風(fēng)-光-火-儲(chǔ)多能互補(bǔ)基地電力外送及消納方案研究

孫嚴(yán)冬，李 杰，吉日格圖，馮 喆，張思文，高巧琳，張會(huì)娟，張又中

（1.國電電力發(fā)展股份有限公司，遼寧 大連 116699；2.國電電力綜合能源內(nèi)蒙古有限公司，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯 017010；3.電力規(guī)劃總院有限公司，北京 100120）

0 引言

2021年10月，在《生物多樣性公約》第十五次締約方大會(huì)領(lǐng)導(dǎo)人峰會(huì)上，習(xí)近平主席提出中國將持續(xù)推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，大力發(fā)展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設(shè)大型風(fēng)電光伏基地項(xiàng)目。2022 年1 月，國家發(fā)展與改革委員會(huì)與國家能源局聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機(jī)制和政策措施的意見》，提出以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點(diǎn)，加快推進(jìn)大型風(fēng)電、光伏發(fā)電基地建設(shè)，對(duì)區(qū)域內(nèi)現(xiàn)有煤電機(jī)組進(jìn)行升級(jí)改造，探索建立送受兩端協(xié)同為新能源電力輸送提供調(diào)節(jié)的機(jī)制。

在此背景下，不少研究都對(duì)大型新能源基地的建設(shè)發(fā)展進(jìn)行了探討。文獻(xiàn)[1]通過對(duì)基地規(guī)模、電源、用地、用能、開發(fā)等方面的分析，給出了大型能源基地規(guī)劃發(fā)展大規(guī)模、大融合、大統(tǒng)一的特點(diǎn)。文獻(xiàn)[2]根據(jù)內(nèi)蒙古風(fēng)光綠色能源現(xiàn)狀和“十四五”能源發(fā)展目標(biāo)提出了內(nèi)蒙古打造國家級(jí)綠色清潔能源基地的規(guī)劃。文獻(xiàn)[3]從風(fēng)光出力特性及火電靈活性改造出發(fā)，針對(duì)不同的風(fēng)光火配比方案，探討大型能源基地實(shí)現(xiàn)與電網(wǎng)、負(fù)荷協(xié)調(diào)友好的創(chuàng)新型發(fā)電模式。文獻(xiàn)[4]論證了我國東北和西北地區(qū)的大型能源基地通過特高壓直流工程實(shí)現(xiàn)風(fēng)光火電力大規(guī)模、高效率、安全外送的可行性。文獻(xiàn)[5]提出大型能源基地聯(lián)合外送中電源容量?jī)?yōu)化模型，探討了能源基地風(fēng)、光在時(shí)空分布上的互補(bǔ)效益，以及提高通道利用率的措施，以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)。文獻(xiàn)[6]針對(duì)內(nèi)蒙古阿拉善盟以風(fēng)能和太陽能發(fā)電為主的大型清潔能源基地，研究通過特高壓輸電通道實(shí)現(xiàn)風(fēng)-光-火電打捆外送方案。文獻(xiàn)[7]在平衡風(fēng)光火儲(chǔ)各類電源聯(lián)合外送良性競(jìng)爭(zhēng)的前提下，建立了風(fēng)光火儲(chǔ)聯(lián)合外送調(diào)度多目標(biāo)優(yōu)化模型，探討最優(yōu)電力外送方案。

基于上述文獻(xiàn)，本文以內(nèi)蒙古某大型能源基地為研究對(duì)象，圍繞規(guī)?；⒓s化、一體化開發(fā)打造電網(wǎng)友好型綜合智慧能源基地，綜合考慮風(fēng)電、光伏、火電和儲(chǔ)能運(yùn)行特性，通過優(yōu)化儲(chǔ)能配置、實(shí)施煤電深度調(diào)峰等途徑，研究基地電源配比規(guī)劃及電力送出方案，降低公網(wǎng)調(diào)峰和容量支撐壓力，同時(shí)探討新能源平價(jià)上網(wǎng)無需新能源補(bǔ)貼電價(jià)的可行性。

1 送電曲線及電源配置優(yōu)化模型

1.1 基于時(shí)序生產(chǎn)模擬軟件的優(yōu)化模型

為促進(jìn)風(fēng)光火儲(chǔ)聯(lián)合外送調(diào)度優(yōu)化，本文在送端新能源基地引入儲(chǔ)能裝置，與風(fēng)光火聯(lián)合調(diào)度，有助于為基地和外送系統(tǒng)的清潔化和低碳化運(yùn)行提供依據(jù)。以輸電通道輸送新能源電量占比為目標(biāo)，基于時(shí)序生產(chǎn)模擬（Annual Production Simulation Program，APSP）建立模型[8-13]。

1.1.1 目標(biāo)函數(shù)

在風(fēng)光火儲(chǔ)聯(lián)合外送過程中，考慮最大化送出當(dāng)?shù)乜稍偕茉矗繕?biāo)函數(shù)如下：

1.1.2 約束條件

系統(tǒng)最大負(fù)荷時(shí)刻的電力平衡關(guān)系可以表示為：

除了滿足系統(tǒng)最大負(fù)荷需要，系統(tǒng)也需要具有調(diào)節(jié)能力和可靠出力特性的電源承擔(dān)備用容量，系統(tǒng)最大用電需求、新能源預(yù)想出力以及系統(tǒng)的備用容量需求共同決定了系統(tǒng)火電的開機(jī)容量，如公式（3）—（4）所示：

式中：SCF表示火電裝機(jī)容量；kSZ表示受阻系數(shù)；SBY表示備用容量；kBY表示備用率。

系統(tǒng)在負(fù)荷最高峰時(shí)刻的電源開機(jī)確定后，各時(shí)刻下系統(tǒng)的負(fù)荷需求與系統(tǒng)內(nèi)可調(diào)電源的強(qiáng)迫出力形成差值，即為系統(tǒng)內(nèi)所有電源的發(fā)電消納空間，其中包括新能源發(fā)電。系統(tǒng)其他時(shí)刻的調(diào)峰平衡關(guān)系可由公式（5）表示，而系統(tǒng)在各時(shí)間的用電需求由負(fù)荷特性決定，如公式（6）。

在一般系統(tǒng)內(nèi)，調(diào)節(jié)電源強(qiáng)迫出力由火電、水電、核電等新能源以外的調(diào)節(jié)電源的技術(shù)特性決定。在本文采用的風(fēng)光火發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)，系統(tǒng)的電源強(qiáng)迫出力即為火電強(qiáng)迫出力，可由公式（7）計(jì)算得出：

式中：kCF表示火電最小出力系數(shù)。

當(dāng)電源消納空間大于新能源出力時(shí)，t時(shí)刻不產(chǎn)生新能源棄電；當(dāng)電源消納空間小于新能源出力時(shí)，則t 時(shí)刻產(chǎn)生新能源棄電。對(duì)于系統(tǒng)的某典型日而言，日內(nèi)的累積新能源棄電量可由公式（8）表示：

1.2 模型求解方法

第一步：參考受端電網(wǎng)日負(fù)荷特性，按照調(diào)度運(yùn)行部門提出的直流功率調(diào)整每天不超過6次的要求，擬定直流逐月臺(tái)階式運(yùn)行曲線。

第二步：按照受端電網(wǎng)年負(fù)荷特性，調(diào)整各月直流曲線標(biāo)幺值，僅受端電網(wǎng)最大負(fù)荷所在月份直流最大輸送功率按1（p.u.）考慮。

第三步：根據(jù)火電機(jī)組數(shù)量，確定直流額定容量，參考基地新能源出力曲線進(jìn)一步調(diào)整直流曲線，確保各類電源出力之和可以達(dá)到直流曲線要求、直流年利用小時(shí)數(shù)合理。

第四步：開展生產(chǎn)模擬計(jì)算，以通道新能源送出最大化為目標(biāo)，提出不同火電規(guī)模下若干種合理可行的配套風(fēng)電、光伏、儲(chǔ)能容量。

整體計(jì)算流程采用APSP 生產(chǎn)運(yùn)行模擬軟件對(duì)基地送出曲線、裝機(jī)容量配置和新能源消納情況進(jìn)行建模優(yōu)化分析。

2 算例分析

2.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)及情景設(shè)置

2.1.1 風(fēng)光聯(lián)合出力特性

基地風(fēng)電年可用出力時(shí)間為3196 h，逐時(shí)平均出力特征曲線如圖1所示?；毓夥瓿隽捎脮r(shí)間為1983 h，逐時(shí)平均出力特征曲線如圖2所示。

圖1 風(fēng)電出力特性曲線Fig.1 Wind power output characteristic curve

圖2 光伏出力特性曲線Fig.2 Photovoltaic output characteristic curve

2.1.2 受端負(fù)荷特性

受端區(qū)域年負(fù)荷特性呈夏、冬兩峰并存，最大負(fù)荷出現(xiàn)在夏季7 月，冬季最大負(fù)荷出現(xiàn)在12 月。夏季典型日呈單高峰特點(diǎn)，自午間持續(xù)升高至22：00達(dá)到最大負(fù)荷，然后迅速下降；冬季典型日呈午、晚雙高峰特點(diǎn)，最大負(fù)荷出現(xiàn)在19：00。受端區(qū)域負(fù)荷曲線如圖3所示。

圖3 受端區(qū)域負(fù)荷曲線Fig.3 Load curve of receiving-end area

2.1.3 情景設(shè)置

基于對(duì)基地風(fēng)光出力特性曲線的分析及新能源保證出力在大負(fù)荷時(shí)段偏低的特點(diǎn)，在考慮設(shè)計(jì)輸電曲線額定容量時(shí)，以火電容量作為參考基準(zhǔn)，設(shè)置四種情景（如表1所示）。

表1 情景設(shè)置Tab.1 Scenarios setting

2.2 結(jié)果分析

2.2.1 送電曲線優(yōu)化擬定

綜合考慮受端區(qū)域日負(fù)荷特性、年負(fù)荷特性、基地風(fēng)電和光伏出力特性、基地火電機(jī)組調(diào)峰深度等因素，經(jīng)多次優(yōu)化基地電源配置方案，得出基地送電曲線如圖4—圖7 所示。參考受端區(qū)域負(fù)荷特性，夏季午夜負(fù)荷較低，呈現(xiàn)早上開始持續(xù)上升、最后再回落的趨勢(shì)，因此擬合送電曲線采用單臺(tái)階走勢(shì)。冬季負(fù)荷呈早晚兩個(gè)高峰、午間回落、午夜兩端最低的趨勢(shì)，擬合送電曲線成馬鞍形。

圖4 配套火電4000 MW送出功率曲線Fig.4 Optimized output power curve of supporting 4000 MW thermal power

圖5 配套火電5000 MW送出功率曲線Fig.5 Optimized output power curve of supporting 5000 MW thermal power

圖6 配套火電6000 MW送出功率曲線Fig.6 Optimized output power curve of supporting6000 MW thermal power

圖7 配套火電7000 MW送出功率曲線Fig.7 Optimized output power curve of supporting7000 MW thermal power

在電源項(xiàng)目實(shí)際調(diào)度運(yùn)行中，由調(diào)度部門靈活調(diào)整送電曲線，在保障通道年送電量的基礎(chǔ)上，確保無電力電量不足時(shí)刻?；仨?xiàng)目通過優(yōu)化儲(chǔ)能容量配置與運(yùn)行模式、實(shí)施煤電機(jī)組深度調(diào)峰等途徑，極大降低了電力外送對(duì)于公網(wǎng)調(diào)峰和容量支撐的需求，以打造電網(wǎng)友好型綜合智慧能源基地[20-23]。

2.2.2 電源配置優(yōu)化方案

綜合考慮基地風(fēng)光資源技術(shù)可開發(fā)量，經(jīng)測(cè)算，基地在配置不同容量火電機(jī)組情景下的優(yōu)化結(jié)果如表2 所示。其中，火電機(jī)組按最小技術(shù)出力達(dá)到20%額定功率配置，儲(chǔ)能時(shí)長總體按2 h考慮。情景1 下，電源項(xiàng)目總裝機(jī)容量15.2 GW，其中新能源裝機(jī)容量11.2 GW，占比達(dá)到73.68%。情景2 的新能源裝機(jī)最低，為9 GW。情景4下火電機(jī)組容量最大，可以提供較為穩(wěn)定的電源供應(yīng)，因此該情景下配置的儲(chǔ)能容量相對(duì)最小。

表2 不同情景下的裝機(jī)容量Tab.2 Installed Capacity in different cases

結(jié)合規(guī)劃區(qū)域風(fēng)光資源情況及出力特性，不同情景下的基地運(yùn)行情況如表3 所示。情景1 中，基地通道每年持續(xù)穩(wěn)定向受端區(qū)域輸送電量45 TWh。其中基地風(fēng)電、光伏項(xiàng)目年可發(fā)電量分別約為15.02 TWh、12.89 TWh，新能源可發(fā)電量合計(jì)約27.91 TWh；按基地電源優(yōu)化配置方案，基地每年可外送新能源電量25.83 TWh?；匦履茉措娏空纪ǖ揽偹碗娏康?7.4%。情景2裝機(jī)容量最小，送電量對(duì)應(yīng)也是最少的，僅有39 TWh，但該情景的投資最少。情景3 的棄風(fēng)率和棄光率是四種情景中最低的，但基地總體綠電比只有45.56%，整體消納情況可以進(jìn)一步提升。情景4 送出電量最多（48 TWh），但由于火電裝機(jī)容量過大，送出電量中綠電比是四種情景中最低的。

表3 不同情景下的基地運(yùn)行情況Tab.3 Base operation status in different cases

基于可再生能源送出最大化目標(biāo)，擬定以情景1 作為基地電源配置優(yōu)化方案。該情景下，基地每年約有2.08 TWh新能源富裕電量。對(duì)此，基地可通過規(guī)?；L(fēng)光制氫對(duì)新能源富裕電量予以就地消納利用，進(jìn)一步提高基地新能源綜合消納利用率。

2.2.3 投資估算及上網(wǎng)電價(jià)

根據(jù)基地建設(shè)方案，依據(jù)國家、有關(guān)部門規(guī)定和費(fèi)率標(biāo)準(zhǔn)，并參照同類工程的定額標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合各電源類型投資造價(jià)現(xiàn)狀及預(yù)測(cè)情況，基地電源靜態(tài)投資共計(jì)約689.6 億元，其中煤電126.2 億元，風(fēng)電206.1億元，光伏259.8億元，儲(chǔ)能97.5億元。

根據(jù)投資估算、資源評(píng)估及發(fā)電量，考慮各種損耗，并結(jié)合施工總進(jìn)度安排，依據(jù)每年的實(shí)際上網(wǎng)電量進(jìn)行財(cái)務(wù)效益計(jì)算，風(fēng)光火利用小時(shí)數(shù)分別為3196 h、1983 h 和5140 h。煤電機(jī)組的發(fā)電煤耗根據(jù)其利用小時(shí)數(shù)進(jìn)行修正后為303.485 kg/MWh。煤價(jià)以450 元/t 為基準(zhǔn)。考慮資本金內(nèi)部收益率為8%，測(cè)算得基地綜合電價(jià)（不含稅）為237.18 元/MWh，綜合電價(jià)（含稅）為268.02 元/MWh?；仉妰r(jià)與本地電源及受端電源電價(jià)對(duì)比如表4所示。

表4 電價(jià)對(duì)比Tab.4 Comparison of electricity prices元/MWh

基地經(jīng)營期測(cè)算電價(jià)較內(nèi)蒙古電網(wǎng)燃煤基準(zhǔn)電價(jià)低14.88元/MWh，相當(dāng)于基準(zhǔn)價(jià)下浮5.26%，與結(jié)算均價(jià)的差價(jià)達(dá)到122.26元/MWh，在本地電源中有較強(qiáng)的競(jìng)爭(zhēng)力?；亟?jīng)營期測(cè)算電價(jià)較受端區(qū)域燃煤發(fā)電基準(zhǔn)電價(jià)低63.38 元/MWh，相當(dāng)于基準(zhǔn)電價(jià)下浮17.4%。測(cè)算電價(jià)較受端區(qū)域年結(jié)算均價(jià)低58.29元/MWh，在受端電源中也有一定的競(jìng)爭(zhēng)力。

2.2.4 敏感性分析

以情景1 為基準(zhǔn)，進(jìn)一步對(duì)外送電量、投資造價(jià)、煤價(jià)不確定因素進(jìn)行敏感性分析。

（1）外送電量變化

為保障外送通道的可再生能源發(fā)電量占比，在敏感性分析中假設(shè)各類電源利用小時(shí)數(shù)隨通道利用小時(shí)數(shù)同比例變化，測(cè)算結(jié)果如表5所示。

表5 不同外送電量下的綜合電價(jià)Tab.5 Comprehensive electricity prices under different outgoing power consumption

當(dāng)外送電量增加10%時(shí)，基地綜合電價(jià)（含稅）為251.52 元/MWh，較基礎(chǔ)方案減少6.15%；當(dāng)外送電量減少10%時(shí)，基地綜合電價(jià)（含稅）為288.18元/MWh，較基礎(chǔ)方案增加7.52%。

（2）電源投資造價(jià)變化

分別對(duì)煤電、風(fēng)電、光伏儲(chǔ)能單位造價(jià)進(jìn)行敏感性分析，對(duì)應(yīng)的電價(jià)測(cè)算結(jié)果如表6所示。

表6 不同電源投資下的綜合電價(jià)Tab.6 Comprehensive electricity prices under different power source investments

由于基地各類型電源中光伏發(fā)電裝機(jī)容量最大，所以綜合電價(jià)受光伏單位造價(jià)影響最顯著，風(fēng)電次之，煤電和儲(chǔ)能影響最小。當(dāng)光伏發(fā)電單位造價(jià)提高至4400 元/kWh 時(shí)，基地綜合電價(jià)（含稅）為274.26 元/MWh，較基礎(chǔ)方案增加2.33%；當(dāng)光伏發(fā)電單位造價(jià)降低至3600 元/kWh 時(shí)，基地綜合電價(jià)（含稅）為261.86元/MWh，較基礎(chǔ)方案減少2.29%。

（3）煤價(jià)變化

當(dāng)經(jīng)營期平均煤價(jià)在±10%范圍波動(dòng)時(shí)，相應(yīng)的綜合電價(jià)測(cè)算結(jié)果如表7所示。

表7 不同煤價(jià)下的綜合電價(jià)Tab.7 Comprehensive electricity prices under different coal prices

當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)（含稅）提高至495元/t時(shí)，基地綜合電價(jià)（含稅）為274.29 元/MWh，較基礎(chǔ)方案增加2.34%；當(dāng)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)（含稅）降低至405 元/t 時(shí)，基地綜合電價(jià)（含稅）為261.75元/MWh，較基礎(chǔ)方案減少2.34%。

綜上可見，對(duì)基地綜合電價(jià)影響最大的因素是外送電量，其余因素按影響程度從大到小分別為標(biāo)煤價(jià)格、光伏單位造價(jià)、風(fēng)電單位造價(jià)、煤電單位造價(jià)和儲(chǔ)能單位造價(jià)。

3 結(jié)論

本文以特高壓輸電通道實(shí)現(xiàn)風(fēng)-光-火電打捆外送，實(shí)現(xiàn)可再生能源跨區(qū)消納，開創(chuàng)新能源項(xiàng)目開發(fā)新模式，為解決棄風(fēng)、棄光問題提供了新的研究思路。通過算例分析，得出以下結(jié)論：

（1）基地電源靜態(tài)投資共約689.6 億元，不含稅綜合電價(jià)為237.18 元/MWh，含稅綜合電價(jià)為268.02 元/MWh。含稅電價(jià)水平較本地電源燃煤基準(zhǔn)價(jià)低14.88 元/MWh，較受端區(qū)域燃煤基準(zhǔn)價(jià)低63.38 元/MWh，在本地和受端電源中均有一定的競(jìng)爭(zhēng)力?；亟?jīng)濟(jì)效益明顯，對(duì)于規(guī)?；L(fēng)電、光伏發(fā)電建設(shè)具有示范效應(yīng)。

（2）基地項(xiàng)目建成后，可大幅增加受端電網(wǎng)清潔能源電量供應(yīng)74.2%，每年減少煤炭消費(fèi)893萬t、減少CO2排放2322 萬t，基地CO2綜合排放強(qiáng)度為328.4 g/kWh，較全國平均水平（565 g/kWh）降低41.9%；每年可分別減少SO2、NOx和煙塵排放3953 t、5484 t和1443 t，具有良好的碳減排與環(huán)保效益。

本文提出的基地送電曲線及電源配置優(yōu)化方法中，僅考慮了通道送出新能源占比最大指標(biāo)，并未考慮投資優(yōu)化、通道利用率等相關(guān)評(píng)估指標(biāo)，將在今后的工作中繼續(xù)展開研究。