编者按：2019年中国光热发电市场形势与应对策略峰会暨CSPPLAZA2019新年会上于近日成功召开，中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司设计总工程师袁亚洲就《敦煌市光热光伏协同示范基地规划》编制情况作了介绍，甘肃电网新能源装机规模较大，电网调峰容量不足，新能源弃电情况较为严重。光热光伏协同发展，光热电站一方面可以在光伏大发时段储存热量，为光伏发电调峰，此外，还可以在风电大发时段为网内风电调峰、降低甘肃主网的调峰压力。

12月27日，在由CSPPLAZA光热发电平台、北京首航艾启威节能技术股份有限公司、敦煌市人民政府联合主办的2019年中国光热发电市场形势与应对策略峰会暨CSPPLAZA2019新年会上，中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司设计总工程师袁亚洲就《敦煌市光热光伏协同示范基地规划》编制情况作了介绍。

袁亚洲称，“甘肃电网新能源装机规模较大，电网调峰容量不足，新能源弃电情况较为严重。光热光伏协同发展，光热电站一方面可以在光伏大发时段储存热量，为光伏发电调峰，此外，还可以在风电大发时段为网内风电调峰、降低甘肃主网的调峰压力。”

据了解，该规划是在《甘肃省敦煌市550万千瓦光电产业园总体规划（2010-2020年）》（修编稿）基础上进行的规划，原光电产业园规划太阳能发电总装机容量5500MW，其中光伏发电装机容量5000MW、太阳能热发电装机容量500MW。敦煌市2017年限电弃光率约为20%，为解决限电弃光问题，本规划重点重新规划了太阳能热发电的体量和布局，加大了太阳能热发电的占比，将太阳能热发电装机容量提升为2200MW。

根据电量平衡结果，光热光伏协调发展后，不仅可以100%满足敦煌新能源电量需求，还可以高比例稳定地外送新能源电力。2020年、2025年、2030年分别可送出新能源电量9.3亿千瓦时、29.3亿千瓦时、68亿千瓦时。



▲ 袁亚洲

更多精彩内容，请阅读下面刊出的袁亚洲的发言全文（注：本文根据速记和录音资料整理，未经嘉宾本人审阅，可能存在纰漏，仅供参考）：

各位领导、各位来宾下午好，下面我把敦煌市光热光伏协同示范基地规划情况做一个简要汇报。汇报主要内容，一、编制依据和原则；二、建设条件分析； 三、总体规划方案； 四、光热光伏协同消纳方案初步构想。

敦煌市光热光伏协同示范基地位于甘肃省敦煌市七里镇境内，东北距敦煌市约13km，南距215国道约1.5km，场址范围东经94°11′～94°26′、北纬39°58′～40°5′之间，占地面积约254平方公里，规划总装机4200MW。其中光热规划区占地面积约172.25km²，规划光热装机容量2200MW。

敦煌市光热光伏协同示范基地规划是在《甘肃省敦煌市550万千瓦光电产业园总体规划（2010-2020年）》（修编稿）基础上进行的规划，原光电产业园规划太阳能发电总装机容量5500MW，其中光伏发电装机容量5000MW、太阳能热发电装机容量500MW。敦煌市2017年限电弃光率约为20%，为解决限电弃光问题，本规划重点重新规划了太阳能热发电的体量和布局，加大了太阳能热发电的占比。本规划太阳能热发电装机容量为2200MW，目前已建成投产10MW，在建150MW（12月27日数据，目前首航敦煌100MW塔式光热项目已投运）；光伏发电装机容量调整为2000MW，目前已建成投产822.28MW，在建149MW。

这是我们园区地理位置图，这个位置在敦煌西南约13公里处，这是光电产业园，这是我们协同示范基地。

1、编制依据和原则

编制依据和原则，主要是前面说了，第八个主要是甘肃省敦煌市550万千瓦光电产业园总体规划，这个是2010年编制的。第九条是《国家能源局关于敦煌、日喀则、扬中创建高比例新能源示范城市的复函》。

基本原则：1.集约开发、合理布局；2. 环保节水、技术先进；3. 统筹兼顾、平衡发展。

规划范围，这个规划重点是规划了光热的规划，约172范围。光伏还是沿用以前的规划。规划内容包括园区规划目标、资源条件、总体规划方案、规划容量及接入系统方案、开发时序等。

规划时段，本规划的基准年份为2018年，规划时段为一期2017年～2020年，二期2021年～2025年，三期2026年～2030年。

规划目标，实施完成2200MW规模太阳能热发电基地开发地块的划分、公共交通的设置、电缆走廊、供水管网、330kV汇集站等基础设施的布局；并满足多家开发建设单位同步建设实施的要求。

2、建设条件分析

区位条件

敦煌位于甘肃省河西走廊最西端，地处甘肃、青海、新疆三省（区）交汇处，南有祁连山，北有马鬃山，东、西两面为戈壁沙漠，平均海拔1139米，形成了南北高、中间低、自西向东北倾斜的盆地平原地势。全市总面积3.12万平方公里，其中绿洲面积1400平方公里，仅占总面积的4.5％，且被沙漠戈壁包围，故有“戈壁绿洲”之称。截至2016年，敦煌市下辖9个镇，总人口18.94万人。2017年，敦煌市实现地区生产总值100.93亿元。

太阳能资源条件

根据现阶段收集到邻近测光站位置处Solargis法向直接辐射量数据，结合实测一年直接辐射量进行修正，修正后站址处Solargis法向直接辐射量多年平均为1805.2kWh/m²，多年平均总辐射量为1689.5kWh/m² ，多年平均日照时数为3338h，多年平均日照百分率为75.3%。根据中国电力行业标准《DL/T 5158-2012太阳能资源评估方法》，站址区域属于太阳能资源较丰富带，适宜规模建设太阳能热发电工程。

水资源条件

从现状供需平衡上看，敦煌市总用水量3.94亿m³，其中灌溉用水3.75亿m³，工业用水872万m³ 3 ，生活用水990万m³，总用水中地表水2.6亿m³，地下水1.34亿m³。“引哈济党”工程实施以后，党河水库多年平均入库径流量将达到4.18亿m³，实际地表水可供水量可达到3.76亿m³。光热电站规划总容量2200MW，所需总水量约为356.4万m³/a，所需水量占党河地表水可供水量的很小一部分，本区域水资源可满足光热电站需要。

土地资源条件

光热规划区位于敦煌市七里镇西光电产业园区内，占地面积约172.25km² ，属祁连山山前洪积扇基础上形成的戈壁平原地貌。厂区地形平坦、地势开阔，呈西南高、东北低，由西南向东北微倾态势，局部略有起伏，自然坡降约1％。地表无植被分布，为戈壁荒滩，均为国有未利用土地。本次规划的光热产业区不占农田及林、草地，均利用戈壁荒漠，地势开阔、平缓，能够满足太阳能热发电所需土地需求，土地开发成本低，为理想的光热项目场地。

水文条件

规划区域不受党河水库溃坝洪水影响，也不受党河水库最大下泄洪水流量的影响。规划区域地形大致由西南向东北倾斜，受南侧和西侧坡面洪水影响，建议统一规划防洪措施。

上图是园区的地形地貌。这个图中亮的是首航10MW，已经建成的光热电站，这个大的是已经并网的首航100MW光热电站，这些是已经建成的80多万光伏电站，从东向西，这条路是我们规划的，已经建成硬化的，我们主要是以这表路为主流，从东向西扩建，这个地势非常平坦，全是戈壁滩，如果任何植被。这个位置是党河水库，距光热电站20多公里，是在西南角。

地质条件

根据场地地层分布情况，规划区内地层岩性自上而下分别为风积细砂层及冲洪积圆砾层和卵石层，承载力高，分布广，厚度较大，工程性能较好，总体可考虑采用天然地基。

辅助燃料供应条件

敦煌市天然气由青海油田涩北气田和南八仙气田引入，涩-仙-敦输气管线全长345.6km，设计年输气能力3亿m³（若设立中间加压站，最大年输气能力可达4亿m³）。根据敦煌市和青海石油公司签订的天然气供气协议，目前年用气量只有1.03亿m³，仅占设计输入量的34%，天然气可利用的空间非常巨大。光电产业园区南侧顺着敦煌铁路、国道G215布置有天然气管道等地下管线，规划光热电站拟从其管道合适位置进行引接。

电网建设条件

为了提高河西走廊750kV电网输电能力、缓解网架瓶颈、利于甘肃河西（尤其是嘉酒地区）大规模新能源电力送至西北主网消纳，河西电网目前正在加强750kV主网架结构。750kV河西电网加强工程的建设可提升河西走廊750kV电网输电能力，可解除2020年河西大规模新能源电力向西北主网送出的网架约束，有利于风电、太阳能发电等新能源的送出消纳；并且河西750kV主网架的加强有利于抑制酒泉地区风机暂态压升，对提高祁韶直流送电能力具有积极的作用。750kV河西电网加强工程起点750kV敦煌变电站，经750kV莫高变电站、酒泉变电站、张掖变电站、河西变电站，落点750kV白银变电站。

右边这张图是我们河西电网加强工程的示意图。1是新建750kV敦煌～莫高第3回线路。2是新建750kV莫高～酒泉第3回线路。3是新建750kV酒泉～张掖单回线路。4是新建750kV河西～白银单回线路。

750kV河西电网加强工程已于今年9月开工建设，计划于2019年建成运行。届时，河西走廊750kV电网西向东输电能力将由560万千瓦提高到800万瓦。

交通运输条件

敦煌境内主要公路为国道215、国道312、省道302、省道305、省道314等。敦煌市境内公路是通往新疆、西藏、青海的重要交通运输纽带。正在建设的敦煌至格尔木铁路计划2019年上半年全线开通。国道215在园区以南约1.5km东西通过，雅丹公路紧邻园区西侧，东南至西北向通过。园区范围内有已建成道路通过，交通便利。

这张图是我们一个简单的建设条件的示意图，这是215国道，我们园区的纬一路，这是主路，从这儿到这儿的东部，已全部硬化建成。纬一路是连到215国道。

加上整个的基地的送出，有四座，直接送到304直接送出接入是非常方便的。沿着215国，青海至敦煌的过程当中，主管线就在这儿。所以引进也非常方便。

3、协同示范基地光热规划区总体规划方案

由于园区用地受不规则边界约束，且园区东北部首航塔式光热10MW项目已经建成，大成科技线性菲涅尔50MW及首航塔式光热100MW项目已经在建，纬一路东段已建成，各项配套条件较好。以纬一路位置为主轴，园区按照塔式、槽式和线性菲涅尔三种光热发电的常见形式从东向西扩建。



▲ 敦煌市光热光伏协同示范基地规划

这张图是我们总体规划图，这个位置是我们已经建成的首航10MW塔式电站，下面就是首航100MW，这块是大成的在建的50MW，橙色的规划的是塔式电站，蓝色的是槽式电站，绿色的是线性菲涅耳。我们规划的一期塔式是300MW， 线聚焦式是200MW，合计是500MW。二期塔式200MW，线聚焦式400MW，合计总共是600MW。三期塔式是200MW，线聚焦式是900MW，合计总共1100MW。我们总共光热规划区塔式是700MW，线聚焦式是1500MW。总共是2200MW。规划光热区是布置两座汇集站，这个位置一座，这个位置一座，接到沙洲750kv变电站，道路是纬一路，已经建成了。从国道215可以直接开到这条路，交通非常方便，已经做了大量工作，包括园区的用水等等，这个园区相对来说是一个比较成熟的园区。

4、光热光伏协同消纳方案初步构想

光热电站调峰可考虑降出力运行调峰和启停调峰两种方式。机组降出力运行调峰与启停调峰相比，机组20%出力运行时间在8小时以内，降出力调峰经济性优于启停调峰；大于8小时启停调峰经济性更好。因此在光热电站不弃光的条件下，如果光伏、风电大发持续时间较短，宜采取降出力运行方式调峰，如果光伏、风电大发持续时段较长宜采取启停调峰方式。

右图为光伏、光热协同运行的典型日运行方式。上图为在光资源好的典型日，光热光伏同时大发。在光伏大发时，光热降至最小出力但未停机。我们看右边这张图，浅颜色的是光热出力，深颜色的是光伏出力，蓝色代表弃光时段，在13点到16点，光伏是大发，光热出力降到最低，并且中午13点到15点，是有弃光发生的，这个是不利于光热的经济性的，从16点以后，光伏出力逐渐降低，光热出力逐渐加大，到21点光热满发，一直到第二天凌晨6点。

下图为在光资源一般的典型日，光伏发电时，光热不出力，晚高峰时光热发电，光伏光热二者协同运行错峰发电。从早上8点到晚上21点，全是光伏发电，光热不发电，晚上11点到凌晨一点，光热发电。

甘肃电网年负荷变化规律是冬季的10月份、11月份、12月份和农灌季节的5月份、6月份、7月份负荷较高，其它月份负荷较低。全年最大负荷多发生在11月份，最小负荷主要在9月份。

甘肃电网日负荷变化规律通常有冬季、夏季、农灌季节等几种典型情况。一天之中的负荷变化，典型日均有两个高峰，即早高峰和晚高峰，目前仍以晚高峰负荷最大。冬季日最高负荷出现在19点，最低负荷出现在4点；夏季日最高负荷出现在21点，最低负荷出现在4点。

这张表是甘肃电网日负荷特性，夏季和冬季最小负荷都是在凌晨4点，负荷率0.799、0.794。最高负荷夏季是在21点，冬季是在19点。

甘肃电网冬季大负荷日典型曲线如右图所示，根据典型曲线可知，最大负荷出现在19点，负荷系数为1，此时光伏电站均已无出力，光热电站的最大发电能力决定示范基地的供电能力；根据光伏电站的发电特性，光伏大发的时刻为13点至14点，对应负荷曲线的腰负荷方式，负荷系数为0.874，考虑光伏大发时光热停机为光伏调峰，则此时按腰方式负荷系数确定的光伏装机规模即为可协调运行的规模。

根据以上条件确定光伏协同规模后，光伏电站可在不给甘肃主网带来调峰压力的前提下与光热协调运行，即示范基地的发电出力可跟随甘肃主网的日负荷变化相应调节并保持趋势一致。

按照如下原则进行协同规模分析与电量平衡：

1. 光热电站在提供电量的同时，作为光伏的调峰电源，通过降出力、启停等方式调峰，降低峰谷差，减少弃电，调峰能力按100%考虑。

2. 考虑光伏分布特性及部分遮蔽效应，光伏大发的同时率按照0.9考虑。

3. 光热发电的年利用小时数按照3500小时考虑。

4. 光伏发电的年利用小时数按照1400小时考虑。

5. 敦煌市 “十四五”、“十五五”电量年增长率按10%计算。

根据以上原则，协同配置光伏容量如表一所示，电量平衡如表2所示。表一是可以协同运行的光伏的规模，第一行是我们光热电源规划装机，2020年是50万千瓦，2025年是110万千瓦，2030年是220万千瓦。光热电源调峰能力，按照我们前面定的原则，百分之百调峰，那么调峰能力和规划装机容量是一致的，2020年是50万千瓦，2025年是110万千瓦，2030年是220万千瓦。按照以上原则，匹配的，可以协同运行的光伏装机，在2020年是49万，我们现在已经建成了87万了，2025年是达到107万，到2030年是214万，我们规划光伏装机是200万，所以这个是符合我们的规划的。表2是协同运行电量平衡表。

到2020年，发电量光热光伏总的发电的合计达到24.3亿千瓦时，内需用量15亿，可外送9.3亿，可外送占38%。到2025年，光伏光热总的发电量是53.5亿千瓦时，敦煌市内需是24亿千瓦时，可外送是29.3亿千瓦时，外送占55%。到了2030年，协同示范基地总发电量合计达到106.9亿千瓦时，敦煌市内需是39亿千瓦时，可外送电量是68亿，外送占64%。

根据协同运行光伏规模表及电量平衡表结果可知，在2020年的光热装机规模下，可协同运行的光伏规模为49万千瓦，在满足敦煌市100%电量需求的基础上，还可提供9.3亿千瓦时的电量外送，占总发电量的38%。2025年至2030年均可100%满足敦煌市电量需求，可协同运行的光伏规模以及外送电量占比逐年提高。2020年至2030年示范基地发电量如下图所示。

小结：

光伏光热协同运行可以通过光热电站的调节作用，最大限度减少基地内光伏大发时段的弃电，在光伏停发时利用储存的热量进行发电，为电网提供稳定的电能。甘肃电网新能源装机规模较大，电网调峰容量不足，新能源弃电情况较为严重。光热光伏协同发展，光热电站一方面可以在光伏大发时段储存热量，为光伏发电调峰，另一方面可以在大负荷时发电，减少火电开机。此外，还可以在风电大发时段为网内风电调峰、降低甘肃主网的调峰压力，高比例稳定地送出新能源电量。根据电量平衡结果，光热光伏协调发展后，能够100%满足敦煌新能源电量需求。2020年、2025年、2030年分别可送出新能源电量9.3亿千瓦时、29.3亿千瓦时、68亿千瓦时。根据基地规划，新建电源可根据建设时序考虑接入方案，前期以110kV汇集或直接接入附近330kV变电站110kV侧，远期可建设330kV汇集站，通过330kV线路将基地新能源并入河西主网消纳。



▲ 送出方案构想图

我汇报就这么多，谢谢大家。

原标题：详解敦煌4.2GW光热光伏协同示范基地规划