火電與風光儲耦合規劃設計

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，而煤炭產能逐漸向煤炭基地集中，煤電發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，我國清潔能源產業發展迅速，發展清潔能源產業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]。

國家發改委和能源局聯合印發的《關于推進多能互補集成優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勢，推進風光水火儲多能互補系統建設運行[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定性，提升電力系統消納風電、光伏發電等間歇性可再生能源的能力和綜合效益，探索可推廣的商業模式[7-15]。因此，關于規劃和建設大型風光火儲一體化綜合能源基地的研究在現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電單元容量優化配置方法，對風光儲聯合發電項目的規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三相交流系統的仿真模型，對風光儲混合微電網在并網和孤島運行模式下進行了較全面的仿真分析。齊志遠等[18]提出了一種系統優化配置的設計方法，提高風光互補發電系統效率、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/蓄微網能量控制優化策略。葉林等[20]通過對風電、光伏、水電及其互補運行的發電功率特性進行定量評估，建立了評價風光水互補發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模限電問題，提出引入抽水蓄能來平抑風力發電的波動性，并建議采用后驗多目標優化方法提升電力系統的魯棒性，從而可容納更高比例的可再生能源。

從現有研究情況看，針對多能互補發電系統，研究人員就互補形式優化、發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發電系統，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劃設計方法，引入了風光同場發電、火電與儲能共同實現調頻調峰，從而有效提高新能源發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域。該地區石油資源總量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，該地區適合大規模風光火儲聯合開發。

1.2 規劃概況

慶陽市本地用電負荷有限，消納能力不足，需規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，滿足山東用電負荷增長需求，國家電網有限公司規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。根據甘肅省電力公司相關研究，配套火電規模為6 000 MW。當前火電年利用小時數在4 000～5 000 h，風力發電和光伏發電年利用小時數分別在2 000和1 200 h左右。考慮甘肅全網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。基地以隴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，旨在將其打造成現代能源綜合基地的示范，為國家高標準規劃建設綜合能源基地提供可復制的重要經驗。

2 風光火儲一體化綜合能源系統規劃配置方案

2.1 風力發電

2.1.1 風資源條件

2019年，華能在慶陽地區累計安裝28座測風塔。隴東基地100 m風能資原分布如圖1所示，規劃區域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。風能資源較好的區域位于環縣西部和北部、華池縣東部區域，其他區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》，規劃風電場區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套風力發電機監控子系統考慮，12套子系統信息統一上傳至集控監測中心。

每套監控子系統對全場風機進行集中監控，電網調度也可在遠離風電場地區通過網絡對風力發電機組進行遙測和遙信。每一個風機監控系統集中監控對象包括對應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，為減少風機數量，節約占地，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劃的風電場中，與規劃的風電場同場，位于環縣北部、西部一帶。規劃的光伏電站從北部甜水鎮至南部毛井鄉，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，發現北部資源較好的地區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)，市場主流產品為400～445 W板型，其產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太陽1 a內入射角的變化人工調整支架傾角，提高發電量，光伏組件、光伏方陣安裝方位角采用正南方向。考慮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，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。電站首年上網小時數為1 750 h，25 a平均上網小時數為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電系統存在的制約和限制因素較多。場址區大部分為山地，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，出現多峰概率大幅增加，對發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

慶陽地區目前共有核桃峪、新莊2處產能共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”已建成投用，2021年實現達產。新莊煤礦進入礦建二期工程，計劃2022年實現年達產，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電機組是依托核桃峪煤礦和新莊煤礦規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，符合國家產業政策和環境保護政策。廠區產生的各項工業廢水及生活污水經處理后全部回收利用，無廢污水排放，對周圍水環境無影響。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機組分別以發電機變壓器組單元接線方式接入廠內750 kV母線，發電機出口設置斷路器，每臺發電機回路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，提升電網的安全性和穩定性，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，應用儲能系統聯合火電機組開展電網AGC調頻業務。

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，且循環充電次數較多，按運行壽命周期考慮，磷酸鐵鋰電池經濟技術最優，因此擬采用磷酸鐵鋰電池。

2.4.2 光伏儲能電站

光伏儲能系統可在光伏電站遇到棄光限制發電時將多余電能存入儲能電池內，在電網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，利用峰谷電價差創造更大經濟效益。

儲能系統設置獨立的變流器(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電單元進行補償、平滑。儲能系統可將動態能力及時釋放出來，平抑新能源出力波動并增強電網穩定性，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，交流側采用10個雙向AC/DC變流器模塊并聯，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

發電機組是旋轉的大容量有功和無功發生裝置，而儲能系統可視為靜止的相對小容量有功和無功發生器，二者主要區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，二者之間協調運行能顯著提升火電機組對電網AGC調頻指令的執行效果。

在高比例可再生能源系統中，通過火電配置儲能系統提升AGC能力，能夠改善電網運行的可靠性及安全性，對構建堅強型智能電網并改善電網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。30 MW儲能系統由10組3 MW儲能子系統并聯構成，接入電廠用電系統。電網級大規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、照明系統、防火系統、接地保護裝置等。

3 MW儲能系統包括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。儲能系統輔助用電接入電廠380 V用電回路，提供儲能系統照明、冷卻和控制系統用電，同時儲能系統內置UPS保障在輔助供電中斷情況下系統的運行安全。

2.5 多能互補系統運行

利用多能互補系統中調節電源的削峰填谷功能，在風電、光伏大發時段減小發電或儲存電能，在新能源低谷時段發電，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質的調節電源，優先考慮火電作為多能互補的調節電源，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。利用火電調節時，不配置儲能，能源基地電源規模為火電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(內環為直流配套電源結構，外環為綜合能源基地電源結構，下同)。利用火電與儲能同時調節時，火電配置30 MW/15 MWh儲能調頻系統，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定送出，另一方面需要通過互補調節提高送出電量中新能源電量占比。新能源小發情況下，項目調節電源支撐直流按規劃曲線送電，保證系統的可靠性。新能源大發情況下，調節電源進入調峰運行方式，保證系統的經濟性與清潔性。

3 多能互補系統運行效果分析

3.1 新能源互補出力特性分析

慶陽地區風電累積電量占比95%時出力系數約0.57。風電出力月發電量相對值基本在0.4～1.6，月發電量在月平均電量的60%內變化，月發電量的年不均系數在0.2～0.3。風電場日等效利用小時數在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%。

慶陽地區光伏電站累積電量占比95%時出力系數約0.6。光伏電站月發電量相對值基本在0.6～1.4，即月發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月發電量較大，12月和1月發電量較小。年不均衡系數基本在0.2。光伏電站日等效利用小時數相差不大，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%。

經過對已建和規劃的風、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、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 生產模擬結果

通過生產模擬，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情況。

3.2.1 火電調峰運行方式分析

在主網調節基礎上，圖6為火電調峰方式下的典型日運行情況。火電出力根據新能源發電情況調節，正午時刻新能源大發，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。

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

在主網調節基礎上，圖7為火電+儲能調峰方式下的典型日運行情況。火電出力根據新能源發電情況進行調節，正午時刻新能源大發，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模擬，運行指標見表1。結果表明通過多能互補聯合運行，調節電源運行合理，直流送出可靠性較高、主網依賴較低以及新能源電量占比較高。在火電調節基礎上配置儲能方案能夠進一步提高直流可用率，增加了全網的新能源綜合利用率。

表1 生產模擬指標

4 結 論

1)通過風光火儲一體化開發運營，實現多種能源互補和統一調度。隴東綜合能源基地由單一投資主體統一規劃、設計、建設、運營，實現風電、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，實現清潔能源的最大化利用。

2)強化電源側靈活調節作用，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提升機組AGC調節能力。光伏電站配置10%儲能設施，提升電網調峰能力。充分發揮火電機組、儲能設施的調峰能力，減輕受端系統的調峰壓力，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%。充分發揮慶陽市風能、太陽能及煤炭資源組合優勢，優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%。