能源規(guī)劃論文：區(qū)域電網(wǎng)的能源規(guī)劃探究

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本文作者：吉平、武守遠、周孝信 單位：中國電力科學研究院

算例簡介

某市級電網(wǎng)在2000—2005年間保持了12.7%的負荷年均增長率，負荷的概率分布如圖1所示。至2006年底，電網(wǎng)火電裝機容量為345MW，包括了全部汽輪發(fā)電機組以及小容量的柴油發(fā)電機組，電力缺口由與其連接的上級電網(wǎng)供應。除火電外，僅有很小容量的風電機組在運行，其電力供應能力非常有限，本文在分析中作了忽略。該電網(wǎng)屬于風能最佳區(qū)，風力大，有效風能利用率高，風力周期性變化規(guī)律很強。平均風速為5.47m/s，風能密度大于200W/m2，全年風速大于3m/s小時數(shù)達6000~7500h，開發(fā)條件也比較成熟。由于地域范圍較廣、地形較復雜，風速觀測站數(shù)量很多。為方便分析，本文在能源規(guī)劃中做如下簡化：將算例電網(wǎng)總電源裝機容量等效為1臺345MW的汽輪發(fā)電機；電網(wǎng)負荷不進行分級分類，全部設為基礎負荷；上級電網(wǎng)等效為售電容量和購電容量一定的單元；僅以一個縣域可開發(fā)風資源為可利用風能資源總量進行能源規(guī)劃，采用文獻[16]的平均風速參與因子法對該縣域內(nèi)風速觀測站的歷史數(shù)據(jù)進行綜合處理，得到描述該區(qū)域風資源狀況的風速數(shù)據(jù)，其概率分布如圖2所示。在不特別說明的情況下，安裝風機的地域選為平均風速為5.85m/s的縣域。

能源規(guī)劃方案的確定

HOMER是由美國可再生能源實驗室(NationalRenewableEnergyLaboratory，NREL)著手研發(fā)的可再生能源混合發(fā)電經(jīng)濟技術環(huán)境優(yōu)化分析計算模型[17-19]。它以凈現(xiàn)值成本(netpresentcost，NPC)，即可再生能源混合發(fā)電系統(tǒng)在其生命周期內(nèi)的安裝和運行總成本)為基礎，模擬不同可再生能源系統(tǒng)規(guī)模、配置，在一次計算中能同時實現(xiàn)仿真、優(yōu)化和靈敏度分析3種功能。其優(yōu)化和靈敏度分析算法，可以用來評估系統(tǒng)的經(jīng)濟性和技術選擇的可行性，可以考慮技術成本的變化和能源資源的可用性。它能夠模擬系統(tǒng)的運行過程，提供全年每小時各種可再生能源發(fā)電量及系統(tǒng)電力平衡情況；能夠詳細計算系統(tǒng)全年燃料、環(huán)境、可靠性、電源、電網(wǎng)等各項成本；能給出不同限制條件下的最優(yōu)化可再生能源發(fā)電規(guī)劃方案[17-19]。

目前，算例電網(wǎng)處于聯(lián)網(wǎng)運行狀態(tài)，電網(wǎng)結構中不含風力發(fā)電，其簡化結構如圖3所示。圖中：汽輪發(fā)電機用模塊“G345”表示；上級電網(wǎng)用“Grid”模塊模擬；基礎負荷用模塊“Primaryload”表示。在上述的等效系統(tǒng)中，汽輪發(fā)電機G345是由多臺200MW以下的中小型機組等效組成的，因此該機組的基本造價費用(不含脫硫設備)按200MW機組的造價水平，取為2777元/kW[20]。貼現(xiàn)率按電力建設項目的長期投資利率取為6.36%[20]，機組的維護費用率取3%，壽命為25a，年利用小時數(shù)為5500h。對上述模型進行分析，仿真中設定從電網(wǎng)購電容量為245MW，某市級電網(wǎng)與大電網(wǎng)間的購電價格為0.4元/kWh。經(jīng)計算得，火電發(fā)電量占供電總量的85%，其余電量由上級電網(wǎng)提供；火力發(fā)電邊際成本為0.296元/kWh，該市級電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本(costofenergy，COE)為0.361元/kWh，火電機組年運行小時數(shù)達8712h，容量系數(shù)為89%，機組壽命僅有15.7a，全年煤耗量為1049721728kg。圖4是火電機組輸出功率的概率分布圖。顯然，火電機組全年運行在滿載狀態(tài)的概率有56%。圖5是火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率隨負荷變化的散點圖。從圖5易知，在負荷較小時，主要靠調(diào)節(jié)小容量的柴油機配合上級電網(wǎng)送電來調(diào)節(jié)電力平衡；隨著負荷增大，逐步投入適當容量的火電機組；當負荷超過火電機組總容量后，則依靠大電網(wǎng)的送電功率來維持平衡，直至聯(lián)絡線輸送功率最大值。另外，仿真計算給出了污染物排放量計算結果：CO2、CO、未燃燒的碳氫化合物(unburnedhydrogencarbon，UHC)、煙霧和煙塵以及液體滴等顆粒物(particulatematter，PM)、SO2、NOx的排放量分別為2984.325888、19.572188、0.011720、2.554932、23.619840、1.310480Gg/a。

含風力發(fā)電的能源規(guī)劃中，需要根據(jù)規(guī)劃對象的風資源狀況進行風機型號選擇。所選風機在滿足達到目標容量、適用于當?shù)仫L資源等各種限制條件外，同時也應易于與當?shù)馗鞣N自然條件相適應[13]。本文采用華銳風電科技(集團)股份有限公司生產(chǎn)的SL1500型風機[21]，其造價水平參考文獻[22]取為4814元/kW，壽命為25a。納入風力發(fā)電后電網(wǎng)的簡化系統(tǒng)如圖6所示。

在本部分的研究中，以2.2節(jié)中僅有火電機組時的CO2排放量為基準，設定CO2減排目標分別為7%、10%、15%、20%、40%，從電網(wǎng)購電容量為245MW，向電網(wǎng)售電容量為0，從上級電網(wǎng)購電價格為0.4元/kWh，煤價為0.8元/kg[23]，進行HOMER優(yōu)化計算，部分結果列于表1中。可以看出，對本文算例而言，隨著減排比例的提高，風機數(shù)量和可再生能源發(fā)電比例的增長速度都逐漸加快，前者的增速快于后者，這說明風機數(shù)量與相應的可再生能源發(fā)電比例呈非線性關系，增加風機數(shù)量可以提高可再生能源發(fā)電比例的優(yōu)勢是逐漸消退的。COE先出現(xiàn)了緩慢下降，在CO2減排率為45%時達到最低點，之后快速增長，即表明投入風力發(fā)電帶來的經(jīng)濟效益不會隨風電規(guī)模的擴大而持續(xù)增長。這是因為，在沒有儲能裝置的情況下，雖然增大風電裝機容量，但由于風電本身的間歇性而不能滿載運行，相當于過度裝設風電機組，提高了資本成本；在CO2減排率高于45%的強制約束下，只能通過頻繁投切風電及火電機組來人為地增加風力發(fā)電時間，這也會嚴重折損機組壽命，增加了運行成本。針對上述情況，可以考慮3種解決方案：一是增設儲能設備；二是引入其它形式的可再生能源發(fā)電；三是允許向上級電網(wǎng)送電。若在該區(qū)域電網(wǎng)裝設大容量儲能設備，所需設備數(shù)量龐大，也會大幅度提高供電成本，而后兩種方案更為可行，本文僅對第3種方法進行分析。

在前述分析中，均設定不向上級電網(wǎng)送電。在本部分中，重新設定了向上級電網(wǎng)的送電容量。經(jīng)過詳細分析發(fā)現(xiàn)，在不同CO2減排目標下外送電量的最大容量限制不同，其值列于表2中。其中，風機數(shù)量1是在平均風速v為5.85m/s的地區(qū)實現(xiàn)各CO2減排目標時所需的最小風機數(shù)量；風機數(shù)量2是在平均風速為4.67m/s的地區(qū)實現(xiàn)各CO2減排目標時所需的最小風機數(shù)量；風機數(shù)量2大于風機數(shù)量1。表中：“—”表示沒有可行解，即在平均風速為4.67m/s的地區(qū)安裝數(shù)量1的風機，不能實現(xiàn)CO2減排目標；“*”表示在相應的減排目標下，在平均風速為7.00m/s的地區(qū)安裝風機數(shù)量2的機組，可外送電量的最大容量值達到風電裝機容量。分析表2數(shù)據(jù)可得如下結論：如果僅安裝能達到減排目標所需的最少數(shù)量的風機，則區(qū)域電網(wǎng)可外送電量是非常有限的；如果適當增加風機數(shù)量，外送電量的最大容量將會大幅度提高。綜合上述分析，本文對表3中的4組規(guī)劃方案進行比較分析

規(guī)劃方案計算結果比較。1）電力供應結構比較。表4列出了各種規(guī)劃方案的電力供應結構，主要是風電、火電、從電網(wǎng)購電的電量及各自所占比例。分析表中數(shù)據(jù)易知，風力發(fā)電的引入，降低了火電機組滿載運行的概率值，降低了火電機組發(fā)電及從電網(wǎng)購電的比例，風電比例隨著風機數(shù)量的增加而得到提高。圖7給出了方案4中風電輸出功率、火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率的概率分布圖。限于篇幅，圖8僅給出了方案4的風電輸出功率、火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率隨負荷變化的散點圖。分析表明，隨著風電比例的增大，火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率的可調(diào)節(jié)范圍也變大，區(qū)域電網(wǎng)的供電裕度得到明顯改善。

2）經(jīng)濟成本比較。規(guī)劃方案4的經(jīng)濟成本如圖9所示。圖中，橫坐標包括了資本成本(capital)、重置成本(replacement)、運行成本(operating)、燃料成本(fuel)和節(jié)約的成本(salvage)5項內(nèi)容；縱坐標表示凈現(xiàn)值成本，描述了風電(SL1500)、火電(G345)和電網(wǎng)購電(grid)在所列各項成本中所占比例。從圖9中可以看出，當外送電量較大時，有大量從電網(wǎng)購電的成本被抵消，區(qū)域電網(wǎng)的等效運行成本從而也大幅減少，提高了運行的經(jīng)濟性。另外，與其它方案的經(jīng)濟成本比較發(fā)現(xiàn)，在沒有外送電量或者外送電量較少的情況下，從電網(wǎng)購電成本隨著減排目標的提高而增長，與火電相關的成本變化主要表現(xiàn)在燃料成本的減少，運行成本、重置成本略有降低。風電成本變化主要體現(xiàn)在資本成本的增加上，這是因為在CO2減排率和外送電量均較大的條件下，方案4中風機數(shù)量最多，相應的運行成本也有所提高。

3）污染物排放量分析。在不同CO2減排目標下，各規(guī)劃方案污染物排放量列于表5中。分析可知，方案1—3中，隨著CO2減排率增大和風機數(shù)量的增多，CO、UHC、PM、SO2、NOx的排放量都有明顯減少，煤耗量也大幅降低，表現(xiàn)出風力發(fā)電對節(jié)能減排所起的顯著作用。方案4在滿足CO2減排15%的條件下，由于有較大大容量的外送電量，區(qū)域內(nèi)火電機組的運行時間比其它方案要長，所以消耗了更多的燃料，污染物排放量也有所增加。通過電力供應結構、經(jīng)濟成本、污染物排放量3個方面的比較，得出如下結論：4組含外送電量的規(guī)劃方案是在不同CO2減排目標下確定的，污染物排放量與無風力發(fā)電相比都有明顯減少，其中規(guī)劃方案3的排放量最少，環(huán)境效益最優(yōu)。

與沒有風力發(fā)電相比，風力發(fā)電的引入，降低了火電機組發(fā)電及從上級電網(wǎng)購電的比例；火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率的可調(diào)節(jié)范圍也變大，區(qū)域電網(wǎng)的供電裕度得到明顯改善；在設定風電成本與火電成本可相比擬且低于從上級電網(wǎng)購電價格的條件下，風電的引入大幅度提高了區(qū)域電網(wǎng)自供電的能力，區(qū)域電網(wǎng)的等效運行成本也大幅減少，從而提高了經(jīng)濟性。其中，規(guī)劃方案4的經(jīng)濟性最優(yōu)，對風資源的利用最為充分，相應的區(qū)域電網(wǎng)供電裕度最大。對所研究的區(qū)域電網(wǎng)，可以分階段制定風電發(fā)展的規(guī)劃。若設定CO2減排15%，以經(jīng)濟性最優(yōu)為標準時，方案4則為選擇結果。該方案的風機數(shù)量、風電送出容量、風電成本可以為風電場規(guī)模的確定、風電送出所需的電力基礎設施建設以及風電入網(wǎng)政策扶持提供參考。

影響能源規(guī)劃的重要因素研究

在能源規(guī)劃方案的制定中，從上級電網(wǎng)購電價格、風速、風電成本、煤價、向上級電網(wǎng)售電功率等因素直接影響了能源規(guī)劃的優(yōu)化計算結果。在本部分，以規(guī)劃方案4(CO2減排15%)為例，研究這些因素對規(guī)劃方案經(jīng)濟性、可行性、環(huán)境友好程度的影響程度進行了靈敏度分析，為在不同條件下選擇最佳規(guī)劃方案提供參考。圖10給出的是規(guī)劃方案4的電力生產(chǎn)成本COE對向上級電網(wǎng)售電功率、從上級電網(wǎng)購電價格、煤價的靈敏度分析面積圖，并標出了電力生產(chǎn)成本值。圖中，不同的COE值用不同顏色標識。分析圖10(a)中各參數(shù)的變化趨勢，當向上級電網(wǎng)送電功率一定時，COE值隨著從電網(wǎng)購電價格的升高有明顯增長；當從電網(wǎng)購電價格一定時，COE值隨著向上級電網(wǎng)送電功率的升高有明顯減小。

對COE值的變化率進行分析，得出如下結論：從上級電網(wǎng)購電價格的升高將直接導致區(qū)域電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本的提高；與區(qū)域電網(wǎng)向外送電量為0時相比，向外有輸送電量時，購電價格對電力生產(chǎn)成本的影響要小，即表明向外輸送電量能夠降低發(fā)電成本對購電價格的靈敏度。向上級電網(wǎng)售電能夠降低區(qū)域電網(wǎng)的電力生產(chǎn)成本；售電價格越高，電力生產(chǎn)成本對向外輸送電量值的靈敏度越高；購電價格越高，電力生產(chǎn)成本對向外輸送電量值的靈敏度越高。同理，分析圖10(b)中各參數(shù)的變化趨勢可知：煤價的升高導致了區(qū)域電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本的迅速提高，電力供應綜合經(jīng)濟性快速惡化；增加向上級電網(wǎng)售電量，電力生產(chǎn)成本對煤價的靈敏度有微小程度的升高。向上級電網(wǎng)售電能夠降低區(qū)域電網(wǎng)的電力生產(chǎn)成本；煤價越高，電力生產(chǎn)成本對向外輸送電量值的靈敏度越低。分析圖10(c)中各參數(shù)的變化趨勢可知：從上級電網(wǎng)購電價格的升高導致電力生產(chǎn)成本的顯著提高；煤價升高時，電力生產(chǎn)成本對從上級電網(wǎng)購電價格的靈敏度變化微小。煤價的升高導致了區(qū)域電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本的迅速提高；從上級電網(wǎng)購電價格越高，電力生產(chǎn)成本對煤價的靈敏度越高。需要說明的是，圖10(b)(c)中的空白區(qū)域表示優(yōu)化計算在尋優(yōu)方向上受到約束條件限制，如果能適當調(diào)整該限制值，將能求得經(jīng)濟性更優(yōu)的規(guī)劃方案。圖10(b)(c)的約束條件分別為火電裝機容量、從上級電網(wǎng)購電容量限制。在HOMER的風電成本中，包括了資本成本、重置成本和運行維護成本3個部分。圖11給出了電力生產(chǎn)成本隨風電資本成本變化的關系圖。圖中橫坐標風電成本系數(shù)表示期望的風力發(fā)電成本與當前成本的比值。從圖11可以看出，雖然隨著風電成本系數(shù)的減小，電力生產(chǎn)成本有所減小，但是幅度較小。這是因為在能源規(guī)劃方案中，火力發(fā)電的比重最大，風力發(fā)電的比重相對較小，火電的生產(chǎn)成本對區(qū)域電力生產(chǎn)成本的影響更大，而風電成本的影響較小。

在上文所述的規(guī)劃方案中，均是以平均風速為5.85m/s的縣域風資源為可再生能源提供者的基礎上提出的。但是，開發(fā)利用該市級電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)的風資源，并不是僅考慮在某一個限定的地域內(nèi)建立風電場，而是要考慮在不同的風速地區(qū)安裝風機，因此有必要對不同風速進行靈敏度分析。結合市級電網(wǎng)風速分布圖，對平均風速為4.67、5.85、7.00m/s的情況進行分析，各指標計算結果列于表6。比較表中數(shù)據(jù)可以看出，隨著平均風速的增大，風電容量系數(shù)明顯提高，電力生產(chǎn)成本、總凈現(xiàn)值成本、運行費用都明顯減小，污染物的排放量也明顯減少，環(huán)境效益顯著提高。

結論

本文以某市級電網(wǎng)為研究實例，依據(jù)其歷史負荷數(shù)據(jù)、風資源數(shù)據(jù)，采用HOMER研究平臺，對其進行了基于風資源的可再生電力能源規(guī)劃。以CO2減排目標為主要約束條件，以經(jīng)濟性最優(yōu)為目標函數(shù)，制定出了4種可執(zhí)行的能源規(guī)劃方案，給出了各方案下風力發(fā)電比例的參考值和污染物排放量，研究了網(wǎng)間購電售電價格、風速、風電成本、電煤價格、向電網(wǎng)送電量等因素對能源規(guī)劃的影響。就長期規(guī)劃而言，要持續(xù)降低污染物排放量，提高CO2減排率，需要進一步提高電網(wǎng)對風電的消納程度，制定多種可再生能源協(xié)調(diào)發(fā)展的規(guī)劃及合理的調(diào)度控制策略，研發(fā)低成本大容量的儲能裝置，從而達到供電經(jīng)濟性、可靠性與環(huán)境友好性綜合最優(yōu)的目標。