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摘要：以光伏發(fā)電和塔式太陽能熱發(fā)電組成的一體化項目（以下簡稱光伏光熱一體化項目）為研究對象，利用光伏發(fā)電成本低和太陽能熱發(fā)電儲能成本低的優(yōu)勢，太陽能熱發(fā)電電站配置電加熱設(shè)備，光伏所發(fā)電量優(yōu)先滿足儲熱容量需求，儲存電量在晚高峰時段發(fā)出，保障電力供應(yīng)，通過對光伏光熱一體化項目晚高峰時段頂峰能力和儲熱容量利用情況進(jìn)行測算分析，并以太陽能熱發(fā)電電站高峰時段上網(wǎng)電價最低需求為目標(biāo)確定電加熱裝置的優(yōu)化配置方案。研究結(jié)果表明：光伏光熱一體化項目配置合理規(guī)模電加熱裝置，互補運行后可提高一體化項目頂峰能力，在未來電力市場環(huán)境中獲取最大收益。

引言

隨著中國“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)的實施，現(xiàn)代電力系統(tǒng)正逐步向高比例可再生能源和高比例電力電子設(shè)備（“雙高”）趨勢發(fā)展［1-3］。新能源自身特性與能源電力需求的不匹配，給電力系統(tǒng)帶來的挑戰(zhàn)主要包括供電充裕度和安全穩(wěn)定運行兩大方面［4-6］。太陽能熱發(fā)電具有電力輸出穩(wěn)定、可靠、靈活可調(diào)等特性，不僅可作為電力系統(tǒng)的穩(wěn)定電源和調(diào)峰電源，同時還能提供稀缺的轉(zhuǎn)動慣量，在新型電力系統(tǒng)中不可或缺［7-9］。

近年國內(nèi)外學(xué)者在太陽能熱發(fā)電技術(shù)的研究涉及太陽能熱發(fā)電電站的規(guī)劃設(shè)計、調(diào)度運行等多個方面［10-18］，文獻(xiàn)［17］綜合考慮了火電機(jī)組發(fā)電成本、太陽能熱發(fā)電并網(wǎng)消納的環(huán)境效益和運行維護(hù)成本、系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用成本等調(diào)度經(jīng)濟(jì)性因素，探究儲熱裝置配置成本與調(diào)度經(jīng)濟(jì)性的平衡點，確定了太陽能熱發(fā)電電站儲熱容量配置；文獻(xiàn)［18］提出一種新型的風(fēng)電-光伏-儲熱-電加熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，多目標(biāo)容量優(yōu)化以最大化通道利用率和最小化平準(zhǔn)化成本為目標(biāo)。目前也有文獻(xiàn)開始對太陽能熱發(fā)電電站配置電加熱裝置進(jìn)行研究［19-23］，文獻(xiàn)［19］針對含太陽能熱發(fā)電電站和電加熱裝置的多能互補基地，提出以太陽能熱發(fā)電電站度電成本最低作為目標(biāo)，確定儲熱時長和電加熱功率，但未考慮太陽能熱發(fā)電電站在高峰時段發(fā)電的價值；文獻(xiàn)［20］針對含太陽能熱發(fā)電電站和電加熱系統(tǒng)的多能互補基地，基于分類電價和同一電價，分析了2種不同電價機(jī)制對于電加熱功率配置及運行的影響；文獻(xiàn)［21-23］建立了含電加熱裝置的太陽能熱發(fā)電電站的運行優(yōu)化模型，但未對電加熱的配置進(jìn)行分析。本文研究光伏光熱一體化項目配置電加熱技術(shù)方案，考慮配置不同容量的電加熱設(shè)備后，對光伏光熱一體化項目晚高峰時段頂峰能力和儲熱容量利用情況進(jìn)行測算分析，結(jié)合頂峰電價得出較優(yōu)方案，以期為光伏光熱一體化項目的規(guī)劃設(shè)計提供參考。

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光伏光熱一體化項目電加熱配置方案

1.1含電加熱的太陽能熱發(fā)電電站發(fā)電原理

傳統(tǒng)的塔式太陽能熱發(fā)電站主要由聚光集熱系統(tǒng)、吸熱系統(tǒng)、儲熱裝置、換熱系統(tǒng)和發(fā)電系統(tǒng)等5部分構(gòu)成。圖1所示為含有電加熱裝置的塔式熔鹽太陽能熱發(fā)電原理圖?？梢钥闯觯谒饺埯}太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)中，約290℃的熔鹽經(jīng)泵從冷罐送往吸熱器，在吸熱器內(nèi)被加熱到565℃后進(jìn)入熱罐。當(dāng)需要發(fā)電時，熱鹽經(jīng)泵進(jìn)入蒸汽發(fā)生裝置，產(chǎn)生過熱蒸汽，進(jìn)入汽輪機(jī)，實現(xiàn)傳統(tǒng)的朗肯循環(huán)發(fā)電。經(jīng)蒸汽發(fā)生裝置放熱的鹽進(jìn)入冷罐，再通過吸熱器加熱重復(fù)上述過程。含有電加熱裝置時，冷罐熔鹽經(jīng)泵送往電加熱裝置，經(jīng)電加熱后進(jìn)入熱罐，熔鹽從冷罐到熱罐多了一條與吸熱器并行的通路，實現(xiàn)電到熱的轉(zhuǎn)換和存儲［24］。

1.2數(shù)學(xué)模型

太陽能熱發(fā)電在儲熱調(diào)節(jié)能力、系統(tǒng)慣量支撐、電壓支撐能力等多個方面具有明顯優(yōu)勢，與光伏組成一體化電源后可充分發(fā)揮光伏與太陽能熱發(fā)電各自優(yōu)勢，作為未來新型電力系統(tǒng)的電源支撐方案。在“雙碳”背景下，新能源滲透率不斷提高，煤電建設(shè)空間逐步被壓縮，未來電力系統(tǒng)中高峰時段電力保障面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。因此，光伏光熱一體化項目的發(fā)展思路是，光伏發(fā)電成本低，太陽能熱發(fā)電鏡場投資大，盡量減少鏡場面積，獲取能量部分以光伏為主；配置電加熱設(shè)備，利用光伏棄電轉(zhuǎn)換為熱量存儲在儲熱罐內(nèi)，晚高峰時段發(fā)出，保障電力供應(yīng)；光伏所發(fā)電量優(yōu)先滿足儲熱容量需求。圖2為光伏光熱一體化項目頂峰運行示意圖。

按上述思路，光伏光熱一體化項目的目標(biāo)函數(shù)為：保證一體化項目盈虧平衡時太陽能熱發(fā)電電站在高峰時段發(fā)電的上網(wǎng)電價最低，即：

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算例分析

2.1算例系統(tǒng)參數(shù)

算例系統(tǒng)為中國青海海西地區(qū)某光伏光熱一體化基地，該基地中光伏裝機(jī)容量為1600MW，太陽能熱發(fā)電裝機(jī)容量為400MW（2×200MW）。光伏出力特性采用基于多年歷史數(shù)據(jù)預(yù)測的8760h特性曲線。太陽能熱發(fā)電機(jī)組采用塔式熔鹽技術(shù)，太陽倍數(shù)是指整個電站的所有聚光集熱設(shè)備（定日鏡）投運時吸熱器輸出的熱功率和汽輪機(jī)額定負(fù)荷需要的熱功率的比值，在本算例中，太陽倍數(shù)為0.7，鏡場面積約64.6萬㎡，儲熱時長為6h。

2.2光伏光熱一體化電量測算

光伏理論年發(fā)電量約30.62億kWh，折年發(fā)電小時數(shù)約1914h，太陽能熱發(fā)電理論年發(fā)電量約4.55億kWh，折年發(fā)電小時數(shù)僅1138h。截至2022年底，青海全省新能源裝機(jī)容量約28140MW，且已通過文件明確“十四五”期間實施保障性并網(wǎng)項目、市場化并網(wǎng)項目、第一批大基地項目、第二批大基地項目、清潔取暖項目、揭榜掛帥項目、增量混改新能源項目和普通市場化并網(wǎng)項目，總?cè)萘考s33280MW。根據(jù)初步測算，上述新能源項目全部投運后，2025年青海新能源棄電率達(dá)到約30%。

表1 算例系統(tǒng)光伏光熱一體化配置方案

按上述思路，為充分發(fā)揮太陽能熱發(fā)電電站儲熱功能，將光伏棄電存入儲熱罐，滿足白天光伏電量搬移至晚上發(fā)電需求，以電加熱100MW為例，受制于電加熱功率限制，每年轉(zhuǎn)換電量僅2.89億kWh，降低項目自身棄電率約9.4%，考慮轉(zhuǎn)換后發(fā)電太陽能熱發(fā)電電站年發(fā)電量增至5.71億kWh，年利用小時數(shù)約1426h。整體年發(fā)電量約27.14億kWh，詳見表2。該情形熔鹽儲熱容量仍較大富裕，最大富裕容量在5000MWh以上，詳見表3。電加熱容量增至400MW，每年轉(zhuǎn)換電量約7.46億kWh，降低項目自身棄電率約24.4%，考慮轉(zhuǎn)換后發(fā)電太陽能熱發(fā)電電站年發(fā)電量增至7.53億kWh，年利用小時數(shù)約1883 h。整體年發(fā)電量約28.97億kWh。該情形熔鹽儲熱容量仍一定富裕，最大富裕容量在3000MWh以下。

表2 光伏光熱一體化電量測算

表3 光熱儲熱容量盈余區(qū)間天數(shù)測算

電加熱容量增至800MW，每年轉(zhuǎn)換電量約9.91億kWh（除棄電外，部分光伏直接轉(zhuǎn)換為熱量儲存，滿足晚高峰時段頂峰需求），考慮轉(zhuǎn)換后發(fā)電太陽能熱發(fā)電電站年發(fā)電量增至8.52億kWh，年利用小時數(shù)約2129h。整體年發(fā)電量約29.22億kWh。該情形熔鹽儲熱容量基本沒有富裕。

2.3頂峰能力測算

根據(jù)2018—2020年西北地區(qū)尖峰負(fù)荷最長持續(xù)天數(shù)統(tǒng)計結(jié)果，西北地區(qū)冬季負(fù)荷最大，日內(nèi)以晚高峰為主，2018—2020年西北地區(qū)95%尖峰負(fù)荷最長持續(xù)時間4~6 h。太陽能熱發(fā)電電站自身具備儲熱功能，可作為保障高峰負(fù)荷時段電力供應(yīng)的穩(wěn)定電源考慮，逐步轉(zhuǎn)為容量支撐電源。一體化項目主要依靠太陽能熱發(fā)電電站儲熱在晚高峰時段發(fā)電頂峰，頂峰能力主要取決于太陽能熱發(fā)電電站儲熱電量多少，對一體化項目頂峰能力進(jìn)行計算分析，計算結(jié)果如圖3和表4所示。

表4 太陽能熱發(fā)電頂峰區(qū)間天數(shù)測算

若按保證晚高峰時段6 h進(jìn)行測算，電加熱容量選擇100 MW，主要集中在白天光伏大發(fā)的8 h儲電，正常天氣太陽能熱發(fā)電自身發(fā)電量及依靠電加熱轉(zhuǎn)換儲能發(fā)電，晚高峰時段頂峰能力可達(dá)到350~400 MW的時間約147 d（占比40%），但受制于電加熱容量限制，儲電量有限，高峰時段頂峰能力不能充分發(fā)揮，仍有105 d（占比29%）晚高峰時段頂峰能力僅約50 MW，其他113 d（占比31%）晚高峰時段頂峰能力150~350 MW。典型日工作位置如圖4a所示。電加熱容量選擇400 MW，主要集中在白天光伏大發(fā)的8 h儲電，正常天氣太陽能熱發(fā)電自身發(fā)電量及依靠電加熱轉(zhuǎn)換儲能發(fā)電，晚高峰時段頂峰能力可達(dá)到350~400 MW的時間約254 d（占比70%），但受制于電加熱容量限制，儲電量有限，高峰時段頂峰能力不能充分發(fā)揮，仍有103 d（占比28%）晚高峰時段頂峰能力在150~200 MW。典型日工作位置見圖4b。電加熱容量選擇800 MW，主要集中在白天光伏大發(fā)的8 h儲電，正常天氣太陽能熱發(fā)電自身發(fā)電量及依靠電加熱轉(zhuǎn)換儲能發(fā)電，晚高峰時段頂峰能力可達(dá)到350~400 MW的時間約335 d（占比92%）。

2.4太陽能熱發(fā)電頂峰電價分析

考慮光伏和太陽能熱發(fā)電技術(shù)進(jìn)步和成本下降趨勢，本文中光伏投資按3100元/kW，太陽能熱發(fā)電投資按9000元/kW，電加熱投資按250元/kW。為保證一體化項目合理收益，光伏上網(wǎng)電價按青海目前新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價0.2277元/kWh，對不同情形下太陽能熱發(fā)電在高峰時段的上網(wǎng)電價進(jìn)行測算，計算結(jié)果見表1和圖3?？梢钥闯觯綦娂訜崛萘窟x擇100 MW，太陽能熱發(fā)電高峰時段上網(wǎng)電價達(dá)到0.9209元/kWh，才可保證一體化項目投資回收；電加熱容量選擇600~800 MW，太陽能熱發(fā)電高峰時段上網(wǎng)電價僅約0.6600元/kWh，可保證一體化項目投資回收，詳見圖5和表5。

表5 太陽能熱發(fā)電電站高峰時段盈虧電價測算

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結(jié)論

1）光伏發(fā)電成本低，太陽能熱發(fā)電鏡場投資大，僅從獲取能量的角度，太陽能熱發(fā)電鏡場部分投資始終高于光伏發(fā)電，未來新型電力系統(tǒng)中光伏和太陽能熱發(fā)電可按一體化電源建設(shè)，太陽能熱發(fā)電電站可盡量減少鏡場面積，獲取能量部分以光伏為主，太陽能熱發(fā)電電站配置電加熱設(shè)備，光伏所發(fā)電量優(yōu)先滿足儲熱容量需求，儲存電量在晚高峰時段發(fā)出，保障電力供應(yīng)。

2）本文所提一體化項目配置1600MW光伏、400MW太陽能熱發(fā)電電站，若電加熱容量選擇400MW，可基本保證全年70%以上天數(shù)晚高峰時段頂峰能力達(dá)到350~400MW；若電加熱容量選擇800MW，可基本保證全年90%以上天數(shù)晚高峰時段頂峰能力達(dá)到350~400MW。綜合保證一體化項目合理收益得太陽能熱發(fā)電電價頂峰電價測算分析，該項目電加熱容量可選擇600~800MW。

3）建議盡快建立容量電價機(jī)制，完善現(xiàn)貨市場體系，通過電價政策或市場調(diào)節(jié)保證光伏光熱一體化項目獲取合理收益。

作者：李富春1，田旭2，黨楠1，劉飛2，楊曉妮1，劉聯(lián)濤2

（1.中國電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計院有限公司，西安710075；2.國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，西寧810001）