新疆電網(wǎng)光熱發(fā)電效益評(píng)估

傅旭，張雨津，李富春，楊攀峰

（中國(guó)電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計(jì)院有限公司）

0 引言

目前，中國(guó)已經(jīng)成為了全球風(fēng)電和光伏發(fā)電裝機(jī)容量最大的國(guó)家，棄風(fēng)、棄光等問題日益突出［1-2］，CSP（光熱發(fā)電）技術(shù)具有清潔、調(diào)節(jié)性能好、配有儲(chǔ)能系統(tǒng)等特點(diǎn)逐漸成為熱點(diǎn)［3］。由于光伏和風(fēng)電的隨機(jī)性，光伏、風(fēng)電的容量效益較小，在系統(tǒng)中只有電量效益。文獻(xiàn)［4］建立了含CSP電站的考慮綠色證書交易的電-熱能源系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行模型，從運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、可再生能源利用率和低碳效益方面提出了評(píng)價(jià)指標(biāo)。文獻(xiàn)［5］從電源側(cè)考慮，采用中點(diǎn)分割法迭代求解在一定可靠性指標(biāo)下，光伏機(jī)組的置信容量。文獻(xiàn)［6-7］提出了光熱機(jī)組可配合風(fēng)電運(yùn)行，降低風(fēng)電機(jī)組的不確定性，進(jìn)而降低系統(tǒng)的輔助服務(wù)需求并提高系統(tǒng)可靠性。文獻(xiàn)［8-9］從可靠性的角度分析了含有儲(chǔ)熱及不含儲(chǔ)熱的光熱機(jī)組的容量可信度。文獻(xiàn)［10-12］對(duì)光熱機(jī)組建立優(yōu)化運(yùn)行模型。文獻(xiàn)［13-14］以青海電網(wǎng)為算例，對(duì)省級(jí)電網(wǎng)新能源與儲(chǔ)能、天然氣發(fā)電融合發(fā)展的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)［15］針對(duì)目前電力系統(tǒng)靈活性不能滿足新能源消納需求的情況，構(gòu)建源網(wǎng)荷協(xié)調(diào)規(guī)劃模型，從系統(tǒng)角度進(jìn)行電源機(jī)組、電網(wǎng)線路與需求側(cè)資源的統(tǒng)籌規(guī)劃。

光熱電站在電力系統(tǒng)中發(fā)揮的效益與太陽(yáng)能資源特性、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)、調(diào)度運(yùn)行方式等多種因素密切相關(guān)，在電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計(jì)階段，光熱發(fā)電以多大規(guī)模參加裝機(jī)平衡，對(duì)于系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計(jì)與調(diào)度運(yùn)行至關(guān)重要［16］。本文采用新能源棄電量、火電發(fā)電量、儲(chǔ)能電源發(fā)電量、運(yùn)行煤耗等多種指標(biāo)全方位衡量光熱的發(fā)電成本和效益，計(jì)算了光熱電站的容量效益、電量效益。以新疆電網(wǎng)為研究算例，分析了省級(jí)電網(wǎng)中光熱電站的效益和國(guó)民經(jīng)濟(jì)情況，研究成果可為光熱電站發(fā)展研究提供參考。

1 光熱發(fā)電容量效益和電量效益

光熱電站的容量效益是指光熱電站可替代常規(guī)電源的容量。當(dāng)系統(tǒng)中含有新能源發(fā)電、抽水蓄能電站和電化學(xué)儲(chǔ)能電站時(shí)，光熱電站的容量效益評(píng)估十分復(fù)雜，文獻(xiàn)［16］給出了一種采用等可靠性指標(biāo)法評(píng)估光熱電站的容量效益和電量效益的方法，本文采用此方法計(jì)算新疆電網(wǎng)光熱電站投入運(yùn)行后可以替換火電裝機(jī)容量的能力，即光熱電站的容量效益。光熱電站容量效益示意如圖1所示。

圖1 光熱電站容量效益示意圖

由圖1可知，若沒有光熱電站，則在可靠性指標(biāo)R（取研究周期內(nèi)由于供電不足造成的用戶停電所損失的電量，即由于系統(tǒng)電源不可靠而使得用戶減少的用電量）的約束下，電力系統(tǒng)的火電裝機(jī)容量需求為 A；加入光熱電站后，在相同的可靠性指標(biāo)約束下，電力系統(tǒng)的火電裝機(jī)容量需求為 B?；痣娧b機(jī)容量需求A與火電裝機(jī)容量需求B的差值反映了由于光熱電站投入運(yùn)行而使電力系統(tǒng)可減少的火電裝機(jī)容量，此火電裝機(jī)容量需求的差值即為光熱電站的容量效益。

光熱電站的電量效益是光熱電站加入后電力系統(tǒng)可以減少的煤耗，光熱發(fā)電的電量效益一般包括3部分：一是光熱發(fā)電量可以減少的火電煤耗；二是光熱由于具有調(diào)節(jié)性能而降低風(fēng)電和光伏的棄電率，其增加的風(fēng)電和光伏發(fā)電量可以降低的火電煤耗；三是光熱電站改善火電運(yùn)行條件而降低的火電煤耗。

在計(jì)算光熱電站的容量和電量效益時(shí)，采用基于全年8 760 h的生產(chǎn)模擬，以周為尺度，在滿足負(fù)荷需求約束下（約束條件包括：系統(tǒng)平衡約束、電站或機(jī)組運(yùn)行約束、地區(qū)間聯(lián)絡(luò)線功率約束等），考慮了電化學(xué)儲(chǔ)能、光熱、機(jī)組等，盡量減少新能源棄電和發(fā)電煤耗。全時(shí)段生產(chǎn)模擬的數(shù)學(xué)模型見文獻(xiàn)［16-17］。

2 新疆光熱發(fā)電效益評(píng)估

以 2025年新疆新能源利用率達(dá) 95%的新能源規(guī)模作為研究的基礎(chǔ)方案，即風(fēng)電裝機(jī)31 000 MW，光伏裝機(jī)15 500 MW。在此基礎(chǔ)方案上，保持風(fēng)電、光伏裝機(jī)不變，進(jìn)行生產(chǎn)模擬，測(cè)算新增1 000 MW、2 000 MW和3 000 MW光熱電站時(shí)的容量效益及電量效益。生產(chǎn)模擬計(jì)算涉及的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)如表1所示，其中標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)格為中國(guó)電煤價(jià)格指數(shù)，按照熱值折算為標(biāo)準(zhǔn)煤后，增加800元環(huán)境成本得來。

表1 經(jīng)濟(jì)測(cè)算指標(biāo)

生產(chǎn)模擬結(jié)果和光熱電站效益測(cè)算結(jié)果見表2，可得出以下結(jié)果：

表2 光熱電站效益測(cè)算結(jié)果

（1）新建1 000 MW光熱電站的容量效益為1 000 MW，火電裝機(jī)替代率為100%；電量效益方面，新能源消納電量增加40.8×108kW?h，新能源棄電減少4.7×108kW?h，火電電量減少40.8×108kW?h，電力全系統(tǒng)減少煤耗153×104tce/a。最大火電開機(jī)典型周運(yùn)行見圖2，新增1 000 MW光熱最大火電開機(jī)典型周運(yùn)行見圖3，新增1 000 MW光熱新能源大發(fā)典型周運(yùn)行見圖4。

對(duì)比圖2和圖3可以得出：在全年最大火電開機(jī)典型周中，新建光熱電站后火電最大出力下降，對(duì)應(yīng)需要火電開機(jī)下降，體現(xiàn)出光熱電站對(duì)火電裝機(jī)的替代性，即容量替代效應(yīng)。由圖4可以得出：在新能源大發(fā)典型周中，有3種典型日，即光伏大發(fā)典型日、風(fēng)電光伏同時(shí)大發(fā)典型日和新能源平發(fā)典型日。光伏大發(fā)典型日中，中午光伏出力較大時(shí)刻，水電保持強(qiáng)迫出力運(yùn)行，火電壓至最小技術(shù)出力，此時(shí)光熱電站停機(jī)，幫助系統(tǒng)調(diào)峰；在傍晚時(shí)段，光伏停機(jī)，此時(shí)光熱電站出力，清空熱罐熱量，各電源均運(yùn)行在合理工作位置。風(fēng)光同時(shí)大發(fā)典型日中，電力系統(tǒng)全天調(diào)峰能力均不足，光熱電站沒有合適的工作位置而停機(jī)，熱罐儲(chǔ)熱，以跨日調(diào)節(jié)的方式發(fā)電。新能源平發(fā)典型日中，光熱電站在光伏出力較大時(shí)維持最小技術(shù)出力，于其他時(shí)段清空熱罐熱量，實(shí)現(xiàn)新能源為新能源調(diào)峰。

圖2 最大火電開機(jī)典型周運(yùn)行圖

圖3 新增1 000 MW光熱最大火電開機(jī)典型周運(yùn)行圖

圖4 新增1 000 MW光熱新能源大發(fā)典型周運(yùn)行圖

（2）新建2 000 MW光熱電站的容量效益為2 000 MW，火電裝機(jī)替代率為 100%；電量效益方面，新能源消納電量增加81×108kW?h，新能源棄電減少8.9×108kW?h，火電電量減少81×108kW?h，電力全系統(tǒng)減少煤耗298×104tce/a。

（3）新建3 000 MW光熱電站的容量效益為3 000 MW，火電裝機(jī)替代率為100%；電量效益方面，新能源消納電量增加120.9×108kW?h，新能源棄電減少13.1×108kW?h，火電電量減少120.9×108kW?h，系統(tǒng)減少煤耗446×104tce/a。

新增光熱電站后，新能源利用率降低，因此可通過新增新能源裝機(jī)容量進(jìn)一步提升可再生電量占比，本節(jié)通過增加光伏裝機(jī)，提高新能源發(fā)電量，光伏增加方案見表3，生產(chǎn)模擬計(jì)算結(jié)果見表4、表5，由此可以得出以下結(jié)果：

表3 光熱可新增光伏裝機(jī)測(cè)算方案

表4 1 000 MW光熱可新增光伏裝機(jī)容量模擬計(jì)算結(jié)果

表5 2 000 MW光熱可新增光伏裝機(jī)容量模擬計(jì)算結(jié)果

一是在維持新能源利用率基本不變時(shí)，新疆新增1 000 MW光熱電站可配套新增3 500 MW光伏，火電電量減少92×108kW?h，全電網(wǎng)可再生電量占比由 26.6%提升至 28.3%，內(nèi)用非水可再生電量占比由13.4%提升至15.6%。

二是在維持新能源利用率基本不變時(shí)，新疆新增2 000 MW光熱電站可配套新增5 000 MW光伏，火電電量減少 152×108kW?h，全電網(wǎng)可再生電量占比由 26.6%提升至 29.4%，內(nèi)用非水可再生電量占比由13.4%提升至16.9%。

表6給出了3種光熱造價(jià)下不同規(guī)模光熱電站的等年值變化情況。可以看出：以當(dāng)前25 000元/kW的光熱造價(jià)水平，隨著新疆電網(wǎng)光熱規(guī)模的增加，電力系統(tǒng)年費(fèi)用逐漸升高，即新疆建設(shè)光熱電站不具備國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)光熱造價(jià)水平分別下降至當(dāng)前的70%和50%時(shí)，新疆建設(shè)光熱電站依然不具備國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。

表6 3種光熱造價(jià)下不同規(guī)模光熱電站國(guó)民經(jīng)濟(jì)比較

3 結(jié)論

采用新能源棄電量、火電發(fā)電量、新能源發(fā)電量、運(yùn)行煤耗等多種指標(biāo)衡量新疆電網(wǎng)光熱發(fā)電的成本和效益，計(jì)算了新疆光熱電站的容量效益、電量效益，進(jìn)行了國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)。研究結(jié)果表明：相比于光伏發(fā)電，光熱發(fā)電具有較高的容量效益，可以替代常規(guī)電源。在維持新能源利用率基本不變時(shí)，新疆新增光熱電站可配套新增光伏，從而提升可再生電量占比。從國(guó)民經(jīng)濟(jì)情況來看，按照目前光熱造價(jià)成本，新疆發(fā)展光熱尚不具備國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。