0 引言

 

  當前，我國以煤為主的能源生產(chǎn)和消費結構給大氣環(huán)境造成嚴重污染、導致CO2 排放量居高不下、能源供應不可持續(xù)[1]。在2009 年12 月哥本哈根聯(lián)合國氣候變化會議召開前夕，我國自主承諾要在2020 年實現(xiàn)單位GDP 的CO2 排放比2005 年減少40%~45%，非化石能源的比重達到15%。在逐漸形成的以大型集中式發(fā)電和分布式發(fā)電相結合的第三代電網(wǎng)中，非化石能源發(fā)電的比例將會有較大提高[2-3]。可再生能源(renewable energy sources，RES)規(guī)劃作為發(fā)展中的一個基礎環(huán)節(jié)，對整個可再生能源優(yōu)化、有序、高效地發(fā)展起著重要作用。

 

  文獻[13-15]依據(jù)研究對象的可再生資源狀況及潛力、電力供需現(xiàn)狀及特點等實際情況，對包含一種可再生能源發(fā)電或幾種能源組合的發(fā)電形式進行了可再生能源規(guī)劃，制定出的不同規(guī)劃方案為可再生能源的開發(fā)利用提供了參考。但是，研究中不涉及CO2 減排約束下規(guī)劃方案的制定，也不考慮在建有多個風速觀測站的情況下風速數(shù)據(jù)綜合處理的問題。

 

  本文以建有多個測風站的某市級電網(wǎng)為研究實例，依據(jù)其歷史負荷數(shù)據(jù)、風資源數(shù)據(jù)，以可再生電力混合優(yōu)化模型(hybrid optimization model forelectric renewables，HOMER)為研究平臺進行了含風力發(fā)電的可再生電力能源規(guī)劃研究。以經(jīng)濟性最優(yōu)為目標，確定了不同CO2 減排目標下可執(zhí)行的能源規(guī)劃方案，給出了各方案下風力發(fā)電比例的參考值和污染物排放量，研究了向電網(wǎng)送電量、從上級電網(wǎng)購電價格、風速、風電成本、電煤價格等因素對能源規(guī)劃的影響，為該區(qū)域制定可再生能源發(fā)展政策提供了參考。

 

  1 算例簡介

 

  某市級電網(wǎng)在 2000—2005 年間保持了12.7%的負荷年均增長率，負荷的概率分布如圖1 所示。

 

  至2006 年底，電網(wǎng)火電裝機容量為345MW，包括了全部汽輪發(fā)電機組以及小容量的柴油發(fā)電機組，電力缺口由與其連接的上級電網(wǎng)供應。除火電外，僅有很小容量的風電機組在運行，其電力供應能力非常有限，本文在分析中作了忽略。

 

  該電網(wǎng)屬于風能最佳區(qū)，風力大，有效風能利用率高，風力周期性變化規(guī)律很強。平均風速為5.47 m/s，風能密度大于200 W/m2，全年風速大于3 m/s 小時數(shù)達6 000~7 500 h，開發(fā)條件也比較成熟。由于地域范圍較廣、地形較復雜，風速觀測站數(shù)量很多。

 

  為方便分析，本文在能源規(guī)劃中做如下簡化：

 

  將算例電網(wǎng)總電源裝機容量等效為1 臺345MW的汽輪發(fā)電機；電網(wǎng)負荷不進行分級分類，全部設為基礎負荷；上級電網(wǎng)等效為售電容量和購電容量一定的單元；僅以一個縣域可開發(fā)風資源為可利用風能資源總量進行能源規(guī)劃，采用文獻[16]的平均風速參與因子法對該縣域內(nèi)風速觀測站的歷史數(shù)據(jù)進行綜合處理，得到描述該區(qū)域風資源狀況的風速數(shù)據(jù)，其概率分布如圖2 所示。在不特別說明的情況下，安裝風機的地域選為平均風速為5.85m/s 的縣域。

 

  2 能源規(guī)劃方案的確定

 

  2.1 HOMER 模型

 

  HOMER 是由美國可再生能源實驗室(NationalRenewable Energy Laboratory，NREL)著手研發(fā)的可再生能源混合發(fā)電經(jīng)濟?技術?環(huán)境優(yōu)化分析計算模型。它以凈現(xiàn)值成本(net present cost，NPC)，即可再生能源混合發(fā)電系統(tǒng)在其生命周期內(nèi)的安裝和運行總成本)為基礎，模擬不同可再生能源系統(tǒng)規(guī)模、配置，在一次計算中能同時實現(xiàn)仿真、優(yōu)化和靈敏度分析3 種功能。其優(yōu)化和靈敏度分析算法，可以用來評估系統(tǒng)的經(jīng)濟性和技術選擇的可行性，可以考慮技術成本的變化和能源資源的可用性。它能夠模擬系統(tǒng)的運行過程，提供全年每小時各種可再生能源發(fā)電量及系統(tǒng)電力平衡情況；能夠詳細計算系統(tǒng)全年燃料、環(huán)境、可靠性、電源、電網(wǎng)等各項成本；能給出不同限制條件下的最優(yōu)化可再生能源發(fā)電規(guī)劃方案。

 

  2.2 當前電網(wǎng)仿真模型及計算結果

 

  目前，算例電網(wǎng)處于聯(lián)網(wǎng)運行狀態(tài)，電網(wǎng)結構中不含風力發(fā)電，其簡化結構如圖3 所示。圖中：

 

  汽輪發(fā)電機用模塊“G345”表示；上級電網(wǎng)用“Grid”模塊模擬；基礎負荷用模塊“Primary load”表示。

 

  在上述的等效系統(tǒng)中，汽輪發(fā)電機G345 是由多臺200MW 以下的中小型機組等效組成的，因此該機組的基本造價費用(不含脫硫設備)按200 MW機組的造價水平，取為2 777 元/kW[20]。貼現(xiàn)率按電力建設項目的長期投資利率取為6.36%[20]，機組的維護費用率取3%，壽命為25 a，年利用小時數(shù)為5 500 h。

 

  對上述模型進行分析，仿真中設定從電網(wǎng)購電容量為245 MW，某市級電網(wǎng)與大電網(wǎng)間的購電價格為0.4 元/kW?h。經(jīng)計算得，火電發(fā)電量占供電總量的85%，其余電量由上級電網(wǎng)提供；火力發(fā)電邊際成本為0.296 元/kW?h，該市級電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本(cost of energy，COE)為0.361 元/kW?h，火電機組年運行小時數(shù)達8 712 h，容量系數(shù)為89%，機組壽命僅有15.7 a，全年煤耗量為1 049 721 728 kg。圖4 是火電機組輸出功率的概率分布圖。顯然，火電機組全年運行在滿載狀態(tài)的概率有56%。圖5 是火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率隨負荷變化的散點圖。從圖5 易知，在負荷較小時，主要靠調(diào)節(jié)小容量的柴油機配合上級電網(wǎng)送電來調(diào)節(jié)電力平衡；隨著負荷增大，逐步投入適當容量的火電機組；當負荷超過火電機組總?cè)萘亢螅瑒t依靠大電網(wǎng)的送電功率來維持平衡，直至聯(lián)絡線輸送功率最大值。

 

  另外，仿真計算給出了污染物排放量計算結果：CO2、CO、未燃燒的碳氫化合物(unburnedhydrogen carbon，UHC)、煙霧和煙塵以及液體滴等顆粒物(particulate matter，PM)、SO2、NOx 的排放量分別為2 984. 325 888、19.572 188、0.011 720、2.554932、23.619840、1.310480 Gg/a。

 

  2.3 含風力發(fā)電的能源規(guī)劃

 

  2.3.1 含風力發(fā)電的電網(wǎng)仿真模型

 

  含風力發(fā)電的能源規(guī)劃中，需要根據(jù)規(guī)劃對象的風資源狀況進行風機型號選擇。所選風機在滿足達到目標容量、適用于當?shù)仫L資源等各種限制條件外，同時也應易于與當?shù)馗鞣N自然條件相適應[13]。

 

  本文采用華銳風電科技(集團)股份有限公司生產(chǎn)的SL1500 型風機[21]，其造價水平參考文獻[22]取為4 814 元/kW，壽命為25 a。

 

  2.3.2 無外送電量的規(guī)劃方案確定

 

  在本部分的研究中，以 2.2 節(jié)中僅有火電機組時的CO2 排放量為基準，設定CO2 減排目標分別為7%、10%、15%、20%、40%，從電網(wǎng)購電容量為245MW，向電網(wǎng)售電容量為0，從上級電網(wǎng)購電價格為0.4 元/kW?h，煤價為0.8 元/kg [23]，進行HOMER優(yōu)化計算，部分結果列于表1 中。

 

  可以看出，對本文算例而言，隨著減排比例的提高，風機數(shù)量和可再生能源發(fā)電比例的增長速度都逐漸加快，前者的增速快于后者，這說明風機數(shù)量與相應的可再生能源發(fā)電比例呈非線性關系，增加風機數(shù)量可以提高可再生能源發(fā)電比例的優(yōu)勢是逐漸消退的。COE 先出現(xiàn)了緩慢下降，在CO2減排率為45%時達到最低點，之后快速增長，即表明投入風力發(fā)電帶來的經(jīng)濟效益不會隨風電規(guī)模的擴大而持續(xù)增長。這是因為，在沒有儲能裝置的情況下，雖然增大風電裝機容量，但由于風電本身的間歇性而不能滿載運行，相當于過度裝設風電機組，提高了資本成本；在CO2 減排率高于45%的強制約束下，只能通過頻繁投切風電及火電機組來人為地增加風力發(fā)電時間，這也會嚴重折損機組壽命，增加了運行成本。

 

  針對上述情況，可以考慮3 種解決方案：一是增設儲能設備；二是引入其它形式的可再生能源發(fā)電；三是允許向上級電網(wǎng)送電。若在該區(qū)域電網(wǎng)裝設大容量儲能設備，所需設備數(shù)量龐大，也會大幅度提高供電成本，而后兩種方案更為可行，本文僅對第3 種方法進行分析。

 

  2.3.3 含外送電量的規(guī)劃方案確定

 

  在前述分析中，均設定不向上級電網(wǎng)送電。在本部分中，重新設定了向上級電網(wǎng)的送電容量。經(jīng)過詳細分析發(fā)現(xiàn)，在不同CO2 減排目標下外送電量的最大容量限制不同，其值列于表2 中。其中，風機數(shù)量1 是在平均風速v 為5.85 m/s 的地區(qū)實現(xiàn)各CO2 減排目標時所需的最小風機數(shù)量；風機數(shù)量2是在平均風速為4.67 m/s 的地區(qū)實現(xiàn)各CO2 減排目標時所需的最小風機數(shù)量；風機數(shù)量2 大于風機數(shù)量1。表中：“—”表示沒有可行解，即在平均風速為4.67 m/s 的地區(qū)安裝數(shù)量1 的風機，不能實現(xiàn)CO2 減排目標；“*”表示在相應的減排目標下，在平均風速為7.00 m/s 的地區(qū)安裝風機數(shù)量2 的機組，可外送電量的最大容量值達到風電裝機容量。

 

  分析表 2 數(shù)據(jù)可得如下結論：如果僅安裝能達到減排目標所需的最少數(shù)量的風機，則區(qū)域電網(wǎng)可外送電量是非常有限的；如果適當增加風機數(shù)量，外送電量的最大容量將會大幅度提高。

 

  2.3.4 規(guī)劃方案計算結果比較

 

  1）電力供應結構比較。

 

  表 4 列出了各種規(guī)劃方案的電力供應結構，主要是風電、火電、從電網(wǎng)購電的電量及各自所占比例。

 

  分析表中數(shù)據(jù)易知，風力發(fā)電的引入，降低了火電機組滿載運行的概率值，降低了火電機組發(fā)電及從電網(wǎng)購電的比例，風電比例隨著風機數(shù)量的增加而得到提高。圖7 給出了方案4 中風電輸出功率、火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率的概率分布圖。

 

  限于篇幅，圖8 僅給出了方案4 的風電輸出功率、火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率隨負荷變化的散點圖。分析表明，隨著風電比例的增大，火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率的可調(diào)節(jié)范圍也變大，區(qū)域電網(wǎng)的供電裕度得到明顯改善。

 

  2）經(jīng)濟成本比較。

 

  規(guī)劃方案4 的經(jīng)濟成本如圖9 所示。圖中，橫坐標包括了資本成本(capital) 、重置成本(replacement)、運行成本(operating)、燃料成本(fuel)和節(jié)約的成本(salvage)5 項內(nèi)容；縱坐標表示凈現(xiàn)值成本，描述了風電(SL1500)、火電(G345)和電網(wǎng)購電(grid)在所列各項成本中所占比例。

 

  從圖 9 中可以看出，當外送電量較大時，有大量從電網(wǎng)購電的成本被抵消，區(qū)域電網(wǎng)的等效運行成本從而也大幅減少，提高了運行的經(jīng)濟性。另外，與其它方案的經(jīng)濟成本比較發(fā)現(xiàn)，在沒有外送電量或者外送電量較少的情況下，從電網(wǎng)購電成本隨著減排目標的提高而增長，與火電相關的成本變化主要表現(xiàn)在燃料成本的減少，運行成本、重置成本略有降低。風電成本變化主要體現(xiàn)在資本成本的增加上，這是因為在CO2 減排率和外送電量均較大的條件下，方案4 中風機數(shù)量最多，相應的運行成本也有所提高。

 

  3）污染物排放量分析。

 

  在不同 CO2 減排目標下，各規(guī)劃方案污染物排放量列于表5 中。分析可知，方案1—3 中，隨著CO2 減排率增大和風機數(shù)量的增多，CO、UHC、PM、SO2、NOx 的排放量都有明顯減少，煤耗量也大幅降低，表現(xiàn)出風力發(fā)電對節(jié)能減排所起的顯著作用。方案4 在滿足CO2 減排15%的條件下，由于有較大大容量的外送電量，區(qū)域內(nèi)火電機組的運行時間比其它方案要長，所以消耗了更多的燃料，污染物排放量也有所增加。

 

  通過電力供應結構、經(jīng)濟成本、污染物排放量3 個方面的比較，得出如下結論：

 

  4 組含外送電量的規(guī)劃方案是在不同CO2 減排目標下確定的，污染物排放量與無風力發(fā)電相比都有明顯減少，其中規(guī)劃方案3 的排放量最少，環(huán)境效益最優(yōu)。

 

  與沒有風力發(fā)電相比，風力發(fā)電的引入，降低了火電機組發(fā)電及從上級電網(wǎng)購電的比例；火電輸出功率和從電網(wǎng)購電功率的可調(diào)節(jié)范圍也變大，區(qū)域電網(wǎng)的供電裕度得到明顯改善；在設定風電成本與火電成本可相比擬且低于從上級電網(wǎng)購電價格的條件下，風電的引入大幅度提高了區(qū)域電網(wǎng)自供電的能力，區(qū)域電網(wǎng)的等效運行成本也大幅減少，從而提高了經(jīng)濟性。其中，規(guī)劃方案4 的經(jīng)濟性最優(yōu)，對風資源的利用最為充分，相應的區(qū)域電網(wǎng)供電裕度最大。

 

  對所研究的區(qū)域電網(wǎng)，可以分階段制定風電發(fā)展的規(guī)劃。若設定CO2 減排15%，以經(jīng)濟性最優(yōu)為標準時，方案4 則為選擇結果。該方案的風機數(shù)量、風電送出容量、風電成本可以為風電場規(guī)模的確定、風電送出所需的電力基礎設施建設以及風電入網(wǎng)政策扶持提供參考。

 

  3 影響能源規(guī)劃的重要因素研究

 

  在能源規(guī)劃方案的制定中，從上級電網(wǎng)購電價格、風速、風電成本、煤價、向上級電網(wǎng)售電功率等因素直接影響了能源規(guī)劃的優(yōu)化計算結果。在本部分，以規(guī)劃方案4(CO2 減排15%)為例，研究這些因素對規(guī)劃方案經(jīng)濟性、可行性、環(huán)境友好程度的影響程度進行了靈敏度分析，為在不同條件下選擇最佳規(guī)劃方案提供參考。

 

  COE 對向上級電網(wǎng)售電功率、從上級電網(wǎng)購電價格、煤價的靈敏度分析面積圖，并標出了電力生產(chǎn)成本值。圖中，不同的COE 值用不同顏色標識。

 

  分析圖 10(a)中各參數(shù)的變化趨勢，當向上級電網(wǎng)送電功率一定時，COE 值隨著從電網(wǎng)購電價格的升高有明顯增長；當從電網(wǎng)購電價格一定時，COE值隨著向上級電網(wǎng)送電功率的升高有明顯減小。

 

  對 COE 值的變化率進行分析，得出如下結論：

 

  從上級電網(wǎng)購電價格的升高將直接導致區(qū)域電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本的提高；與區(qū)域電網(wǎng)向外送電量為0時相比，向外有輸送電量時，購電價格對電力生產(chǎn)成本的影響要小，即表明向外輸送電量能夠降低發(fā)電成本對購電價格的靈敏度。向上級電網(wǎng)售電能夠降低區(qū)域電網(wǎng)的電力生產(chǎn)成本；售電價格越高，電力生產(chǎn)成本對向外輸送電量值的靈敏度越高；購電價格越高，電力生產(chǎn)成本對向外輸送電量值的靈敏度越高。

 

  同理，分析圖10(b)中各參數(shù)的變化趨勢可知：

 

  煤價的升高導致了區(qū)域電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本的迅速提高，電力供應綜合經(jīng)濟性快速惡化；增加向上級電網(wǎng)售電量，電力生產(chǎn)成本對煤價的靈敏度有微小程度的升高。向上級電網(wǎng)售電能夠降低區(qū)域電網(wǎng)的電力生產(chǎn)成本；煤價越高，電力生產(chǎn)成本對向外輸送電量值的靈敏度越低。

 

  分析圖 10(c)中各參數(shù)的變化趨勢可知：從上級電網(wǎng)購電價格的升高導致電力生產(chǎn)成本的顯著提高；煤價升高時，電力生產(chǎn)成本對從上級電網(wǎng)購電價格的靈敏度變化微小。

 

  煤價的升高導致了區(qū)域電網(wǎng)電力生產(chǎn)成本的迅速提高；從上級電網(wǎng)購電價格越高，電力生產(chǎn)成本對煤價的靈敏度越高。

 

  需要說明的是，圖10(b)(c)中的空白區(qū)域表示

 

  優(yōu)化計算在尋優(yōu)方向上受到約束條件限制，如果能適當調(diào)整該限制值，將能求得經(jīng)濟性更優(yōu)的規(guī)劃方案。圖10(b)(c)的約束條件分別為火電裝機容量、從上級電網(wǎng)購電容量限制。

 

  在 HOMER 的風電成本中，包括了資本成本、重置成本和運行維護成本3 個部分。圖11 給出了電力生產(chǎn)成本隨風電資本成本變化的關系圖。圖中橫坐標風電成本系數(shù)表示期望的風力發(fā)電成本與當前成本的比值。從圖11 可以看出，雖然隨著風電成本系數(shù)的減小，電力生產(chǎn)成本有所減小，但是幅度較小。這是因為在能源規(guī)劃方案中，火力發(fā)電的比重最大，風力發(fā)電的比重相對較小，火電的生產(chǎn)成本對區(qū)域電力生產(chǎn)成本的影響更大，而風電成本的影響較小。

 

  在上文所述的規(guī)劃方案中，均是以平均風速為5.85 m/s 的縣域風資源為可再生能源提供者的基礎上提出的。但是，開發(fā)利用該市級電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)的風資源，并不是僅考慮在某一個限定的地域內(nèi)建立風電場，而是要考慮在不同的風速地區(qū)安裝風機，因此有必要對不同風速進行靈敏度分析。結合市級電網(wǎng)風速分布圖，對平均風速為4.67、5.85、7.00 m/s的情況進行分析，各指標計算結果列于表6。

 

  比較表中數(shù)據(jù)可以看出，隨著平均風速的增大，風電容量系數(shù)明顯提高，電力生產(chǎn)成本、總凈現(xiàn)值成本、運行費用都明顯減小，污染物的排放量也明顯減少，環(huán)境效益顯著提高。

 

  4 結論

 

  本文以某市級電網(wǎng)為研究實例，依據(jù)其歷史負荷數(shù)據(jù)、風資源數(shù)據(jù)，采用HOMER 研究平臺，對其進行了基于風資源的可再生電力能源規(guī)劃。以CO2 減排目標為主要約束條件，以經(jīng)濟性最優(yōu)為目標函數(shù)，制定出了4 種可執(zhí)行的能源規(guī)劃方案，給出了各方案下風力發(fā)電比例的參考值和污染物排放量，研究了網(wǎng)間購電售電價格、風速、風電成本、電煤價格、向電網(wǎng)送電量等因素對能源規(guī)劃的影響。

 

  就長期規(guī)劃而言，要持續(xù)降低污染物排放量，提高CO2 減排率，需要進一步提高電網(wǎng)對風電的消納程度，制定多種可再生能源協(xié)調(diào)發(fā)展的規(guī)劃及合理的調(diào)度控制策略，研發(fā)低成本大容量的儲能裝置，從而達到供電經(jīng)濟性、可靠性與環(huán)境友好性綜合最優(yōu)的目標。