，能提高電網新能源消納能力。

3 新能源接入后江西電網調峰方式及調峰策略

3.1　水電

根據江西省防總規定，每年的4月初至6月底為豐水期即汛期，其他月份為枯水期，汛期由于各水庫來水較大，水電機組盡量保持滿發，不參與電網調峰，而近幾年氣候變化比較頻繁，在傳統的枯水期降雨仍非常充沛，水電機組長時間保持滿發運行。同時大部分水電機組裝機容量較小且多為徑流式的小水電，除萬安電廠（53.3萬kW）與柘林電廠（43.2萬kW）外，其他水電機組幾乎不參與電網調峰，所以水電機組調峰能力逐年減弱。

3.2　火電

目前江西電網主要由火電機組和抽蓄機組承擔電網調峰任務，近幾年江西省調加強對火電機組調峰能力的監督管理，各火電機組基本能夠滿足“高峰時段頂得上、低谷時段降得深”的要求。目前江西省內100萬kW火電機組深度調峰容量低至40萬kW，60萬kW火電機組深度調峰容量低至21萬kW，30萬kW火電機組深度調峰容量低至10萬kW，火電機組低負荷運行期間，對機組運行安全有較大威脅，對火電機組設備也有較大損耗，為確保機組低負荷運行期間火電機組安全，各火電企業通常采取投油助燃、摻燒與等離子配合等技術措施確保機組低負荷工況下的穩定運行。據不完全統計，2015年火電機組深度調峰（出力低于最低技術出力）天數達170天，2016年已經超過200天，火電機組深度調峰為低谷時段江西電網新能源與水電消納做出了巨大貢獻。

3.3　抽水蓄能電站

洪屏抽水蓄能電站四臺機組于2016年底全部投運，由于抽水蓄能機組運行方式靈活，既可作為發電機又可作為電動機，其綜合調峰性能200%，抽水蓄能機組為風電、光伏等新能源消納起到了非常重要的作用。但是根據國網公司的統一部署，洪屏抽水蓄能電站劃歸網調調度，其發電量完全按照年度計劃執行進度來安排，作為保障江西電網電力平衡責任主體的省調對其機組開停機缺乏自主權，導致抽水蓄能機組啟停靈活性降低，調峰能力未能充分釋放，同時抽水蓄能機組調峰經濟性如何補償等一系列問題還需進一步地探討研究。

3.4　新能源接入后江西電網調峰策略

江西電網電源結構主要以火電為主，水電等其他電源占比較小，若大規模新能源并網后，在汛期水電大發期間很容易造成電網調峰困難，為保證新能源的全額收購，江西省調通過合理安排電網開機方式，充分利用洪屏抽蓄機組的調峰能力以及深挖火電機組調峰能力等常規措施以滿足電網調峰需求。同時也應進一步完善電力市場建設，加強用戶側需求管理，全面實施峰谷電價，通過加強負荷側引導與管理，優化系統負荷特性，削減電網峰谷差。加強并網機組管理，特別是新能源機組并網管理，提升新能源并網機組的功率預測水平，按照高、中、低多種預測發電方式進行日前計劃編制與斷面安全校核，滾動做好全網電力電量平衡方案，確保全網有一定的旋轉備用容量。發揮大電網優勢，增強互聯電網調峰支援，實現全網范圍內的調峰共擔和備用共享，削減單個省（區）電網峰谷差，同時也避免分省平衡模式下相關省預留備用容量過大造成的浪費，充分利用全網及區域外的調峰容量，在更大程度上實現資源的合理配置。

4　結束語

近些年江西省調加強對火電機組帶負荷能力管理，挖掘火電機組深度調峰能力，保障新能源全額收購。今后江西公司將繼續加強電網調度運行管理，加強與政府溝通協商，統籌電源與電網協調發展，努力建立完善的市場化補償與激勵機制，進一步拓展電網調峰資源，拓寬新能源消納空間。