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安徽省2018年光伏发电消纳形势分析

导读: 在各方共同努力下,“十三五”以来,安徽省光伏发电实现了快速规模化发展。截至2017年10月,全省并网装机容量822万千瓦,是2016年底的2.4倍,提前实现了安徽省能源发展“十三五”规划确定的建成800万千瓦光伏发电目标。

在各方共同努力下,“十三五”以来,安徽省光伏发电实现了快速规模化发展。截至2017年10月,全省并网装机容量822万千瓦,是2016年底的2.4倍,提前实现了安徽省能源发展“十三五”规划确定的建成800万千瓦光伏发电目标。光伏发电的规模化发展对全省电网消纳能力提出了挑战,各地政府主管部门、电网企业和广大投资企业应高度重视、未雨绸缪,提前制定应对措施。现将国网安徽省电力公司、安徽省能源研究院共同完成的《安徽省2018年光伏发电消纳形势分析报告》印发给大家,供参考。

安徽省2018年光伏发电消纳形势分析

光伏发电发展初期,制约电网消纳的因素主要是县(区)级电网的负荷水平以及电网就地和外送消纳能力。当光伏装机比例达到一定规模后,制约电网消纳的主要因素为春秋季省域用电负荷水平、负荷特性和省级电网电源机组的调峰容量。目前我省光伏整体消纳形势属于后者。

一、分析方法

结合全省负荷与光伏出力特性及发展形势,综合考虑省内电源现状、调峰能力及区外协议分电情况,以春、夏、秋、冬四季最大负荷日为典型日,将平衡时段负荷扣减其他各类电源最小出力后的部分,即为全省光伏发电接纳能力。

图1新能源消纳空间分析方法示意图

安徽省2018年光伏发电消纳形势分析

图中曲线1代表电网日负荷曲线,基本构成一般是地区负荷与区域间交换负荷之和;直线2代表本地区除新能源外,各类机组理论上能实现的综合最小出力;曲线3表示新能源机组出力。可以看到,曲线1和直线2之间的空间是新能源的消纳空间,直线2与曲线3(绿色柱)计算叠加后,仍然超过曲线1的部分(蓝色柱)就是弃电量。

二、边界条件

1、负荷特性

以2016年负荷实测数据为基础,分别选取4月、7月、10月、12月作为春、夏、秋、冬季典型月,以各时段负荷平均值作为整点等效负荷,特性曲线如图2所示。可以看出,我省最大负荷出现在夏季(7月),最小负荷出现在春季(4月)。据测算,春季负荷一般为夏季负荷的56%左右。

春、秋、冬三季午峰一般出现在每天11时左右,11-13时之间负荷呈下降态势,并于12-13时之间达到午间负荷的最低值;夏季午峰一般出现在13时,13-15时负荷下降趋势不明显。

图2安徽省各季节典型日负荷曲线

安徽省2018年光伏发电消纳形势分析

预计2018-2020年我省全社会最大负荷分别为4345、4710、4950万千瓦。综合考虑历史负荷曲线、天气、经济发展特征等因素,预测“十三五”后三年春夏秋冬四季最大负荷如表1所示。

表1“十三五”安徽省各季节全社会最大负荷

安徽省2018年光伏发电消纳形势分析

2、光伏发电出力特性

通过对我省已投运光伏电站历史运行数据进行分析,光伏发电在春秋季出力最大,最大出力率约为85%,大发时段出现在白天11-13时,此时午峰刚过,负荷处于低谷,系统面临调峰压力最大。

通过对全省负荷特性与光伏发电出力特性叠加分析,选取11-13时作为电力调峰平衡时段。全省光伏发电综合出力率取80%。

3、电源调峰能力

综合考虑调度运行方式安排、机组年度检修计划及各类在运机组比例,全省火电机组综合调峰能力取52%。

常规水电顶峰容量按丰水期(春、秋季)、枯水期(夏、冬季)分别计算,同时,考虑省内抽蓄顶峰容量。

生物质发电不参与调峰。风电容量中午时段出力率取0.2,不参与顶峰。

国家政策分配的省外来电暂按不参与调峰考虑。

三、调峰平衡分析

根据全省已并网和完成接入审查、在建光伏发电项目情况,预计2018年全省光伏发电装机容量将达1100万千瓦。经测算,2018年全省光伏发电项目弃光率约1.57%。2019年以后,因大规模受进省外(新疆)来电,调峰平衡边界条件发生较大变化,弃光率或将超5%,形势更加严峻。

若不发生弃光情况,2018年可接纳的全省光伏发电装机规模为822万千瓦。

若弃光率控制在5%以内,2018年可接纳的全省光伏发电装机规模约为1300万千瓦。但2019年大规模受进新疆来电后,即使2019年不新增光伏发电装机,2019年弃光率有可能超过5%红线。

附件:2018年分地区消纳形势预警表

(国网安徽省电力公司 安徽省能源研究院供稿)

安徽省2018年光伏发电消纳形势分析

来源:能源局


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