摘要：以光伏发电和塔式太阳能热发电组成的一体化项目（以下简称光伏光热一体化项目）为研究对象，利用光伏发电成本低和太阳能热发电储能成本低的优势，太阳能热发电电站配置电加热设备，光伏所发电量优先满足储热容量需求，储存电量在晚高峰时段发出，保障电力供应，通过对光伏光热一体化项目晚高峰时段顶峰能力和储热容量利用情况进行测算分析，并以太阳能热发电电站高峰时段上网电价最低需求为目标确定电加热装置的优化配置方案。研究结果表明：光伏光热一体化项目配置合理规模电加热装置，互补运行后可提高一体化项目顶峰能力，在未来电力市场环境中获取最大收益。

引言

随着中国“双碳”战略目标的实施，现代电力系统正逐步向高比例可再生能源和高比例电力电子设备（“双高”）趋势发展［1-3］。新能源自身特性与能源电力需求的不匹配，给电力系统带来的挑战主要包括供电充裕度和安全稳定运行两大方面［4-6］。太阳能热发电具有电力输出稳定、可靠、灵活可调等特性，不仅可作为电力系统的稳定电源和调峰电源，同时还能提供稀缺的转动惯量，在新型电力系统中不可或缺［7-9］。

近年国内外学者在太阳能热发电技术的研究涉及太阳能热发电电站的规划设计、调度运行等多个方面［10-18］，文献［17］综合考虑了火电机组发电成本、太阳能热发电并网消纳的环境效益和运行维护成本、系统旋转备用成本等调度经济性因素，探究储热装置配置成本与调度经济性的平衡点，确定了太阳能热发电电站储热容量配置；文献［18］提出一种新型的风电-光伏-储热-电加热联合发电系统，多目标容量优化以最大化通道利用率和最小化平准化成本为目标。目前也有文献开始对太阳能热发电电站配置电加热装置进行研究［19-23］，文献［19］针对含太阳能热发电电站和电加热装置的多能互补基地，提出以太阳能热发电电站度电成本最低作为目标，确定储热时长和电加热功率，但未考虑太阳能热发电电站在高峰时段发电的价值；文献［20］针对含太阳能热发电电站和电加热系统的多能互补基地，基于分类电价和同一电价，分析了2种不同电价机制对于电加热功率配置及运行的影响；文献［21-23］建立了含电加热装置的太阳能热发电电站的运行优化模型，但未对电加热的配置进行分析。本文研究光伏光热一体化项目配置电加热技术方案，考虑配置不同容量的电加热设备后，对光伏光热一体化项目晚高峰时段顶峰能力和储热容量利用情况进行测算分析，结合顶峰电价得出较优方案，以期为光伏光热一体化项目的规划设计提供参考。

1 

光伏光热一体化项目电加热配置方案

1.1含电加热的太阳能热发电电站发电原理

传统的塔式太阳能热发电站主要由聚光集热系统、吸热系统、储热装置、换热系统和发电系统等5部分构成。图1所示为含有电加热装置的塔式熔盐太阳能热发电原理图。可以看出，在塔式熔盐太阳能热发电系统中，约290℃的熔盐经泵从冷罐送往吸热器，在吸热器内被加热到565℃后进入热罐。当需要发电时，热盐经泵进入蒸汽发生装置，产生过热蒸汽，进入汽轮机，实现传统的朗肯循环发电。经蒸汽发生装置放热的盐进入冷罐，再通过吸热器加热重复上述过程。含有电加热装置时，冷罐熔盐经泵送往电加热装置，经电加热后进入热罐，熔盐从冷罐到热罐多了一条与吸热器并行的通路，实现电到热的转换和存储［24］。

1.2数学模型

太阳能热发电在储热调节能力、系统惯量支撑、电压支撑能力等多个方面具有明显优势，与光伏组成一体化电源后可充分发挥光伏与太阳能热发电各自优势，作为未来新型电力系统的电源支撑方案。在“双碳”背景下，新能源渗透率不断提高，煤电建设空间逐步被压缩，未来电力系统中高峰时段电力保障面临严峻挑战。因此，光伏光热一体化项目的发展思路是，光伏发电成本低，太阳能热发电镜场投资大，尽量减少镜场面积，获取能量部分以光伏为主；配置电加热设备，利用光伏弃电转换为热量存储在储热罐内，晚高峰时段发出，保障电力供应；光伏所发电量优先满足储热容量需求。图2为光伏光热一体化项目顶峰运行示意图。

按上述思路，光伏光热一体化项目的目标函数为：保证一体化项目盈亏平衡时太阳能热发电电站在高峰时段发电的上网电价最低，即：

2

算例分析

2.1算例系统参数

算例系统为中国青海海西地区某光伏光热一体化基地，该基地中光伏装机容量为1600MW，太阳能热发电装机容量为400MW（2×200MW）。光伏出力特性采用基于多年历史数据预测的8760h特性曲线。太阳能热发电机组采用塔式熔盐技术，太阳倍数是指整个电站的所有聚光集热设备（定日镜）投运时吸热器输出的热功率和汽轮机额定负荷需要的热功率的比值，在本算例中，太阳倍数为0.7，镜场面积约64.6万㎡，储热时长为6h。

2.2光伏光热一体化电量测算

光伏理论年发电量约30.62亿kWh，折年发电小时数约1914h，太阳能热发电理论年发电量约4.55亿kWh，折年发电小时数仅1138h。截至2022年底，青海全省新能源装机容量约28140MW，且已通过文件明确“十四五”期间实施保障性并网项目、市场化并网项目、第一批大基地项目、第二批大基地项目、清洁取暖项目、揭榜挂帅项目、增量混改新能源项目和普通市场化并网项目，总容量约33280MW。根据初步测算，上述新能源项目全部投运后，2025年青海新能源弃电率达到约30%。

表1 算例系统光伏光热一体化配置方案

按上述思路，为充分发挥太阳能热发电电站储热功能，将光伏弃电存入储热罐，满足白天光伏电量搬移至晚上发电需求，以电加热100MW为例，受制于电加热功率限制，每年转换电量仅2.89亿kWh，降低项目自身弃电率约9.4%，考虑转换后发电太阳能热发电电站年发电量增至5.71亿kWh，年利用小时数约1426h。整体年发电量约27.14亿kWh，详见表2。该情形熔盐储热容量仍较大富裕，最大富裕容量在5000MWh以上，详见表3。电加热容量增至400MW，每年转换电量约7.46亿kWh，降低项目自身弃电率约24.4%，考虑转换后发电太阳能热发电电站年发电量增至7.53亿kWh，年利用小时数约1883 h。整体年发电量约28.97亿kWh。该情形熔盐储热容量仍一定富裕，最大富裕容量在3000MWh以下。

表2 光伏光热一体化电量测算

表3 光热储热容量盈余区间天数测算

电加热容量增至800MW，每年转换电量约9.91亿kWh（除弃电外，部分光伏直接转换为热量储存，满足晚高峰时段顶峰需求），考虑转换后发电太阳能热发电电站年发电量增至8.52亿kWh，年利用小时数约2129h。整体年发电量约29.22亿kWh。该情形熔盐储热容量基本没有富裕。

2.3顶峰能力测算

根据2018—2020年西北地区尖峰负荷最长持续天数统计结果，西北地区冬季负荷最大，日内以晚高峰为主，2018—2020年西北地区95%尖峰负荷最长持续时间4~6 h。太阳能热发电电站自身具备储热功能，可作为保障高峰负荷时段电力供应的稳定电源考虑，逐步转为容量支撑电源。一体化项目主要依靠太阳能热发电电站储热在晚高峰时段发电顶峰，顶峰能力主要取决于太阳能热发电电站储热电量多少，对一体化项目顶峰能力进行计算分析，计算结果如图3和表4所示。

表4 太阳能热发电顶峰区间天数测算

若按保证晚高峰时段6 h进行测算，电加热容量选择100 MW，主要集中在白天光伏大发的8 h储电，正常天气太阳能热发电自身发电量及依靠电加热转换储能发电，晚高峰时段顶峰能力可达到350~400 MW的时间约147 d（占比40%），但受制于电加热容量限制，储电量有限，高峰时段顶峰能力不能充分发挥，仍有105 d（占比29%）晚高峰时段顶峰能力仅约50 MW，其他113 d（占比31%）晚高峰时段顶峰能力150~350 MW。典型日工作位置如图4a所示。电加热容量选择400 MW，主要集中在白天光伏大发的8 h储电，正常天气太阳能热发电自身发电量及依靠电加热转换储能发电，晚高峰时段顶峰能力可达到350~400 MW的时间约254 d（占比70%），但受制于电加热容量限制，储电量有限，高峰时段顶峰能力不能充分发挥，仍有103 d（占比28%）晚高峰时段顶峰能力在150~200 MW。典型日工作位置见图4b。电加热容量选择800 MW，主要集中在白天光伏大发的8 h储电，正常天气太阳能热发电自身发电量及依靠电加热转换储能发电，晚高峰时段顶峰能力可达到350~400 MW的时间约335 d（占比92%）。

2.4太阳能热发电顶峰电价分析

考虑光伏和太阳能热发电技术进步和成本下降趋势，本文中光伏投资按3100元/kW，太阳能热发电投资按9000元/kW，电加热投资按250元/kW。为保证一体化项目合理收益，光伏上网电价按青海目前新能源标杆上网电价0.2277元/kWh，对不同情形下太阳能热发电在高峰时段的上网电价进行测算，计算结果见表1和图3。可以看出，若电加热容量选择100 MW，太阳能热发电高峰时段上网电价达到0.9209元/kWh，才可保证一体化项目投资回收；电加热容量选择600~800 MW，太阳能热发电高峰时段上网电价仅约0.6600元/kWh，可保证一体化项目投资回收，详见图5和表5。

表5 太阳能热发电电站高峰时段盈亏电价测算

3

结论

1）光伏发电成本低，太阳能热发电镜场投资大，仅从获取能量的角度，太阳能热发电镜场部分投资始终高于光伏发电，未来新型电力系统中光伏和太阳能热发电可按一体化电源建设，太阳能热发电电站可尽量减少镜场面积，获取能量部分以光伏为主，太阳能热发电电站配置电加热设备，光伏所发电量优先满足储热容量需求，储存电量在晚高峰时段发出，保障电力供应。

2）本文所提一体化项目配置1600MW光伏、400MW太阳能热发电电站，若电加热容量选择400MW，可基本保证全年70%以上天数晚高峰时段顶峰能力达到350~400MW；若电加热容量选择800MW，可基本保证全年90%以上天数晚高峰时段顶峰能力达到350~400MW。综合保证一体化项目合理收益得太阳能热发电电价顶峰电价测算分析，该项目电加热容量可选择600~800MW。

3）建议尽快建立容量电价机制，完善现货市场体系，通过电价政策或市场调节保证光伏光热一体化项目获取合理收益。

作者：李富春1，田旭2，党楠1，刘飞2，杨晓妮1，刘联涛2

（1.中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，西安710075；2.国网青海省电力公司经济技术研究院，西宁810001）