0 引言

光热发电(concentrating solar power, CSP)具有清洁、调节性能好等优点，但同样受资源约束，其储热环节受储热容量限制，因此CSP的效益评估相比常规电源要复杂得多^[1-3]。对于含有风电、光伏、光热、水电、火电、抽水蓄能、储能等多类型电源的系统，须综合考虑CSP的资源特性、运行方式、储热时长等，合理评估CSP在电网中的综合效益^[4-7]。

文献[8]以减小系统运行成本、调峰成本和弃电成本为目标，协调考虑了CSP与直流输电线路的灵活调节能力。文献[9-10]建立光伏-光热联合模型，对含有光伏和CSP的系统优化运行进行了研究。文献[11-12]提出光热机组可以配合风电运行，降低风电机组的不确定性，进而降低系统的辅助服务需求并提高系统可靠性。文献[13]考虑光伏发电与负荷的相关性，分别计算白天及夜间光伏发电置信容量。在电力系统规划设计阶段，CSP参加装机平衡的规模大小对系统规划设计与调度运行至关重要^[14-16]，与资源特性、储热时长、调峰方式等密切相关^[17-19]。文献[20]将多台CSP机组聚合成一台等效机组，从而减小问题规模、加快模型求解速度。文献[21]综合考虑火电调峰成本与储热成本，提出一种CSP储热容量配置方法。文献[22]对CSP的容量效益及其影响因素进行了研究。

CSP除了容量效益，还具有减少火电煤耗的电量效益，为全面评估CSP的效益，文中以系统供电可靠性不变为约束，对CSP的容量效益、电量效益进行了综合研究，采用8 760 h全时段生产仿真模拟法，模拟了火电启停、储能电源和光热跨日调节等因素。对西北地区实际电网进行仿真，分析了CSP的效益及影响因素，研究成果可为CSP的运行和合理发展规模确立提供参考。

1 CSP综合效益评估 1.1 CSP效益计算 1.1.1 容量效益

CSP的容量效益是指系统因CSP而减少的常规电源装机需求。文献[22]以系统供电可靠性指标不变为约束，利用加入CSP后火电装机的减少量来衡量CSP的容量效益。文中采用该方法测算CSP的容量效益，图 1为CSP容量效益示意。

由图 1可知，若没有CSP，则可靠性指标为R₀时，系统火电需求为①；加入CSP后，可靠性指标相同时，系统火电需求为②。加入CSP前后火电需求的差值即为CSP的容量效益，计算流程如下：

(1) 给定系统电源结构和规模，进行8 760 h生产模拟。计算无CSP时系统的电力盈缺情况，统计得到电量不足的数值R₀，即可靠性指标；若系统的电力装机有盈余，则计算系统的火电装机需求。

(2) 加入CSP，逐步降低火电装机容量，进行生产模拟计算，直到其供电可靠性指标R与无CSP情况下供电可靠性指标R₀相同。

(3) 比较CSP加入前后火电装机需求和系统煤耗，确定CSP的容量效益。

1.1.2 电量效益

CSP的电量效益是指CSP投入运行后，火电发电量降低，从而减少的火电发电耗煤量。产生电量效益的原因主要有：(1) CSP加入系统后可以减少火电发电量；(2) 光热具有调节性能，可以降低风电和光伏的弃电率，从而增加风电和光伏发电量，降低火电发电量；(3) CSP可以改善火电运行条件，从而降低火电的煤耗。

1.1.3 综合效益

对含有CSP的系统进行8 760 h生产仿真模拟，在系统供电可靠性指标保持不变的情况下计算CSP投运前后火电装机需求变化量和煤耗变化量，计算流程如图 2所示。

1.1.4 CSP国民经济评价

CSP国民经济效益计算如下：

(1) 采用8 760 h生产仿真模拟，计算无CSP情况下，火电装机需求H₁，系统煤耗M₁。

(2) 加入CSP，给定运行方式，进行8 760 h生产仿真模拟，计算火电装机需求H₂，系统煤耗M₂。

(3) 计算CSP容量效益，即加入CSP后减少的火电装机需求。

$ C_{{\rm{CSP}}}^{\rm{H}} = {H_1} - {H_2} $

(1)

(4) 计算CSP的电量效益，即加入CSP后减少的系统煤耗。

$ {M_{{\rm{CSP}}}} = {M_1} - {M_2} $

(2)

(5) 计算CSP的综合效益。

$ {R_{{\rm{CSP}}}} = {r_{\rm{H}}}{p_{\rm{H}}}C_{{\rm{CSP}}}^{\rm{H}} + {\alpha _H}{p_{\rm{H}}}C_{{\rm{CSP}}}^{\rm{H}} + {p_{\rm{M}}}{M_{{\rm{CSP}}}} $

(3)

式中：r_H为火电生命周期内的资金回收系数；p_H为火电单位装机容量造价；α_H为火电运行维护费率；p_M为标准煤的价格。

(6) 计算CSP的成本支出。

$ {T_{{\rm{CSP}}}} = {r_{{\rm{CSP}}}}{p_{{\rm{CSP}}}}{C_{{\rm{CSP}}}} + {\alpha _{{\rm{CSP}}}}{p_{{\rm{CSP}}}}{C_{{\rm{CSP}}}} $

(4)

式中：C_CSP为CSP的装机容量；r_CSP为CSP生命周期内的资金回收系数；p_CSP为CSP单位装机容量造价；α_CSP为CSP运行维护费率。

(7) 计算CSP的国民经济净收益。

$ {Q_{{\rm{CSP}}}} = {R_{{\rm{CSP}}}} - {T_{{\rm{CSP}}}} $

(5)

若CSP的国民经济净效益大于0，则建设光热电站是经济的，否则建设电站是不经济的。

1.2 生产模拟模型

综合考虑新能源弃电量和发电煤耗，在满足负荷需求的情况下，尽量减少新能源弃电量和系统发电煤耗，目标函数为：

$ \min \left\{ {\left. {{f_1} + {\lambda _1}{f_2} + {\lambda _3}{f_3} + {\lambda _4}{f_4} + {\lambda _5}{f_5} + {\lambda _6}{f_6}} \right\}} \right. $

(6)

$ \left\{ {\begin{array}{*{20}{l}} {\begin{array}{*{20}{l}} {\begin{array}{*{20}{l}} {\begin{array}{*{20}{l}} {\begin{array}{*{20}{l}} \begin{array}{l} {f_1} = \sum\limits_{t = 1}^L {\sum\limits_{i = 1}^G {\left( {{C_{i, t}}\left( {{P_{i, t}}, {U_{i, t}}} \right)} \right.} } \\ \;\;\;\;\;\;\left. {Q_{i, t}^{{\rm{up}}}\left( {{U_{i, t - 1}}, {U_{i, t}}} \right) + Q_{i, t}^{{\rm{off}}}\left( {{U_{i, t - 1}}, {U_{i, t}}} \right)} \right) \end{array}\\ {{f_2} = \sum\limits_{t = 1}^L {\sum\limits_{b = 1}^B {\left( {{W_{b, t, 0}} - {W_{b, t}}} \right) + {\lambda _2}\sum\limits_{t = 1}^T {\sum\limits_{b = 1}^B {\left( {{S_{b, t, 0}} - {S_{b, t}}} \right)} } } } } \end{array}}\\ {{f_3} = \sum\limits_{t = 1}^L {\sum\limits_{i = 1}^H {{E_{i, t}}} } } \end{array}}\\ \begin{array}{l} {f_4} = \sum\limits_{t = 1}^L {\sum\limits_{i = 1}^N {\left( {{H_{i, t}}\left( {P_{i, t}^{\rm{s}}, P_{i, t}^{\rm{s}}} \right) + } \right.} } \\ \;\;\;\;\;\;\left. {M_{i, t}^{{\rm{up}}}\left( {U_{i, t - 1}^{\rm{s}}, U_{i, t}^{\rm{s}}} \right) + M_{it}^{{\rm{off}}}\left( {U_{i, t - 1}^{\rm{s}}, U_{i, t}^{\rm{s}}} \right)} \right) \end{array} \end{array}}\\ {{f_5} = \sum\limits_{t = 1}^L {\sum\limits_{b = 1}^B {{l_{b, t}}} } } \end{array}}\\ {{f_6} = \sum\limits_{t = 1}^L {\sum\limits_{b = 1}^B {{h_{b, t}}} } } \end{array}} \right. $

(7)

式中：f₁为火电机组发电成本；f₂为新能源发电的弃电量；f₃为水电弃电量；f₄为光热机组发电成本；f₅为损失负荷成本；f₆为损失备用成本；C_{i, t}为煤电机组i在时刻t的发电成本函数；P_{i, t}为机组i在时刻t的有功出力；Q_{i, t}^up，Q_{i, t}^off分别为机组i在时刻t的启动和停机费用；U_{i, t}，U_{i, t-1}为0-1变量，分别表示机组i在时刻t和时刻t-1的运行状态，为0表示关停，为1表示启动；λ₁，λ₂，λ₃，λ₄分别为弃风、弃光、弃水以及因光热机组调峰运行而造成效率降低的惩罚因子；λ₅为失负荷惩罚因子；λ₆为失备用惩罚因子；W_{b, t}为时刻t节点b的风电场出力；W_{b, t, 0}为时刻t节点b的风电场的预测出力；S_{b, t}为时刻t节点b的光伏电站出力；S_{b, t, 0}为时刻t节点b的光伏电站预测出力；E_{i, t}为水电机组i时刻t的弃水量；l_{b, t}，h_{b, t}分别为时刻t节点b的失负荷量和失备用量；H_{i, t}为光热机组i在时刻t的效率；M_{i, t}^up，M_{i, t}^off分别为光热机组i在时刻t的启动和停机费用；U_{i, t}^s，U_{i, t－1}^s为0-1变量分别表示光热机组i在时刻t和时刻t-1的运行状态，为0表示关停，为1表示启动；P_{i, t}^s为光热机组i在时刻t的有功出力；G为所有火电机组的集合；H为所有水电机组的集合；N为所有光热机组的集合；L为调度周期；B为所有节点的集合。

目标函数的约束条件包括系统平衡约束、电站/机组运行约束、地区间联络线功率约束等，具体表达式见文献[22]。

2 CSP效益评估案例 2.1 系统参数

以我国某省区电网为算例进行验证，该电网负荷28 000 MW，直流外送16 000 MW，内用电量1 800亿kW ·h，外送电量1 024亿kW ·h，电源结构如表 1所示。由于CSP、风电和光伏的成本下降速度较快，因此工程造价考虑2个场景，其参数如表 2所示，其中标煤价按800元/t考虑。

设置光热场景A~E对CSP效益进行分析，参数设置如表 3所示。其中，场景A不考虑CSP；场景B~E中CSP容量为200万kW。

2.2 CSP效益评估

光热场景A和场景B生产模拟运行结果如表 4所示。系统没有CSP的情况下，火电装机需求为3 997万kW，煤耗为5 851万t，新能源弃电率为6.0%；加入200万kW光热后，火电装机需求为3 907万kW，即CSP容量效益为90万kW，容量替代率为45%，煤耗降低286万t，新能源弃电率5.0%。

光热场景B在造价场景1和场景2下的发电效益评估如表 5所示。

在当前光热、光伏、风电的造价成本下(造价场景1)，建设光热电站不具备国民经济性。当光热、光伏、风电的造价成本降至当前成本的50%时(造价场景2)，CSP具有国民经济性。表 5给出了CSP国民经济可行的造价临界点。可以看出，CSP造价降低至当前造价的62%左右的时候，CSP开始具有国民经济效益。

光热场景B中CSP白天没有发电，晚上负荷高峰时光热机组发电，降低系统中常规电源的装机容量，发挥了CSP的容量效益。

可以看出，当系统消纳新能源目标要求较高时，完全依靠风电光伏，可能弃电率会很高，而装设光热，一方面增加了新能源消纳量，另一方面不会对系统调峰提出更高的要求。未来若要大规模发展CSP，必须对CSP容量效益的发挥给予合理的补偿，而不能仅仅按照光热发电量结算。

2.3 CSP国民经济效益的影响因素研究

本节分析CSP国民经济效益的影响因素，考虑的因素包括：CSP的调峰方式、储热时长、新能源规模，如表 3中的场景C~E所示。表 6为场景C~E的生产模拟结果。

光热不参与调峰(场景C)，系统总的新能源发电量增加，系统煤耗降低了170万t，但系统并没有因为CSP增加200万kW而降低了常规火电的装机需求，其容量效益为0，且由于CSP不参与调峰，新能源弃电率较高，为8.1%。场景D为场景B中CSP储热时长降低2 h的场景，CSP容量效益为70万kW，容量替代率为35%，煤耗降低279万t，新能源弃电率为5.2%。与场景B相比，储热时长降低后，CSP的调节性能有所降低，容量效益的发挥也有所降低。场景E为场景B中光伏规模增加500万kW的场景。光伏规模增加后，系统新能源弃电率有所提高，系统火电装机需求为3 887万kW，CSP容量效益为110万kW，容量替代率为55%，煤耗降低288万t，新能源弃电率为7.5%。表 7、表 8为综合考虑CSP容量效益和电量效益后的国民经济评价结果。在当前的新能源造价情况下(造价场景1)，CSP不具备国民经济性。随着新能源发电成本的降低，当新能源造价降低一半时(造价场景2)，光热参与调峰(场景D和场景E)具有国民经济性，但CSP不参与调峰时，仍不具备国民经济性。

3 结语

文中通过对比CSP投入前后，系统火电装机需求和煤耗的变化，对CSP的容量效益和电量效益进行评估。CSP的国民经济效益与CSP的投资、调峰方式、储热时长和新能源发电规模相关。CSP参与调峰运行时其国民经济性优于以CSP量最大为目标的不参与调峰运行时的国民经济性。西北地区实际电网的仿真验证了文中方法的有效性，可为光热效益评估提供更全面的视角，为合理评估光热效益提供参考。