火電與風光儲耦合規(guī)劃設計

程 瑜，邵振州，張金波，高培鑫，劉樹昌，魏忠平

(1.中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司，北京 102209；2.華能新能源股份有限公司，北京 100036；3.華能甘肅能源開發(fā)有限公司，甘肅 蘭州 730070)

0 引 言

我國以煤為主的能源資源稟賦,以及煤電區(qū)別于新能源的電力支撐和保障供應安全的作用，決定了煤電在未來較長時間內仍將是我國主要電力來源[1]。中東部地區(qū)大氣污染防控壓力不斷增大，對外來電力增供提出了迫切要求，而煤炭產(chǎn)能逐漸向煤炭基地集中，煤電發(fā)展方向和布局將趨向更加集約、高效、清潔、有序的基地化建設。同時，我國清潔能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展迅速，發(fā)展清潔能源產(chǎn)業(yè)是推動能源結構調整，加快推進清潔低碳、安全高效能源體系建設的重要組成部分[2-5]。

國家發(fā)改委和能源局聯(lián)合印發(fā)的《關于推進多能互補集成優(yōu)化示范工程建設的實施意見》提出要利用大型綜合能源基地風能、太陽能、水能、煤炭、天然氣等資源組合優(yōu)勢，推進風光水火儲多能互補系統(tǒng)建設運行[6]。從國家導向來看，首批多能互補示范項目的目標是轉變能源生產(chǎn)理念，提高能源利用效率，提升新能源電力品質，提高電力輸出功率穩(wěn)定性，提升電力系統(tǒng)消納風電、光伏發(fā)電等間歇性可再生能源的能力和綜合效益，探索可推廣的商業(yè)模式[7-15]。因此，關于規(guī)劃和建設大型風光火儲一體化綜合能源基地的研究在現(xiàn)階段具有重要示范意義。

吳克河等[16]考慮風光互補性和能源利用率等因素，提出了一種基于額定容量的發(fā)電單元容量優(yōu)化配置方法，對風光儲聯(lián)合發(fā)電項目的規(guī)劃有較好的借鑒意義。李海平等[17]利用Matlab/Simulink搭建了風光儲混合微電網(wǎng)三相交流系統(tǒng)的仿真模型，對風光儲混合微電網(wǎng)在并網(wǎng)和孤島運行模式下進行了較全面的仿真分析。齊志遠等[18]提出了一種系統(tǒng)優(yōu)化配置的設計方法，提高風光互補發(fā)電系統(tǒng)效率、降低建設成本和增強供電可靠性。魏繁榮等[19]建立了精確的可轉移負荷效率-功率特性模型，提出了一種考慮可轉移負荷效率的風/光/柴/蓄微網(wǎng)能量控制優(yōu)化策略。葉林等[20]通過對風電、光伏、水電及其互補運行的發(fā)電功率特性進行定量評估，建立了評價風光水互補發(fā)電運行方式的指標體系和框架。HOZOURI等[21]為解決可再生能源大規(guī)模限電問題，提出引入抽水蓄能來平抑風力發(fā)電的波動性，并建議采用后驗多目標優(yōu)化方法提升電力系統(tǒng)的魯棒性，從而可容納更高比例的可再生能源。

從現(xiàn)有研究情況看，針對多能互補發(fā)電系統(tǒng)，研究人員就互補形式優(yōu)化、發(fā)電效率提升等問題開展了較深入的探索，然而研究主要集中于較小的微網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)，且主要為理論研究。筆者通過深入研究，提出了千萬千瓦級風光火儲一體化綜合能源基地的規(guī)劃設計方法，引入了風光同場發(fā)電、火電與儲能共同實現(xiàn)調頻調峰，從而有效提高新能源發(fā)電效率和直流送出率，最終將其應用于華能千萬千瓦綜合能源基地的設計實踐。

1 隴東風光火儲綜合能源基地概況

1.1 資源分布

隴東能源基地是國家五大綜合能源基地之一，位于甘肅省慶陽市，是我國煤炭、石油和新能源資源較富集的區(qū)域。該地區(qū)石油資源總量48億t，天然氣資源總量2萬億m3，煤炭預測儲量2 360億t。風能資源理論儲量1 000萬kW以上，年平均風速在5.2～7.4 m/s，代表年太陽總輻射量在1 611.3～1 675.5 kWh/m2。從資源儲備看，該地區(qū)適合大規(guī)模風光火儲聯(lián)合開發(fā)。

1.2 規(guī)劃概況

慶陽市本地用電負荷有限，消納能力不足，需規(guī)劃建設特高壓外送通道，提高電力外送能力。為促進隴東能源基地電源的開發(fā)，滿足山東用電負荷增長需求，國家電網(wǎng)有限公司規(guī)劃建設了隴東至山東±800 kV特高壓直流輸電工程。該工程送電容量8 000 MW，線路全長914 km。根據(jù)甘肅省電力公司相關研究，配套火電規(guī)模為6 000 MW。當前火電年利用小時數(shù)在4 000～5 000 h，風力發(fā)電和光伏發(fā)電年利用小時數(shù)分別在2 000和1 200 h左右?？紤]甘肅全網(wǎng)的綜合棄電率和直流送出新能源電量占比，配套的新能源裝機為9 000 MW。

隴東綜合能源基地由華能甘肅公司主導開發(fā)?；匾噪]東特高壓送出通道為依托，以千萬噸級煤礦為基礎，以隴東特高壓配套600萬kW新能源和400萬kW清潔煤電為核心，旨在將其打造成現(xiàn)代能源綜合基地的示范，為國家高標準規(guī)劃建設綜合能源基地提供可復制的重要經(jīng)驗。

2 風光火儲一體化綜合能源系統(tǒng)規(guī)劃配置方案

2.1 風力發(fā)電

2.1.1 風資源條件

2019年，華能在慶陽地區(qū)累計安裝28座測風塔。隴東基地100 m風能資原分布如圖1所示，規(guī)劃區(qū)域100 m高、年平均風速在5.2～7.4 m/s、年平均風功率密度在109.0～356.3 W/m2。風能資源較好的區(qū)域位于環(huán)縣西部和北部、華池縣東部區(qū)域，其他區(qū)域風能資源相對略差。參照GB/T 18710—2002《風電場風能資源評估方法》，規(guī)劃風電場區(qū)域風功率密度等級在1～2級。

圖1 隴東基地100 m風能資源分布Fig.1 Distribution of wind resource atthe height of 100 m in Longdong base

2.1.2 電氣設計

隴東風電基地分為6個地塊，采用330 kV-35 kV一級升壓，每個地塊新建2座330 kV升壓站，35 kV集電線路升壓后匯入330 kV母線。以每個330 kV匯集站/升壓站為單位，按配置12套風力發(fā)電機監(jiān)控子系統(tǒng)考慮，12套子系統(tǒng)信息統(tǒng)一上傳至集控監(jiān)測中心。

每套監(jiān)控子系統(tǒng)對全場風機進行集中監(jiān)控，電網(wǎng)調度也可在遠離風電場地區(qū)通過網(wǎng)絡對風力發(fā)電機組進行遙測和遙信。每一個風機監(jiān)控系統(tǒng)集中監(jiān)控對象包括對應330 kV升壓站接入的全部風機。

2.1.3 風電機組選型

由于實際建設用地條件有限，為減少風機數(shù)量，節(jié)約占地，選用3.0 MW及以上單機容量較大的風機，葉片長度在156 m及以上，輪轂高度按100 m考慮。通過綜合優(yōu)化和方案比較，隴東綜合能源基地風電場擬安裝約1 300臺大容量風電機組。

2.2 光伏發(fā)電

2.2.1 光資源條件

隴東綜合能源基地光伏電站分散于規(guī)劃的風電場中，與規(guī)劃的風電場同場，位于環(huán)縣北部、西部一帶。規(guī)劃的光伏電站從北部甜水鎮(zhèn)至南部毛井鄉(xiāng)，距離較遠，太陽總輻射量也有差別，總體呈偏北偏西相對略高，中部和南部相對較低，對南北2個點多年平均太陽總輻射量進行分析，發(fā)現(xiàn)北部資源較好的地區(qū)多年平均太陽總輻射量為5 738.4 MJ/m2，南部資源相對較低的區(qū)域多年平均太陽總輻射量為5 590.8 MJ/m2，總體相差不大。參照GB/T 31155—2014《太陽能資源等級總輻射》，依據(jù)太陽能資源豐富程度評估指標，隴東綜合能源基地的太陽能資源屬“很豐富”。

2.2.2 組件選型與布置

目前，72P(P型電池)單晶硅組件選擇使用峰值功率400 W主機以上容量的光伏組件較多(地面電站)，市場主流產(chǎn)品為400～445 W板型，其產(chǎn)品的互換性及一致性更加符合項目的遠期利益及要求。考慮到技術先進、平價上網(wǎng)的建設目標，擬采用P型單晶PERC雙面組件，選擇單塊容量為峰值功率445 W以上的單晶高效雙面半片式光伏組件。

隴東基地光伏電站可利用地基位于山地，考慮到安裝實施可行性和投資成本等因素，采用固定式支架方案。這種運行方式是根據(jù)太陽1 a內入射角的變化人工調整支架傾角，提高發(fā)電量，光伏組件、光伏方陣安裝方位角采用正南方向?？紤]多排組件布置前后排遮擋，在PVSYST軟件中完成Near shading模塊布置后對傾角二次優(yōu)化，最終選擇35°作為適配的最佳角度。

光伏電站直流側采用DC1500V系統(tǒng)，445Wp雙面單晶組件，每2×13塊(組件豎放)組件組成1串，光伏直流側總裝機容量為峰值功率1 500 MW。電站首年上網(wǎng)小時數(shù)為1 750 h，25 a平均上網(wǎng)小時數(shù)為1 670 h。

2.2.3 逆變器選型

從本項目場址條件和資源特點可知其光伏發(fā)電系統(tǒng)存在的制約和限制因素較多。場址區(qū)大部分為山地，山體形狀各異、地形起伏變化、坡面朝向不同，造成組件朝向不同，接收的輻照不同，接入同一路MPPT的光伏組串功率、電壓變化多樣，出現(xiàn)多峰概率大幅增加，對發(fā)電量的負面影響較大。另外考慮光伏電站在山地布置成片容量大小不一，為提高發(fā)電效率，減少集中式/集散式逆變器本體土建小室或集裝箱房占地面積，采用組串式逆變器。隴東基地光伏電站選定的方陣標稱容量為2 MW，采用225 kW組串逆變器與方陣容量匹配較好。

2.3 清潔煤電

2.3.1 煤炭資源

慶陽地區(qū)目前共有核桃峪、新莊2處產(chǎn)能共1 600萬t/a的在建煤礦，2處煤礦已分別于2011年、2014年獲得國家發(fā)展改革委核準，2016年開工建設，目前核桃峪煤礦礦井“六大系統(tǒng)”已建成投用，2021年實現(xiàn)達產(chǎn)。新莊煤礦進入礦建二期工程，計劃2022年實現(xiàn)年達產(chǎn)，建設進度完全匹配能源基地對于煤炭的需求。

2.3.2 煤電裝機配置

華能正寧電廠二期(4×100萬kW)高效超超臨界燃煤發(fā)電機組是依托核桃峪煤礦和新莊煤礦規(guī)劃建設的煤電一體化項目。燃煤主要由核桃峪和新莊煤礦選煤廠的末煤和煤泥，年耗煤量約730萬t。火電廠采用煤電一體化建設模式，燃煤全部采用長距離帶式輸送機運輸。電廠以處理后的核桃峪和新莊煤礦疏干水為水源，在電廠內設調蓄水池，滿足電廠用水要求，符合國家產(chǎn)業(yè)政策和環(huán)境保護政策。廠區(qū)產(chǎn)生的各項工業(yè)廢水及生活污水經(jīng)處理后全部回收利用，無廢污水排放，對周圍水環(huán)境無影響。脫硫廢水按“多效閃蒸(MSF)+旁路煙道噴灑”處理工藝設計，實現(xiàn)零排放。

鍋爐采用高效超超臨界、一次中間再熱、單爐膛、平衡通風、固態(tài)排渣、切圓燃燒或前后墻對沖燃燒、全鋼架懸吊結構、半緊身封閉布置、П型或塔式變壓運行直流爐。汽輪機采用高效超超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、雙背壓、間接空冷凝汽式汽輪機。

4臺1 000 MW機組分別以發(fā)電機變壓器組單元接線方式接入廠內750 kV母線，發(fā)電機出口設置斷路器，每臺發(fā)電機回路T接一臺煤礦升壓變壓器。750 kV配電裝置采用雙母線單分段接線，750 kV出線3回，設2組750 kV線路電抗器，750 kV配電裝置采用屋外GIS(Gas lnsulated Substation,氣體絕緣變電站)。

2.4 儲能配置

2.4.1 基地儲能配置方案

為增加電網(wǎng)調峰能力，提升風電光伏接納能力、減少棄風棄光率，提升電網(wǎng)的安全性和穩(wěn)定性，1 500 MW光伏按裝機容量的10%配置儲能，儲能時長2 h。配套建設的4 000 MW清潔煤電配置30 MW/15 MWh儲能系統(tǒng)，應用儲能系統(tǒng)聯(lián)合火電機組開展電網(wǎng)AGC調頻業(yè)務。

綜合比較目前市場各種儲能方式，初步選擇電化學儲能方式。其中鈉硫電池和液流電池成本是鋰電池和鉛酸電池的2倍以上，且商業(yè)應用不成熟；鉛酸/碳酸電池較鋰電池價格低一半，但磷酸鐵鋰電池能量密度較鉛酸/碳酸電池高6倍，效率高10%以上，且循環(huán)充電次數(shù)較多，按運行壽命周期考慮，磷酸鐵鋰電池經(jīng)濟技術最優(yōu)，因此擬采用磷酸鐵鋰電池。

2.4.2 光伏儲能電站

光伏儲能系統(tǒng)可在光伏電站遇到棄光限制發(fā)電時將多余電能存入儲能電池內，在電網(wǎng)需要或用電高峰時通過儲能逆變器將電池內電能送入電網(wǎng)，利用峰谷電價差創(chuàng)造更大經(jīng)濟效益。

儲能系統(tǒng)設置獨立的變流器(PCS)和升壓變壓器，最終直接并入330 kV升壓站的35 kV母線，對母線上的新能源發(fā)電單元進行補償、平滑。儲能系統(tǒng)可將動態(tài)能力及時釋放出來，平抑新能源出力波動并增強電網(wǎng)穩(wěn)定性，彌補風光電場互補后的波動。

儲能單元接線如圖2所示。采用1 kWh一個電池模塊的設計方案，每個模塊尺寸為32 cm×48 cm×18 cm。每50個電池模塊并聯(lián)后接入儲能變流器直流側，容量為50 kWh。

圖2 500 kW雙向變流器主電路拓撲圖Fig.2 Main circuit topology of 500 kW bi-directional converter

電池系統(tǒng)組成如圖3所示，儲能電站采用500 kW雙向變流器。儲能變流器采用模塊化設計理念，一級變換拓撲，通過隔離變壓器直接接入0.4 kV或更高電壓等級交流電網(wǎng)，交流側采用10個雙向AC/DC變流器模塊并聯(lián)，直流側分為若干個支路，每個支路接1簇電池。每臺變流器及500 kWh電池采用集裝箱封裝，集裝箱內分變流器室及電池室。

圖3 電池系統(tǒng)組成示意Fig.3 Assemble of the battery system

儲能部分設有360個500 kW的變流器單元，每4臺儲能雙向變流器接入1臺2 250 kV·A雙分裂箱式變壓器的低壓側繞組上，組成一個2 MW儲能子陣。共設90個儲能子方陣，根據(jù)每個330 kV升壓站接入的風電、光伏容量按比例接入各電站35 kV母線。

2.4.3 火電儲能系統(tǒng)

發(fā)電機組是旋轉的大容量有功和無功發(fā)生裝置，而儲能系統(tǒng)可視為靜止的相對小容量有功和無功發(fā)生器，二者主要區(qū)別在于輸出范圍和響應特性，前者輸出范圍大、反應速度慢，而后者相對容量小、響應速度快，二者之間協(xié)調運行能顯著提升火電機組對電網(wǎng)AGC調頻指令的執(zhí)行效果。

在高比例可再生能源系統(tǒng)中，通過火電配置儲能系統(tǒng)提升AGC能力，能夠改善電網(wǎng)運行的可靠性及安全性，對構建堅強型智能電網(wǎng)并改善電網(wǎng)對可再生能源的接納能力具有重要意義。

火電廠(4×1 000 MW)配置30 MW/15 MWh電池儲能系統(tǒng)。30 MW儲能系統(tǒng)由10組3 MW儲能子系統(tǒng)并聯(lián)構成，接入電廠用電系統(tǒng)。電網(wǎng)級大規(guī)模電池儲能單元采用集裝箱封裝，大幅降低施工和安裝周期。典型的3 MW電池儲能系統(tǒng)封裝在一個12.19 m(40英尺)標準集裝箱內，內部包含完善的電池管理單元、空調及溫控系統(tǒng)、照明系統(tǒng)、防火系統(tǒng)、接地保護裝置等。

3 MW儲能系統(tǒng)包括3 MW儲能單元和3 MV·A雙向功率變換裝置，通過升壓變壓器升壓到10 kV。儲能系統(tǒng)輔助用電接入電廠380 V用電回路，提供儲能系統(tǒng)照明、冷卻和控制系統(tǒng)用電，同時儲能系統(tǒng)內置UPS保障在輔助供電中斷情況下系統(tǒng)的運行安全。

2.5 多能互補系統(tǒng)運行

利用多能互補系統(tǒng)中調節(jié)電源的削峰填谷功能，在風電、光伏大發(fā)時段減小發(fā)電或儲存電能，在新能源低谷時段發(fā)電，可減少棄風棄光。另外，在風光出力不受限時可平滑新能源出力，平滑功率輸出曲線。

綜合能源基地配套火電是優(yōu)質的調節(jié)電源，優(yōu)先考慮火電作為多能互補的調節(jié)電源，并提升火電機組深度調峰能力至75%，同時配置一定比例儲能，進一步提升新能源的可利用率。

隴東綜合能源基地以火電調峰和火電+儲能調峰分別進行方案擬定。利用火電調節(jié)時，不配置儲能，能源基地電源規(guī)模為火電4 000 MW、新能源6 000 MW(風電4 500 MW、光伏1 500 MW)，電源構成比例如圖4所示(內環(huán)為直流配套電源結構，外環(huán)為綜合能源基地電源結構，下同)。利用火電與儲能同時調節(jié)時，火電配置30 MW/15 MWh儲能調頻系統(tǒng)，光伏電站側配置10%儲能(2 h)，電源為火電4 000 MW、新能源6 000 MW、儲能180 MW，電源構成比例如圖5所示。

圖4 火電調峰方案電源結構Fig.4 Power composition for peak load regulationby thermal power

圖5 火電+儲能調峰方案電源結構Fig.5 Power composition for peak load regulation bythermal power and energy storage

隴東風光火儲一體化綜合能源基地電源規(guī)模超過隴東直流全部配套電源的60%，運行時一方面應最大限度滿足直流穩(wěn)定送出，另一方面需要通過互補調節(jié)提高送出電量中新能源電量占比。新能源小發(fā)情況下，項目調節(jié)電源支撐直流按規(guī)劃曲線送電，保證系統(tǒng)的可靠性。新能源大發(fā)情況下，調節(jié)電源進入調峰運行方式，保證系統(tǒng)的經(jīng)濟性與清潔性。

3 多能互補系統(tǒng)運行效果分析

3.1 新能源互補出力特性分析

慶陽地區(qū)風電累積電量占比95%時出力系數(shù)約0.57。風電出力月發(fā)電量相對值基本在0.4～1.6，月發(fā)電量在月平均電量的60%內變化，月發(fā)電量的年不均系數(shù)在0.2～0.3。風電場日等效利用小時數(shù)在5.5～7.0 h，逐15 min出力變幅在裝機容量±10%內的概率在90%～96%。

慶陽地區(qū)光伏電站累積電量占比95%時出力系數(shù)約0.6。光伏電站月發(fā)電量相對值基本在0.6～1.4，即月發(fā)電量變化幅度基本在40%以內，變化幅度較大,所在月份不同，具有一定隨機性，3—5月發(fā)電量較大，12月和1月發(fā)電量較小。年不均衡系數(shù)基本在0.2。光伏電站日等效利用小時數(shù)相差不大，基本在4～5 h，逐15 min出力變幅在±10%裝機容量內的概率約85%。

經(jīng)過對已建和規(guī)劃的風、光電站的互補性分析可知，互補性相關指標如最大出力、最小出力、累積電量占比95%時出力系數(shù)、逐15 min出力變率在裝機容量±10%的頻率、逐1 h出力變率在裝機容量±10%的頻率等指標的變化均說明慶陽地區(qū)風光出力互補特性較好。隴東風光火儲一體化綜合能源基地風電、光伏電站采用“風光同場”建設，并增加了火電和儲能進行調峰，進一步提高了風光出力的互補特性。

3.2 生產(chǎn)模擬結果

通過生產(chǎn)模擬，分析該一體化能源基地在火電調峰和火電+儲能調峰2種運行模式下的生產(chǎn)情況。

3.2.1 火電調峰運行方式分析

在主網(wǎng)調節(jié)基礎上，圖6為火電調峰方式下的典型日運行情況?；痣姵隽Ω鶕?jù)新能源發(fā)電情況調節(jié)，正午時刻新能源大發(fā)，火電降低出力至最小技術出力(25%)。晚高峰時期新能源出力較小，火電滿發(fā)。

圖6 火電調峰方式下的典型日圖Fig.6 Typical day figure of peak load regulation bythermal power

3.2.2 火電+儲能調峰運行方式分析

在主網(wǎng)調節(jié)基礎上，圖7為火電+儲能調峰方式下的典型日運行情況?；痣姵隽Ω鶕?jù)新能源發(fā)電情況進行調節(jié)，正午時刻新能源大發(fā)，火電降低出力至最小技術出力。同時為減少棄電，儲能電源進行充電，新能源棄電減少。晚高峰時期儲能發(fā)出電力以減少電力不足。

圖7 火電+儲能調峰方式下的典型日圖Fig.7 Typical day figure of peak load regulation by thermalpower and energy storage

對2個方案分別進行全年生產(chǎn)模擬，運行指標見表1。結果表明通過多能互補聯(lián)合運行，調節(jié)電源運行合理，直流送出可靠性較高、主網(wǎng)依賴較低以及新能源電量占比較高。在火電調節(jié)基礎上配置儲能方案能夠進一步提高直流可用率，增加了全網(wǎng)的新能源綜合利用率。

表1 生產(chǎn)模擬指標

4 結 論

1)通過風光火儲一體化開發(fā)運營，實現(xiàn)多種能源互補和統(tǒng)一調度。隴東綜合能源基地由單一投資主體統(tǒng)一規(guī)劃、設計、建設、運營，實現(xiàn)風電、光伏、火電多能互補，在提升火電機組深度調峰能力基礎上，通過適度增加儲能，實現(xiàn)清潔能源的最大化利用。

2)強化電源側靈活調節(jié)作用，非化石能源利用率超過95%。隴東綜合能源基地火電機組作為調峰電源，最大調峰深度75%，同時配套建設儲能系統(tǒng)提升機組AGC調節(jié)能力。光伏電站配置10%儲能設施，提升電網(wǎng)調峰能力。充分發(fā)揮火電機組、儲能設施的調峰能力，減輕受端系統(tǒng)的調峰壓力，確保非化石能源利用率超過95%。

3)最大化利用清潔能源，新能源電量輸送比例超過40%。充分發(fā)揮慶陽市風能、太陽能及煤炭資源組合優(yōu)勢，優(yōu)化配套電源配比結構。結合送受端負荷特性，合理確定送電曲線，提升通道利用效率。通過關鍵裝備技術創(chuàng)新性應用，最大化利用清潔能源，確保新能源電量輸送比例超過40%。