新疆電網光熱發電效益評估

傅旭*，張雨津，李富春，楊攀峰

（中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司）

0 引言

目前，中國已經成為了全球風電和光伏發電裝機容量最大的國家，棄風、棄光等問題日益突出[1-2]，CSP（光熱發電）技術具有清潔、調節性能好、配有儲能系統等特點逐漸成為熱點[3]。由于光伏和風電的隨機性，光伏、風電的容量效益較小，在系統中只有電量效益。文獻[4]建立了含 CSP電站的考慮綠色證書交易的電-熱能源系統優化運行模型，從運行經濟性、可再生能源利用率和低碳效益方面提出了評價指標。文獻[5]從電源側考慮，采用中點分割法迭代求解在一定可靠性指標下，光伏機組的置信容量。文獻[6-7]提出了光熱機組可配合風電運行，降低風電機組的不確定性，進而降低系統的輔助服務需求并提高系統可靠性。文獻[8-9]從可靠性的角度分析了含有儲熱及不含儲熱的光熱機組的容量可信度。文獻[10-12]對光熱機組建立優化運行模型。文獻[13-14]以青海電網為算例，對省級電網新能源與儲能、天然氣發電融合發展的經濟性進行了研究。文獻[15]針對目前電力系統靈活性不能滿足新能源消納需求的情況，構建源網荷協調規劃模型，從系統角度進行電源機組、電網線路與需求側資源的統籌規劃。

光熱電站在電力系統中發揮的效益與太陽能資源特性、儲熱時長、調度運行方式等多種因素密切相關，在電力系統規劃設計階段，光熱發電以多大規模參加裝機平衡，對于系統規劃設計與調度運行至關重要[16]。本文采用新能源棄電量、火電發電量、儲能電源發電量、運行煤耗等多種指標全方位衡量光熱的發電成本和效益，計算了光熱電站的容量效益、電量效益。以新疆電網為研究算例，分析了省級電網中光熱電站的效益和國民經濟情況，研究成果可為光熱電站發展研究提供參考。

1 光熱發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電源的容量。當系統中含有新能源發電、抽水蓄能電站和電化學儲能電站時，光熱電站的容量效益評估十分復雜，文獻[16]給出了一種采用等可靠性指標法評估光熱電站的容量效益和電量效益的方法，本文采用此方法計算新疆電網光熱電站投入運行后可以替換火電裝機容量的能力，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R（取研究周期內由于供電不足造成的用戶停電所損失的電量，即由于系統電源不可靠而使得用戶減少的用電量）的約束下，電力系統的火電裝機容量需求為 A；加入光熱電站后，在相同的可靠性指標約束下，電力系統的火電裝機容量需求為 B。火電裝機容量需求A與火電裝機容量需求B的差值反映了由于光熱電站投入運行而使電力系統可減少的火電裝機容量，此火電裝機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可以減少的煤耗，光熱發電的電量效益一般包括3部分：一是光熱發電量可以減少的火電煤耗；二是光熱由于具有調節性能而降低風電和光伏的棄電率，其增加的風電和光伏發電量可以降低的火電煤耗；三是光熱電站改善火電運行條件而降低的火電煤耗。

在計算光熱電站的容量和電量效益時，采用基于全年8 760 h的生產模擬，以周為尺度，在滿足負荷需求約束下（約束條件包括：系統平衡約束、電站或機組運行約束、地區間聯絡線功率約束等），考慮了電化學儲能、光熱、機組等，盡量減少新能源棄電和發電煤耗。全時段生產模擬的數學模型見文獻[16-17]。

2 新疆光熱發電效益評估

以 2025年新疆新能源利用率達 95%的新能源規模作為研究的基礎方案，即風電裝機31 000 MW，光伏裝機15 500 MW。在此基礎方案上，保持風電、光伏裝機不變，進行生產模擬，測算新增1 000 MW、2 000 MW和3 000 MW光熱電站時的容量效益及電量效益。生產模擬計算涉及的經濟指標如表1所示，其中標準煤價格為中國電煤價格指數，按照熱值折算為標準煤后，增加800元環境成本得來。

表1 經濟測算指標

生產模擬結果和光熱電站效益測算結果見表2，可得出以下結果：

表2 光熱電站效益測算結果

（1）新建1 000 MW光熱電站的容量效益為1 000 MW，火電裝機替代率為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，電力全系統減少煤耗153×104tce/a。最大火電開機典型周運行見圖2，新增1 000 MW光熱最大火電開機典型周運行見圖3，新增1 000 MW光熱新能源大發典型周運行見圖4。

圖2 最大火電開機典型周運行圖

圖3 新增1 000 MW光熱最大火電開機典型周運行圖

圖4 新增1 000 MW光熱新能源大發典型周運行圖

對比圖2和圖3可以得出：在全年最大火電開機典型周中，新建光熱電站后火電最大出力下降，對應需要火電開機下降，體現出光熱電站對火電裝機的替代性，即容量替代效應。由圖4可以得出：在新能源大發典型周中，有3種典型日，即光伏大發典型日、風電光伏同時大發典型日和新能源平發典型日。光伏大發典型日中，中午光伏出力較大時刻，水電保持強迫出力運行，火電壓至最小技術出力，此時光熱電站停機，幫助系統調峰；在傍晚時段，光伏停機，此時光熱電站出力，清空熱罐熱量，各電源均運行在合理工作位置。風光同時大發典型日中，電力系統全天調峰能力均不足，光熱電站沒有合適的工作位置而停機，熱罐儲熱，以跨日調節的方式發電。新能源平發典型日中，光熱電站在光伏出力較大時維持最小技術出力，于其他時段清空熱罐熱量，實現新能源為新能源調峰。

（2）新建2 000 MW光熱電站的容量效益為2 000 MW，火電裝機替代率為 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容量進一步提升可再生電量占比，本節通過增加光伏裝機，提高新能源發電量，光伏增加方案見表3，生產模擬計算結果見表4、表5，由此可以得出以下結果：

表3 光熱可新增光伏裝機測算方案

表4 1 000 MW光熱可新增光伏裝機容量模擬計算結果

表5 2 000 MW光熱可新增光伏裝機容量模擬計算結果

一是在維持新能源利用率基本不變時，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，全電網可再生電量占比由 26.6%提升至 28.3%，內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，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，全電網可再生電量占比由 26.6%提升至 29.4%，內用非水可再生電量占比由13.4%提升至16.9%。

表6給出了3種光熱造價下不同規模光熱電站的等年值變化情況。可以看出：以當前25 000元/kW的光熱造價水平，隨著新疆電網光熱規模的增加，電力系統年費用逐漸升高，即新疆建設光熱電站不具備國民經濟性。當光熱造價水平分別下降至當前的70%和50%時，新疆建設光熱電站依然不具備國民經濟性。

表6 3種光熱造價下不同規模光熱電站國民經濟比較

3 結論

采用新能源棄電量、火電發電量、新能源發電量、運行煤耗等多種指標衡量新疆電網光熱發電的成本和效益，計算了新疆光熱電站的容量效益、電量效益，進行了國民經濟評價。研究結果表明：相比于光伏發電，光熱發電具有較高的容量效益，可以替代常規電源。在維持新能源利用率基本不變時，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。從國民經濟情況來看，按照目前光熱造價成本，新疆發展光熱尚不具備國民經濟性。