2023新能源光伏发电工程电力消纳分析报告-solarbe文库

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新能源光伏发电工程电量消纳分析报告（2023）目录新能源光伏发电工程电量消纳分析报告 .4 表 4.4.1 光伏发电开发时序表 .4 1、调峰平衡原则 .4 2、长期购电曲线 .5 图 4.4.1 2020 年青海电网长期购电协议安排（单位亿 kWh ） .6 图 4.4.2 2020 年青海电网逐月购电曲线（单位10MW） .6 （1）生产模拟结果 .7 表 4.4.2 青海电网新能源弃电和多能互补运行指标情况统计汇总 .7 1.1 外送通道调峰辅助服务能力和方案介绍 8 1.1.1 光伏电站调峰调频辅助服务能力及方案 9 1.1.2 光伏电站调压辅助服务能力及方案 10 1.1.3 光伏电站储能 11 图 4.5-1 集散式光储一体化框图 13 图 4.5-2 储能系统方案框图 .14 1.1.4 光伏电站辅助调峰调频方案预留储能接口 .14 1.2 工程建设的必要性 15 （1）开发利用太阳能资源，符合我国能源产业发展战略和方向。 .15 （2）光伏电场开发建设可促进地方经济的发展。 .16 （3）本光伏项目的开发建设有利于缓解环境保护压力。 .16 新能源光伏发电工程电量消纳分析报告 “十四五”期间青海省将重点打造海南州千万千瓦级可再生能源基地和海西州千万千瓦级可再生能源基地，满足省内负荷用电和外送需求。根据初步规划，海南州和海西州千万千瓦级可再生能源基地最终各配套建设一个特高压直流外送通道，依托青海电网多种电源互补调节能力，将青海省丰富的清洁能源输送至中、东部地区，以实现全国范围内的资源优化配置。对青海电网外送电规模及建设时序安排见表 4.4.1。初步规划“十三五” 期间开工建设海南士 800kV 直流外送通道，2020 年左右建成，初期送电容量 4000MW, 2022 年达到满容量送电 8000MW；“十四五”期间建成海西直流，送电容量 12000MW。表 4.4.1 光伏发电开发时序表单位MW 序号项目送电型式 2020 年 2022 年 2025 年 1 海南直流外 ±800kV 直接 400 800 800 送 2 海西直流外送 ±1100kV 直接 1200 合计 400 800 2000 电源配置分析 1、调峰平衡原则计算水平年取 2020 年。 2负荷、光伏、风电均采用 8760h 数据，调峰计算按 8760h 模拟。 3青海已投运水电站参考近年偏枯实际数据，新投水电采用设计枯水年水文参数；调节方式考虑日间相互调剂。 4光热考虑全网优化，可跨日调节，光热机组由于降出力调峰引起的电量损失计入广义弃电量，定义广义弃电率弃风电量弃光电量光热损失电量 / 风电理论发电量光伏理论发电量光热理论发电量。 5火电按实际调峰深度参与调峰，统计参与调峰后煤耗增加引起的等效电量损失;热电机组供热期为 10 月 15 日至来年 4 月 15 日，热电机组供热期最大出力 80，不参与调峰，非供热期同凝汽机组。 6青海电网单独调峰计算，主要依靠省内电源互补，电力电量缺额考虑从西北电网受入，长期购电协议以外部分通过临时购电解决，甘青联网通道能力按 6000MW 控制。 72020 年青海特高压直流投运，送电容量 4000MW。 2、长期购电曲线根据逐月电量平衡结果，为减少青海与西北电网间的功率交换波动，结合程序优化结果，制定长期购电曲线，最终的购电电量与平衡结果趋势一致。青海火电利用小 4 时数按 5000h 左右控制，青海电网全年通过长期购电约 83 亿 kWh，其中 11 月、 12 月购电较多。详见图 4.4.1。图 4.4.1 2020 年青海电网长期购电协议安排（单位亿 kWh ）根据青海逐越来越电力平衡结果，结合电力平衡需要，青海电网逐月功率曲线如图 4.4.2 所示。图 4.4.2 2020 年青海电网逐月购电曲线（单位10MW）（1）生产模拟结果 2020 年海南特高压直流建成后，青海电网新能源弃电和运行指标情况统计汇总表 4.4.2。 2020 年青海电网考虑水电、火电和光热联合调节，全年弃风弃光电量约为 4.98 亿 kWh,新能源弃电率约为 1.64；全年长期购电约 83.03 亿 kWh含青海内用季节性缺电受入电量，基本无短期购电，省内火电年利用小时数约 5009h。表 4.4.2 青海电网新能源弃电和多能互补运行指标情况统计汇总 1.1 外送通道调峰辅助服务能力和方案介绍青海-河南±800 千伏特高压外送通道是全球首条 100 清洁能源外送示范通道，外送基地是全球首个“千万千瓦级、水光风多能互补”示范基地，更是我国能源“四个革命一个合作”的示范工程。拉西瓦水电站 4机组、李家峡水电站 5机组是青海至河南直流特高压输电通道配套可再生能源基地一期电源配置方案的重要组成部分，工程的开发任务是参与海南特高压外送通道电力外送，承担系统调峰及备用。 1.1.1 光伏电站调峰调频辅助服务能力及方案为了配合拉西瓦水电站 4机组、李家峡水电站 5机组对系统的调峰，本光伏电站设置 AGC 设备一套用于接受电网调度指令调节输出功率。依据光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T19964-2012 ），光伏电站具备有功功率调节能力，能根据电网调度部门指令控制其有功功率输出。为了实现对有功功率的控制，光伏电站配置有功功率控制系统。该系统接收并自动执行调度部门远方发送的有功功率控制信号，确保光伏电站最大有功功率值及有功功率变化值不超过电网调度部门的给定值。AGC 具备同时与调度数据网第一平面和第二平面通信的功能。 AGC 系统是指自动发电控制系统，它通过控制光伏逆变器的出力，以满足不断变化的用户电力需求，从而使电网处于安全的运行状态。由于太阳能的间歇性、随机性特点，光伏电站的大规模并网给电网调度带来了巨大的调峰压力，增加了电网系统的不稳定性，降低了电网系统的电能质量。因此，光伏电站通过利用有功自动控制系统在规定的出力调整范围内，通过实时跟踪上级电力调度部门下发的调节指令，按照一定调节速率实时调整发电出力，以满足电力系统频率和功率控制的要求。 AGC 常用控制策略概述（1）当 AGC 主机接收到的当前有功计划值小于光伏发电站当前出力时，执行降低总有功出力的控制，能综合考虑各逆变器的运行状态和当前有功出力，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。（2）当 AGC 主机接收到的当前有功计划值大于光伏发电站当前出力时，执行增加总有功出力的控制，能综合考虑各逆变器的运行状态和有功出力预测值，按照等裕度或等比例等方式，合理进行有功分配。（3）AGC 主机具备对光伏电站有功出力变化率进行限制的能力，具备 1 分钟、10 分钟调节速率设定能力，以防止功率变化波动较大对电网的影响。（4）AGC 主机具备接收上级调度下发的紧急切除有功指令功能。在紧急指令下，在指定的时间内全站总有功出力未能达到控制目标值时，AGC 主机可以采用向逆变器下发停运指令，或者通过遥控指令拉开集电线开关等方式，快速切除有功出力。 1.1.2 光伏电站调压辅助服务能力及方案依据光伏发电站接入电力系统技术规定（GB/T19964-2012 ），光伏电站配置无功电压控制系统根据电网调度部门指令，该系统自动调节整个光伏电站发出（或吸收）的无功功率，实现对并网点电压的控制，其调节速度和控制精度应能满足电网电压调节的要求。AVC 具备同时与调度数据网第一平面和第二平面通信的功能。 AVC 常用控制策略概述（1）在电网稳态情况下，AVC 主机具备充分利用逆变器的无功调节能力来调节电压的能力，当逆变器无功调节能力不足时，考虑 SVC/SVG 装置的无功调节。在保证电压合格基础上，应为 SVC/SVG 装置预留合理的动态无功储备。（2）在电网故障情况下，AVC 主机可快速调节 SVC/SVG 装置无功使电压恢复到正常水平。（3）当电网从故障中恢复正常后，AVC 主机能通过调节逆变器的无功出力，将 SVC/SVG 装置已经投入的无功置换出来，使其预留合理的动态无功储备。 1.1.3 光伏电站储能 1.1.3.1 光伏电站预留储能接口根据招标文件要求，我方在光伏电站宜预留 5至 10 的储能接入条件，其中集中（集散）式逆变器主要考虑直流侧耦合接口。利用储能系统来平抑和调节光伏发电的随机波动性对电网的影响，满足光伏发电接入电网的技术要求，提高光伏电站输出的可靠性。从国外储能与光伏电站群结合的示范工程来看，储能系统主要用于平滑光伏电站的短期（数十分钟以下）波动，减少对电网的冲击，增加电网对可再生能源的吸收接纳程度，促进可再生能源的集约化开发和利用。为光伏电站未来参与调峰提供了自调峰能力的可能。 1.1.3.2 光伏电站储能方案 1、储能容量分析目前，我国西北地区新能源发电由于电网架构相对薄弱，新能源发电又不能就地消纳，出现了光伏弃光的现象。据统计 2013 年 2 月至 2014 年 1 月的累计年度弃光量约为 9.7103MWh，弃光量约占光伏电站原年度发电量的 20；若采用储能系统可实现对弃光的存储，控制储能电池的充放电过程，将白天弃发的光伏功率利用储能系统储存起来，在需要的时候将储存的电量释放出来。利用储能系统对弃风弃光就地消纳，提高光伏发电利用率。一般情况下，光伏电站弃光率越高，所须配置的储能电池的功率和容量越大。根据光伏电站设计的情况，平滑升级为光伏储能电站。推荐直流侧接入储能方案。光伏电站共设计有 12 个子阵列采用集散式光伏逆变器，每个 3.15MW 集散式光伏发电单元配置 1 套 500kW/1.24MWh 储能子系统，每个储能子系统接入集散式光伏逆变器直流侧，共 12 个集装箱子系统，储能配置共 6MW/14.88MWh。储能系统采用磷酸铁锂电池，充放电倍率约 0.4C，放电深度（DOD）80，电池往返效率 95；DC/DC 双向变流器充放电效率约 98，光伏逆变器（含变压器）效率约 97.4，系统循环寿命约 6000 次。储能系统按照一天 2 次充放电循环计算，最多可提供调峰容量如下 14.88MWh0.80.950.980.974221.59MWh 2、直流储能方案把储能系统挂接在光伏逆变器直流母线侧，简称直流储能，有如下优势 1、充分利用光伏发电系统中的逆变设备、升压设备以及电缆，设备利用率高，设备投资和占地较少； 2、光伏方阵到储能电池之间的功率变换环节少，系统效率高； 3、通过智能控制，储能系统的挂接不会影响到 MPPT，无发电量损失。 4、分布式储能，避免或减少了电池组并联，延长电池寿命，也有利于电池梯次利用； 5、分布式储能，单个储能装置故障影响较小； 6、可在先期建设光伏系统，后期增加储能系统，实现平滑的升级；集中式光伏电站加配直流储能方案框图如下储能集装箱直流汇流箱光伏方阵 D C / D C 双向变流器集散式光伏逆变器储能电池图 4.5-1 集散式光储一体化框图 3.15MW 光伏单元添加 500kW/1.24MWh 集装箱储能系统，储能系统方案框图如下图 4.5-2 储能系统方案框图整个 500KW/1.24MWh 集装箱储能系统安装在一个 40 尺集装箱高柜中，每个集装箱内含 2 台 250KW DC/DC 双向直流变流器及 6 个电池簇。系统接入到集散式逆变器直流母线侧。 1.1.4 光伏电站辅助调峰调频方案预留储能接口根据招标文件要求，我方将与承担外送基地调峰调频辅助服务企业签订补偿协议，严格按照补偿暂定电价 0.015 元/kWh 支付调峰辅助企业的服务费，服从电网公司统一调度协调运行，全力配合以保证海西州特高压外送通道的安全稳定运行。 1.2 工程建设的必要性（1）开发利用太阳能资源，符合我国能源产业发展战略和方向。国家能源局 2016 年 2 月 29 日文件“国家能源局关于建立可再生能源开发利用目标引导制度的指导意见（国能新能〔2016〕54 号） ”，根据中华人民共和国可再生能源法、国务院关于加快培育和发展战略性新兴产业的决定、国家能源发展战略行动计划（2014-2020 年）以及推动能源生产和消费革命的总要求，为促进可再生能源开发利用，保障实现 2020、2030 年非化石能源占一次能源消费比重分别达到 15、20的能源发展战略目标，就建立可再生能源开发利用目标引导制度提出以下意见 1）充分认识建立可再生能源开发利用目标的重要性。可再生能源代表未来能源发展的方向，是减排温室气体和应对气候变化的重要措施，建立可再生能源开发利用目标引导制度对推动能源生产和消费革命，建立清洁低碳、安全高效的现代能源体系具有重大的战略意义。 2）建立明确的可再生能源开发利用目标。 3）制定科学的可再生能源开发利用规划。 4）明确可再生能源开发利用的责任和义务。 5）建立可再生能源开发利用监测和评价制度。 6）研究完善促进可再生能源开发利用的体制机制。根据全国 2020 年非化石能源占一次能源消费总量比重达到 15的要求， 2020 年，除专门的非化石能源生产企业外，各发电企业非水电可再生能源发电量应达到全部发电量的 9以上。 7）分步开展可再生能源开发利用目标引导工作。光伏发电是新能源领域中技术最成熟、最具规模开发条件以及有商业化发展前景的发电方式之一。本光伏电站的开发建设，符合我国能源产业发展战略和方向，又逢国家鼓励光伏发电发展的良好契机，有利于调整电网结构。（2）光伏电场开发建设可促进地方经济的发展。建设海西州 xxxx 一标段 100MWp 光伏电站项目，不仅会带动地区相关产业如建材、交通、设备制造业等的发展，而且可以为项目区域附件居民提供大量的工作岗位，从而带动和促进当地国民经济的发展和社会进步。随着光伏电站的相继开发，太阳能将为地方开辟新的经济增长点，对拉动地方经济的发展，加快实现小康社会起到积极作用。（3）本光伏项目的开发建设有利于缓解环境保护压力。随着化石资源（石油、煤炭）的大量开发，不可再生资源保有储量越来越少，同时环境问题越发突出。中华人民共和国国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要提出了“ 十三五 ”期间单位国内生产总值能耗降低 15左右，主要污染物排放总量减少 1015；青海省“十三五”规划纲要也提出了单位生产总值能源消耗和二氧化碳排放降低，主要污染物排放总量减少控制在国家下达的指标范围内的目标。利用光伏发电，可替代并节约化石燃料能源，可减排温室气体量和其它污染物。综上所述，海西州 xxxx 一标段 100MWp 光伏电站的建设符合我国可持续发展能源战略，可促进地方经济的发展，是对地区电网能源消耗的有益补充。另外，本场址不涉及自然保护区等敏感区域，无重要压覆矿产、军事设施等，场址区域地震基本烈度Ⅶ度，无大的工程地质制约因素。因此，积极开发本项目是十分必要和切实可行的。