“2030碳达峰、2060碳中和”目标加速推动国内能源结构优化调整与经济社会系统性变革，打造自主可控、安全可靠、低碳可持续的能源供给体系，是保障产业安全和国家安全的战略选择^[1-3]。在双碳目标的指导下，清洁化、低碳化是新时期能源结构调整的主要方向，未来光伏发电、风力发电等非化石能源发展迅猛，新能源占比逐渐提高，而风、光等新能源出力存在的间歇性、波动性、不可控性等特点给新能源大规模消纳及系统安全稳定运行带来了挑战^[4-6]。源网荷储一体化和多能互补发展是电力行业坚持系统观念的内在要求，是实现电力系统高质量发展的客观需要，是提升可再生能源开发消纳水平、非化石能源消费比重及能源供给保障的必然选择^[7-9]。结合大规模海上风电建设打造多能互补基地，耦合非可控新能源与支撑性电源，协同能源供给设施与可控的能源存储及转化设施，在优化地区电源布局、提高地区电力供应能力、提升电网运行安全性的同时，还能大力促进可再生能源电力的开发和消纳，助力能源转型和绿色发展，推动新能源及相关下游产业集聚发展^[10-12]。

殷仁豪^[10]梳理能源基地相关政策、发展定位及实施路径，总结能源基地发展趋势，并对能源基地相关产业规划提出思考。李湃等^[11]提出了一种基于时序生产模拟的大规模新能源基地经特高压直流送出系统中长期运行优化方法，并以包含风电、光伏、光热、火电、储能的大型能源基地为例对优化方法进行仿真验证。杨庆舟等^[12]运用DDF-DEA三阶段评价模型对多能并存的20个大型能源基地进行经济、环境指标分析，划分出4种能源基地类型并提出开发建议。李凯等^[13]以赤峰大规模新能源外送示范基地为例，综合考虑风电、光伏、存量火电及抽水蓄能电站运行特性，在不增加电网调峰压力的前提下研究风光火储等电源配比方案。沈广进等^[14]分析新能源基地送出系统调相机功角特性、失稳机理与关键影响因素，为提高大型能源基地调相机同步稳定裕度的协调控制策略提供理论基础并以仿真算例加以验证。胡贵良^[15]依托金沙江上游川藏段水电梯级，对可再生能源基地的能源利用模式进行探索，提出水风光互补协同开发思路。孟沛彧等^[16]提出一种适用于多个大规模可再生能源基地远距离输电的混合四端直流输电系统，并在PSCAD/EMTDC中搭建仿真模型验证系统运行特性。张适宜等^[17]以提升新能源基地的消纳水平和并网友好性，构建一种基于模块化多电平换流器的多端柔性直流汇集系统，并提出可同时实现风、光、储等多资源优化调度的协调控制策略。朱春萍等^[18]针对内蒙古大型风光清洁能源基地研究特高压输电通道实现风、光、火打捆外送方案，探索清洁能源集约化、跨区域、大规模输送路径。习工伟等^[19]依托千万级新能源基地，使用PSASP单间机电暂态仿真模型分析基地特高压交流送出特性。综合上述文献研究成果可知，“火电+可再生能源+储能”耦合建设、打捆外送模式从安全稳定运行角度具有一定可行性，且在规模配比适宜时可优化外送电特性、减少弃风弃光现象。但目前存在以下几点尚待研究：（1）现有研究多数聚焦陆上风电与其他设施打捆送出场景，而对于近年规模增长更快、开发潜力更大但波动性更强、调节难度更大的海上风电打捆送出场景研究较少；（2）现有研究多数仅通过储能设施实现电力错峰送出，在季节性调峰需求大的情况下难以进一步提升送出特性优化效果；（3）现有研究未考虑除提升可再生能源消纳水平以外的减碳手段，减碳水平尚有提升空间。

文章以在通道建设空间受限的情况下保障能源供给、大规模送出或本地消纳间歇性绿电并进一步挖掘减碳潜力为目标，研究分析基于海上风电登陆、送出场景的“风火储氢碳”复合型能源基地耦合建设与打捆送出方案，在“风+火+储”耦合建设的基础之上，引入电解水制氢与CCUS（Carbon Capture，Utilization and Storage，碳捕集、封存及再利用）增加余电本地消纳能力、缓解通道压力、减少火电运行碳排放并实现系统与下游产业发展衔接，最终提出1种风火打捆、多元耦合的绿电送出及系统运行模式，并依托HOMER软件环境及粒子群算法对试验方案进行系统仿真与指标测算分析。

海上风电相较于陆上风电，具有风资源密度高、输出相对稳定、单机发电量大等优势，是当前新能源发电领域的研究热点与重要发展方向之一^[20]。我国海上风电资源丰富，在“双碳”背景下海上风电将成为新能源大规模开发的核心模式之一，也是绿电制氢、海洋牧场等产业链的重要组成部分^[20-21]。

我国能源资源禀赋具有“多煤”特点，在“双碳”目标的指导下，火电定位开始由高速发展转向高质量发展^[20]。火电技术成熟且经济，在新型电力系统体系中，火电功能逐渐向保障供能、系统灵活性调节和战略性备用等方向偏重，同时，依托火电推动多能融合应用、扩展综合服务业务等也是新型电力系统低碳化转型的重要举措之一^[22]。

电储能是新型电力系统的重要组成部分，能通过充放电改变电源或负荷的变化特性，对新能源出力不可控、不稳定、与负荷不匹配等问题具有一定缓解效果，是大电网调峰的重要手段之一，也是新能源电厂规划建设中的一大关键点^[23]。

电制氢是电解水制氢的简称，是近年来备受关注的无碳化产氢技术。将电制氢技术与新能源发电系统结合建设，不仅可以平滑新能源的不可控出力、消纳富余绿电，还可生产工业、交通等产业领域所需氢气，带动氢能产业发展^[5]。

CCUS技术被认为是未来减少二氧化碳及其他温室气体排放、解决全球气候变暖等问题的重要手段，包含碳捕集、碳利用、碳封存3大阶段，指将二氧化碳从烟气中分离，经过压缩及运输后转化为产品或输送至指定地点封存的技术流程^[24]。

当前国内支撑性火电厂通常以独立厂区形式建设，并通过建设独立通道接入系统将电力送出。海上风电以独立大型项目形式建设，且由于海风大发时对通道输送能力要求高，在选择登陆点后通常需要新建风电送出通道。该模式下火电与海上风电的系统运行模式相互独立，示意图如图1所示。

图  1  常规送出方式示意图

Figure 1.  Diagram of normal transmission system

多能耦合打捆送出模式下火电与海上风电使用同一送出通道，通过合理安排火电检修时间、充分发挥火电机组调峰能力，利用电储能对可再生能源发电的调节作用，并结合电解水制氢、碳捕集等设施对富余电量的消纳作用，在避免新建通道的情况下实现登陆海风全额送出。该模式下火电、海上风电、电储能、制氢、碳捕集等设施在运行过程中耦合型较强，示意图如图2所示。

图  2  多能耦合打捆送出模式示意图

Figure 2.  Diagram of multi energy coupling and bundling system

系统中电力送出通道的总容量。送出通道规模越大，所需的建设空间及资金成本越高。

式中：

C ——送出通道规模（MW）；

N ——系统中出通道总数（条）；

${C}_{i}$ ——第i条送出通道容量（MW）。

系统中全部送出通道利用率的加权平均值，权重按照各通道规模计算。通道利用率越高，该方案在送出通道部分投入的空间、资金、人力等社会资源有效利用水平越高。

式中：

U ——通道利用率（%）；

${U}_{i}$ ——第i条送出通道年利用率（%）。

式中：

$ {q}_{t} $——第t小时中经通道i送出的电量（MWh）。

系统中全部火电机组年发电小时数的加权平均值，权重按照各通道规模计算。火电年发电小时数越高，火电机组利用率越高，单位供电煤耗越低。

式中：

H ——火电年发电小时数（h）；

M ——系统中火电机组台数（台）；

${H}_{j}$G ——系统中火电机组总额定容量（MW）；

${G}_{j}$ ——第j台火电机组年额定容量（MW）；

${H}_{j}$ ——第j台火电机组年发电小时数（h）。

式中：

$ {e}_{t} $——第t小时中第j台火电机组发电量（MWh）。

海上风电年发电量中因无法送出或本地消纳而弃用的电量总额。年弃风量越高，绿电有效利用水平越低。

式中：

$ {W}_{\mathrm{a}\mathrm{b}} $ ——年弃风量（MWh）；

$ {W}_{\mathrm{g}\mathrm{e}\mathrm{n}} $ ——年海上风电发电总量（MWh）；

$ {W}_{\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{n}} $ ——年送出的海上风电发电量总量（MWh）；

$ {W}_{\mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{n}} $ ——年本地消纳的海风发电量总量（MWh）。

系统每送出或向本地负荷供应1 MWh电所产生的碳排放量。单位供电碳排放越低，系统低碳化水平越高。

式中：

$ {P}_{\mathrm{p}\mathrm{u}} $ ——单位供电碳排放（g/MWh）；

$ {P}_{\mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{a}\mathrm{l}} $ ——年火电机组发电碳排放总量（g）；

$ {P}_{\mathrm{c}\mathrm{a}\mathrm{p}} $ ——年碳捕集总量（g）；

$ {E}_{\mathrm{t}\mathrm{r}\mathrm{a}\mathrm{n}} $ ——年送出电量总量（MWh）；

$ {E}_{\mathrm{c}\mathrm{o}\mathrm{n}} $ ——年本地消纳电量总量（MWh）。

以我国南方沿海某能源基地为例，该基地主要包含4 GW火电、2 GW海上风电、200 MW/400 MWh电储能、1 kNm³/h电解水制氢设施与100 t/a碳捕集设施，已有火电送出通道输电上限4.508 GW，基地厂用电负荷160 MW。

火电部分由4台1 GW燃煤机组构成，其中1号、2号机组最小技术出力35%，3号、4号机组最小技术出力30%。4台机组额定出力时单位供电煤耗为265 g/kWh，热效率为46.35%，不同负载率下煤耗及热效率曲线如图3所示。

图  3  火电煤耗及热效率曲线

Figure 3.  Coal consumption and thermal efficiency of thermal power unit

海上风电仿真风速数据取自NASA MEEEA数据库2021年逐时125 m风速数据，风力发电仿真过程考虑空气密度1.169 kg/m³，考虑尾流影响、控制与偏航、叶片污染、风机利用率、功率曲线保证率、气候影响停机、损耗及其他人为影响因素进行折减修正后按照综合折减系数15.43%计算。海上风电功率曲线与推力系数曲线如图4所示。

图  4  海上风电功率曲线与推力系数曲线

Figure 4.  Power and thrust coefficient of off-shore wind power unit

电储能类型为磷酸铁锂电池，系统效率按照90%考虑。制氢设施额定工况下产生5 MW电负荷，CCUS额定工况下产生82.45 MW电负荷，二者在仿真过程中被视为可调节负荷。

试验方案1：利用现有通道送出火电，新增2.2 GW通道送出海上风电，不考虑电储能、制氢设施、碳捕集设施作用。按照风火分别送出的常规方式进行仿真运算，作为对照组。

试验方案2：利用现有通道同时送出火电与海上风电，但火电运行策略及检修安排不耦合海上风电出力特性。不考虑电储能、制氢设施、碳捕集设施作用。在不新建通道的情况下，作为不采用风火打捆运行策略的对照组。

试验方案3：结合海上风电出力特性考虑火电调峰能力及停机检修安排，利用现有通道打捆送出火电与海上风电，不考虑电储能、制氢设施、碳捕集设施作用。检验风火打捆模式的可行性与运行特性。

试验方案4：发挥电储能、制氢设施、碳捕集设施的调节作用后，利用现有通道打捆送出火电与海上风电。在风火打捆模式的基础之上，检验引入可调节负荷是否能进一步优化系统运行特性。

依托HOMER软件环境与粒子群寻优算法理论，根据研究需求进行二次开发后，对各试验方案进行系统搭建与典型年运行仿真计算，指标测算结果数值如表1~表5所示。

由指标测算结果可知：

1）试验方案1相较于其他试验方案，未采用风火打捆送出模式，所需送出通道总建设容量达到6.708 GW、比采用风火打捆送出模式时高2.2 GW，通道平均利用率59%、比采用风火打捆送出模式时低21%~23%。由于通道规模越大则所需投资及建设空间越大，利用率越低则投资经济性越低，可推断风火打捆送出模式相较于常规送出模式可节省通道投资与建设空间，且具有更高经济性。

2）试验方案2风电与火电共用送出通道，但未根据风电出力情况调节火电出力，且未配置余电消纳设施，因此在运行仿真中产生年弃风量164 GWh。由此可认为，为充分发挥风火打捆送出模式的优势，需同步考虑耦合运行与配套设施建设。试验方案2最大弃风日系统出力曲线如图5所示。

图  5  方案2运行曲线-最大弃风日

Figure 5.  System operating graph of scheme 2-max. wind power curtailment day

3）将试验方案3与前两组方案对比可知，利用火电调峰能力并合理安排检修时间，可在不新建风电通道的同时实现零弃风，即从系统安全稳定运行角度风火打捆耦合送出可行。试验方案3在试验方案2最大弃风日的系统出力曲线如图6所示。

图  6  方案3运行曲线-方案2最大弃风日

Figure 6.  System operating graph of scheme 3-max. wind power curtailment of scheme 2

4）将试验方案4与试验方案3对比可知，通过引入电储能、制氢设施、碳捕集设施等电力移峰或消纳设施，可在不弃风的前提下提升火电利用小时数、进而提高发电效率与经济性，但由于试验方案4中电力移峰或消纳设施的配置规模相对火电、风电规模较小，因此利用小时数的提升总数不算显著。同时，由于保障了海风送出且对火电烟气进行碳捕集，试验方案4相较于其他方案可使单位供电碳排放下降30~33 g/MWh，如碳利用、碳封存产业规模提升，可扩大碳捕集设施容量进一步降低单位供电碳排放。试验方案4在试验方案2最大弃风日的系统出力曲线如图7所示。

图  7  方案4运行曲线-方案2最大弃风日

Figure 7.  System operating graph of scheme 4-max. wind power curtailment day of scheme 2

将试验方案3、方案4对比结果结合电储能、电制氢、CCUS设施的投资及效益对比表（见表6）分析可知：

1）由于单位容量投资高于新建通道的单位容量投资，通过部署电储能、电制氢及CCUS减少送出通道容量需求无法降低项目投资额。

2）电储能相较于电制氢、CCUS设施在单位投资上具有优势，但由于电储能仅能转移出力峰期而不能持续消纳富余电力，在出力曲线季节性峰谷特征明显、峰期时间长、余电总量大的海上风电调峰场景中，电储能增加绿电送出能力不具备优势，在储能设施还存在能量损耗的情况下对系统减碳的贡献有限。

3）从调峰及消纳富余电力的角度，电制氢设施成本高，在通过火电调节能力已能实现海上风电全额送出的情况下，采用电制氢手段调峰不具备经济性且难以进一步减碳。但由于通过绿电制氢可实现能源与交通领域的衔接，进而降低交通领域化石燃料使用、减少二氧化碳排放，从全社会的角度来看具有较好的发展前景。

4）CCUS可作为系统内可控负荷稳定消纳富余电力，可有效降低火电运行过程中产生碳排放，并可将捕集的二氧化碳作为产品销售、为系统运营增加收益来源。但由于CCUS在系统中仅能作为负荷而不能作为电源，因而灵活性相较于电储能、电制氢设施偏弱。

5）综合上述分析，在系统中部署电储能、电制氢及CCUS设施的主要作用不在于节省系统投资，而在于在建设条件受限时降低新建通道必要性、降低支撑性电源运行碳排放、以及推进全社会降碳及下游低碳产业发展。

为在通道建设空间受限的情况下坚实负荷中心城市能源供给保障，并实现海上风电等间歇性绿电大规模送出与消纳，耦合海上风电、火电、电储能、制氢设施及碳捕集设施的建设与运行，通过合理安排火电检修时间、充分发挥火电机组调峰能力，并结合电解水制氢、CCUS等设施对富余电量的消纳作用与利用电化学储能站对可再生能源发电的调节作用，可在避免新建通道的情况下实现登陆海风全额送出，提升现有通道利用率，降低新建通道容量需求，减少系统至社会碳排放，并推动新能源产业集群形成。虽然在目前阶段，单位容量投资额较高且下游市场尚未成熟，电解水制氢及CCUS设施暂不具备经济优势，但对于全社会跨领域降碳以及推动低碳产业链形成闭环具有重要示范意义，随产业规模效应形成，电制氢及CCUS设施相较于火电、海上风电的容量配比提升后可更有效地实现供需平衡灵活调节以及单位供电碳排放削减；同时由于多元系统在调度控制方面的复杂性，基于人工智能、大数据等新一代技术应用的智慧管控平台建设或将成为多能耦合打捆送出模式的重点研究方向之一。