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(tuán)西北電力設(shè)計院有限公司,陜西 西安,710075；2. 國家電網(wǎng)有限 公司西北分部,陜西 西安710048；3. 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)技術(shù)具有清潔、調(diào)節(jié)性能好、配有儲能系統(tǒng)等特點[1—3]。極端天氣時光熱發(fā)電不足,故評估光熱機(jī)組參與電力平衡的容量成為規(guī)劃運行人員的新挑戰(zhàn),這使得新能源發(fā)電的容量效益逐漸成為熱點[4]。文獻(xiàn)[5]考慮光伏發(fā)電與負(fù)荷相關(guān)性,分別計算晝夜光伏發(fā)電置信容量。文獻(xiàn)[6]從電源側(cè)考慮,采用中點分割法迭代求解在一定可靠性指標(biāo)下,光伏機(jī)組的置信容量。文獻(xiàn)[7—8]提出了光熱機(jī)組可配合風(fēng)電運行,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)[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(jī)組的容量可信度。此外,文獻(xiàn)[11—13]對光熱機(jī)組建立優(yōu)化運行模型。光熱電站替代常規(guī)電源的容量效益將比光伏和風(fēng)電要強(qiáng),但其容量效益的發(fā)揮與資源特性、儲熱時長、調(diào)峰方式等因素密切相關(guān)。在電力系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計階段,光熱發(fā)電大規(guī)模參加裝機(jī)平衡,這對于系統(tǒng)規(guī)劃設(shè)計與調(diào)度運行至關(guān)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(diào)節(jié)導(dǎo)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(diào)峰方式、儲熱時長、新能源比例、光熱電站規(guī)模等因素。該方法采用基于數(shù)學(xué)優(yōu)化的生產(chǎn)模擬仿真,以周為尺度,計算全年8 760 h的系統(tǒng)運行狀態(tài),計及了機(jī)組啟停、水電跨日調(diào)節(jié)、抽蓄跨日調(diào)節(jié)、光熱電站的跨日調(diào)節(jié)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(guī)電源的容量。當(dāng)系統(tǒng)中含有新能源發(fā)電、抽水蓄能、電化學(xué)儲能電站時,光熱電站的容量效益評估十分復(fù)雜,文中給出了一種采用等可靠性指標(biāo)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(biāo)不變的情況下,光熱電站投入運行后,系統(tǒng)可降低的火電裝機(jī)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(biāo)R的約束下,系統(tǒng)的火電裝機(jī)需求為A,加入光熱電站后,在相同的可靠性指標(biāo)約束下,系統(tǒng)的火電裝機(jī)需求為B,則火電裝機(jī)需求A與火電裝機(jī)需求B的差值反映了由于光熱電站投入運行而使系統(tǒng)可減少的火電裝機(jī),此火電需求的差值即為光熱電站的容量效益。

可靠性指標(biāo)R取研究周期內(nèi)由于供電不足造成的用戶停電所損失的電量,即由于系統(tǒng)電源不可靠而使得用戶減少的用電量。當(dāng)已知停電單位電量的經(jīng)濟(jì)損失時,R指標(biāo)可以轉(zhuǎn)變?yōu)榻?jīng)濟(jì)指標(biāo),便于方案比較。

(1)

式中：L為計算周期；ΔEi為i時刻系統(tǒng)的電量不足。

圖2為基于等可靠性指標(biāo)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(tǒng)的供電可靠性指標(biāo),δ為光熱投入前后系統(tǒng)可靠性指標(biāo)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(chǎn)模擬

2.1 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)荷需求約束下,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}

(2)

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

(3)

目標(biāo)函數(shù)的約束條件包括系統(tǒng)平衡約束、電站/機(jī)組運行約束、地區(qū)間聯(lián)絡(luò)線功率約束等,具體可見文獻(xiàn)[17—18],文中主要介紹光熱電站約束。

2.2 光熱電站數(shù)學(xué)模型

以塔式熔鹽光熱電站為例,光熱發(fā)電系統(tǒng)均分為3個部分：聚光集熱部分、儲熱部分和發(fā)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(jìn)熱和出熱速率限制,總儲熱量限制和前后時刻熱量流動關(guān)系表達(dá)式,即：

(5)

(6)

Ti,min≤Ti,t≤Ti,max

(7)

(8)

光熱機(jī)組儲熱罐的初態(tài)值約束和末態(tài)值約束,可表示為：

(9)

式中：Ti,init為光熱機(jī)組i的熱罐的初始儲熱；Ti,end為光熱機(jī)組i的熱罐的末態(tài)儲熱。

光熱機(jī)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(jìn)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(dá)到啟動要求,達(dá)到開機(jī)狀態(tài)。式(13)和式(14)表示光熱機(jī)組汽輪機(jī)前后時刻狀態(tài)切換整數(shù)變量約束。式(15)和式(16)表示汽輪機(jī)任意時刻的開機(jī)動作和關(guān)機(jī)動作不能同時發(fā)生,也不能前一時刻有開機(jī)動作,后一時刻立即關(guān)機(jī)。式(17)和式(18)表示最小開停機(jī)時間約束。

光熱機(jī)組汽輪機(jī)發(fā)電功率滿足最大值與最小值限制。

(19)

2 案例分析

2.1 系統(tǒng)參數(shù)及運行方式

以我國某省區(qū)電網(wǎng)為算例進(jìn)行驗證,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。

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

光熱電站容量效益的發(fā)揮,與光熱電站的調(diào)峰方式、儲熱時長、裝機(jī)規(guī)模、風(fēng)電和光伏比例等因素密切相關(guān),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(jié)果

采用1.1節(jié)光熱電站容量效益的計算流程和1.2節(jié)生產(chǎn)模擬程序,計算光熱電站加入系統(tǒng)后,火電裝機(jī)需求的變化,結(jié)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(chǎn)模擬運行結(jié)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(tǒng)需要火電裝機(jī)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(jī)后(光熱不參與調(diào)峰,場景B)后,系統(tǒng)火電裝機(jī)維持不變,即光熱電站不參與調(diào)峰情況下,系統(tǒng)并沒有因光熱電站增加2 000 MW而降低了常規(guī)火電的裝機(jī)需求,其容量效益為0,且由于光熱電站不參與調(diào)峰,新能源棄電率有所提高,棄電率增加至8.1%。系統(tǒng)煤耗降低了170萬t。當(dāng)場景B中2 000 MW光熱參與調(diào)峰時(場景C),系統(tǒng)火電裝機(jī)需求為39 070 MW,火電裝機(jī)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(jié)果顯示,系統(tǒng)火電裝機(jī)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%?？梢钥闯?儲熱時長降低后,光熱電站的調(diào)節(jié)性能有所降低,容量效益的發(fā)揮也有所降低。

為分析其他新能源發(fā)電規(guī)模對光熱發(fā)電容量效益的影響,場景E為場景C中光伏規(guī)模增加5 000 MW的情況。光伏規(guī)模增加了5 000 MW以后,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(fā)電自身規(guī)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(tǒng)中加入4 000 MW光熱裝機(jī)后,火電裝機(jī)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(jù)表3和表4的數(shù)據(jù)分析可得：

(1) 光熱電站發(fā)揮容量效益與調(diào)峰方式相關(guān)。在該算例中,光熱電站不參與調(diào)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(tǒng)煤耗的電量效益,2 000 MW的光熱降低了179萬t標(biāo)煤,但并不能降低火電的裝機(jī)規(guī)模。光熱電站參與調(diào)峰后(場景C),光熱電站具有了容量效益,可降低系統(tǒng)所需火電裝機(jī)規(guī)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(fā)揮容量效益與儲熱時長相關(guān)。該算例中,光熱電站儲熱時長12 h,調(diào)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(jī)需求200 MW。

(3) 光熱電站容量效益的發(fā)揮,與系統(tǒng)中新能源規(guī)模相關(guān)。對比場景C和場景E,在光熱電站規(guī)模和調(diào)峰方式相同的情況下,系統(tǒng)光伏規(guī)模從11 500 MW增加至16 500 MW后,新能源棄電率增加2.5%,系統(tǒng)火電裝機(jī)需求從39 070 MW降低至38 870 MW。由于光伏夜間不發(fā)電,而文中算例系統(tǒng)負(fù)荷高峰在晚上9點左右,因此可認(rèn)為系統(tǒng)火電裝機(jī)需求的降低是由光熱發(fā)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(fā)電容量效益增加了200 MW。

(4) 光熱電站發(fā)揮容量效益和光熱電站自身規(guī)模相關(guān)。光熱電站規(guī)模越大,能夠替換下來的火電規(guī)模也越大,但是其容量替代率不一定繼續(xù)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(guī)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(guī)模、調(diào)峰方式,并且隨著光熱規(guī)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(jié)果。對于文中算例系統(tǒng)而言,2 500 MW光熱發(fā)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(jié)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(diào)峰時候容量效益為0,對于其他系統(tǒng)也有大于0的情況。文中算例中列出光熱不參與調(diào)峰的容量效益,是為了反映光熱電站調(diào)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(diào)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(diào)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(dāng)光熱電站不參與調(diào)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(dāng)光熱電站參與調(diào)峰情況下,如圖4所示,光熱發(fā)電白天沒有發(fā)電,而在晚上負(fù)荷高峰時候,光熱電站發(fā)電,系統(tǒng)可降低常規(guī)電源的裝機(jī)容量,光熱電站發(fā)揮了容量效益。圖5給出光熱規(guī)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(fā)電,發(fā)揮容量效益。

圖4 日模擬(光熱2 000 MW,儲熱12 h,參與調(diào)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(diào)度運行方式、系統(tǒng)的規(guī)模和電源結(jié)構(gòu)。在目前調(diào)度策略下,光熱電站以自身發(fā)電量最大為目標(biāo),配置10～12 h的儲熱時長,不參與系統(tǒng)調(diào)峰較為合理,當(dāng)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(fā)電。一個大型系統(tǒng)中最佳的光熱裝機(jī)規(guī)模,與系統(tǒng)對新能源發(fā)電量配額指標(biāo)的要求相關(guān)。當(dāng)系統(tǒng)消納新能源目標(biāo)要求過高時,如完全依靠風(fēng)電光伏,將導(dǎo)致棄電率升高。光熱系統(tǒng)的裝設(shè),增加了新能源消納量,且不對系統(tǒng)調(diào)峰造成影響。

3 結(jié)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(diào)峰方式、儲熱時長、新能源規(guī)模、光熱電站規(guī)模等因素對光熱電站容量效益的影響。

(2) 對含有光熱的復(fù)雜系統(tǒng)進(jìn)行8 760 h生產(chǎn)模擬,考慮光熱電站跨日調(diào)節(jié),避免了典型日生產(chǎn)模擬無法模擬光熱跨日調(diào)節(jié)導(dǎo)致的效益評估失真的問題。

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