双碳‘tan’目标下电网电力 li[电量【liang】平衡面临挑战,电力行『xing』业该如何破局?

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随着“双碳”目标的不断推进,高比例新能源加速并网接入的趋势势不可挡,这不仅给电源结构带来了复杂的变化,也对电网的电力电量平衡这个基本安全稳定问题带来了新的挑战。


一、电力电量平衡是什么?


由于电能无法被大量存储,因此电力系统具有即发即用的特性。这种特性使得电网需要实时满足发电与用电的平衡,即电力电量平衡。


电力平衡是一种瞬时平衡,指在某一时刻,用电功率与发电功率保持平衡。


简单化至家庭场景,家里配备了一台小型发电机,若某一时刻这台发电机所发的电,能满足同时工作的所有电器用电,这家就达到了电力平衡。


而电量平衡是一种过程平衡,指某一段时间内,用户需求的电能量与发电厂发出的电能量之间的平衡。


电力电量平衡属于电力系统的基本安全稳定问题。在传统电力系统中,衡量电力电量是否平衡的标准一般看最大负荷时刻。发电机组若能满足最高负荷的用电需求,即可实现实时平衡。而在新型电力系统中,却有了不一样的平衡标准。


二、电力电量平衡的目标和方法


1、电力(负荷)平衡


电力(负荷)平衡是瞬时平衡,电力平衡预测本区域内可用装机能否满足电力尖峰负荷需求。


测算原则:风电95%受阻,光伏100%受阻(晚高峰无法出力),水电按丰枯季、调节能力考虑受阻比例,供热机组15%受阻,不供热火电、核电、抽蓄不受阻。根据各省情况考虑备用率:负荷备用、事故备用、检修备用、附加备用。


可用装机>最高负荷×(1+备用率),说明区域电力供应有富裕。其中,备用率和区域电网规模、电源结构等因素相关;江苏和浙江的合理备用率是12%,海南的合理备用率是20%。


2、电量平衡


电量是过程量,电量平衡预测本区域可用装机能否满足一段时间内的电量需求。


测算原则:电量优先给风、光、水、核,剩下的给火电,测算结果为煤电利用小时数,表征区域电量供需的松紧程度,为电源项目经济性测算提供基础参数。电力市场化背景下,供需情况影响经济性测算的另一主参数:电价。


风光装机占比低时的传统观点:煤电利用5000小时是电量平衡,4500小时是宽松,低于4000小时是过剩。随着供应侧风光占比提高,需求侧三产生活用电占比提高,未来各省需根据供需特点重置煤电平衡小时:平水、常温年,各省电力紧平衡或刚出现电力缺口时对应的煤电小时,就是新的电量平衡小时;且各省的煤电平衡小时将不断下行。


三、电力电量平衡面临的挑战


在传统电力系统中,负荷侧以刚性、纯消费型的用电负荷为主,负荷预测准确度较高。电源侧以火电和水电装机为主,发电可控且出力连续、稳定。因此可较准确地预测电网用电负荷和发电能力,维持电力电量平衡难度较小。


而随着新型电力系统建设的推进,新能源大规模接入电网,浙江电源结构将发生深刻变化。根据《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》中“风光倍增计划”,到“十四五”末,浙江光伏装机达到2750万千瓦以上,风电装机达到640万千瓦以上,风、光新能源装机占比超过装机总量的23%。



电源将由火电、水电、核电的传统旋转发电机为主,转变为由新能源为代表的静止发电机与传统旋转发电机共同主导。此类变化使得电力电量平衡有多场景特征,即使最大负荷时刻可达到平衡,但在某些时刻新能源大发或无出力情况下可能无法平衡。


电力电量平衡面临新的挑战。


1.“虚胖”导致可信出力有限


新能源装机容量虽大,却都是“虚胖体质”,可信出力有限。可信出力是指,在电力负荷需求最大时,新能源能够提供的电力供应能力。


火电、水电等常规电源的出力可控性强,可以做到“源随荷动”。而新能源出力受到天气影响,出力与负荷需求无法实时匹配。


相同电量供应下,不同类型机组所需装机容量对比


据统计,相同装机容量下,新能源发电年平均利用小时数远小于火电机组。以2021年为例,浙江火电平均发电利用小时4762小时,风电平均发电利用小时2165小时,而光伏仅1122小时。在浙江夏季午间用电高峰时刻,光伏的可靠出力仅占装机容量的16%,而风电的可靠出力仅占装机容量的6%。


新能源与负荷的“错峰”现象,以及新能源出力的不确定性,导致在负荷高峰时段,电力电量平衡支撑能力较弱。


2.新能源开发利用受技术限制


在风电开发利用方面,目前我国已开发的海上风电以近海风电为主。受生态环境保护、交通航道占用等因素影响,近海风电项目的站址资源日趋紧张。


相比之下,中远海具有更广阔的海域资源,风能资源丰富,风速更稳定,因此大家对海上风电开发的目光逐渐转向中远海。


目前对于与陆地距离80千米以下的近海风电,主要采用50赫兹交流海缆进行输电。但受到交流海缆特性影响,距离80千米以上的中远海风电送出在技术上存在问题。如何实现大容量中远海风电跨海输送成为中远海风电开发的关键技术难题。



在光伏开发利用方面,分布式光伏的大规模开发给电网的运行带来了新的挑战。传统的配电网内只有负荷,没有电源,配网的主要职责只是保障配网内负荷电力的可靠供应。


随着分布式光伏的开发和接入,配电网将转变为含有大量分布式电源的有源配电网,在保障电力供应的同时,还需实现分布式光伏的可靠消纳,配电网运行管理变得更加复杂。因此,亟需对配电网进行智能化升级和改造,以此促进分布式光伏的消纳能力。


3.短期调节能力有限


由于新能源出力具有波动性且不可控制,传统电源的出力需要配合新能源出力变化进行实时调节,以满足电力电量平衡的需求。传统电源需要满足的调节需求也称为“净负荷”,即为总用电负荷扣除新能源出力后的负荷。受大规模光伏接入的影响,电网的短期(日内)电力电量平衡调节难度日益增大。


电网的日内净负荷呈现“鸭子曲线”特征。早上,随着光伏开始发电,净负荷下降(鸭尾巴)。当中午太阳最强的时候,净负荷达到最低点(鸭的腹部)。在傍晚时分,随着光照的下降,净负荷迅速上升(鸭脖子)。夜间用电负荷需求逐渐下降,净负荷也开始下降(鸭头)。


电网净负荷低谷从以往的单一夜间时段低谷变为午间光伏大发时段和夜间时段的双低谷。随着光伏装机占比的不断增加,鸭肚子会越来越深,鸭脖子越来越长。



目前,煤电在电源结构中仍占主导地位,因此燃煤机组承担了最主要的调节任务。根据“鸭子曲线”特性,在午间时段,光伏大量发电,煤电需要降低出力。但为保证锅炉的稳定燃烧,降低出力具有一定下限(浙江燃煤机组的最小技术出力限制为40%额定功率),可能出现调节不足的问题。


而在晚高峰时段,失去光照后的光伏出力快速下降,煤电出力需要快速爬坡增长。因此亟需全面提高燃煤机组灵活调节能力,实现“上得去、下得来、爬得快”,来应对新能源出力变化带来的短期调节需求。


4.中长期调节能力有限


新能源“靠天吃饭”的属性明显,给中长期(周、月、年)电力电量平衡也带来新挑战。


在极冷无光、极热无风等极端天气,或是梅雨季节影响下,新能源出力不足的时间持续数天或数周,可能造成长时间尺度的新能源部分供电缺口。


2022年1至2月,浙江出现长期阴雨天气,全省1700万千瓦装机容量的光伏,最大出力维持在400万千瓦以下,最低时只有100万千瓦,对电力可靠供应的支撑有限。


在国庆、春节等假日期间,工厂、写字楼等休假停工,出现极端小负荷情况,这时新能源的消纳也是一个难题。部分时段新能源出力大发时,可能导致燃煤机组出力需低于40%的情况,给相关机组的稳定运行带来挑战。随着新能源的进一步大规模接入,未来部分时段新能源出力甚至有可能超过负荷总量,新能源消纳难度增大。


目前电力系统中虽已配置了抽水蓄能、电化学储能等储能设备,但此类储能电力电量调节时间尺度一般为小时级,面对新能源中长期出力不足或出力过大时,难以满足几天甚至几十天中长时段的电力电量平衡的调节需求。


四、破题思路


新型电力系统的建设使得源网荷储四侧涌现了大量新技术、新设备,也给针对因新能源接入而加剧的电力电量平衡问题,带来了新的解题思路。


以浙江电网为例:


在应对新能源“虚胖”方面,国网浙江电力正开展新能源多时空尺度功率高精度技术的研究,降低电网调度难度、增加新能源并网友好性,减少新能源出力运行波动性和不确定性对电网运行带来的冲击。目前,已构建了“点-线-面”分布式新能源多时空尺度功率预测体系,搭建基于云计算与人工智能的智能化预测服务,同时为全省11地市的600余个分布式光伏站点提供多尺度功率预测,实现面向绿色调度的分布式新能源功率精准态势感知。


为了提高新能源开发利用水平,国网浙江电力正开展大规模新能源柔性接入优化技术研究,利用柔性低频输电、多电压等级直流电网新技术,提高中远距离规模化海上风电开发和送出能力;同时开展高比例分布式光伏灵活并网技术研究,增强高密度光伏的开发利用能力。目前已在台州开展世界首个柔性低频输电示范工程的建设,可实现80-185公里范围内风电的经济高效送出,为中远海风电的开发利用提供了解决方案。



在提高短期调节能力方面,国网浙江电力从源荷储多侧协同发力,构建多元灵活调节体系。源侧,开展火电灵活性改造,降低煤电机组最小出力限制,实现20%-30%额定出力下安全运行。负荷侧,不断扩充需求响应资源池,通过可中断负荷、虚拟电厂、负荷聚合商等提供辅助服务,积极参与电网调节互动,实现“源荷互动”。储能侧,积极布局抽水蓄能及其他新型储能,充分发挥多类型储能资源的灵活调节能力。


以丽水为例:


丽水丰富的生态资源优势为这个难题提供了新的解题思路。


“水”是身处“六江之源”的丽水最显著的生态特征之一,全市水资源量占全省比重约19%,人均水资源量为全省平均水平的4-5倍。同时,境内雨量充沛,江溪源短流急,河床切割较深,水位易暴涨暴落,水力资源蕴藏丰富,为抽水蓄能发展提供了得天独厚的条件。据统计,全市可供开发的常规水电资源约3000多兆瓦,辖区内可开发常规水电资源量占浙江省可开发总量的40%左右。目前,全市境内抽水蓄能电站在建1座,装机容量1800兆瓦。在国家能源局印发的《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》中,共有7座大型、1座中小型抽水蓄能站点纳入规划。


抽水蓄能是目前最成熟、最可靠、最安全、最具大规模开发潜力的储能技术。抽水蓄能电站就像大型“充电宝”,当新能源大发但用电负荷处于低谷时,用富余的绿色电将水抽到上水库储存,当新能源出力不足无法满足用电高峰需求时,将上水库的水放出来发电,通过电能与水的势能相互转化,实现电能的储存和释放,一充一放间削峰填谷,平抑新能源并网波动性,完成风光水荷跨时间尺度上的互济,提高新能源的就地消纳水平。


通过建设大型抽水蓄能集群,在满足丽水内部电力电量平衡调节需求的基础上,还可通过逐级汇聚的方式经由特高压环网跨区域送出,为浙江省网,乃至华东电网长周期电力电量平衡调节提供支撑。


同时,丽水作为“中国水电第一市”,水电总量丰富,小水电数量超过800座,但呈现分布散、调节能力不强的特点。为此,我们通过信息化和数字化手段,将调节能力各异的大小水电站进行集群化调度,聚合在一起形成源端虚拟电厂,就相当于将原本只具有短时调节能力的一节节小电池聚合为一个具有中长周期调节能力的大号虚拟电池,对于区域内的长周期电力电量平衡调节提供了可靠支撑。


此外,针对部分库容式水电站,通过新增抽水泵、增设上水管引水管、改造水轮机组等手段开展上下游常规库容水电站的抽水蓄能改造建设混合式抽蓄,将水电站的潜力挖掘的更加极致。与新建抽蓄电站相比,混合式抽蓄具有建设周期短、整体造价低、调节灵活精细等优点,是一种非常理想的“长时储能”新方式,既可以与大型抽水蓄能实现优势互补,也可显著提升区域电网的平衡调节能力。


除了将生态赋能发挥到极致以外,加速技术赋能也是提升平衡能力的关键路径。因地制宜推进电化学储能、氢储能、空气储能、热储能等新型储能技术的实景化应用探索,以及异质能源间的互联互动探索也将为区域电网长周期平衡调节提供积极支撑。如落地在缙云的水氢生物质近零碳示范工程,利用富余的新能源制氢,并通过氢能与乡村农牧生活产生的丰富沼气发生反应,将沼气中占比近50%的二氧化碳转化为甲烷,反应过程中产生的生物质天然气用于农村供暖、厨房用能等,释放的热量则为制氢单元和沼气生产单元加热。通过各类不同能源的灵活流动和转化,推动了富余新能源的就地消纳,创造性建立了电-气-热三网耦合的能源互联互动模式,为新形势下的长周期电力可靠供应提供了一种新的解决方案。


目前,储能发展还面临成本相对较高、商业模式单一、市场交易机制不健全、管理标准不完善以及安全风险、技术瓶颈等难题,亟待我们在管理模式、技术体系、政策路径、商业模式等方面持续发力,找到突破。


本文来源:电靓丽水,浙电e家,南 方能源观 察


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