摘要：光熱電站可以平穩發電，但仍屬于限能電站，不能全容量參加電力平衡，季節性電力支撐能力受限。該文基于光熱電站日等效保證小時數和系統高峰時段需求提出了一種評估光熱發電替代火電裝機能力的方法，進而給出一種通過增加應急鍋爐備用發電以完全替代火電裝機應對極端天氣和季節性缺電的解決方法。青海電力系統的算例表明，光熱電站通過增加應急備用鍋爐可應對極端天氣和季節性電力電量供應的不平衡，做到全容量全時段替代火電裝機，同時保證發電量中絕大部分仍是可再生能源。論文的研究成果，可助力光熱電站實現以少量低碳能源帶動大規模可再生能源開發，在新型電力系統中具有重要示范意義。

引言

隨著國家雙碳戰略目標的實施，我國新能源開發規模繼續擴大，火電建設空間將進一步壓縮，而系統負荷仍在穩步增長，風電及光伏的波動性使系統難以實現全時段電力電量平衡。可再生能源發電的季節性不平衡是電力系統中新能源占比升高到一定階段必然面臨的問題[1-4]。

新型電力系統需要尋求能夠替代火電的穩定電源，西北地區光熱電站本身具有一定替代火電裝機能力，但受太陽能直射輻射影響，在極端天氣無法獲得足夠的熱能，連續極端天氣不平衡問題更加突出。目前，光熱電站無法全容量參加電力平衡，替代火電裝機能力大打折扣。本文研究通過增加應急燃氣鍋爐備用發電，可在極端天氣補充熱能，甚至可以應對系統電力電量供應的季節性不平衡，做到全容量全時段全功能替代火電裝機，保障電力電量供應；同時保證發電量中絕大部分仍是可再生能源，實現以少量低碳能源帶動大規模可再生能源開發，在新型電力系統中具有重要示范意義。

1、新型電力系統電力保障形勢

傳統電力系統以火電、水電等常規電源為主，調峰需求主要是負荷波動引起，隨著新能源滲透率的不斷提高，調峰需求也在發生變化，高比例新能源系統調峰需求主要是為了滿足新能源接納需求。與此同時，在國家雙碳戰略的推進過程中，火電發展空間大大壓縮，導致為滿足系統最大電力需求的常規電源電力供應也日趨緊張。可以預見，以新能源為主體的電力系統同時面臨向上調峰和向下調峰2個方面的需求，尤其是向上調峰關系到電力保障問題顯得尤為重要。

受資源約束的電源(限能電站)向上調峰能力的發揮除了跟機組自身調峰能力有關外，還與資源決定的發電量密切相關，不同電源的向上調峰能力存在較大差異。如水電最大出力理論上可以達到預想出力，但實際往往受來水約束不能達到上述最大值，比如青海水電冬季受來水影響最大出力僅為其裝機的50%~70%；儲能電站在系統電量不足時也難以發揮作用；光熱電站類似，在太陽能資源不好時，最大出力也會受限。因此，隨著新型電力系統中限能電站逐步增加，其參加電力平衡能力不足，再加上季節性資源不平衡，電力系統將面臨電力保障缺乏穩定電源支撐的嚴峻形勢[5-16]。

國外電網事故情況梳理見表1。

表1國外電網事故情況梳理

Table 1 Summary of power grid accidents abroad

國外高比例新能源系統發生的事故教訓表明，由于電力無法大規模存儲的特性，以光伏、風電為主的新能源不能完全替代常規穩定發電機組，難以應對極端天氣事件導致的電力供應缺口，加劇了系統資源緊張時段的供應挑戰，亟需尋找既清潔又能穩定發電的調節電源，保障電力系統全時段安全可靠供電。

在國家雙碳目標背景下，光熱電站具備替代火電的潛力，通過增加應急鍋爐備用發電應對極端天氣，可以全容量替代火電裝機，作為季節性調峰電源滿足長時間尺度電力電量平衡需要。本文首先基于光熱電站出力特性和系統高峰時段需求，分析光熱電站替代火電能力，然后研究提升其保證出力的措施，提出測算光熱電站應急備用發電量計算方法，最后通過算例進行驗證。

2、光熱電站完全替代火電規劃研究

2.1光熱電站替代火電能力分析

電力系統中一般以滿足高峰負荷時段電力平衡確定系統火電裝機需求，光熱電站要參加電力平衡(替代火電裝機)也需要保障高峰負荷時段電力需求。

由于光熱電站發電與太陽直射輻射密切相關，某些天光照資源較好時，再加上儲熱裝置蓄熱，光熱電站發電量較多，高峰負荷時段可保證系統電力需求，全容量參加電力平衡；而在陰天或多云天氣，光熱電站發電量很小，極端天氣光熱電站可能出力為零，光熱電站裝機不能得到充分利用，高峰負荷時段不能有效參加電力平衡。

根據太陽能資源模擬光熱電站出力，統計光熱電站出力特性，通過光熱電站日等效發電小時數Td來表征資源好壞，定義為

Td=Qcsp/Pcsp(1)

式中：Qcsp為光熱電站日發電量；Pcsp為光熱電站裝機容量。

考慮系統供電可靠性保證率，確定光熱電站日等效保證小時數T′d，如取95%保證率，即光熱電站能夠保證95%的天數日發電量應在T′d以上。

根據光熱電站所在電力系統負荷特性，給定高峰負荷時段電力保證需求Tf，分為以下3種情形：

1）情形一。若Td大于Tf，則光熱電站可在負荷高峰時段全容量參加電力平衡，即參加電力平衡的容量比例為100%。

2）情形二。若Td小于Tf，則光熱電站參加電力平衡的容量比例即為Td/Tf。

3）情形三。若Td等于0，則光熱電站參加電力平衡的容量比例即為0。

系統可靠性保證率不同，光熱電站參加平衡容量也不一樣。為了提高光熱電站參加平衡容量比例，可以結合系統需要，通過增加應急鍋爐備用發電，使得光熱電站能夠完全替代火電裝機，滿足系統電力保障需要。

2.2光熱電站應對季節性缺電能力分析

新能源出力具有季節不均衡性，隨著新能源裝機占比不斷提高，新型電力系統的季節性電力電量不平衡凸顯，某些月份資源較差的情況下，系統電力電量缺額緊缺，目前來看在火電建設空間逐步壓縮的背景下，尚未有可解決季節性不平衡的有效手段。光熱電站自身雖然受資源影響也存在季節性不均衡情況，但可以通過增加應急鍋爐備用發電以完全替代火電裝機，完美解決季節性不均衡問題。

新型電力系統中，光熱完全替代火電分析步驟如下。

首先，系統中加入光熱電站，通過逐月電量平衡分析和生產模擬，確定全時段電力電量缺口，系統在時刻t的電力缺額記為ΔPt，光熱電站在t時刻的出力記為Pcsp,t和全年發電量Qcsp。

其次，根據系統需要，計算光熱電站應急備用發電出力ΔPcsp,t，分為以下情形：

1）情形一。若Pcsp,t<Pcsp，ΔPt?Pcsp?Pcsp,t，則ΔPcsp,t=Pcsp?Pcsp,t。

2）情形二。若Pcsp,t<Pcsp，ΔPt<Pcsp?Pcsp,t，則ΔPcsp,t=ΔPt。

3）情形三。若Pcsp,t=Pcsp，則ΔPcsp,t=0。

最后，計算光熱電站全年應急備用電量ΔQcsp和應急備用電量占比δ，即

ΔQcsp=∑t=1365ΔPcsp,t(2)

δ=ΔQcsp/(Qcsp+ΔQcsp)(3)

3、算例

以青海為例，預計2030年青海省全社會用電量達到1100億kW·h，最高發電負荷15500MW。青海新能源規劃總裝機約57640MW，其中光伏34000MW、風電16530MW、光熱5210MW。

3.1光熱電站出力特性分析

青海海西地區光熱資源豐富，烏圖、冷湖、德令哈地區光熱發電季節性明顯[17]。以100MW光熱電站(鏡場面積148萬m2，太陽倍數2.9，儲熱時長15h，發電機功率100MW，汽輪機功率217MWt，集熱器功率630MWt)為例，根據典型年光照資源數據，模擬逐小時出力，并進行特性統計分析。圖1給出了海西地區光熱電站典型年內各月發電量分布，可以看出，2—4月、9—10月光熱電站發電量較多，6—8月和12月發電量較少。圖2給出了海西地區(烏圖、冷湖和德令哈)光熱電站典型年各月日等效發電小時數小于4h天數統計。可以看出，烏圖、冷湖和德令哈地區全年日光熱等效發電小時數低于4h的天數分別為52、57、75天，在5—8月發生較多。

圖1海西地區光熱電站典型年內各月發電量分布

Fig.1 Monthly power generation distribution of solar thermal power station in Haixi region in a typical year

圖2海西地區光熱電站典型年各月日等效發電小時數小于4h天數統計

Fig.2 Statistics of the number of days when the daily equivalent power generation hours of each month in a typical year of solar thermal power station in Haixi area are less than 4 hours

3.2光熱替代火電能力分析

圖3給出了青海電網典型日負荷曲線示意圖。可以看出，青海負荷曲線較平，疊加直流外送曲線后，冬季晚高峰負荷時段一般為18:00—21:00左右，因此，電源參加電力平衡需保證晚高峰時段4~6h電力需求。

圖3青海電網典型日負荷曲線示意圖

Fig.3 Typical daily load curve of Qinghai Power Grid

光熱電站配置儲熱罐，考慮連續陰天情況，預留部分熱量跨日調節。光熱電站日發電量優化后，將日發電量從大到小排序，按系統要求保證率，確定光熱電站可調節日發電量。

表2給出了海西地區光熱電站替代火電裝機比例測算結果。圖4給出了海西烏圖地區光熱電站日等效小時數分布示意圖。可以看出，根據前面方法測算，按95%保證率，不考慮跨日調節，光熱電站日等效保證小時數為0，基本不能參加電力平衡，即無法替代火電裝機；光熱電站儲熱時長15h(即儲熱容量可以支撐光熱電站滿發15h)，根據天氣及出力預測事先安排一定容量進行跨日調節，考慮跨日調節后光熱電站日等效保證小時數為5.1h，可滿足晚高峰負荷4h需求，全容量參加電力平衡，完全替代相同容量火電裝機。若按100%保證率，光熱電站日等效保證小時數為3.5h，參加電力平衡比例(火電容量替代率)約87.5%。

表2海西地區光熱電站替代火電裝機比例測算

Table 2 Calculation of installed proportion of solar thermal power station replacing thermal power in Haixi area

圖4海西烏圖地區光熱電站日等效小時數分布示意圖

Fig.4 Distribution diagram of daily equivalent hours of photothermal power station in Haixi area

表3給出了不同保證率情況下，考慮跨日調節后的光熱電站參加電力平衡容量。可以看出，晚高峰時段按6h，光熱電站替代火電裝機比例有所降低，100%保證率下光熱電站僅可替代約50%左右的火電裝機。

表3海西地區光熱在不同保證率下替代火電裝機比例測算

Table 3 Calculation of installed ratio of solar thermal power to thermal power under different guarantee rates in Haixi area

3.3光熱電站應對季節性缺電能力分析

青海以水電和新能源為主，清潔能源裝機占比達到90%以上，全年電量基本平衡，但存在季節性不平衡，冬季電力電量缺額較大。

圖5給出了青海水電月電量分布示意圖。可以看出，青海水電占比較大，受來水影響，夏季5—10月發電量相對較多，冬季11—12月和1—2月發電量較少，季節性電量不平衡明顯。

圖5 2030年青海水電月發電量分布示意圖

Fig.5 Distribution diagram of monthly hydropower generation in Qinghai in 2030

圖6給出了青海新能源月電量分布示意圖。可以看出，青海新能源(含光伏、風電、光熱)受資源影響也存在較大的季節性電量不平衡，春季3—5月發電量較多，冬季11—12月發電量明顯減少。

圖6 2030年青海新能源月發電量分布示意圖

Fig.6 Distribution diagram of monthly power generation of new energy in Qinghai in 2030

表4給出了青海逐月電量平衡結果，其中示意圖見圖7。可以看出，由于水電和新能源發電量均受資源約束，季節性電量不平衡一直存在，冬季兩者疊加后發電量減少較多，青海全省出現較大電量缺口。

表4 2030年青海電網逐月電量平衡結果

Table 4 Monthly power balance results of Qinghai Power Grid in 2030

圖7 2030年青海電網逐月電量平衡示意圖

Fig.7 Schematic diagram of monthly power balance of Qinghai Power Grid in 2030

青海季節性缺電問題一直存在，且隨著新能源裝機滲透率逐步提高，季節性缺電問題日益加劇。目前青海的冬季缺電問題仍主要依托西北主網提供電力電量支撐，但隨著西北其他省份火電建設空間進一步壓縮，再加上規劃通道建成和負荷逐步增長，電力盈余逐步減小，給青海能夠提供的電力支撐有限，需要青海從自身內部尋求能夠解決季節性電力電量不平衡的措施。目前來看，尚未有經濟可行的跨季調節手段，光熱電站在通過應急備用發電可完全替代火電，以應對上述季節性缺電問題。

表5給出了海西地區光熱電站應急備用發電運行指標。圖8給出了海西地區光熱電站考慮應急發電后的發電量分布。圖9給出了海西地區光熱電站考慮應急發電后的12月逐時平均發電量。可以看出，根據前述方法初步測算，全年應急發電電量22億kW·h，其中12月份需要應急發電電量最大，約14億kW·h(占比64%)，小時數提高約440h，占比僅約8.8%。冬季12月日最大應急發電電量1.2億kW·h(全天24h連續應急發電運行)，小時最大發電量500萬kW·h(即滿功率發電)，可全容量替代火電裝機。

表5海西地區光熱電站應急備用發電運行指標

Table 5 Operation index of emergency standby power generation of solar thermal power station in Haixi area

圖8 2030年海西地區光熱電站發電量分布(含應急發電)

Fig.8 Power generation distribution of solar thermal power station in Haixi region in 2030(including emergency power generation)

圖9 2030年海西地區光熱電站12月逐時平均發電量(含應急發電)

Fig.9 Hourly average power generation of solar thermal power station in Haixi region in December 2030(including emergency power generation)

對不同光熱規模對應的應急備用發電比例進行敏感性分析，表6和圖10給出了2030年海西地區不同規模光熱電站對應應急備用發電運行指標。可以看出，隨著光熱規模逐步減少，光熱應急備用發電比例呈現逐步升高趨勢，由8.9%增加至20.2%。

表6海西地區不同規模光熱電站應急備用發電運行指標

Table 6 Operation index of emergency standby power generation of different scale solar thermal power stations in Haixi region

圖10 2030年海西地區不同光熱電站規模發電量統計(含應急發電)

Fig.10 Power generation statistics of different solar thermal power stations in Haixi region in 2030(including emergency power generation)

需要說明的是，關于應急備用發電(補燃)技術方案，可以采用天然氣補燃，也可以采用生物質補燃，還可與供熱相結合，有待進一步論證。以天然氣補燃為例，初步估算增加燃氣備用鍋爐投資約1000元/kW，青海天然氣價格按1.15元/m3，補燃發電效率約40%左右，1 m3氣按發4 kW·h電考慮，補燃單位發電成本約0.2875元/(kW·h)。

4、結論

在國家雙碳目標驅動下，我國新能源裝機規模將更加快速增長，而火電建設空間進一步壓縮。未來新型電力系統將面臨一定的電力保障問題，光熱電站作為儲熱型新能源電站，通過增加應急鍋爐備用發電，可以全時段替代火電裝機，為系統提供電力電量支撐。同時可以實現以少量低碳能源帶動更大規模可再生能源開發，可以助力我國新能源開發目標和碳達峰目標早日完成。研究結果初步表明，2030年前青海新增1000~5000MW光熱電站，通過增加10%~20%左右應急備用發電量可以完全替代相同容量火電，從而應對季節性缺電問題或極端天氣下的電力電量不足問題，保障電力可靠供應。

注：本文轉自《電網技術》，作者為國家電網有限公司西北分部孫驍強、汪瑩、李慶海、楊楠、張小奇、霍超；中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司李富春、楊攀峰、傅旭、李海偉。