杨攀峰：青海省多能互补工程介绍

中国储能网讯：5月19日至21日，“第八届中国国际储能大会”在深圳隆重召开， 来自中国、美国、德国、英国、加拿大、西班牙、日本、韩国、澳大利亚等国和地区1500余位政府机构、科研院所、行业组织、电力公司、新能源项目单位、系统集成商等代表出席本次大会。

中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司副总工程师杨攀峰在“能源互联网与多能互补专场”，发表了题为“青海省多能互补工程介绍”的精彩演讲。

演讲内容如下：

杨攀峰：大家下午好！和大家分享两个工程，我一直从事电力系统的规划设计工作。主要的工作经历是做电力系统的规划，像电网规划，最近几年西北地区的陕西、甘肃、青海、新疆，“十三五”电力规划研究都是我们来参与编制的。包括做一些电网的规划研究。我的讲解主要还是从电网的角度，怎么搞多能互补。主要分享两个工程。

主要两个内容，一是大的多能互补，青海全省的多能互补。二是海西鲁能的多能互补，主要是介绍这两个工程我们设计的考虑。

青海省的情况，截止到2017年底青海电网的情况，可以看出来青海总装机量2500万，水电装机1191万，火电399万，新能源953万。这个图是2016年的数，实际上大家可以算一下，在青海电网里面，火电的占比在2017年占比只有15%点多，可以看出来青海80%以上的装机都是可再生能源的装机。

青海省远期要开发两个大的清洁能源的基地，一个是海南清洁能源基地，另外是海西州清洁能源基地。海西州的特点是光资源特别好，再就是有广袤的沙漠化的土地资源，开发光热、光伏的条件是很好的。海南州除了有黄河上游的水电，光的条件也是很好的，这两个基地远期开发规模都是三四千万，量很大。因此青海电网远近是一个很高的可再生能源比例的电网。进行青海省全省的多能互补研究。这是国家的“十三五”能源规划里面，也是提出来国家“十三五”能源规划，提出来青海、甘肃、云南、贵州，利用大型能源基地的风能、太阳能、水能、煤炭、天然气资源的组合优势，建立配套的电力调度、市场交易和价格机制，开展风、光、水、火储多能互补，一体化运营，提高电力系统的稳定性，提高电力系统内风电、光伏、可间歇性再生能源的能力和综合效益。这就是一个大的全省多能互补。对青海全省的多能互补，总体设计的思路就是要利用黄河上游水电群和光热和抽水蓄能光热储能的电源，在大的电力系统里面看来比较成熟的还是水电和抽蓄。在满足发电经济性的前提下，通过优化调度与光伏风电互补运行，平抑不同时间尺度，像年、月、日，长时间尺度电量不均衡性，出力波动性，满足安全可靠的供电和直流的送电。

我们研究的主要步骤，大概有这么几步：1、解决大电网季节性电能的不平衡性，新能源装机占比很大，比如说光伏一般就是在春季、秋季发电比较多，一般用电在春季、秋季用电比较少，本身存在季节性的不平衡性，这主要是通过水电的跨越调节。再与周边省网长期的购电协议来解决。2、解决日间电量不均衡性，大量的光伏、风电，它随着天气的变化，像晴天、阴天发电，晴天发电多，阴天发电少，这个不均衡性要通过储能解决。储能通过电池这么长时间尺度不现实，主要考虑通过水电然后抽蓄的条件。3、光伏主要是在白天发电，其他时段就没有。这样每天也需要合理的配置储能的电源，配置调频的电源。在每天里面通过优化各类电源的日负荷曲线工作位置。4、配置下来对全年8760小时进行生产模拟计算，利用水电、光热、抽储和省间协调的手段，满足青海8760小时的电力电量要求。5、方案进行优化，主要是对电源结构进行调整，对储能容量进行优化调整。

通过多能互补优化软件来解决，主要是要确定负荷和直流的功率、水能特性和新能源出力特性和联络线长期交易曲线，以最小的煤耗、最大接纳水能、新能源为目标，安排机组的开机计划、运行方式，实现给定时段内生产模拟计算，计算一系列的指标。评价大的多能互补，主要是从四个方面来评价系统好不好，对于负荷的供电，它通过这种多能互补以后，能不能保证负荷的供电，这里面主要就是采用可靠性的指标。系统里面新能源利用情况，新能源有没有得到充分的利用，这里面通过弃电量的指标，弃电量在这里面列出来，包括水电、光电、光热、风电，有可能直接弃电，也有可能调峰以后，光热运行效率低，比原来的发电量会少一些。第三个是运行经济性，经济性的指标，经济性的指标这里面写了运行经济性，我们设计的时候，包括电源配置的建设经济性都是一并考虑。这里面主要是看火电电源利用小时数是否合理，然后就是各种调节性储能调节损失。还有一个考虑是通过这么多多能互补，还有和外区、外省发生的电力电量的交易情况。不能太过于依赖交易，因此，在青海的多能互补里面，主要依赖长期的交易，短期交易就不依赖。这样等于认为这个系统比较可靠。

最终研究结论，现在青海到河南的直流工程现在已经开始启动了，可能今年要开工这个工程，这是送电1000万千瓦的直流工程，青海向河南送电。这个工程要依托青海电网，青海电网本身的负荷也就是一千多万，再加上直流外送有一千千万，就这么一个系统，我这个装机，水电大概有1600多万，火电的比例很小，只有510万，新能源是光伏、光热、风电有2000多万，这么一个系统，通过这个系统的综合运行要达到上面说的四类指标。多能互补通过研究后的效果，不互补就是常规的电力系统的一般运行，常规电力系统一般是考虑火电、水电日内的调峰作用。基本互补主要是考虑水电的跨日的调节，考虑了光热电站，基本上都带储能，考虑了运用这块储能，光热电站参与调峰。这样看出来不互补，常规的电力系统的运行方式和通过多能互补方式，对电力系统的可靠性的改善，包括对弃电量的改善都是很明显的，就是说多能互补。进一步从优化的角度上做几方面的工作：与周边省份，青海的周边相对新疆、甘肃、陕西，有些长期的交易曲线，通过双方互相都能够得利的原则，制定一些长期的周边的交易曲线，另外对电源结构也进行了调整，针对弃电发生的时刻，就说电源结构进行调整。包括对直流曲线，结合送端电源情况和受端负荷的情况，对直流曲线进行优化调整。

最终优化结果，新能源总的弃电率5%，这个5%是包括了调峰电源的损失。我们在这里面是叫广义的弃电率，等于把这个都计算出来。通过多能互补系统和长期的交易，青海可以满足直流的送电。现在这个研究结论是有争议的，这是我们研究的结论，因为直流控制马上就要搞了。

通过综合多能互补以后，一周典型的各种电源的发电的曲线。可以看出来，比如说前面的这一天，等于新能源发电比较好，等于弃电会有些，可以看出来不同的组合。这里不详细介绍了。

刚才介绍的是青海全省的多能互补，满足全争的负荷和直流的送电，下面是介绍具体的多能互补的项目。海西多能互补，这个项目是国家公布的首期多能互补的集成优化示范工程之一，这是位于海西州格尔木市境内，电源总规模70万千瓦，这个项目目前风电、光伏已经建成发电，光热已经开工建设，储能正在开展设计，计划2018年12月底全部并网发电。这是国家能源局多能互补的第一个开工的项目。对多能互补的设计，主要是针对储能的电源，它拥有两类储能电源，一类是光热电站，另外一个是电池，这是两类的储能电源。对这两类储能电源的设计，实际上是存在优化的过程。这是对光热电站。因为光热电站大的构成有储能、发电环节。只有这三者之间的比例达到一个最佳，整个电站本体的投资才能最小。仅仅从电站本体来看，每条曲线是不同的镜场面积，对应的横坐标是储热罐的储热时长。它都有对应最经济的点，镜场、储能和发电系统比例的配置，实际上单纯从电站本体看，最终选择镜场面积是66万平方米，是12小时的储能。

如果参与到整个的多能互补系统，这个系统有40万的风电和20万的光伏，存在一定的弃电。这是光热电站晴天的发电过程，最上面的红色线是镜场的功率，下面的线是集热器吸收的功率，底下的线是热罐的吸热功率，热罐有储和放，后面没有太阳，就通过这个放电。光热电站参与调峰主要有几个模式：1、降出力模式，青海电网主要是在中午光伏大发时段，调峰能力不足，这样就需要光热电站的储能储起来，在太阳比较好的时候尽量不发电，这样等于把这块减少红色的实际发电，蓝色是资源条件，把这个挪到后面发电。等于降出力调峰。2、启停调峰，在光资源特别好的时候，把光热电站停下来，只是进行储能，也是挪到后半夜发电。3、平移，如果预测今天的储能能满足条件，发电就比较灵活，光热电站晚启动一点，躲过中午的过程。刚才介绍了几个储热的过程。

光热电站参与调峰跟电池和常规的燃煤机组是一样的，在不同的工作位置的热效率也是不一样的，它要参与调峰是有一定损失的，等于它的效率会降低，这样导致它自己的发电量会降低，这里面启停有启停能量的损失。在低负荷运行的时候，也会是效率降低。这里面列了一些数，光热电站比常规的煤电有一定的调峰优势，一是光热电站调节速度比较快、调节的深度比较大，比常规的煤电机组。二是启停比较方便。启停和平移，光热电站，你选择储热时长，比如14个小时，今天的太阳只有14小时的热量，可以通过储能全部储进来，什么时候想发电就可以什么时候发电，等于调度灵活。如果今天天气比较好，可能需要20多小时的发电量，这样必须在白天的时候还要发一部分的电。这里面就牵扯到采用启停还是平移的调峰方式。

刚才介绍的是光热电站的调峰方式，我们计算，如果光热电站参与调峰，对它的系统里面光伏和风电的弃电量有一个减少的过程，可以看出来储能时长的变化，随着它的变化多能互补系统里面的弃电量就会降低。光热电站设计的时候多增加一些储能，减少了风电和光伏的弃电。我们把光伏和风电的弃电，按照自己的上网电价水平，把那块弃电的效益折到光热电站，相当于让光热电站得了效益。这样看出来光热电站不调峰和光热电站调峰，这样需要光热电站的储热时长，最优的储热时长会向后延伸。光热电站，储热时长是12小时比较好，如果参与调峰就需要13小时的时间。对于光热电站的储能，我们研究了另外的方案。通过储能，在光伏和风电大发的时候，解决不了弃电的问题，直接把一部分电功率通过电加热的方式，储存在光热电上储热的装置里面，储热电站的储热罐还是比较大的，能进一步降低电网里面的气电，实际上和咱们的电锅炉储热比较类似，但是这个热最后还是要发电。目前我们正在结合设备技术成熟度，经济性进一步论证电加热方案的可行性。

蓄电池，前面国网能研院的鲁博士都介绍了，电池的应用，我们感觉有几种，一是平滑风电的出力曲线，本身这个系统里面，怎么把曲线搞得平滑一点，再就是削峰填谷，参与系统的调峰。二是跟踪计划出力曲线，再就是参与系统调频。从系统设计的时候，首先想要分析一下，蓄电池到底要起什么样的作用，不同的作用对蓄电池的容量选择是不一样的。在这个工程里面的定位，青海的电网就是水点的比例很重，等于调峰基本不存在问题，水电的功率调整很快，不存在调频的需求。主要应用还是当成能量型，削峰填谷的功能。这里面对蓄电池的定位主要是定位成能量型。牵扯到考核，它要在风光出力不受限的时候，可以调整至平滑出力模式，电网上报预测的出力曲线，预测不准，还可以通过储能修正。蓄能电池的利用主要是以调峰为主，再就是平滑出力曲线为辅。

蓄电池主要是用来减少弃风、弃光，这样我们按储能电站装机5万KW，储能电池的不同储能的时长，储能的时长可以看出来，和光热类似，随着储热时长的增加，它的风电和光伏的弃电量也是逐步的减少。现在从工程做下来，经济回报总体比较差，因为现在电池作为能量型的储电还是比较大。可能选择时间长，回报率是比较差的。等于这个项目最终是选2小时还是1小时，当时设计的时候是按2小时做的，也有可能干成1个小时的。这是储能电站采用的电池方案，包括电力汇集。

当时研究的时候，研究团队里面也有综合电科院，提出虚拟同步机的技术，现在也没有看出来有什么盈利模式，这次基本上就没有这样做。包括后面的调频，一次调压，从储能，因为逆变器可以当成动态无功补偿，前面几位演讲嘉宾没有提到的东西。它可以搞成虚拟同步机的技术。

多能互补的结果，通过多能互补，目标是把系统的弃电率降到5%以下。多能互补最终效果分析（见PPT）。

我的演讲就到这儿，谢谢！

（本文根据现场录音整理，未经本人审核）