高比例新能源并网运行对山西电网调度运行管理的影响

卫鹏杰

（国网山西省电力公司电力调度控制中心， 山西 太原 030001）

1 山西电网新能源装机预测及面临的问题

1.1 山西电网新能源装机概况及预测

根据国家能源局新能源并网“应并尽并”的原则，2020 年底山西的电网直调新能源装机已经达2 820.1 万kW，其中风电装机 1 874.3 万kW、光伏装机 945.8 万kW。 山西省调直调装机容量为7 870.58 万kW， 新能源装机占直调装机容量的35.83%。 根据2009 年—2020 年新能源并网投产情况可知， 近10 年山西电网年均投产新能源装机容量为300 万kW，其中风电年均投产200 万kW，光伏年均投产100 万kW。

考虑山西省调直调山西机组切改、暂不考虑直调火电机组投产情况， 依据近10 年年均新能源投产水平预测，到2022 年底，山西电网省调直调新能源装机将达到3 420 万kW， 新能源装机容量占省调直调装机容量的41.08%；“十四五”末，山西电网省调直调新能源装机容量将达到4 320 万kW，新能源装机占省调直调装机容量的48.79%。

1.2 山西电网新能源运行新特性

2017 年—2019 年山西省调直调新能源出力创新高时出力、 负荷情况如表1 所示。 由表1 可知，2017 年—2020 年山西省调直调新能源装机容量逐年攀升，山西省调直调新能源出力共18 次创新高，其中 2017 年 4 次、2018 年 4 次、2019 年 2 次、2020年8 次。新能源出力创新高时新能源出力与该时刻统配用电负荷比由32%上升至65%，呈逐年递增趋势；新能源出力占新能源装机容量比由60%多上升至80%多。 由此可见，山西电网正面临高比例新能源并网引发的新能源消纳、 发电企业并网运行管理、电力平衡等山西电网调度运行管理若干新问题或者问题的新特点。

表1 2017—2019 年山西省调直调新能源出力创新高时出力、负荷表

2 高比例新能源并网运行对山西电网调度运行管理的影响

2.1 新能源出力波动性对省调统配用电负荷预测的影响

2020 年底山西省调直调风电装机1874.3 万kW、光伏装机945.8 万kW，根据“统配用电负荷波动=-170.769 555 6×风电波动系数-460.172 888 9×光伏波动系数”[1]计算的山西省调直调新能源出力波动对山西统配用电负荷的影响如表2 所示。

表2 2020 年山西省调直调新能源最大出力、统配用电负荷波动预测表

由表2 可知， 山西统配用电负荷波动值约在-60.36 万 kW 到 4.35 万 kW 之间，新能源出力波动性对山西统配用电负荷预测产生了较强的影响。

2.2 高比例新能源并网运行对山西电网电力平衡的影响

山西省调进行日前（周）电力平衡计算时，因受天气因素变化及新能源功率预测准确率相对较低的影响，难以准确获取高峰、低谷、平峰时刻省调直调新能源出力， 进而无法准确将新能源出力计入电力平衡。在省调直调新能源并网容量较小时，不计入电力平衡不会对机组开机组合、 电量完成产生较大影响。 当省调直调新能源装机容量占比超过一定比值时（比如40%），计算电力平衡若不计入新能源出力，将会对机组开机组合、电网调峰、新能源消纳产生很大影响[2-3]。 如果日前电力平衡时省调直调新能源出力按经验值（预测值）计算，而日内电力平衡时省调直调新能源出力按实际值计算，则会因日前、日内计算方式不同造成日前、 日内电力平衡计算结果差异较大的问题。为了消弭新能源出力波动性，如果新能源出力大，势必需要多开机组确保电力可靠供应，从而导致日内高峰时段电网旋转备用容量偏大， 而低谷时段新能源消纳困难的现象。为了解决上述矛盾，电力平衡控制模式需由“省网独立平衡，区域电网兜底，极少数情况全国网平衡”模式逐步转变为“区域电网区域内平衡，全国网大兜底互济”模式。

2.3 高比例新能源并网运行对山西现货市场运行的影响

大容量、高比例新能源并网运行后，尤其是接入电网110 kV 系统及以下的新能源出力波动性、随机性加大了山西电网母线负荷96 点预测曲线的预测难度， 母线负荷预测偏差可能导致现货市场节点电价偏离实际，误发市场价格信号；接入220 kV 系统的新能源出力波动性， 一定程度影响着局部电网的潮流分布， 进而影响机组出力， 影响市场成员收益。山西电网统配用电负荷96 点预测曲线作为现货市场出清边界条件及公共信息，大容量、高比例新能源的波动性直接影响统配用电负荷96 点预测曲线的准确率，一定程度上影响着市场成员决策，影响日前、日内现货市场出清边界，从而影响现货市场出清结果，导致日前、日内现货市场结算偏差，某种程度上增加了现货市场不平衡资金的产生， 影响了市场成员收益。

2.4 高比例新能源并网运行对山西发电企业运行管理的影响

在“区域电网区域内平衡互济，全国网大兜底互济”模式下，对山西省电力平衡、电网调峰能力提出了更为严格的要求， 对省调直调机组稳定运行、持续调峰性能提出更为苛刻的要求。火电机组既要能顶高峰出力，又要能长周期持续深度调峰。长周期持续性深度调峰将对机组燃料管理、 运行维护提出更高的要求。 截至2020 年底，山西省调共有33 台、1 325 万kW 燃煤火电机组（占省调火电装机容量的28.15%）完成灵活性改造，释放供热期深度调峰容量234 万kW，非供热期深度调峰容量203 万kW，有效提升了电网调峰能力和新能源消纳能力。如果新能源持续大容量并网，山西电网常规机组发电空间将进一步受到挤压， 迫使更多发电企业加入灵活性改造行列，通过提供深度调峰的服务，获取收益，维持生产运行。

3 相关建议

3.1 不断提高新能源功率预测准确率

提高风电、 光伏功率预测准确率极为重要，不仅涉及发电企业并网运行管理， 同时影响着日前、日内电力平衡，影响现货市场成员收益。 建议山西省调、 各新能源发电企业综合考虑局地微气象、风机检修、跳闸等因素，不断提高风电、光伏新能源功率预测准确率，逐步降低新能源波动对统配用电负荷的影响，降低新能源预测不准导致的日前、日内平衡偏差问题。

3.2 积极探索新能源出力纳入电力平衡机制

不断提高新能源功率预测准确率，积极探索3日及多日新能源出力计入电力平衡计算的新机制，逐渐消弭日前、日内电力平衡计算差异，为科学、合理计算开机容量、调度机组开机、编制机组出力曲线奠定基础。

3.3 根据调峰需求适时优化辅助服务市场补偿规则

大容量、高比例新能源并网运行出力波动性导致机组开机容量难以精确计算，为了更好地消纳新能源，必须充分利用水电、抽水蓄能电站、火电机组的调峰能力。 为了激发发电企业调峰积极性，需要根据电网运行实际适时优化辅助服务市场补偿规则，充分发挥市场经济杠杆，调动调度机组调峰积极性，保障电网调峰需求。 发电企业要吃透市场规则，扮演好市场服务提供商、电量批发商角色，通过市场获取服务收益、发电收益，提升发电企业综合效益。

3.4 充分调用抽水蓄能机组

切实做好抽水蓄能电站的建设、规划与运行，提前谋划，提前建设，尽快投运，高效运行。比如山西在建的垣曲抽水蓄能电站，规划的浑源抽水蓄能电站，已经投运的西龙池抽水蓄能电站。高峰时段，多调用抽蓄机组顶高峰，减少火电机组开机；低谷时段，调用抽水蓄能电站抽水运行，腾挪消纳空间，提升新能源消纳能力，使机组运行综合效益最大化。

4 结束语

本文分析了高比例新能源并网运行对山西电网统配用电负荷预测、电力平衡计算、山西现货市场运行、山西发电企业生产运行的影响，并从新能源功率预测准确率提升、机组调峰性能提升、辅助服务市场规则优化等方面给出了合理化建议，为应对新能源高比例并网运行给山西电网调度运行管理带来的新问题、新挑战提供了有效参考。