近日，中国电力科学研究院有限公司高级工程师赵亮发表了题为“太阳能热发电站接入电力系统技术要求”的主题演讲，从购电方的角度提出对光热电站的要求，分享如何在电力系统中充分发挥光热发电的优势，促进其更好的发展。

本文为第三届CSP Focus光热发电创新大会现场演讲录音校正稿及演讲稿图示。

此前各位专家主要是从光热电站本身的设计和特性来讲述，我的报告是从电站的后端，即电站发出电接入电网以后与电网之间的关系，也就是电网对光热电站提出的要求。

首先讲一下新一代电力系统。我们国家的电力系统从最开始到现在，经历了一些发展阶段，形成了一个全新的系统结构，新系统的一个特点就是包含了许多新能源发电，风光等新能源与常规火电机组的技术不同，因此并网也存在一些技术问题，电网也对新能源的并网和运行提出要求；

第二部分内容讲的是针对光热发电并网有哪些要求，这个报告的太阳能热发电站接入电力系统技术要求也是我们正在编写的国家标准，目前已经开始征求意见，施行以后光热电站并网都要按照这个标准来执行。

新一代电力系统特点。

我国从第一代到第二代到第三代的电力系统发展，从电源的角度来看是从小机组、大机组，到可再生能源和常规机组。从电网的角度来看，从低电压到超高压的电网，一直到现在的骨干电源与分布式电源结合，主干电网与局域配网、微电网相结合的新一代电力系统特点。

我国现阶段电力系统供电的可靠性已大幅度提高，现在很少会发生大规模停电的现象，而且新能源发电的快速提高也是可持续的发展模式。

新一代电力系统对电网最大的影响主要来自于可再生能源的占比已经有大幅的提高。上图所示为我国2018年底的电源统计情况，风电和光伏总装机已经占到我国电源总装机的19%，成为第二大电源。

然而，这两种新能源存在一个很大的问题，它们是通过电力电子设备并网的，不是传统的同步机并网。电力电子设备的优势是控制比较灵活，响应比较快速，但也是一种相对比较脆弱的控制方式。当电网出现问题以后，电力电子设备首先是自我保护脱网，这是在风电和光伏发展早期存在的一个很大的问题。在大规模的新能源装机增加，出现了一些故障以后，发现电力电子设备对电网的支撑能力很弱。所以就带来了两个问题，一个是消纳问题，一个是安全运行的问题。这与固有的特性和设备有关。

消纳问题主要是特性的问题，风电和光伏的波动性和不确定性使之不能像常规电源一样进行可靠供电。传统的电源根据负荷的预测调度可以安排出力计划，能够满足要求，但是新能源出力是不确定的，所以调度无法下定一个计划来保证供电的可靠性。因为装了这么多新能源，必须还要有一部分可靠电源来供电和作为备用，而这部分供电如果不停，尤其是一些供热机组，在一些情况下就不得不对新能源限电，这也是目前新能源发展最大的一个问题。

另外就是安全运行的问题，主要是设备的弱支撑性和低抗扰性导致的。当电网出现问题时，不但不能够支撑电网，反而会给电网造成更大的问题。

这是风电和光伏存在的两大问题。

在这种情况下，我们国家就制定了两个标准，《风电场接入电力系统技术规定》和《光伏发电站接入电力系统技术规定》。这两个国家标准，从电能质量、功率预测、功率控制、异常响应、安全保护这几个并网比较关键的特性对风电和光伏提出了要求。最开始制定到现在修订了两版，目前第三版正在修订，这两个标准规定了光伏和风电并网的一些要求，电站发电符合这个标准电网才会接受，这是对电站运行的要求。

随着我们国家风电和光伏的大规模发展，尤其西北地区的占比比较高以后，电网就不能仅仅要求按照这个运行了，还要求新能源电站对电网提供一些支撑。这就出台了《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》，从2019年1月1日开始执行。准则要求新能源电站对电网提供支撑，要有AGC功能，还要有一次调频的功能。这个就是西北区域电网对新能源场站，包括风电站、光伏电站、光热电站和水电站提出的要求。无论是对自身控制设备的技术改造，还是配置储能，在电网出现一次调频需求的时候，必须要有这个功能。

此外，2019年10月1日起东北区域发电厂也对风电场、光伏电站参与一次调频增加了考核要求，同时也给出了参与一次调频辅助服务的补偿要求。要求这些电站具有这个功能，同时也给予一些补偿措施，这是对新能源场站的要求。

对于风电和光伏，要参与电网的运行，参与电网支撑一次调频，如果不配置储能，只能牺牲自己的功率，向下降一部分功率运行，具有一个上调和下调的空间，只能靠损失自己的发电量来支撑电网的运行。

另外，我们国家建了很多的特高压输电线路为了消纳西北地区的新能源向中东部地区输送。大家可能觉得建了这么多特高压线路，就可以建很多的新能源电站进行输送，但前提是新能源必须要稳定可调。

正如此前孙院长（详见：孙锐：光热发电已形成完整产业链，聚光储热发电是实现我国能源转型的新途径）所讲的，±800kV的特高压直流输电能力是800万千瓦，但是如果全送新能源的话，不可能保证一直送800万千瓦，所以利用率就无法保证。对于受端电网，接受特高压的送端电源调度不了，那么特高压输送过来的电也是不可控的。如果是一条平稳的输电功率曲线就可以很好安排本省的电源进行配合，如果送来的是不确定的电还要安排本省的一些电源备用，增加了受端的备用成本。所以说特高压建成是为了输送新能源，但前提是要送相对稳定的电力，能够按照输电计划曲线来输出的新能源电力。

接下来重点讲一下光热发电并网的技术要求。

光热发电与光伏和风力发电不同的就是同步发电机并网，与常规机组一样，但又不能够完全的和火电机组一样，毕竟还是“靠天吃饭”的。虽然有储能，但能力有限，所以光热发电并网要参考新能源和常规机组的两个特点来制定。

光热发电不像光伏和风电是逆变器并网，是一个稳定的输出，但开发方式是集中式的，不能像风电和光伏一样可以有分布式的开发。所以集中式就只能建一个新能源基地，大规模开发，大规模建设。在这个基地有可能送出的容量比较大，集中送出。

与燃煤发电和水电的比较。

光热发电输出稳定性不如水电或者煤电，在原动力太阳能资源比较稳定，或者储热比较充足的情况下光热发电输出是可以稳定的，但也不是在任何时候都可以发，所以相对于燃煤还是具有较差的稳定性。

负荷调节范围比燃煤机组好，如果不进行深度调峰改造，负荷调节范围比较宽，比水电稍微差一点，但是比火电要好。

爬坡速率指电网让电站进行调峰或者二次调频支撑的时候，往上或往下调升负荷的功率速率有多大。本次会议此前中控太阳能金总的报告讲，整个光热电站从15%升到100%的负荷用时是半个小时，大概是每分钟升2.8%。现在电网运行准则里面对燃煤机组的要求是2%-3%的调节，我不太清楚实际的光热电站能不能比这个速率再高，如果可以的话这是与燃煤机组相比最大的一个优势，就是AGC响应速度比较快。

我们国家的标准立项是2017年提出来的，一直在进行大纲的编制。首先是国家电网公司自己编写了一个企业标准，在企业标准的基础上再进行修改完善来定国家标准。

关于太阳能热发电站并网规范的必要性，第一是对光热发电规划设计的建设需求，20个示范电站建完并网的时候必须要有一套规则，要求达到怎样的技术才能并网运行。

第二是光热电站安全稳定运行的需求，也就是必须按照怎样的技术参数和技术指标来运行，才是安全并网的运行。

第三个也是电网最关心的，就是调度运行的需求，知道这个电站能达到什么样的技术水平才能调度，协调全网的各种电源来运行。

标准编制的目的是为太阳能热发电站接入电力系统提供技术要求和并网规范。标准的适用范围是采用蒸汽轮发电机组的新建、改建和扩建槽式、塔式、菲涅尔式太阳能热发电站。后续如果这个标准实行，光热电站就要按照标准里面提出的指标进行并网实验。

光热电站并网编制的原则：

第一，体现光热电站并网技术发展现状，兼顾电网结构、配置和调度运行要求，具有一定的前瞻性。

第二，标准并不是限制光热电站，还是希望充分发挥光热发电的灵活性。

第三，本着安全、友好、可靠运行的原则，为光热发电接入电网提出要求。

第四，参考新能源和常规机组这两种发电形式，光热发电并网指标不低于传统同步发电机组的原则，借鉴同步发电机组的技术参数取值范围。

第五，与现行相关标准协调一致，主要参考火电技术要求。

第六，参考风电和光伏发电等新能源的并网技术要求，增加发电预测的要求。

上图所列是我们标准制定主要的参考标准。这些标准包括电网运行准则，光伏发电及风电场接入电力系统规定等。这些目前还在修订，我们国家的电力系统行业发展比较迅速，标准在不断的更新，我们也是采用最新的技术规定来制定标准。

标准编制情况和主要内容。

第一个是发电预测。这个是所有新能源电站必须具备的功能，无论有没有储热。风电和光伏也已经定了相应的指标。相对于风电和光伏，光热最大的优势是具有储热功能，可以用来备用。风电和光伏要求是0-72小时的短期发电功率预测和0-4小时的超短期功率预测，也就是说要在前一天向调度上报未来三天的发电功率曲线，同时在当天实施运行的时候每15分钟到4个小时内，每15分钟向调度报一次。

需要注意的是风电和光伏报的是功率，而光热因为是具有储热的电站，如果储热满了功率曲线可以是任意一条曲线，在合理的范围内可以是直的、平的，也可以是阶梯状，所以在标准制定过程中，要求光热电站报的不是功率，而是发电能力，也就是未来几天可以发多少电。调度如果知道光热电站有这个发电能力，就可以安排出力曲线，然后再安排其它的机组。所以光热电站给的预测是让调度心里有底，知道未来还能发多久。合理的运行曲线建议可以达到最经济的运行效果。所以，发电预测是所有新能源电站必须具备的功能。

启停特性。

当电站处于停机状态或者阴天状态，若突然辐照变好，这个时候大概的启动速度有多快，需要多长时间，也是需要给电网调度的参考，让调度可以合理安排。针对这个指标的制定，我们目前不是太了解实际电站的运行情况，所以我们也希望对于运行的几个电站做一个调研，冷态、温态和热态是如何划分的，每一个状态下启动大概需要多长时间。此外，光热电站是否比常规火电具有更好的启动速度，这个也是需要去调研了解的。

有功功率控制。

这个要求比较多，基本上是完全参考常规机组的要求，要在一定的频率范围内进行稳定运行；在频率下跌的情况下，怎么样来进行控制；能够积极响应电网的AGC指令进行一些调节；深度调峰的范围固定在20%以上时可以进行有功功率控制。

以上指标基本上是参考火电机组的，我们也希望各个电站运营方提出意见，这些指标的制定是否合理，是低了还是高了，是否充分发挥光热电站的优势了。

上图所述为一次调频的要求，也是光热发电优于风电和光伏的最主要的特点。

无功/电压调节，因为是同步机并网，所以这一点对于光热电站基本上没有太大影响，无功方面同步发电机基本上都具备这个功能。

列出了光热电站并网运行必须要做的相关涉网试验，提供试验报告以后才能并网运行。

仿真模型和参数。

这个是从电网的角度，在算全网的运行方式和潮流计算，以及故障情况下的安全稳定分析，需要全网内的所有发电机组的关键涉网参数，包括同步发电机、励磁调节器、调速器和电力系统稳定器。所以仿真模型和参数是电站要向电网部门提供的。

以上讲了电网对光热发电并网的要求，主要是避免光热像光伏一样，刚开始大家都大量的上，觉得是新能源所以没有要求，出了问题以后才开始想起来制定标准，再根据标准对自己的设备进行技术改造，改造以后必须通过涉网试验才行。

光热发电在我们国家刚刚起步就提出技术要求，可以避免以后安全稳定方面的问题，或一些技术上的再更新、再改造等。

最后总结一下。

光热发电的“商品”是电能，商品必须要满足客户的需求，这个客户就是电网。并不是说这块地资源比较好，地比较空，建个电站就行了，而是要把自己的商品卖出去。如果卖不出去，是没有收益的，所以一定要知道电网需要什么样的电。

另外，光热发电参与电网的调节是未来的发展趋势，所以从现在的光热电站运行、设计就要考虑电网的需求，使之在电力系统中发挥优势。

最关键的，从政府的角度，光热发电并网需要辅助服务政策，包括调峰、调频等等。正如此前中控太阳能金总讲的，光热电站在建设过程中要把自己定位好，是纯发电电源还是调节电源，是满足本地负荷需求还是外送，不同的定位设计是不一样的，设计不一样就直接影响到成本。所以光热电站在建设的过程中定位很重要，定位好了再进行设计，满足电网的技术要求，这样才能使电网更容易接纳光热电站，促进光热电站更好的发展。

谢谢大家。

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相关线下活动：

第十届光热发电中国聚焦大会2020（3月25-26日，北京）

第五届光热发电中东北非大会2020（6月23-24日，阿联酋迪拜）

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