基于時序生產模擬的新能源多目標消納能力評價

周 剛 ，凌汝晨 ，李銳鋒 ，操晨潤

（1. 國網浙江省電力有限公司嘉興供電公司，浙江 嘉興 314000; 2. 國網浙江省電力有限公司海鹽縣供電公司，浙江 嘉興 314300）

0 引言

發展和推動清潔能源消納，是調整能源結構、節能減排、合理控制能源消費總量、實現能源可持續發展、轉變經濟發展方式的必然選擇。我國擁有豐富的清潔能源資源，分布廣泛，發展清潔能源對我國能源安全、節能減排和可持續發展都有著重大的戰略意義。然而，因為我國的新能源裝機容量與區域負荷水平為逆相關、系統調節水平低、“三北”新能源外送受到限制[1]，我國部分地區新能源消納問題日益凸顯。而我國政府提出棄風率、棄光率力爭控制在5%以內的目標[2]。因此，正確評估電力系統的新能源消納能力，有助于制定新能源發電計劃，促進新能源消納。

日分析法、隨機生產模擬法為目前的新能源消納能力評估的普遍性方法。文獻[3-5]在測算新能源消納能力時，使用了典型日負荷低谷時段的調峰裕度，卻忽略了負荷和新能源出力的隨機性、波動性。隨機生產模擬是在機組生產條件優化的基礎上，綜合考慮了機組的隨機性和負荷的波動性，求出了機組在最佳工況下的發電量、系統的生產費用和系統的可靠性指數[6]。大致可以分為解析法[7-9]和模擬法[10-11]2 種。傳統的隨機生產模擬方法主要是針對電網的經濟性、可靠性等指標，不能直接評價新能源的消納能力。

本文提出一種基于時序生產模擬的新能源多目標消納能力評價模型，對新能源消納能力進行評估，并求得棄風、棄光情況。

1 市場機制下新能源消納模式

從整體上看，各國的新能源發電成本、市場模式等都存在著差異，因此，新能源的消納模式也不盡相同，可以歸納為3 類。

1.1 新能源不進行市場競價交易

在這種模式下，新能源發電采用國家確定的固定價格，不參加市場競價，由電網公司根據新能源的優先購買政策，以固定價格購買新能源[12]。在此模式下，新能源發電公司無須承擔調峰、備用容量費用，從而極大地降低了新能源發電商的負擔，因此推動了新能源的發展。

“固定電價 + 全收購”是新能源發展最直接且有效地激勵手段，具有實施過程簡單、效果好的特點，可以促進新能源的發展。但隨著新能源的發展和規模的不斷擴大，新能源的消納壓力將逐步加大。

1.2 有溢價補助的新能源直接加入市場競價

在這種模式下，新能源公司將直接加入市場競價中，然后在市場價格的基礎上獲得一定的政府補助，并承擔著與傳統的供電方式相同的保持電力系統平衡的責任。隨著新能源的迅速增長，新能源的波動性使得電力系統的運營壓力不斷加大，而新能源補助的配額也在逐步增加，一些國家已經對新能源公司進行了額外的補助，以鼓勵其加入到市場中來[13]。

新能源公司的直接入場，是一種由全額收購到全面競價的過渡，適宜于已經達到一定規模的新能源發電，此時的發電成本較低，但是在市場上仍是比較脆弱的。鼓勵新能源企業參加電力市場，提高其技術水平，增強競爭能力，履行調峰義務，緩解電網的運行壓力。但是，由于新能源可以在獲得補助的情形下以零或負的價格參加市場競爭，從而使由于電力批發市場的邊際成本降低，其他發電公司的收益將受到一定程度的影響，因此須要建立一個完善的電力市場機制，使各方的利益得到均衡，以保證電網的安全。

1.3 無補助的新能源直接參與電力市場

在這種商業模式下，新能源直接加入到市場競爭中，并承擔著與傳統的供電方式相同的平衡責任，且無任何其他的補助[14]。這種模式將新能源視為一種傳統的電力供應，以商品的形式進行交易，它承擔著與傳統的供電方式相同的平衡責任，不需要額外的補助和優惠。但由于成本因素，目前很少有新能源企業能夠在沒有補助的情況下直接參與到市場中來。

新能源在無補助情況下直接參與到電力市場交易中，將其“特殊性”去除，使其成為“普遍性”的能源產品，適用于新能源發電已具有較強競爭力的市場。同時，由于新能源的邊際成本較低，會使批發市場的邊際電價降低，從而對其它發電企業的利潤產生一定的影響，因此必須要構建一個健全的電力市場體系，平衡各方面的利益，確保電網的安全。

當前，中國新能源消納主要為第一種模式，即新能源不參加競爭性交易，以新能源最大消納為目標，采用固定上網電價方式上網。

2 一種基于時序生產模擬的新能源多目標消納能力評價模型

2.1 時序生產模擬

電力系統新能源接收容量的大小與電源結構、網架結構、負荷水平以及新能源特性有關。其中，電源結構包括電源類型、裝機容量、運行方式、啟停狀況；網架結構主要包含跨區傳輸容量、備用負荷容量、平衡穩定條件；負荷水平涵蓋負荷增長速度與電網負荷需求（也就是一年的負荷曲線）；新能源的特點包含新能源的裝機容量和新能源出力的時間和空間特征。此外，影響因子也不是一成不變的。比如，在豐水期和枯水期，水力發電廠的庫存量是不同的，其發電量和調峰能力都會受庫存量的影響；在冬季供熱與不供熱期間，火電與核電的發電計劃存在差異；另外，新能源的發電具有空間和空間特征，在不同的時間尺度上，出力波動并不一致。因此，新能源在電網中的消納能力是有某種季節性和階段性的。

電力系統生產仿真的關鍵在于把機組、負荷等當作隨機源，在生產規劃中考慮其運行的隨機性，采用定量的方法計算出不確定條件下的電力系統可靠性等指標。在傳統電力系統生產仿真中，主要考慮了設備故障、負荷持續時間等各種影響因素。新能源、柔性負荷等新型電源的加入，不僅為電網增加了一個新的隨機源，而且它的發電量隨機性也必須用定量的方法來納入系統的隨機生產仿真中。另一方面，新能源的發電出力具有時序變化的特點，而傳統的火電等電源由于具有較好的可控性，目前針對傳統電源的隨機生產模擬算法不能很好地解決這些問題。

時序生產模擬是指在一定的負荷下，對各個機組進行仿真模擬，以求出發電系統的生產運行指標[15]。該系統的負荷和新能源都是一個具有變化性的時序序列，能夠反應時序的變化特征。針對新能源消納能力的時序生產仿真算法，實質上是一種綜合考慮各種系統運行約束條件的最優評估方法，它可以在中長期內對電網的風能接納能力進行評價，以達到降低成本、提高并網率的目的，從而為電力調度和規劃設計者提供決策依據。

本文采用時序生產模擬的方法，以電網的新能源接納能力最大為目標，綜合考慮風光出力特性、火電機組、市場機制的約束、建立時序生產模擬仿真模型，分區、分時逐段地分析系統新能源消納能力。

2.2 計算模型

2.2.1 目標函數

根據浙江電網新能源消納的模式，新能源消納分析計算的目標為：風電和光伏的新能源發電量最大，即棄風棄光電量最小，其目標函數如式（1）所示：

式中：Ewind_loss為計算周期內棄風電量；EPV_loss為計算周期內棄光電量。

2.2.2 約束條件

區域電力電量平衡約束：

式中：Pth(t) 為區域內時段t火電機組的總出力；Pw(t)為區域內時段t風電出力；PPV(t) 為區域內時段t光伏出力；Puc(t) 為區域內時段t水電出力；為區域內時段t聯絡線交換功率之和，以受入為正；PLoad(t) 為區域內時段t負荷。

備用容量約束：

式中：u(i,t) 為火電機組i在t時段的啟停機狀態（0-1 變量）；Nth為系統中火電機組數量；Sth(i) 為火電機組i的裝機容量；Pth_min(i) 為火電機組i最小技術出力；Spo為系統正備用；Sneg為系統負備用；Pload_max(t)為系統負荷在t時段的最大值；Pload_min(t)為系統負荷在t時段的最小值。

區域火電機組出力約束：

式中：APth(t,i) 為區域i內火電機組在t時段出力之和；APth,max(i) 為區域i內火電機組出力最大值；APth,min(i)為區域j內火電機組最小技術出力之和。

火電機組啟停機約束。

式中：Switch_On(i,t) 為機組i在t時刻的開機信號（動作），1-有開機，0-無開機；Switch_Off(i,t) 為機組i在t時刻的關機信號（動作），1-有關機，0-無關機；Min_On為機組最小開機時間；Min_Off為機組最小停機時間。

火電機組爬坡速率約束：

式中：Pramp_max(i) 為火電機組i最大爬坡速率。

機組年發電量約束：

式中：Eth(i) 為火電機組i年發電量；Eyear_plan(i) 為火電機組i年計劃發電量最小值。

火電廠開機容量約束：

式中：ThPlant_Son(k) 為火電廠k的開機容量；ThPlant_Sonmin(k)為火電廠k的最小開機容量。

區域間聯絡線傳輸功率約束：

式中：Pline(t,i) 為聯絡線i在t時的傳輸功率。

新能源出力約束：

式中：PwI(t)為風電理論發電功率；PPVI(t)為光伏的理論發電功率。

3 算例分析

3.1 計算邊界

3.1.1 計算參數

采樣時間2018-03-10-2019-03-10，計算精度15 min，計算周期365 天，數據口徑為調度口徑。

3.1.2 電源裝機和出力

系統備用容量：上備用1 200 MW，下備用0 MW?；痣姍C組：統調火電機組 + 核電機組，共計151 臺?；痣姀S50 座，風電裝機508.5 MW，光伏裝機2 504.7 MW，火電機組最小技術出力裝機 ×48%。

3.1.3 火電機組啟停機

最小啟停機時間3 天（最少72 h 內火電機組啟停狀態不變）。

3.1.4 時序數據

省際交換功率曲線由D5000 給出，省內非統調水電、火電、生物質等不可控小電源功率曲線由調度口徑負荷與統調口徑負荷作差得到。負荷曲線由D5000 給出。新能源理論出力曲線由新能源歷史出力數據替代，D5000 給出。

3.2 計算結果

如表1 所示，基于前文所述的計算邊界下，得到計算周期內，省內新能源總限電量為87 526 MW·h，總限電率為0.92%。其中，風電限電量為16 713 MW·h，限電率為0.56%，光伏限電量為70 813 MW·h，限電率為1.07%。全省火電年平均利用小時數為3 933.4 h。

表1 結果概覽

出現棄風棄光的日期和棄電量情況如表2 所示。

表2 日棄電量情況分布MW

如圖1、圖2、表2 所示，全年共計27 天發生棄電情況，其中棄電最嚴重的為10 月1 日國慶節和2 月6 日春節當天，棄電量分別達到了21 263.95 MW和17 440.02 MW。這主要是由于節假日時期負荷較小，而且天氣情況較好，新能源大發，火電機組降到最小技術出力仍無法滿足新能源的全額消納造成的。

圖1 棄風情況

圖2 棄光情況

綜上可得，由于浙江電網負荷較大，新能源裝機較小，整體消納情況較為樂觀。但在國慶節、春節前后，由于負荷較小，天氣條件較好，容易造成新能源無法完全消納的情況。此外，新能源棄電主要發生在白天，尤其是午間時，夜間新能源主要為風電，能夠全額消納，如圖3 所示。

圖3 2019 年2 月6 日（春節）棄風棄光情況

4 結論

本文首先分析了不同市場機制對新能源消納模式的影響，研究了基于時序生產模擬方法的新能源多目標消納能力評價模型，建立了新能源多目標消納能力評估的計算模型，以新能源棄風棄光電量最小為目標，考慮電力電量平衡、電源出力約束、備用容量、省際交換功率等約束條件，求得新能源最大消納電量及棄風棄光情況。