湖南電網新能源消納關鍵影響因素量化分析

王玎， 沈陽武， 邵筑， 徐民， 曹偉， 左劍

(1.國網湖南省電力有限公司電力科學研究院， 湖南 長沙410007；2.湖南省湘電試驗研究院有限公司， 湖南 長沙410004；3.國網湖南省電力有限公司， 湖南 長沙410004)

0 引言

湖南電網地處華中電網的南部， 通過500 kV鄂湘聯絡線和±800 kV 祁韶特高壓直流分別與湖北電網和甘肅電網相連。 電源結構和用電負荷呈逆向分布: 電源集中在西部和北部， 負荷中心位于東部和南部。 省內電力流呈豐水期“西電東送”、 枯水期“北電南送” 的格局。

受限于新能源反調峰特性[1]、 負荷峰谷差大[2]、 豐水期大量水電不具備可調節性、 外來電入湘以及火電保安全開機方式與旋轉備用等因素，豐水期電網調峰能力有限， 新能源消納面臨巨大考驗。 截至2020 年9 月， 湖南省新能源裝機容量接近900 萬kW， 受疫情影響， 棄電形勢嚴峻， 全年新能源利用率逼近95%控制目標。

為實現“二氧化碳排放力爭于2030 年前達到峰值， 努力爭取2060 年前實現碳中和” 的宏偉目標， 新能源在電源側占比將持續、 快速攀升。 “十四五” 期間， 新能源裝機將大規模新增， 預計湖南新能源裝機將進一步增長， 超過水電成為湖南省第二大電源。 新能源裝機持續增長與用電負荷增長持續放緩所帶來的消納矛盾愈加凸顯。

為應對上述問題， 亟需針對湖南電網新能源發電運行現狀， 綜合電力系統調峰能力， 梳理影響新能源消納的關鍵技術原因， 量化關鍵因素對新能源消納的影響， 充分挖掘電網消納潛力， 準確定位消納瓶頸， 對提前實現“碳中和” 的戰略目標具有重要意義。

1 新能源發展規模

湖南風電發展起步于2012 年， 裝機容量為13.6 萬kW， 如圖1 (a) 所示。 “十二五” 末期裝機容量達到151.4 萬kW， 2016—2019 年年均增速為29.87%。 截至2020 年9 月， 風電裝機容量為502.4 萬kW[3]。

省內光伏發電發展始于2014 年， 裝機容量為4.85 萬kW， “十三五” 期間平均增速為163.4%，2017 年光伏裝機容量增速達到495.6%， 如圖1(b) 所示， 裝機容量為175.5 萬kW， 截至2020年9 月， 光伏裝機容量為376.5 萬kW。

新能源裝機容量逐年增長， 增速超過電源總裝機增速。 2015 年新能源裝機容量占比為4.25%，2019 年新能源裝機容量占比達到16.26%。 截至2020年9 月底， 湖南電網新能源總裝機容量為878.9 萬kW， 其 中 風 電502.4 萬kW， 光 伏376.5 萬kW ( 集 中 式 141.5 萬kW， 分 布 式235 萬kW)。 隨著疫情影響逐漸弱化， 新能源產業逐步恢復， 風電平價上網政策將使新能源在第四季度出現“搶裝潮”， 預計2020 年四季度， 新能源裝機容量將大規模增加， 容量將趕超1 000 萬kW。

圖1 湖南電網風電、 光伏裝機容量及逐年增長情況

2 湖南電網新能源消納主要矛盾

湖南電網水電裝機容量比重較大， 但63.9%水電為日調節或徑流式， 豐水期不具備調節能力。火電機組靈活性改造滯后， 機組調峰能力相對不足。 外來電擠占受端電網消納空間， 使得湖南省富余新能源難以達成目前日內跨省跨區市場交易， 省內新能源棄電量將大幅增加。 隨著湖南新能源裝機比例的逐步提升， 新能源出力的波動性和不確定性， 以及發電特性與負荷需求的不同步性， 使新能源消納矛盾逐漸凸顯， 尤其是在豐水期的負荷低谷時段。 上述矛盾主要表現在以下幾個方面:

1) 豐水期電網消納空間有限， 各類電源調節能力不足。

豐水期電網消納空間有限。 用電負荷月電量平均約為132 億kW·h， 可供電量月平均約為171 億kW·h， 電量大量盈余， 消納矛盾凸顯。 其次， 各類電源調節能力不足。 豐水期水電全天大發， 可發揮調節作用的年調節以上能力水電裝機容量僅236.5 萬kW， 占比15.2%， 水電整體可調節能力較差； 火電保安全需具備一定數量的開機臺數， 并預留一定的旋轉備用容量， 豐水期火電全天長時段處于基本調峰狀態， 低谷時火電深調為常態[4]； 受三峽大發及西北調峰困難影響， 新能源應急交易執行困難， 鄂湘與祁韶外來電擠占新能源消納空間。

2) 負荷峰谷差大， 源荷發展不平衡。

一方面， 湖南工業負荷比重逐年降低， 僅占40%左右， 居民用電比重逐年增加， 電網峰谷差呈現逐年擴大趨勢。 2019 年豐水期， 電網最大負荷平 均 在2 200 萬kW 左 右， 最 小 負 荷 平 均 在1 100 萬kW左右， 電網最大峰谷差為1 557 萬kW，最大峰谷差率達58%， 同比增長7.53%。 另一方面， 受產業結構調整的影響， 基礎負荷低且增長緩慢， 增速為2%～3%， 而風電集中爆發式增長， 年均增速29.87%， 兩者發展嚴重不平衡導致豐水期低谷時段消納矛盾加劇。

3) 風電與水電資源同期同區， 同時大發爭搶送出通道。

湖南水電主汛期為每年的4—7 月， 大風期為每年1 月、 4—6 月和12 月， 主汛期即對應了大風期， 風電與水電資源在時間利用上存在重疊。 此外， 湖南省風電開發集中在風資源較好的永州、 郴州、 邵陽、 懷化地區， 這些地區也是省內小水電聚集區， 當地負荷水平相對較低， 豐水期水電風電同時大發， 存在爭搶送出通道的問題[5-6]。

綜上， 隨著新能源發電大規模發展， 電網調峰容量日趨緊張， 斷面輸送能力受限， 未來一段時期新能源消納仍將存在較大壓力。

3 新能源消納計算方法

采用中國電力科學研究院開發的新能源生產模擬仿真平臺V2.0， 該平臺基于時序生產模擬仿真方法， 在給定的時序負荷下， 模擬各發電機組的運行狀況。 該方法已被德國、 丹麥和挪威等國家廣泛地應用于電力電量平衡和發電生產計劃安排中[7-9]。 基于時序生產模擬的新能源消納能力分析計算的目標函數G 為全網新能源消納能力最大，即全網各區域所有時段新能源功率總和最大， 見式(1):

式中， N 表示網內新能源受斷面輸送能力限制的分區數； T 表示計算步長， 為1 h； P (t， n) 為t 時段第n 個分區域新能源接納功率， 即發電功率。

具體來看， 就是將系統負荷、 新能源發電等看作隨時間變化的序列， 建立電網電力電量平衡模型， 考慮聯絡線運行要求、 火電機組啟停、 爬坡約束、 最小運行方式、 供熱等約束， 逐小時模擬電網運行狀況； 在輸電斷面或調峰受阻時， 按照新能源優先消納的原則進行安排， 同時合理調用抽蓄機組； 最終得到新能源消納能力及受阻情況， 時序生產模擬仿真的平衡圖， 如圖2 所示。

圖2 時序生產模擬仿真平衡圖

4 湖南電網新能源消納影響因素分析

以湖南省歷史年份新能源裝機容量為參考， 針對電網電源可調節能力不足、 負荷峰谷差大等矛盾， 考慮風資源變化、 負荷變化、 火電靈活性改造容量、 可調負荷容量、 儲能裝機容量[10-13]等關鍵因素對新能源消納的影響。

4.1 風資源敏感性

考慮風資源在90%～110%范圍內波動， 波動步長為5%， 計算結果如圖3 所示。 由于湖南電網新能源棄電時段主要集中在豐水期， 受水電發電量的擠占， 電網消納空間有限， 因此風資源的增加/減少將導致棄電量也同步增大/減少， 風資源增大/減少5%， 棄電量增大/減少1.5 億kW·h 左右，利用率減小/增大0.6 個百分點。

圖3 風資源變化時新能源減棄情況

4.2 負荷變化敏感性

考慮負荷增長率在98%～102%范圍內波動， 波動步長為1%， 計算結果如圖4 所示。 全年周期范圍內負荷增長率的變化將線性影響新能源棄電量以及利用率的變化， 增加的負荷率將使新能源棄電量下降、 利用率上升， 減少的負荷率將使新能源的棄電量上升， 利用率下降[14]。 可見， 負荷增長率變化1%， 新能源棄電量變化2.2 億～2.6 億kW·h， 利用率變化1.3%～1.6%。

圖4 負荷變化時新能源減棄情況

4.3 火電靈活性改造敏感性分析

考慮對豐水期頻繁參與電網運行的火電機組進行靈活性改造[15]， 改造火電機組容量占豐水期火電平均開機容量的30%、 50%、 80%和100%。 改造后對新能源消納的影響如圖5 所示。 可見， 火電機組靈活性改造變化20%～30%時， 新能源棄電量對應變化0.8 億～1.5 億kW·h， 利用率變化0.5%～1.48%。

圖5 火電靈活性改造對減棄電量影響

4.4 可調負荷敏感性分析

通過將高峰負荷部分轉移至低谷負荷， 可起到調減負荷峰谷差、 減小豐水期低谷新能源棄電的作用。 考慮可調負荷占總負荷的2%、 4%、 6%、 8%四種情況， 結果如圖6 所示。 湖南電網新能源棄電集中、 大量分布在豐水期， 非豐水期基本全額消納， 這種棄電特點相對于全年均勻、 平均的棄電情況而言， 可調負荷對新能源的減棄作用不明顯， 即非豐水期的可調負荷沒有起到減棄作用。 可調負荷變化2%時， 新能源棄電量對應變化0.7 億kW·h，利用率變化0.88%； 當可調負荷繼續增大時， 新能源棄電量變化幅度減小。

圖6 可調負荷對減棄電量影響

4.5 儲能裝機容量敏感性分析

湘南地區一臺靜止同步補償器 (Static Syuchronous Compensator 簡稱STATCOM) (容量120 Mvar) 投運時， 除湘中地區外， 省內、 負荷中心220 kV 及以上并網水、 火電機組最小旋轉備用容量要求可減少約100 MW； 若2 臺STATCOM 同時投運(容量240 Mvar)， 則除湘中地區外， 可減少省內、 負荷中心火電機組開機臺數1 臺， 或是除湘中地區外， 省內、 負荷中心220 kV 及以上并網水、 火電機組最小旋轉備用容量要求減少約200 MW。

儲能若只對無功功率/電壓進行控制， 本質上可與STATCOM 達到相同的控制效果。 考慮儲能容量為61 萬kW， 遠遠大于2 臺湘南STATCOM 的容量， 因此從穩定性上完全可以實現替代火電機組，并且釋放一定旋轉備用的能力。

當儲能裝機容量為61 萬kW 時， 考慮儲能不替代火電機組與替代火電機組兩種情況， 計算新能源的減棄效果， 結果見表1。

表1 儲能裝機對減棄電量的影響

不替代火電機組時， 儲能效果不顯著的主要原因如下: 湖南新能源主要在豐水期的夜間棄電， 應用儲能可在夜間棄風時段消納新能源的棄電電量；到午高峰、 晚高峰時段， 負荷上升， 而省內水電的持續大發、 抽蓄電站的放電、 鄂湘聯絡線以及祁韶直流輸送功率的上升， 將擠占儲能大部分的放電空間， 則儲能在夜間吸收的富裕電量無法在白天負荷高峰期內完全釋放； 若豐水期負荷低谷時段新能源持續大量集中式的棄電， 將導致儲能充電逐漸飽和， 沒有釋放空間。

因此， 若儲能無法替代火電， 減少直流輸送功率限制下的火電最小開機臺數， 或考慮對火電機組進行靈活性改造， 在現有電網運行條件的約束下，配置儲能無法顯著地提升湖南省新能源的利用率。

5 結論

本文根據湖南電網基本情況梳理了現階段新能源消納的主要矛盾， 對新能源的關鍵影響因素開展了敏感性分析， 定量分析了關鍵影響因素對新能源消納的減棄效果。 主要結論如下:

1) 火電靈活性改造、 組織柔性負荷參與調峰(即可調負荷) 等措施可改善新能源消納狀況， 但受限于湖南電網新能源的棄電特點， 上述措施對新能源的減棄效果不明顯。 火電機組靈活性改造變化20%～30%時， 新能源棄電量對應變化0.8 億～1.5 億kW·h， 利用率變化0.5% ～1.48%。 可調負荷變化 2% 時， 新能源棄電量對應變化0.7 億kW·h， 利用率變化0.88 個百分點。 當可調負荷繼續增大時， 新能源棄電量變化幅度減小。

2) 若儲能容量可替代常規火電開機容量， 豐水期可較好地提升新能源的消納能力。 考慮61 萬kW/122 萬kW·h 的 儲 能 設 備 替 換1 臺21 萬kW 火 電 機 組， 可 提 升 新 能 源 消 納5.04 億kW·h， 新能源利用率提升2.99%。 若不考慮儲能替代火電開機方式， 豐水期受電網發電空間的限制， 儲能設備對提升新能源消納的效果不明顯。 儲能是否具備替代火電機組的能力以及以何種運行模式、 可替代多少容量的火電機組將是下一步亟需研究的內容。