全球能源互聯背景下山東電網調峰策略分析

牟 宏 ，汪 湲 ，許乃媛 ，劉曉明 ，魏 鑫

（1.國網山東省電力公司，山東 濟南 250001；2.國網山東省電力公司經濟技術研究院，山東 濟南 250021）

·電網技術·

全球能源互聯背景下山東電網調峰策略分析

牟 宏1，汪 湲1，許乃媛1，劉曉明2，魏 鑫2

（1.國網山東省電力公司，山東 濟南 250001；2.國網山東省電力公司經濟技術研究院，山東 濟南 250021）

全球能源互聯背景下，新能源的快速發展使得山東電網調峰壓力逐漸增大。對各種調峰手段做詳細的技術經濟比較，并結合山東電網實際，提出了山東電網調峰策略。最后，對核電機組是否參與電網調峰做敏感性分析。分析結果對提高山東電網調峰能力及運行經濟性具有較為重要的意義。

全球能源互聯；新能源；調峰策略

0 引言

為統籌解決能源和環境問題，破除經濟發展瓶頸，國家電網公司提出構建全球能源互聯網的構想，促進新能源大規模開發、大范圍配置、高效率利用，實現能源與政治、經濟、社會、環境協調發展，保障能源安全、清潔、高效、可持續供應［1］。

近年來，我國新能源發展迅速。新能源的快速發展，在增加社會節能減排效益的同時，其出力不確定性也給電網調峰帶來較大壓力。文獻［2］分析了影響水電/火電機組調峰能力的6項重要因素，提出機組調峰能力的模糊綜合評價方法，并建立機組調峰能力經濟激勵機制數學模型。文獻［3］探討了基于調峰形勢的聯絡線受電優化模型，采用分時電價計算方法，綜合考慮電網內機組的發電、聯絡線受電和調峰能力三者的關系，在保證電網安全的條件下，得到了經濟效益優化的受電曲線。文獻［4］通過負荷日前起停計劃、日內滾動調節，將負荷作為可調節對象納入電力系統協調控制，可實現電網與需求側聯合調峰。文獻［5］結合西北水電資源豐富、調節性能好的特點，考慮負荷特性、電源特性等，提出了水電與風電協調運行的思路，給出了水電、火電為風電調峰的調峰能力計算方法。

本文介紹了山東新能源發展現狀及規劃，分析了各類調峰手段的技術經濟性，提出山東電網調峰策略。最后，對核電機組參與調峰做初步探討。

1 山東新能源發展現狀及規劃

目前，山東新能源主要包括風電、光伏發電等。截至2016年底，山東并網風電、光伏分別達到839萬kW、455萬kW，“十二五”以來的年均增長率分別達到35.1%、149.2%。山東并網風電、光伏規劃到2020年將分別達到 1 400萬 kW、1 000萬 kW，2030年達到2 300萬kW、2 500萬kW。

山東省內目前無投運核電機組，海陽核電一期、榮成高溫氣冷堆示范工程正在建設。山東核電裝機容量規劃到2020年達到270萬kW，到2030年將達到1 550萬kW。

2 各類調峰手段技術經濟性比較

2.1 火電機組調峰特性

火電機組都具有一定的調峰能力，不同容量機組調峰深度如表1所示。鍋爐燃燒的穩定性限制著機組的最低負荷，調峰幅度由機組最小技術出力決定。當機組運行在可調深度范圍內時，不考慮調峰成本。當火電機組出力減至正常運行區間之下時為深度調峰，深度調峰導致機組發電效率顯著下降并需額外燃油，大幅增加發電成本。因此，需要額外計算調峰成本。提高火電機組可用率和用電高峰時段的機組出力水平，精心制定發電機組檢修計劃，充分利用節假日等負荷低谷，安排發電機組消除缺陷，對于提高電力系統調峰能力具有重要意義。

表1 不同容量機組可調峰深度

燃煤火電機組熱態啟動一次需要2 h左右，在一天的時間跨度上最多啟或停一次，啟停成本較大。一般情況下，燃煤機組的深度調峰成本小于開停成本，所以深度調峰往往先于開停，即機組的開停容量需從其深度調峰下限往下減。國內外超臨界燃煤火電機組的調峰深度可達50%以上，出力調整速率約為每分鐘3%~5%。當前煤電機組最大向上爬坡速率可達 10%［6］。

2.2 抽水蓄能機組調峰特性

靈活的抽水、發電工況轉換能力以及快速的機組啟停是抽水蓄能機組不同于常規機組的最大優點，也是其為理想調峰機組的原因。一般可在2 min內由靜止到發電空載運行，再經10~30 s即可滿出力運行。在縮減負荷峰谷差方面有雙倍的調峰能力，是其他機組無法比擬的優點。抽水蓄能機組出力大小和持續時間取決于其發電／電動機功率及水庫庫容。當前使用最多的抽水蓄能機組為可逆式機組，即二機式水泵水輪機。其正向運行時為水輪機，反向運行時為水泵。抽水工況下功率取值是離散的，大小由電網需求來選擇。當前山東泰山抽水蓄能電站具有4×250 MW裝機容量，上水庫發電庫容為895萬m3。抽水蓄能機組在負荷低谷時作為負荷抽水，在尖峰及火電爬坡困難的時段發電出力。可以通過考慮其發電效率損失，計算其調峰成本。在調度時間T內，滿足

式中：Ef和Ep分別為抽水蓄能機組的發電量和抽水電量；Em為受庫容限制的抽水蓄能電站最大允許發電量；ηpu為抽水蓄能電站的轉化效率。因每蓄單位電量需消耗1／ηpu的電量，單位調峰容量對應的成本為（1／ηpu－1）Cpu，Cpu為單位用電量成本。

電網運行中要合理安排抽水蓄能機組運行方式，優化發電抽水調度，結合天氣及電網預測負荷，調整上下庫水位，充分發揮其快速調峰和事故備用作用。應充分利用節假日等負荷低谷時期安排發電機組消除缺陷，在迎峰度夏高峰負荷期間不安排發電機組和電網設備計劃檢修，保證負荷高峰時期的電力供應。

2.3 燃氣機組調峰特性

燃氣電站建設成本較高，其運行特點為啟停迅速、操作靈活、運行過程的性能穩定可靠、負荷升降速率快，其從并網到滿負荷需要半小時左右，滑壓運行的機組每分鐘負荷變化率可達8%~12%。在電力系統負荷尖峰到來時，可迅速投入，緩解負荷壓力，特別適合參與調峰，是缺少水電且電力負荷峰谷差較大的電力系統的理想電源。對于燃氣機組而言，原則上可實現快速頻繁啟停，但考慮到機組工況與實際運行情況，一般一天之內最多只啟停一次。

從我國的實際情況看，燃氣機組的發電成本要遠高于常規燃煤機組，若不需通過燃氣機組啟停來滿足系統調度要求，則不會優先安排燃氣機組發電。燃氣機組開停將帶來額外的發電成本增量。在有氣源保障的前提下可適度發展燃氣機組。燃氣機組投運后，落實好天然氣資源，充分發揮燃氣機組的快速調峰作用有利于提高電網調峰能力。

2.4 聯絡線參與調峰

新能源并網調峰通常采用本地調峰電源和跨大區調峰容量等方式進行。隨著特高壓交直流接入山東電網，山東電網接受外電不斷增加。系統受電容量會影響全網機組的開機容量，進而影響系統調峰能力。考慮未來接入山東電網的風電、光伏等可再生能源的波動性和隨機性，未來電網備用需求將增加，調峰壓力進一步加大。可考慮在簽訂聯絡線購電合同時，根據山東電網負荷特性和調峰需求，調整購電策略，將聯絡線送電作為調峰資源，以應對可能的調峰不足。同時，也可在調峰不足等緊急情況下，以聯絡線輸送功率為緊急支援，提高系統安全性。

2.5 需求側管理和風功率控制參與調峰

電力需求側管理和風電場出力控制是調峰不足情況下確保系統安全穩定的最后防線。在負荷側可通過負荷日前啟停計劃、日內滾動調節，將電解鋁、碳化硅、鐵合金等高載能負荷作為可調節對象納入電網協調控制，有效實現大規模風電和高載能企業的優勢互補、協調發展，實現電網與需求側聯合調峰。可充分利用價格杠桿引導電力需求，進一步移峰填谷，解決尖峰時刻電力供應緊張局面。在采取常規手段不能滿足要求時，為確保電網安全穩定運行，風電機組被迫參與電網調峰。風電機組按日前計劃運行，在不滿足全額收購上網電量的時段，實施部分棄風限電。

未來在電力體制改革背景下，用戶的用電行為會逐漸趨于智能用電方式，用電效率大大提高，合理實施峰谷電價，將有利于提高負荷率，降低電網最大負荷，縮小峰谷差，從而使負荷曲線得到優化。

3 山東電網調峰策略分析

前述各類調峰手段中，火電機組和抽水蓄能機組參與調峰是傳統的調峰手段，在山東電網調峰中被廣泛采用。因山東地區水電資源很少，研究中不考慮常規水電參與調峰。近年來，山東電網最大峰谷差逐年增加，加大了調峰難度。正常情況下，機組的負荷調節能力可以滿足次日的系統調峰需要；對于因天氣變化等導致的連續多日負荷水平單調急劇變化，需采用泰山抽水蓄能電站機組發電迎峰、抽水填谷；個別情況下，還需要火電機組開停調峰。隨著風電、光伏以及核電的進一步發展，未來山東電網調峰壓力會進一步加大。若不充分、合理利用可用的調峰資源，為維持系統安全穩定，未來將不得不采取需求側管理和風功率控制等具有較高經濟成本的措施，不利于可再生能源充分利用和經濟社會發展。

基于前述各調峰手段的技術經濟性分析，考慮山東電網的調峰現狀及大規模可再生能源接入導致備用需求增加、調峰壓力增大等問題，全球能源互聯背景下山東電網適用的調峰策略為：

1）制定考慮新能源出力特性、季節和日負荷變化的聯絡線輸送功率計劃，以配合電網調峰。

2）調峰過程中優先利用火電機組可調深度，再利用深度調峰資源，調用過程中優先以不承擔基荷的小容量火電機組參與調峰，再調用可用的大容量機組。

3）若火電調峰不足以滿足調峰要求，在保證備用水平情況下，調用抽水蓄能電站削峰填谷。

4）若前3項措施仍不能滿足調峰要求，則先進行燃氣機組的開停以應對調峰需求，之后進行燃煤機組開停。

5）最后考慮風電出力控制和負荷需求側管理，即限制風電出力和實行有序用電。

6）若基于當前制定的調峰策略過多地采用了高成本調峰資源，則應綜合考慮聯絡線功率輸送和高成本調峰資源的技術經濟性，考慮重新制定聯絡線輸送功率計劃。

調峰策略對應的調峰過程如圖1所示。

圖1 山東電網調峰策略

4 核電機組調峰可行性分析

隨著核電、風電和光伏發電的發展建設，僅靠火電和抽水蓄能機組進行調峰將難以滿足電網負荷變化的需要。必要時候，可探討核電機組參與電網調峰。通過對核電與其他調峰電源的聯合調峰運行的優化，可有效解決系統低谷調峰容量不足的問題，并對火電機組爬坡及風、光等新能源接納有積極作用。

壓水堆是目前世界上應用最為廣泛的核電站反應堆型，其功率調節范圍一般為額定容量的30%~100%。A模式壓水堆機組在80%循環壽期內，能夠進行出力方式為“12-3-6-3”的運行模式。即在負荷高峰時帶12 h滿出力，晚間負荷下降時用3 h線性減負荷，在低功率平臺上（一般為50%FP）上運行6 h，最后在早間用3 h線性加負荷至滿出力。此外，還具有5%FP／min的線性功率變化及10%FP階躍功率變化的調節能力。G模式在A模式基礎上可以進行快速日負荷跟蹤，按照“16-8”的出力方式，還可在50%FP、75%FP兩種功率平臺上進行長期低功率運行。我國自主研發的二代加CPR1000核電技術所采用的即是G模式。EPR、AP1000機組擁有更優異的負荷調節能力。目前山東地區規劃建設的海陽核電站、石島灣核電、乳山紅石頂核電都計劃采用AP1000核電技術。

國外核電機組調峰運行實例如表2所示［8］。

表2 國外核電機組調峰運行實例

我國目前除秦山一期、大亞灣、嶺澳一期核電機組在近兩年春節、國慶等特殊負荷日降負荷運行以參與調峰（其中秦山一期機組一般降功率至200 MW運行，大亞灣、嶺澳一期機組一般降至760 MW，也有降至500 MW的運行實例）外，其他核電機組無論堆形和容量大小，均未參加電網調峰。然而，隨著核電在電網中比重的增長、負荷峰谷差的日益增大，以及風、光等可再生能源的加入，電網調峰形勢越來越嚴峻，國內許多單位已開展了關于核電參與電網調峰的可行性研究，已在理論分析證明了核電參與調峰的可行性與經濟性［9］。

核電具有較大的調峰容量，其調峰深度和速度受到安全性和經濟性的影響，不適宜做頻繁的出力調節，但可以按照“12-3-6-3”的方式參與電網日負荷調峰。因此，在未來山東電網調峰壓力日益增大，利用常規調峰手段在經濟性或穩定性方面無法滿足電網運行需要時，可考慮使核電以“12-3-6-3”的運行方式參與調峰。

5 結語

本文首先介紹了山東新能源發展現狀及規劃，指出新能源快速發展使得山東電網調峰壓力逐漸增大。接著，對火電機組、抽水蓄能機組、燃氣機組、聯絡線控制、需求側管理等各種調峰手段做詳細的技術經濟比較。結合山東電網實際，提出了山東電網調峰策略。最后，對核電機組是否參與電網調峰做敏感性分析，指出在利用常規調峰手段在經濟性或穩定性方面無法滿足電網運行需要時，可考慮使核電以“12-3-6-3”的運行方式參與調峰。分析結果對提高山東電網調峰能力及運行經濟性具有較為重要的意義。

［1］劉振亞.全球能源互聯網［M］.北京：中國電力出版社，2015.

［2］謝俊，白興忠，甘德強.水電／火電機組調峰能力的評估與激勵［J］.浙江大學學報（工學版），2009，43（11）：2 079-2 084.

［3］秦春申，葉春，翟海青.基于調峰形勢的聯絡線受電模型及其優化［J］.電力系統自動化，2004，28（2）：67-69.

［4］何桂雄，曹年林，蔣利民，等.風電富裕區域高載能負荷參與電網調峰研究［J］.可再生能源，2015，33（4）：491-496．

［5］衣立東，朱敏奕，魏磊，等.風電并網后西北電網調峰能力的計算方法［J］.電網技術，2010，34（2）：129-132．

［6］薛禹勝，謝東亮，薛峰，等.智能電網運行充裕性的研究框架（一）要素與模型［J］.電力系統自動化，2014，38（10）：1-9，48．

［7］陳啟鑫，康重慶，夏清.碳捕集電廠的運行機制研究與調峰效益分析［J］.中國電機工程學報，2010，30（7）：22-28．

［8］馬曉東.核電參與電網調峰的運行策略研究［D］.沈陽：沈陽工業大學，2015.

［9］趙潔，劉滌塵，楊楠，等.核電機組參與電網調峰的運行方式及效益分析［J］.電網技術，2012，36（12）：220-255．

Analysis of Peak Regulation Strategy in Shandong Power Grid under the Background of Global Energy Interconnection

MU Hong1，WANG Yuan1，XU Naiyuan1，LIU Xiaoming2，WEI Xin2
（1.State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250001，China；2.Economic&Technology Research Institute，State Grid Shandong Electric Power Company，Jinan 250021，China）

Under the background of global energy interconnection，the rapid development of new energy sources issued higher requirement peak regulation to power grid operation of Shandong.The detailed technical and economic comparison are made between different peak regulation methods.The peak regulation strategy of Shandong power grid is put forward taking the current condition of Shandong power grid.Finally，the nuclear power plant is involved in peak regulation sensitivity analysis.The analysis results have important significance for improving the peak regulation capacity and economic operation of the Shandong power grid.

global energy interconnection;new energy;peak regulation strategy

TM715

A

1007－9904（2017）11－0001－04

2017-06-26

牟 宏（1968），男，高級工程師，從事電網規劃工作。