新能源消纳

新能源消纳（通用4篇）

新能源消纳 篇1

摘要：从新能源消纳角度出发, 对影响大规模新能源并网低碳效益的关键因素进行了理论分析, 以新能源限电率作为衡量新能源并网的低碳效益评估指标。基于此, 综合考虑风光出力特性、负荷特性、机组调峰特性、供热机组热电耦合特性、开机方式和电网输送能力等因素, 建立了计及大规模风能和太阳能发电的年度时序生产模拟仿真模型。该模型是混合整数规划问题, 采用分支界定法对其进行求解。以某省级电网为例, 对影响电网低碳经济因素进行量化分析, 计算结果验证了所提时序仿真模型的合理性及理论分析的正确性, 对中国低碳经济要求下的网源规划及政府相关政策的制定具有重要指导意义。

关键词：时序仿真,低碳效益,新能源消纳,新能源限电率,分支界定法

0 引言

气候变暖是人类面临的最大挑战之一, 发展低碳经济是应对气候变化、实现可持续发展的重要途径[1,2]。从电力生产过程来看, 以风电、光伏发电为代表的可再生能源电力具有二氧化碳零排放的特征, 是典型的低碳电源, 因此, 大力发展可再生能源对推动低碳经济发展、调整能源结构等具有重要意义[3,4]。

2012年, 中国新增风电装机容量13GW, 截至当年末, 全国累计风电并网容量60.8GW, 新增发电容量与累计装机容量均居世界第1位[5];新增光伏发电装机容量3.5GW, 居世界第2位[6]。然而, 由于大规模新能源开发过程中与当地电网、电源发展规划脱节, 再加上可再生能源电力固有的随机波动特性, 中国多个电网出现了较为严重的弃风、弃光问题, 严重制约了新能源并网的低碳效益。为更好地发挥大规模风电、光伏发电并网在发展低碳经济中的功能和作用, 体现智能电网绿色环保的建设理念[7,8,9], 需对其影响可再生能源电力消纳的主要因素进行分析, 并基于这些影响因素的灵敏度有针对性地开展规划建设工作, 有效提高风电和光伏发电上网电力电量, 降低新能源限电率, 从而发挥电网最大低碳效益。

目前已有文献对制约新能源消纳能力关键要素及如何评估电网低碳效益进行了研究。文献[10]全面分析了低碳经济下电力系统规划和运行优化方面的研究现状及未来的重点研究方向, 但其提出的规划理论与方法没有考虑风电、光伏发电固有的随机波动特性。文献[11]提出了基于清洁生产、降低损耗、终端节电和优化投资的低碳电力系统实现路径, 但未对影响电网低碳效益的因素进行量化分析。文献[12]从低碳政策、低碳技术和低碳市场3个方面分析了低碳因素对电源规划的影响, 提出了基于区域比较的碳排放权分配机制, 但其没有考虑实际电网结构约束和电网调峰能力约束, 导致低碳电源规划与实际偏差较大, 不能为电网规划提供有效的技术支持。文献[13]的研究工作以电网运行典型日的电力电量平衡分析为基础, 不能体现每日风光出力特性以及全网机组启停和检修计划优化, 计算结果偏保守, 不利于提高新能源实际上网电量, 从而降低了新能源并网的低碳效益。文献[14-16]均是从日前时间尺度开展新能源并网低碳效益评估, 因而其研究方法和优化模型无法对年度新能源并网低碳效益进行评估。

新能源并网的低碳效益体现在正反两个方面: (1) 正面影响, 新能源可代替火电机组, 减少二氧化碳排放; (2) 反面影响, 为应对新能源发电的波动特性, 火电机组效率下降、频繁启停增加了二氧化碳排放。一般来讲, 新能源并网对电力系统低碳的贡献要大于其负面影响, 即上网电量越多, 低碳效益越显著。因此, 电网对其所发电量的消纳已经成为影响新能源并网低碳效益的主要因素。目前, 对衡量电网特别是大规模新能源并网后的电网低碳效益指标的研究尚不成熟, 而新能源限电率在电网实际运行中是衡量电网消纳新能源上网电力电量的直接技术指标, 所以本文采用新能源限电率反映新能源并网的低碳效益。

基于此, 本文首先从制约大规模新能源并网消纳能力的角度出发, 对其影响电网低碳效益的关键因素进行了理论分析。接着针对理论分析, 采用时序仿真的方法, 以电网的新能源接纳能力最大为目标, 综合考虑风光出力特性、负荷特性、机组调峰特性、供热机组的热电耦合特性、开机方式和电网输送能力等因素, 建立了计及大规模风能和太阳能发电并网的年度时序仿真模型。最后, 以某省级电网为例, 采用上述时序生产模拟仿真模型, 以降低新能源发电的限电率 (提高新能源并网低碳效益) 为目标, 对各关键因素进行量化分析, 计算结果验证了本文所提出的时序仿真模型的合理性及理论分析的正确性, 对中国低碳经济要求下的网源规划具有重要指导意义[17]。

1 新能源并网低碳效益关键因素分析及评估方法

新能源发电是“零排放”的清洁能源, 若电网能够有效接纳其电量, 新能源并网的低碳效益就能充分发挥。因此, 影响新能源并网低碳效益的关键因素就是影响新能源电量消纳的关键因素。就中国现状来看, 大规模新能源并网后, 制约电网低碳效益的主要瓶颈因素如下[18]: (1) 系统调峰能力; (2) 电网输送能力。基于此, 本文充分考虑这两个主要制约因素, 归纳分析了影响这两个因素的内在动因, 如图1所示。

1.1 系统调峰能力对新能源低碳效益影响分析

如图1所示, 系统调峰能力与系统开机方式、系统负荷特性、系统备用容量的选取及电源结构和机组特性有关。如果电网的调峰能力强, 就可以更好地接纳风力发电和光伏发电等随机性较强的新能源发电, 从而减少火电机组供电量, 提升电网的节能减排价值。下面分别从这4个方面进行逐一分析。

1) 中国省 (区) 电网以火电为主, 火电机组的开机方式与全网调峰容量密切相关。在电网调峰能力不足时, 会对电网新能源发电接纳能力产生巨大影响, 不能充分体现新能源并网的绿色环保的建设理念。

2) 受产业结构调整以及社会经济发展等客观因素影响, 中国电网负荷特性可能会发生改变, 特别是负荷峰谷差的变化对电网低碳效益有显著影响。当负荷峰谷差较小时, 电网为接纳大规模新能源所发电能所需的调峰容量更小, 发生新能源限电的可能性也更小, 理论上减小负荷峰谷差, 可以提高电网的低碳效益。

3) 《西北电网备用容量监管办法 (试行) 》规定了6种备用容量配置原则, 不同的备用容量配置原则直接影响到火电机组的开机容量及系统的调峰能力, 理论上在保证电力系统安全运行的基础上, 所设置的系统备用容量越小, 则需要开启的火电机组越少, 相应地, 此时电网的低碳效益越好。

4) 中国的电源结构以煤电机组为主, 火电占总装机容量的75.9%, 供热机组较多, 缺乏具有深度调峰能力的燃气机组、油气混合燃料机组以及抽水蓄能等灵活机组且运行制约因素多。随着风电、光伏发电渗透率的提高, 特别在冬季, 火电机组的供热期、水电机组的枯水期、风电机组的大发期相互叠加, 导致系统调峰困难, 成为制约提高新能源低碳效益的主要因素之一[19]。

1.2 电网输送能力对新能源低碳效益影响分析

在电源结构、系统调峰能力短期内难以解决的同时, 跨省区的电网输送能力不足也是制约中国新能源并网低碳效益的主要因素之一。中国风能资源主要分布于“三北”及东南沿海地区, 太阳能资源主要分布在西部地区, 这些地区电力系统规模普遍较小、网架薄弱且负荷水平较低。因此, 中国的新能源电力普遍无法就地消纳, 需要接入高压电网进行跨省消纳。电网输送能力不足将会导致大规模弃风、弃光, 从而影响新能源并网的低碳效益。

1.3 新能源低碳效益评估方法

通过上述分析可知, 新能源上网电量越多, 低碳效益越显著, 即在已知该地区用电负荷和新能源上网电力电量的情况下, 本文通过式 (1) 可以简单估算替代部分常规机组发电的新能源上网电量与电网低碳效益关系。

式中:EFCO2为碳排放因子, 国内燃煤机组的碳排放因子为0.414 16kg/ (kW·h) [20];ECO2为系统总的CO2排放量;T为仿真时间长度;Plt为t时段系统总用电负荷;PNt为t时段新能源上网电量。

通过式 (1) 的折算, 可以将本文研究的新能源消纳能力分析与电网低碳效益评估有机结合起来。

2 年度时序生产模拟仿真模型

2.1 目标函数

采用时序生产模拟仿真的方法更加符合实际电力系统运行, 为尽可能多地平衡新能源出力, 降低新能源限电率和二氧化碳排放量, 基于时序仿真的新能源生产模拟仿真模型的目标函数为:

式中:Pwt为t时段电网接纳的风电出力;Pvt为t时段电网接纳的光伏出力。

2.2 约束条件

2.2.1 常规机组约束

1) 常规机组出力约束

式中:j为机组编号;Pjt为常规机组出力大小;Pjmin和Pjmax分别为机组j的出力下限与上限;Xjt为二进制变量, 表示机组j在t时段的运行状态, 1表示机组正在运行, 0表示机组停运。

2) 常规机组爬坡率约束

式中:Pjup和Pjdown分别为机组j的最大上爬坡速率和下爬坡速率;Δt为机组j运行的一个时段, 本文取Δt=1h。

3) 供热期供热机组出力约束

式中:Hjt为t时段热负荷大小;Cjb和Cjv为供热机组热电耦合系数, 本文考虑两种类型供热机组, 即背压式供热机组和抽气式供热机组[21];PtBY为供热期内背压式供热机组t时段出力大小;PtCQ为供热期内抽气式供热机组t时段出力大小。

4) 机组最小启停机时间约束

式中:Yjt和Zjt分别为机组j在t时段启动、停机状态的二进制变量, Yjt为1表示机组正在启动, 为0表示机组不在启动状态, Zjt为1表示机组正在停机, 为0表示机组不在停机状态;kon为机组最小启机时间, koff为机组最小停机时间, 其反映了最小启机或停机的时间长度, 不同类型的机组启停机时间参数不同。

此约束的考虑, 主要是由于受到机组的物理特性及机组启停机煤耗成本的制约, 机组不能频繁的启停。

5) 机组启停机运行状态逻辑约束

式 (8) 组成了对机组启机、停机和运行状态的逻辑约束, 保证在机组组合的过程中各状态变量是符合逻辑约束的。

2.2.2 系统约束

1) 区域负荷平衡约束

式中:Nj为参与优化的常规机组台数。

2) 系统正/负旋转备用容量约束

式中:SP和SN分别为系统正/负旋转备用;CNt为风电、光伏发电各时段的可信容量, 其值为t时段风光总出力之和的60%~80%[22], 将该值纳入常规机组开机容量计算范畴, 减小其开机容量, 能够更好地接纳风能和太阳能发电, 从而提高新能源发电的低碳效益。

2.2.3 系统风光出力约束

式中:Nw和Nv分别为当前省 (区) 电网风电和光伏发电的装机容量;Pwt*和Pvt*分别为表示区域资源特性的风电出力和光伏发电出力归一化值。

风电年度预测基于风电电量预测结果, 并采用文献[23]中的风电时间序列建模方法获得风电出力时间序列, 由于年度光伏发电出力时间序列规律明显, 本文采用历史光伏发电出力时间序列数据, 除以对应年光伏发电总装机容量, 将其归一化后来模拟光伏发电出力时间序列。

综合目标函数 (式 (2) ) 和约束条件 (式 (3) 至式 (12) ) , 得到基于时序仿真的年度生产模拟仿真模型。该模型是一个典型的混合整数规划 (MIP) 问题, 本文基于分支定界法来优化全年系统运行方式, 降低新能源限电率。该模型更加符合实际电力系统运行, 在此基础上对电网的低碳效益进行评估, 可增加计算结果的合理性和可信性。

3 算例分析

3.1 算例介绍

以中国某省级电网为例, 对新能源并网的低碳效益进行评估, 算例数据如下所示。

1) 负荷水平

年度负荷序列采用负荷预测结果, 仿真时间步长为1h, 全年共8 760个时间断面, 出力序列如图2所示。

2) 新能源理论出力水平

采用文献[23]得到归一化后的水平年年度风电出力时间序列和光伏发电出力时间序列 (分别如图3、图4所示) , 该区域风电理论功率利用小时数为1 913 h, 光伏发电理论功率利用小时数为1 551h。该省风电装机容量为7 000 MW, 光伏发电装机容量为2 000 MW。

3) 供热期及机组调峰能力信息

该省供热时间及对应机组调峰能力信息如表1所示。

在表1中, 供热期火电机组调峰能力指的是供热期供热机组的出力在其装机容量的85%~95%之间。

4) 直流配套电源参与调峰信息

由于直流配套电源参与调峰及直流配套电源不参与调峰对新能源发电接纳能力产生很大的影响, 该省存在两条直流调峰的传输线路, 分别为A省—B省直流传输线路 (白天送出功率4 000 MW, 晚上送出功率2 800 MW) 与A省—C省直流传输线路 (白天送出功率8 000 MW, 晚上送出功率5 600 MW) 。

5) 常规机组检修计划

该省常规机组检修计划见附录A表A1。系统考虑两种开机方式: (1) 采用固定开机方式, 即电网除检修机组外, 网内其他火电机组全部运行的开机方式; (2) 优化机组启停方式, 按照本文提出时序仿真模型, 优化机组启停的开机方式。

3.2 算例求解

由于本文所解模型涉及的变量规模巨大, 且包含诸如机组启停优化的二进制变量, 是一个混合整数优化问题, 本文采用GAMS求解器进行求解[24]。

大规模新能源并网后, 与无新能源并网时的常规机组的运行参数比较如表2所示。

由表2分析可知, 大规模新能源并网前后: (1) 火电机组启停机次数由82次增加为146次, 增加了64次; (2) 火电机组利用小时数由5 944h下降至5 516h, 下降了428h; (3) 火电机组每天平均运行台数由69台减少到66台, 大规模新能源并网平均每天可替代3台火电机组运行; (4) 新能源并网后, 代替常规机组发电量15 133 247 MW·h, 采用1.3节介绍的方法, 可以计算出电网有效减少CO2排放量约477万t, 而由于新能源并网, 为应对其出力的波动性导致常规机组启停多了64次, 按单台机组平均启机煤耗100t/次计算, 可以得知该部分导致电网多排放CO2约为0.64万t, 该值远远小于减少的CO2排放量, 证明采用新能源限电率这个指标就可以有效衡量新能源并网的低碳效益; (5) 由于火电机组运行经济性受到很大影响, 只有针对传统电源建立有效的激励措施和管理机制, 才能调动相关利益方积极性消纳新能源, 提高电网的节能减排效益。

采用固定开机方式与优化机组启停开机方式的新能源限电率如图5和图6所示。

由图5和图6可知:优化机组启停开机方式与固定开机方式案例相比, 优化机组启停后, 该省电网新能源接纳能力大幅提升, 电网低碳效益明显提高。

在优化机组启停方式的基础上, 直流配套电源参与调峰及直流配套电源不参与调峰时的新能源接纳指标如表3所示。

由表3可知:直流配套电源参与调峰, 可以有效提高新能源利用小时数, 减少限电率, 从而充分发挥新能源并网的低碳效益。

图7和图8分别给出了系统备用容量和负荷峰谷差对新能源接纳能力的影响趋势和程度。

由图7和图8可知: (1) 随着备用容量的增加, 新能源限电率呈现出先缓慢增加后快速增加的趋势。备用容量在1 000~3 000 MW之间时, 每增加1 000 MW备用容量, 新能源限电率增加1.5%;备用容量在3 000~4 000 MW之间时, 每增加1 000 MW备用容量, 新能源限电率增加4.2%。当系统备用容量超过4 000 MW时, 供热期内有多天无法满足本文设定的系统运行边界条件。 (2) 该省年平均负荷峰谷差率为26%, 选定负荷峰谷差率从最小22%开始分析, 随着负荷峰谷差率的逐渐增大, 新能源限电率呈现先缓慢增长后快速增长的趋势。负荷峰谷差率在22%~26%之间时, 负荷峰谷差率每增加1%, 新能源限电率增加0.1%;负荷峰谷差率在26%~40%之间时, 负荷峰谷差率每增加1%, 新能源限电率增加0.54%。当负荷峰谷差率大于40%时, 供热期内有多天无法满足本文设定的系统运行边界条件。 (3) 通过减少网内负荷的峰谷差或者增强网内机组的调峰能力, 在保证电网安全运行的基础上尽量少设常规备用机组, 可以有效降低新能源限电率, 从而提高新能源并网的低碳效益。

4 结语

本文基于时序仿真方法对新能源并网后电网的低碳效益进行了评估。从新能源并网接纳能力的角度, 针对制约电网低碳效益的两个因素, 即系统调峰能力和电网输送能力, 综合考虑风电出力特性、负荷特性、机组调峰特性、供热机组特性、电网送出能力等因素, 建立了用于评价电网低碳效益的时序生产模拟仿真模型。通过仿真算例可知:电网在采用优化机组启停的开机方式、直流配套电源参与调峰的基础上, 减少网内负荷峰谷差, 提高电网的调峰能力, 在保证电网安全运行的基础上尽量少开启备用机组, 可以最大化新能源并网的低碳效益, 对低碳经济下电力系统规划具有一定指导意义。

进一步的研究可以从以下两个方面展开: (1) 考虑电网输送能力影响电网低碳效益, 需对线路损耗进行建模; (2) 进一步细化电网低碳效益模型, 使得计算更加准确。

附录见本刊网络版 (http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx) 。

新能源消纳 篇2

土方运输方： 身份证（以下简称甲方）提供场地方： 身份证（以下简称乙方）

本渣土清运合同依照《中华人民共和国合同法》及南宁市相关规定，为明确双方在施工过程中的权力、义务和责任，经双方协商，就本工程建筑垃圾消纳的有关事宜达成协议如下：

一、甲方义务

1、严禁倾倒生活垃圾；

2、车辆进入消纳场后，不得乱停、乱卸，必须听从乙方现场管理人员指挥，按指定地点卸车；

3、严格遵守消纳场地有关规定，严禁消纳场地所禁止的垃圾。

二、乙方义务

1、指挥运输车辆安全有序倾倒建筑垃圾；

2、负责保持场地整洁卫生，为乙方提供场地消纳建筑垃圾。

3、消纳场地位于_______________________.三、乙方为甲方提供场地消纳建筑垃圾价格：每立方5元。（甲乙双方需提供场地人员计算方数）

四、甲方付款方式：

五、甲方按照本合同规定及时支付甲方场地费，如不能按时支付，六、甲乙双方应自觉履行相关义务，如发生争议，本着协商友好解决，一旦有重大争议，可由政府有关部门进行劳动仲裁，此合同一式两份，甲乙双方各执一份，盖章即生效，具有同等法律效力。

甲方（盖章）

乙方（盖章）

新能源消纳 篇3

当前，西北电网各省（区）电网运行中普遍存在自身负向旋转备用不足，导致新能源消纳困难的状况[1]。调度机构通过全网统一留取旋备，并在省际间灵活共享，保障了新能源在全区域内最大程度地上网[2]。但是，目前基于“两个细则”的辅助服务补偿体系，只限定在每个省（区）范围内，跨省提供辅助服务的主体无法得到相应补偿，既影响辅助服务挖掘的积极性，也不符合电网运行客观规律。

2015年3月20日，国家发改委、国家能源局下发了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》（发改运行[2015]518号），明确提出了“充分运用利益补偿机制为清洁能源开拓市场空间”。因此，构建西北电网跨省辅助服务补偿机制，是落实国家能源政策、体现调度客观公正和市场主体合理收益的迫切要求，对于盘活系统可调资源，实现更大范围资源优化配置，乃至推动辅助服务市场改革，都有着至关重要的意义。

1 西北电网跨省辅助服务机制与短期实时交易、联络线考核体系之间的关系

构建西北电网跨省辅助服务机制，首先要捋清其与短期实时交易、联络线考核体系间的关系，使得二者能够有效衔接、协调运作。

1.1 差异对比

1.1.1 操作方式不同

短期实时交易采取事前购售电量的方式调整交易电量计划[3]，联络线考核通过事中控制功率的形式，来保障交易计划功率的有序执行，这二者是相辅相成的；而跨省辅助服务补偿机制只是对已发生的省间辅助服务行为进行后评估，因此与交易计划并无耦合关系，所以与前两者属于不同层面的问题。

1.1.2 结算方式不同

短期实时交易、联络线考核分别作为交易计划在“电量”和“电力”层面的执行体系，属于“实电量”范畴，用电价体现其结算价值；而辅助服务补偿属于“虚电力”范畴，并不是产生实际的发电量，只是采用补偿电量的形式，体现其所做的辅助服务贡献价值。

1.1.3 运作层面不同

联络线考核属于电力调度系统内部运作机制，体现上一级对下一级调度机构跟踪联络线功率计划的责任督促[4]，扣罚主体是下一级调度机构；而辅助服务补偿属于发电厂间的平衡机制，体现各发电厂对系统提供辅助服务的贡献差异，扣罚主体是各发电厂。

综上所述，跨省辅助服务机制与短期实时交易、联络线考核体系在概念、操作和结算上均不同，不可混为一谈或交叉操作。

1.2 跨省辅助服务是对短期实时交易、联络线考核机制的有效补充

短期实时交易和联络线考核的运作主体局限在省（区）电力公司，未有效传递到发电厂层面，且主要表现为“电量交易”，未体现出“电力辅助服务”方面的价值。

新一轮电力体制改革的导向就是根据电力运行的同步性、平衡性特点，充分反映电能的商品属性[5]。因此，应坚定不移地将操作机制推展到“电力辅助服务”层面，作为对短期实时“电量交易”机制的有效补充。目前针对西北电网跨省旋转备用频次高、范围广的现状，先建立基于旋转备用的跨省辅助服务补偿机制，再逐步完善服务的类型和品种，是比较可行的做法。

2 西北电网跨省旋转备用补偿机制的基本构建框架

构建西北电网跨省辅助服务补偿机制，需要确定两个基本问题：首先是西北跨省辅助服务补偿的实施范围如何？其次是在实施范围内，辅助服务的提供和受用关系如何界定？

2.1 西北电网跨省辅助服务补偿机制实施范围

西北电网各省（区）电源分布呈现鲜明特点：陕西、宁夏以火电为主，甘肃以新能源为主，青海以水电、光伏为主[6]。调度运行中，这四省（区）互补调节性较强，因此呈现“紧耦合”关系，通过省际联络线在不同时段调节互济；新疆由于火电及新能源装机均较多，电网结构复杂且受限因素多，自身新能源消纳比较困难，又与天中直流通道耦合运行[7]，因此与西北主网呈现“松耦合”关系，省际联络线按照定功率模式控制运行。西北各省（区）间的协调控制关系如图1所示。

综上所述，新疆由于自身调峰压力大，并不具备提供跨省旋转备用的能力。西北电网跨省辅助服务的实施范围应限于陕西、甘肃、青海、宁夏四省（区）。

2.2 西北电网各省（区）间提供主体和受用主体的界定

对于提供主体与受用主体的界定，仍然分为两个问题：第一，在四省（区）内谁是提供主体？谁是受用主体？第二，在提供省内，哪些电源是提供主体？在受用省内，哪些电源是受用主体？

对于第一个问题，鉴于甘肃电网新能源装机比重过高（截至2016年6月底，装机容量占比已接近50%），即使甘肃火电按最小开机方式运行，绝大部分时段的负向旋转备用仍十分匮乏。因此甘肃电网作为西北电网中重要的“旋转备用”需求大户，时时刻刻都需要周边省份对其提供辅助服务支援。

而陕西、青海、宁夏三省（区）电网目前基本可实现新能源的自消纳，仅在特殊方式下局部时段有受限情况[8]。在调度运行中，三省（区）确是高频次为甘肃提供了跨省旋转备用资源，相比之下三省（区）间的相互支援明显较少，与前者相比几乎可忽略不计。

基于以上分析，构建西北电网跨省辅助服务补偿机制应抓住主要矛盾，将甘肃作为单一的辅助服务受用方，陕、宁、青三省（区）作为辅助服务提供方，是符合西北电网客观运行规律的。

2.3 各省内电源提供主体与受用主体的界定

目前在中长期电力平衡中，暂未考虑新能源参与电力平衡。水、火电作为常规电源，完全承载系统新能源消纳的调节任务。因此可默认新能源对系统辅助服务运行无贡献，完全是辅助服务的受用主体，水、火常规电源则作为辅助服务的提供主体。这样，甘肃新能源（风电、光伏）就成为单一的辅助服务受用方，陕、青、宁三省（区）的常规电源（水电、火电）就作为辅助服务的提供方，构建的西北电网辅助服务供求关系如图2所示。

3 西北电网跨省旋转备用补偿机制的基本流程

3.1 确定甘肃省内和跨省的“旋转备用积分贡献量”

这里需要引入“旋转备用积分贡献量”概念，以体现常规电源为甘肃新能源提供的“电力消纳空间”。其在甘肃是由两部分构成的：一是甘肃省内常规电源提供的旋转备用资源，即“省内部分”；二是陕西、青海、宁夏常规电源提供的跨省旋转备用资源，即“跨省部分”。

“省内部分”对应的旋转备用积分贡献量，即为甘肃实时水、火电出力曲线相对于用电负荷所提供的积分量（“负向旋转备用”积分值定义为正）。具体计算公式如式（1）所示：

式中：GS代表甘肃，下文中亦统一用SX代表陕西，QH代表青海，NX代表宁夏。注意只计算积分因子为正的时段，因此积分结果恒有M1>0。甘肃省内“旋转备用积分贡献量”如图3所示。

“跨省部分”对应的旋转备用积分贡献量，则为计及新能源后的甘肃总发电出力，相对于用电负荷提供的积分量，以体现甘肃占用的跨省旋转备用资源。由于其中包含了甘肃外送交易电量的成分，所以应予以扣减。具体计算公式如式（2）所示：

式中：T代表甘肃跨省跨区外送电量。甘肃跨省“旋转备用积分贡献量”如图4所示。

3.2 确定甘肃省内旋转备用服务对应的补偿额度

设甘肃省内水、火电给新能源提供的调峰成本额度为B，根据当前状态下按“两个细则”对水、火电机组逐台计算并累加得到的旋转备用补偿额度（设为B1，若只计算火电机组时为B11），减去新能源完全不上网“假想”状态下，甘肃水、火电提供的旋转备用服务补偿额度（设为B0，若只计算火电机组时为B01）来计算。

考虑到甘肃水电多为径流式梯级电站，且严格按“以水定电”方式运行，因此在新能源完全不发电时，亦可认为水电发电方式不发生明显改变，即新能源不发电带来的电力缺口全部由火电来弥补，故有B=B1-B0=B11-B01。

3.2.1 计算当前状态下甘肃省内火电电源提供旋转备用服务对应的补偿额度

依据西北区域“两个细则”[9]第十七条规定，火电机组提供旋转备用的积分电量，是在机组额定容量的[70%,100%）区间内，按每万千瓦时0.01万元补偿；在机组额定容量的[50%,70%）区间内，按每万千瓦时0.05万元补偿；在机组额定容量的50%以下区间内，按每万千瓦时0.3万元补偿。因此当前状态甘肃省内火电机组提供的旋转备用服务所对应的补偿额度B11，可由公式（3）计算（单位：万元）：

通过逐个计算甘肃火电机组旋转备用的补偿额度，累加起来即可计算出甘肃省内火电旋转备用服务所对应的补偿额度B11，具体计算公式如式（4）所示：

式中：i代表甘肃火电厂，数目共r个。

3.2.2 计算新能源完全不上网“假想”状态下甘肃省内火电旋转备用服务对应的补偿额度

用甘肃用电负荷曲线减去水电发电曲线，拟合出一条新能源不发电状态下的“甘肃火电虚拟发电”曲线，由于此时火电运行负荷率将明显高于当前状态，因此其旋转备用补偿额度B01必将显著低于B11，如图5所示。

这条“虚拟”曲线可等效为甘肃1台超大容量火电机组，曲线峰值即对应于该“超大等效火电机组”的开机容量，如图6所示。

具体计算公式如式（6）所示：

鉴于此时火电由于已等效为1台大机组，因此PD代表“等效大机组”的额定容量，对应为等效曲线的出力峰值。

因此，甘肃省内水、火电机组给新能源提供调峰成本的补偿额度，即为B=B1-B0=B11-B01。

3.3 确定甘肃新能源受用旋转备用服务的单位成本及跨省辅助服务的补偿金额

运用甘肃常规电源为甘肃新能源提供的旋转备用积分电量和所得补偿金额，二者相除即可得到甘肃旋转备用积分贡献量的单位补偿成本，计算公式如式（7）所示：

按照甘肃“省内部分”与“跨省部分”旋转备用单位成本一致的原则，将单位补偿成本乘以“跨省部分”旋转备用积分量，即可得出陕西、青海、宁夏通过跨省方式提供旋转备用服务所对应的补偿金额V，如式（8）所示：

3.4 确定补偿金额在甘肃新能源内的分摊支付方式

考虑到风电、光伏两种新能源之间运行特性存在较大差异，因此可按甘肃风电、光伏发电量各自占甘肃新能源总发电量的占比，来决定甘肃风电群、光伏群承担的分摊费用比例。具体计算公式如式（9）所示：

式中：V1代表甘肃风电需分摊的资金；Q1代表甘肃风电发电量；V2代表甘肃光伏需分摊的资金；Q2代表甘肃光伏发电量。

对于在甘肃风电和光伏电场内的再分摊问题，考虑到新能源电场功率预测现状，初期可采取每个新能源电场在某一周期的均方根预测准确率，作为各新能源电场个体分摊的依据。具体计算公式如式（10）所示：

式中：J代表每个新能源场的均方根预测准确率；u代表风电场个体，总数目为k个；m代表光伏电站个体，总数目为t个。

3.5 确定补偿金额在陕、青、宁三省（区）常规电源的返还方式

评估陕西、青海、宁夏三省（区）接纳甘肃新能源的能力，也按照上述“消纳空间”的概念，计算每个省（区）为甘肃提供的“旋转备用积分贡献量”。不同的是，三省（区）在计算旋转备用积分贡献量时，积分因子中都要减去本省（区）新能源的发电出力。

并且还要考虑跨区直流通道的影响，按照直流外送通道作为“属地化”附加负荷的思路，即将灵宝、德宝直流通道外送功率作为陕西的附加负荷，把银东直流通道外送功率作为宁夏的附加负荷，来体现各省（区）联络线断面对甘肃电网的支援[10]。计算公式如式（11）所示：

与上类同，上述“消纳空间”的公式中只计算积分因子为正的时段，这样三省（区）“消纳空间”计算结果恒大于0。如图7～图9所示。

然后需要通过计算各省（区）自身“消纳空间”占总三省（区）“消纳空间”的占比，来确定每个省（区）接受甘肃新能源返还的补偿额度。具体计算公式如（12）所示：

最后，陕西、青海、宁夏三省（区）内再根据每个水、火电厂所提供的“旋转备用”项目补偿额度的占比，将本省（区）所得到的跨省辅助服务补偿金额，按比例返还到每个水、火电厂身上。具体计算公式如（13）所示：

式中：Zo代表陕西每个水、火电厂“旋转备用”补偿金额，个数为e个；Zp代表青海每个水、火电厂“旋转备用”补偿金额，个数为f个；Zq代表宁夏每个水、火电厂“旋转备用”补偿金额，个数为g个。

4 西北电网跨省辅助服务机制运算算例

为验证本算法的实用性和有效性，特选取西北电网2016年1月份实际运行数据进行计算，具体步骤如下：

4.1 甘肃省内旋转备用积分贡献量

4.2 甘肃跨省旋转备用积分贡献量

4.3 甘肃省内旋转备用所对应的补偿额度

根据甘肃2016年1月份“两个细则”执行情况，甘肃省内所有火电厂“旋转备用”补偿额度B11(28)1062.04（万元）

根据不考虑新能源上网状态下的甘肃火电“等效大机组”发电曲线，计算出的补偿额度B01(28)731.62（万元）。

于是甘肃省内旋转备用补偿额度应为：

4.4 甘肃省内旋转备用服务单位成本

4.5 甘肃跨省旋转备用服务所对应的补偿额度

4.6 甘肃风电、光伏各自承担分摊金额

2016年1月，甘肃风电发电量25.32亿kWh，光伏发电量14.19亿k Wh，新能源总发电量39.51亿k Wh。其中，风电发电量占比为64.09%，光伏发电量占比为35.91%。相应如下：

甘肃风电分摊的金额为：

甘肃光伏分摊的金额为：

4.7 陕西、青海、宁夏对甘肃新能源的旋转备用积分贡献量

4.8 陕西、青海、宁夏的受用金额

由以上的算例可看到：甘肃跨省旋转备用积分电量达到甘肃省内值的14.09倍，充分体现了陕西、青海、宁夏三省（区）高频次为甘肃提供旋跨省辅助服务的客观特点；甘肃当月新能源需支付的跨省辅助服务费用为4654.99万元，占到甘肃当月新能源上网结算电费的1.67%，在新能源企业可承受的范围内，验证了算法量纲的合理性；另外在三省（区）中，宁夏提供的“消纳空间”占比最高，青海次之，陕西再次，亦与当月三省（区）的火电负荷率[11]呈正关联，再次验证了算法的适用性。

5 结语

本文结合西北电网旋转备用资源统一共享、互剂支援的运行特点，抓住甘肃新能源无法自我消纳的主要矛盾，探索构建基于甘肃新能源全网消纳的西北电网跨省旋转备用补偿机制。并通过对西北电网2016年1月份实际算例进行计算，验证了该算法在西北电网实际运行中的适用性。

建筑渣土场内消纳（范文） 篇4

根据施工图纸中道路标高及现场实际自然地坪标高，经过土方平衡计算，本工程缺土约为1000立方米，不需要土方外运，所以本工程采取建筑渣土场内消纳方案。

一、渣土、腐殖土

1、产生

在工程进场后，首先进行场地平整时，因本工程位于村生产队自留地及林地，所以产生部分腐殖土。

2、消纳

平整所产生的部分腐殖土，集中堆放，将用于绿化带土方回填，多余部分腐殖土在蓝线到红线范围内进行深埋换土。

二、泥浆

1、产生

桥台、桥墩灌注桩钻孔产生的泥浆。

2、消纳

采用三级泥浆池沉淀方法沉淀泥浆。待泥浆结板后进行翻晒，直至含水率符合回填标准，最后回填至桥下墩台之间或红线蓝线之间深埋换土。