由园区综合能源平衡谈起

文／资深能源专家 白建华

一、前言

我国太阳能发电已经取得了很大进展，未来也将是清洁能源开发的重点。2017年我国太阳能发电快速发展，新增装机规模超过50GW；预期2018年光伏发电仍将快速增长，其中分布式光伏发电新增规模将达到20GW左右。由于太阳能光伏发电具有时段性、随机性的特点，大规模、高比例太阳能光伏发电并网将对电力系统规划、运行及政策制定等带来重大的影响。本文将首先根据太阳能光伏发电出力的特点，阐述其对负荷曲线带来的变化，分析其对电力规划和运行带来的影响，以期找到适应高比例太阳能光伏发电并网可能采取的措施；然后以某一园区为例，说明应用需求侧管理、储能等的必要性，以及供电、冷热系统协调规划和协调运行的重要性。

二、光伏发电出力特性及其对电力负荷曲线的影响分析

图1是某区域光伏发电在一周7天的出力曲线（以装机容量为基数取标幺值）。可以看出，光伏发电出力具有很强的随机性，受天气影响很大，呈现如下特点：

2）每天发电出力时间从早晨7：00左右开始，在16：20左右停止；

3）阳光好的日子发电出力平滑，多云天气出力波动性较大。

定义某种可再生能源发电装机容量（光伏发电、风电等）与其所在区域最大电力负荷的比例为该可再生能源发电的渗透率，以光伏发电为例：

光伏发电渗透率 = 光伏发电装机容量 / 所在区域电力负荷最大值

假定光伏发电所在区域电力负荷曲线如图2所示。从图中可以看出，电力负荷每天有两个高峰（中午和傍晚），一个低谷（后半夜），平均负荷率约为83.6%，最小负荷率约为67.3%。

下面以光伏发电渗透率50%为例（不考虑风电安装，即风电出力为零），分析等效净负荷曲线的变化，如图3所示。图4中分别标出了原始负荷曲线、扣除可再生能源发电（光伏）后的等效净负荷曲线，以及各自的平均值。可以看出，与原始负荷曲线相比，等效净负荷曲线呈现如下特点：

1）波动性更大，随机性更强；

正如银川经开区育成中心办公室负责人贾庆龙所说，该区将全力推动企业向科技含量高、创新能力强、市场竞争优势明显的现代服务业转变。下一步将重点支持奥特生物、方达等技术成熟且有实力的企业向外开疆辟土。目前，上述企业已在海外开展相关业务。

2）午高峰可能变为午低谷；

3）晚高峰最大负荷不变（光伏发电那时没有出力）；

4）平均负荷率、最小负荷率显著降低；

5）在某些时段负荷上升、下降的陡度显著增加。

图1 光伏发电在一周7天的出力特性示意图

图2 光伏电站所在区域一周7天电力负荷曲线示意图

图3 光伏发电出力对电力负荷曲线的影响示意图

图4 原始负荷曲线与等效净负荷曲线比较示意图

对园区供电而言，除光伏发电外，根据冷热需求还规划了燃气冷热电三联供机组，其发电出力特性按照“以热定电”确定；与公用电网的电力交换，考虑了峰谷电价的影响，电价便宜时段多用电，电价贵的时段少用电。如图5所示。电力平衡情况如图6所示。

图5 园区各类分布式发电出力及与公共电网的电力交换曲线示意图

图6 园区电力“平衡”示意图

三、综合能源系统规划和运行相关问题分析

对常规电源来讲，需要满足的负荷为从原始负荷曲线中扣除太阳能光伏发电、风电等可调节性较差电源出力之后的净负荷曲线。如上所述，在高比例光伏发电并网的情况下，与原始负荷曲线相比，净负荷曲线峰谷差加大、峰谷之间的斜率增加、每天还可能变为多峰多谷，这些都将极大地增加系统规划和运行的难度。可以采取扩大与公共电网联网规模、加强需求侧管理、加快建设储能等灵活调节电源等多种举措。

1）扩大与公共电网联网规模，加大可再生能源发电的市场消纳范围，降低渗透率，增加系统平衡能力。

2）加强需求侧管理，改善负荷特性。研究针对净负荷曲线的需求侧管理，降低最大值、减小峰谷差，将可有效减小或延缓可控电源、电网的投资，提高系统运行效率，降低整体电力系统的投资和运行成本、减少污染物排放。

3）建设调峰电源，增强电源侧的灵活调节能力。储能技术、电动汽车技术需要加快成熟，并大规模应用，这也是未来增强系统调节能力的有效措施。但目前的主要瓶颈是储能电池，其成熟度还不够，影响电动汽车的规模化推广，也影响新型储能在电力系统中的大规模工程应用。储能、电动汽车在2017年取得了很大发展，继续加大研发力度、鼓励科研攻关，预期将及早取得突破性进展。

上述措施具有一定的竞争关系，又需要相互协调；一方面，各项举措的技术成熟度不同，投资水平和运行成本差异也较大，因此未来电力系统的构建，不但取决于局部环节的创新和成熟度，更重要的是需要高效的系统集成能力，以期达到系统的整体最优。需要协调好传统电源、储能、电网投资，体现电力市场作用，提高运行效率，减少化石能源消费、降低污染物和温室气体排放。

2017年国家大力推进电力体制改革，推动增量配电网、微电网、多能互补、分布式市场化交易等示范项目，预期未来综合能源将呈现快速发展的态势。但综合能源的规划和运行，还存在诸多亟待解决的难题。从以上算例可以看出：

1）分布式光伏等可再生能源的发展，特别是达到较高比重时，将显著改变负荷特性，等效净负荷特性与原始负荷特性存在很大的差异，这对需求侧管理，进而对系统规划和运行带来很大影响。

2）如图2～6所示，在以“以热定电”原则确定燃气多联供机组的发电出力时，由于后半夜至早晨时段关机，电力平衡呈现“供不应求”的情况，而在中午前后光伏发电出力较大，电力平衡又出现“供过于求”的局面，将有发生“弃光”的风险。这说明，如果没有充分实现供电系统和冷热系统“竖井”的打通，在电力系统中又没有充分考虑需求侧管理和储能等灵活调节资源的配置，电力的实时平衡将存在很大的难度。

3）打通供电系统和冷热系统的“竖井”，可以适当建设电蓄热、电蓄冷、热泵等，在保证冷热系统平衡的基础上，调整电力负荷和燃气多联供的发电出力，有利于实时电力平衡的实现。在电力平衡方面，可依据成本最低原则，可以采取适当配置储能等灵活调节电源、实施需求侧管理改变电力需求特性、调整与公共电网的联网容量及功率交换、实施分布式电源市场化交易以调节电力平衡余缺等多种手段。

4）实现综合能源系统最优规划配置和高效可靠运行，需要构建以冷热电等综合能源系统总成本（投资成本、运行与维护成本、环境成本等）最低为目标、以各种资源和多能源系统运行为约束的非线性优化问题，并开发相应的求解方法。未来还需要开展深入的科技攻关研究工作。

2017年全国电力工业统计数据

2017年，全社会用电量63077亿千瓦时，同比增长6.6%。分产业看，第一产业用电量1155亿千瓦时，同比增长7.3%；第二产业用电量44413亿千瓦时，增长5.5%；第三产业用电量8814亿千瓦时，增长10.7%；城乡居民生活用电量8695亿千瓦时，增长7.8%。

2017年，全国6000千瓦及以上电厂发电设备累计平均利用小时为3786小时，同比减少11小时。其中，水电设备平均利用小时为3579小时，同比减少40小时；火电设备平均利用小时为4209小时，同比增加23小时。

2017年，全国电源新增生产能力（正式投产）13372万千瓦，其中，水电1287万千瓦，火电4578万千瓦。

全国电力工业统计数据一览表

（国家能源局）