中国太阳能热发电大会合作期刊——《电网技术》2022年第8期刊发了国家电网有限公司西北分部市场交易六部主任孙骁强等所著的《新型电力系统中光热电站完全替代火电规划研究》论文，经得《电网技术》和作者同意，转载此文如下：

摘要

光热电站可以平稳发电，但仍属于限能电站，不能全容量参加电力平衡，季节性电力支撑能力受限。该文基于光热电站日等效保证小时数和系统高峰时段需求提出了一种评估光热发电替代火电装机能力的方法，进而给出一种通过增加应急锅炉备用发电以完全替代火电装机应对极端天气和季节性缺电的解决方法。青海电力系统的算例表明，光热电站通过增加应急备用锅炉可应对极端天气和季节性电力电量供应的不平衡，做到全容量全时段替代火电装机，同时保证发电量中绝大部分仍是可再生能源。论文的研究成果，可助力光热电站实现以少量低碳能源带动大规模可再生能源开发，在新型电力系统中具有重要示范意义。

0 引言

随着国家双碳战略目标的实施，我国新能源开发规模继续扩大，火电建设空间将进一步压缩，而系统负荷仍在稳步增长，风电及光伏的波动性使系统难以实现全时段电力电量平衡。可再生能源发电的季节性不平衡是电力系统中新能源占比升高到一定阶段必然面临的问题。

新型电力系统需要寻求能够替代火电的稳定电源，西北地区光热电站本身具有一定替代火电装机能力，但受太阳能直射辐射影响，在极端天气无法获得足够的热能，连续极端天气不平衡问题更加突出。目前，光热电站无法全容量参加电力平衡，替代火电装机能力大打折扣。本文研究通过增加应急燃气锅炉备用发电，可在极端天气补充热能，甚至可以应对系统电力电量供应的季节性不平衡，做到全容量全时段全功能替代火电装机，保障电力电量供应；同时保证发电量中绝大部分仍是可再生能源，实现以少量低碳能源带动大规模可再生能源开发，在新型电力系统中具有重要示范意义。

1 新型电力系统电力保障形势

传统电力系统以火电、水电等常规电源为主，调峰需求主要是负荷波动引起，随着新能源渗透率的不断提高，调峰需求也在发生变化，高比例新能源系统调峰需求主要是为了满足新能源接纳需求。与此同时，在国家双碳战略的推进过程中，火电发展空间大大压缩，导致为满足系统最大电力需求的常规电源电力供应也日趋紧张。可以预见，以新能源为主体的电力系统同时面临向上调峰和向下调峰2个方面的需求，尤其是向上调峰关系到电力保障问题显得尤为重要。

受资源约束的电源（限能电站）向上调峰能力的发挥除了跟机组自身调峰能力有关外，还与资源决定的发电量密切相关，不同电源的向上调峰能力存在较大差异。如水电最大出力理论上可以达到预想出力，但实际往往受来水约束不能达到上述最大值，比如青海水电冬季受来水影响最大出力仅为其装机的50%~70%；储能电站在系统电量不足时也难以发挥作用；光热电站类似，在太阳能资源不好时，最大出力也会受限。因此，随着新型电力系统中限能电站逐步增加，其参加电力平衡能力不足，再加上季节性资源不平衡，电力系统将面临电力保障缺乏稳定电源支撑的严峻形势。国外电网事故情况梳理见表1。

国外高比例新能源系统发生的事故教训表明，由于电力无法大规模存储的特性，以光伏、风电为主的新能源不能完全替代常规稳定发电机组，难以应对极端天气事件导致的电力供应缺口，加剧了系统资源紧张时段的供应挑战，亟须寻找既清洁又能稳定发电的调节电源，保障电力系统全时段安全可靠供电。

在国家双碳目标背景下，光热电站具备替代火电的潜力，通过增加应急锅炉备用发电应对极端天气，可以全容量替代火电装机，作为季节性调峰电源满足长时间尺度电力电量平衡需要。本文首先基于光热电站出力特性和系统高峰时段需求，分析光热电站替代火电能力，然后研究提升其保证出力的措施，提出测算光热电站应急备用发电量计算方法，最后通过算例进行验证。

2 光热电站完全替代火电规划研究

2.1 光热电站替代火电能力分析

电力系统中一般以满足高峰负荷时段电力平衡确定系统火电装机需求，光热电站要参加电力平衡(替代火电装机)也需要保障高峰负荷时段电力需求。

由于光热电站发电与太阳直射辐射密切相关，某些天光照资源较好时，再加上储热装置蓄热，光热电站发电量较多，高峰负荷时段可保证系统电力需求，全容量参加电力平衡；而在阴天或多云天气，光热电站发电量很小，极端天气光热电站可能出力为零，光热电站装机不能得到充分利用，高峰负荷时段不能有效参加电力平衡。

系统可靠性保证率不同，光热电站参加平衡容量也不一样。为了提高光热电站参加平衡容量比例，可以结合系统需要，通过增加应急锅炉备用发电，使得光热电站能够完全替代火电装机，满足系统电力保障需要。

2.2 光热电站应对季节性缺电能力分析

新能源出力具有季节不均衡性，随着新能源装机占比不断提高，新型电力系统的季节性电力电量不平衡凸显，某些月份资源较差的情况下，系统电力电量缺额紧缺，目前来看在火电建设空间逐步压缩的背景下，尚未有可解决季节性不平衡的有效手段。光热电站自身虽然受资源影响也存在季节性不均衡情况，但可以通过增加应急锅炉备用发电以完全替代火电装机，完美解决季节性不均衡问题。

新型电力系统中，光热完全替代火电分析步骤如下。

3 算例

以青海为例，预计2030年青海省全社会用电量达到1100亿kW·h，最高发电负荷15500MW。青海新能源规划总装机约57640MW，其中光伏34000MW、风电16530MW、光热5210MW。

3.1 光热电站出力特性分析

青海海西地区光热资源丰富，乌图、冷湖、德令哈地区光热发电季节性明显[17]。以100MW光热电站(镜场面积148万m²，太阳倍数2.9，储热时长15h，发电机功率100MW，汽轮机功率217MWt，集热器功率630MWt)为例，根据典型年光照资源数据，模拟逐小时出力，并进行特性统计分析。图1给出了海西地区光热电站典型年内各月发电量分布，可以看出，2—4月、9—10月光热电站发电量较多，6—8月和12月发电量较少。图 2给出了海西地区(乌图、冷湖和德令哈)光热电站典型年各月日等效发电小时数小于4h天数统计。可以看出，乌图、冷湖和德令哈地区全年日光热等效发电小时数低于4h的天数分别为52、57、75天，在5—8月发生较多。

图1 海西地区光热电站典型年内各月发电量分布

图2 海西地区光热电站典型年各月日等效发电小时数小于4h天数统计

3.2 光热替代火电能力分析

图3给出了青海电网典型日负荷曲线示意图。可以看出，青海负荷曲线较平，叠加直流外送曲线后，冬季晚高峰负荷时段一般为18:00—21:00左右，因此，电源参加电力平衡需保证晚高峰时段4~6h电力需求。

图3 青海电网典型日负荷曲线示意图

光热电站配置储热罐，考虑连续阴天情况，预留部分热量跨日调节。光热电站日发电量优化后，将日发电量从大到小排序，按系统要求保证率，确定光热电站可调节日发电量。

表2给出了海西地区光热电站替代火电装机比例测算结果。图4给出了海西乌图地区光热电站日等效小时数分布示意图。可以看出，根据前面方法测算，按95%保证率，不考虑跨日调节，光热电站日等效保证小时数为0，基本不能参加电力平衡，即无法替代火电装机；光热电站储热时长15h(即储热容量可以支撑光热电站满发15h)，根据天气及出力预测事先安排一定容量进行跨日调节，考虑跨日调节后光热电站日等效保证小时数为5.1h，可满足晚高峰负荷4h需求，全容量参加电力平衡，完全替代相同容量火电装机。若按100%保证率，光热电站日等效保证小时数为3.5h，参加电力平衡比例(火电容量替代率)约87.5%。

表2 海西地区光热电站替代火电装机比例测算

图4 海西乌图地区光热电站日等效小时数分布示意图

表3给出了不同保证率情况下，考虑跨日调节后的光热电站参加电力平衡容量。可以看出，晚高峰时段按6h，光热电站替代火电装机比例有所降低，100%保证率下光热电站仅可替代约50%左右的火电装机。

表3 海西地区光热在不同保证率下替代火电装机比例测算

3.3 光热电站应对季节性缺电能力分析

青海以水电和新能源为主，清洁能源装机占比达到90%以上，全年电量基本平衡，但存在季节性不平衡，冬季电力电量缺额较大。

图5给出了青海水电月电量分布示意图。可以看出，青海水电占比较大，受来水影响，夏季5—10月发电量相对较多，冬季11—12月和1—2月发电量较少，季节性电量不平衡明显。

图5 2030年青海水电月发电量分布示意图

图6给出了青海新能源月电量分布示意图。可以看出，青海新能源(含光伏、风电、光热)受资源影响也存在较大的季节性电量不平衡，春季3—5月发电量较多，冬季11—12月发电量明显减少。

图6 2030年青海新能源月发电量分布示意图

表4给出了青海逐月电量平衡结果，其中示意图见图7。可以看出，由于水电和新能源发电量均受资源约束，季节性电量不平衡一直存在，冬季两者叠加后发电量减少较多，青海全省出现较大电量缺口。

表4 2030年青海电网逐月电量平衡结果

图7 2030年青海电网逐月电量平衡示意图

青海季节性缺电问题一直存在，且随着新能源装机渗透率逐步提高，季节性缺电问题日益加剧。目前青海的冬季缺电问题仍主要依托西北主网提供电力电量支撑，但随着西北其他省份火电建设空间进一步压缩，再加上规划通道建成和负荷逐步增长，电力盈余逐步减小，给青海能够提供的电力支撑有限，需要青海从自身内部寻求能够解决季节性电力电量不平衡的措施。目前来看，尚未有经济可行的跨季调节手段，光热电站在通过应急备用发电可完全替代火电，以应对上述季节性缺电问题。

表5给出了海西地区光热电站应急备用发电运行指标。图8给出了海西地区光热电站考虑应急发电后的发电量分布。图9给出了海西地区光热电站考虑应急发电后的12月逐时平均发电量。可以看出，根据前述方法初步测算，全年应急发电电量22亿kW·h，其中12月份需要应急发电电量最大，约14亿kW·h(占比64%)，小时数提高约440h，占比仅约8.8%。冬季12月日最大应急发电电量1.2亿kW·h(全天24h连续应急发电运行)，小时最大发电量500万kW·h(即满功率发电)，可全容量替代火电装机。

表5 海西地区光热电站应急备用发电运行指标

图8 2030年海西地区光热电站发电量分布（含应急发电）

图9 2030年海西地区光热电站12月逐时平均发电量（含应急发电）

对不同光热规模对应的应急备用发电比例进行敏感性分析，表6和图10给出了2030年海西地区不同规模光热电站对应应急备用发电运行指标。可以看出，随着光热规模逐步减少，光热应急备用发电比例呈现逐步升高趋势，由8.9%增加至20.2%。

表6 海西地区不同规模光热电站应急备用发电运行指标

图10 2030年海西地区不同光热电站规模发电量统计（含应急发电）

需要说明的是，关于应急备用发电(补燃)技术方案，可以采用天然气补燃，也可以采用生物质补燃，还可与供热相结合，有待进一步论证。以天然气补燃为例，初步估算增加燃气备用锅炉投资约1000元/kW，青海天然气价格按1.15元/m³，补燃发电效率约40%左右，1m³气按发4kW·h电考虑，补燃单位发电成本约0.2875元/(kW·h)。

4 结论

在国家双碳目标驱动下，我国新能源装机规模将更加快速增长，而火电建设空间进一步压缩。未来新型电力系统将面临一定的电力保障问题，光热电站作为储热型新能源电站，通过增加应急锅炉备用发电，可以全时段替代火电装机，为系统提供电力电量支撑。同时可以实现以少量低碳能源带动更大规模可再生能源开发，可以助力我国新能源开发目标和碳达峰目标早日完成。

研究结果初步表明，2030年前青海新增1000~5000MW光热电站，通过增加10%~20%左右应急备用发电量可以完全替代相同容量火电，从而应对季节性缺电问题或极端天气下的电力电量不足问题，保障电力可靠供应。

孙骁强¹, 汪莹¹, 李庆海¹, 李富春², 杨攀峰², 杨楠¹, 张小奇¹, 霍超¹, 傅旭², 李海伟²

1. 国家电网有限公司西北分部，陕西省 西安市 710048;

2. 中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西省 西安市 710075

收稿日期：2021-10-21；在线出版日期：2022-07-08

电网技术, 2022, 46(8): 2948-2954.

作者简介：

孙骁强，正高级工程师，曾从事电力系统调度、规划、技术研究工作，现任国家电网有限公司西北分部市场交易六部主任。研究方向为电力系统规划与运行、新能源并网与消纳等。E-mail：lampsun@yeah.net。

其对西北新能源的运行及规划有较多研究，在新能源快速频率响应方面相关理论已经编写入国标。近年主编专业书籍3本，参与编写国家标准3项，发表EI检索论文6篇并多次获奖，申请专利7项。

汪莹，女，高级工程师，通信作者，研究方向为电力系统规划，E-mail：wangying-1115@163.com。