双碳目标下水电与新能源灵活互补优化调度的思考

发布日期:2021-07-20· 中国能源网 卓毅鑫 黄馗 唐健 陈明媛 李凌

水电与新能源灵活互补优化调度的关键技术 要实现水电与新能源灵活互补优化调度。水电与新能源互补特性与模式探讨 水电与新能源出力的互补特性 水电、光伏、风电的出力特性具有较明显的差异。水电与新能源互补的优化目标 目前调度机构针对水电主要开展梯级/跨流域优化调度、水火优化调度。

水电是大规模新能源高效稳定消纳的“压舱石”

2020年我国能源消费产生的碳排放占总排放量的88%左右,其中电力行业排放约占能源行业排放的41%,可见电力行业是实现“双碳”目标的“主战场”。随着以新能源为主体的新型电力系统的提速构建,新能源将从能源绿色低碳转型的“生力军”成长为“双碳”目标的“主力军”。

在以新能源为主体的新型电力系统中,新能源将逐渐在电源结构中占据主导地位,成为电量型主力电源。火电将由目前的电量型主力电源逐渐转换为电力型调节电源,主要发挥调峰作用,承担保电网安全、保基本电力供应的重任。水电作为调节性能优异的无碳清洁能源,既作为电量型电源同时也作为电力型电源,其灵活快速的调峰能力可充分弥补新能源随机性、波动性、间歇性的不足。例如作为红水河龙头的龙滩水电站1米的蓄能电量最大可达1.1亿千瓦时,达到广西电网日电量的1/5左右,是大规模新能源高效稳定消纳的“压舱石”。

为进一步加快水电与新能源的发展,构建多能互补的电源体系,国家能源局于2021年发布了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》,要求积极实施存量“风光水火储一体化”提升,稳妥推进增量“风光水(储)一体化”,探索增量“风光储一体化”。南方电网公司积极构建水电与新能源互补电源体系,目前已开发形成以红水河、金沙江、澜沧江、乌江梯级水电群为主的四大清洁水电基地。云南金沙江、贵州乌江、南盘江等流域已开展风光水储一体化项目建设,广西也拟在红水河流域及桂东北建设风光水储一体化示范项目。充分利用水电及新能源,实现灵活互补优化调度,是构建清洁低碳多能互补电源体系的大势所趋。

水电与新能源互补特性与模式探讨

水电与新能源出力的互补特性

水电、光伏、风电的出力特性具有较明显的差异。水电在季节上呈现丰大枯小的特性,在汛期(6—9月)出力较大,枯水期出力较小。风电呈现冬春秋季大、夏季小的特点,在日内分布一般呈反调峰特性,昼小夜大。光伏季节上分布较为均匀,日内容易受光照调节的影响,出力时段一般为8—18时,其中出力最大时段为12—14时,昼大夜无,无法起到晚峰顶峰的作用。

从上述出力特性可知,在季节上,风电与水电可以实现电量互补。在日内,风电与光伏可以实现出力互补。水电调节能力受水情影响较大,枯水期水电电量较少,维持高水位运行,调峰能力相对较强。汛期水电电量较大,但日调节水库因调节能力有限而长时间失去调节能力,年调节水库因汛限水位限制而降低了调节能力。汛期高温、强降雨等极端天气可能交替频发,时段性高峰供应偏紧与低谷清洁能源消纳困难交替存在,因此汛期也是水电与新能源互补优化的关键点与难点。

水电与新能源互补项目的送出方式

水电与新能源互补项目一般利用在水电站周边土地资源或库区水面建设风光电站,以节省投资。送出方式可分为共同送出与独立送出两种。一是共同送出,即新能源直接接入水电站的升压站并于水电一同经水电送出交直流通道外送,例如广西的古顶、长洲水光互补项目。二是独立送出,即通过新建新能源升压站以及至近区电网的送电线路独立外送,例如广西的岩滩水光互补项目。两种方式相比,共同送出较独立送出减少了升压站、外送线路的投资,且只需对原有水电站监控系统进行拓展,造价及营运成本有明显优势。但共同送出方案需要水电站升压站具备接入条件,水电送出交直流通道有一定的裕度,否则存在弃电风险。

水电与新能源的互补模式

南方电网区域水电与新能源资源较为丰富,已经形成了风光水火核等多种类电源体系,目前水电或水电群库区的新能源开发仍处于起步阶段,随着风光水一体化基地的建设及新能源规模的不断提升,水电与新能源的互补能力将进一步显现。水电与新能源互补的模式可以分为以下几类:

1、水电与新能源共同互补送出

水电与新能源采用共同送出方式时,可以等效为一个大的外送电源,短时间尺度下可通过水电的灵活调节平抑风电光伏的波动性,长时间尺度下可提高枯水期送出通道利用率。例如若乌东德水电站库区打捆开发100万千瓦风电光伏,则昆柳龙直流利用小时数可提升至5000小时,较无风光互补时提升约500小时。弊端是由于存量水电的外送通道一般按水电最大可发能力设计,不能满足所有电源大发的需要,因此会产生一定的弃电比例,可以通过配置一定的储能减少弃电。

2、流域内梯级水电与新能源互补

流域内梯级水电群库区分布范围广,与新能源互补能力进一步提升。例如在广西红水河流域共有10座梯级电站,装机容量达到565万千瓦,流域内风、光资源较为丰富,具有较大发展潜力。可通过优化梯级调度实现对新能源的多维补偿,在来水较大时发挥龙头水库调节能力,精细控制水位,最大限度挖掘水电和新能源的消纳空间。在电网负荷紧张时,充分发挥新能源的电量补偿作用,提高水电水头,进一步增强水电的顶峰能力,减少错峰限电。

3、跨流域、跨省区多时空尺度的水电与新能源互补

“双碳”目标下,水电与新能源在更大范围内的支援互补需求将更为强烈。通过充分利用不同流域、不同省份间水、风、光的非同步性、错峰效应,以及陆上风电、海上风电的互补效应,实现更大范围水电与新能源的互补运行,将进一步增强系统的保供应与保消纳能力。

水电与新能源互补优化调度,将逐步覆盖从场站级到流域级,从单流域到多流域,从多流域到跨省区的各个层次。最终形成清洁能源高效稳定送出、消纳空间深度挖掘、跨区清洁能源应急支援等多能互补模式。

水电与新能源互补的优化目标

目前调度机构针对水电主要开展梯级/跨流域优化调度、水火优化调度,在确保电力可靠连续供应的前提下减少弃水与水耗,实现水能最大化利用,较少考虑新能源接入的影响。在大量新能源接入后,需打破原有的水电优化模式,根据水电与新能源、储能规模、电网运行的实际情况以及可再生能源消纳目标设置优化目标。

水电与新能源发电量最大

在清洁能源无弃电风险时,水电维持高水头运行降低水耗,新能源按实际能力发电。在清洁能源有弃电风险时,根据天气、水情预报及新能源功率预测,合理制定水位控制目标,为新能源腾出消纳空间。

水电与新能源出力波动最小

在一定的弃电率下,利用水电与储能平抑风电、光伏的波动,使清洁能源出力的波动对电网最小,减少直流外送通道或核电、火电的频繁的功率调整。

水电与新能源调峰能力最优

在电力供应紧张时期,充分发挥新能源的电量补偿作用,提高水电运行水头,结合储能进一步增强水电的调峰能力,最大化减少错峰限电。

通过结合系统实际情况选取上述目标开展灵活互补优化调度,可以更好地满足清洁能源外送、新能源消纳、电力系统调峰的需求。

水电与新能源灵活互补优化调度的关键技术

要实现水电与新能源灵活互补优化调度,将面临海量数据、梯级水电上下游约束、汛限水位约束、弃电率约束、机组检修安排、航运与综合用水、运行断面复杂、新能源场站数量庞大等多方面挑战,需要在以下关键技术取得突破。

高精度的气象水文预报与新能源功率预测技术

高精度的气象水文预报与新能源功率预测是实现水电与新能源优化调度的基础。应用数值天气预报以及AI、大数据等人工智能技术,深入挖掘天气、水文、风带与水电、新能源出力的隐藏规律,实现多时空尺度的水文与新能源功率预测准确率的提升,满足长-中-短期优化的需求,实现多源数据的融合应用。

多时空尺度水电与新能源优化调度技术

水电与新能源优化调度要考虑多主体、多约束、多目标、多场景、多时空等因素,计及储能、抽蓄的接入与出力预测误差的影响,适应“源随荷动”的发展模式,具有快速的计算能力以及良好的算法适应性,重点解决汛期水电与新能源优化调度的问题,并满足可伸缩、可配置、可扩展的需求。研究探索在集控端(厂站端)、地调端、省调端、网调端构建网-省-地-站联合调度模块,实现水电调蓄补偿能力分析、清洁能源承载能力分析、电网备用分析、跨流域跨区补偿、机组检修优化、智能发电编排与优化发电调度等功能。

促进水电与新能源消纳的市场机制研究

促进水电与新能源的发展,必须加强市场机制建设,结合电网运行,充分利用好市场这只“无形的手”进行有效调节和引导。目前南方电网各省区中长期交易市场已比较成熟,调峰辅助服务市场、现货市场已经起步,抽水蓄能、储能、用户等参与电网调节的市场机制还在探索。应结合国际经验,把握电力市场经济原理和电网运行规律,建立促进新能源消纳的市场机制,保障市场主体的合理收益,以竞争性市场化方式实现清洁能源的充分利用。

适应新型电力系统的水电与新能源调度运行管理模式研究

随着新能源的大规模接入,水电、新能源的机组与场站数量将远远超过火电、核电。新能源投资主体多,管理复杂,若继续沿用现有的新能源场站直调直管模式,将大大增加调度的工作压力,不能适应新能源大规模快速发展。通过研究试点风光水储一体化调控、流域水电与新能源一体化运行、省地协调调控等集约化管理模式,降低新能源调控的复杂程度,提升管理效能。

结语

开展水电与新能源灵活互补调度,是提升电网保供应保消纳能力、降低新能源建设投资、确保西电东送大通道连续稳定送电的重要手段,也是加快构建以新能源为主体的新型电力系统的必要之举。在不断地探索、挖掘水电与新能源灵活互补能力的过程中,调度机构需要深入践行“四个革命、一个合作”能源安全战略,坚持安全可靠、绿色低碳、市场导向、统筹实施的原则,加强与政府、规划、交易、电厂的各方联动,不断完善技术标准,规范管理体系,统筹好各方利益诉求,实现水电与新能源的高质量发展。

(广西电网电力调度控制中心)


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