基于源网荷储综合调峰资源协同方案研究

刘梦晨，郑华，秦立军，刘斯伟，李桐，梁剑

(1.华北电力大学 电气与电子工程学院，北京 102206； 2.国网经济技术研究院有限公司，北京 102209；3.国网宁夏电力有限公司电力科学研究院，银川 750001)

0 引 言

在“两个50%”能源发展战略下，新能源发展呈现出规模化、集中化趋势。然而，高占比新能源的功率间歇性、随机性给电网带来了系统调峰困难、火电煤耗高等问题，电网调峰面临着严峻挑战。现阶段，宁夏新能源发展速度已经远超区内负荷需求水平[1-2]，区内调峰资源主要由煤电机组承担。调峰资源单一，系统的调峰能力受到限制，当新能源发出电量超过系统所能消纳的电量时，新能源弃电量将大幅度提高。未来，随着新能源的快速增长，势必使得宁夏本以紧张的调峰形势更加严峻。因此，如何统筹规划利用源-网-荷-储各类调峰资源具有重要意义。

目前，国内外对调峰资源配置有多方面的研究。文献[3]指出当前中国火电机组总量富余但灵活性调节不足，构建了考虑火电机组灵活性改造的电力系统长期调度模型，对风电消纳起到促进作用。文献[4-8]讨论了在常规机组进行调峰不足时，解耦供热机组“以热供电”约束，加大对新能源消纳，提高煤利用率。文献[9]提出了“网源合一，多网互联”新的供热模式，为灵活运用调峰资源提供结合电网新思路。文献[10]是以电网为中心，与热力网、天然气网优化互动，实现了多能互补。除了采用上述源网作为调峰资源外，通过DR可实现负荷侧的灵活性调度[11-12]，使用户积极参与系统的功率调整。文献[13-14]利用需求侧响应的分时电价与可中断负荷，将负荷侧资源积极参与到电网调峰中，并与火电机组相结合，建立了考虑需求响应及火电机组深度调峰的含高比例风电系统优化调度模型。随着储能技术的不断发展[15]，可同时作为发电资源与负荷资源，为缓解调峰压力带来了新的动力。文献[16-18]是运用现阶段比较成熟的电池储能技术参与系统的调峰，或是与需求侧响应相结合，或是与风电技术结合建立优化模型，提高了系统运行的经济性。这些文章没有将源-网-荷-储4方面的调峰资源综合运用起来，都是考虑了其中几个部分建立模型[19-22]，侧重理论研究，没有结合具体某一地区，提出详细的调峰资源配置方案。

文中在深入分析宁夏电网发展现状的基础上，构建了以电力系统的总发电成本最低为目标的优化模型，运用SPER_PROS系统进行“十四五”本地区运行模拟。基于以上优化模型，构建满足宁夏调峰资源的8种典型场景，对比分析了各方案各月的调峰情况与弃电功率，并从新能源弃电量、煤电减荷能力等经济技术指标的角度综合对比分析该8种方案。最后，基于上述分析，提出了基于“十四五”源-网-荷-储综合调峰资源的协同方案及其相关建议与措施，为未来宁夏电网的科学发展提供有力支撑。

1 电网发展现状

1.1 电源装机与负荷发展现状

大规模消纳新能源是世界性难题，其解决的根本办法是调峰资源的灵活性运用。为了更好地对宁夏地区配置调峰资源，需要了解宁夏电网特性与资源条件。

截至2018年底，宁夏全社会总装机容量达到4 714.8万千瓦，其中新能源装机容量1 827.5万千瓦，占总装机的38.7%；总发电量1 614 亿度，其中新能源发电量284亿度，占总发电量的17.6%。新能源电源保持较快增长“十三五”前三年总装机年均增速已达14.3%。

对于负荷侧而言，“十三五”前三年用电增量年均为6.63%。虽用电需求扩大，但较新能源装机建设进程而言仍不协调。新增的用电市场无法支撑电源的快速增长，新能源消纳问题日益突出，增加了电网的调峰压力。

1.2 调峰需求预测

根据宁夏电力公司的电网发展规划(2020-2022)，到2025年，风电、光伏发电装机规模增长约50%，电网调峰需求将进一步增加。选择2018年为基准年，对2025规划水平年的调峰需求进行预测。2025年调峰需求预测如表1所示。到2025年新能源反调峰需求达到1 400万千瓦，占高峰负荷的81.1%。可见现有资源建设已经不能满足宁夏未来“十四五”调峰需求发展，只有通过合理配置调峰资源，才能确保电网可持续健康发展。

表1 2025年调峰需求预测

2 优化方案模型

研究基于源-网-荷-储的宁夏调峰资源的优化配置。根据各类发电机组的不同运行与技术经济特点，可以提出以电力系统的总发电成本最低为目标，进行多目标联合协调优化。

2.1 目标函数

minF(P)=minEWQ∩min{EHQ|max(PHm+RHm)}∩max{PPm+RPm}∩min{F(PT)|max(ΔPm)∩min(ΔE)}，(m=1,2,...,12)

(1)

式中F(P)、F(PT)分别为水平年电力系统和火电站总发电；P、PT分别为电站及火电站发电出力成本；ΔE、ΔPm分别为系统水平年电量不足和m月电力盈余；EWQ、EHQ分别为新能源弃电量和水电弃水电量；PHm、PPm分别为水平年m月水电、抽水蓄能电站最大发电出力；RHm、RPm分别为水平年m月水电、抽水蓄能。

2.2 约束条件

(1)系统电力平衡约束

∑Pimt+∑PLlmt=Lmt

(2)

式中Pimt为电站i水平年m月t小时发电出力；P为是各类分区间线路(包括联络线及输电线)l水平年m月t小时送入系统电力(送入为正，送出为负)；Lmt为系统水平年m月t小时负荷。

(2)电量平衡约束

∑Eim+∑ELlm=Em

(3)

式中Eim为电站i水平年m月发电量；ELlm为各类分区间线路(包括联络线及输电线)l水平年m月送入系统电量；Em为系统水平年m月预测负荷电量。

(3)电站发电出力上、下限约束

Pdim≤Pimt≤Puim

(4)

式中Pdim、Puim分别为水平年m月电站i发电出力上、下限。

(4)电站承担系统备用容量上限约束

0≤Rim≤Rimax

(5)

式中Rim、Rimax分别为电站i水平年m月承担系统及分区备用容量及其上限。

3 基于源-网-荷-储调峰资源优化配置方案

基于上述优化模型，运用SPER_PROS系统，充分结合宁夏地区火电、水电、风电以及太阳能发电特点，按照《宁夏电网发展规划》(2020～2022)设置系统边界条件，分别以冬季晚高峰大负荷、夏季晚高峰大负荷、夏季午间小负荷、冬季后半夜小负荷等典型负荷方式，以银东、灵绍直流分别送电400万千瓦、800万千瓦，仅冬小方式下分别送电280万千瓦、560万千瓦，昭沂直流送电规模随投产机组提升，甘宁断面根据省间电力流安排作为四大基本方式边界条件，进行联合系统运行模拟与分区系统运行模拟，计算出技术经济指标，从而为配置调峰资源提供有力数据支撑。

3.1 系统参数

根据“十三五”以来对宁夏概况分析，为了充分利用调峰资源，可从源-网-荷-储4个方面进行优化配置。

发电侧：宁夏地区水电站建设小，截至2019年底，水电站装机43万千瓦，仅占总装机的0.84%，故暂不考虑水电站的调峰情况。未来宁夏地区主要依靠本省煤电机组参与调峰，按有偿调峰基准50%与最大深调能力70%(2019年本省煤电常规机组最大调峰能力占总装机额定容量的67%，这里取整70%)设置。

电网侧：宁夏通过±660/800 kV直流线路向山东、浙江送电，相较于其他地区而言，此电网直流外送规模较大，外送负荷占总负荷50%以上，因此在电网侧直流可按送端与受端两个方面考虑调峰。

负荷侧：对负荷侧的需求响应，主要考虑分时峰谷电价对本省负荷的影响。本省实行分时峰谷电价后负荷曲线有明显移峰填谷现象，负荷曲线更加平稳，将减少机组启停所引致的煤炭消耗，提高了机组运行的经济性。根据需求响应可在负荷侧设置14%的移峰填谷率 。

储能侧：“十四五”末本省牛首山抽水蓄能电站的投产仍具有不确定性，设置一定量的储能能够消纳新能源，根据A区储能建设情况，设定80万千瓦。储能在9:00～16:00蓄电，晚高峰19:00～23:00顶峰。

3.2 优化配置方案分析

以2025年为水平年，基于以上参数设置，拟定了如表2的8种配置方案。其中以方案1为基础方案。

表2 2025年基于源-网-荷-储调峰资源优化配置情景方案设置

8种方案下12个月调峰能力水平仿真结果如图1所示。从中可知，方案2～方案5比方案1的整体调峰深度减小，说明跨区直流运行方式按照宁夏送端负荷特性、运用需求侧峰谷电价、增加系统储能，可提高煤电机组的最小技术出力。方案4、方案5整体调峰能力最低，说明采用两种以上手段进行调峰，更能有效提高煤炭机组负载率，降低了煤炭损耗，机组运行经济性大幅提升。方案6～方案8与方案1相比，进一步降低了火电机组的最小技术出力。方案6、方案8与方案7相比，机组整体调峰深度也降低了，说明即使压低机组出力运行，在适当进行合理调峰资源配置，也可以提高煤电机组的负载率。调峰水平可整体控制在50%以下。

图1 八种方案调峰能力情况

8种方案各月份弃电功率仿真结果如2图所示，与方案1对比，其他7种方案的弃电功率均有明显下降，且方案4～方案6、方案8中各月均无弃电功率，说明合理配置两种及以上调峰资源时，可以有效提高系统消纳新能源的能力。也可显著提高系统可调节能力和运行弹性。

图2 八种方案各月弃电功率情况

为了分析源-网-荷-储4个方面调峰资源对新能源弃电量、煤电减荷能力、年费用、二氧化碳排放量、发电能耗、发电单耗等技术经济指标的影响，8种配置方案的技术经济指标运行模拟结果如表3所示，对8种方案进行综合比较。

表3 宁夏源-网-荷-储综合调峰资源配置情景方案综合比较

从发电侧看，方案4～方案6、方案8新能源不弃电，可见通过煤电深度调峰、增加储能措施可以保证2025年宁夏1300万千瓦光伏和1 500万千瓦风电全额消纳。从跟踪负荷能力看，各方案每分钟煤电减荷量在30万千瓦～40万千瓦范围。

从电网侧看，跨区直流运行方式对系统调峰能力具有较大的影响，直流按照送端A区负荷特性参与调峰，可明显提高系统调峰能力和系统运行灵活性，方案3和方案1相比，仅考虑直流运行方式的影响可将弃电比例显著降低，由2.3%降低到0.013%。

从需求侧看，通过峰谷分时电价需求侧响应可明显提高系统运行灵活性，提高系统调峰能力，相比煤电深度调峰、增加储能等措施，经济性更好。

综上分析，考虑煤电深度调峰、峰谷分时电价政策等措施可以满足2025年新能源消纳要求，但总体系统运行灵活性和弹性裕度较低，能否充分调动煤电参与深度调峰辅助服务和用户参与负荷响应的积极性具有很大不确定性，因此，如果2025年前新建的抽蓄电站不能按期投产，为提高系统调峰能力和运行弹性，应配置一定容量的储能。

3.3 配置建议

基于上述对A区源-网-荷-储调峰资源配置方案的分析，可以提出以下配置方案：

(1)发电侧：优化深度调峰机制：通过常规煤电机组灵活性改造，到2025年最大调峰能力1 300万千瓦，其中深调容量约577万千瓦，占最大调峰能力的44%。通过供热机组“热电解耦”改造，到2025年供热机组基础最大调峰能力约180万千瓦，考虑供热机组深调能力后，最大调峰能力达到465万千瓦。缩短常规煤电机组的开停机周期也可以改善新能源的调峰弃电。

深化自备调度机制：按照西北电力电控中心相关数据进行测算，考虑A区自备电厂企业下网能力等因素，预计电网自备电厂可释放调峰能力约40万千瓦，占自备电厂容量的30%左右；

(2)电网侧：电网侧跨区直流运行方式对系统调峰特性较大影响，按照送端负荷特性参与调峰，可显著提高系统调峰能力。通过多种运行方式分析，2025年通过提高部分月份净负荷曲线低谷交直流联网线路输送功率，可提高系统调峰能力超过200万千瓦左右；

(3)需求侧：从宏观层面来看，主要是通过电能替代增加负荷体量，拓展基础消纳能力，预计到2025年将代替超过100亿度；

从微观层面看，主要是通过需求侧资源响应挖掘已有负荷资源潜力，利用市场交易和电价机制提高需求侧资源潜力的发挥，通过峰谷分时电价时段和电价调整可优化系统净负荷曲线，峰段功率下降14%，谷段功率上升11%，移峰填谷作用明显；

(4)储能侧：考虑2025年左右新建抽水蓄能投产，以及远期2030-2035年水电投产后可利用其良好的调节特性大幅增加系统调节能力，可以弥补风光发电的不确定性，风光水协调运行能够提高系统可靠性，从而提高新能源发电的可信容量。建议2025年前配置储能容量80万千瓦，采用电网侧共享储能模式，结合电网深调需求，优先调度储能电站，充分发挥储能的灵活性，降低燃煤机组的煤耗和维修成本。

4 结束语

为了解决宁夏地区新能源快速增长与区内负荷、电网发展不相匹配的问题，研究了计及源-网-荷-储4方面的资源优化配置。通过建立以电力系统的总发电成本最低为目标的模型，运用SPER_PROS系统运行模拟，对设置的8种方案进行分析。通过分析可得，火电进行深度调峰能够较大提升系统的运行灵活性；电网侧按照送端负荷特性参与调峰，可显著提高系统调峰能力；通过峰谷电价进行需求侧响应，可以降低系统运行成本，具有良好的经济性；通过增加储能，提高系统灵活性调度，降低燃煤机组的煤耗和维修成本。资源的合理配置，能有效提升系统消纳新能源消纳的空间，降低新能源弃电水平。最后根据宁夏“十四五”发展，提出有关源-网-荷-储4方面的配置建议，为未来宁夏电网的科学发展提供有力支撑。