该文受国家重点研发计划项目“未来电力系统结构形态演化模型及电力预测方法”（2016YFB0900101）和国家电网公司科技项目“适应大规模新能源并网的电力系统调峰技术、经济、政策评估模型和应用”资助。

原文发表在《全球能源互联网》2018年第1卷第5期，欢迎品读。

作者：张富强1，元博1，张晋芳1，张涛2 

单位：1.国网能源研究院有限公司；2.国网辽宁电科院；

近年来，中国风电并网容量不断增大，出现了严重的弃风现象，随着各类技术可行的灵活性措施提出，亟需研究经济合理的措施组合以降低弃风量。以提升风电消纳能力为目标，提出了一种电力系统灵活性措施的经济性评估方法。首先，构建基于成本效益的经济性评价指标，即减少风电弃风量的单位成本，以量化各类灵活性措施对提高电网风电消纳能力的效果；然后，采用时序生产模拟模型量化分析系统的年度弃风总量，生产模拟模型考虑常规电源、风电及负荷，以小时为仿真粒度进行机组组合和经济调度；最后，构建了灵活性措施的年化成本模型。提出的指标及其评估方法具有较好的普适性，能够量化评估各类系统灵活性措施针对缓解弃风的经济性，并获得成本最低的组合方案，对能源主管部门制定针对性的政策措施具有指导意义和应用价值。

针对风电消纳，需要基于导致弃风限电的根本原因来设计和建设系统灵活性提升手段，可用的灵活性资源包括：

从措施本身来看，投资成本、运营成本、寿命等方面具有明显的差异，热电解耦、电储能设施、需求响应在不同地域的成本差异很大。因此，评价不同灵活性措施需要构建适用性较强的指标。成本效益指标：

λi是第i种灵活性措施的年度成本效益指标，元/MWh·年；Ci为灵活性措施的年化成本，元；QB为基准场景下年度系统弃风总量，MWh；Qi为采用灵活性措施后系统年度弃风总量，MWh。

基于年度成本效益指标，提出灵活性措施的寻优方法如下：

措施成本主要包括投资成本以及运维成本。投资成本为设备初始实施的全部投入成本，通常包括主设备投资成本、设计成本和实施成本等。运维成本包括运行维护成本、各类损耗成本、设备更换成本等。各类成本需折算成研究水平年的现值。

本文时序生产模拟以小时为时间单位，考虑电力系统各类约束限制下最小化电力供应成本。输入数据包括电源数据、电网数据、负荷数据、燃料价格以及其他市场数据。生产模拟算法的核心为发电调度和潮流计算，即在日前安全约束机组组合确定的日内机组启停发电计划基础上，以全系统发电成本最小为目标，根据负荷曲线调整机组出力，满足负荷平衡约束、机组运行约束和电网安全约束，以实现经济调度。输出数据包括各类电源的开机状态、出力水平、发电成本及收入状况等。

⬆ 时序生产模拟仿真流程图

对测试系统，在不实施任何灵活性措施的情况下，针对基础情景进行全年的时序仿真，计算结果得出，风电实际上网电量为2729GWh，全年弃风量671GWh，弃风率19.7%。系统目标弃风率为10%以内。弃风主要集中在夜间。

⬆ 算例系统结构

⬆ 各小时平均弃风量

针对3台利用率较高的600MW火电机组，安装电极锅炉，总安装量60MW到600MW对应的成本效益指标如下图，当改造规模增加，缓解单位弃风量的成本是在上升的，λ曲线有翘尾的现象即当在早期实施火电灵活性改造的时段，缓解弃风的经济效益相对较好，但是随着实施规模增多的情况下，弃风量缓解效果有限。

⬆ 不同规模发电侧改造情景下的弃风减少量和λ值

在电网侧的措施是针对两条重点阻塞线路增加容量，从总计1000MW至1800MW。线路扩容单位年化成本为75万元/MW。仿真后，获得弃风减少量和λ指标如下图所示。与发电侧改造情况类似，初期线路容量的扩容对缓解弃风作用明显，但是随着实施规模增加，成本效益逐渐下降。

⬆ 不同规模输电网扩容情景下的弃风减少量和λ值

需要指出的是，发电侧灵活性改造和线路增容两种措施均是基于基础场景构建的，各种措施的成本效益指标与基础场景密切相关。如果需要实施多种措施的叠加效果，或者根据实际情况，按规划时序将各类措施构建于系统中，需要在每种措施组合的情况下分别进行仿真，获得成本效益指标。目前还难以用分析性方法准确推导出同时实施多种措施的效益是否等效于每个单独的措施的叠加效益。由于措施的效果需要经过电力系统运行后，事后统计获得，因此应用时序仿真的方式量化效益是更可行的研究手段。

编辑：李锡

审核：白恺