新能源接入后江西电网调峰特性及调峰策略研究

肖　盛，唐　玮

（1.国网江西省电力有限公司，江西　南昌　330077；2.国网江西省电力有限公司经济技术研究院，江西 南昌 330043）

0　前言

当前新能源发电已成为我国能源战略调整、转变电力发展方式的重要内容[1]。近几年在国家政策鼓励下我国新能源发电迅猛发展，新能源装机与发电一跃成为世界第一。然而新能源发展与电网发展的不协调，导致部分地区弃风、弃光问题日益严重，新能源消纳成为亟需解决的系统性问题[2-3]。国务院在2017年全国两会的政府工作报告中提出“抓紧解决机制和技术问题，优先保障可再生能源发电上网，有效缓解弃水、弃风、弃光状况”，随后国家电网公司提出了20项措施缓解弃风弃光问题，并表示力争到2020年根本解决新能源消纳问题，弃风弃光率控制在5%以内。江西公司积极作为、主动担当，在2017年两会工作报告中明确提出“做好新能源发电消纳和运行控制分析，完善电网安全管控策略”的工作任务，同时在2017年年中工作报告中再次强调“开展新能源消纳专题研究，统筹全网发电资源、调峰资源和通道送电能力，全力做好风电等新能源并网服务，确保清洁能源全额消纳”的工作要求。但是大量新能源接入后将对电网安全产生显著影响，如何通过有效的管理提升电网消纳新能源的能力、确保电网安全生产显得至关重要。

1　江西电网现状

1.1　江西电网电源结构

江西电网经500 kV磁永线、咸梦Ⅰ、Ⅱ线三回线路与华中主网相联，分别接入湖北咸宁变和磁湖变。已投运500 kV变电站22座，形成“两纵四横”骨干网架；已投运220 kV变电站150座，初步形成分区合理、结构清晰的220 kV地区电网；目前主网抵御风险能力不断增强，电网发展重心逐步转向特高压和配电网。江西电网统调发电厂69座，装机容量为2 293.24万kW，其中风电与光伏装机容量为302.57万kW，约占全网总装机的13.2%，洪屏抽水蓄能电站装机120万kW。

图1　江西电网统调新能源装机容量

由于江西省内风力、光照资源有限，新能源发展起步较晚，近两年江西电网风电、光伏等新能源装机容量呈爆发式增长，2017年底统调口径省内风电装机容量达196.67万kW，光伏装机容量达105.9万kW，而全社会口径风电装机容量达到204.47万kW，光伏发电装机容量达到425万kW，江西电网新能源消纳压力增大。

1.2　江西电网负荷特性

江西省工业基础差，工业负荷在整个负荷中所占比重小且增长缓慢；居民生活用电增长较快，比重越来越大，导致全省统调用电负荷峰谷差、峰谷差率逐年加大，电网调峰比较困难，主要表现在低谷负备用和高峰正备用不足，特别在春节期间和水电大发的汛期，电网调峰异常困难。图2中列出了2010年至2017年江西电网年最大峰谷差率曲线，从图中可以看出2010年至2017年最大峰谷差率居高不下，其中2016年风电等新能源装机容量迅猛增长，且汛期来水较好，所有水电机组长时间满发运行，导致2016年最大峰谷差率达到近些年的最大值（62.32%）；2016年年底洪屏电厂四台机组全部投运，且2017年汛期全省降水普遍偏少，导致2017年峰谷差率有所下降。

图2　2010-2017年江西电网最大峰谷差率曲线

从图3近三年各月份最大峰谷差率曲线可以看出，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，各水库来水较少，水电可调，电网调峰压力并不是太大；而4、5月份为汛期，虽然电网峰谷差率较1至3月份低，但是水电机组基本全天满发，不参与电网调峰，导致电网调峰困难。

图3　2015、2016、2017年各月最大峰谷差率曲线

图4为江西电网一年四季典型的总用电负荷曲线，可以看出江西电网负荷曲线根据季节变化略有不同，春秋两季负荷峰谷差较大，全天普遍存在三个高峰，即早高峰十一时左右、前晚高峰十七时左右与后晚高峰十九时左右，而低谷时段为零时至五时，全天负荷波动幅度较大，若汛期水电大发，在负荷低谷时段风电等新能源大发时，新能源消纳存在较大困难；冬季负荷峰谷差最大，全天一般两个高峰，即早高峰十一时左右，晚高峰十八时左右，全天负荷波动幅度巨大，电网开机方式安排较为困难，特别是在春节期间，负荷低谷时段风电等新能源大发时，电网新能源消纳存在较大困难；夏季负荷峰谷差较小，全天基本处于高负荷运行，波动幅度不大，但对电网设备运行与可靠供电能力是巨大的考验，电网运行风险较大，同时也是新能源消纳裕度最大的时期。

图4　江西电网典型日总用电负荷曲线

2　新能源接入后对江西电网影响分析

江西电网新能源主要为风电与光伏，但是风电与光伏作为一种特殊的能源，具有许多不同于常规能源的特点，其负荷受气候环境等因素影响较大，不确定性较高，调节难度较大，并且缺少有效的新能源功率预测手段，给电网调峰带来较大的困难。风电与光伏的接入导致系统潮流变化频繁，对地区电网保护配置和电压调整造成一定的困难，给系统的安全稳定运行带来了较大挑战。

2.1　江西电网风力发电特性分析

江西风电资源主要分布在九江鄱阳湖周边以及南部山地，风电负荷有较强的集群效应，通过分析风电每日负荷曲线可以发现风电间歇性、随机性较强，有时凌晨负荷达到峰值，有时午后负荷达到峰值，有时全天负荷平缓，有时一天之内波动多次，规律性较差。通过对2017年全部风电负荷数据统计分析，如表1，低谷时段（23:00-6:00）负荷达到峰值的占61.64%，高峰与腰荷时段（6:00-23:00）负荷达到峰值的占38.36%，同时低谷时段负荷最小的占18.63%，高峰与腰荷时段负荷最小的占81.37%，由此可以看出，江西电网风电在负荷低谷时段大发的概率极高，具有较明显的“反调峰”特性，增加了电网调峰难度。

表1　风电日最大、最小负荷时刻统计表

图5　江西电网风电典型日负荷曲线

2.2　江西电网光伏发电特性分析

光伏发电与风电相似，同样具有随机性、间歇性等特点，光伏发电负荷基本取决于太阳的辐照强度，所以光伏发电又具有“昼出夜伏”的特点，这与江西电网的用电负荷特性相似，图6为江西电网光伏发电的典型负荷曲线，一般从早上6点开始发电负荷逐步增大至中午13点达到最大，而后至下午18点以后逐渐减小至零，经统计发现光伏发电的最大值与全网总用电负荷的早高峰最大值基本吻合，即光伏发电具有一定的“正调峰”能力，若将光伏发电负荷视为负的负荷，则光伏发电负荷与全网总用电负荷叠加后的等效负荷峰谷差将变小，但是对晚高峰的调峰贡献不大，目前由于光伏发电负荷预测准确率较低，对电网的开机方式安排有较大影响，若光伏发电装机容量继续扩大到一定比例，必然会造成电网开机方式安排困难。

图6　江西电网光伏发电日负荷曲线

2.3　新能源接入后对江西电网调峰特性影响分析

随着以风电为代表的具有明显“反调峰”特性的新能源大规模开发，传统的“电网调峰”概念有了新的延伸，一为负荷调峰（也是传统概念的调峰），二为具有随机性、间歇性的电源调峰[4-5]，使江西电网调峰压力增加。

表2　新能源发电负荷日最大波动数据统计表

图7　江西电网风光负荷叠加曲线

大规模新能源接入电网后，其总功率波动也较大，由于常规机组的调频响应能力有限，有可能导致联络线功率长时间越限运行，严重时电网频率偏差可能超出规定值，影响电网的稳定运行；同时为保证电网的供需平衡和安全稳定运行，电网必须通过常规机组来留有足够的旋转备用容量，以应付新能源功率波动。表2中列出了2017年每月江西电网新能源发电负荷日最大波动统计数据，其中风电每月日最大波动率达到63.56%，光伏发电每月日最大波动率达到75.48%，同时从表3中可以看出风电与光伏的月最大负荷率均接近80%，如此大容量的负荷大范围波动且波动毫无规律，对电网安全稳定运行是巨大的考验，若今后新能源继续持续增长，江西电网的调峰能力必然无法满足新能源消纳要求。

表3　2017年江西电网新能源发电月最大、最小值

由于风力发电与光伏发电在自然特性上存在一定的互补性，在我国部分地区通过建立大型的风光储混合发电系统，在一定程度上减小新能源并网对系统稳定性的影响[6]。图7为江西电网某四天风电与光伏发电负荷叠加曲线图，从图中可以看出风光发电叠加曲线在一定时间段内减小了新能源发电的总负荷峰谷差，平缓了新能源发电负荷曲线，同时在某些时段对新能源发电的总负荷峰谷差是有放大效果的，但此时段正好与电网负荷曲线是相吻合的，对电网调峰是极为有利的，所以积极探索研究风光互补发电特性，减小新能源并网对电网稳定性的影响，能提高电网新能源消纳能力。

3 新能源接入后江西电网调峰方式及调峰策略

3.1　水电

根据江西省防总规定，每年的4月初至6月底为丰水期即汛期，其他月份为枯水期，汛期由于各水库来水较大，水电机组尽量保持满发，不参与电网调峰，而近几年气候变化比较频繁，在传统的枯水期降雨仍非常充沛，水电机组长时间保持满发运行。同时大部分水电机组装机容量较小且多为径流式的小水电，除万安电厂（53.3万kW）与柘林电厂（43.2万kW）外，其他水电机组几乎不参与电网调峰，所以水电机组调峰能力逐年减弱。

3.2　火电

目前江西电网主要由火电机组和抽蓄机组承担电网调峰任务，近几年江西省调加强对火电机组调峰能力的监督管理，各火电机组基本能够满足“高峰时段顶得上、低谷时段降得深”的要求。目前江西省内100万kW火电机组深度调峰容量低至40万kW，60万kW火电机组深度调峰容量低至21万kW，30万kW火电机组深度调峰容量低至10万kW，火电机组低负荷运行期间，对机组运行安全有较大威胁，对火电机组设备也有较大损耗，为确保机组低负荷运行期间火电机组安全，各火电企业通常采取投油助燃、掺烧与等离子配合等技术措施确保机组低负荷工况下的稳定运行。据不完全统计，2015年火电机组深度调峰（出力低于最低技术出力）天数达170天，2016年已经超过200天，火电机组深度调峰为低谷时段江西电网新能源与水电消纳做出了巨大贡献。

3.3　抽水蓄能电站

洪屏抽水蓄能电站四台机组于2016年底全部投运，由于抽水蓄能机组运行方式灵活，既可作为发电机又可作为电动机，其综合调峰性能200%，抽水蓄能机组为风电、光伏等新能源消纳起到了非常重要的作用。但是根据国网公司的统一部署，洪屏抽水蓄能电站划归网调调度，其发电量完全按照年度计划执行进度来安排，作为保障江西电网电力平衡责任主体的省调对其机组开停机缺乏自主权，导致抽水蓄能机组启停灵活性降低，调峰能力未能充分释放，同时抽水蓄能机组调峰经济性如何补偿等一系列问题还需进一步地探讨研究。

3.4　新能源接入后江西电网调峰策略

江西电网电源结构主要以火电为主，水电等其他电源占比较小，若大规模新能源并网后，在汛期水电大发期间很容易造成电网调峰困难，为保证新能源的全额收购，江西省调通过合理安排电网开机方式，充分利用洪屏抽蓄机组的调峰能力以及深挖火电机组调峰能力等常规措施以满足电网调峰需求。同时也应进一步完善电力市场建设，加强用户侧需求管理，全面实施峰谷电价，通过加强负荷侧引导与管理，优化系统负荷特性，削减电网峰谷差。加强并网机组管理，特别是新能源机组并网管理，提升新能源并网机组的功率预测水平，按照高、中、低多种预测发电方式进行日前计划编制与断面安全校核，滚动做好全网电力电量平衡方案，确保全网有一定的旋转备用容量。发挥大电网优势，增强互联电网调峰支援，实现全网范围内的调峰共担和备用共享，削减单个省（区）电网峰谷差，同时也避免分省平衡模式下相关省预留备用容量过大造成的浪费，充分利用全网及区域外的调峰容量，在更大程度上实现资源的合理配置。

4　结束语

近些年江西省调加强对火电机组带负荷能力管理，挖掘火电机组深度调峰能力，保障新能源全额收购。今后江西公司将继续加强电网调度运行管理，加强与政府沟通协商，统筹电源与电网协调发展，努力建立完善的市场化补偿与激励机制，进一步拓展电网调峰资源，拓宽新能源消纳空间。