摘要：大力發(fā)展新能源發(fā)電是我國電力行業(yè)發(fā)展的重要目標(biāo)，但僅靠風(fēng)電、光伏來完成新能源消納占比要求，將導(dǎo)致棄電率高居不下。光熱發(fā)電儲熱環(huán)節(jié)具有調(diào)節(jié)能力，利用光熱發(fā)電代替風(fēng)電和光伏，可降低風(fēng)電和光伏棄電率，同時發(fā)揮容量效益，降低火電裝機規(guī)模及煤耗。但光熱發(fā)電的高成本限制了光熱發(fā)電的發(fā)展，如何評估光熱發(fā)電在電力系統(tǒng)中的效益，對光熱發(fā)展具有重要意義。提出一種等新能源消納能力約束下的光熱電站效益評估方法，可綜合考慮光熱發(fā)電的新能源裝機替代效益、降低火電裝機的容量效益、減少火電發(fā)電量的煤耗效益，從而全面評估光熱發(fā)電在系統(tǒng)中的效益。研究成果可為青海光熱發(fā)電的效益評估提供參考。

引言

光熱發(fā)電利用大規(guī)模陣列拋物或碟形鏡面將太陽光匯聚到收集裝置，由傳熱介質(zhì)收集太陽能，通過換熱裝置產(chǎn)生蒸汽，驅(qū)動汽輪機發(fā)電。相對于其他可再生能源利用型式，光熱發(fā)電熱能存儲系統(tǒng)可以存儲能量，以備后續(xù)發(fā)電，或在瞬間云遮天氣中平滑電力輸出。光熱發(fā)電技術(shù)主要有槽式光熱發(fā)電技術(shù)、塔式光熱發(fā)電技術(shù)、菲涅爾光熱發(fā)電技術(shù)和碟式光熱發(fā)電技術(shù)等。電力科技工作者對光熱發(fā)電的調(diào)度運行進行了大量的研究[1-10]。文獻[11]-文獻[15]研究了儲熱環(huán)節(jié)對光熱機組的容量可信度的影響、光熱電站效益的發(fā)揮與資源特性、儲熱時長、調(diào)峰方式等因素的關(guān)系。文獻[16]提出一種光熱聚合建模方法,將多臺機組聚合成一臺等效機組，從而減小問題規(guī)模、加速模型求解。文獻[17]對光熱發(fā)電的國民經(jīng)濟性進行了評估。研究結(jié)果表明在當(dāng)前光熱、光伏、風(fēng)電的造價成本下，建設(shè)光熱電站的國民經(jīng)濟性較差。

青海海西州位于青藏高原北部，境內(nèi)包括柴達木盆地的大部分地區(qū)，年太陽總輻射量在6618 MJ/㎡～7356 MJ/㎡之間，年日照小時數(shù)在3000h以上，是青海省日照小時數(shù)最長和法向直輻射最大的地區(qū)。青海建設(shè)光熱發(fā)電有如下優(yōu)勢：

1）減少西北主網(wǎng)電力電量支撐壓力。從青海省外來看，青海存在季節(jié)性、連續(xù)多日和極端天氣日內(nèi)的調(diào)峰問題，隨著國家雙碳戰(zhàn)略和能耗雙控政策的深入實施，西北主網(wǎng)電力電量支撐能力逐步減弱，青海需要從省內(nèi)尋求保障不同時間尺度電力供應(yīng)的解決措施。

2）提高青海自身清潔電力保障能力。青海立足建設(shè)清潔能源示范省，打造清潔能源產(chǎn)業(yè)高地，煤電發(fā)展受限，氣電大規(guī)模開發(fā)也受氣源因素制約，儲能不具備電量效益。因此，青海亟需尋找合適的清潔電源補充電力電量缺額。

3）從光熱自身來看，光熱電站屬于清潔電源，由于配置儲熱裝置，自帶調(diào)節(jié)特性，可實現(xiàn)以新能源促進新能源開發(fā)，保障電力可靠供應(yīng)，支撐直流平穩(wěn)送電和安全穩(wěn)定運行。

由于光熱發(fā)電造價遠高于風(fēng)電和光伏，其國民經(jīng)濟效益較差，這導(dǎo)致光熱發(fā)電發(fā)展速度和規(guī)模均達不到預(yù)期。為了全面評估光熱發(fā)電的效益，本文首先分析了青海海西地區(qū)光熱發(fā)電特性。然后從等新能源消納能力視角下，對光熱發(fā)電的容量效益、電量效益、減少其他新能源裝機的效益進行了研究。本文采用8 760 h的全時段生產(chǎn)仿真模擬，考慮了光熱機組啟停、儲能電源和光熱電源的跨日調(diào)節(jié)等因素。研究成果可為青海光熱發(fā)電發(fā)展規(guī)模和效益評估提供參考。

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青海光熱發(fā)電出力特性

選取烏圖、冷湖和德令哈3個地區(qū)，以100 MW塔式熔鹽光熱為例。根據(jù)統(tǒng)計，烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱電站年利用小時數(shù)分別為2350h、2518h、2269h。海西地區(qū)光熱電站典型年內(nèi)各月發(fā)電量分布見圖1?？梢钥闯?，烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱發(fā)電量季節(jié)性差異明顯，2-4月、9-10月光熱電站發(fā)電量較多，6-8月和12月發(fā)電量較少。海西地區(qū)光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)區(qū)間分布統(tǒng)計見表1?？梢钥闯觯瑸鯃D、冷湖、德令哈地區(qū)光熱日等效發(fā)電小時數(shù)超過10h的天數(shù)分別為106d、130d、121d。

圖1 海西光熱電站逐月平均出力統(tǒng)計（標(biāo)幺值）

表1 光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)區(qū)間統(tǒng)計

海西地區(qū)光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)小于4h天數(shù)統(tǒng)計見表2和圖2?？梢钥闯?，烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)低于4 h的天數(shù)分別為136d、130d、155d，在5～8月發(fā)生較多。

表2 日等效發(fā)電小時數(shù)小于4 h天數(shù)統(tǒng)計

圖2 海西光熱電站日等效利用小時數(shù)小于4 h天數(shù)統(tǒng)計

海西地區(qū)光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)小于4 h的連續(xù)天數(shù)統(tǒng)計見表3和圖3。可以看出，烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱電站分別發(fā)生1次、1次、3次連續(xù)6d日等效利用小時數(shù)小于4h；烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱電站分別發(fā)生3次、0次、4次連續(xù)5d日等效利用小時數(shù)小于4h。

表3 日等效發(fā)電小時數(shù)小于4 h的連續(xù)天數(shù)

圖3 海西光熱電站日等效利用小時數(shù)小于4 h的連續(xù)天數(shù)統(tǒng)計

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等新能源消納能力視角下光熱發(fā)電效益評估

如文獻[17]所述，在當(dāng)前光熱、光伏、風(fēng)電的造價成本下，建設(shè)光熱電站不具備國民經(jīng)濟性。本文從另外一個角度，即在系統(tǒng)新能源消納指標(biāo)約束下分析光熱發(fā)電的國民經(jīng)濟性。其基本思考是在新能源棄電率較高的系統(tǒng)，僅靠風(fēng)電、光伏發(fā)電來完成新能源占比要求，將導(dǎo)致新能源棄電率居高不下，而利用光熱發(fā)電代替部分風(fēng)電和光伏，則可以獲得3類效益：

1）光熱發(fā)電本身是新能源發(fā)電，在新能源發(fā)電量不變情況下，可以替換部分光伏和風(fēng)電裝機。

2）光熱發(fā)電具有儲能環(huán)節(jié)，可以晚上發(fā)電，可以替換一部分常規(guī)火電，發(fā)揮容量效益。

3）光熱發(fā)電具有調(diào)節(jié)性，可以改善系統(tǒng)運行條件，降低煤耗。

基于上述考慮，本文在等新能源消納電量視角下評估青海電網(wǎng)光熱發(fā)電在系統(tǒng)中的綜合效益，計算步驟如下：

1）給定新能源消納指標(biāo)E，供電可靠性指標(biāo)R0，8760h生產(chǎn)仿真模擬，計算無光熱發(fā)電情況下，風(fēng)電、光伏發(fā)電量EW1和EP1、風(fēng)電裝機需求B1、光伏裝機需求C1、火電裝機需求H1、系統(tǒng)煤耗M1，使得風(fēng)電、光伏發(fā)電量EW1、EP1和系統(tǒng)供電可靠性指標(biāo)R滿足：

2）將光熱發(fā)電投入運行，降低風(fēng)電和光伏的規(guī)模，8 760 h生產(chǎn)仿真模擬，計算風(fēng)電、光伏、光熱發(fā)電量EW2、EP2和ECSP，風(fēng)電和光伏裝機規(guī)模B2和C2，系統(tǒng)煤耗M2、火電裝機需求H2，直至滿足式（2）條件，且系統(tǒng)供電可靠性指標(biāo)不變，即：

需要指出的是，對于風(fēng)電和光伏資源都比較好的地區(qū)，降低新能源裝機的方式可以有多種，應(yīng)該選擇降低全社會成本最多的方式。

式中：rH為火電生命周期內(nèi)的資金回收系數(shù)；rP為光伏生命周期內(nèi)的資金回收系數(shù)；rW為風(fēng)電生命周期內(nèi)的資金回收系數(shù)；pH為火電單位造價；pP為光伏單位造價；pW為風(fēng)電單位造價；αH為火電運行維護費率；αP光伏運行維護費率；αW為風(fēng)電運行維護費率；pM為標(biāo)煤價。

8）重復(fù)步驟2）-步驟7），計算不同降低風(fēng)電和光伏裝機方式下的光熱電站效益，其中最小值為光熱發(fā)電的收益。

9）建設(shè)光熱電站的成本支出TCSP為：

式中：rCSP為光熱生命周期內(nèi)的資金回收系數(shù)；pCSP為光熱單位造價；CCSP為光熱裝機；α CSP為 光熱運行維護費率。

10）建設(shè)光熱電站的國民經(jīng)濟凈收益QCSP 為：

當(dāng)光熱電站的國民經(jīng)濟凈效益大于0，則建設(shè)光熱電站是經(jīng)濟的，否則建設(shè)光熱電站是不經(jīng)濟的。

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青海光熱發(fā)電效益評估

綜合青海電網(wǎng)“十四五”規(guī)劃、青海電網(wǎng)儲能規(guī)劃研究、西北光熱發(fā)展及電網(wǎng)調(diào)峰能力提升研究、西北電網(wǎng)新能源消納能力研究、西北電網(wǎng)滾動規(guī)劃等多個課題的研究成果，預(yù)計2025年前后青海電網(wǎng)電源結(jié)構(gòu)與負荷水平見表4，計算中采用的造價指標(biāo)見表5。

表4 青海電網(wǎng)電源裝機和負荷預(yù)測

表5 建設(shè)成本參數(shù)

采用基于數(shù)學(xué)優(yōu)化的全時段生產(chǎn)模擬程序，對表2中的各種場景進行全時段生產(chǎn)模擬，計算不同場景下的新能源消納、煤耗、棄電率等指標(biāo)。表6給出了青海電網(wǎng)新能源接納量不變情況下，隨著光熱發(fā)電裝機規(guī)模的變化，系統(tǒng)的運行情況?？梢钥闯?，隨著系統(tǒng)光熱發(fā)電裝機規(guī)模的提高，系統(tǒng)可以保持新能源接納電量不變，而新能源棄電率卻逐漸降低。具體如下：

表6  生產(chǎn)模擬結(jié)果

光熱發(fā)電裝機為100萬k W時，系統(tǒng)新能源棄電率為12.9%，其中棄風(fēng)率8.0%，棄光率15.6%，系統(tǒng)煤耗981萬t；光熱發(fā)電裝機為200萬kW時，系統(tǒng)新能源棄電率為4.9%，其中棄風(fēng)率4.0%，棄光率5.6%，系統(tǒng)煤耗980萬t；光熱發(fā)電裝機為300萬k W時，系統(tǒng)新能源棄電率為2.4%，其中棄風(fēng)率2.3%，棄光率2.5%，系統(tǒng)煤耗976萬t；光熱發(fā)電裝機為400萬k W時，系統(tǒng)新能源棄電率為1.5%，其中棄風(fēng)率1.6%，棄光率1.4%，系統(tǒng)煤耗975萬t。

不同光熱裝機規(guī)模下，青海電網(wǎng)發(fā)展光熱發(fā)電的國民經(jīng)濟評價結(jié)果見表7。計算中，以光熱發(fā)電100萬kW為基礎(chǔ)，測算光熱發(fā)電規(guī)模從100萬kW增加至400萬kW時，系統(tǒng)的國民經(jīng)濟收益?？梢钥闯?，在新能源消納指標(biāo)579億kWh的約束下，青海光熱發(fā)電規(guī)模在300萬kW以下時，具有國民經(jīng)濟性。

表7 國民經(jīng)濟評價

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結(jié)論

提出了一種等新能源消納能力約束下的青海光熱發(fā)電效益評估方法，通過對比發(fā)展光熱前后，青海電網(wǎng)光伏和風(fēng)電、常規(guī)火電、系統(tǒng)煤耗的變化情況，評估青海光熱電站的容量效益、電量效益和新能源裝機替代的效益。研究成果可為青海光熱效益評估提供更全面的視角，為合理評估光熱效益提供參考。

作者：傅旭，黎建鋒，李富春，張雨津，黨楠

中國電力工程顧問集團西北電力設(shè)計院有限公司

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