水风光能源互补形式的研究探讨

2021-11-16刘德民赵永智许唯临

水电与抽水蓄能 2021年5期

刘德民，耿博，赵永智，许唯临

（1．东方电气集团东方电机有限公司，四川省德阳市 618000；2．四川大学，四川省成都市 610065）

0 引言

能源是人类社会加速发展必不可少的依托，而能源开发建设方式也是随人类社会发展和科技的进步，也趋于多样化，但现阶段依然是以化石能源为主，特别是燃煤发电、燃油机组包括如飞机、轮船和汽车等交通运输工具以及城市生活均以化石能源为主。随着社会经济发展、人民生活水平的不断提高、对环境认识与要求的不断提高，也在不断探寻改变现状的措施和手段，并且我们已经加快清洁能源的开发与建设步伐。特别是习近平主席2020年9月22日在七十五届联合国大会一般性辩论时，提到中国要努力争取在2060年前实现碳中和。这也意味着从2020年到2060年的四十年内，中国的碳排放要从每年的160亿t降低到几乎不排放[1]。

根据国际能源署统计，2019年中国碳排放总量113亿t，能源领域碳排放量98亿t，占全国总量的87%，其中电力行业碳排放42亿t，占全国总量的37%[1]。因此对于电力行业而言，减排目标任重而道远。这其中煤电减排成为首选目标。根据中国能源局发布的数据，2020年底，全国总电力装机容量达22亿kW。其中火电装机容量达12.45亿kW，剔除其中超过1.5亿kW的天然气发电、生物质发电和余温余压余气发电，中国煤电装机容量约为10.95亿kW，占总装机容量比重49.8%，历史性进入50%以内，而在未来这一比例还将继续下降。而作为煤电主要替代发电方式之一的光伏，目前国内光伏类公司在碳中和的加持下一片火热，这是一个长期的趋势，因为发展的空间是非常广阔的。

为了实现此目标，在努力提高能源使用效率，以期达到节能减排的前提下，尚需加快新能源的开发与建设，光伏与风力发电将迎来一个最佳的发展时期。

截至2020年底，中国风电和太阳能发电装机容量分别达到2.8亿kW和2.5亿kW，占世界装机总量的34%和33%，且均居世界首位。清洁能源大规模开发利用进入高潮。

根据国际能源署的统计数据，光伏和风电的平均度电成本已经和水电相媲美，经济性指标已经具有竞争优势（如图1和图2所示），但是抑制风电和光伏的波动特性还没有得到很好的解决。

图1 几种能源平均度电的成本随时间的变化（2019年汇率）Figure 1 Changes in the production cost of several energy sources over time

图2 几种能源平均装机成本随时间的变化［国际能源署（2019年汇率）］Figure 2 Changes in the average installed cost of several energy sources over time

因此，风电和光伏将进入倍增阶段。按照咨询机构的预测，到2030年新能源装机容量可能会达到16亿～18亿kW，风电和光伏的爆发式增长已经是确定性事件，不再存有争议。截至2020年底，我国风电和光伏累计装机容量为5.3亿kW，这意味着从现在起的未来十年，新能源装机容量将新增10.7亿～12.7亿kW左右。而“十三五”期间，我国风电和光伏平均每年新增装机容量为0.72亿kW左右。其次是储能将实现爆发式增长。储能被认为是解决新能源发电不稳定的最主要工具，可以实现削峰填谷，是现在电力系统运行中迫切需要的。国网能源研究院预计，我国新型储能在2030年之后会迎来快速增长，2060年装机规模将达4.2亿kW（420GW）左右。而截至2019年，我国新型储能累积装机规模为2.1GW。这意味着，2060年我国新型储能装机规模将飙升近200倍。所谓新型储能，即为抽水蓄能之外的各类储能总称。

以抽水蓄能电站为代表的储能形式还远不能满足我国构建以清洁能源为主体的新型电力系统的调节能源需要。截至2020年底，我国已建成抽水蓄能电站总规模3249万kW，在建抽水蓄能电站规模5393万kW，已建和在建规模均居世界第一。但是大部分分布在华东和华北地区，对于西北地区丰富的光伏和风电能源的调节保障远不能满足要求。必须尽快建成新的调峰能源，以适应大规模的风光间歇能源上网[2]。

1 光伏和风力发电技术特点

光伏发电系统按照是否与公共电网相连，可分为并网和离网两种类型。光伏并网发电系统是光伏发电系统与常规电网相连，共同承担供电任务。当有光照时，逆变器将光伏系统所发的直流电逆变成正弦交流电，产生的交流电可以直接供给交流负载。然后将剩余电能输入电网，或者直接将产生的全部电能并入电网。光伏离网发电系统主要应用于偏僻山区、海岛、通信基站等无电地区。常规离网光伏均配备一定规模蓄电池组，光伏方阵在有光照情况下将太阳能转换为电能，通过太阳能充放电控制器给负载供电，同时给蓄电池组充电；在无光照时，通过太阳能充放电控制器由蓄电池组给直流负载供电，同时蓄电池给独立逆变器供电，通过独立逆变器逆变成交流电，给交流负载供电[3]。

光伏发电受地理、地形、气候、天气影响较大，出力具有明显的间歇性、波动性、起伏性，功率输出很不稳定，电压相对稳定，如图3所示。对于并网系统，如何解决光伏电站大规模开发后的消纳和送出已成为制约光伏电站建设和运行的焦点问题。对于离网系统，为光伏电站配置适合容量的储能系统，平滑出力波动是解决供电端与用电端电能质量矛盾的前提条件。与目前通用的储能系统相比，抽水蓄能电站是将光伏电能以大量水体的势能储存起来，不仅可以平抑光伏出力起伏，且能确保全天候的、平稳的、连续的电力输出，延长供电持续时间。

图3 光照强度及光伏发电的出力特点Figure 3 Light intensity and output characteristics of photovoltaic power generation

同时，水力发电具有技术成熟、启停速度快等独特优势。目前，我国已在西北地区光伏资源优势区，在龙羊峡水电站试点了光伏与水电站联合调度运营模式。

风力发电的间歇性和波动性比光伏发电还要剧烈，国内某风场的风电功率波动曲线，按照日内，旬内以及月内的波动变化如图4所示。

图4 某风场日内、旬内和月内功率波动图Figure 4 Power fluctuation diagram of a wind farm in the day，ten days and months

2 水风光互补的原则

从目前的技术特点来看，可以实现水风光互补的能源形式主要包括：抽水蓄能电站、蓄能工厂和已建成的具备年调节能力的水电站。抽水蓄能电站在大电网中具备调节能力已经成为行业共识，但是抽水蓄能电站的建设周期较长和地理条件所限，随着风光新能源的大规模接入仅靠抽水蓄能电站实现电网中水风光平稳上网，已经不太现实。因此蓄能工厂和具备年调节能力的水电站成为电网调节的重要补充[4]。

未来随着风光新能源的大规模接入，各发电企业需要自己购买调峰能源解决风光波动问题，因此构建一种风光蓄能组成的微网成为一种需要，国家已经出台相关政策鼓励市场主体参与。参考《微电网第2部分：微电网运行导则》（NB/T 10149—2019）[5]中的规范要求进行分布式能源规划和微电网规划。微电网的组成需要满足如下原则：

（1）可再生能源配比。根据微电网建设目的和当地可用的可再生能源，根据分布式能源的经济性和可靠性，确定风电和光伏发电容量的类型、容量，设置合理的风电和光伏容量配比。

（2）电力电量平衡。应确保微电网在各种可能的机组组合方案、机组在各运行方式下的功率平衡。

保证微电网在各种模式下，特别是孤岛模式下的安全稳定运行，微电网应具有电压调节能力，同时应具有无功功率调节能力。

根据负荷预测、可再生能源发电最大利用容量进行电力电量平衡计算，并据此计算微电网中储能装置的容量。

（3）可调度资源发电配置。根据电力电量平衡结果，并在考虑可再生能源发电不确定性的基础上，确定最终的可调度资源发电配置。可调度资源发电配置应以最大化配电网可靠性和经济性为目标。

（4）储能装置。微电网采用储能装置来缓冲可再生能源以及负荷的波动性，进行负荷管理，提高微电网的可靠性，在孤岛模式下保证电力供应。储能装置可以是电化学储能系统、机械储能系统、电磁储能、储热系统或其他形式。机械储能主要分为抽水储能、压缩空气储能和飞轮储能，存在的问题是对场地和设备有较高的要求，具有地域性和前期投资大的特点。化学储能是利用化学反应直接转化电能的装置，包括电化学储能（各类电池）和超级电容器储能。电磁储能主要是指超导储能，主要问题是高的制造成本以及低的能量密度。而储热系统，储能效率较低。

3 水风光互补的模式研究

3.1 常规水电实现水风光互补

国内某水电站为金沙江上游水电规划13个梯级电站的第10级，水电站总装机容量1200MW，装设4台单机容量300MW的混流式机组。光伏电站规划装机为1600MW。假设其日内最高负荷需求为2000MW，白天光照良好时，光伏满发，光伏最大发电容量为1600M。水电配合光伏运行，水电白天发电在400～1200MW之间变化，水电晚间一直满发1200MW。因此水电出力运行范围为400～1200MW。根据水电和光伏的互补出力特性如图5所示。通过水光互补，实现了混合能源的平稳输出，进而减少了电网的波动性能。

图5 水光互补后的功率图Figure 5 Power diagram of hydro and solar energy complementation

为了实现水光互补，要求单台水电机组必须在全负荷范围内灵活运行。对4台机组不同的组合方式和不同的出力模式进行了研究，如表1所示。

表1 水电机组和光伏出力配合运行时的功率分配Table 1 Power distribution of the h ydropower unit and solar energy complementation

3.2 蓄能工厂实现水风光互补

未来的水风光互补规模将无比巨大，根据预测未来十年，新能源装机容量将新增10.7亿～12.7亿kW左右。如此大规模的风光新能源接入，蓄能工厂依托现有已建成的水电站厂房进行装机，其建设周期短，储能规模大，建设成本低，比新建抽水蓄能便宜1/3，其优势明显。

通过微电网或者是局域电网的形式将风电和光伏电能接入电动机，带动水泵抽水至上水库，将风光能源以水能的形式储存起来，电网需要时，通过水电机组将水放下，冲转机组，带动发电机旋转，从而产生电能，这时的电能将以稳定电能的形式接入电网，如图6所示。该种储能工厂的核心设备为大型水泵和电动机，风光新能源的频繁波动，最终靠大型水泵和电动机去频繁适应，从而对大型水泵和电动机的设计制造提出了更高的要求。在此类工程案例中，大型水泵为变速泵，通过变速跟踪负荷变化，从而实现入力宽范围调节，根据光伏的波动强度甚至需要全功率调节。这对传统特别关注效率的水泵行业提出了全新的考验。

图6 储能工厂实现水风光调节Figure 6 Energy storage plant realizes hydro and wind regulation

由于储能工厂接入电网的模式是通过水电的形式接入，这时电网对水电的接入是全功率入网要求，从而在这一模式下，水电机组的运行特点将从全负荷的运行中被解放出来，转变为主要以基荷的形式接入电网。这将对水电机组的运行带来重大利好，将会大大延长机组的使用寿命。与常规水电机组参与水风光互补相比，将会极大改善水电机组的运行环境，提高机组的运行寿命，将水电机组由频繁的负荷变化转变为基荷运行。降低机组遭遇频繁交变应力的打击，从而减少裂纹的风险。

储能工厂可实现风、光、风光联合、风储联合、光储联合、风光储和储能单独等7种运行模式。实现风光互补、储能调节、智能输电、平稳可控，改善新能源发电的调频调峰调压等输出特性，解决了新能源发电波动带来的电压跌落、频率波动，改善并网点电能输出质量[6]。

储能工厂实现的作用主要包括：

（1）具有黑启动能力。

（2）采用U/f控制模式，对微电网系统电压和频率起支撑作用。

（3）平滑波动。风机、光伏出力波动频繁，通过投入适量储能装置，可削弱风光出力“毛刺”，实现多时间尺度的出力平滑，保证了电源输出的稳定。

（4）跟踪调度计划出力。根据调度下达的出力计划，选择匹配的组态运行方式，储能系统实时填补计划值与实际值的差额，实现风光储多组态联合出力实时跟踪计划值，满足调度要求实现了可再生能源发电的可预测、可控制、可调度。

利用储能吸收富余的电能，可有效避免弃风、弃光，提高风机、光伏资源的可利用率。

3.3 抽水蓄能实现水风光互补

抽水蓄能机组对水风光互补已经成为行业共识，根据抽水蓄能中长期规划抽水蓄能储备项目550余个，总装机规模6.8亿kW。抽水蓄能因其具有发电、抽水、调峰、调频、发无功和黑启动等功能，可以参与风电和光伏的风光蓄联合使用，其调节方式为风电、光电和抽水蓄能均连接在大电网中，通过在一共用电网里面，匹配风光新能源，达到削峰填谷的效果，如图7所示。抽水蓄能与风光新能源的配合已经成为行业共识，但是抽水蓄能的缺点是建设周期较长，与现在风光大规模接入对调节能源的迫切需求不相匹配。