姚恺
（中国石化扬子石化公司）
及其对可持续发展的重要性.随着全球他源结构的转型，光伙发也作为一种清洁、可再生的能源形式，逐 摘要本文旨在探讨光伙发电与传统热电厂的协同供电优化路径，分析两者在能源供给中的互补性渐受到重视.光伏发电的间歇性和不稳定性使其在实际应用中面临诸多披战.传统热电厂则以其稳定的发进行深入研究，本文首先回顾了光伙发电与传统热电厂的基本概念，分析了两者的优缺点及其在电力系统 电能力和灵活的调度方式，成为电力系统的童要组成部分.通过对光伏发电与传统热电厂的协同供电模式中的角色.探讨了协同供电的必要性与实现方式，指出通过合理的调度与管理，可以有效提升系统的整体效率与可靠性.本文还构建了相应的优化理论，结合实际案例进行分析，验证了协同供电在降低成本、提 高能源利用率方面的有效性，希望通过本研完，为相关实际应用提供理论支持.
关键调光伏发电：传统热电厂；协同供电：优化路径：可持续发展
在全球能源转型与碳中和目标的驱动下，可再生能源的规模化应用已成为电力系统发展的核 心方向之一.光伏发电作为最具潜力的清洁能源技术之一，近年来装机容量持续增长，其成本下降与技术成熟度显著提升，为能源结构的低碳化动性及昼夜出力不均衡特性，导致其大规模并网 对电力系统的稳定性与调度灵活性提出了严酸挑战.与此同时，传统燃煤，燃气热电厂凭借其出力可控、调峰能力强的优势，仍是当前电力供应的主要基础.在此背景下，如何通过光伏发电与传统热电厂的协同运行，构建高效、稳定且低碳 的混合供电系统，成为电力系统优化领域的关键课题.近年来，国内外学者围绕光伏-热电机组协同优化开展了诸多研究.例如，基于模型预测控制（MPC）的实时调度算法被用于平衡光伏波动性与热电机组爬坡限制的矛盾；混合整数规划 （MIP）与随机优化方法被引入以处理光伏预测误差带来的风险；此外，结合储能系统与需求侧响应的多能源协同框架进一步扩展了优化维度.本研究旨在构建光伏发电与传统热电厂协同供电的系统效率优化模型，重点讨论多时间尺度下的动 态调度.通过光伏出力统计、热电机组工况效率数据，量化协同运行对热电厂煤耗率、设备维护
成本及光伏消纳率的综合影响，为传统电厂灵活性改造提供参考依据.
1热电厂及光伏电站筒介
热电厂现有老区四台单锅简、自然循环、倒提供了重要支撑.然而，光伏发电的间歇性、波U形布置的固态排渣式高温高压煤粉锅炉，2台CC60-8.83/4.12/1.47型汽轮机组；新区3台单 锅筒、超高压、自然循环汽包式煤粉锅炉，2台CB50-12.4/4.5/1.7型汽轮机.总装机容量22万千瓦，产汽量2690吨/小时，承担着全公司的蒸汽、电力供应.
光伏电站装机容量为25MWp，采用自发自用模式，地面光伏发电系统发出电能经汇流、逆变后以35kV电压等级接至撬装式35kV变电站.主体工程选用单品硅电池组件，采用集中发电、集中并网方案，分7个发电单元，单品硅电池组件选用550Wp规格，共45656块：逆变器选用 3125kW箱式逆变一体化装置共7台；16进1出直流汇流箱111台.
2光伏发电与传统热电厂的基本概念
2.1传统热电厂的工作机制
传统热电厂是通过燃烧化石燃料将化学能转特性数据，提出优化机组功率分配.同时，结合化为电能和热能的综合能源系统.其核心机制基于热力循环，具体流程可分为燃料处理、能量转
换、发电与余热利用四个阶段，其主要化学阶段为燃烧器点火，煤粉与预热空气混合后，在锅炉燃烧室内点燃，炉膛四周布置水冷壁管，吸收燃 烧释放的热量，将给水加热为饱和蒸汽，饱和蒸汽进一步被加热为高温高压过热蒸汽，过热蒸汽依次推动汽轮机叶片旋转，汽轮机驱动发电机转子旋转，切割定子绕组磁场产生交流电，励磁系统控制转子磁场强度，维持输出电压稳定，发电 机出口电压经主变压器升压减少输电损耗.最后通过自动同期装置匹配电网频率、相位后接人电力系统.
图1太阳总辐射量年内变化图
高值，达144.9kWh/m²，12月为全年最小值，为59.8kWh/m².年太阳总辐射量为1215.8kWh/m².根据GB/T31155-2014《太阳能资源等级》，属 于太阳能资源较丰富地区，如表2所示稳定度R.为0.41，属于较稳定（B）地区.
2.2光伏发电与传统热电厂的比较分析
电单元根据型号差异，额定发电容量也不相同. 光伏电站一般由多个供电单元组成，每个供各供电单元通过串并联组成光伏阵列，将经过光电转换产生的直流电经过二极管汇集到直流母线.其中通过跟踪控制策略确定发电过程中的最满足质量要求的交流电，最终通过变压器升压并 大功率，并通过脉宽调制经逆变器将直流电变为网.以下表1为光伏发电站与传统热电厂各项差异的对比表格.
表2太阳能资源稳定度（R）等级划分表
名称 管号 分级值稳定 A ≥0.45一般 较稳定 B 0. 38≤R <0.45不稳定 C D 0. 28≤R <0.38 <0.28 明，雨水充沛.常年平均降雨117天，平均降雨 该电站所在地属北亚热带湿润气候，四季分量1106.5毫米，相对湿度76%，无霜期237天.每年6月下旬到7月上旬为梅雨季节.年平均温度15.4℃，年极端气温最高39.7℃，最低-13.1℃，年平均降水量1106毫米. 表1光伏发电与传统热电厂对比表 指标 光伏发电话 传统热电厂度电成本 运维成本 0. 20. 3 元/kWh 低（约0.05/kWh） 高（燃料皮本占比60%-70%） 0.3-0.5元/kWh碳排放 运行阶段零碳排放 图煤发电领排收约900C0/kWh转换效率 综合效率约15%~20%综合热效率为70%~85% 光伏阻件的光电转换 热电联产模式下 气温对光伏电池的效率影响较大，当气温升高时，不同类型的大多数光电池效率呈现出降低趋势.根据南京平均气温数据，电站所在地年平均气温15.4℃，单晶硅光伏组件峰值功率温度系数为-0.35%/℃.光伏组件的温升按照24℃ 考虑，组件标准测试条件下工作温度（STC温度）为25℃，可以按照以下公式得出工作温度引起功率损耗系数. 3光伏发电与传统热电厂协同供电模式 研究 3.1光伏资源分析 本次研究对象光伏电站所在地南京太阳能资源的年均总辐射量在4200-5400MJ/m²之间，属 于太阳能资源Ⅲ类区“丰富带”.从地域分布来看，从南向北逐渐增加.平均年利用小时约1050小时左右.根据Meteonorm 软件提供的年太阳辐射资料做出太阳辐射量年内变化折线图，如图1所示. 组件STC温度） n=0.35%/C×（环境温度电池板温升- 可以计算出组件工作温度折减系数为9.51%，综合得出该地区光伏资源较为稳定，具有一定代表意义. 3.2协同供电的优势 从数据可知，电站所在地太阳辐射的年内变化较大，其数值在144.9kWh/m²-59.8kWh/m²之间，月总辐射从3月开始增加，7月达全年最 光伏发电与传统热电协同供电是当前能源结构转型中的一项重要策略，再生能源存在一定局限性而传统电力系统的稳定性较高，其中光伏发 3.3协同供电的实现方法 3.3.1时间互补 3.3.2未来趋势 电依赖太阳辐照，具有显著的时间性、季节性和天气依赖性，这种间歇性导致光伏发电难以独立满足全天候电力需求，尤其是峰荷时段.传统热电具有快速调节功率的能力，可弥补光伏发电的 波动性，保障电网供需，并且在光伏出力不足时，传统热电可作为备用电源，避免因电力短缺导致的停电风险. 依赖，若完全依赖光伏，需大规模储能系统（如 首先协同供电可以降低光伏发电对于储能的锂电池、抽水蓄能）实现电力平滑输出，但当前储能技术成本高、寿命有限，与传统热电厂协同供电可有效降低项目投资成本. 础设施可与光伏协同利用，避免重复投资，并且 其次传统热电厂的输电网络、调度系统等基在光伏出力高峰时段，传统机组可降低出力，减少化石燃料消耗，在光伏低谷时段，传统机组提高发电负荷，弥补电网电量缺口，提升整体能源 利用效率. 最后多元化的能源结构可有效降低单一能源供应导致中断的风险，综上所述光伏发电与传统热电协同供电不仅可以有效降低传统发电的成的问题，而且可以增加电网系统整体的稳定性. 本，同时又可以弥补单一光伏发电投资成本过高 光伏日间发电高峰可替代热电工调峰负荷，减少机组出力，降低能源消耗，以热电厂为例， 白天光伏发电高峰时段，既可减少峰时电价的购买降低公司生产成本，又可以参与虚拟电厂的削峰填谷进一步扩大电厂的盈利空间，同时热电厂可以在夜间或阴天提供稳定出力，弥补光伏缺口. 术：火电机组通过降低最小出力（如从50%降至 传统热电厂可进行灵活性改造，深化调峰技30%），扩大调峰范围，在光伏出力高峰时减少自身发电，腾出电网空间消纳光伏.建立快速负荷调整系统，如燃气电厂具备快速响应能力（15 分钟内从冷态启动到满负荷），弥补光伏因天气突变导致的功率缺口. 余热回收，光伏组件发电时产生的热量（背传递至热力系统，驱动热电桩发电，同时降低光 板温度可达60-70℃）通过导热支架和潜热换热板伏板温度以提升发电效率（温度每降1℃，效率提升0.44%），例如专利技术中采用相变材料（如乙白 醚混合工质）实现热量相变存储与梯级利用37.光伏主动参与调频，光伏电站加装储能系统（如配置10%-20%容量的锂电池），通过“光储联合”提供短时频率调节能力，减轻火电调频压力. 4协同供电效率优化研究 由于光伏等可再生能源机组的出力存在很强的不确定性，伴随着分布式电源并网容量的增 加，配电网在接纳波动性的新能源电能后，运行中面临着节点电压越限、峰谷功率平衡困难等重大运行挑战，因此需要在合理措施下对配电负荷进行优化. 4.1光伏供电数率计算 影响发电量的关键因素是系统效率，系统效率主要考虑的因素有：灰尘、雨水遮挡引起的效率降低、温度引起的效率降低、组件串联不匹配产生的效率降低、逆变器的功率损耗、直流交流部分线缆功率损耗、变压器功率损耗等等. <）灰尘、雨水遮挡引起的效率降低 项目当地灰尘较少，降水较多，同时考虑有管理人员可经常性人工清理方阵组件的情况下，效率采用数值：97%. （2）温度引起的效率降低 光伏组件会因温度变化导致输出电压降低、电流增大，组件实际效率降低，发电量减少，因此，温度引起的效率降低是必须要考虑的一个重要因素，考虑设备本身在设计时已考虑温度变化 引起的电压变化，并根据该变化选择组件串联数，保证了组件能在绝大部分时间内工作在最大跟踪功率点范围内，考虑0.48%/K的功率变化、加权平均值为97%. 考虑各月辐照量计算加权平均值，可以计算得到 （3）组件串联不匹配产生的效率降低 组件串联因为电流不一致产生的效率降低，选择该效率为97%. （4）直流部分线缆功率损耗 根据直流部分的线缆连接，计算得直流部分的线缆损耗3%. （5）逆变器的功率损耗 本电站采用高效组串式逆变器，逆变器效率可取98%. （6）交流线缆的功率损耗 根据交流部分的线缆连接，计算得交流部分的线缆损耗效率2.5%. 4.2光伏发电量计算 （7）变压器的功率损耗 本电站采用高效油浸式变压器，变压器效率可取98%. 本电站单品硅太阳电池单个组件容量550Wp，共45656块电池组件，总容量25.1108MWp.根 据目前市场主流组件衰减参数，太阳电池组件首年衰减比例2%，之后每年衰减为0.55%.考虑衰减，评价期15年总发电量37031.31万kWh，15年平均年发电量2468.75万kWh，15年平均年等效满负荷小时数为983.14h. （8）总体系统效率 测算系统各项效率：组件灰尘损失、组件温度效率损失、组件不匹配损失、线路压降损失、逆变器效率、交流线路损失等，考虑气候变化等统综合效率： 不可遇见自然现象，取0.98的修正系数，则系 4.3热电厂与光伏电站协同供电数益分析 4.3.1电量消纳情况 = 97% × 97% × 97% × 97% × 98% × 97. 5% ×0. 98×0. 98 =81. 2% 本电站采用“自发自用、余电上网”模式，公司用电情况如表3. 因此，光伏电站整体效率为81.2%. 表3公司年用电负荷前三季度据统计 月份 2019 年总用 2020 年总用 2021 年总用 年平均用 车发电时段 备注电量（万度） 电量（万度） 电量（万度） 电量（万度） 预用电量（万度） 6449.872季度 1季度 24342. 48 25127.62 25725.09 27528.72 26545. 73 23044. 58 23161.59 25799. 48 5790. 3983季度 25576. 39 25911. 91 25630.32 24383 54 6095. 885 45%）、碳排放高的问题，而光伏发电具有清洁、可再生的优势，但其波动性需与稳定电源互补.因此，二者结合可形成”低碳高效”的能源系统. 光伏发电量测算取早上9：00至下午15：00时段，对比该时段光伏发电量与扬子石化用电量如表4. 日间光伏发电高峰时段（10：00-15：00）可替代热电厂部分负荷，降低燃煤量.夜间光伏出 力不足时，热电厂通过灵活调峰保障供电稳定，做到热电联产优化，以下为协同系统总供电标煤耗计算公式. 表4光伏发电量与公司用电量对比 光伏首年 光伏发电时段 光伏发电店（万kWh） 发电量/ 扬子石化用电量 （万kWh） 扬子石化全广 用电量百分比合计 2569. 71 76715 12 3. 3% 由表中可见，公司用电量较大，光伏发电量均远远小于公司用电量.经统计，本电站光伏发电系统年发电量仅占光伏发电时段公司用电量的3.3%，本电站所发电力可由公司100%消纳. W.为光伏供电量，通过计算得出光伏电站与传统热电厂协同供电共计每年减少约7500标煤消耗，有力助推企业节能减排，降低生产成本，推动可持续生产，正真做到绿色发展. 4.3.2协同供电效益计算 光伏电站所供电量理论上可以转化为对应时段热电厂降低发电量，衡量电厂经济指标的关键数据是供电标煤耗6，以下通过公式计算协同供电为公司节约成本. 5结论 在碳中和目标驱动下，光伏发电因其清洁性成为能源转型的核心方向，但其间歇性与波动性对电网稳定性构成挑战.传统热电厂具有出力可 控性，但存在高碳排放和燃料依赖问题.两者的协同供电可实现能源互补，提升系统效率与经济性，并降低碳排放. 其中，B为燃煤量（kg），Q为煤的低位发热量（kJ/kg），W为供电量（kWh）.传统热电厂存在能源利用率低（平均热效率约40%-
