火力發電與新能源發電協同發展模型研究

周鵬程，葉嘉雯

（1.南方電網物資有限公司，廣東 廣州 510620；2.華北電力大學經濟與管理學院，北京 102206）

0 引言

隨著化石能源枯竭、大氣污染、氣候變暖等問題的不斷加劇，新能源的開發及利用已成為解決全球能源問題的關鍵［1-2］。近年來，在國家發展規劃指導下，我國新能源得到了快速發展，截至2019 年末，風電并網新增規模為25.79 GW，累計并網風電容量達到210.05 GW，同比增長14%；光伏并網新增規模為30.11 GW，其中集中式光伏新增裝機17.91 GW，分布式光伏新增裝機12.20 GW，累計并網光伏容量達到204.3 GW，同比增長17.3%，新能源發電在我國電源結構中的占比持續上升。

目前，在我國電源結構中，火力發電占有比例在60%以上，火力發電具有單機容量大、出力穩定、響應調度指令高等特點，但短期邊際成本較高，產生有害氣體和粉塵排放。以風電、光伏為主的新能源單機容量小、短期邊際成本低、環境親和度高，但出力具有間歇性和不確定性，對于要求電力實時平衡的電力系統而言，增加了其運行的安全風險，需要與火力發電協同運行。因此，火力發電與新能源發電在技術層面和經濟層面具有互補性［3-4］。

目前，我國電力消費結構變化顯著，電力需求增速放緩，在新能源裝機容量占比快速提升的同時，應及時做好火力發電與新能源發電的裝機容量比例的統籌規劃，促進兩者協同發展；同時，設計科學合理的保障機制和市場機制，最大限度地提高新能源消納，實現節能減排目標。

1 火力發電與新能源發電協同發展評價指標

1.1 安全性指標

1）容量充裕度。

容量充裕度指標用于評價電力系統滿足尖峰負荷的能力。通過對比系統有效裝機容量和年度尖峰負荷，判斷電力系統裝機容量的長期充裕性。為更好地對火力發電與新能源發電協同發展進行評價，采用系統各時段火電機組有效裝機容量和凈負荷進行對比，得到發電容量充裕度曲線。電力系統t 時刻的容量充裕度αt可表示為：

式中：Lt和分別為電力系統t 時刻的凈負荷和總負荷；Pw，t和Pv，t分別為t時刻的第w臺風電機組出力和第v 臺光伏機組出力；Pi，t，uc為t 時刻第i 臺火電機組的有效裝機容量；N 為火電機組臺數；W 為風電臺數；V 為光伏臺數。

2）靈活性充裕度。

靈活性充裕度指標可用來衡量新能源發電滿足系統波動性和不確定性的能力，是將系統有效裝機組合提供靈活性能力與靈活性最大需求進行對比，判斷系統靈活性資源的長期充裕性。選取系統爬坡能力的充裕度作為系統靈活性充裕度指標。電力系統t 時刻的系統上行爬坡充裕度和下行爬坡充裕度可表示為：

式中：RL，t為t 時刻的系統爬坡需求；Ru，t和Rd，t分別為t 時刻的系統上行、下行爬坡能力；Lt-1為電力系統t-1時刻的凈負荷；Pi，t，max、Pi，t，min和Pi，t為火電機組i在t時刻的上限、下限和實時機組出力為上、下爬坡率；ΔT 為調度間隔。

3）系統可靠性。

新能源并網接入對系統可靠性的影響主要在正常供電率、配電網停電頻率、平均停電時間等方面。選取電網電量不足變化率作為系統可靠性指標。電網電量不足變化率Eroad可表示為

式中：Pqg和Phg分別為系統接入新能源前、后的缺供電量。

1.2 經濟性指標

1）發電收益。

發電收益主要由火力發電收益和新能源發電收益組成。電力系統發電側的發電收益B 可表示為

式中：qi，sh、qw，sh和qv，sh分別為第i 臺火電機組、第w臺風電機組和第v 臺光伏機組的上網電價分別為第i 臺火電機組、第w 臺風電機組和第v 臺光伏機組的發電成本分別為第i 臺火電機組、第w 臺風電機組和第v 臺光伏機組的運維成本。

2）補貼收益。

新能源補貼可考慮按發電量或系統容量進行一次性補貼。新能源補貼收益可表示為

式中：qw，sub和qv，sub分別為第w 臺風電機組和 第v 臺光伏發電機組的補貼價格。

1.3 減排性指標

1）污染物排放量。

火力發電產生的污染物主要有CO2、SO2和NOx等廢氣排放及廢水、灰渣等。污染物排放量Em可表示為

式中：ξ、σ 和η 分別為CO2、SO2和NOx的燃煤機組排量系數。

2）能源消耗量。

選取供電耗水量和耗油量作為能源消耗量指標，能源消耗量Ec可表示為

式中：Cwat和Coil分別為火電機組的單位供電耗水量和單位供電耗油量。

2 火力發電與新能源發電協同發展模型

2.1 目標函數

為分析新能源消納能力，引入懲罰因子。模型的目標是系統總運行費用最低，因此既要減少因棄風棄光資源浪費產生的罰款，又要提高新能源消納極限［5-7］。目標函數C 可表示為：

式中：Ci，t為火電機組i 在t 時刻的發電成本；ai為火電機組i 的空載成本；xi，t為火電機組i 在t 時刻的運行狀態；ki，b為火電機組i 在第b 階段的報價為火電機組i 在t 時刻第b 階段報價對應的機組出力；為火電機組i 在t 時刻第b 階段機組最大出力；為火電機組i 的啟動成本；yi，t為火電機組i 在t時刻的出力；ui為燃料消耗量；s 為機組性能系數，反映機組燃料消耗與出力之間的轉化關系；ΔPw，t為風電機組w 在t 時刻的棄風量；ΔPv，t為光伏機組v 在t時刻的棄光量；ΔLj，t為節點j 在t 時刻的切負荷；J 為全部節點j 組成的集合;λ1為棄風、棄光懲罰因子；λ2為切負荷懲罰因子。

2.2 約束條件

1）線路潮流約束。

采用直流潮流法進行潮流計算，即：

2）電網功率平衡約束。

各個節點的流入功率等于流出功率［8］，且不考慮線路的功率損耗，即

式中：Pj，t為t 時刻線路節點j 處的出力；Pl，t為t 時刻線路l的出力；Kl，J為線路節點關聯矩陣的元素；LJ，t為電力系統在t 時刻所有節點的輸出量；ΔDJ，t為t 時刻所有節點的不變損耗量。

3）系統上備用約束。

上備用約束要求火電機組最大出力應小于其額定出力，即

4）火電機組爬坡率約束。

火電機組下一時刻的出力與上一時刻的出力應滿足上爬坡約束和下爬坡約束［9］，即

式中：Ri，down為火電機組下爬坡約束；Ri，up為火電機組上爬坡約束。

5）火電機組最小開運和停運時間約束。

火電機組不宜頻繁啟停，應根據機組實際運行經驗設置最小開運、停運時間，即

式中：hi，on，min和hi，off，min分別為火電機組i 的最小開運和停運時間；hi，on和hi，off分別為機組i 的實際開運和停運時間。

2.3 模型求解

火力發電與新能源發電協同發展模型是一個非線性、離散的優化問題，機組組合中包含整數變量和連續變量。因此，采用混合整數規劃法（Mixed Integer Programming，MIP）進行求解，以便得到全局最優解。

GAMS 系統是一種求解混合整數規劃問題的通用仿真軟件，旨在建立和求解線性、非線性、混合整數規劃等問題，廣泛應用于能源規劃、電力技術經濟等領域［10］。GAMS 用集合表示各物理量之間的邏輯關系，用方程定義目標函數和約束條件；在此基礎上，進一步采取模型庫和決策支持系統。

在考慮網絡約束的基礎上，以系統運行成本最低為目標函數，進行迭代仿真。每次仿真48 h 機組組合，輸出結果僅讀取前24 h，并以前24 h 分析結果仿真推算后24 h，以此類推、逐日滾動推算，如圖1 所示。將機組組合模型線性化，采用GAMS 軟件進行仿真求解。

圖1 模型框架及求解流程

3 火力發電與新能源發電協同發展分析

3.1 數據分析

1）電源特性。

選取山東某地發電情況進行分析。該地區火力發電裝機規模為3 835.7 MW，占比約為62.4%；光伏裝機規模為1 297 MW，占比約21.1%；風電裝機規模為946.6 MW，占比約為15.4%；其他形式（如生物質能）裝機規模約占比1.1%。其中，供熱機組裝機容量占火電機組的48.6%，且裝機規模均在300 MW 以上，系統運行要求最低出力為50%的額定功率，燃煤機組占電源結構的48.7%，還有少量燃機機組。風電和光伏等新能源隨機性和不確定性強，受限于新能源技術，發電轉化率不高。以某光伏機組為例，其8 760 h 出力曲線如圖2 所示。

圖2 光伏8 760 h 出力情況

2）負荷特性。

電力負荷以工業用戶和居民用戶為主，負荷有明顯的季節特征，夏、冬兩季負荷如圖3 和圖4 所示，其曲線波動劇烈，春、秋兩季負荷較為平坦。

圖3 工業用戶夏季典型日負荷

圖4 居民用戶冬季典型日負荷

3）凈負荷特性。

電力系統的凈負荷曲線可由系統總負荷曲線上減去風電和光伏出力曲線得到。以冬季為例，工業用戶高峰周凈負荷曲線與系統總負荷曲線的對比如圖5 所示。

圖5 工業用戶高峰周凈負荷與總負荷的對比

3.2 應用場景方案

從電力負荷增長和消納通道利用率2 個維度來設計研究方案。隨著電力負荷與通道利用率的不斷增大，兩者都增加了系統的總負荷。由于負荷需求和外送電需求不確定性較大，有必要針對負荷變化對新能源消納規模的影響進行研究分析。為分析2021年火力發電與新能源協同發展水平，以2018 年負荷為基礎，分別按照6.4%、5.4%、4.4%年增長率計算2021 年負荷水平；分別按照50%、75%、100%計算外送通道利用率，形成不同應用場景。

3.3 協同發展分析

1）協同系統靈活性分析。

以6.4%年增長率的負荷水平和100%外送通道利用率為基準進行火力發電與新能源發電協同發展分析。系統靈活性是衡量火電與新能源發電發電協同發展的關鍵標準之一。為驗證所提協同發展模型的有效性，通過計算仿真協同系統的靈活性。

基于采集系統數據，計算靜態發電容量充裕度曲線，如圖6 所示。可知，仿真模擬后的協同系統充裕度曲線波動不太明顯，8 760 h 內的系統充裕功率基本處于500～1 000 MW 之間，較傳統火電機組的充裕度曲線波動趨于平穩，實現了火力發電與新能源發電發展協同性。

在此基礎上，仿真計算協同系統的上爬坡能力和下爬坡能力，并與凈負荷的爬坡需求進行對比，以便深入分析協同系統靈活性。系統靈活性資源供需對比曲線如圖7 所示，圖8 為圖7 中第8 714～8 736 h放大后的曲線。

圖6 發電容量充裕度

圖7 系統靈活性資源供需對比

圖8 系統靈活性資源供需對比放大

由圖7 和圖8 可知，雖然8 760 h 的系統發電容量都是充裕的，但在運行時受火力發電機組最大最小出力和爬坡速率的限制，在某些時段，系統可能會出現靈活性不足的情況，這時須通過棄風或棄光來保證系統的安全運行。因此，隨著大規模的新能源并網接入，為確保火力發電與新能源發電之間的協同發展，應充分考慮二者間的統籌規劃，促進機組協調關系［11］。

2）協同系統成本分析。

以5.4%年增長率的負荷水平和75%外送通道利用率為基準進行系統成本分析。在考慮網絡約束的基礎上，以系統運行成本最低為目標函數，進行迭代仿真。通過計算，在此基準下2021 年協同系統的發電成本約為5 606.32 萬元，啟動成本約為800.96 萬元，空載成本約為630.51 萬元，年棄風量約為0.705 億kWh，年棄光量約為0.536 億kWh。在此基礎上，預測得出協同系統的年運行費用約為11 693 萬元。

以此類推，分別從電力負荷增長和消納通道利用率維度，預測得出2021 年系統運行費用，具體如表1 所示。

表1 不同維度下的2021 年系統運行費用

由表1 數據分析，從消納通道利用率維度看，隨利用率增加協同系統年運行費用呈逐步遞減趨勢；從電力負荷增長率維度看，隨增長率增加系統年運行費用減少明顯；當同時利用率和增長率同時增加時，系統年運行費用降至最低。此外，提高負荷增長率帶來的降本效益優于增加通道利用率，但由于負荷增長率是不確定性指標，較增加通道利用率來說擁有更大波動性。因此，為實現火力發電與新能源發電協同發展，在增加消納通道利用率的同時，應做好需求側管理，有效引導用戶保持穩定用能，穩步提高負荷增長率。

4 結語

新能源發電比例逐年增長，全社會用電量增速緩慢，火力發電與新能源發電的增量空間較小，兩者存在競爭關系；同時，由于新能源發電自身的間歇性、波動性和隨機性，暫時無法確保大規模、可靠的電能供給，需要火力發電進行調峰配合，兩者存在共生關系。因此，應從保障機制和政策補貼方面來保障火力發電和新能源發電的協調發展。

在火力發電與新能源發電協調發展的保障機制方面：首先，健全新能源項目招標制度；其次，建立調峰補償機制或調峰市場機制，完善長期備用火力發電和新能源發電容量市場機制，在此基礎上，構建電力現貨市場和輔助服務市場；最后，合理進行“源-網-荷-儲”協調規劃。

在火力發電與新能源發電協同發展的政策補貼方面：首先，加強各類發電資源新增規模管理；其次，健全新能源配額制度，建立新能源補貼退坡機制，建立新能源附加價格及其價格調整機制；最后，構建“綠色電力證書”交易市場。