“風光火一體化”多能互補項目優化配置研究

周保中，劉敦楠，張繼廣，李憶，徐爾豐，畢圣

（1. 華電電力科學研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030；2. 華北電力大學經濟與管理學院，北京市昌平區 102206；3. 浙江浙能能源服務有限公司，浙江省 杭州市 310002）

0 引言

為實現碳中和、碳達峰目標，需要控制化石能源總量，大力發展新能源，提升能源清潔利用水平，構建以新能源為主體的新型電力系統[1-2]。多能互補項目立足于系統觀念，能夠充分發揮不同類型電源之間協調互濟能力，是安全高效利用新能源、推進電力系統轉型升級的實施路徑之一，包括供給側“風光水火儲”多能互補系統和需求側綜合能源系統2種模式[3-5]。“風光火一體化”多能互補項目是其重要技術方案之一，也是碳中和、碳達峰背景下火電的轉型發展路線之一。在“風光火一體化”多能互補項目中，風電和光伏等新能源將成為主力電源，火電將向提供靈活調節能力為主的支撐電源轉變[6]。如何合理配比火電、風電和光伏裝機容量以及輸電容量，利用火電調節能力實現不同類型電源協調互濟和優化運行，促進風電和光伏全額消納和高效利用，是“風光火一體化”多能互補項目的核心問題。

目前，已有學者[7-15]對多能互補開展一定研究。文獻[11]以風電送出最大化為目標，提出一種特高壓直流風火聯合外送電源容量優化方法，確定解配套電源規模。文獻[12]在既定風電和光伏裝機容量條件下，根據特高壓直流工程核定利用時間和電量，提出配套火電裝機容量優化計算方法。文獻[13]在傳統安全約束經濟調度模型基礎上，以外送風光最大化消納為目標，構建特高壓直流外送風光火電力一體化調度計劃模型。文獻[14]基于變分自編碼器生成多種新能源出力場景，建立風光水互補短期優化運行模型，采用分段線性化方法實現模型快速求解。文獻[15]綜合考慮經濟效益和環境效益，增加可再生能源消納權重、節能減排等約束條件，構建風光火聯合調度多目標優化模型。多能互補項目優化配置是涉及不同類型電源裝機容量和輸電容量配比規劃，以及不同時間尺度調度運行的綜合問題，而以上研究主要以棄風棄光、總成本最小化等為目標，未綜合考慮規劃和運行層面的優化配置，以及外送曲線對受端地區電網調峰影響。

因此，本文在分析不同類型電源出力特性和多能互補特性的基礎上，構建“風光火一體化”多能互補項目優化配置模型，在規劃層面優化風電、光伏裝機容量以及輸電容量，在運行層面優化火電運行方式、出力曲線以及外送曲線，保障風電、光伏全額消納和高效利用，使外送曲線對受端地區電網更加友好，實現橫向多能互補、縱向源荷協調。

1 電源出力特性和多能互補特性

1.1 電源出力特性

1.1.1 風電出力特性

風電出力主要受風速等因素影響，其出力模型[16-17]表示如下：

式中：LW，t為時段t風電出力；Vt為時段t風速；VI為切入風速；VR為額定風速；VO為切出風速；LW，R為風電額定出力。

根據風速變化特性，風電出力在月、日等時間尺度上具有以下特性：

1）月出力特性。受季風氣候等因素影響，不同月份風速不同，春季和冬季風電出力高，夏季風電出力低，具有一定季節性[18]。系統負荷夏季和冬季處于高峰，與風電出力之間存在一定電力供需不匹配矛盾[19]。

2）日出力特性。受天氣、地形等因素影響，風電出力預測偏差大，極端情況下波動幅度可達到裝機容量的80%，具有強隨機性和波動性。一般情況下，夜間系統負荷低谷時段風電出力高，白天系統負荷高峰時段風電出力低，系統凈負荷峰谷差進一步拉大，具有一定反調峰特性[20-21]。

1.1.2 光伏出力特性

光伏出力主要受光照強度、溫度等因素影響，其出力模型[16,22]表示如下：

式中：LP，t為時段t光伏出力；LP，R為標準條件下(光照強度IR=1 000 W/m2，溫度TR=25 ℃)光伏額定出力；It為時段t光照強度；Tt為時段t溫度；ε為功率溫度系數，一般為0.003 9 ℃-1。

根據光照強度、溫度等變化特性，光伏出力在月、日等時間尺度上具有以下特性：

1）月出力特性。受季風氣候等因素影響，不同月份光照強度和溫度不同，春季和夏季光伏出力高，秋季和冬季光伏出力低，具有一定的季節性[23]。系統負荷夏季和冬季處于高峰，與光伏出力之間存在一定電力供需不匹配矛盾。

2）日出力特性。受天氣、云層遮擋等因素影響，光伏出力具有一定隨機性和波動性。中午時段光伏出力高，系統凈負荷呈現“鴨型曲線”，隨著光伏裝機容量不斷增加，系統凈負荷最小值將從夜間轉至中午；晚上時段光伏無出力，與系統負荷晚高峰時段之間具有一定反調峰特性[24]。

1.1.3 火電出力特性

火電以煤炭、天然氣等化石能源作為燃料。化石能源具有可存儲性，火電出力在一定范圍內能夠靈活調節，不受天氣等條件影響，具有良好可調、可控特性[25]。通過靈活性改造，火電最小技術出力可以達到裝機容量的30%以下，部分火電熱電解耦后甚至可以100%參與調峰[26]。隨著以新能源為主體的新型電力系統建設逐步推進，風電和光伏接入電力系統的規模不斷增大，這將對火電調節范圍、調節速率等調節能力提出更高的要求。

1.2 多能互補特性

多能互補特性是指火電、風電和光伏等不同類型電源出力能夠相互補充、協調互濟。根據時間尺度不同，多能互補特性包括中長期月互補特性和短期日互補特性。

1）月互補特性。優化燃料采購和庫存，發揮火電調節能力，對不同月份風電、光伏出力以及受端地區負荷不平衡電量進行互補互濟，緩解送端地區和受端地區電力供需不匹配矛盾，提高輸電通道利用水平。

2）日互補特性。調整燃料消耗量和出力，發揮火電調節能力，降低風電、光伏出力的隨機性、波動性和反調峰特性，跟蹤風電、光伏出力曲線以及受端地區負荷曲線之間不平衡部分，使外送曲線和受端地區負荷曲線更加匹配，對受端地區電網更加友好。

2 “風光火一體化”多能互補項目優化配置模型

2.1 整體框架

“風光火一體化”多能互補項目主要依托存量火電建設，充分利用火電調節能力，優化配比風電、光伏裝機容量以及輸電容量，最大程度地提高風電和光伏消納利用水平。因此，“風光火一體化”多能互補項目優化配置就是在既定火電裝機容量基礎上，根據送端地區資源稟賦條件和受端地區負荷需求，基于優化配置模型，在規劃層面優化確定風電、光伏裝機容量和輸電容量，在運行層面優化確定四季典型日火電運行方式、出力曲線以及外送曲線。

“風光火一體化”多能互補項目優化配置模型整體框架如圖1 所示。其中，模型輸入包括四季典型日送端地區風電、光伏出力曲線，受端地區負荷曲線，以及不同類型電源成本、輸電成本等。模型優化變量包括規劃層面風電、光伏裝機容量以及輸電容量，運行層面四季典型日火電開機狀態、出力曲線以及外送曲線。基于求解算法，求解輸出模型優化變量，形成“風光火一體化”多能互補項目優化配置方案。

圖1 “風光火一體化”多能互補項目優化配置模型整體框架圖Fig.1 Overall framework of optimal allocation model for multi-energy complementary project of wind-solar-thermal integration

2.2 目標函數

2.2.1 優化目標

優化目標包括總成本最小，以及外送曲線、受端地區負荷曲線匹配程度最大2 個目標，其為多目標優化問題。不同“風光火一體化”多能互補項目邊界條件不同，2 個目標權重需根據目標優先級、量綱和數量級綜合平衡確定：

式中：F為目標函數；C為總成本；α為總成本權重；D為外送曲線和受端地區負荷曲線匹配程度；β為外送曲線和受端地區負荷曲線匹配程度權重。

2.2.2 總成本

總成本包括火電成本、風電成本、光伏成本和輸電成本。其中，風電成本、光伏成本和輸電成本主要為固定成本，其變動成本占比小，可忽略不計。為更利于構建和求解優化配置模型，將投資成本、運維成本等全壽命周期成本折算為年度單位容量成本[27]。火電成本包括電能成本和開機成本。總成本可表示如下：

式中：CC，i為火電i成本；CW為風電成本；CP為光伏成本；CT為輸電成本；Nt為時段t相應天數；UC，i，t為時段t火電i開機狀態，取值1表示開機，取值0 表示停機；CE，i，t為時段t火電i電能成本；CS，i為火電i開機成本；LC，i，t為時段t火電i出力；ai、bi、ci為火電i電能成本二次項、一次項、常數項系數；AW為風電年度單位容量成本；GW為風電裝機容量；AP為光伏年度單位容量成本；GP為光伏裝機容量；AT為輸電年度單位容量成本；GT為輸電容量。

2.2.3 曲線匹配程度

“風光火一體化”多能互補項目的主要定位為大規模新能源大范圍、高效配置和利用，在此基礎上，兼顧外送曲線和受端地區負荷曲線匹配程度，外送曲線對受端地區電網更加友好，盡可能不增加額外調峰壓力。曲線匹配程度以歐式距離D表示，歐氏距離越小，曲線匹配程度越好。

式中：LS，t為時段t外送出力；LR，t為時段t受端地區負荷。

2.3 約束條件

2.3.1 火電技術出力約束

火電出力應在最大、最小技術出力之間，即

2.3.4 新能源電量約束

為提高新能源消納利用水平和消費比重，外送電量中新能源電量應高于一定比例，即

式中η為輸電容量裕度。

2.4 求解算法

優化配置模型優化變量包含連續型變量和0-1整數型變量(火電開機狀態)，目標函數和約束條件包含歐氏距離、二次函數、最大值、最小值等非線性函數，因此優化配置模型為非線性混合整數優化模型。基于分支定界法(branch and bound，BB)、廣義Benders 分解法、擴展割平面法等算法，對可行解空間進行迭代搜索，實現優化配置模型求解[28]。

3 案例分析

3.1 基礎參數

送端地區A大型能源基地包含8臺600 MW存量火電，通過火電靈活性改造，以及新能源和輸電通道配套，建設“風光火一體化”多能互補項目，向受端地區B 送電。根據送端地區A 歷史風速、光照強度和溫度等數據，四季典型日風電和光伏出力曲線如圖2所示。

圖2 送端地區A四季典型日風電和光伏出力曲線Fig.2 Typical daily wind power and photovoltaic output curves of four seasons in sending end area A

參照目前國內電力行業相關數據和電力市場運行參數等，火電電能成本和開機成本(冷態啟動)如表1 所示。火電上下調節速率為每分鐘裝機容量的1.5%，火電最短開機時間和最短停機時間均為48 h。風電和光伏年度單位容量成本分別為0.5、0.3元/W，輸電年度單位容量成本為0.4元/W，新能源電量比例下限為50%。正、負備用容量均為200 MW，輸電容量裕度為15%。基于上述基礎參數，綜合平衡目標優先級、量綱和數量級后，確定目標權重為α=1，β=10。

表1 火電電能成本和開機成本Tab.1 Thermal power cost and start-up cost

3.2 結果分析

根據優化配置模型計算結果，在6臺600 MW存量火電基礎上，“風光火一體化”多能互補項目需配套建設風電7 889 MW、光伏2 096 MW、輸電通道7 894 MW。不同類型電源裝機容量、年發電量和利用時間如表2所示。

表2 不同類型電源裝機容量、年發電量和利用時間Tab.2 Install capacity,annual power and utilization time of different generations

根據計算結果可知，基于優化配置模型，火電、風電和光伏出力在月、日等時間尺度能夠實現協調互濟和多能互補。

1）月多能互補。根據送端地區A風電、光伏電量以及受端地區B 負荷，火電調整不同月份開機狀態和運行方式，如表3 所示。其中，春季送端地區A風電和光伏出力高，受端地區B負荷低，火電減少開機、降低出力，為風電和光伏“讓路”，保障風電、光伏全額消納和高效利用；夏季送端地區A 風電和光伏出力低，受端地區B 負荷高，火電增加開機、提高出力，保障電力安全穩定供應。

表3 不同季節外送電量及其占比和火電運行方式Tab.3 Sending power and its proportion and operation mode of thermal power

2）日多能互補。兼顧風電、光伏消納以及受端地區B 電網調峰，火電跟蹤受端地區B 負荷曲線，以及送端地區A 風電、光伏出力曲線之間不平衡部分，如圖3 所示。其中：冬季夜間至中午送端地區A 風電和光伏出力高，火電降低出力，實現全額消納和高效利用；下午至晚上送端地區A 風電和光伏出力低，火電增加出力，滿足受端地區B用電需求。

圖3 四季典型日“風光火一體化”多能互補項目出力曲線Fig.3 Output curves of multi-energy complementary project of wind-solar-thermal integration on typical days of four seasons

優化配置模型目標函數中已考慮外送曲線和受端地區負荷曲線匹配程度最大化，春、夏、秋、冬季典型日送端地區A 外送曲線和受端地區B 負荷曲線之間相關系數分別為0.86、0.86、0.99 和0.92，具有高相關性，如圖4所示。可見，送端地區A 外送曲線對受端地區B 電網更加友好，盡可能不增加額外調峰壓力，能夠進一步提高運行效率，實現源荷儲協調互動和電力資源優化配置。

圖4 四季典型日送端地區A外送曲線和受端地區B負荷曲線Fig.4 Sending curves in sending area A and load curves in receiving area B on typical days of four seasons

若未以“風光火一體化”多能互補項目的形式建設和運行，即7 889 MW 風電、2 096 MW 光伏分別獨立建設和運行，火電以歷史典型出力曲線獨立運行，在保證新能源全額消納的前提下，對比分析2 種場景下配套建設輸電通道容量、總成本和曲線匹配程度，結果如表4所示。

表4 2種場景對比分析Tab.4 Comparative analysis of two scenarios

通過對比分析可知，相比于“風光火一體化”多能互補項目，風電、光伏、火電獨立運行，需配套建設輸電通道8 540 MW，輸電通道年利用時間減少440 h，外送單價提高20.5 元/(MW·h)，且外送曲線和受端地區負荷曲線匹配程度降低，受端地區電網調峰壓力進一步增大。

4 結論

“風光火一體化”多能互補項目是安全高效利用新能源及實現碳中和、碳達峰目標的實施路徑之一。在分析不同類型電源出力特性和多能互補特性基礎上，構建了“風光火一體化”多能互補項目優化配置模型，并進行了案例分析，得到以下結論：

1）基于優化配置模型，在規劃層面能夠優化風電、光伏裝機容量和輸電容量，在運行層面能夠優化火電運行方式和出力曲線，充分利用火電的調節能力，使火電和風電、光伏在月、日等時間尺度上協調互濟，保障新能源全額消納和高效利用，更好實現橫向多能互補。

2）在總成本基礎上，優化配置模型的目標函數考慮了“風光火一體化”多能互補項目外送曲線和受端地區負荷曲線匹配程度，利用火電的調節能力，使外送曲線對受端地區電網更加友好，盡可能不增加額外調峰壓力，進一步提高綜合利用效率，更好實現縱向源荷協調。

“風光火一體化”多能互補項目中，風電和光伏承擔發電職責，但是不承擔調節職責；火電不僅承擔發電職責，而且承擔調節職責。因此，在多能互補優化配置基礎上，下一步需研究“風光火一體化”多能互補項目內部責任分攤和利益分配機制，實現不同類型電源互利共贏和“風光火一體化”多能互補項目可持續發展。