傅旭， 王進(jìn)軍， 張雨津， 孫沛， 李富春， 邵成成

(1. 中國(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)西北電力設(shè)計(jì)院有限公司，陜西 西安 710075；2. 西安交通大學(xué)電氣工程學(xué)院，陜西 西安 710049)

0 引言

光熱發(fā)電(concentrating solar power,CSP)具有清潔、調(diào)節(jié)性能好等優(yōu)點(diǎn)，但同樣受資源約束，其儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)受儲(chǔ)熱容量限制，因此CSP的效益評(píng)估相比常規(guī)電源要復(fù)雜得多[1—3]。對(duì)于含有風(fēng)電、光伏、光熱、水電、火電、抽水蓄能、儲(chǔ)能等多類型電源的系統(tǒng)，須綜合考慮CSP的資源特性、運(yùn)行方式、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)等，合理評(píng)估CSP在電網(wǎng)中的綜合效益[4—7]。

文獻(xiàn)[8]以減小系統(tǒng)運(yùn)行成本、調(diào)峰成本和棄電成本為目標(biāo)，協(xié)調(diào)考慮了CSP與直流輸電線路的靈活調(diào)節(jié)能力。文獻(xiàn)[9—10]建立光伏-光熱聯(lián)合模型，對(duì)含有光伏和CSP的系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[11—12]提出光熱機(jī)組可以配合風(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)[13]考慮光伏發(fā)電與負(fù)荷的相關(guān)性，分別計(jì)算白天及夜間光伏發(fā)電置信容量。在電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計(jì)階段，CSP參加裝機(jī)平衡的規(guī)模大小對(duì)系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計(jì)與調(diào)度運(yùn)行至關(guān)重要[14—16]，與資源特性、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)、調(diào)峰方式等密切相關(guān)[17—19]。文獻(xiàn)[20]將多臺(tái)CSP機(jī)組聚合成一臺(tái)等效機(jī)組，從而減小問(wèn)題規(guī)模、加快模型求解速度。文獻(xiàn)[21]綜合考慮火電調(diào)峰成本與儲(chǔ)熱成本，提出一種CSP儲(chǔ)熱容量配置方法。文獻(xiàn)[22]對(duì)CSP的容量效益及其影響因素進(jìn)行了研究。

CSP除了容量效益，還具有減少火電煤耗的電量效益，為全面評(píng)估CSP的效益，文中以系統(tǒng)供電可靠性不變?yōu)榧s束，對(duì)CSP的容量效益、電量效益進(jìn)行了綜合研究，采用8 760 h全時(shí)段生產(chǎn)仿真模擬法，模擬了火電啟停、儲(chǔ)能電源和光熱跨日調(diào)節(jié)等因素。對(duì)西北地區(qū)實(shí)際電網(wǎng)進(jìn)行仿真，分析了CSP的效益及影響因素，研究成果可為CSP的運(yùn)行和合理發(fā)展規(guī)模確立提供參考。

1 CSP綜合效益評(píng)估

1.1 CSP效益計(jì)算

1.1.1 容量效益

CSP的容量效益是指系統(tǒng)因CSP而減少的常規(guī)電源裝機(jī)需求。文獻(xiàn)[22]以系統(tǒng)供電可靠性指標(biāo)不變?yōu)榧s束，利用加入CSP后火電裝機(jī)的減少量來(lái)衡量CSP的容量效益。文中采用該方法測(cè)算CSP的容量效益，圖1為CSP容量效益示意。

圖1 CSP容量效益示意Fig.1 Schematic diagram of capacity efficiency of CSP

由圖1可知，若沒(méi)有CSP，則可靠性指標(biāo)為R0時(shí)，系統(tǒng)火電需求為①；加入CSP后，可靠性指標(biāo)相同時(shí)，系統(tǒng)火電需求為②。加入CSP前后火電需求的差值即為CSP的容量效益，計(jì)算流程如下：

(1) 給定系統(tǒng)電源結(jié)構(gòu)和規(guī)模，進(jìn)行8 760 h生產(chǎn)模擬。計(jì)算無(wú)CSP時(shí)系統(tǒng)的電力盈缺情況，統(tǒng)計(jì)得到電量不足的數(shù)值R0，即可靠性指標(biāo)；若系統(tǒng)的電力裝機(jī)有盈余，則計(jì)算系統(tǒng)的火電裝機(jī)需求。

(2) 加入CSP，逐步降低火電裝機(jī)容量，進(jìn)行生產(chǎn)模擬計(jì)算，直到其供電可靠性指標(biāo)R與無(wú)CSP情況下供電可靠性指標(biāo)R0相同。

(3) 比較CSP加入前后火電裝機(jī)需求和系統(tǒng)煤耗，確定CSP的容量效益。

1.1.2 電量效益

CSP的電量效益是指CSP投入運(yùn)行后，火電發(fā)電量降低，從而減少的火電發(fā)電耗煤量。產(chǎn)生電量效益的原因主要有：(1) CSP加入系統(tǒng)后可以減少火電發(fā)電量；(2) 光熱具有調(diào)節(jié)性能，可以降低風(fēng)電和光伏的棄電率，從而增加風(fēng)電和光伏發(fā)電量，降低火電發(fā)電量；(3) CSP可以改善火電運(yùn)行條件，從而降低火電的煤耗。

1.1.3 綜合效益

對(duì)含有CSP的系統(tǒng)進(jìn)行8 760 h生產(chǎn)仿真模擬，在系統(tǒng)供電可靠性指標(biāo)保持不變的情況下計(jì)算CSP投運(yùn)前后火電裝機(jī)需求變化量和煤耗變化量，計(jì)算流程如圖2所示。

圖2 CSP容量效益和電量效益計(jì)算流程Fig. 2 Flow chart of calculating capacity and electricity energy benefit of CSP

1.1.4 CSP國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

CSP國(guó)民經(jīng)濟(jì)效益計(jì)算如下：

(1) 采用8 760 h生產(chǎn)仿真模擬，計(jì)算無(wú)CSP情況下，火電裝機(jī)需求H1，系統(tǒng)煤耗M1。

(2) 加入CSP，給定運(yùn)行方式，進(jìn)行8 760 h生產(chǎn)仿真模擬，計(jì)算火電裝機(jī)需求H2，系統(tǒng)煤耗M2。

(3) 計(jì)算CSP容量效益，即加入CSP后減少的火電裝機(jī)需求。

(1)

(4) 計(jì)算CSP的電量效益，即加入CSP后減少的系統(tǒng)煤耗。

MCSP=M1-M2

(2)

(5) 計(jì)算CSP的綜合效益。

(3)

式中：rH為火電生命周期內(nèi)的資金回收系數(shù)；pH為火電單位裝機(jī)容量造價(jià)；αH為火電運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率；pM為標(biāo)準(zhǔn)煤的價(jià)格。

(6) 計(jì)算CSP的成本支出。

TCSP=rCSPpCSPCCSP+αCSPpCSPCCSP

(4)

式中：CCSP為CSP的裝機(jī)容量；rCSP為CSP生命周期內(nèi)的資金回收系數(shù)；pCSP為CSP單位裝機(jī)容量造價(jià)；αCSP為CSP運(yùn)行維護(hù)費(fèi)率。

(7) 計(jì)算CSP的國(guó)民經(jīng)濟(jì)凈收益。

QCSP=RCSP-TCSP

(5)

若CSP的國(guó)民經(jīng)濟(jì)凈效益大于0，則建設(shè)光熱電站是經(jīng)濟(jì)的，否則建設(shè)電站是不經(jīng)濟(jì)的。

1.2 生產(chǎn)模擬模型

綜合考慮新能源棄電量和發(fā)電煤耗，在滿足負(fù)荷需求的情況下，盡量減少新能源棄電量和系統(tǒng)發(fā)電煤耗，目標(biāo)函數(shù)為：

min{f1+λ1f2+λ3f3+λ4f4+λ5f5+λ6f6}

(6)

(7)

目標(biāo)函數(shù)的約束條件包括系統(tǒng)平衡約束、電站/機(jī)組運(yùn)行約束、地區(qū)間聯(lián)絡(luò)線功率約束等，具體表達(dá)式見(jiàn)文獻(xiàn)[22]。

2 CSP效益評(píng)估案例

2.1 系統(tǒng)參數(shù)

以我國(guó)某省區(qū)電網(wǎng)為算例進(jìn)行驗(yàn)證，該電網(wǎng)負(fù)荷28 000 MW，直流外送16 000 MW，內(nèi)用電量1 800 億kW·h，外送電量1 024億kW·h，電源結(jié)構(gòu)如表1所示。由于CSP、風(fēng)電和光伏的成本下降速度較快，因此工程造價(jià)考慮2個(gè)場(chǎng)景，其參數(shù)如表2所示，其中標(biāo)煤價(jià)按800元/t考慮。

表1 某實(shí)際電網(wǎng)電源裝機(jī)Table 1 Power supply of practical grid

表2 建設(shè)成本參數(shù)Table 2 Parameters of construction cost

設(shè)置光熱場(chǎng)景A～E對(duì)CSP效益進(jìn)行分析，參數(shù)設(shè)置如表3所示。其中，場(chǎng)景A不考慮CSP；場(chǎng)景B～E中CSP容量為200萬(wàn)kW。

表3 CSP效益分析場(chǎng)景Table 3 Scenario of capacity benefit analysis of CSP

2.2 CSP效益評(píng)估

光熱場(chǎng)景A和場(chǎng)景B生產(chǎn)模擬運(yùn)行結(jié)果如表4所示。系統(tǒng)沒(méi)有CSP的情況下，火電裝機(jī)需求為3 997萬(wàn)kW，煤耗為5 851萬(wàn)t，新能源棄電率為6.0%；加入200萬(wàn)kW光熱后，火電裝機(jī)需求為3 907萬(wàn)kW，即CSP容量效益為90萬(wàn)kW，容量替代率為45%，煤耗降低286萬(wàn)t，新能源棄電率5.0%。

表4 生產(chǎn)模擬運(yùn)行結(jié)果Table 4 Results of production simulation

光熱場(chǎng)景B在造價(jià)場(chǎng)景1和場(chǎng)景2下的發(fā)電效益評(píng)估如表5所示。

表5 CSP效益評(píng)估Table 5 Benefit evaluation of CSP

在當(dāng)前光熱、光伏、風(fēng)電的造價(jià)成本下(造價(jià)場(chǎng)景1)，建設(shè)光熱電站不具備國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。當(dāng)光熱、光伏、風(fēng)電的造價(jià)成本降至當(dāng)前成本的50%時(shí)(造價(jià)場(chǎng)景2)，CSP具有國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。表5給出了CSP國(guó)民經(jīng)濟(jì)可行的造價(jià)臨界點(diǎn)?？梢钥闯?，CSP造價(jià)降低至當(dāng)前造價(jià)的62%左右的時(shí)候，CSP開(kāi)始具有國(guó)民經(jīng)濟(jì)效益。

光熱場(chǎng)景B中CSP白天沒(méi)有發(fā)電，晚上負(fù)荷高峰時(shí)光熱機(jī)組發(fā)電，降低系統(tǒng)中常規(guī)電源的裝機(jī)容量，發(fā)揮了CSP的容量效益。

可以看出，當(dāng)系統(tǒng)消納新能源目標(biāo)要求較高時(shí)，完全依靠風(fēng)電光伏，可能棄電率會(huì)很高，而裝設(shè)光熱，一方面增加了新能源消納量，另一方面不會(huì)對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰提出更高的要求。未來(lái)若要大規(guī)模發(fā)展CSP，必須對(duì)CSP容量效益的發(fā)揮給予合理的補(bǔ)償，而不能僅僅按照光熱發(fā)電量結(jié)算。

2.3 CSP國(guó)民經(jīng)濟(jì)效益的影響因素研究

本節(jié)分析CSP國(guó)民經(jīng)濟(jì)效益的影響因素，考慮的因素包括：CSP的調(diào)峰方式、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)、新能源規(guī)模，如表3中的場(chǎng)景C～E所示。表6為場(chǎng)景C～E的生產(chǎn)模擬結(jié)果。

表6 生產(chǎn)模擬運(yùn)行結(jié)果Table 6 Results of production simulation

光熱不參與調(diào)峰(場(chǎng)景C)，系統(tǒng)總的新能源發(fā)電量增加，系統(tǒng)煤耗降低了170萬(wàn)t，但系統(tǒng)并沒(méi)有因?yàn)镃SP增加200萬(wàn)kW而降低了常規(guī)火電的裝機(jī)需求，其容量效益為0，且由于CSP不參與調(diào)峰，新能源棄電率較高，為8.1%。場(chǎng)景D為場(chǎng)景B中CSP儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)降低2 h的場(chǎng)景，CSP容量效益為70萬(wàn)kW，容量替代率為35%，煤耗降低279萬(wàn)t，新能源棄電率為5.2%。與場(chǎng)景B相比，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)降低后，CSP的調(diào)節(jié)性能有所降低，容量效益的發(fā)揮也有所降低。場(chǎng)景E為場(chǎng)景B中光伏規(guī)模增加500萬(wàn)kW的場(chǎng)景。光伏規(guī)模增加后，系統(tǒng)新能源棄電率有所提高，系統(tǒng)火電裝機(jī)需求為3 887萬(wàn)kW，CSP容量效益為110萬(wàn)kW，容量替代率為55%，煤耗降低288萬(wàn)t，新能源棄電率為7.5%。表7、表8為綜合考慮CSP容量效益和電量效益后的國(guó)民經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果。在當(dāng)前的新能源造價(jià)情況下(造價(jià)場(chǎng)景1)，CSP不具備國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。隨著新能源發(fā)電成本的降低，當(dāng)新能源造價(jià)降低一半時(shí)(造價(jià)場(chǎng)景2)，光熱參與調(diào)峰(場(chǎng)景D和場(chǎng)景E)具有國(guó)民經(jīng)濟(jì)性，但CSP不參與調(diào)峰時(shí)，仍不具備國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。

表7 CSP效益分析(造價(jià)場(chǎng)景1)Table 7 Benefit analysis of CSP (cost case 1)

表8 CSP效益分析(造價(jià)場(chǎng)景2)Table 8 Benefit analysis of CSP (cost case 2)

3 結(jié)語(yǔ)

文中通過(guò)對(duì)比CSP投入前后，系統(tǒng)火電裝機(jī)需求和煤耗的變化，對(duì)CSP的容量效益和電量效益進(jìn)行評(píng)估。CSP的國(guó)民經(jīng)濟(jì)效益與CSP的投資、調(diào)峰方式、儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)和新能源發(fā)電規(guī)模相關(guān)。CSP參與調(diào)峰運(yùn)行時(shí)其國(guó)民經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于以CSP量最大為目標(biāo)的不參與調(diào)峰運(yùn)行時(shí)的國(guó)民經(jīng)濟(jì)性。西北地區(qū)實(shí)際電網(wǎng)的仿真驗(yàn)證了文中方法的有效性，可為光熱效益評(píng)估提供更全面的視角，為合理評(píng)估光熱效益提供參考。