青海省光气储一体化项目运行方式分析

李富春，杨海林，党楠，刘飞，冯斌，田旭，张祥成

1.中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司；2.国网青海省电力公司经济技术研究院

0 引言

国家“双碳”战略背景下，青海省以其独特的资源优势和区位优势，将迎来新能源跨越式发展。由于水电调节类型较为单一、能力日趋饱和，新能源更大规模开发对调节电源的需求也将更加迫切［1-5］。天然气发电（简称气电）具有调峰能力强、调峰速度快、建设周期短、单位投资低、受限制条件少等优点；新能源发电，尤其是光电和风电，具有清洁可再生、建设周期短、运行成本低、地域限制少等特点。青海省拥有丰富的天然气和新能源资源，在该省构建以新能源发电为主、气电调峰为辅、储能电池联合调峰的融合一体化发展模式，将为中国新型能源体系发展提供重要示范指引［6-9］。

传统气电的调峰主要是参与需求侧的负荷调峰，大多位于长三角、珠三角等区域；对于气电参与新能源发电供应侧的调峰，目前尚无实践案例，但已有相关文献开始研究气电与新能源融合发展问题。文献［10］提出在中国电力需求持续增长和可再生能源发电快速增长的背景下，气电发展定位和规划需要进一步明确，气电与可再生能源融合发展的路径需要进一步优化；文献［11］以气电与风电、光伏发电融合为切合点，分析了可再生能源自身间歇性、随机性和波动性带来的供能不稳定性问题，以及天然气灵活稳定的调峰保障能力；文献［12］多维度综合分析了青海省建设气电的比较优势，分别从替代省内煤电和打捆外送两个角度探讨了青海气电和新能源融合发展模式；文献［13］研究了不同技术路线下青海省外送通道电源组织方案，通过多维度综合评估，最终提出了配置气电的优越性。

综上所述，目前相关研究仍较多地聚焦于气电与新能源融合的发展思路和建设模式探讨，对于气电与新能源、储能电池融合后一体化运行方式尚未有涉猎研究。随着各类电力融合项目的逐步推进，有必要对气电与储能、新能源联合运行情况进行分析，为光气储一体化项目开发建设和调度运行提供参考。

本文以青海省海西地区某光气储一体化项目（光伏装机6 000 MW、气电装机2 000 MW、电池储能装机200 MW、储能时长2 h）为例，通过分析光伏出力特性和气电、储能电池调节特性，对比气电不同调峰方式、气电与储能电池联合运行调峰方式，基于全年8 760 h 生产模拟结果，综合模拟并研究分析光气储一体化项目的运行情况。

1 电源出力与调节特性

1.1 光伏出力特性

光伏电站出力主要与该时刻照射到光伏板的太阳能辐射量密切相关，其出力模型为：

式中：N——光伏电站电池板总数，块；——光伏电站第i块电池板在t时刻的出力，kW；η——光伏电站光电转换效率，%；——光伏电站第i块电池板在t时刻接收的太阳能辐射量，kW/m2。以海西地区为例，太阳能辐照强度约600 kW/m2，考虑光电转换效率20%时（不考虑其他因素影响），光伏出力约120 kW/m2。

根据太阳能和风能资源特性，模拟光伏8 760 h出力数据，以光伏装机Ppv作为基础值，计算光伏出力标幺值，统计光伏电站有效容量系数λpv，其定义为在该有效容量系数以下的发电量占到全年发电量的比例达到95%，反映光伏出力分布情况。

按照海西地区光照资源模拟出力进行统计，光伏出力-电量累积特性见图1。可以看出，海西地区光伏出力标幺值不超过0.84 的累积电量占比约95.08%，表示光伏出力标幺值在0.84 以下的电量占全年发电量的95%以上，即光伏有效容量系数为0.84。

图1 海西地区光伏出力-电量累计特性

海西地区光伏逐月电量分布特性见图2。可以看出，海西地区光伏发电量每年4 月最大，12 月最少。

图2 海西光伏逐月电量分布特性

海西地区光伏典型日出力特性见图3。可以看出，海西地区光伏电站日出力比较规律，晴天大发时出力呈“馒头状”变化，阴雨天呈锯齿波动，天气对电站出力影响较大。

图3 海西光伏典型日出力曲线

1.2 气电调节特性

对于参与调峰的气电出力，考虑以系统总气耗量最小为目标函数：

式中：f(Pi,t)——燃气机组运行时的气耗，m3/h；N——机组台数，台；Tn——计算周期，h；Ci,start、Ci,close——为i号机组的启动、停机气耗，m3/h；——i号机组t时刻启停机的0-1 变量，1 表示机组在t时刻开机、停机，0 表示该时刻不发生启、停动作；ai、bi、ci——i号机组的气耗系数；xi,t——t时刻i号机组启停状态的0-1 变量，1 表示开机，0 表示关机；Pi,t——i号机组t时刻的发电功率，MW。

根据设计参数，以9HA 型燃气轮机（装机容量为640 MW）为例，天然气发电特性见表1、表2。可以看出，燃机设计运行工况为ISO 额定工况，即环境温度15 ℃、绝对大气压力101.3 kPa、大气相对湿度60%，该工况下1 m3天然气最多可发电5.75 kW·h，即使出力水平降低至50%，1 m3天然气也可发电5 kW·h 以上。考虑青海省3 000 m 左右海拔修正后，1 m3天然气发电量略有降低，但幅度不大。

表1 9HA 型燃机发电特性（ISO 工况）

表2 9HA 型燃机发电特性（高海拔修正）

由于高海拔地区空气密度低，燃气轮机进气量虽然体积不变，但单位体积含氧量相对较少，导致最大出力受限，气电将出现30%受阻容量，即最大出力仅为装机的70%左右。以9HA 型燃机为例，一套联合循环机组装机640 MW，青海省高海拔地区最大出力仅460 MW。

根据设计参数，天然气发电调节特性见表3。可以看出，燃气机组调峰性能良好，最小技术出力按氮氧化物排放不超标限制最低可到30%，还可以灵活启停调峰，调节速度快，燃气热态启动至100%负荷时间小于30 min，蒸汽轮机启动至100%负荷时间不超过1 h，最短开机和停机时间均小于30 min。

表3 青海省气电调节特性

1.3 储能电池调节特性

储能电池具有动态吸收能量并适时释放的特点，有运行灵活性，可以平滑风能、太阳能等新能源输出功率的波动性，是间歇性可再生能源发电设备必要的补充。近年来，储能电池得到国家相关政策支持，得到快速发展。储能电池在系统中具有调峰、调频、提供备用、电压支撑、黑启动等功能，但主要发挥调峰、调频作用［14-18］。

电池储能参与调节主要与功率和容量密切相关，出力平衡和电池能量约束如下：

上述约束中，公式（4）要求储能充电功率在设备最大和最小充电功率范围以内，公式（5）要求储能放电功率在设备最大和最小放电功率以内，公式（6）要求储能电量状态在储能最大和最小容量范围以内。

典型锂离子电池储能主要技术经济参数见表4。可以看出，理想工况下，目前广泛使用的磷酸铁锂和三元锂电池能量转换效率可达到90% ～ 95%，循环次数约3 000 ～ 5 000 次，使用寿命达到10 a 左右，启动时间和响应速度均为毫秒级。

表4 典型锂离子电池储能主要技术参数

2 气电运行方式分析

气电调峰方式主要有启停调峰和降出力调峰两种，两者存在一定差别。

2.1 启停调峰

气电启停调峰运行方式示意见图4。可以看出，气电启停调峰主要表现为：白天光伏出力较大的时段，气电停机，为光伏调峰；晚上光伏不发电时段，气电开机增加出力，满足系统需求。

图4 气电启停调峰示意图

2.2 降出力调峰

气电降出力调峰示意见图5。可以看出，气电降出力调峰主要表现为：白天光伏出力较大的时段，气电降低出力运行，受环保排放要求限制，最低可降低出力至30%；晚上光伏出力为零时段，气电增加出力，满足系统负荷需求。

图5 气电降出力调峰示意图

2.3 调峰方式比较

气电启停调峰与降出力调峰比较结果见表5。可以看出：气电按启停调峰时，可以最大程度接纳新能源，但启停次数较多，若按最小出力30% 运行，新能源年弃电量将增加约7×108kW·h；系统考虑最优运行目标，在新能源发电较多场景，依靠储能能够搬移电量解决电力保供问题时，气电可以全天不开机，造成气电年发电量反而减少约6×108kW·h。实际上，气电在日内启停调峰时段一般为11:00—17:00，停机调峰时段仅为6 h 左右，气电在8 h 以内为热态启动，对燃汽轮机不会太大影响。因此，从综合效益角度出发，建议气电调峰方式尽量按启停调峰考虑。

表5 海西光气储一体化项目气电调峰方式比较

3 气电与储能联合运行分析

3.1 联合运行分析

气电具备旋转惯量，能够为系统提供无功电压支撑，但启停需要耗气，在不同负荷下运行气耗也不一样，出力越低，气耗越大，储能调节速度更快，响应更为灵活，但基本没有旋转惯量。因此，气电与电池储能各有优缺点，两者联合运行将为系统提供旋转惯量、快速响应、季节性调峰等综合调峰能力，解决气电和储能电池单一调峰所导致的功能性缺失问题。从调峰角度来看，气电与储能主要有3种联合运行方式。

3.1.1 方式一：提高气电运行效率

根据表1 燃机出力特性，气电在降低30%出力运行时效率由61.3%降至47.3%，降低了14 个百分点。储能电池该时段可储电，气电持续保持高出力运行；在气电原本低功率运行时段储能电池放电，气电可停机不发电，从而提高气电运行效率，节约气耗。储能参与调节前后，典型日运行模拟结果见图6：在10:00—11:00 气电为光伏调峰降出力运行（见图6a），该时段若电池储能储电，气电可维持高功率运行；而在17:00—18:00，气电需启动逐步提升功率满足负荷需求（见图6b），该时段若储能放电，可以减少气电低功率运行时间，从而节省气耗，降低运行成本。

图6 海西光气储一体化项目气电与储能联合运行方式一

3.1.2 方式二：减少气电启停次数

原本气电在晚上高峰时段顶峰，需增加开机运行（如由1 台开机增加为2 台开机），储能电池参与调峰后，可在该时段放电，减少气电启停次数。储能电池参与调节前后，典型日运行模拟结果见图7：10:00—11:00 气电为光伏调峰降出力运行（见图7a），该时段若电池储能储电，气电可维持高功率运行；而19:00—21:00 气电需增加开机满足高峰负荷时段需求（见图7b），该时段若储能放电，可以减少气电开机容量，从而优化开机容量，节省气耗。

图7 海西一体化项目气电与储能联合运行方式二

3.1.3 方式三：减少配套光伏弃电

气电按系统需要调节，如降出力至30%运行为光伏调峰，储能电池该时段存储原本光伏的弃电，晚上时段发出，促进光伏消纳，提高新能源利用率。储能参与调节前后，典型日运行模拟结果见图8。10:00—11:00 气电为光伏调峰降出力运行（见图8a），该时段仍有弃电，电池储能可储电；而19:00—20:00储能放电（见图8b），可以减少系统燃料消耗，降低运行成本。

图8 海西光气储一体化项目气电与储能联合运行方式三

3.2 综合分析

以一套9HA 联合循环机组为例，针对典型日以上3 种联合运行方式进行技术经济性分析。

方式一：气电最大出力460 MW，为光伏调峰原本按30%出力运行仅140 MW，但该时段储能启动储电，最多可储存弃电400 MW·h；而气电可恢复至340 MW 出力运行，气电效率提升至60%，提高了约13%，可节约气耗约2×104m3；再考虑储能转换效率90%，日节约燃料成本2.1×104元（气价按1.15 元/m3测算）。

方式二：气电晚高峰时段发电顶峰，启停一次需耗气约4×104m3，储能电池放电代替后，可节约这部分气耗4×104m3，日节约燃料成本4.6×104元（气价按1.15 元/m3测算）；同时由于减少气电的启停次数，将带来大修次数减少,节约检修费用。

方式三：气电最大出力460 MW，为光伏调峰后按30%出力运行仅140 MW，光伏弃电约30 ～ 400 MW；该时段储能电池储存光伏弃电400 MW·h，考虑储能转换效率90%，可减少弃电约38×104kW·h，日提高光伏收益8.6×104元（弃电按青海光伏平价0.227 7 元/（kW·h）测算）。

综合来看，气电与储能联合运行的3 种运行方式存在一定差异，方式三减少新能源弃电效益最好，方式二减少气电启停损耗次之，方式一减少低负荷运行气耗效益最小。需要说明的是，新能源参与交易后，电价水平可能有所降低，方式三收益存在一定不确定性。典型日联合运行效果对比分析见表6。

表6 典型日联合运行效果对比分析

4 光气储一体化运行分析

4.1 年发电量统计

根据气电、储能电池和光伏发电出力特性分析，以满足青海省电力负荷需求为目标，对海西地区光气储一体化项目进行生产模拟计算，得出了海西光气储一体化项目的发电量测算结果，见表7。可以看出，光伏、气电和储能互补运行后，该项目全年预计发电量约173×108kW·h，其中气电发电量约47×108kW·h/a，光伏发电量约126×108kW·h/a，储能储电量约1.25×108kW·h/a，储能发电量约1.12×108kW·h/a。

表7 海西光气储一体化项目发电量测算

4.2 月电量分布

海西光气储一体化项目融合发电量逐月分布情况见表8。海西光气储一体化项目光伏和气电逐月发电量情况以及储能逐月充放电情况见图9 和图10。可以看出：该项目春季光伏发电量最多；冬季枯水期青海省水电和新能源发电量减少，电量缺口较大，气电发电量增加，11 月—次年1 月发电量均在7×108kW·h 左右。

表8 海西光气储一体化项目发电量统计 单位：108 kW·h

图9 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电+6 000 MW 光伏逐月发电量

图10 海西光气储一体化项目20 MW 储能逐月储发电量统计

另外，储能调节灵活，每月储发电量可减少一定弃电，同时配合气电提高了发电效率。

4.3 日出力曲线

海西光气储一体化项目逐小时平均出力曲线见图11 ～图14。可以看出：白天光伏出力时段，气电出力相应降低，储能电池进行储电；晚上光伏出力为零，气电出力增加，储能电池进行放电以满足系统电力需求；光气储一体化项目综合对外出力曲线与光伏发电曲线大趋势相似，但是白天光伏发电，晚上气电发电，可以全时段保证系统电力需求。

图11 海西光气储一体化项目逐小时平均出力统计

图12 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电逐小时平均出力

图13 海西光气储一体化项目6 000 MW 光伏逐小时平均出力

图14 海西光气储一体化项目200 MW 储能逐小时平均出力

4.4 出力区间分析

海西光气储一体化项目2 000 MW 气电出力区间统计结果见表9 和图15、图16。可以看出：青海海西2 000 MW 气电在1 200 MW 以上的时间达到3 028 h，该区间发电量约42×108kW·h，占全年发电量约89%；在1 000 MW 以上的时间达到3 107 h，该区间发电量约43×108kW·h，占全年发电量约91%。因此，气电除了白天为新能源调峰出力有所降低或停机，晚上大部分时段出力较高。

表9 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电出力区间统计

图15 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电出力频率分布

图16 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电累积电量分布

4.5 启停次数统计

海西光气储一体化项目2 000 MW 气电启停统计结果见表10 和图17、图18。可以看出，该项目2 000 MW 气电全年不发电天数约64 d，发电天数约301 d，累计共启停756 次（3 套机组合计）。因此，气电配合新能源调峰，在有出力的大多数天数均为启停调峰，一般每台机一天启停一次。

表10 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电启停统计

图17 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电发电天数分布

图18 海西光气储一体化项目2 000 MW 气电启停次数分布

5 结论

青海省海西地区太阳能资源丰富，荒漠化土地资源辽阔，再加上拥有涩北气电资源，非常适合发展光气储一体化项目，促进地区新能源更大规模开发，保障电力供应。本文基于光伏出力特性和气电、储能电池调峰特性，对比了气电不同调峰方式、气电与储能电池联合运行方式，基于8 760 h 生产模拟结果分析了光气储一体化项目不同时间尺度的运行方式，具体结论如下：

1）气电和储能电池联合为光伏发电调峰，白天光伏发电出力为主，气电不发电或者少发电，辅以储能电池储电，可以减少光伏发电的弃电量；晚上气电出力增加，辅以储能电池放电，可以持续保障电力需求。

2）为最大限度促进新能源消纳，气电运行方式以启停调峰为主，一般一天启停一次，白天有6 ～8 h 的停机，晚上为满足负荷需求高功率运行，出力大多在90%以上。

3）储能电池参与调峰，可在减少新能源弃电的同时，通过优化运行还可降低气电低出力运行阶段的气耗，减少气电启停次数。