摘要：以光伏發(fā)電和塔式太陽(yáng)能熱發(fā)電組成的一體化項(xiàng)目（以下簡(jiǎn)稱光伏光熱一體化項(xiàng)目）為研究對(duì)象，利用光伏發(fā)電成本低和太陽(yáng)能熱發(fā)電儲(chǔ)能成本低的優(yōu)勢(shì)，太陽(yáng)能熱發(fā)電電站配置電加熱設(shè)備，光伏所發(fā)電量?jī)?yōu)先滿足儲(chǔ)熱容量需求，儲(chǔ)存電量在晚高峰時(shí)段發(fā)出，保障電力供應(yīng)，通過(guò)對(duì)光伏光熱一體化項(xiàng)目晚高峰時(shí)段頂峰能力和儲(chǔ)熱容量利用情況進(jìn)行測(cè)算分析，并以太陽(yáng)能熱發(fā)電電站高峰時(shí)段上網(wǎng)電價(jià)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(xiàng)目配置合理規(guī)模電加熱裝置，互補(bǔ)運(yùn)行后可提高一體化項(xiàng)目頂峰能力，在未來(lái)電力市場(chǎng)環(huán)境中獲取最大收益。

引言

隨著中國(guó)“雙碳”戰(zhàn)略目標(biāo)的實(shí)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(shì)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(lái)的挑戰(zhàn)主要包括供電充裕度和安全穩(wěn)定運(yùn)行兩大方面［4-6］。太陽(yáng)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(shí)還能提供稀缺的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量，在新型電力系統(tǒng)中不可或缺［7-9］。

近年國(guó)內(nèi)外學(xué)者在太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)的研究涉及太陽(yáng)能熱發(fā)電電站的規(guī)劃設(shè)計(jì)、調(diào)度運(yùn)行等多個(gè)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(yáng)能熱發(fā)電并網(wǎng)消納的環(huán)境效益和運(yùn)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?jī)?chǔ)熱裝置配置成本與調(diào)度經(jīng)濟(jì)性的平衡點(diǎn)，確定了太陽(yáng)能熱發(fā)電電站儲(chǔ)熱容量配置；文獻(xiàn)［18］提出一種新型的風(fēng)電-光伏-儲(chǔ)熱-電加熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，多目標(biāo)容量?jī)?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(duì)太陽(yáng)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(duì)含太陽(yáng)能熱發(fā)電電站和電加熱裝置的多能互補(bǔ)基地，提出以太陽(yáng)能熱發(fā)電電站度電成本最低作為目標(biāo)，確定儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)和電加熱功率，但未考慮太陽(yáng)能熱發(fā)電電站在高峰時(shí)段發(fā)電的價(jià)值；文獻(xiàn)［20］針對(duì)含太陽(yáng)能熱發(fā)電電站和電加熱系統(tǒng)的多能互補(bǔ)基地，基于分類電價(jià)和同一電價(jià)，分析了2種不同電價(jià)機(jī)制對(duì)于電加熱功率配置及運(yùn)行的影響；文獻(xiàn)［21-23］建立了含電加熱裝置的太陽(yáng)能熱發(fā)電電站的運(yùn)行優(yōu)化模型，但未對(duì)電加熱的配置進(jìn)行分析。本文研究光伏光熱一體化項(xiàng)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(duì)光伏光熱一體化項(xiàng)目晚高峰時(shí)段頂峰能力和儲(chǔ)熱容量利用情況進(jìn)行測(cè)算分析，結(jié)合頂峰電價(jià)得出較優(yōu)方案，以期為光伏光熱一體化項(xiàng)目的規(guī)劃設(shè)計(jì)提供參考。

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光伏光熱一體化項(xiàng)目電加熱配置方案

1.1含電加熱的太陽(yáng)能熱發(fā)電電站發(fā)電原理

傳統(tǒng)的塔式太陽(yáng)能熱發(fā)電站主要由聚光集熱系統(tǒng)、吸熱系統(tǒng)、儲(chǔ)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(yáng)能熱發(fā)電原理圖?？梢钥闯觯谒饺埯}太陽(yáng)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(shí)，熱鹽經(jīng)泵進(jìn)入蒸汽發(fā)生裝置，產(chǎn)生過(guò)熱蒸汽，進(jìn)入汽輪機(jī)，實(shí)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(guò)吸熱器加熱重復(fù)上述過(guò)程。含有電加熱裝置時(shí)，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(shí)現(xiàn)電到熱的轉(zhuǎn)換和存儲(chǔ)［24］。

1.2數(shù)學(xué)模型

太陽(yáng)能熱發(fā)電在儲(chǔ)熱調(diào)節(jié)能力、系統(tǒng)慣量支撐、電壓支撐能力等多個(gè)方面具有明顯優(yōu)勢(shì)，與光伏組成一體化電源后可充分發(fā)揮光伏與太陽(yáng)能熱發(fā)電各自優(yōu)勢(shì)，作為未來(lái)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(lái)電力系統(tǒng)中高峰時(shí)段電力保障面臨嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。因此，光伏光熱一體化項(xiàng)目的發(fā)展思路是，光伏發(fā)電成本低，太陽(yáng)能熱發(fā)電鏡場(chǎng)投資大，盡量減少鏡場(chǎng)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(chǔ)在儲(chǔ)熱罐內(nèi)，晚高峰時(shí)段發(fā)出，保障電力供應(yīng)；光伏所發(fā)電量?jī)?yōu)先滿足儲(chǔ)熱容量需求。圖2為光伏光熱一體化項(xiàng)目頂峰運(yùn)行示意圖。

按上述思路，光伏光熱一體化項(xiàng)目的目標(biāo)函數(shù)為：保證一體化項(xiàng)目盈虧平衡時(shí)太陽(yáng)能熱發(fā)電電站在高峰時(shí)段發(fā)電的上網(wǎng)電價(jià)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(guó)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(yáng)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(cè)的8760h特性曲線。太陽(yáng)能熱發(fā)電機(jī)組采用塔式熔鹽技術(shù)，太陽(yáng)倍數(shù)是指整個(gè)電站的所有聚光集熱設(shè)備（定日鏡）投運(yùn)時(shí)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(yáng)倍數(shù)為0.7，鏡場(chǎng)面積約64.6萬(wàn)㎡，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)為6h。

2.2光伏光熱一體化電量測(cè)算

光伏理論年發(fā)電量約30.62億kWh，折年發(fā)電小時(shí)數(shù)約1914h，太陽(yáng)能熱發(fā)電理論年發(fā)電量約4.55億kWh，折年發(fā)電小時(shí)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(guò)文件明確“十四五”期間實(shí)施保障性并網(wǎng)項(xiàng)目、市場(chǎng)化并網(wǎng)項(xiàng)目、第一批大基地項(xiàng)目、第二批大基地項(xiàng)目、清潔取暖項(xiàng)目、揭榜掛帥項(xiàng)目、增量混改新能源項(xiàng)目和普通市場(chǎng)化并網(wǎng)項(xiàng)目，總?cè)萘考s33280MW。根據(jù)初步測(cè)算，上述新能源項(xiàng)目全部投運(yùn)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(yáng)能熱發(fā)電電站儲(chǔ)熱功能，將光伏棄電存入儲(chǔ)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?jī)H2.89億kWh，降低項(xiàng)目自身?xiàng)夒娐始s9.4%，考慮轉(zhuǎn)換后發(fā)電太陽(yáng)能熱發(fā)電電站年發(fā)電量增至5.71億kWh，年利用小時(shí)數(shù)約1426h。整體年發(fā)電量約27.14億kWh，詳見(jiàn)表2。該情形熔鹽儲(chǔ)熱容量仍較大富裕，最大富裕容量在5000MWh以上，詳見(jiàn)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(xiàng)目自身?xiàng)夒娐始s24.4%，考慮轉(zhuǎn)換后發(fā)電太陽(yáng)能熱發(fā)電電站年發(fā)電量增至7.53億kWh，年利用小時(shí)數(shù)約1883 h。整體年發(fā)電量約28.97億kWh。該情形熔鹽儲(chǔ)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(cè)算

表3 光熱儲(chǔ)熱容量盈余區(qū)間天數(shù)測(cè)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?jī)?chǔ)存，滿足晚高峰時(shí)段頂峰需求），考慮轉(zhuǎn)換后發(fā)電太陽(yáng)能熱發(fā)電電站年發(fā)電量增至8.52億kWh，年利用小時(shí)數(shù)約2129h。整體年發(fā)電量約29.22億kWh。該情形熔鹽儲(chǔ)熱容量基本沒(méi)有富裕。

2.3頂峰能力測(cè)算

根據(jù)2018—2020年西北地區(qū)尖峰負(fù)荷最長(zhǎng)持續(xù)天數(shù)統(tǒng)計(jì)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(zhǎng)持續(xù)時(shí)間4~6 h。太陽(yáng)能熱發(fā)電電站自身具備儲(chǔ)熱功能，可作為保障高峰負(fù)荷時(shí)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(xiàng)目主要依靠太陽(yáng)能熱發(fā)電電站儲(chǔ)熱在晚高峰時(shí)段發(fā)電頂峰，頂峰能力主要取決于太陽(yáng)能熱發(fā)電電站儲(chǔ)熱電量多少，對(duì)一體化項(xiàng)目頂峰能力進(jìn)行計(jì)算分析，計(jì)算結(jié)果如圖3和表4所示。

表4 太陽(yáng)能熱發(fā)電頂峰區(qū)間天數(shù)測(cè)算

若按保證晚高峰時(shí)段6 h進(jìn)行測(cè)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(chǔ)電，正常天氣太陽(yáng)能熱發(fā)電自身發(fā)電量及依靠電加熱轉(zhuǎn)換儲(chǔ)能發(fā)電，晚高峰時(shí)段頂峰能力可達(dá)到350~400 MW的時(shí)間約147 d（占比40%），但受制于電加熱容量限制，儲(chǔ)電量有限，高峰時(shí)段頂峰能力不能充分發(fā)揮，仍有105 d（占比29%）晚高峰時(shí)段頂峰能力僅約50 MW，其他113 d（占比31%）晚高峰時(shí)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(chǔ)電，正常天氣太陽(yáng)能熱發(fā)電自身發(fā)電量及依靠電加熱轉(zhuǎn)換儲(chǔ)能發(fā)電，晚高峰時(shí)段頂峰能力可達(dá)到350~400 MW的時(shí)間約254 d（占比70%），但受制于電加熱容量限制，儲(chǔ)電量有限，高峰時(shí)段頂峰能力不能充分發(fā)揮，仍有103 d（占比28%）晚高峰時(shí)段頂峰能力在150~200 MW。典型日工作位置見(jiàn)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(chǔ)電，正常天氣太陽(yáng)能熱發(fā)電自身發(fā)電量及依靠電加熱轉(zhuǎn)換儲(chǔ)能發(fā)電，晚高峰時(shí)段頂峰能力可達(dá)到350~400 MW的時(shí)間約335 d（占比92%）。

2.4太陽(yáng)能熱發(fā)電頂峰電價(jià)分析

考慮光伏和太陽(yáng)能熱發(fā)電技術(shù)進(jìn)步和成本下降趨勢(shì)，本文中光伏投資按3100元/kW，太陽(yáng)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(xiàng)目合理收益，光伏上網(wǎng)電價(jià)按青海目前新能源標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)0.2277元/kWh，對(duì)不同情形下太陽(yáng)能熱發(fā)電在高峰時(shí)段的上網(wǎng)電價(jià)進(jìn)行測(cè)算，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表1和圖3?？梢钥闯?，若電加熱容量選擇100 MW，太陽(yáng)能熱發(fā)電高峰時(shí)段上網(wǎng)電價(jià)達(dá)到0.9209元/kWh，才可保證一體化項(xiàng)目投資回收；電加熱容量選擇600~800 MW，太陽(yáng)能熱發(fā)電高峰時(shí)段上網(wǎng)電價(jià)僅約0.6600元/kWh，可保證一體化項(xiàng)目投資回收，詳見(jiàn)圖5和表5。

表5 太陽(yáng)能熱發(fā)電電站高峰時(shí)段盈虧電價(jià)測(cè)算

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結(jié)論

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

2）本文所提一體化項(xiàng)目配置1600MW光伏、400MW太陽(yáng)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(shí)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(shí)段頂峰能力達(dá)到350~400MW。綜合保證一體化項(xiàng)目合理收益得太陽(yáng)能熱發(fā)電電價(jià)頂峰電價(jià)測(cè)算分析，該項(xiàng)目電加熱容量可選擇600~800MW。

3）建議盡快建立容量電價(jià)機(jī)制，完善現(xiàn)貨市場(chǎng)體系，通過(guò)電價(jià)政策或市場(chǎng)調(diào)節(jié)保證光伏光熱一體化項(xiàng)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(guó)電力工程顧問(wèn)集團(tuán)西北電力設(shè)計(jì)院有限公司，西安710075；2.國(guó)網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，西寧810001）