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图1 光伏典型日出力曲线
风电出力具有一定间歇性、随机性,呈现夜间出力大,白天出力小的特点,典型日出力曲线如图2所示。若优先发展风电,风电开发超过一定规模时,将加重电网夜间小负荷时段的弃电现象。
图2 风电典型日出力曲线
光伏与风电之间具有一定的互补性,风光出力叠加后最大出力系数及日最大峰谷差较光伏有所下降,平滑了新能源出力的波动性,降低对负荷的负效应,因此,需充分发挥光伏风电互补特性,寻找风光最优配比,达到消纳新能源规模最大的目标。风光互补后出力曲线如图3所示。
图3 风光互补后出力曲线
1.2 水电优化调度曲线
新能源规模较大省份,为配合新能源运行,在光伏电站发电出力较大的时段11:00—16:00,水电站降低出力为光伏调峰运行,其余时间水电大发以平衡负荷。水电优化调度曲线如图4所示。
图4 水电优化调度曲线
1.3 电力电量需求及负荷特性分析
青海电网某连续三年全社会用电量分别为675亿kW•h、711亿kW•h、779亿kW•h,年均增长率5.0%;全社会最大用电负荷分别为8800MW、10016MW、10966MW,年均增长率6.4%。青海电网年负荷特性曲线及日负荷特性曲线分析结果如图5、图6所示。
图5 青海电网年负荷特性曲线
2 基于时序生产运行仿真的新能源消纳能力计算模型(略)
3 基于新能源消纳能力的光伏风电并网优化策略研究
3.1 研究思路
本文研究思路如图7所示。首先根据新能源规划开发规模及布局,分析新能源消纳情况。若新能源弃电率不满足要求,基于生产模拟运行仿真,研究优先发展风电、优先发展光伏及寻找风光最优配比三种发展策略下新能源消纳能力,并基于新能源消纳能力最大推荐逐年新能源并网规模优化方案,最后进行网架适应性校核。
3.2 青海电网规划新能源消纳情况分析
根据规划新能源发展策略,青海电网连续3年新能源弃电率/弃电量分别为12.42%/18.2亿kW•h、18.48%/42.88亿kW•h、16.96%/50.53亿kW•h。不满足新能源弃电率不超过7%要求,因此,为保证新能源有序发展、有效接纳,需开拓省外受电市场或优化新能源开发方案。
图7 研究思路框图
表1 连续3年新能源消纳情况分析
3.3 不同负荷水平对青海电网新能源消纳情况影响分析
考虑负荷水平较规划水平降低了5%,导致新能源消纳情况更加严峻,此时青海电网新能源弃电率/弃电量分别为17.35%/25.4亿kW•h、28.1%/65.1亿kW•h、23.1%/68.7亿kW•h。
3.4 不同外送曲线对青海电网新能源消纳情况影响分析
若考虑将新安排新能源全部消纳,需开拓省外受电市场。第一年外送电量方案已确定,此时青海电网新能源弃电率/量为12.42%/18.2亿kW•h;第二年为将新能源弃电率控制在7%,建议外送电量增加至76亿kW•h,此时新能源弃电率/量为7.02%/16.28亿kW•h;第三年为将新能源弃电率控制在7%,建议外送电量增加至67亿kW•h,此时新能源弃电率/量为7.04%/20.98亿kW•h,全省最大外送电力约890万kW。
表2 青海负荷水平降低5%新能源消纳情况分析
表3 优化外送电量方案时新能源消纳情况分析
3.5 基于新能源消纳能力的光伏风电并网优化策略研究
基于2.1节提出的光伏、风电及风光互补特性,同时为将新能源弃电率限制在7%以内,提出了优先发展风电、优先发展光伏及风光最优配比原则对新能源并网方案进行优化。
方案一:优先发展风电。第一年无新增装机;第二年可消纳风电140万kW;第三年可消纳风电共424万kW,此外可消纳光伏70万kW。
表4 新能源并网规模优化方案一
方案二:优先发展光伏。第一年无新增装机;第二年可消纳光伏135万kW;第三年可消纳光伏共245万kW,剩余33万光伏无法消纳。
表5 新能源并网规模优化方案二
方案三:寻找风光最优配比。通过青海电网生产模拟运行仿真研究,在保持风光总装机不变的前提下,逐渐降低风电装机、增加同等量的光伏装机,当第二年、第三年全省风光比例分别为1:3.7、1:1.3时,此时新能源弃电率最小。即该风光配比方案下,新能源消纳能力最大。
图8 第二年风光不同配比下青海电网弃电率
图9 第三年风光不同配比下青海电网弃电率
表6 新能源并网规模优化方案三
因此,建议第一年不新增新能源装机;第二年可消纳新增风电120万kW、光伏30万kW;第三年可消纳风电共444万kW,此外可消纳光伏40万kW。
综合以上三种新能源发展策略,可探索出电网新能源消纳能力最大的方案,即寻找风光最优配比方案。
结论
1)电网不同负荷水平或外送曲线直接影响电网新能源消纳能力。
2)基于新能源消纳能力,提出通过寻找风光最优配比,可探索出电网新能源消纳能力最大的风光发展策略,为后续全国新能源并网规模及配比方案提出指导性意见及思路,避免大量的弃风弃光现象发生。
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