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摘要：以光伏發電和塔式太陽能熱發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，利用光伏發電成本低和太陽能熱發電儲能成本低的優勢，太陽能熱發電電站配置電加熱設備，光伏所發電量優先滿足儲熱容量需求，儲存電量在晚高峰時段發出，保障電力供應，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行測算分析，并以太陽能熱發電電站高峰時段上網電價最低需求為目標確定電加熱裝置的優化配置方案。研究結果表明：光伏光熱一體化項目配置合理規模電加熱裝置，互補運行后可提高一體化項目頂峰能力，在未來電力市場環境中獲取最大收益。

引言

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

近年國內外學者在太陽能熱發電技術的研究涉及太陽能熱發電電站的規劃設計、調度運行等多個方面［10-18］，文獻［17］綜合考慮了火電機組發電成本、太陽能熱發電并網消納的環境效益和運行維護成本、系統旋轉備用成本等調度經濟性因素，探究儲熱裝置配置成本與調度經濟性的平衡點，確定了太陽能熱發電電站儲熱容量配置；文獻［18］提出一種新型的風電-光伏-儲熱-電加熱聯合發電系統，多目標容量優化以最大化通道利用率和最小化平準化成本為目標。目前也有文獻開始對太陽能熱發電電站配置電加熱裝置進行研究［19-23］，文獻［19］針對含太陽能熱發電電站和電加熱裝置的多能互補基地，提出以太陽能熱發電電站度電成本最低作為目標，確定儲熱時長和電加熱功率，但未考慮太陽能熱發電電站在高峰時段發電的價值；文獻［20］針對含太陽能熱發電電站和電加熱系統的多能互補基地，基于分類電價和同一電價，分析了2種不同電價機制對于電加熱功率配置及運行的影響；文獻［21-23］建立了含電加熱裝置的太陽能熱發電電站的運行優化模型，但未對電加熱的配置進行分析。本文研究光伏光熱一體化項目配置電加熱技術方案，考慮配置不同容量的電加熱設備后，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行測算分析，結合頂峰電價得出較優方案，以期為光伏光熱一體化項目的規劃設計提供參考。

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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電電站發電原理

傳統的塔式太陽能熱發電站主要由聚光集熱系統、吸熱系統、儲熱裝置、換熱系統和發電系統等5部分構成。圖1所示為含有電加熱裝置的塔式熔鹽太陽能熱發電原理圖。可以看出，在塔式熔鹽太陽能熱發電系統中，約290℃的熔鹽經泵從冷罐送往吸熱器，在吸熱器內被加熱到565℃后進入熱罐。當需要發電時，熱鹽經泵進入蒸汽發生裝置，產生過熱蒸汽，進入汽輪機，實現傳統的朗肯循環發電。經蒸汽發生裝置放熱的鹽進入冷罐，再通過吸熱器加熱重復上述過程。含有電加熱裝置時，冷罐熔鹽經泵送往電加熱裝置，經電加熱后進入熱罐，熔鹽從冷罐到熱罐多了一條與吸熱器并行的通路，實現電到熱的轉換和存儲［24］。

1.2數學模型

太陽能熱發電在儲熱調節能力、系統慣量支撐、電壓支撐能力等多個方面具有明顯優勢，與光伏組成一體化電源后可充分發揮光伏與太陽能熱發電各自優勢，作為未來新型電力系統的電源支撐方案。在“雙碳”背景下，新能源滲透率不斷提高，煤電建設空間逐步被壓縮，未來電力系統中高峰時段電力保障面臨嚴峻挑戰。因此，光伏光熱一體化項目的發展思路是，光伏發電成本低，太陽能熱發電鏡場投資大，盡量減少鏡場面積，獲取能量部分以光伏為主；配置電加熱設備，利用光伏棄電轉換為熱量存儲在儲熱罐內，晚高峰時段發出，保障電力供應；光伏所發電量優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函數為：保證一體化項目盈虧平衡時太陽能熱發電電站在高峰時段發電的上網電價最低，即：

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算例分析

2.1算例系統參數

算例系統為中國青海海西地區某光伏光熱一體化基地，該基地中光伏裝機容量為1600MW，太陽能熱發電裝機容量為400MW（2×200MW）。光伏出力特性采用基于多年歷史數據預測的8760h特性曲線。太陽能熱發電機組采用塔式熔鹽技術，太陽倍數是指整個電站的所有聚光集熱設備（定日鏡）投運時吸熱器輸出的熱功率和汽輪機額定負荷需要的熱功率的比值，在本算例中，太陽倍數為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

光伏理論年發電量約30.62億kWh，折年發電小時數約1914h，太陽能熱發電理論年發電量約4.55億kWh，折年發電小時數僅1138h。截至2022年底，青海全省新能源裝機容量約28140MW，且已通過文件明確“十四五”期間實施保障性并網項目、市場化并網項目、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項目，總容量約33280MW。根據初步測算，上述新能源項目全部投運后，2025年青海新能源棄電率達到約30%。

表1 算例系統光伏光熱一體化配置方案

按上述思路，為充分發揮太陽能熱發電電站儲熱功能，將光伏棄電存入儲熱罐，滿足白天光伏電量搬移至晚上發電需求，以電加熱100MW為例，受制于電加熱功率限制，每年轉換電量僅2.89億kWh，降低項目自身棄電率約9.4%，考慮轉換后發電太陽能熱發電電站年發電量增至5.71億kWh，年利用小時數約1426h。整體年發電量約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，每年轉換電量約7.46億kWh，降低項目自身棄電率約24.4%，考慮轉換后發電太陽能熱發電電站年發電量增至7.53億kWh，年利用小時數約1883 h。整體年發電量約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間天數測算

電加熱容量增至800MW，每年轉換電量約9.91億kWh（除棄電外，部分光伏直接轉換為熱量儲存，滿足晚高峰時段頂峰需求），考慮轉換后發電太陽能熱發電電站年發電量增至8.52億kWh，年利用小時數約2129h。整體年發電量約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2018—2020年西北地區尖峰負荷最長持續天數統計結果，西北地區冬季負荷最大，日內以晚高峰為主，2018—2020年西北地區95%尖峰負荷最長持續時間4~6 h。太陽能熱發電電站自身具備儲熱功能，可作為保障高峰負荷時段電力供應的穩定電源考慮，逐步轉為容量支撐電源。一體化項目主要依靠太陽能熱發電電站儲熱在晚高峰時段發電頂峰，頂峰能力主要取決于太陽能熱發電電站儲熱電量多少，對一體化項目頂峰能力進行計算分析，計算結果如圖3和表4所示。

表4 太陽能熱發電頂峰區間天數測算

若按保證晚高峰時段6 h進行測算，電加熱容量選擇100 MW，主要集中在白天光伏大發的8 h儲電，正常天氣太陽能熱發電自身發電量及依靠電加熱轉換儲能發電，晚高峰時段頂峰能力可達到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的8 h儲電，正常天氣太陽能熱發電自身發電量及依靠電加熱轉換儲能發電，晚高峰時段頂峰能力可達到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的8 h儲電，正常天氣太陽能熱發電自身發電量及依靠電加熱轉換儲能發電，晚高峰時段頂峰能力可達到350~400 MW的時間約335 d（占比92%）。

2.4太陽能熱發電頂峰電價分析

考慮光伏和太陽能熱發電技術進步和成本下降趨勢，本文中光伏投資按3100元/kW，太陽能熱發電投資按9000元/kW，電加熱投資按250元/kW。為保證一體化項目合理收益，光伏上網電價按青海目前新能源標桿上網電價0.2277元/kWh，對不同情形下太陽能熱發電在高峰時段的上網電價進行測算，計算結果見表1和圖3。可以看出，若電加熱容量選擇100 MW，太陽能熱發電高峰時段上網電價達到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，太陽能熱發電高峰時段上網電價僅約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 太陽能熱發電電站高峰時段盈虧電價測算

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結論

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

2）本文所提一體化項目配置1600MW光伏、400MW太陽能熱發電電站，若電加熱容量選擇400MW，可基本保證全年70%以上天數晚高峰時段頂峰能力達到350~400MW；若電加熱容量選擇800MW，可基本保證全年90%以上天數晚高峰時段頂峰能力達到350~400MW。綜合保證一體化項目合理收益得太陽能熱發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制，完善現貨市場體系，通過電價政策或市場調節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，劉聯濤2

（1.中國電力工程顧問集團西北電力設計院有限公司，西安710075；2.國網青海省電力公司經濟技術研究院，西寧810001）