新疆电网光热发电效益评估

傅旭，张雨津，李富春，杨攀峰

（中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司）

0 引言

目前，中国已经成为了全球风电和光伏发电装机容量最大的国家，弃风、弃光等问题日益突出［1-2］，CSP（光热发电）技术具有清洁、调节性能好、配有储能系统等特点逐渐成为热点［3］。由于光伏和风电的随机性，光伏、风电的容量效益较小，在系统中只有电量效益。文献［4］建立了含CSP电站的考虑绿色证书交易的电-热能源系统优化运行模型，从运行经济性、可再生能源利用率和低碳效益方面提出了评价指标。文献［5］从电源侧考虑，采用中点分割法迭代求解在一定可靠性指标下，光伏机组的置信容量。文献［6-7］提出了光热机组可配合风电运行，降低风电机组的不确定性，进而降低系统的辅助服务需求并提高系统可靠性。文献［8-9］从可靠性的角度分析了含有储热及不含储热的光热机组的容量可信度。文献［10-12］对光热机组建立优化运行模型。文献［13-14］以青海电网为算例，对省级电网新能源与储能、天然气发电融合发展的经济性进行了研究。文献［15］针对目前电力系统灵活性不能满足新能源消纳需求的情况，构建源网荷协调规划模型，从系统角度进行电源机组、电网线路与需求侧资源的统筹规划。

光热电站在电力系统中发挥的效益与太阳能资源特性、储热时长、调度运行方式等多种因素密切相关，在电力系统规划设计阶段，光热发电以多大规模参加装机平衡，对于系统规划设计与调度运行至关重要［16］。本文采用新能源弃电量、火电发电量、储能电源发电量、运行煤耗等多种指标全方位衡量光热的发电成本和效益，计算了光热电站的容量效益、电量效益。以新疆电网为研究算例，分析了省级电网中光热电站的效益和国民经济情况，研究成果可为光热电站发展研究提供参考。

1 光热发电容量效益和电量效益

光热电站的容量效益是指光热电站可替代常规电源的容量。当系统中含有新能源发电、抽水蓄能电站和电化学储能电站时，光热电站的容量效益评估十分复杂，文献［16］给出了一种采用等可靠性指标法评估光热电站的容量效益和电量效益的方法，本文采用此方法计算新疆电网光热电站投入运行后可以替换火电装机容量的能力，即光热电站的容量效益。光热电站容量效益示意如图1所示。

图1 光热电站容量效益示意图

由图1可知，若没有光热电站，则在可靠性指标R（取研究周期内由于供电不足造成的用户停电所损失的电量，即由于系统电源不可靠而使得用户减少的用电量）的约束下，电力系统的火电装机容量需求为 A；加入光热电站后，在相同的可靠性指标约束下，电力系统的火电装机容量需求为 B。火电装机容量需求A与火电装机容量需求B的差值反映了由于光热电站投入运行而使电力系统可减少的火电装机容量，此火电装机容量需求的差值即为光热电站的容量效益。

光热电站的电量效益是光热电站加入后电力系统可以减少的煤耗，光热发电的电量效益一般包括3部分：一是光热发电量可以减少的火电煤耗；二是光热由于具有调节性能而降低风电和光伏的弃电率，其增加的风电和光伏发电量可以降低的火电煤耗；三是光热电站改善火电运行条件而降低的火电煤耗。

在计算光热电站的容量和电量效益时，采用基于全年8 760 h的生产模拟，以周为尺度，在满足负荷需求约束下（约束条件包括：系统平衡约束、电站或机组运行约束、地区间联络线功率约束等），考虑了电化学储能、光热、机组等，尽量减少新能源弃电和发电煤耗。全时段生产模拟的数学模型见文献［16-17］。

2 新疆光热发电效益评估

以 2025年新疆新能源利用率达 95%的新能源规模作为研究的基础方案，即风电装机31 000 MW，光伏装机15 500 MW。在此基础方案上，保持风电、光伏装机不变，进行生产模拟，测算新增1 000 MW、2 000 MW和3 000 MW光热电站时的容量效益及电量效益。生产模拟计算涉及的经济指标如表1所示，其中标准煤价格为中国电煤价格指数，按照热值折算为标准煤后，增加800元环境成本得来。

表1 经济测算指标

生产模拟结果和光热电站效益测算结果见表2，可得出以下结果：

表2 光热电站效益测算结果

（1）新建1 000 MW光热电站的容量效益为1 000 MW，火电装机替代率为100%；电量效益方面，新能源消纳电量增加40.8×108kW∙h，新能源弃电减少4.7×108kW∙h，火电电量减少40.8×108kW∙h，电力全系统减少煤耗153×104tce/a。最大火电开机典型周运行见图2，新增1 000 MW光热最大火电开机典型周运行见图3，新增1 000 MW光热新能源大发典型周运行见图4。

对比图2和图3可以得出：在全年最大火电开机典型周中，新建光热电站后火电最大出力下降，对应需要火电开机下降，体现出光热电站对火电装机的替代性，即容量替代效应。由图4可以得出：在新能源大发典型周中，有3种典型日，即光伏大发典型日、风电光伏同时大发典型日和新能源平发典型日。光伏大发典型日中，中午光伏出力较大时刻，水电保持强迫出力运行，火电压至最小技术出力，此时光热电站停机，帮助系统调峰；在傍晚时段，光伏停机，此时光热电站出力，清空热罐热量，各电源均运行在合理工作位置。风光同时大发典型日中，电力系统全天调峰能力均不足，光热电站没有合适的工作位置而停机，热罐储热，以跨日调节的方式发电。新能源平发典型日中，光热电站在光伏出力较大时维持最小技术出力，于其他时段清空热罐热量，实现新能源为新能源调峰。

图2 最大火电开机典型周运行图

图3 新增1 000 MW光热最大火电开机典型周运行图

图4 新增1 000 MW光热新能源大发典型周运行图

（2）新建2 000 MW光热电站的容量效益为2 000 MW，火电装机替代率为 100%；电量效益方面，新能源消纳电量增加81×108kW∙h，新能源弃电减少8.9×108kW∙h，火电电量减少81×108kW∙h，电力全系统减少煤耗298×104tce/a。

（3）新建3 000 MW光热电站的容量效益为3 000 MW，火电装机替代率为100%；电量效益方面，新能源消纳电量增加120.9×108kW∙h，新能源弃电减少13.1×108kW∙h，火电电量减少120.9×108kW∙h，系统减少煤耗446×104tce/a。

新增光热电站后，新能源利用率降低，因此可通过新增新能源装机容量进一步提升可再生电量占比，本节通过增加光伏装机，提高新能源发电量，光伏增加方案见表3，生产模拟计算结果见表4、表5，由此可以得出以下结果：

表3 光热可新增光伏装机测算方案

表4 1 000 MW光热可新增光伏装机容量模拟计算结果

表5 2 000 MW光热可新增光伏装机容量模拟计算结果

一是在维持新能源利用率基本不变时，新疆新增1 000 MW光热电站可配套新增3 500 MW光伏，火电电量减少92×108kW∙h，全电网可再生电量占比由 26.6%提升至 28.3%，内用非水可再生电量占比由13.4%提升至15.6%。

二是在维持新能源利用率基本不变时，新疆新增2 000 MW光热电站可配套新增5 000 MW光伏，火电电量减少 152×108kW∙h，全电网可再生电量占比由 26.6%提升至 29.4%，内用非水可再生电量占比由13.4%提升至16.9%。

表6给出了3种光热造价下不同规模光热电站的等年值变化情况。可以看出：以当前25 000元/kW的光热造价水平，随着新疆电网光热规模的增加，电力系统年费用逐渐升高，即新疆建设光热电站不具备国民经济性。当光热造价水平分别下降至当前的70%和50%时，新疆建设光热电站依然不具备国民经济性。

表6 3种光热造价下不同规模光热电站国民经济比较

3 结论

采用新能源弃电量、火电发电量、新能源发电量、运行煤耗等多种指标衡量新疆电网光热发电的成本和效益，计算了新疆光热电站的容量效益、电量效益，进行了国民经济评价。研究结果表明：相比于光伏发电，光热发电具有较高的容量效益，可以替代常规电源。在维持新能源利用率基本不变时，新疆新增光热电站可配套新增光伏，从而提升可再生电量占比。从国民经济情况来看，按照目前光热造价成本，新疆发展光热尚不具备国民经济性。