火电与风光储耦合规划设计

程 瑜，邵振州，张金波，高培鑫，刘树昌，魏忠平

(1.中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，北京 102209；2.华能新能源股份有限公司，北京 100036；3.华能甘肃能源开发有限公司，甘肃 兰州 730070)

0 引 言

我国以煤为主的能源资源禀赋,以及煤电区别于新能源的电力支撑和保障供应安全的作用，决定了煤电在未来较长时间内仍将是我国主要电力来源[1]。中东部地区大气污染防控压力不断增大，对外来电力增供提出了迫切要求，而煤炭产能逐渐向煤炭基地集中，煤电发展方向和布局将趋向更加集约、高效、清洁、有序的基地化建设。同时，我国清洁能源产业发展迅速，发展清洁能源产业是推动能源结构调整，加快推进清洁低碳、安全高效能源体系建设的重要组成部分[2-5]。

国家发改委和能源局联合印发的《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》提出要利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行[6]。从国家导向来看，首批多能互补示范项目的目标是转变能源生产理念，提高能源利用效率，提升新能源电力品质，提高电力输出功率稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益，探索可推广的商业模式[7-15]。因此，关于规划和建设大型风光火储一体化综合能源基地的研究在现阶段具有重要示范意义。

吴克河等[16]考虑风光互补性和能源利用率等因素，提出了一种基于额定容量的发电单元容量优化配置方法，对风光储联合发电项目的规划有较好的借鉴意义。李海平等[17]利用Matlab/Simulink搭建了风光储混合微电网三相交流系统的仿真模型，对风光储混合微电网在并网和孤岛运行模式下进行了较全面的仿真分析。齐志远等[18]提出了一种系统优化配置的设计方法，提高风光互补发电系统效率、降低建设成本和增强供电可靠性。魏繁荣等[19]建立了精确的可转移负荷效率-功率特性模型，提出了一种考虑可转移负荷效率的风/光/柴/蓄微网能量控制优化策略。叶林等[20]通过对风电、光伏、水电及其互补运行的发电功率特性进行定量评估，建立了评价风光水互补发电运行方式的指标体系和框架。HOZOURI等[21]为解决可再生能源大规模限电问题，提出引入抽水蓄能来平抑风力发电的波动性，并建议采用后验多目标优化方法提升电力系统的鲁棒性，从而可容纳更高比例的可再生能源。

从现有研究情况看，针对多能互补发电系统，研究人员就互补形式优化、发电效率提升等问题开展了较深入的探索，然而研究主要集中于较小的微网发电系统，且主要为理论研究。笔者通过深入研究，提出了千万千瓦级风光火储一体化综合能源基地的规划设计方法，引入了风光同场发电、火电与储能共同实现调频调峰，从而有效提高新能源发电效率和直流送出率，最终将其应用于华能千万千瓦综合能源基地的设计实践。

1 陇东风光火储综合能源基地概况

1.1 资源分布

陇东能源基地是国家五大综合能源基地之一，位于甘肃省庆阳市，是我国煤炭、石油和新能源资源较富集的区域。该地区石油资源总量48亿t，天然气资源总量2万亿m3，煤炭预测储量2 360亿t。风能资源理论储量1 000万kW以上，年平均风速在5.2～7.4 m/s，代表年太阳总辐射量在1 611.3～1 675.5 kWh/m2。从资源储备看，该地区适合大规模风光火储联合开发。

1.2 规划概况

庆阳市本地用电负荷有限，消纳能力不足，需规划建设特高压外送通道，提高电力外送能力。为促进陇东能源基地电源的开发，满足山东用电负荷增长需求，国家电网有限公司规划建设了陇东至山东±800 kV特高压直流输电工程。该工程送电容量8 000 MW，线路全长914 km。根据甘肃省电力公司相关研究，配套火电规模为6 000 MW。当前火电年利用小时数在4 000～5 000 h，风力发电和光伏发电年利用小时数分别在2 000和1 200 h左右。考虑甘肃全网的综合弃电率和直流送出新能源电量占比，配套的新能源装机为9 000 MW。

陇东综合能源基地由华能甘肃公司主导开发。基地以陇东特高压送出通道为依托，以千万吨级煤矿为基础，以陇东特高压配套600万kW新能源和400万kW清洁煤电为核心，旨在将其打造成现代能源综合基地的示范，为国家高标准规划建设综合能源基地提供可复制的重要经验。

2 风光火储一体化综合能源系统规划配置方案

2.1 风力发电

2.1.1 风资源条件

2019年，华能在庆阳地区累计安装28座测风塔。陇东基地100 m风能资原分布如图1所示，规划区域100 m高、年平均风速在5.2～7.4 m/s、年平均风功率密度在109.0～356.3 W/m2。风能资源较好的区域位于环县西部和北部、华池县东部区域，其他区域风能资源相对略差。参照GB/T 18710—2002《风电场风能资源评估方法》，规划风电场区域风功率密度等级在1～2级。

图1 陇东基地100 m风能资源分布Fig.1 Distribution of wind resource atthe height of 100 m in Longdong base

2.1.2 电气设计

陇东风电基地分为6个地块，采用330 kV-35 kV一级升压，每个地块新建2座330 kV升压站，35 kV集电线路升压后汇入330 kV母线。以每个330 kV汇集站/升压站为单位，按配置12套风力发电机监控子系统考虑，12套子系统信息统一上传至集控监测中心。

每套监控子系统对全场风机进行集中监控，电网调度也可在远离风电场地区通过网络对风力发电机组进行遥测和遥信。每一个风机监控系统集中监控对象包括对应330 kV升压站接入的全部风机。

2.1.3 风电机组选型

由于实际建设用地条件有限，为减少风机数量，节约占地，选用3.0 MW及以上单机容量较大的风机，叶片长度在156 m及以上，轮毂高度按100 m考虑。通过综合优化和方案比较，陇东综合能源基地风电场拟安装约1 300台大容量风电机组。

2.2 光伏发电

2.2.1 光资源条件

陇东综合能源基地光伏电站分散于规划的风电场中，与规划的风电场同场，位于环县北部、西部一带。规划的光伏电站从北部甜水镇至南部毛井乡，距离较远，太阳总辐射量也有差别，总体呈偏北偏西相对略高，中部和南部相对较低，对南北2个点多年平均太阳总辐射量进行分析，发现北部资源较好的地区多年平均太阳总辐射量为5 738.4 MJ/m2，南部资源相对较低的区域多年平均太阳总辐射量为5 590.8 MJ/m2，总体相差不大。参照GB/T 31155—2014《太阳能资源等级总辐射》，依据太阳能资源丰富程度评估指标，陇东综合能源基地的太阳能资源属“很丰富”。

2.2.2 组件选型与布置

目前，72P(P型电池)单晶硅组件选择使用峰值功率400 W主机以上容量的光伏组件较多(地面电站)，市场主流产品为400～445 W板型，其产品的互换性及一致性更加符合项目的远期利益及要求。考虑到技术先进、平价上网的建设目标，拟采用P型单晶PERC双面组件，选择单块容量为峰值功率445 W以上的单晶高效双面半片式光伏组件。

陇东基地光伏电站可利用地基位于山地，考虑到安装实施可行性和投资成本等因素，采用固定式支架方案。这种运行方式是根据太阳1 a内入射角的变化人工调整支架倾角，提高发电量，光伏组件、光伏方阵安装方位角采用正南方向。考虑多排组件布置前后排遮挡，在PVSYST软件中完成Near shading模块布置后对倾角二次优化，最终选择35°作为适配的最佳角度。

光伏电站直流侧采用DC1500V系统，445Wp双面单晶组件，每2×13块(组件竖放)组件组成1串，光伏直流侧总装机容量为峰值功率1 500 MW。电站首年上网小时数为1 750 h，25 a平均上网小时数为1 670 h。

2.2.3 逆变器选型

从本项目场址条件和资源特点可知其光伏发电系统存在的制约和限制因素较多。场址区大部分为山地，山体形状各异、地形起伏变化、坡面朝向不同，造成组件朝向不同，接收的辐照不同，接入同一路MPPT的光伏组串功率、电压变化多样，出现多峰概率大幅增加，对发电量的负面影响较大。另外考虑光伏电站在山地布置成片容量大小不一，为提高发电效率，减少集中式/集散式逆变器本体土建小室或集装箱房占地面积，采用组串式逆变器。陇东基地光伏电站选定的方阵标称容量为2 MW，采用225 kW组串逆变器与方阵容量匹配较好。

2.3 清洁煤电

2.3.1 煤炭资源

庆阳地区目前共有核桃峪、新庄2处产能共1 600万t/a的在建煤矿，2处煤矿已分别于2011年、2014年获得国家发展改革委核准，2016年开工建设，目前核桃峪煤矿矿井“六大系统”已建成投用，2021年实现达产。新庄煤矿进入矿建二期工程，计划2022年实现年达产，建设进度完全匹配能源基地对于煤炭的需求。

2.3.2 煤电装机配置

华能正宁电厂二期(4×100万kW)高效超超临界燃煤发电机组是依托核桃峪煤矿和新庄煤矿规划建设的煤电一体化项目。燃煤主要由核桃峪和新庄煤矿选煤厂的末煤和煤泥，年耗煤量约730万t。火电厂采用煤电一体化建设模式，燃煤全部采用长距离带式输送机运输。电厂以处理后的核桃峪和新庄煤矿疏干水为水源，在电厂内设调蓄水池，满足电厂用水要求，符合国家产业政策和环境保护政策。厂区产生的各项工业废水及生活污水经处理后全部回收利用，无废污水排放，对周围水环境无影响。脱硫废水按“多效闪蒸(MSF)+旁路烟道喷洒”处理工艺设计，实现零排放。

锅炉采用高效超超临界、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、切圆燃烧或前后墙对冲燃烧、全钢架悬吊结构、半紧身封闭布置、П型或塔式变压运行直流炉。汽轮机采用高效超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、间接空冷凝汽式汽轮机。

4台1 000 MW机组分别以发电机变压器组单元接线方式接入厂内750 kV母线，发电机出口设置断路器，每台发电机回路T接一台煤矿升压变压器。750 kV配电装置采用双母线单分段接线，750 kV出线3回，设2组750 kV线路电抗器，750 kV配电装置采用屋外GIS(Gas lnsulated Substation,气体绝缘变电站)。

2.4 储能配置

2.4.1 基地储能配置方案

为增加电网调峰能力，提升风电光伏接纳能力、减少弃风弃光率，提升电网的安全性和稳定性，1 500 MW光伏按装机容量的10%配置储能，储能时长2 h。配套建设的4 000 MW清洁煤电配置30 MW/15 MWh储能系统，应用储能系统联合火电机组开展电网AGC调频业务。

综合比较目前市场各种储能方式，初步选择电化学储能方式。其中钠硫电池和液流电池成本是锂电池和铅酸电池的2倍以上，且商业应用不成熟；铅酸/碳酸电池较锂电池价格低一半，但磷酸铁锂电池能量密度较铅酸/碳酸电池高6倍，效率高10%以上，且循环充电次数较多，按运行寿命周期考虑，磷酸铁锂电池经济技术最优，因此拟采用磷酸铁锂电池。

2.4.2 光伏储能电站

光伏储能系统可在光伏电站遇到弃光限制发电时将多余电能存入储能电池内，在电网需要或用电高峰时通过储能逆变器将电池内电能送入电网，利用峰谷电价差创造更大经济效益。

储能系统设置独立的变流器(PCS)和升压变压器，最终直接并入330 kV升压站的35 kV母线，对母线上的新能源发电单元进行补偿、平滑。储能系统可将动态能力及时释放出来，平抑新能源出力波动并增强电网稳定性，弥补风光电场互补后的波动。

储能单元接线如图2所示。采用1 kWh一个电池模块的设计方案，每个模块尺寸为32 cm×48 cm×18 cm。每50个电池模块并联后接入储能变流器直流侧，容量为50 kWh。

图2 500 kW双向变流器主电路拓扑图Fig.2 Main circuit topology of 500 kW bi-directional converter

电池系统组成如图3所示，储能电站采用500 kW双向变流器。储能变流器采用模块化设计理念，一级变换拓扑，通过隔离变压器直接接入0.4 kV或更高电压等级交流电网，交流侧采用10个双向AC/DC变流器模块并联，直流侧分为若干个支路，每个支路接1簇电池。每台变流器及500 kWh电池采用集装箱封装，集装箱内分变流器室及电池室。

图3 电池系统组成示意Fig.3 Assemble of the battery system

储能部分设有360个500 kW的变流器单元，每4台储能双向变流器接入1台2 250 kV·A双分裂箱式变压器的低压侧绕组上，组成一个2 MW储能子阵。共设90个储能子方阵，根据每个330 kV升压站接入的风电、光伏容量按比例接入各电站35 kV母线。

2.4.3 火电储能系统

发电机组是旋转的大容量有功和无功发生装置，而储能系统可视为静止的相对小容量有功和无功发生器，二者主要区别在于输出范围和响应特性，前者输出范围大、反应速度慢，而后者相对容量小、响应速度快，二者之间协调运行能显著提升火电机组对电网AGC调频指令的执行效果。

在高比例可再生能源系统中，通过火电配置储能系统提升AGC能力，能够改善电网运行的可靠性及安全性，对构建坚强型智能电网并改善电网对可再生能源的接纳能力具有重要意义。

火电厂(4×1 000 MW)配置30 MW/15 MWh电池储能系统。30 MW储能系统由10组3 MW储能子系统并联构成，接入电厂用电系统。电网级大规模电池储能单元采用集装箱封装，大幅降低施工和安装周期。典型的3 MW电池储能系统封装在一个12.19 m(40英尺)标准集装箱内，内部包含完善的电池管理单元、空调及温控系统、照明系统、防火系统、接地保护装置等。

3 MW储能系统包括3 MW储能单元和3 MV·A双向功率变换装置，通过升压变压器升压到10 kV。储能系统辅助用电接入电厂380 V用电回路，提供储能系统照明、冷却和控制系统用电，同时储能系统内置UPS保障在辅助供电中断情况下系统的运行安全。

2.5 多能互补系统运行

利用多能互补系统中调节电源的削峰填谷功能，在风电、光伏大发时段减小发电或储存电能，在新能源低谷时段发电，可减少弃风弃光。另外，在风光出力不受限时可平滑新能源出力，平滑功率输出曲线。

综合能源基地配套火电是优质的调节电源，优先考虑火电作为多能互补的调节电源，并提升火电机组深度调峰能力至75%，同时配置一定比例储能，进一步提升新能源的可利用率。

陇东综合能源基地以火电调峰和火电+储能调峰分别进行方案拟定。利用火电调节时，不配置储能，能源基地电源规模为火电4 000 MW、新能源6 000 MW(风电4 500 MW、光伏1 500 MW)，电源构成比例如图4所示(内环为直流配套电源结构，外环为综合能源基地电源结构，下同)。利用火电与储能同时调节时，火电配置30 MW/15 MWh储能调频系统，光伏电站侧配置10%储能(2 h)，电源为火电4 000 MW、新能源6 000 MW、储能180 MW，电源构成比例如图5所示。

图4 火电调峰方案电源结构Fig.4 Power composition for peak load regulationby thermal power

图5 火电+储能调峰方案电源结构Fig.5 Power composition for peak load regulation bythermal power and energy storage

陇东风光火储一体化综合能源基地电源规模超过陇东直流全部配套电源的60%，运行时一方面应最大限度满足直流稳定送出，另一方面需要通过互补调节提高送出电量中新能源电量占比。新能源小发情况下，项目调节电源支撑直流按规划曲线送电，保证系统的可靠性。新能源大发情况下，调节电源进入调峰运行方式，保证系统的经济性与清洁性。

3 多能互补系统运行效果分析

3.1 新能源互补出力特性分析

庆阳地区风电累积电量占比95%时出力系数约0.57。风电出力月发电量相对值基本在0.4～1.6，月发电量在月平均电量的60%内变化，月发电量的年不均系数在0.2～0.3。风电场日等效利用小时数在5.5～7.0 h，逐15 min出力变幅在装机容量±10%内的概率在90%～96%。

庆阳地区光伏电站累积电量占比95%时出力系数约0.6。光伏电站月发电量相对值基本在0.6～1.4，即月发电量变化幅度基本在40%以内，变化幅度较大,所在月份不同，具有一定随机性，3—5月发电量较大，12月和1月发电量较小。年不均衡系数基本在0.2。光伏电站日等效利用小时数相差不大，基本在4～5 h，逐15 min出力变幅在±10%装机容量内的概率约85%。

经过对已建和规划的风、光电站的互补性分析可知，互补性相关指标如最大出力、最小出力、累积电量占比95%时出力系数、逐15 min出力变率在装机容量±10%的频率、逐1 h出力变率在装机容量±10%的频率等指标的变化均说明庆阳地区风光出力互补特性较好。陇东风光火储一体化综合能源基地风电、光伏电站采用“风光同场”建设，并增加了火电和储能进行调峰，进一步提高了风光出力的互补特性。

3.2 生产模拟结果

通过生产模拟，分析该一体化能源基地在火电调峰和火电+储能调峰2种运行模式下的生产情况。

3.2.1 火电调峰运行方式分析

在主网调节基础上，图6为火电调峰方式下的典型日运行情况。火电出力根据新能源发电情况调节，正午时刻新能源大发，火电降低出力至最小技术出力(25%)。晚高峰时期新能源出力较小，火电满发。

图6 火电调峰方式下的典型日图Fig.6 Typical day figure of peak load regulation bythermal power

3.2.2 火电+储能调峰运行方式分析

在主网调节基础上，图7为火电+储能调峰方式下的典型日运行情况。火电出力根据新能源发电情况进行调节，正午时刻新能源大发，火电降低出力至最小技术出力。同时为减少弃电，储能电源进行充电，新能源弃电减少。晚高峰时期储能发出电力以减少电力不足。

图7 火电+储能调峰方式下的典型日图Fig.7 Typical day figure of peak load regulation by thermalpower and energy storage

对2个方案分别进行全年生产模拟，运行指标见表1。结果表明通过多能互补联合运行，调节电源运行合理，直流送出可靠性较高、主网依赖较低以及新能源电量占比较高。在火电调节基础上配置储能方案能够进一步提高直流可用率，增加了全网的新能源综合利用率。

表1 生产模拟指标

4 结 论

1)通过风光火储一体化开发运营，实现多种能源互补和统一调度。陇东综合能源基地由单一投资主体统一规划、设计、建设、运营，实现风电、光伏、火电多能互补，在提升火电机组深度调峰能力基础上，通过适度增加储能，实现清洁能源的最大化利用。

2)强化电源侧灵活调节作用，非化石能源利用率超过95%。陇东综合能源基地火电机组作为调峰电源，最大调峰深度75%，同时配套建设储能系统提升机组AGC调节能力。光伏电站配置10%储能设施，提升电网调峰能力。充分发挥火电机组、储能设施的调峰能力，减轻受端系统的调峰压力，确保非化石能源利用率超过95%。

3)最大化利用清洁能源，新能源电量输送比例超过40%。充分发挥庆阳市风能、太阳能及煤炭资源组合优势，优化配套电源配比结构。结合送受端负荷特性，合理确定送电曲线，提升通道利用效率。通过关键装备技术创新性应用，最大化利用清洁能源，确保新能源电量输送比例超过40%。