新能源消纳现状与改进措施探究

张 哲 赵建永 程晋伊

（中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，浙江杭州 310000）

随着气候变化和环境污染问题日益突出，各国都采取措施积极应对。2020年9月22日，第七十五届联合国大会提出二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。优化能源供给结构、推进高比例新能源发电安全稳定并网是实现碳中和以及污染物减排的有效手段。截至2019年底，我国非化石能源发电装机容量84 410 万kW，比2018年增长8.8%，占总装机容量的42.0%。2019年，非化石能源发电量约为23 927 亿kWh，比2018年增长10.6%，占总发电量的32.7%[1]。以风电、光伏为代表的新能源，在我国能源结构中的地位越来越重要，但风、光等新资源的随机波动也给电力系统的稳定运行带来了挑战[2]。风电、光伏高出力阶段，电力系统无法接纳全部新能源发电，造成“弃风”“弃光”等弃电问题。本文分析造成“弃风”“弃光”现象的原因，提出促进新能源消纳的措施。

1 新能源弃电原因分析

1.1 风光强随机波动

风、光的强随机与间歇特性是造成新能源弃电的首要原因。对于电力系统而言，维持频率与电压的稳定、提供高的质量电能是首要任务。以风电和光伏为代表的新能源出力受风速和光照强度的直接影响，具有大范围波动的特性，不利于电力系统的接纳。

1.2 新能源出力与负荷时空差异

新能源出力与负荷在时空分布上的差异性是造成新能源弃电的重要原因之一。时间方面，风电在夜间处于高发时段，此时电力系统负荷较小，“三北”地区7、8月为负荷高峰月，但为风电低谷月。空间方面，我国的新能源装机大多集中在“三北”地区，占比超过70%，负荷多集中在东部省市，大量的新能源功率无法就地消纳，跨区输送能力与新能源发展速度不匹配。

1.3 电源结构不合理

在“三北”地区，热电联产机组占比较高。冬季供暖期，热电联产机组在“以热定电”模式下运行，导致其电功率调峰范围较小。“三北地区”的灵活调节电源占比较小，最大调节能力无法平抑新能源的波动，导致新能源弃电。

2 促进新能源消纳措施

2.1 提高新能源功率预测精度

提高新能源预测的精度，降低新能源出力的不确定性。新能源出力预测技术一直是国家研究的重点，具有功率预测技术旨在预测新能源功率的变化，减少高波动性对电力系统的影响。预测技术的进步可以改善传统电力调度的方式，强化电力系统的运行安全和经济效益，减轻电力系统在负荷高峰期的部分压力，提高风电效益。

现有的新能源出力预测技术根据预测范围可分为用于新能源场站设计的长期预测（以年为单位）、用于机组维护和控制策略的中期预测（以月或周为单位）、用于电网优化调度的短期预测（以天或小时为单位）、用于机组实时控制的极短期预测（以分钟为单位）[3]。常用方法有自回归移动平均模型、神经网络、支持向量机、模糊逻辑等。

2.2 新能源出力控制优化

自动发电控制（automatic generation control，AGC）是电力系统能量管理的重要功能。通过控制机组上网功率，实现电力系统的频率稳定。新能源场站可通过AGC下发的有功功率指令和调度曲线，有计划进行功率限幅以及变功率速率的设置，设计智能控制策略，平滑功率输出，防止风光资源大幅度波动对机组和电网的影响。

电压也会对电能质量产生影响，电压质量取决于无功潮流的分布。与频率不同，全网电压等级不一致导致自动电压控制（automatic voltage control，AVC）的难度远高于AGC。现有AVC系统出于安全性原因，常根据经验预定期望电压曲线，此方法无法根据电网状态实时调整。需要针对电压控制含非线性的多变量系统设计新的控制策略。例如，通过建立电压系统模型并设计根据优化目标函数和约束条件，设计无功补偿策略。近些年，随着人工智能的快速发展，强化学习等算法也在AVC中发挥作用[4]。

2.3 火电灵活性改造

全国不同地区弃风限电的原因存在差异，但本质均是电力系统灵活性不足制约了新能源并网消纳，火电机组灵活性改造是提高电力系统灵活性的有效方式之一。锅炉在低负荷下的不稳定燃烧[5]，导致灵活性改造需要投入大量的成本，且改造后的机组偏离设计工况，使供电煤耗增加，影响机组寿命。进行灵活性改造前，需要针对特定区域定量分析和计算所需的灵活性调节容量，从而规划火电灵活性改造规模。一般来说，火电灵活性改造主要从爬坡速率、调峰能力、启停时间等方面进行。

在爬坡速率方面，燃煤机组由于锅炉的大惯性和纯迟延作用，使得机组功率不能精确及时地响应电网指令[6]。充分利用机组本身储能，采用先进控制策略对协调控制系统进行优化可有效解决此问题。

纯凝机组的储能主要包括锅炉储能、凝结水储能、凝汽器冷却系统储能等。热电联产机组包括热网储能，但机组的内部储能有限，在短时间内“借用”后，需要设计控制策略进行快速恢复，以免造成主蒸汽压力、除氧器水位、热网供热品质等重要参数的大范围波动。除了机组内部储能，外部储能系统如蓄电池的加入，也可以有效提升火电机组的变负荷速率。

在调峰能力方面，需要探究深度调峰的改造手段。深度调峰是常规火电机组通过调整锅炉燃烧强度以及产生的蒸汽量，使机组发电负荷在大范围内保持连续可调的运行方式。实现深度调峰的关键在于如何保证低负荷下机组的安全、稳定、经济、环保运行。为满足机组深度调峰目标，需要进行相应的设备及系统改造。常用的技术包括锅炉精细化运行调整、燃烧器改造、制粉系统改造、富氧助燃改造等低负荷稳燃技术；省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路、热水再循环、分级省煤器等宽负荷脱硝技术；针对磨煤机、泵、风机等辅机的低负荷安全监控技术；基于风粉参数在线检测、炉膛温度场实时获取等技术的深度调峰控制技术。

针对热电联产机组，蓄热罐、电锅炉、热泵、蒸汽旁路技术、汽轮机低压缸切除等设备的加入，可以丰富热负荷的供给方式，打破原有的电功率玉热功率间的耦合，使机组具备更大的电功率调节能力，实现电热解耦[7]。

一般情况，提升灵活性改造预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%～50%额定容量；纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量。

通过启停调峰设备改造可实现火电机组的快速启停。对凝结水和循环水系统进行改造，引入邻机抽气加热本机给水，提高锅炉启动速度。对磨煤机和给煤机系统进行改造，优化控制回路，提高制粉与送粉效率。研究热应力与寿命损耗在线监测与计算方法，在启停机过程中对压力与温度变化速率的允许范围进行规定，在实际操作中严格控制厚壁部件和受热面的温度、压力变化速率，是实现机组快速启停的安全保障。

2.4 综合能源系统调度优化

一般情况下，将含能源供给侧、灵活调节资源以及负荷需求侧整合成一个综合能源系统，可以协调各种能源的发电运行。在供电侧，统火电、风电、光伏、水电等多种能源形式都可为综合能源系统提供电力输入。在负荷侧，大型电动汽车可以在夜间风力发电量大的时段进行充电。

动态电价政策会影响用户的用电时段，保证负荷的平稳可控，解决负荷与新能源发电量在时间尺度方面的冲突。抽水蓄能、蓄电池、储热等灵活资源可以扩展传统能源发电的调节范围，促进新能源消纳。

综合能源系统的主要任务是维持电力和热力供需平衡，以最大限度降低系统的运行成本和新能源的弃电。需要根据综合能源系统内各环节的运行特性，建立其数学模型，并设置参数运行范围，将综合能源系统的经济调度转化为带有方程和不等式约束的数学规划。可以采用粒子群优化、鲁棒优化、深度强化学习等方法进行数学规划，设计以提升新能源消纳能力为目标的综合能源系统源网荷协调调度策略。

2.5 加快新能源外送通道建设

针对新能源装机与负荷的空间分布差异，可通过新能源电力外送进行解决。目前，我国新疆、青海、甘肃、内蒙古等地区已建成若干条新能源外送通道。新能源装机容量逐年增长，未来仍需要加快“三北地区”新能源特高压直流输电外送通道的建设，拓展新能源消纳空间。

3 结语

电力系统灵活性的不足是造成新能源弃电的直接原因。为了促进新能源消纳，需要提高风电、光伏自身的功率预测和控制精度，增加更多的灵活性电源。充分利用负荷侧响应、优化源网荷协调调度策略是提高新能源消纳的关键。加快新能源外送通道的建设，逐渐提高新能源外送电量，是拓展新能源消纳空间的重要手段。