基于風光火儲的多能互補新能源基地規劃分析

李 凱，康世崴，閆 方，王 淼，李文波

（國核電力規劃設計研究院有限公司，北京 100095）

0 引言

全球一次能源資源主要有煤炭、石油、天然氣等化石能源和水能、風能、太陽能、海洋能等可再生能源。全球化石能源資源雖然儲量大，但隨著工業革命以來數百年的大規模開發利用，正面臨資源枯竭、環境污染、氣候變化等現實問題。

《巴黎協定》已于2016 年11 月4 日正式生效，我國政府承諾到2020 年非化石能源占比為15%，2030 年占比為20%，加快清潔能源的開發利用和化石能源的清潔利用已經成為必然趨勢。

以風能和太陽能為主的可再生能源，是綠色、低碳且取之不盡、用之不竭的清潔能源。全球可再生能源開發利用規模不斷擴大，應用成本快速下降，發展可再生能源已成為許多國家推進能源轉型的核心內容和應對氣候變化的重要途徑。

截至2019 年底，我國風電、光伏并網裝機規模分別達到210.05 GW、204.68 GW，分別占全口徑發電裝機規模的10.45%、10.18%，并保持良好的發展勢頭［1］。然而風電、光伏等新能源出力的間歇性、隨機性和波動性的特點，導致大規模新能源并網給電網的安全穩定運行帶來巨大挑戰。同時，由于風光資源分布與電力市場空間逆向分布的特性突出、風光出力的不可控性、系統調峰容量不足等原因，導致新能源棄電現象嚴重。

為實現我國新能源發展目標，仍需堅持走“發展大基地，依托大電網，融入大市場”的道路。同時，在進行大規模新能源外送基地規劃建設時，必須依托多能互補技術，提高新能源基地與電網的協調友好性［2］，解決好新能源棄電問題，確保新能源“送得出、落得下、用得上”，實現新能源的高效利用。

以規劃的赤峰大規模新能源外送示范基地為例，圍繞“低電價上網、先進技術、智慧風場、生態能源”四個示范，綜合考慮風電、光伏、存量火電及抽水蓄能電站運行特性，在不增加受端電網調峰壓力的前提下，研究風光火儲等電源配比方案，規劃建設多能互補新能源基地［3-4］。

1 多能互補基地規劃思路

推進多能集成優化互補、發展綜合智慧能源是我國進行能源轉型的必然要求，也是提高能源系統效率的有效手段［5］。本文中，綜合考慮赤峰地區新能源基地可用能源種類，采用風、光、火打捆外送方式，必要時配備一定容量的儲能，基于多種能源各自的資源特性及發電特性，通過多能互補、協調控制綜合優化新能源基地電力外送出力曲線。

考慮風力發電、光伏發電的隨機性、波動性、可調度性低等特點，同時鑒于赤峰地區無建設大規模水電的條件，通過對現有火電進行深度調峰改造，增強火電機組調峰能力，最大程度保證資源潛力大但發電量不穩定的風光等清潔能源的消納。

1.1 風光出力特性分析

內蒙古自治區是我國風光資源最豐富的省區之一。赤峰市位于內蒙古自治區東南部，風電技術可開發量約50 GW，年平均風速均在6.0 m／s 以上，部分區域年平均風速在8.0 m／s 以上，年利用小時數2 600～3 300 h。光照年輻射值1 400～1 750 kWh／m2，年日照小時數2 700～3 200 h。

我院中心藥房麻精藥品智能化管理系統的開發與應用…………………………………………………… 沈國榮等（9）：1158

根據赤峰地區在運風光電站運行數據及氣象站統計數據，典型日風光出力特性曲線如圖1—圖3 所示。

1.2 存量火電調峰能力分析

為加快能源技術創新，挖掘燃煤機組調峰潛力，早在2016 年6 月，我國已正式啟動火電靈活性改造示范試點工作。通過靈活性改造，一是增加機組運行靈活性，即要求機組具有更快的變負荷速率、更高的負荷調節精度及更好的一次調頻性能；二是增加鍋爐燃料的靈活性，即機組在摻燒不同品質的燃料下，確保鍋爐的穩定燃燒以及機組在摻燒工況下仍有良好的負荷調節性能。

圖1 大風月典型日風電出力特性（2 MW 風電機組）

圖2 小風月典型日風電出力特性（2 MW 風電機組）

圖3 光伏全年平均日出力特性（100 MW 裝機規模）

深度調峰的概念不僅包括機組可以做到穩定的低負荷運行，其外延是火電機組的靈活性運行。目前，靈活性改造的主要技術方案有儲熱水罐方案、電鍋爐方案及高參數蒸汽抽汽供熱方案等，通過靈活性改造，調峰深度可達60%。

2 多能互補基地仿真分析

2.1 仿真方案擬定

根據赤峰地區風光資源稟賦分析、當地存量火電深度調峰改造研究，考慮赤峰地區冬夏兩季風能資源差距較大，本次研究按照大風月和小風月分別考慮，從輸送通道容量、風電規模、光伏規模、火電規模、儲能規模等幾個方面對赤峰新能源外送示范基地提出如表1 和表2 所示的幾種多能互補方案。

大風月：考慮新能源出力較高，通道最大輸送電力按8 GW 考慮；小風月：通道最大輸送電力分別按6 GW、5 GW、4.5 GW 進行方案擬定。

表1 大風月多能互補配置方案 GW

表2 小風月多能互補配置方案 GW

2.2 仿真計算分析

通過電力運行模擬計算，對比分析各方案的運行指標［6］。

圖4 大風月多能互補模擬運行情況

計算邊界條件：1）受端負荷曲線選用京津唐地區典型日曲線；2）風光出力曲線選用典型月平均日出力曲線；3）存量火電調峰深度按60%考慮；4）以赤峰基地大風月、小風月數據為基礎進行相關仿真分析。

根據上述仿真計算結果，得出各方案主要技術指標如表3—表4所示。

表3 大風月多能互補仿真結果

表4 小風月多能互補仿真結果

圖5 小風月多能互補模擬運行情況

雖然目前無論是物理儲能還是電化學儲能，由于技術成本相對較高，且國家尚未對新能源基地配套儲能發電制定專門的電價政策，往往無法滿足項目經濟性要求，但隨著能源供給側結構性改革的推進、各類電源互補協調能力的提高、先進儲能技術的開發利用，開展“風光水火儲一體化”電源基地建設成為構建清潔低碳、安全高效的能源體系的重要保障。

2.3 存量火電深度調峰改造可行性分析

根據上述仿真計算分析，在赤峰地區存量火電調峰深度達60%時，可使多能互補基地綜合出力曲線與受端負荷曲線友好匹配，此時火電機組典型日負荷率如圖6—圖7所示。

圖6 大風月火電機組典型日負荷率

圖7 小風月火電機組典型日負荷率

為滿足新能源多能互補基地需求，擬選取赤峰地區4 個存量火電作為配套調峰電源，其目前實際運行情況（調峰深度40%）與多能互補預測需求對比如表5 所示。

表5 機組運行情況對比 MW

表5 可以看出，在冬季供暖期間，配套火電機組出力偏高，若不進行深度調峰改造將導致新能源棄電率增大。若通過靈活性改造，使配套火電機組調峰深度達到60%，則可額外提供約450 MW 的調峰能力，滿足多能互補調峰需求。

綜合比較分析，赤峰新能源基地建設風電9 GW、光伏1 GW，并匹配存量火電2.1 GW、0.8 GW 抽水蓄能（儲能），發揮多能互補優勢，滿足大風月和小風月的綜合發電曲線與受端負荷曲線高度吻合的要求，不增加受端系統調峰壓力，同時可將新能源棄電率控制在5%以內。

3 輸電方式及經濟性分析

3.1 輸電方式

目前，大規模風電外送主要采用兩種輸電方式：風電獨立外送和風火打捆外送。本次規劃的赤峰新能源多能互補基地，依托先進的協調控制技術和多能互補優勢，實現風光火儲多種能源綜合出力曲線平穩，與電網、負荷協調友好的創新型發電模式。

考慮內蒙古地區緊鄰京津冀負荷中心的獨特區位優勢，可考慮將優質的清潔能源輸送至京津冀地區，助力京津冀大氣污染治理。結合我國特高壓網架規劃，赤峰新能源多能互補基地可接入規劃的赤峰特高壓站，通過特高壓交流網絡實現清潔能源輸出。

3.2 經濟性分析

根據赤峰新能源多能互補基地整體規劃，擬建設9 GW 風電和1 GW 光伏。考慮產業發展及技術進步，針對單位投資及利用小時數進行敏感性分析計算，新能源多能互補基地上網電價如表6 所示。

考慮通過多能互補減少新能源棄電率，提高利用小時數，可將上網電價控制在0.36 元／kWh 以內，與通過 “點對網” 方式向北京送電的托克托電廠0.317 元／kWh 的上網電價相比，多能互補基地新能源上網電價僅高出不到0.043 元／kWh，遠低于內蒙古和北京地區新能源上網補貼。而且隨著技術進步，上網電價可低至0.28 元／kWh 左右，具有較強的經濟性。

表6 上網電價變化范圍

4 結語

清潔能源代表未來能源發展的方向，是減排溫室氣體和應對氣候變化的重要措施。大力開發利用清潔能源，有利于節能減排、提高非化石能源比重以及可持續發展目標的實現。

赤峰新能源多能互補基地具有豐富的資源條件和獨特的區位優勢，多能互補基地建成后，每年可向京津冀地區提供清潔電量363 億kWh，且保證新能源棄電率在5%以內，為后續我國能源結構調整、新能源大規模開發利用提供參考借鑒。