周 刚 ，凌汝晨 ，李锐锋 ，操晨润

（1. 国网浙江省电力有限公司嘉兴供电公司，浙江 嘉兴 314000; 2. 国网浙江省电力有限公司海盐县供电公司，浙江 嘉兴 314300）

0 引言

发展和推动清洁能源消纳，是调整能源结构、节能减排、合理控制能源消费总量、实现能源可持续发展、转变经济发展方式的必然选择。我国拥有丰富的清洁能源资源，分布广泛，发展清洁能源对我国能源安全、节能减排和可持续发展都有着重大的战略意义。然而，因为我国的新能源装机容量与区域负荷水平为逆相关、系统调节水平低、“三北”新能源外送受到限制[1]，我国部分地区新能源消纳问题日益凸显。而我国政府提出弃风率、弃光率力争控制在5%以内的目标[2]。因此，正确评估电力系统的新能源消纳能力，有助于制定新能源发电计划，促进新能源消纳。

日分析法、随机生产模拟法为目前的新能源消纳能力评估的普遍性方法。文献[3-5]在测算新能源消纳能力时，使用了典型日负荷低谷时段的调峰裕度，却忽略了负荷和新能源出力的随机性、波动性。随机生产模拟是在机组生产条件优化的基础上，综合考虑了机组的随机性和负荷的波动性，求出了机组在最佳工况下的发电量、系统的生产费用和系统的可靠性指数[6]。大致可以分为解析法[7-9]和模拟法[10-11]2 种。传统的随机生产模拟方法主要是针对电网的经济性、可靠性等指标，不能直接评价新能源的消纳能力。

本文提出一种基于时序生产模拟的新能源多目标消纳能力评价模型，对新能源消纳能力进行评估，并求得弃风、弃光情况。

1 市场机制下新能源消纳模式

从整体上看，各国的新能源发电成本、市场模式等都存在着差异，因此，新能源的消纳模式也不尽相同，可以归纳为3 类。

1.1 新能源不进行市场竞价交易

在这种模式下，新能源发电采用国家确定的固定价格，不参加市场竞价，由电网公司根据新能源的优先购买政策，以固定价格购买新能源[12]。在此模式下，新能源发电公司无须承担调峰、备用容量费用，从而极大地降低了新能源发电商的负担，因此推动了新能源的发展。

“固定电价 + 全收购”是新能源发展最直接且有效地激励手段，具有实施过程简单、效果好的特点，可以促进新能源的发展。但随着新能源的发展和规模的不断扩大，新能源的消纳压力将逐步加大。

1.2 有溢价补助的新能源直接加入市场竞价

在这种模式下，新能源公司将直接加入市场竞价中，然后在市场价格的基础上获得一定的政府补助，并承担着与传统的供电方式相同的保持电力系统平衡的责任。随着新能源的迅速增长，新能源的波动性使得电力系统的运营压力不断加大，而新能源补助的配额也在逐步增加，一些国家已经对新能源公司进行了额外的补助，以鼓励其加入到市场中来[13]。

新能源公司的直接入场，是一种由全额收购到全面竞价的过渡，适宜于已经达到一定规模的新能源发电，此时的发电成本较低，但是在市场上仍是比较脆弱的。鼓励新能源企业参加电力市场，提高其技术水平，增强竞争能力，履行调峰义务，缓解电网的运行压力。但是，由于新能源可以在获得补助的情形下以零或负的价格参加市场竞争，从而使由于电力批发市场的边际成本降低，其他发电公司的收益将受到一定程度的影响，因此须要建立一个完善的电力市场机制，使各方的利益得到均衡，以保证电网的安全。

1.3 无补助的新能源直接参与电力市场

在这种商业模式下，新能源直接加入到市场竞争中，并承担着与传统的供电方式相同的平衡责任，且无任何其他的补助[14]。这种模式将新能源视为一种传统的电力供应，以商品的形式进行交易，它承担着与传统的供电方式相同的平衡责任，不需要额外的补助和优惠。但由于成本因素，目前很少有新能源企业能够在没有补助的情况下直接参与到市场中来。

新能源在无补助情况下直接参与到电力市场交易中，将其“特殊性”去除，使其成为“普遍性”的能源产品，适用于新能源发电已具有较强竞争力的市场。同时，由于新能源的边际成本较低，会使批发市场的边际电价降低，从而对其它发电企业的利润产生一定的影响，因此必须要构建一个健全的电力市场体系，平衡各方面的利益，确保电网的安全。

当前，中国新能源消纳主要为第一种模式，即新能源不参加竞争性交易，以新能源最大消纳为目标，采用固定上网电价方式上网。

2 一种基于时序生产模拟的新能源多目标消纳能力评价模型

2.1 时序生产模拟

电力系统新能源接收容量的大小与电源结构、网架结构、负荷水平以及新能源特性有关。其中，电源结构包括电源类型、装机容量、运行方式、启停状况；网架结构主要包含跨区传输容量、备用负荷容量、平衡稳定条件；负荷水平涵盖负荷增长速度与电网负荷需求（也就是一年的负荷曲线）；新能源的特点包含新能源的装机容量和新能源出力的时间和空间特征。此外，影响因子也不是一成不变的。比如，在丰水期和枯水期，水力发电厂的库存量是不同的，其发电量和调峰能力都会受库存量的影响；在冬季供热与不供热期间，火电与核电的发电计划存在差异；另外，新能源的发电具有空间和空间特征，在不同的时间尺度上，出力波动并不一致。因此，新能源在电网中的消纳能力是有某种季节性和阶段性的。

电力系统生产仿真的关键在于把机组、负荷等当作随机源，在生产规划中考虑其运行的随机性，采用定量的方法计算出不确定条件下的电力系统可靠性等指标。在传统电力系统生产仿真中，主要考虑了设备故障、负荷持续时间等各种影响因素。新能源、柔性负荷等新型电源的加入，不仅为电网增加了一个新的随机源，而且它的发电量随机性也必须用定量的方法来纳入系统的随机生产仿真中。另一方面，新能源的发电出力具有时序变化的特点，而传统的火电等电源由于具有较好的可控性，目前针对传统电源的随机生产模拟算法不能很好地解决这些问题。

时序生产模拟是指在一定的负荷下，对各个机组进行仿真模拟，以求出发电系统的生产运行指标[15]。该系统的负荷和新能源都是一个具有变化性的时序序列，能够反应时序的变化特征。针对新能源消纳能力的时序生产仿真算法，实质上是一种综合考虑各种系统运行约束条件的最优评估方法，它可以在中长期内对电网的风能接纳能力进行评价，以达到降低成本、提高并网率的目的，从而为电力调度和规划设计者提供决策依据。

本文采用时序生产模拟的方法，以电网的新能源接纳能力最大为目标，综合考虑风光出力特性、火电机组、市场机制的约束、建立时序生产模拟仿真模型，分区、分时逐段地分析系统新能源消纳能力。

2.2 计算模型

2.2.1 目标函数

根据浙江电网新能源消纳的模式，新能源消纳分析计算的目标为：风电和光伏的新能源发电量最大，即弃风弃光电量最小，其目标函数如式（1）所示：

式中：Ewind_loss为计算周期内弃风电量；EPV_loss为计算周期内弃光电量。

2.2.2 约束条件

区域电力电量平衡约束：

式中：Pth(t) 为区域内时段t火电机组的总出力；Pw(t)为区域内时段t风电出力；PPV(t) 为区域内时段t光伏出力；Puc(t) 为区域内时段t水电出力；为区域内时段t联络线交换功率之和，以受入为正；PLoad(t) 为区域内时段t负荷。

备用容量约束：

式中：u(i,t) 为火电机组i在t时段的启停机状态（0-1 变量）；Nth为系统中火电机组数量；Sth(i) 为火电机组i的装机容量；Pth_min(i) 为火电机组i最小技术出力；Spo为系统正备用；Sneg为系统负备用；Pload_max(t)为系统负荷在t时段的最大值；Pload_min(t)为系统负荷在t时段的最小值。

区域火电机组出力约束：

式中：APth(t,i) 为区域i内火电机组在t时段出力之和；APth,max(i) 为区域i内火电机组出力最大值；APth,min(i)为区域j内火电机组最小技术出力之和。

火电机组启停机约束。

式中：Switch_On(i,t) 为机组i在t时刻的开机信号（动作），1-有开机，0-无开机；Switch_Off(i,t) 为机组i在t时刻的关机信号（动作），1-有关机，0-无关机；Min_On为机组最小开机时间；Min_Off为机组最小停机时间。

火电机组爬坡速率约束：

式中：Pramp_max(i) 为火电机组i最大爬坡速率。

机组年发电量约束：

式中：Eth(i) 为火电机组i年发电量；Eyear_plan(i) 为火电机组i年计划发电量最小值。

火电厂开机容量约束：

式中：ThPlant_Son(k) 为火电厂k的开机容量；ThPlant_Sonmin(k)为火电厂k的最小开机容量。

区域间联络线传输功率约束：

式中：Pline(t,i) 为联络线i在t时的传输功率。

新能源出力约束：

式中：PwI(t)为风电理论发电功率；PPVI(t)为光伏的理论发电功率。

3 算例分析

3.1 计算边界

3.1.1 计算参数

采样时间2018-03-10-2019-03-10，计算精度15 min，计算周期365 天，数据口径为调度口径。

3.1.2 电源装机和出力

系统备用容量：上备用1 200 MW，下备用0 MW。火电机组：统调火电机组 + 核电机组，共计151 台。火电厂50 座，风电装机508.5 MW，光伏装机2 504.7 MW，火电机组最小技术出力装机 ×48%。

3.1.3 火电机组启停机

最小启停机时间3 天（最少72 h 内火电机组启停状态不变）。

3.1.4 时序数据

省际交换功率曲线由D5000 给出，省内非统调水电、火电、生物质等不可控小电源功率曲线由调度口径负荷与统调口径负荷作差得到。负荷曲线由D5000 给出。新能源理论出力曲线由新能源历史出力数据替代，D5000 给出。

3.2 计算结果

如表1 所示，基于前文所述的计算边界下，得到计算周期内，省内新能源总限电量为87 526 MW·h，总限电率为0.92%。其中，风电限电量为16 713 MW·h，限电率为0.56%，光伏限电量为70 813 MW·h，限电率为1.07%。全省火电年平均利用小时数为3 933.4 h。

表1 结果概览

出现弃风弃光的日期和弃电量情况如表2 所示。

表2 日弃电量情况分布MW

如图1、图2、表2 所示，全年共计27 天发生弃电情况，其中弃电最严重的为10 月1 日国庆节和2 月6 日春节当天，弃电量分别达到了21 263.95 MW和17 440.02 MW。这主要是由于节假日时期负荷较小，而且天气情况较好，新能源大发，火电机组降到最小技术出力仍无法满足新能源的全额消纳造成的。

图1 弃风情况

图2 弃光情况

综上可得，由于浙江电网负荷较大，新能源装机较小，整体消纳情况较为乐观。但在国庆节、春节前后，由于负荷较小，天气条件较好，容易造成新能源无法完全消纳的情况。此外，新能源弃电主要发生在白天，尤其是午间时，夜间新能源主要为风电，能够全额消纳，如图3 所示。

图3 2019 年2 月6 日（春节）弃风弃光情况

4 结论

本文首先分析了不同市场机制对新能源消纳模式的影响，研究了基于时序生产模拟方法的新能源多目标消纳能力评价模型，建立了新能源多目标消纳能力评估的计算模型，以新能源弃风弃光电量最小为目标，考虑电力电量平衡、电源出力约束、备用容量、省际交换功率等约束条件，求得新能源最大消纳电量及弃风弃光情况。