光熱電站容量效益評估及影響因素研究

傅旭,楊欣,汪瑩,邵成成,孫沛,楊攀峰

(1.中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司,陜西 西安,710075；2. 國家電網有限 公司西北分部,陜西 西安710048；3. 西安交通大學電氣工程學院,陜西 西安 710049)

0 引言

光熱發電(concentrating solar power,CSP)技術具有清潔、調節性能好、配有儲能系統等特點[1—3]。極端天氣時光熱發電不足,故評估光熱機組參與電力平衡的容量成為規劃運行人員的新挑戰,這使得新能源發電的容量效益逐漸成為熱點[4]。文獻[5]考慮光伏發電與負荷相關性,分別計算晝夜光伏發電置信容量。文獻[6]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[7—8]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[9—10]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。此外,文獻[11—13]對光熱機組建立優化運行模型。光熱電站替代常規電源的容量效益將比光伏和風電要強,但其容量效益的發揮與資源特性、儲熱時長、調峰方式等因素密切相關。在電力系統規劃設計階段,光熱發電大規模參加裝機平衡,這對于系統規劃設計與調度運行至關重要[14—16]。

目前對于光熱電站容量效益的研究大多采用典型日的分析方法。該方法時間尺度短,無法模擬光熱跨日調節導致的效益評估失真的問題,且對儲熱時長、光熱運行方式的分析較少。故文中提出了一種全面分析光熱電站容量效益的新方法,考慮光熱電站的調峰方式、儲熱時長、新能源比例、光熱電站規模等因素。該方法采用基于數學優化的生產模擬仿真,以周為尺度,計算全年8 760 h的系統運行狀態,計及了機組啟停、水電跨日調節、抽蓄跨日調節、光熱電站的跨日調節等因素。

1 光熱電站容量效益評估方法

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、電化學儲能電站時,光熱電站的容量效益評估十分復雜,文中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。即計算在可靠性指標不變的情況下,光熱電站投入運行后,系統可降低的火電裝機容量。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Fig.1 Schematic diagram of CSP station capacity efficiency

由圖1可知,若沒有光熱電站,則在可靠性指標R的約束下,系統的火電裝機需求為A,加入光熱電站后,在相同的可靠性指標約束下,系統的火電裝機需求為B,則火電裝機需求A與火電裝機需求B的差值反映了由于光熱電站投入運行而使系統可減少的火電裝機,此火電需求的差值即為光熱電站的容量效益。

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。當已知停電單位電量的經濟損失時,R指標可以轉變為經濟指標,便于方案比較。

(1)

式中：L為計算周期；ΔEi為i時刻系統的電量不足。

圖2為基于等可靠性指標的光熱電站容量效益計算流程,R1和R2分別為投入光熱電站前后系統的供電可靠性指標,δ為光熱投入前后系統可靠性指標收斂值。

圖2 光熱電站容量效益計算流程Fig. 2 Flow chart of calculating capacity benefit of CSP station

2 考慮光熱電站的生產模擬

2.1 生產模擬模型

綜合考慮新能源棄電量和發電煤耗,在滿足負荷需求約束下,盡量減少新能源棄電量和系統發電煤耗,目標函數為：

min{f1+λ1f2+λ3f3+λ4f4+λ5f5+λ6f6}

(2)

式中：f1為火電機組的發電成本；f2為新能源發電的棄電量；f3為水電棄水電量；f4為光熱機組發電成本；f5損失負荷成本；f6為損失備用成本;λ1,λ2,λ3,λ4分別為棄風、棄光、棄水以及因光熱機組調峰運行而造成效率降低的懲罰因子；λ5為失負荷懲罰因子；λ6為失備用懲罰因子。各系數f的求解方式具體如下：

(3)

目標函數的約束條件包括系統平衡約束、電站/機組運行約束、地區間聯絡線功率約束等,具體可見文獻[17—18],文中主要介紹光熱電站約束。

2.2 光熱電站數學模型

以塔式熔鹽光熱電站為例,光熱發電系統均分為3個部分：聚光集熱部分、儲熱部分和發電部分。

聚光集熱部分熱量平衡約束如下：

(4)

光熱儲熱罐約束有進熱和出熱速率限制,總儲熱量限制和前后時刻熱量流動關系表達式,即：

(5)

(6)

Ti,min≤Ti,t≤Ti,max

(7)

(8)

光熱機組儲熱罐的初態值約束和末態值約束,可表示為：

(9)

式中：Ti,init為光熱機組i的熱罐的初始儲熱；Ti,end為光熱機組i的熱罐的末態儲熱。

光熱機組通常需要2 h積累的熱量才能滿足啟動需求,其中任一時段積累的熱量既取決于允許進熱最大值,也取決于該時段的光照和熱罐儲存的可用熱量,需要滿足的約束,可表示為：

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

(17)

(18)

式(10)—式(12)為啟動熱量約束,表示在有了啟動動作的第二個時段,所積累的啟動熱量才能達到啟動要求,達到開機狀態。式(13)和式(14)表示光熱機組汽輪機前后時刻狀態切換整數變量約束。式(15)和式(16)表示汽輪機任意時刻的開機動作和關機動作不能同時發生,也不能前一時刻有開機動作,后一時刻立即關機。式(17)和式(18)表示最小開停機時間約束。

光熱機組汽輪機發電功率滿足最大值與最小值限制。

(19)

2 案例分析

2.1 系統參數及運行方式

以我國某省區電網為算例進行驗證,該電網負荷28 000 MW,直流外送16 000 MW,內用電量1 800億kW·h,外送電量1 024億kW·h,電源結構如表1所示。

表1 某實際電網電源裝機Table 1 Power supply of practical grid

光熱電站容量效益的發揮,與光熱電站的調峰方式、儲熱時長、裝機規模、風電和光伏比例等因素密切相關,考慮多種場景,如表2所示。

表2 光熱電站容量效益分析場景Table 2 Scenario of capacity benefit analysis of CSP

2.2 容量效益評估結果

采用1.1節光熱電站容量效益的計算流程和1.2節生產模擬程序,計算光熱電站加入系統后,火電裝機需求的變化,結果如表3和表4所示。

表3 容量效益分析Table 3 Capacity benefit analysis

表4 生產模擬運行結果Table 4 Production simulation results

由表3和表4可知,無光熱電站情況下(場景A),系統需要火電裝機39 970 MW；新能源棄電率為6%；煤耗5 851萬t。考慮2 000 MW光熱裝機后(光熱不參與調峰,場景B)后,系統火電裝機維持不變,即光熱電站不參與調峰情況下,系統并沒有因光熱電站增加2 000 MW而降低了常規火電的裝機需求,其容量效益為0,且由于光熱電站不參與調峰,新能源棄電率有所提高,棄電率增加至8.1%。系統煤耗降低了170萬t。當場景B中2 000 MW光熱參與調峰時(場景C),系統火電裝機需求為39 070 MW,火電裝機需求降低900 MW,即光熱電站容量效益為900 MW,容量替代率為45%；煤耗降低286萬t；新能源棄電率5.0%。

為了分析儲熱時長對容量效益的影響,場景D將場景C中光熱電站儲熱時長降低2 h,計算結果顯示,系統火電裝機需求為39 270 MW,光熱電站容量效益為700 MW,容量替代率為35%；煤耗降低279萬t；新能源棄電率5.2%。可以看出,儲熱時長降低后,光熱電站的調節性能有所降低,容量效益的發揮也有所降低。

為分析其他新能源發電規模對光熱發電容量效益的影響,場景E為場景C中光伏規模增加5 000 MW的情況。光伏規模增加了5 000 MW以后,系統新能源棄電率有所提高,系統火電裝機需求為38 870 MW,即光熱電站容量效益為1 100 MW,容量替代率為55%；煤耗降低288萬t；新能源棄電率7.5%。

為分析光熱發電自身規模對其容量效益的影響,場景F該場景為場景C中增加了2 000 MW光熱的情況,可以看出,系統中加入4 000 MW光熱裝機后,火電裝機需求為38 470 MW,光熱電站容量效益為1 500 MW,容量替代率為37.5%；煤耗降低了557萬t；新能源棄電率4.4%。

根據表3和表4的數據分析可得：

(1) 光熱電站發揮容量效益與調峰方式相關。在該算例中,光熱電站不參與調峰的情況下(場景B),光熱電站的容量效益為0,即光熱電站的加入僅降低系統煤耗的電量效益,2 000 MW的光熱降低了179萬t標煤,但并不能降低火電的裝機規模。光熱電站參與調峰后(場景C),光熱電站具有了容量效益,可降低系統所需火電裝機規模。該算例中2 000 MW的光熱電站降低了900 MW的火電,容量替代率為45%。

(2) 光熱電站發揮容量效益與儲熱時長相關。該算例中,光熱電站儲熱時長12 h,調峰運行方式下(場景C),容量效益為900 MW,而儲熱時長為10 h的情況下(場景D),容量效益為700 MW。由于光熱電站儲熱時長的增加,可以降低火電裝機需求200 MW。

(3) 光熱電站容量效益的發揮,與系統中新能源規模相關。對比場景C和場景E,在光熱電站規模和調峰方式相同的情況下,系統光伏規模從11 500 MW增加至16 500 MW后,新能源棄電率增加2.5%,系統火電裝機需求從39 070 MW降低至38 870 MW。由于光伏夜間不發電,而文中算例系統負荷高峰在晚上9點左右,因此可認為系統火電裝機需求的降低是由光熱發電引起,并不是增加光伏引起的,即光熱電站容量效益增加至1 100 MW,光熱發電容量效益增加了200 MW。

(4) 光熱電站發揮容量效益和光熱電站自身規模相關。光熱電站規模越大,能夠替換下來的火電規模也越大,但是其容量替代率不一定繼續增加。對比場景C和場景F,在其他所有條件都相同的情況下,光熱電站規模從2 000 MW增加至4 000 MW,容量效益從900 MW增加至1 500 MW,但其容量替代率卻從45%降低至37.5%。

綜合上述分析,影響光熱電站容量效益的因素有儲熱時長、光熱本身規模、調峰方式,并且隨著光熱規模的增加,光熱容量替代率有一個先增加后下降的過程,盡管容量效益的絕對值仍在增加。表5給出了光熱電站容量效益替代率的拐點計算結果。對于文中算例系統而言,2 500 MW光熱發電的容量替代率最大。

表5 光熱電站容量效益最大替代率計算結果Table 5 Calculation results of maximum replace- ment rate of capacity benefit of CSP station

在文中算例中,光熱不參與調峰時候容量效益為0,對于其他系統也有大于0的情況。文中算例中列出光熱不參與調峰的容量效益,是為了反映光熱電站調峰運行方式對其容量效益具有重要影響。光熱電站的典型日運行方式如圖3—圖5所示。

圖3 日模擬(光熱2 000 MW,儲熱12 h,不參與調峰)Fig.3 Simulation of daily operation (2 000 MW CSP,he- at storage for 12 h,not participating in load peaking)

圖5 日模擬(光熱2 000 MW,儲熱10 h,參與調峰)Fig.5 Simulation of daily operation (2 000 MW CSP,he- at storage for 10 h,participating in load peaking)

由圖3可知,當光熱電站不參與調峰時,其出力集中在10～16點,即太陽能資源最好的時候出力最多。當光熱電站參與調峰情況下,如圖4所示,光熱發電白天沒有發電,而在晚上負荷高峰時候,光熱電站發電,系統可降低常規電源的裝機容量,光熱電站發揮了容量效益。圖5給出光熱規模2 000 MW、儲熱時長為10 h的運行模擬情況。與圖4類似,光熱晚間發電,發揮容量效益。

圖4 日模擬(光熱2 000 MW,儲熱12 h,參與調峰)Fig.4 Simulation of daily operation (2 000 MW CSP,he- at storage for 12 h,participating in load peaking)

通過上述分析,光熱電站的容量配置方案涉及許多因素,包括光熱本體、調度運行方式、系統的規模和電源結構。在目前調度策略下,光熱電站以自身發電量最大為目標,配置10～12 h的儲熱時長,不參與系統調峰較為合理,當光熱資源充足時,光熱電站滿出力運行,并將多余的熱量存儲起來,其他時段發電。一個大型系統中最佳的光熱裝機規模,與系統對新能源發電量配額指標的要求相關。當系統消納新能源目標要求過高時,如完全依靠風電光伏,將導致棄電率升高。光熱系統的裝設,增加了新能源消納量,且不對系統調峰造成影響。

3 結論

(1) 提出了一種評估光熱電站容量效益的等可靠性法,分析了調峰方式、儲熱時長、新能源規模、光熱電站規模等因素對光熱電站容量效益的影響。

(2) 對含有光熱的復雜系統進行8 760 h生產模擬,考慮光熱電站跨日調節,避免了典型日生產模擬無法模擬光熱跨日調節導致的效益評估失真的問題。

(3) 隨著光熱發電規模的增加,光熱發電容量效益增加,但光熱發電容量替代率有一個先增加后下降的過程。