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电力系统灵活性定义及资源特性

作者:王仲颖 郑雅楠等 来源:电力供需研究 发布时间:2020-09-14 浏览:
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传统电力系统中,电源主要以出力可控的火电机组、水电机组为主,这些电源都具有较强的负荷跟踪能力和调节性能。而随着大规模风、光可再生能源发电和分布式电源的不断发展,电源结构中调节能力不足、出力具有较强不确定性的电源占比明显增加;同时伴随第三产业和居民用电比重的提升,电网负荷特性不断恶化,系统峰谷差持续拉大,负荷率不断下降,也极大增加了电力系统的不确定性。应对持续增加的不确定性已成为现代电力系统的主要挑战,系统安全、可靠运行需要充分调动“源 - 网 - 荷 - 储”各类资源的灵活性,才能保证系统在供给或需求发生变动时及时做出反应。

电力系统灵活性定义

电力系统灵活性的概念于近几年才被正式提出,并得到国际能源署(IEA)和北美电力可靠性委员会(NERC)等国际组织的认可。IEA 将电力系统灵活性定义为在一定经济运行条件下,电力系统对供应或负荷大幅波动做出快速响应的能力。NERC 将电力系统灵活性定义为利用系统资源满足负荷变化的能力。与此同时,学术领域也开展了大量关于电力系统灵活性的研究。Lannoye 等人将灵活性定义为电力系统利用其灵活性资源应对净负荷变化的能力,其中波动性和不确定性主要来自于供需和设备故障。研究团队将电力系统灵活性定义为在合理的成本和不同的时间尺度下,系统应对波动性和不确定性的能力。Ma 等人将电力系统灵活性定义为系统以最小成本应对波动性和不确定性、并保证系统可靠性的能力。综合来看,当前电力系统灵活性的定义并不统一,在前人研究的基础上报告定义电力系统灵活性为:在满足一定经济性和可靠性前提下,系统应对不确定性的能力。这种灵活能力可分为“上调节”和“下调节”,“上调节”即向系统提供额外的功率,发电机组增加出力或削减负荷均能够起到相同的作用;“下调节”即削减系统中多余的功率,发电机组削减出力或增加负荷也均能起到相同的作用。电力系统的灵活性资源分布于发电侧、电网侧和用户侧,随着技术的快速发展,储能也成为电力系统不容忽视的灵活性来源。相较电力系统运行基本要求的安全性、可靠性和经济性,灵活性伴随当前电力系统不确定性的大幅提高,已成为衡量系统运行特性不可缺少的重要指标。

电源侧灵活性资源特性

常规水电

常规水电利用江河水体中的位能进行发电,按水库调节性能可分为多年调节水电站、年调节水电站、季调节水电站、周调节水电站、日调节水电站和无调节能力的径流式水电站等。具有调节能力的水电站拥有开停机迅速、负荷调节快等灵活特点,在电力系统中起着调频、调峰和备用的作用,不同调节能力的水电站各自的出力特性如下。

(1)径流式水电站:无水库,基本上来水多少决定发电多少。

(2)日调节、周调节、月调节式水电站:具备较小水库库容,水库的调节周期为一昼夜 / 一周 / 一月;三种类型水电站蓄水能力和适应用电负荷要求的调节能力较弱,水电站只能根据上游的来水情况通过夜间蓄水少发、白天多发,或上旬蓄水少发、下旬多发来满足电力系统的调节需要。

(3)季调节类型水电站:具有相对较大的水库库容,可以根据当年河流的来水情况确定在某一季节,如:汛期少发电多蓄水,所蓄的水量留在另一季节(如枯期)多发电,以达到对电力系统调节的目的;

(4)年调节式水电站:可以实现对一年内各月天然径流进行优化分配和调节,将丰水期多余的水量存入水库,保证枯水期放水发电。

(5)多年调节式水电站:将不均匀的多年天然来水进行优化分配、调节;多年调节的水库容量较大,可以根据历年来的水文资料和实际需要确定当年的发电量和蓄水量,还可以将丰水年所蓄水量留存到平水年或枯水年使用,以保证电厂的可调能力;多年调节式水电厂对于天然洪水也具有较强的调控能力,不仅能满足电力系统调节需要,还可以通过水库调度实现消洪、错洪,对于大江、大河的防汛工作也具有十分重要的作用。

火电

火电是将化石燃料的化学能转化为电能的发电设备,按燃料类型火电厂一般可以分为燃煤发电厂、燃气发电厂和燃油发电厂。影响火电机组灵活性的参数主要包括最小稳定出力、爬坡速度和启动时间等,其中最小稳定出力决定了火电机组能够提供的调节空间,爬坡速度则决定了系统在不同时间尺度下的调节能力,启动时间主要反映了冷备用机组在负荷增长、可再生能源出力降低情况下为系统提供灵活性的响应速度。不同类型火电机组出力特性如下。

(1)燃煤发电机组:从最小稳定出力来看,未改造的燃煤机组最小稳定出力通常为 50% 的额定容量,最新运行经验表明大多数 60 万千瓦及其以下机组的最小稳定出力在不增加任何改造投入的情况下,可压至额定容量的 40% 左右;通过热电解耦、低压稳燃等技术改造,煤电机组的最小稳定出力可以降至 20%-30% 的额定容量。从爬坡速率来看,燃煤机组的爬坡速度一般为额定容量的 1-2%/ 分钟,较新机组的爬坡速度可达到额定容量的 3-6%/ 分钟,但仍低于燃气发电机组;提高燃煤机组爬坡速度既需要对控制系统进行软件升级,也需要对机组设备进行技术改造,爬坡速度改变通常不会对电厂的平均效率产生影响,但会对部分机组部件使用寿命产业不可避免的伤害。从启动时间来看,燃煤机组启动时间通常取决于是热态启动、暖态启动还是冷态启动,其中热态启动是指燃煤机组停运时间不足 8 小时情况下的启动,暖态启动一般是指燃煤机组已经停运 8-48 小时后的启动,冷态启动则表示燃煤机组已经停机超过 48 小时情况下的启动;燃煤机组的热态启动一般在 3-5 小时之间,通过技术改造目前国际最先进燃煤机组的热态启动时间可短至1.5 小时左右。

(2)燃气发电机组:与燃煤机组相比,燃气—蒸汽联合循环机组在效率、环保特性、造价等方面都具有很大的优势,并且还具有启动快、调峰性能好等特性,常被用作首选的调峰手段。同时由于燃气电厂在占地面积、用水量、环保等方面均优于其他类型电厂,这也使得燃气电厂通常建设在负荷中心,实现就地供电。特别是随着分布式可再生能源的快速发展,燃气发电的优势越来越凸显,可以有效减轻电网建设和输电的压力,提高电力系统运行的稳定性。

(3)燃油发电机组:燃油机组也具备启动迅速、调峰性能好、效率高、排放污染小等优点,也是电力系统公认的调峰机组,不仅如此,燃油机组还可以为系统提供调频、备用、黑启动等服务,但由于其发电成本较高,目前燃油发电应用相对较少。

电网侧灵活性资源特性

电网是输送电力的载体,也是实现电力系统灵活性的关键,良好的电网建设与运行调度能够保障电力供给的安全性和可靠性,增强电力系统融合可再生能源发电的能力,保证电力资源的高效配置。电网主要灵活性资源特性如下。

互联互济

大型电力系统通常划分为多个区域电网,各个区域电网由联络线连接,区域间依靠联络线实现电力电量交换。对于某一区域 A 而言,依靠电网互联互济,具备传输能力的联络区域 B 既可看作是区域 A 的电源,又可以认为是区域 A 的负荷。电网互联互济可以利用各地区用电的非同时性进行负荷调整,减少备用容量和装机容量;各地区之间通过互供电力、互通有无、互为备用,还能有效减少事故备用容量,增强系统抵御事故的能力,提高电网安全水平和供电可靠性;另外互联互济还有助于系统承受较大的负荷冲击和电源波动,改善电能质量,吸纳更多风光波动性电源。

柔性输电

灵活交流输电系统(FACTS)是近年来出现的一项新技术。它应用电力电子技术最新发展成果,结合现代控制技术,使电网电压、线路阻抗及功率角等可按系统的需要迅速调整;在不改变网络结构的情况下,使电网的功率传输能力以及潮流和电压的可控性大为提高,可有效降低功率损耗和减少发电成本,大幅度提高电网灵活性、稳定性、可靠性。FACTS 的主要功能可归纳为:  1)较大范围地控制潮流使之按指定路径流动;2)保证输电线路的负荷可以接近热稳定极限又不过负荷;3)在控制的区域内可以传输更多的功率,减少发电机组热备用;4)限制短路和设备故障影响,防止线路串级跳闸;5)为设备损坏或者过载带来的电力系统震荡提供一定的阻尼。

微电网

微电网以分布式发电技术为基础,由分布式电源、负荷、储能装置、控制系统等组成,形成模块化、分散式的供电网络。微电网是一个可以自治的单元,可根据电力系统或微电网自身的需要实现孤岛模式与并网模式间的无缝转换,有利于提高电力系统的可靠性、电能质量以及灵活性。微电网并网运行时,可以作为大小可变的智能负荷,能在数秒内做出响应以满足系统需要,为电力系统提供灵活支撑;此外,微电网将间歇性、波动性较强的可再生能源整合并纳入同一个物理网络中,通过储能装置和控制系统平滑输出波动,提高可再生能源的可用容量。微电网孤岛运行时,又可利用储能装置和控制系统保持内部电压和频率的稳定,保证网内用户的电力供应。

用户侧灵活性资源特性

电力需求侧管理是电力系统灵活性的另一重要来源,它通过采取各种措施引导用户优化用电方式,不仅可以平抑用电负荷的波动性,减小负荷的峰谷差,提高电网利用效率,而且还可以通过调动负荷侧的响应资源来满足系统灵活性需求,保障系统的安全、可靠运行和促进更多可再生能源的利用。电力需求侧管理主要通过两类举措对电力负荷。进行管理:激励型和电价型,这两类需求侧管理都能从需求侧出发来应对电力系统功率的不平衡问题。从广义的角度看,需求侧管理可被认为是一种虚拟的发电资源,可以实现不同容量的秒级、分钟级、10 分钟级以及中长期等时间尺度反应,能够快速满足系统需求侧变化的要求,提升电力系统的灵活性。

激励型需求侧管理

激励型需求侧管理是针对具体的生产工艺和生活习惯,通过行政等手段对其用电方式进行管理和约束,推动采用先进节电技术和设备来提高终端用电效率或改变用电方式。目前激励型需求侧管理具体包括:

(1)改变用电方式:利用时间控制器和需求限制器等自控装置实现负荷的循环和间歇控制,达到负荷需求的错峰调剂;通过行政手段,安排用户进行有序用电,减少负荷高峰期的用电负荷,进行负荷的有效转移。

(2)提高终端用电效率:推广节能型电冰箱、节能型电热水器、变频空调器、热泵热水器等;推动用户选择高效节能照明器具替代传统低效的照明设备,使用先进的控制技术以提高照明用电效率和照明质量;促进电动机应用调速技术,降低空载率,实现节电运行;推广远红外加热、微波加热、中高频感应加热等高效加热技术。

电价型需求侧管理

电价型需求侧管理主要根据负荷特性,发挥价格杠杆调节电力供求关系,刺激和鼓励用户改变消费行为和用电方式,减少电力需求和电量消耗。目前常用的手段包括:

(1)调整电价结构:国内外通行的方法主要有设立容量电价、峰谷电价、季节性电价、可中断负荷电价等,通过价格体现电能的市场差别,不仅激发电网公司实施需求侧管理的积极性,又促进用户主动参与需求侧管理活动。

(2)开展需求侧竞价:电力终端用户采取节电措施消减负荷,用户削减的电力和电量在电力交易所通过招标、拍卖、期货等进行交易,获取经济回报。

(3)直接激励措施:给予购置削峰效果明显的优质节电产品用户、推销商或生产商适当比例的补贴,吸引更多的参与者参与需求侧管理活动,形成节电的规模效应;对于优秀节电方案给予“用户节电奖励”,激发更多用户提高用电效率的热情;向购置高效节电设备,尤其是初始投资较高的用户提供低息或零息贷款,以减少它们参加需求侧管理项目在资金方面存在的障碍;对收入较低或对需求侧管理反应不太强烈的用户实行节电设备免费安装或租赁,以节电效益逐步回收设备成本。

储能灵活性资源特性

储能技术不仅可以削峰填谷,平滑负荷,还可以提高系统运行稳定性、调整频率、补偿负荷波动,特别是储能技术与可再生能源的结合,能显著提高可再生能源的利用效率。现有的储能技术主要包括:电池储能、抽水蓄能、飞轮储能、压缩空气储能等,其中抽水蓄能将负荷低谷期多余的电能转变为高峰期高价值的电量,不仅适用于调频、调相、稳定电力系统周波和电压,而且适宜作为事故备用,是当前电力系统主要的灵活性资源。

表 1 给出了一般情况下各种储能技术的性能对比,电池储能和飞轮储能响应时间很短,但存储容量较小,经济性较差;压缩空气储能存储容量最大可至 100 吉瓦时,但响应时间较慢。储能技术本身可为电力系统提供或吸收大量的有功功率,抽蓄等储能技术是电力系统灵活性的重要来源;伴随技术的快速发展,不同储能方式可满足不同时间尺度下灵活性需求。

关键字:电力系统灵活性

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