基于风光火储的多能互补新能源基地规划分析

李 凯，康世崴，闫 方，王 淼，李文波

（国核电力规划设计研究院有限公司，北京 100095）

0 引言

全球一次能源资源主要有煤炭、石油、天然气等化石能源和水能、风能、太阳能、海洋能等可再生能源。全球化石能源资源虽然储量大，但随着工业革命以来数百年的大规模开发利用，正面临资源枯竭、环境污染、气候变化等现实问题。

《巴黎协定》已于2016 年11 月4 日正式生效，我国政府承诺到2020 年非化石能源占比为15%，2030 年占比为20%，加快清洁能源的开发利用和化石能源的清洁利用已经成为必然趋势。

以风能和太阳能为主的可再生能源，是绿色、低碳且取之不尽、用之不竭的清洁能源。全球可再生能源开发利用规模不断扩大，应用成本快速下降，发展可再生能源已成为许多国家推进能源转型的核心内容和应对气候变化的重要途径。

截至2019 年底，我国风电、光伏并网装机规模分别达到210.05 GW、204.68 GW，分别占全口径发电装机规模的10.45%、10.18%，并保持良好的发展势头［1］。然而风电、光伏等新能源出力的间歇性、随机性和波动性的特点，导致大规模新能源并网给电网的安全稳定运行带来巨大挑战。同时，由于风光资源分布与电力市场空间逆向分布的特性突出、风光出力的不可控性、系统调峰容量不足等原因，导致新能源弃电现象严重。

为实现我国新能源发展目标，仍需坚持走“发展大基地，依托大电网，融入大市场”的道路。同时，在进行大规模新能源外送基地规划建设时，必须依托多能互补技术，提高新能源基地与电网的协调友好性［2］，解决好新能源弃电问题，确保新能源“送得出、落得下、用得上”，实现新能源的高效利用。

以规划的赤峰大规模新能源外送示范基地为例，围绕“低电价上网、先进技术、智慧风场、生态能源”四个示范，综合考虑风电、光伏、存量火电及抽水蓄能电站运行特性，在不增加受端电网调峰压力的前提下，研究风光火储等电源配比方案，规划建设多能互补新能源基地［3-4］。

1 多能互补基地规划思路

推进多能集成优化互补、发展综合智慧能源是我国进行能源转型的必然要求，也是提高能源系统效率的有效手段［5］。本文中，综合考虑赤峰地区新能源基地可用能源种类，采用风、光、火打捆外送方式，必要时配备一定容量的储能，基于多种能源各自的资源特性及发电特性，通过多能互补、协调控制综合优化新能源基地电力外送出力曲线。

考虑风力发电、光伏发电的随机性、波动性、可调度性低等特点，同时鉴于赤峰地区无建设大规模水电的条件，通过对现有火电进行深度调峰改造，增强火电机组调峰能力，最大程度保证资源潜力大但发电量不稳定的风光等清洁能源的消纳。

1.1 风光出力特性分析

内蒙古自治区是我国风光资源最丰富的省区之一。赤峰市位于内蒙古自治区东南部，风电技术可开发量约50 GW，年平均风速均在6.0 m／s 以上，部分区域年平均风速在8.0 m／s 以上，年利用小时数2 600～3 300 h。光照年辐射值1 400～1 750 kWh／m2，年日照小时数2 700～3 200 h。

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根据赤峰地区在运风光电站运行数据及气象站统计数据，典型日风光出力特性曲线如图1—图3 所示。

1.2 存量火电调峰能力分析

为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，早在2016 年6 月，我国已正式启动火电灵活性改造示范试点工作。通过灵活性改造，一是增加机组运行灵活性，即要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能；二是增加锅炉燃料的灵活性，即机组在掺烧不同品质的燃料下，确保锅炉的稳定燃烧以及机组在掺烧工况下仍有良好的负荷调节性能。

图1 大风月典型日风电出力特性（2 MW 风电机组）

图2 小风月典型日风电出力特性（2 MW 风电机组）

图3 光伏全年平均日出力特性（100 MW 装机规模）

深度调峰的概念不仅包括机组可以做到稳定的低负荷运行，其外延是火电机组的灵活性运行。目前，灵活性改造的主要技术方案有储热水罐方案、电锅炉方案及高参数蒸汽抽汽供热方案等，通过灵活性改造，调峰深度可达60%。

2 多能互补基地仿真分析

2.1 仿真方案拟定

根据赤峰地区风光资源禀赋分析、当地存量火电深度调峰改造研究，考虑赤峰地区冬夏两季风能资源差距较大，本次研究按照大风月和小风月分别考虑，从输送通道容量、风电规模、光伏规模、火电规模、储能规模等几个方面对赤峰新能源外送示范基地提出如表1 和表2 所示的几种多能互补方案。

大风月：考虑新能源出力较高，通道最大输送电力按8 GW 考虑；小风月：通道最大输送电力分别按6 GW、5 GW、4.5 GW 进行方案拟定。

表1 大风月多能互补配置方案 GW

表2 小风月多能互补配置方案 GW

2.2 仿真计算分析

通过电力运行模拟计算，对比分析各方案的运行指标［6］。

图4 大风月多能互补模拟运行情况

计算边界条件：1）受端负荷曲线选用京津唐地区典型日曲线；2）风光出力曲线选用典型月平均日出力曲线；3）存量火电调峰深度按60%考虑；4）以赤峰基地大风月、小风月数据为基础进行相关仿真分析。

根据上述仿真计算结果，得出各方案主要技术指标如表3—表4所示。

表3 大风月多能互补仿真结果

表4 小风月多能互补仿真结果

图5 小风月多能互补模拟运行情况

虽然目前无论是物理储能还是电化学储能，由于技术成本相对较高，且国家尚未对新能源基地配套储能发电制定专门的电价政策，往往无法满足项目经济性要求，但随着能源供给侧结构性改革的推进、各类电源互补协调能力的提高、先进储能技术的开发利用，开展“风光水火储一体化”电源基地建设成为构建清洁低碳、安全高效的能源体系的重要保障。

2.3 存量火电深度调峰改造可行性分析

根据上述仿真计算分析，在赤峰地区存量火电调峰深度达60%时，可使多能互补基地综合出力曲线与受端负荷曲线友好匹配，此时火电机组典型日负荷率如图6—图7所示。

图6 大风月火电机组典型日负荷率

图7 小风月火电机组典型日负荷率

为满足新能源多能互补基地需求，拟选取赤峰地区4 个存量火电作为配套调峰电源，其目前实际运行情况（调峰深度40%）与多能互补预测需求对比如表5 所示。

表5 机组运行情况对比 MW

表5 可以看出，在冬季供暖期间，配套火电机组出力偏高，若不进行深度调峰改造将导致新能源弃电率增大。若通过灵活性改造，使配套火电机组调峰深度达到60%，则可额外提供约450 MW 的调峰能力，满足多能互补调峰需求。

综合比较分析，赤峰新能源基地建设风电9 GW、光伏1 GW，并匹配存量火电2.1 GW、0.8 GW 抽水蓄能（储能），发挥多能互补优势，满足大风月和小风月的综合发电曲线与受端负荷曲线高度吻合的要求，不增加受端系统调峰压力，同时可将新能源弃电率控制在5%以内。

3 输电方式及经济性分析

3.1 输电方式

目前，大规模风电外送主要采用两种输电方式：风电独立外送和风火打捆外送。本次规划的赤峰新能源多能互补基地，依托先进的协调控制技术和多能互补优势，实现风光火储多种能源综合出力曲线平稳，与电网、负荷协调友好的创新型发电模式。

考虑内蒙古地区紧邻京津冀负荷中心的独特区位优势，可考虑将优质的清洁能源输送至京津冀地区，助力京津冀大气污染治理。结合我国特高压网架规划，赤峰新能源多能互补基地可接入规划的赤峰特高压站，通过特高压交流网络实现清洁能源输出。

3.2 经济性分析

根据赤峰新能源多能互补基地整体规划，拟建设9 GW 风电和1 GW 光伏。考虑产业发展及技术进步，针对单位投资及利用小时数进行敏感性分析计算，新能源多能互补基地上网电价如表6 所示。

考虑通过多能互补减少新能源弃电率，提高利用小时数，可将上网电价控制在0.36 元／kWh 以内，与通过 “点对网” 方式向北京送电的托克托电厂0.317 元／kWh 的上网电价相比，多能互补基地新能源上网电价仅高出不到0.043 元／kWh，远低于内蒙古和北京地区新能源上网补贴。而且随着技术进步，上网电价可低至0.28 元／kWh 左右，具有较强的经济性。

表6 上网电价变化范围

4 结语

清洁能源代表未来能源发展的方向，是减排温室气体和应对气候变化的重要措施。大力开发利用清洁能源，有利于节能减排、提高非化石能源比重以及可持续发展目标的实现。

赤峰新能源多能互补基地具有丰富的资源条件和独特的区位优势，多能互补基地建成后，每年可向京津冀地区提供清洁电量363 亿kWh，且保证新能源弃电率在5%以内，为后续我国能源结构调整、新能源大规模开发利用提供参考借鉴。