0 引言

根据国家发展和改革委员会《关于适当调整陆上风电标杆上网电价的通知》文件及中国气象局风能太阳能资源评估中心的划分结果，内蒙古西部地区同时属于风能资源、太阳能资源一类地区。得益于优厚的风能、太阳能资源以及广阔的土地空间资源，内蒙古西部地区风电、光伏等新能源发电项目发展迅速，内蒙古电网的新能源发电装机规模、发电量和所占比例均居全国前列^[1]。由于风能、太阳能资源具有不稳定、间歇性和随机性的特点^[1]，风电、光伏电站大规模并网对电网的运行稳定性、安全性以及电网的调度能力都提出了非常高的要求。

本文依托内蒙古电网自然条件及风电、光伏发电装机的情况，通过建立风电、光伏、太阳能热发电3种发电技术多能互补配比计算模型，探讨风电、光伏、太阳能热发电的合理建设规模配比，达到降低电网弃风、弃光率，提高电网运行稳定性的目的。

1 太阳能热发电技术简介

根据聚光集热系统形式的不同，太阳能热发电可分为塔式、槽式和菲涅尔式3种主要技术路线。

太阳能热发电技术储热系统采用成本较低、使用寿命可达30多年的储热介质，有利于储热系统规模化、低成本建设，也是太阳能热发电技术相比光伏电站具有的最主要技术优势之一。太阳能热发电技术配置储热系统，可将聚光集热系统汇聚并吸收的太阳能以热能的形式储存于储热系统储罐内，在阴天或者夜间等光资源较差的时间段，持续、稳定输出储存的热能做功发电，可降低太阳能资源不稳定性、间歇性和随机性特点带来的不利影响。配置储热系统的太阳能热发电站连续稳定运行时间长，电能输出平稳、质量高，一方面可以作为基荷电站来部分替代火力发电厂，另一方面可根据电网调度指令进行调峰、调频，具有较强的电网亲和力^[2]。

另外，通过科学调度太阳能热电站储热系统的运行工况，储热系统还可以直接吸收风电、光伏的弃风弃光发电量，将所弃电量转化为热能储存，平抑风电、光伏电站输出，缓解电网压力；后续根据电网负荷需求再做功发电或供热，作为电网降低弃风、弃光率的有效手段。该方法也可应用于火力发电厂采暖期热电解耦合深度调峰工程中。

2 内蒙古电网概况

内蒙古电网位于华北电网的北部，是华北电网的组成部分和主要送电端，电网供电区域为自治区西部的六市二盟。

内蒙古电网已形成500 kV、220 kV主干网架结构。截至2018年底，内蒙古电网发电装机（6 MW及以上）容量68 867.24 MW，其中火电装机容量41858.1MW；水电装机容量2079.06 MW；风力发电容量18 132.89 MW；光伏电站投产容量6620.19 MW。

3 多能互补配比模型的建立 3.1 基本计算模型 3.1.1 模型设计原则

综合考虑风电、光伏、太阳能热发电项目的建设周期、已装机规模等因素，同时考虑对已建成风电、光伏发电集群进行升级配置的可行性，多能互补配比计算模型按照单独建设、系统耦合的原则进行设计，计算方法及流程如图 1所示。

3.1.2 目标送出功率计算

以电网负荷数据（省级电网负荷，区域智能微电网设计负荷或者工业园需求负荷）曲线为优化目标，通过调节太阳能热发电运行工况，使风电、光伏和太阳能热发电同场输出趋势尽可能与电网负荷数据曲线保持一致。使用功率调节系数δ_grid将电网负荷P_grid（i）调节为与同场建设或者升级规模相匹配的目标送出功率P_tar（i），见式（1）。

(1)

电网负荷数据最好满足典型年8760 h要求，数据量不得少于夏冬2个典型日的24 h逐时数据。确定目标送出功率后，需要根据所在电网允许功率预测误差进行修正，得到修正目标送出功率P_cor（i），见式（2）。

(2)

3.1.3 风电和光伏功率修正

同时修正风电功率和光伏功率，见式（3）、式（4）。

(3)

(4)

其中，P_wp（i）为风力发电功率，δ_wp为风力发电功率修正系数，P_wpcor（i）为风电修正功率；P_pv（i）为光伏发电功率，δ_pv为光伏功率修正系数，P_pvcor（i）为光伏发电修正功率。

若为同场建设项目，风电和光伏功率为设计模拟功率数据；若为升级项目，发电功率为实际运行功率数据。风电和光伏功率数据应该与电网负荷数据相匹配。

3.1.4 光热发电运行功率计算

太阳能热发电站与常规火电站类似，受汽轮发电机等设备约束，具有设计功率P_cspd和最小运行功率P_cspmin，必须根据设备技术情况计算光热发电运行功率P_cspo（i），见式（5）。

(5)

3.1.5 多能互补实际送出功率的获得

通过计算得到以电网负荷数据作为优化目标的风电、光伏、太阳能热发电多能互补实际送出功率P_ot（i），见式（6）。

(6)

最后迭代调整计算模型中的风力发电功率P_wp（i）和光伏发电功率P_pv（i），计算出对应光热发电运行功率P_cspo（i）和多能互补实际送出功率P_ot（i）。

3.2 资源弃置计算模型

当电网调度发出多能互补项目集群降负荷运行指令后，风电和光伏电站可以保持正常功率运行，太阳能热发电站储热系统开始吸收储存部分风电、光伏的弃风或弃光发电量。在光资源较差的时间段，使用吸收储存的热量继续做功发电，当吸收储存发电量超出储热系统最大容量后，超出部分用弃风弃光调节。

设风电站弃风系数δ_wda（i），则需要弃风功率为P_wpa（i），见式（7）；设光伏电站弃光系数δ_pva（i），则需要弃光功率为P_pva（i），见式（8）。

(7)

(8)

太阳能热发电站设置电加热器功率为P_tes，对弃风弃光功率进行判定，确定有效储能功率T_ef（i）和资源弃置功率T_out（i），见式（9）、式（10）。

(9)

(10)

3.3 评价指标

对于本文提出的风电、光伏、太阳能热发电多能互补配比计算模型，配比方案评价指标主要有协方差、资源弃置率、容量达到率等。

3.3.1 多能互补实际送出功率与目标送出功率的协方差C_ov

C_ov定义为电网目标负荷、实际送出负荷偏离各自期望值的期望乘积，见式（11）。协方差越小，说明实际送出负荷越符合电网运行趋势，配比方案输出越平稳，电能质量越好。通过设置不同配比方案，迭代计算出协方差最小的风电、光伏、太阳能热发电的功率配比方案。该指标为主要指标。

(11)

3.3.2 多能互补系统联合调度模式下资源弃置率R_A

R_A定义为多能互补电站经太阳能热发电站储热系统调节后，超出可调范围需要继续弃置的风能、太阳能资源实际弃置率，见式（12）。资源弃置率越低，说明多能互补配比方案系统层面互补效益更好，利用清洁自然资源能力越高。该指标为参考指标。

(12)

3.3.3 多能互补系统联合出力达到率RE

为分析多能互补集群所能达到的送出能力而定义了达到率R_E，其定义为基于典型日或者典型年的模拟，多能互补方案全时序平均实际送出负荷占同场建设或者升级规模P_desi的百分比，见式（13）。达到率是基于数据模拟的参考指标，数值越高说明多能互补方案系统耦合性越高。该指标为参考指标。

(13)

4 算例配比分析 4.1 基础参数

以电网某年度负荷数据曲线数据为优化目标，根据上述配比模型对配比方案进行夏、冬季各1个典型日24 h逐时计算。首先确定系统配比计算基础参数，如表 1和图 2所示。

4.2 分析评价

根据同场建设或者升级规模以及风电、光伏、太阳能热发电技术要求，拟定了7种配比方案分别进行迭代计算，各方案风电、光伏、太阳能热发电装机容量配比方式见表 2。

4.2.1 协方差分析

将每套匹配方案夏、冬日的实际送出负荷曲线与电网夏、冬日目标负荷曲线进行了协方差计算，结果见表 3。

由表 3可知，方案3（即风电:光伏:太阳能热发电装机容量配比为1.5:0.5 :1）的夏季典型日协方差、冬季典型日协方差以及斜方差之和均最小，表明该匹配方案多能互补总体实际送出负荷与电网的目标负荷趋势最接近，较其他匹配方案的电能质量高，对电网运行稳定性影响最小。该方案若风电装机150 MW，光伏装机50 MW，太阳能热发电（图中简称光热）装机100 MW，则夏、冬季典型日运行曲线分别见图 3、图 4。

由图 3、图 4可知，通过合理配置储热系统，太阳能热发电可以降低对光资源的依赖性，实现长时间连续运行；同时通过合理调控储存热量，还可以实现较灵活的负荷调节功能。

4.2.2 资源弃置率分析

受采暖期调峰任务、自备电厂挤占空间、电网输送能力以及消纳政策等因素的影响^[3-5]，风电、光伏电站均存在弃风弃光情况。假定风能、太阳能资源发电弃风弃光率为15%，使用资源弃置计算模型对上述7种方案进行模拟，计算结果见表 4。

由表 4可知，各方案实际资源弃置率均远低于假定值（15%），其中方案7弃置率最低，方案6次之。结果表明多能互补项目中，太阳能热发电占比高有利于降低资源弃置率。通过储热系统吸收风电和光伏的弃风弃光发电量，将其转化为热能储存，后续根据电网负荷需求决定维持太阳能热发电长时间连续做功发电或者进行采暖供热。当吸收储存发电量超出储热系统最大容量后，超出的部分利用弃风弃光调节，这一部分为多能互补集群的实际资源弃置率^[6-8]。

4.2.3 达到率分析

达到率是基于拟定的计算基础参数得出的参考指标，不能用于认定多能互补集群的设计容量，仅可作为各种严格约束条件下系统运行耦合性的1种表征。各方案达到率计算结果见表 5。

由表 5可知，基于相同的计算基础参数，方案3的达到率最高，说明风电、光伏以及太阳能热发电作为单独建设、系统耦合的多能互补集群，采用方案3的配比运行可实现系统层面更好的耦合特性，使用太阳能热发电灵活的调整负荷输出来调节集群整体实际送出，使平均实际送出容量更高。其余方案均意味着多能互补集群没有足够的太阳能热发电容量或者太阳能热发电容量过剩，而导致集群整体输出能力均不是最优结果。

5 结论

（1）本研究建立了1种适用于风电、光伏以及太阳能热发电多能互补各部分装机容量的配比计算模型，包含基本计算模型和资源弃置计算模型，可以探讨多能互补集群的建设配比。

（2）基于计算模型建立了3种评价指标分析体系，即协方差、资源弃置率以及达到率，用以判断各种多能互补配比方案的最优趋势。

（3）设置了7种多能互补配比方案，依托内蒙古电网某年度夏、冬季典型日逐时负荷曲线数据以及内蒙古某地风电、光伏对应运行数据等基础参数，对7种方案进行了迭代计算和性能评价。

评价结果为方案3，即风电装机若为150 MW，则光伏装机50 MW、太阳能热发电装机100 MW时具有最小的协方差求和（98.7）、最大的达到率（70.35%）及远低于假定弃风弃光率（15%）的实际资源弃置率（1.33%）。说明方案3配比方式的实际送出负荷与电网的目标负荷趋势最切近，较其他匹配方案电能质量高，对电网运行稳定性影响小。同时还具有更好的系统整体送出能力，可有效减少弃风弃光资源浪费。

6 结语

本文提出的计算模型适用于太阳能热发电新建或者升级改造项目，同时也对开展其他多能互补项目配比计算具有参考意义。