基于源-網(wǎng)-荷-儲一體化園區(qū)電能規(guī)劃設(shè)計方案優(yōu)化研究

李濤，魏媛，趙振宙，胡朝陽，燕敏飛，袁泉，許帥

(1.中國電建集團河南省電力勘測設(shè)計院有限公司，鄭州 450000；2.河海大學能源與電氣學院，南京 211000)

“十四五”期間，我國將大力推動能源清潔低碳安全高效利用，加快新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展，促進能源全面綠色轉(zhuǎn)型。風力發(fā)電和光伏發(fā)電是新能源項目中技術(shù)成熟度最高、制約因素較少和經(jīng)濟性較好的能源項目類型，但與常規(guī)的化石燃料發(fā)電相比，由于受季節(jié)、氣象條件和地域等因素的影響，風力發(fā)電和光伏輸出的電能隨著風速和輻射的不同而變化，電源出力具有很強的隨機性、波動性和間歇性的特點，出力特性難以預測[1]，這對風電和光伏項目并網(wǎng)運行造成了很大的挑戰(zhàn)。

為提升能源清潔利用水平和電力系統(tǒng)運行效率，“源-網(wǎng)-荷-儲”協(xié)調(diào)調(diào)度技術(shù)在配電網(wǎng)的發(fā)展中發(fā)揮了重要的作用，對構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)具有重要意義[2]，隨著源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目的逐步成熟，各電源配置及儲能容量配置問題成為項目設(shè)計方案的核心難點，也逐漸受到各方重視。

馬燕峰等[3]提出一種基于Wasserstein生成對抗網(wǎng)絡(luò)的風光資源場景模擬和改進時序生產(chǎn)模擬的新能源電源容量配置模型，該方法無法滿足工程實際的項目評估過程。

周任軍等[4]針對新能源高滲透率系統(tǒng)源-網(wǎng)-荷-儲協(xié)調(diào)調(diào)度與運行中協(xié)調(diào)，提出一種利用時間序列協(xié)整理論實現(xiàn)源-荷-儲協(xié)同調(diào)整的協(xié)整思路，為采用逐時時間序列進行優(yōu)化調(diào)度提供了新思路。

另外，光伏電站項目設(shè)計過程中，支架布置間距常采用冬至日當天9：00～15：00時段內(nèi)互不遮擋間距進行設(shè)計,在方案設(shè)計過程中，考慮斜面輻射量及陰影損失的影響，綜合發(fā)電量和經(jīng)濟性等相關(guān)因素進行設(shè)計[5]。

風電場設(shè)計過程中往往結(jié)合區(qū)域特征，完成項目資源評估和微觀選址等相關(guān)工作。為增加風電項目環(huán)境友好，除了考慮項目噪聲、陰影閃爍等常見影響外，航空空域限制、農(nóng)田水利、土地利用規(guī)劃、電力通信纜線和油氣管線等因素，也要求在風機位置的選擇時應充分調(diào)研收資，必須對機位布置進行詳細的排查，消除顛覆性因素的影響[6]。

因此，源-網(wǎng)-荷-儲一體化基地的規(guī)劃設(shè)計方案要充分結(jié)合風電和光伏項目工程設(shè)計特點，在充分分析當?shù)仫L光資源特性和新能源發(fā)電特性的基礎(chǔ)上，通過配置儲能和靈活使用火電調(diào)峰等方式，實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)電的實時平衡。

本文基于園區(qū)內(nèi)負荷歷史數(shù)據(jù)，通過內(nèi)蒙古某電解鋁項目，分析月和日用電負荷的電特性，結(jié)合風電、光伏和火電出力特性分析，優(yōu)化配置電化學儲能進行調(diào)峰，實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)的源-網(wǎng)-荷-儲優(yōu)化調(diào)度，構(gòu)建以運行成本及新能源消納的優(yōu)化目標，以多種能源為約束的一體化數(shù)學模型，分析源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目設(shè)計方案設(shè)置及規(guī)律，為后續(xù)項目方案設(shè)計提供支撐。

1 一體化項目特性分析

按照“源-網(wǎng)-荷-儲”系統(tǒng)化總體要求，在規(guī)劃區(qū)域內(nèi)新建風電和光伏裝機，充分依托區(qū)域內(nèi)的存量火電裝機，針對最大用電負荷時段缺電和在最小用電負荷時段多電的電力盈虧特點，合理配置儲能電池，在電力富余時段儲存電能，在缺額時段釋放電能，減少實時功率波動對系統(tǒng)運行的影響，配合火電機組調(diào)峰，緩解項目供電和調(diào)峰兩缺問題。

根據(jù)內(nèi)蒙古某電解鋁項目的實際生產(chǎn)需求，結(jié)合可再生能源電源、儲能電站建設(shè)周期短的特點，滿足用電負荷快速增長需求，采用火電、風電、光伏和儲能作為主要電源形式，通過優(yōu)化整合本地電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和負荷側(cè)資源，建設(shè)園區(qū)級“源-網(wǎng)-荷-儲”一體化項目，園區(qū)級源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目示意圖如圖1所示。

圖1 園區(qū)級源網(wǎng)荷儲一體化項目示意圖

1.1 用電負荷特性

現(xiàn)代鋁工業(yè)生產(chǎn)采用冰晶石-氧化鋁熔鹽電解鋁方法，以熔融冰晶石為溶劑，氧化鋁為熔質(zhì)，碳素材料為陰陽兩極，在電解槽內(nèi)的兩極上進行化學反應，陽極產(chǎn)生氣體，陰極析出鋁液，依靠離子的定向運動，陽離子在陰極上獲得電子，生成鋁，陰離子在陽極上釋放電子后，生成O2或CO2，電解鋁生產(chǎn)示意圖如圖2所示。

圖2 電解鋁生產(chǎn)示意圖

陰極：Al3+3e=Al

陽極：2O2-4e+C=CO2

電解鋁工業(yè)用電存在用電負荷大和波動小的特點。根據(jù)2020年電解鋁生產(chǎn)線逐時數(shù)據(jù)統(tǒng)計，全年月均用電負荷為388 MW·h，年內(nèi)各月用電負荷為385～392 MW·h，生產(chǎn)線用電負荷最大值出現(xiàn)在9月，最小值在1月，全年負荷波動幅度為1.7%，2020年電解鋁生產(chǎn)線用電負荷見表1，園區(qū)用電負荷變化圖如圖3所示。

表1 2020年電解鋁生產(chǎn)線用電負荷 MW·h·M-1

圖3 園區(qū)用電負荷變化圖

由于電解鋁生產(chǎn)線用電時段不具備明顯的晝夜變化，電解鋁生產(chǎn)線用電負荷晝夜變化不明顯，全天用電負荷在383.09～394.92 MW·h之間，波動為3.0%。

1.2 風電出力特性

根據(jù)區(qū)域內(nèi)測風塔數(shù)據(jù)分析，采用參考氣象站同期氣象資料訂正出風電場代表年數(shù)據(jù)，區(qū)域內(nèi)代表年各風能要素：1)風電場代表年100 m高度年平均風速為8.35 m/s，年風功率密度為559 W/m2，風電場風功率密度等級為4級，風能資源較豐富，具有較好的開發(fā)價值。2)全年主導風向主要集中于WSW～NW方向，占全年風向的57%；風能也主要集中于WSW～NW方向，占總風能的68%。3)測風塔代表年各高度風速和風功率密度變化趨勢基本一致，全年各月平均風速、全年日變化幅度較大，區(qū)域內(nèi)風向及風速變化如圖4所示。

圖4 區(qū)域內(nèi)風向及風速變化圖

風電場年發(fā)電量采用流體計算專業(yè)軟件，采用項目實測測風塔數(shù)據(jù)，考慮風機利用率、功率曲線、鹽霧及葉片污染、控制和湍流強度、風電場內(nèi)能量損耗和氣候等因素的影響，模擬風電場全年8 760 h逐時發(fā)電量，區(qū)域內(nèi)風電出力逐時數(shù)據(jù)特性如圖5所示。

圖5 區(qū)域內(nèi)風電出力特性

風電場日出力特性均呈不對稱拋物線型，在0:00～5:00時出力百分比波動較為平緩，6:00～9:00時呈現(xiàn)逐漸下降趨勢，10:00～16:00時出力百分比波動較為平緩，17:00～23:00時呈現(xiàn)逐漸上升趨勢。

分析風電場年內(nèi)日出力特性，擬建風電場年均出力百分比為36.5%，年內(nèi)日最大出力為0:00時，出力百分比為45.4%；年內(nèi)日最小出力為10:00時，出力百分比為27.0%。

1.3 光伏出力特性

采用Meteonorm數(shù)據(jù)對研究區(qū)域光伏資源進行評估，項目地水平面總輻射為5 215.81 MJ/m2，6月份輻射值最大，12月份輻射值最小，月輻射值變化見表2。月輻射最小值與最大值比值為0.29，直射比為0.53，根據(jù)《太陽能資源等級總輻射》(GB/T 31155)可知，本工程所在地區(qū)太陽能資源屬于很豐富(B)，穩(wěn)定度一般(C)，直射比等級為高(B)，直接輻射較多。

表2 月輻射值變化

采用PVsyst軟件的輻射數(shù)據(jù)進行分析，光伏發(fā)電系統(tǒng)的總效率由光伏陣列的效率、逆變器的效率和交流并網(wǎng)效率三部分組成，模擬光伏電站8 760 h發(fā)電量數(shù)據(jù)，區(qū)域內(nèi)光伏出力特性如圖6所示。

圖6 區(qū)域內(nèi)光伏出力特性

光伏電站日出力在4:00～19:00之間，在0:00～3:00和20:00～23:00間，電站處于不出力狀態(tài)，4:00～19:00基本呈對稱拋物線形，4:00～10:00電站出力逐漸增大，在11:00達到一日中的最大出力，12:00～19:00電站出力逐漸減小。光伏出力基本在0%～56.5%之間波動，在11:00左右達到一日中的最大出力為56.5%。

2 優(yōu)化調(diào)度模型

2.1 目標函數(shù)

源-網(wǎng)-荷-儲一體化基地涉及多種能源，在考慮風和光出力特性的基礎(chǔ)上，配置電化學儲能進行聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度，實現(xiàn)削峰填谷作用。同時，以傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度模型為基礎(chǔ)，考慮運行工況下火電機組的成本變化，構(gòu)建基于風光火儲一體化優(yōu)化調(diào)度模型，以最小化系統(tǒng)總運行成本為目標。目標函數(shù)的表達式如式所示：

(1)

目標函數(shù)中第一項為火電廠運行費用，第二項為風電場項目向區(qū)域電網(wǎng)消納懲罰，第三項為光伏電站向區(qū)域電網(wǎng)消納懲罰，第四項為由區(qū)域電網(wǎng)進行供電懲罰。

2.2 約束條件

2.2.1 系統(tǒng)負荷平衡約束

在忽略電能損失的前提下，不同時刻下風、光、火和儲各能源總輸出功率應與用電負荷側(cè)需求量相等，系統(tǒng)負荷平衡約束如式所示。

(2)

2.2.2 火電機組出力約束

i時段內(nèi)火電機組出力應能夠保證最小開機容量。此外，火電機組深度調(diào)峰也受到火電機組本身的運行特性所限，火電機組向上、向下爬坡速率也應在一定合理范圍內(nèi)。

(3)

2.2.3 風電場出力約束

風電場出力受風速等因素影響，出力具有波動性和概率特性，風電出力不應大于其預測出力，風電場輸出功率限制為：

(4)

2.2.4 光伏電站出力約束

光伏電站輸出功率限制為：

(5)

2.2.5 電化學儲能系統(tǒng)約束

(1)電量遞推關(guān)系。儲能設(shè)備的剩余電量與其歷史時段內(nèi)的充、放電功率有關(guān)，而其剩余電量也影響未來時段的充放電能力。儲能系統(tǒng)的充、放電過程可通過對電量進行逐時刻積累的方式模擬，用充、放電的效率來近似等效充、放電過程中的電能損耗。具體的剩余電量遞推關(guān)系如下：

(6)

(2)充放電功率約束。對于不同類型的儲能設(shè)備，其允許的最大充放電功率不同?？紤]儲能按照“風光儲”形式并入電網(wǎng)，儲能系統(tǒng)在充電中只對風、光系統(tǒng)電力進行吸收電能，充、放電時對應的最大功率限制為：

(7)

(3)荷電狀態(tài)約束。儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)(State of charge，SOC)表示電池剩余電量占電池額定容量的百分比，計算公式如下：

(8)

儲能設(shè)備過度充放電會縮短儲能的使用壽命，因此在運行過程中要盡量減少儲能系統(tǒng)的充放電工作。

SOCmin≤SOCi≤SOCmax

(9)

(4)容量平衡。為了保持儲能系統(tǒng)運行的可持續(xù)性，需要在調(diào)度周期始末保持儲能系統(tǒng)的容量一致。當儲能系統(tǒng)為抽水蓄能電站時需要保持周期始末抽蓄水庫庫容量一致，當儲能系統(tǒng)為蓄電池時需保持在周期始末蓄電池的SOC一致。

(10)

2.3 仿真方案及分析

2.3.1 基地方案配置

經(jīng)初步分析，基地規(guī)劃涉及電源包括光伏、風電、火電和化學儲能電站等。

火電合理安排機組檢修，確定可用裝機需求，并考慮火電運行調(diào)峰能力限制，在系統(tǒng)需求火電高發(fā)時，火電按照能力發(fā)電，在風電和光伏出力較大時，火電按照可調(diào)的最小出力運行。

化學儲能電站布置在光伏直流側(cè)，將光伏直流側(cè)棄電進行儲存，在系統(tǒng)缺電時刻及火電高發(fā)時刻進行發(fā)電，提高系統(tǒng)保證率，系統(tǒng)效率為90%。

暫不考慮負荷備用容量和事故備用。

本文按“源-網(wǎng)-荷-儲”系統(tǒng)集成要求，采用負荷、風電、光伏、火電全年全年逐小時時間序列數(shù)據(jù)(每組8 760個數(shù)據(jù))進行仿真運行研究。仿真計算模型充分考慮負荷運行狀態(tài)以及存量火電電力調(diào)峰能力等因素，在系統(tǒng)內(nèi)新增風電、光伏和儲能設(shè)施，通過調(diào)節(jié)系統(tǒng)中的可控單元(火電和儲能)，充分發(fā)揮儲能的快速響應、火電在整個系統(tǒng)中的實時功率平衡及季節(jié)調(diào)峰作用，使得系統(tǒng)最大程度追蹤可再生能源及負荷特性變化，滿足供電需求。

仿真計算流程：風電和光伏為全年逐小時序列曲線，火電按2020年實際運行數(shù)據(jù)設(shè)置每月最大和最小功率，用電負荷曲線參照2020年用電負荷1小時時間運行數(shù)據(jù)，結(jié)合用電負荷增長預測和重要負荷的運行特性，擬合出2021年用電負荷特性曲線；輸入新增風電和光伏裝機容量初始值，模型進行仿真運算，輸出系統(tǒng)運行平衡狀態(tài)，以及所需要配置的儲能電池功率和容量。仿真系統(tǒng)可以統(tǒng)計新增風電、光伏消納情況，用電負荷限電情況，火電發(fā)電小時數(shù)，儲能電池儲放次數(shù)、功率、容量情況，通過分析上述結(jié)果，校核風電和光伏建設(shè)容量，達到系統(tǒng)最優(yōu)運行結(jié)果。

依據(jù)區(qū)域風能資源、光照資源和負荷分析情況，初步形成5套源網(wǎng)荷儲電源配置方案，項目電源配置見表3。

表3 項目電源配置

2.3.2 仿真結(jié)果分析

源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目中不可調(diào)節(jié)電源主要為風電和光伏，具有調(diào)峰能力為火電和儲能，在資源條件較好情況下，風和光出力較大時，參與火電出力下降。儲能系統(tǒng)動作，并進行充電，以減少棄風棄光，新能源出力較大時刻各電源出力特性如圖7所示。

在資源條件較差情況下，風和光出力較小時，參與火電出力大發(fā)，同時，儲能系統(tǒng)動作，并進行放電，滿足負荷使用要求，新能源出力較小時各電源出力特性如圖8所示。

圖8 新能源出力較小時各電源出力特性

2.3.3 電源配比方案

按照國家發(fā)展改革委國家能源局《關(guān)于推進電力源-網(wǎng)-荷-儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》(發(fā)改能源規(guī)[2021]280號)文件要求，源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目要求新能源就近接入消納，依托增量用電負荷的項目實施后，原則上新能源電量占比不低于項目整體電量的50%。項目配比方案仿真結(jié)果表明，5種方案新能源消納占比在50.67%～51.39%，5種電源配比方案均能夠滿足要求，項目方案比選見表4。

表4 項目方案比選表

圖7為2019年12月27日-2019年12月28日新能源出力較大時刻各電源出力特性圖，從圖7中可以看出，12月27日晚間，由于沒有太陽光，光伏項目不發(fā)電。隨著晚間該區(qū)域風資源逐漸增大，風電出現(xiàn)大發(fā)狀態(tài)，該工況為典型新能源出力較大時刻。為保證系統(tǒng)穩(wěn)定，系統(tǒng)中火電出力逐漸減小，儲能設(shè)備動作并進行充電。12月27日晚22:00，由于用電側(cè)用電增大，火電出力存在延后啟動，儲能設(shè)備配合并進行放電動作。

圖7 新能源出力較大時刻各電源出力特性圖

圖8為2019年8月11日新能源出力較小時各電源出力特性，從圖8中可以看出，8月11日用電負荷較高，由于天氣因素及光伏容量影響，光伏出力不能滿足負荷要求，且當天風資源較小，上午10:00～晚上20:00風電有部分發(fā)電，該工況為典型新能源出力較小時刻，此時系統(tǒng)火電出力持續(xù)出力，并在個別時刻儲能配合進行放電動作。

圖9為風光容量配比與棄電率變化曲線圖，隨著風電光伏配比增加，風電、光伏電站棄風率在風光配比為1.6時最低，分別為2.04%和5.23%。綜合風電+光伏整體，風光配比1.6時出現(xiàn)低值，為2.68%。從棄風棄光率角度考慮，風光配比為1.6為最佳方案。

圖9 容量配比與棄電率變化

圖10為風光電容量配比與度電成本變化曲線，隨著風電光伏容量配比增加，項目整體度電成本逐步降低，在風光電容量配比為3.0時，項目整體度電成本[7]曲線出現(xiàn)拐點，為0.216 9元/(kW·h)，從項目整體度電成本角度考慮，風光配比為3.0為最佳方案。

圖10 風光電容量配比與度電成本變化曲線

綜上所述，源網(wǎng)荷儲一體化項目風光容量配比增加，會引起風光項目棄電率變化、火電機組波動、儲能系統(tǒng)充放電變化及項目度電成本變化。綜合考慮上述因素，風光電容量配比按照經(jīng)濟性較優(yōu)、棄電率較低的原則確定最佳方案，即風電裝機450 MW、光伏裝機150 MW，配置儲能規(guī)模為60 MW·h，火電裝機按照660 MW參與項目調(diào)峰。

3 結(jié)語

本文構(gòu)建以運行成本及新能源消納為優(yōu)化目標，以多種能源運行為約束的一體化數(shù)學模型，實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)的源-網(wǎng)-荷-儲優(yōu)化調(diào)度。通過內(nèi)蒙古某電解鋁項目案例分析，研究源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目配置方案及其規(guī)律，成果對相關(guān)工程規(guī)劃設(shè)計具有重要意義。

(1)本文研究項目為園區(qū)級“源-網(wǎng)-荷-儲一體化”新型電力系統(tǒng)項目，2020年電解鋁生產(chǎn)線用電量為341 041.8萬kW·h，依托存量火電裝機規(guī)模為660 MW的機組，新增建設(shè)風電裝機450 MW、新增建設(shè)光伏裝機150 MW，并配置儲能規(guī)模為60 MW·h，可滿足區(qū)域內(nèi)用電要求，有效提升能源清潔利用占比水平。

(2)源網(wǎng)荷儲一體化項目新能源部分就近接入消納，項目實施后新能源消納電量為174 165萬kW·h，新能源消納電量占比為項目整體電量的51.19%。

(3)源-網(wǎng)-荷-儲一體化項目風電項目棄風率為3.11%，光伏電站棄光率為6.97%，新能源總體棄電率為3.56%，一體化項目與公共電網(wǎng)無電能交換，存量火電為項目自備電廠，新增風電、光伏、儲能送出直接接入電解鋁進行消納，對公共電網(wǎng)不造成新增調(diào)峰壓力。