多能互补研究与实践

王社亮

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，陕西 西安 710065)

0 引 言

能源是人类社会发展的物质基础，也是经济发展的重要动力。全球化石能源的大量利用，带来了环境、生态和气候变化等系列问题，加快能源转型发展已成为世界各国的自觉行动。2019年，石油、天然气、煤炭、水电、非水可再生能源、核能在全球一次能源消费中占比分别为33.1%、24.2%、27%、6.4%、5.0%、4.3%，如图1所示，化石能源虽依然占据主导地位，但以风电、光伏发电为主的非水可再生能源增长势头强劲，占全球能源消费比重从2010年的1.8%增至5.0%[1]。

图1 全球一次能源消费占比变化趋势[1]

进入21世纪以来，我国逐步建成了世界最大的能源供应体系，在有效保障经济社会持续发展的同时，也面临一系列新问题新挑战。为实现2020年和2030年非化石能源分别占一次能源消费比重15%和20%的目标，以风电、光伏发电为主的新能源技术不断进步、成本不断下降、规模跨越式发展，成为推进能源转型和应对气候变化的重要途径，2019年，我国风电、光伏发电装机容量分别为2.1亿、2亿kW，占比分别为10.4%、10.2%[2]。但风电、光伏发电具有较典型的随机性、波动性和间歇性特点，其大规模并网对电力系统运行带来系列挑战，需要其它具有调节能力电源配合运行，实施多能互补，达到1+1>2的效果，进而促进新能源发展，提升能源系统的综合利用效率。

广义的多能互补指为满足用户电、热、冷、气等多种用能需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。本文所指多能互补主要为电源侧多能互补，是对风电、太阳能发电、水电、火电、储能等多种电源进行优化组合配置，在电力系统内互补运行，取长补短，以更好地满足电力负荷需求，促进新能源发展，保障电网安全稳定运行。

1 多能互补发展历程

我国早期电力系统以火电、水电为主要电源，基于水电丰盈枯缺的特点，探索开展了水火互补和能源资源优化配置研究。近十余年来，以风电、光电基地建设为标志，拉开了我国新能源大规模发展和跨区域消纳的序幕，针对多能互补研究不断深化，逐步形成了系统的理论体系，并开展了示范应用和工程实践。

2009年，水电水利规划设计总院和中国水电顾问集团北京勘测设计研究院、中国水电顾问集团西北勘测设计研究院、中国水电顾问集团中南勘测设计研究院、中国水电顾问集团华东勘测设计研究院共同开展了抽水蓄能电站与风电配合运行研究，并探索提出了风电规划理论[3]。2010年，基于酒泉风电基地建设和消纳存在的问题，结合西北地区各类电源特点，开展了西北地区多能互补研究。2012年以来，探索开展以特高压输电通道跨区消纳新能源的风光火多能互补打捆外送研究及工程实践，建成了首个远距离输送新能源的哈密至郑州±800 kV特高压直流输电工程及其它数条输电通道。研究并建成了全球最大的水光互补工程-龙羊峡水光互补工程，开启了水电与光伏发电互补的新篇章，并逐渐将单个水电站的水风光互补拓展到水电基地的水风光互补。在光储互补方面，针对解决偏远地区用电问题，世界海拔最高的微电网工程—西藏双湖可再生能源局域网工程于2016年投运。多能互补研究不断深化，开展了大规模新能源消纳多能互补研究课题[4]，创新开展黄河上游梯级电站储能工厂研究，探索多能互补项目投资开发关键问题研究、商务模式研究、电价机制研究等，多能互补逐渐成为能源可持续发展的新潮流。

2 多能互补形式、特点及适用条件

目前，针对电源侧多能互补研究主要涉及新能源之间自然互补、水电与新能源互补、火电与新能源互补、储能(含抽水蓄能)与新能源互补、电网(含微电网)内多能互补研究等。

2.1 新能源之间自然互补

新能源电源均无调节能力，为自然互补。一般情况下，互补后未提高保证出力，但出力变幅率减小，且某些地区年内各月出力有一定互补性。风光互补电站中光伏电站可利用风间带、风机间等未利用土地进行布置，其电力电量可以通过共用输电通道送至电网消纳。该形式可减少出力波动，节省输电投资或提高输电线路利用率，降低建设成本，便于统一管理，节省土地资源。该形式互补一般适用在新能源资源丰富、开发潜力大且规模较集中地区，及输电系统建设成本高、走廊稀少地区。

2.2 水电与新能源互补

水电与新能源互补时，新能源被视为“虚拟水电机组”接入水电站，通过水电调节，利用水电输电通道送入电网。当新能源出力较大时，水电减少出力、水库蓄水；用电高峰期时，水库放水，水电加大出力。

水电与新能源互补减缓了新能源出力波动性，保障电网安全稳定，将不稳定、波动性的新能源出力调节为电网宜接受的电力。节省了输电系统投资，提高了输电线路利用率，推动资源优化配置，促进新能源远距离、跨区消纳。

当水电站具有日调节及以上能力、且综合利用任务较少，水电站周边或其服务的电网内有新能源资源，电网具有电力电量市场空间、尤其是缺电量地区，水电站有较完善的接入电网系统时，可采用此形式。

2.3 火电与新能源互补

火电与新能源互补可保障电网安全稳定、节省输电系统投资或提高输电线路利用率、促进新能源远距离跨区消纳等作用。在电力系统负荷低谷期，当新能源出力较大时，火电适当减少出力；用电高峰期时或新能源出力较小时，火电加大出力，充分利用火电的调峰调频能力。

其适用条件为：具有建设火电的煤炭、天然气等资源，且资源较丰富地区；建设或规划有调峰调频能力强的火电，且未承担供热任务；周边或者服务的电网内有新能源资源；具有市场空间，尤其是缺电量地区；有较完善的接入电网系统。

2.4 抽水蓄能与新能源互补

通过抽水蓄能低谷蓄能、高峰发电，作为新能源的“蓄电池”、“调节库”，也可利用其调频、调相平抑新能源出力变化影响，保障电网安全稳定，促进新能源规模化发展，提高新能源利用率。

适用于具有建设抽水蓄能自然资源条件、周边或者服务电网内有新能源资源、且具有市场空间尤其是缺调峰容量及缺电量地区。

2.5 储能与新能源互补

储能建设地点灵活，除建设在电源侧外，还可在电网侧、用户侧建设，通过储能快速吸收和释放有功及无功功率，达到平滑新能源出力，保障电网安全稳定，提高新能源利用率的作用。

适用于周边有新能源资源、且具有市场空间尤其是缺电量地区。

2.6 电网内多能互补

电力系统内有调节能力电源根据自身特点和优势，配合新能源运行，共同满足用电需求和电网运行要求，以提高能源供需协调能力，增强能源系统综合效率，促进新能源消纳。适用于具有两种及两种以上具有互补作用电源的电网。

3 多能互补研究重点

3.1 资源条件分析

重点研究该区各类能源资源条件，包括资源储量、可开发量、分布以及地形地质、交通、接入、投资经济性等建设条件，以分析其可用于组成多能互补的能源，为整个多能互补研究的基础。

3.2 发电特性分析

发电特性分析是判断能否实施多能互补和可能的多能互补组合方案的必要环节，通过拟定发电特征指标体系来量化说明风光发电特性，如图2所示，结合对配套电源作用、调节性能、调节速率、耗能特性等发电特性进行分析，从满足调峰、调频、储能、输电要求等方面初拟基本电源组合方案。

图2 风电、光伏发电出力特性指标体系[4]

3.3 容量配比模型构建

容量配比研究是多能互补研究的关键内容，一般通过构建多能互补计算模型及模型的求解进行实现，以系统可再生能源利用率较高、总费用现值较小为优化目标，通过多方案计算，提出技术可行、经济合理的电源容量配置方案。其模型构建涉及基本参数、约束条件、评价标准、计算统计等。

3.3.1基本参数

基本参数包括各类电源规模，天然情况及风光功率预测条件下的风电、太阳能发电1年逐10分钟或逐小时出力过程，配套相关电源出力过程及基荷出力、检修安排、备用容量，输电规模、负荷曲线或送电曲线，相关电源及输电系统造价、运行费等，及其他如火电煤耗曲线(有火电情况下)、储能转换效率(有储能情况下)等。

3.3.2约束条件

系统功率平衡约束

(1)

式中，PX.t为系统t时的负荷；Ni.t为第i种电源t时刻的出力；n为电源总数。

直流输电功率约束

(2)

式中，PS.min为直流系统要求最小输电功率。

机组有功出力约束

Ni.min≤Ni.t≤Ni.max

(3)

式中，Ni.min为第i种电源的出力下限；Ni.max为第i种电源的出力上限。

机组调节能力约束

ΔNi.down≤(Ni.t-Ni.t-1)≤ΔNi.up

(4)

式中，ΔNi.down为第i种电源单位时间内的最大降负荷能力；ΔNi.up为第i种电源单位时间内的最大升负荷能力。

常规水电水量平衡约束

(5)

式中，m为统计时段；Ei为第i座水电电源m时段(根据水库调节能力，一般分日、月、年)的总水量(总电量)；Ei.t为第i座水电电源t时段的发电水量(电量)。

储能(含抽水蓄能)蓄能量(或水量)平衡约束

(6)

式中，Ei.out为第i座储能(含抽水蓄能)电站m时段发电量(发电水量)；Ei.t.in为第i座储能(含抽水蓄能)电站t时段蓄能量(抽水水量)；η为储能(含抽水蓄能)电站转换效率。

3.3.3评价标准

技术可行、经济合理的多能互补容量配比方案一般应满足以下标准：

(1)满足电力电量平衡要求、调峰容量平衡要求及电网输电安全稳定运行的一般要求。

(2)新能源弃电率一般控制在5%～10%。

(3)若为远距离输电，输电系统年利用小时一般宜在4 500 h以上。

(4)可再生能源占比满足相关要求，并尽可能较高。

(5)该方案费用现值相对较低。

3.3.4计算统计

结合资源条件及发电特性分析，初步拟定多能互补电源容量配比方案，根据风电、光电出力过程(考虑风光功率预测时，采用允许误差下的模拟出力过程)，按照负荷过程或输电曲线，在约束条件限制下，再根据配合电源基本参数，调整配合电源出力，进行逐时段计算，若不满足系统平衡或目标要求，调整容量配比重复相应步骤计算，直至满足要求。在此基础上，统计计算各类电源设计电量、发电量、弃电量、发电利用小时，以及输电利用小时、可再生能源占比、系统耗煤量、方案费用现值等指标，判断是否满足系统可再生能源利用率较高、总费用现值较小等相关评价条件及优化目标，若满足，则确定此容量配比方案为推荐方案，若不满足，调整容量配比方案重复计算统计。多能互补电源配比计算流程见图3。

图3 多能互补电源配比计算流程

3.4 方案财务可行性分析

无论多能互补各类电源及相应输电系统的投资主体为一家还是多家企业，其终究要实现各方共赢，方能推动项目落地实施，因此需按照单独和整体分别计算各类电源及输电系统财务可行性。

一般情况下，配套风电、光电按照平价或低价上网电价计算；配套其他电源若有标杆电价，按标杆电价计算，若无标杆电价，按照行业或企业基准收益率反算电价；过网费按照输电投资、运行成本及输电量等计算。在此基础上计算加权平均电价，与供电范围内相关电源或其它送入电源的电价对比，分析其电价竞争力。也可按落地电价扣减过网费反推多能互补电源综合上网电价，并按此电价计算多能互补方案总体财务可行性。

在计算财务可行性时，可考虑送、受端可再生能源配额及非水可再生能源配额指标情况，估算碳交易收入，进行财务敏感性分析，以弥补整体方案的财务收入。同时，还宜论述多能互补方案在满足电力系统需求、拉动地方经济、促进就业、节能减排等方面的作用。

3.5 接入设想及互补运行方式

确定多能互补方案后，在规划研究阶段，需提出多能互补各类电源接入系统设想方案，估算投资，分析其对综合上网电价影响，为下阶段研究和协调工作奠定基础。

对于确定的方案，需结合方案研究时考虑的相关因素，制定多能互补系统调度运行规则及控制策略，并绘制典型工况运行方式示意图。

3.6 对受端电网影响分析

通常情况下，多能互补电源组合方案重点考虑送电电源发电特性拟定，兼顾但并非完全满足受端电网用电要求，因此，对于确定的多能互补方案，还需分析其送电过程与受端电网负荷特性的适应性，分析受端电网电力电量市场空间，分析对受端电网调峰影响和系统安全稳定性影响，必要时还需提出受端电网配套电源及配套电网建设要求或建议。

3.7 开发建设模式建议

多能互补工程项目按照政府引导、企业开发的模式，为发挥整体效益，建议采用统一规划、统一设计、统一报批、有序实施、统一输出、统一调度的原则。开发过程坚持生态优先，促进自然环境与可再生清洁能源和谐共融；坚持节约集约用地，注重公共基地设施建设与各开发地块相协调；坚持因地制宜，进行各类电源规划布局，探索智能化、标准化、规范化、高效化建设发展的新模式。

4 多能互补工程实践

近十余年来，相关单位开展了各种形式的多能互补研究，本文仅列举部分已开工或投运的工程项目供参考。

在电网内多能互补、抽蓄与新能源互补方面，开展了抽水蓄能与风电配合运行研究、西北地区多能互补研究、我国抽水蓄能电站发展规划研究等[5]，开工建设了诸如新疆阜康、哈密等抽水蓄能电站，以期达到抽水蓄能电站与电网内水电、火电等，共同配合千万千瓦以上新能源运行。

依托哈密-郑州±800 kV、酒泉-湖南±800 kV、宁东-浙江±800 kV、青海-河南±800 kV、准东-皖南±1 100 kV等特高压输电通道，相继开展新疆哈密地区千万千瓦级风电基地二期项目开发建设方案(电源配置为风电800万kW+光电125万kW+火电500万kW，后期考虑抽水蓄能约120万kW)[6]、酒泉至湖南±800千伏特高压直流输电通道打捆外送方案研究(风电700万kW+光电280万kW+火电400～600万kW，后期考虑抽水蓄能约120万kW)[7]、宁夏宁东能源基地规划及风光火联合运行及打捆外送专题研究(风电400万kW+光电200万kW+火电928万kW)[8]、青海省海南州特高压外送基地电源配置规划(水电486万kW+风电400+光伏1000万kW+光热100万kW，一期工程中水电146万kW+风电200万kW+光电300万kW)[9]、新疆准东地区风电外送规划方案研究(风电520万kW+光电250万kW+火电1320万kW，火电部分缓建)[10]等规划研究和工程建设。建成了全球最大的龙羊峡水光互补光伏电站工程[11]，其光伏电站装机85万kW；建成波波娜水光互补并网电站工程[12]，光伏电站装机容量2万kW；建成双湖可再生能源局域网工程[13]，光伏发电1.3万kW，储能2.4万kW·h。

5 展望及建议

在能源资源环境约束下，大力发展风电、光电等新能源是未来我国能源发展的重要途径，多能互补仍将是促进新能源和各类能源协调发展、提高能源利用效率的必然选择。我国能源资源分布特点决定了未来多能互补仍将是规模化开发与分布式并举、跨区域消纳与就近消纳共存、电源侧多能互补与源网荷储一体化共建、单一提供电能与综合能源互为补充的局面。随着新能源技术不断进步、成本不断下降，新能源跨入平价乃至低价上网时代；水电基地将更加侧重以水风光互补一体化形式开发利用，为配合新能源消纳的已建水电将逐步实施扩机；煤电着力实施清洁化改造、提高调峰能力，在电网中由承担基荷电量向调峰及承担辅助服务转变；抽水蓄能、化学储能、梯级电站储能工厂将因地制宜、有序发展，除调峰填谷外，更多发挥其储能、保障电网安全稳定运行作用；在实施可再生能源配额考核形势下，将进一步推动可再生能源跨区域输送以及碳交易进程。多能互补将充分依托互联网+、5G、大数据、云计算等平台建设智慧电站和智能电网，构建能源互联网，提高能源管理水平和利用效率。针对促进新能源发展各形式多能互补的理论、模型、关键技术，以及在全面深化改革、供给侧结构性改革、电力体制改革等形势下的调度运行及体制机制、政策均将不断创新、完善和提升，多能互补将更好服务于经济社会高质量发展。

为健康有序推动多能互补项目实施，建议在政府引导和市场推动的原则下，建立健全多层次、全方位的协调机制；建议积极开展配合新能源运行电站参与调峰调频补偿政策的研究，建立更加完善的补偿机制，建立与多能互补配套的电力调度及市场交易机制，提高多能互补系统运行水平，推动能源体制革命；建议进一步研究提高特高压外送通道中可再生清洁能源比例的调度运行关键技术和各类能源技术创新，推动能源技术革命和加强能源合作，实现大规模清洁能源的跨区消纳；此外，加强舆论宣传，引导全社会建立清洁低碳理念，使多能互补存在于生产生活各个领域，加快推动能源生产和消费革命。