孫嚴冬，李 杰，吉日格圖，馮 喆，張思文，高巧琳，張會娟，張又中

（1.國電電力發(fā)展股份有限公司，遼寧 大連 116699；2.國電電力綜合能源內(nèi)蒙古有限公司，內(nèi)蒙古 鄂爾多斯 017010；3.電力規(guī)劃總院有限公司，北京 100120）

0 引言

2021年10月，在《生物多樣性公約》第十五次締約方大會領導人峰會上，習近平主席提出中國將持續(xù)推進能源結(jié)構(gòu)調(diào)整，大力發(fā)展可再生能源，在沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)加快規(guī)劃建設大型風電光伏基地項目。2022 年1 月，國家發(fā)展與改革委員會與國家能源局聯(lián)合下發(fā)了《關(guān)于完善能源綠色低碳轉(zhuǎn)型體制機制和政策措施的意見》，提出以沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)為重點，加快推進大型風電、光伏發(fā)電基地建設，對區(qū)域內(nèi)現(xiàn)有煤電機組進行升級改造，探索建立送受兩端協(xié)同為新能源電力輸送提供調(diào)節(jié)的機制。

在此背景下，不少研究都對大型新能源基地的建設發(fā)展進行了探討。文獻[1]通過對基地規(guī)模、電源、用地、用能、開發(fā)等方面的分析，給出了大型能源基地規(guī)劃發(fā)展大規(guī)模、大融合、大統(tǒng)一的特點。文獻[2]根據(jù)內(nèi)蒙古風光綠色能源現(xiàn)狀和“十四五”能源發(fā)展目標提出了內(nèi)蒙古打造國家級綠色清潔能源基地的規(guī)劃。文獻[3]從風光出力特性及火電靈活性改造出發(fā)，針對不同的風光火配比方案，探討大型能源基地實現(xiàn)與電網(wǎng)、負荷協(xié)調(diào)友好的創(chuàng)新型發(fā)電模式。文獻[4]論證了我國東北和西北地區(qū)的大型能源基地通過特高壓直流工程實現(xiàn)風光火電力大規(guī)模、高效率、安全外送的可行性。文獻[5]提出大型能源基地聯(lián)合外送中電源容量優(yōu)化模型，探討了能源基地風、光在時空分布上的互補效益，以及提高通道利用率的措施，以實現(xiàn)經(jīng)濟效益最優(yōu)。文獻[6]針對內(nèi)蒙古阿拉善盟以風能和太陽能發(fā)電為主的大型清潔能源基地，研究通過特高壓輸電通道實現(xiàn)風-光-火電打捆外送方案。文獻[7]在平衡風光火儲各類電源聯(lián)合外送良性競爭的前提下，建立了風光火儲聯(lián)合外送調(diào)度多目標優(yōu)化模型，探討最優(yōu)電力外送方案。

基于上述文獻，本文以內(nèi)蒙古某大型能源基地為研究對象，圍繞規(guī)?；?、集約化、一體化開發(fā)打造電網(wǎng)友好型綜合智慧能源基地，綜合考慮風電、光伏、火電和儲能運行特性，通過優(yōu)化儲能配置、實施煤電深度調(diào)峰等途徑，研究基地電源配比規(guī)劃及電力送出方案，降低公網(wǎng)調(diào)峰和容量支撐壓力，同時探討新能源平價上網(wǎng)無需新能源補貼電價的可行性。

1 送電曲線及電源配置優(yōu)化模型

1.1 基于時序生產(chǎn)模擬軟件的優(yōu)化模型

為促進風光火儲聯(lián)合外送調(diào)度優(yōu)化，本文在送端新能源基地引入儲能裝置，與風光火聯(lián)合調(diào)度，有助于為基地和外送系統(tǒng)的清潔化和低碳化運行提供依據(jù)。以輸電通道輸送新能源電量占比為目標，基于時序生產(chǎn)模擬（Annual Production Simulation Program，APSP）建立模型[8-13]。

1.1.1 目標函數(shù)

在風光火儲聯(lián)合外送過程中，考慮最大化送出當?shù)乜稍偕茉?，目標函?shù)如下：

1.1.2 約束條件

系統(tǒng)最大負荷時刻的電力平衡關(guān)系可以表示為：

除了滿足系統(tǒng)最大負荷需要，系統(tǒng)也需要具有調(diào)節(jié)能力和可靠出力特性的電源承擔備用容量，系統(tǒng)最大用電需求、新能源預想出力以及系統(tǒng)的備用容量需求共同決定了系統(tǒng)火電的開機容量，如公式（3）—（4）所示：

式中：SCF表示火電裝機容量；kSZ表示受阻系數(shù)；SBY表示備用容量；kBY表示備用率。

系統(tǒng)在負荷最高峰時刻的電源開機確定后，各時刻下系統(tǒng)的負荷需求與系統(tǒng)內(nèi)可調(diào)電源的強迫出力形成差值，即為系統(tǒng)內(nèi)所有電源的發(fā)電消納空間，其中包括新能源發(fā)電。系統(tǒng)其他時刻的調(diào)峰平衡關(guān)系可由公式（5）表示，而系統(tǒng)在各時間的用電需求由負荷特性決定，如公式（6）。

在一般系統(tǒng)內(nèi)，調(diào)節(jié)電源強迫出力由火電、水電、核電等新能源以外的調(diào)節(jié)電源的技術(shù)特性決定。在本文采用的風光火發(fā)電系統(tǒng)內(nèi)，系統(tǒng)的電源強迫出力即為火電強迫出力，可由公式（7）計算得出：

式中：kCF表示火電最小出力系數(shù)。

當電源消納空間大于新能源出力時，t時刻不產(chǎn)生新能源棄電；當電源消納空間小于新能源出力時，則t 時刻產(chǎn)生新能源棄電。對于系統(tǒng)的某典型日而言，日內(nèi)的累積新能源棄電量可由公式（8）表示：

1.2 模型求解方法

第一步：參考受端電網(wǎng)日負荷特性，按照調(diào)度運行部門提出的直流功率調(diào)整每天不超過6次的要求，擬定直流逐月臺階式運行曲線。

第二步：按照受端電網(wǎng)年負荷特性，調(diào)整各月直流曲線標幺值，僅受端電網(wǎng)最大負荷所在月份直流最大輸送功率按1（p.u.）考慮。

第三步：根據(jù)火電機組數(shù)量，確定直流額定容量，參考基地新能源出力曲線進一步調(diào)整直流曲線，確保各類電源出力之和可以達到直流曲線要求、直流年利用小時數(shù)合理。

第四步：開展生產(chǎn)模擬計算，以通道新能源送出最大化為目標，提出不同火電規(guī)模下若干種合理可行的配套風電、光伏、儲能容量。

整體計算流程采用APSP 生產(chǎn)運行模擬軟件對基地送出曲線、裝機容量配置和新能源消納情況進行建模優(yōu)化分析。

2 算例分析

2.1 基礎數(shù)據(jù)及情景設置

2.1.1 風光聯(lián)合出力特性

基地風電年可用出力時間為3196 h，逐時平均出力特征曲線如圖1所示?；毓夥瓿隽捎脮r間為1983 h，逐時平均出力特征曲線如圖2所示。

圖1 風電出力特性曲線Fig.1 Wind power output characteristic curve

圖2 光伏出力特性曲線Fig.2 Photovoltaic output characteristic curve

2.1.2 受端負荷特性

受端區(qū)域年負荷特性呈夏、冬兩峰并存，最大負荷出現(xiàn)在夏季7 月，冬季最大負荷出現(xiàn)在12 月。夏季典型日呈單高峰特點，自午間持續(xù)升高至22：00達到最大負荷，然后迅速下降；冬季典型日呈午、晚雙高峰特點，最大負荷出現(xiàn)在19：00。受端區(qū)域負荷曲線如圖3所示。

圖3 受端區(qū)域負荷曲線Fig.3 Load curve of receiving-end area

2.1.3 情景設置

基于對基地風光出力特性曲線的分析及新能源保證出力在大負荷時段偏低的特點，在考慮設計輸電曲線額定容量時，以火電容量作為參考基準，設置四種情景（如表1所示）。

表1 情景設置Tab.1 Scenarios setting

2.2 結(jié)果分析

2.2.1 送電曲線優(yōu)化擬定

綜合考慮受端區(qū)域日負荷特性、年負荷特性、基地風電和光伏出力特性、基地火電機組調(diào)峰深度等因素，經(jīng)多次優(yōu)化基地電源配置方案，得出基地送電曲線如圖4—圖7 所示。參考受端區(qū)域負荷特性，夏季午夜負荷較低，呈現(xiàn)早上開始持續(xù)上升、最后再回落的趨勢，因此擬合送電曲線采用單臺階走勢。冬季負荷呈早晚兩個高峰、午間回落、午夜兩端最低的趨勢，擬合送電曲線成馬鞍形。

圖4 配套火電4000 MW送出功率曲線Fig.4 Optimized output power curve of supporting 4000 MW thermal power

圖5 配套火電5000 MW送出功率曲線Fig.5 Optimized output power curve of supporting 5000 MW thermal power

圖6 配套火電6000 MW送出功率曲線Fig.6 Optimized output power curve of supporting6000 MW thermal power

圖7 配套火電7000 MW送出功率曲線Fig.7 Optimized output power curve of supporting7000 MW thermal power

在電源項目實際調(diào)度運行中，由調(diào)度部門靈活調(diào)整送電曲線，在保障通道年送電量的基礎上，確保無電力電量不足時刻?；仨椖客ㄟ^優(yōu)化儲能容量配置與運行模式、實施煤電機組深度調(diào)峰等途徑，極大降低了電力外送對于公網(wǎng)調(diào)峰和容量支撐的需求，以打造電網(wǎng)友好型綜合智慧能源基地[20-23]。

2.2.2 電源配置優(yōu)化方案

綜合考慮基地風光資源技術(shù)可開發(fā)量，經(jīng)測算，基地在配置不同容量火電機組情景下的優(yōu)化結(jié)果如表2 所示。其中，火電機組按最小技術(shù)出力達到20%額定功率配置，儲能時長總體按2 h考慮。情景1 下，電源項目總裝機容量15.2 GW，其中新能源裝機容量11.2 GW，占比達到73.68%。情景2 的新能源裝機最低，為9 GW。情景4下火電機組容量最大，可以提供較為穩(wěn)定的電源供應，因此該情景下配置的儲能容量相對最小。

表2 不同情景下的裝機容量Tab.2 Installed Capacity in different cases

結(jié)合規(guī)劃區(qū)域風光資源情況及出力特性，不同情景下的基地運行情況如表3 所示。情景1 中，基地通道每年持續(xù)穩(wěn)定向受端區(qū)域輸送電量45 TWh。其中基地風電、光伏項目年可發(fā)電量分別約為15.02 TWh、12.89 TWh，新能源可發(fā)電量合計約27.91 TWh；按基地電源優(yōu)化配置方案，基地每年可外送新能源電量25.83 TWh。基地新能源電量占通道總送電量的57.4%。情景2裝機容量最小，送電量對應也是最少的，僅有39 TWh，但該情景的投資最少。情景3 的棄風率和棄光率是四種情景中最低的，但基地總體綠電比只有45.56%，整體消納情況可以進一步提升。情景4 送出電量最多（48 TWh），但由于火電裝機容量過大，送出電量中綠電比是四種情景中最低的。

表3 不同情景下的基地運行情況Tab.3 Base operation status in different cases

基于可再生能源送出最大化目標，擬定以情景1 作為基地電源配置優(yōu)化方案。該情景下，基地每年約有2.08 TWh新能源富裕電量。對此，基地可通過規(guī)模化風光制氫對新能源富裕電量予以就地消納利用，進一步提高基地新能源綜合消納利用率。

2.2.3 投資估算及上網(wǎng)電價

根據(jù)基地建設方案，依據(jù)國家、有關(guān)部門規(guī)定和費率標準，并參照同類工程的定額標準，結(jié)合各電源類型投資造價現(xiàn)狀及預測情況，基地電源靜態(tài)投資共計約689.6 億元，其中煤電126.2 億元，風電206.1億元，光伏259.8億元，儲能97.5億元。

根據(jù)投資估算、資源評估及發(fā)電量，考慮各種損耗，并結(jié)合施工總進度安排，依據(jù)每年的實際上網(wǎng)電量進行財務效益計算，風光火利用小時數(shù)分別為3196 h、1983 h 和5140 h。煤電機組的發(fā)電煤耗根據(jù)其利用小時數(shù)進行修正后為303.485 kg/MWh。煤價以450 元/t 為基準?？紤]資本金內(nèi)部收益率為8%，測算得基地綜合電價（不含稅）為237.18 元/MWh，綜合電價（含稅）為268.02 元/MWh?；仉妰r與本地電源及受端電源電價對比如表4所示。

表4 電價對比Tab.4 Comparison of electricity prices元/MWh

基地經(jīng)營期測算電價較內(nèi)蒙古電網(wǎng)燃煤基準電價低14.88元/MWh，相當于基準價下浮5.26%，與結(jié)算均價的差價達到122.26元/MWh，在本地電源中有較強的競爭力。基地經(jīng)營期測算電價較受端區(qū)域燃煤發(fā)電基準電價低63.38 元/MWh，相當于基準電價下浮17.4%。測算電價較受端區(qū)域年結(jié)算均價低58.29元/MWh，在受端電源中也有一定的競爭力。

2.2.4 敏感性分析

以情景1 為基準，進一步對外送電量、投資造價、煤價不確定因素進行敏感性分析。

（1）外送電量變化

為保障外送通道的可再生能源發(fā)電量占比，在敏感性分析中假設各類電源利用小時數(shù)隨通道利用小時數(shù)同比例變化，測算結(jié)果如表5所示。

表5 不同外送電量下的綜合電價Tab.5 Comprehensive electricity prices under different outgoing power consumption

當外送電量增加10%時，基地綜合電價（含稅）為251.52 元/MWh，較基礎方案減少6.15%；當外送電量減少10%時，基地綜合電價（含稅）為288.18元/MWh，較基礎方案增加7.52%。

（2）電源投資造價變化

分別對煤電、風電、光伏儲能單位造價進行敏感性分析，對應的電價測算結(jié)果如表6所示。

表6 不同電源投資下的綜合電價Tab.6 Comprehensive electricity prices under different power source investments

由于基地各類型電源中光伏發(fā)電裝機容量最大，所以綜合電價受光伏單位造價影響最顯著，風電次之，煤電和儲能影響最小。當光伏發(fā)電單位造價提高至4400 元/kWh 時，基地綜合電價（含稅）為274.26 元/MWh，較基礎方案增加2.33%；當光伏發(fā)電單位造價降低至3600 元/kWh 時，基地綜合電價（含稅）為261.86元/MWh，較基礎方案減少2.29%。

（3）煤價變化

當經(jīng)營期平均煤價在±10%范圍波動時，相應的綜合電價測算結(jié)果如表7所示。

表7 不同煤價下的綜合電價Tab.7 Comprehensive electricity prices under different coal prices

當標煤單價（含稅）提高至495元/t時，基地綜合電價（含稅）為274.29 元/MWh，較基礎方案增加2.34%；當標煤單價（含稅）降低至405 元/t 時，基地綜合電價（含稅）為261.75元/MWh，較基礎方案減少2.34%。

綜上可見，對基地綜合電價影響最大的因素是外送電量，其余因素按影響程度從大到小分別為標煤價格、光伏單位造價、風電單位造價、煤電單位造價和儲能單位造價。

3 結(jié)論

本文以特高壓輸電通道實現(xiàn)風-光-火電打捆外送，實現(xiàn)可再生能源跨區(qū)消納，開創(chuàng)新能源項目開發(fā)新模式，為解決棄風、棄光問題提供了新的研究思路。通過算例分析，得出以下結(jié)論：

（1）基地電源靜態(tài)投資共約689.6 億元，不含稅綜合電價為237.18 元/MWh，含稅綜合電價為268.02 元/MWh。含稅電價水平較本地電源燃煤基準價低14.88 元/MWh，較受端區(qū)域燃煤基準價低63.38 元/MWh，在本地和受端電源中均有一定的競爭力。基地經(jīng)濟效益明顯，對于規(guī)模化風電、光伏發(fā)電建設具有示范效應。

（2）基地項目建成后，可大幅增加受端電網(wǎng)清潔能源電量供應74.2%，每年減少煤炭消費893萬t、減少CO2排放2322 萬t，基地CO2綜合排放強度為328.4 g/kWh，較全國平均水平（565 g/kWh）降低41.9%；每年可分別減少SO2、NOx和煙塵排放3953 t、5484 t和1443 t，具有良好的碳減排與環(huán)保效益。

本文提出的基地送電曲線及電源配置優(yōu)化方法中，僅考慮了通道送出新能源占比最大指標，并未考慮投資優(yōu)化、通道利用率等相關(guān)評估指標，將在今后的工作中繼續(xù)展開研究。