青海省德令哈地区光热光伏互补性初探

周　治,陈　键

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安　710065)



青海省德令哈地区光热光伏互补性初探

周治,陈键

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安710065)

摘要：光伏电站受昼夜、季节、天气、温度等的变化，发电出力具有一定的波动性、随机性、间歇性；配置了大容量储热系统的光热电站，具有与光伏电站联合运行、提高发电利用小时数、提高外送通道利用率的潜力。文章通过研究发现：尽管光伏和光热电站发电在时间上不具备自然互补性，但通过储能系统的移峰填谷是可以实现互补的；考虑现阶段光热发电的发展水平，从电力平衡角度看，其装机容量配比应为1∶1。研究表明，仅有光伏和光热2种电源互补的供电保证率约为80%～90%，还需要其它多种能源形式对其进行补充。

关键词：光热;光伏;互补性;出力

0前言

青海省地处中高纬度地带，太阳辐射强度大，光照时间长，年总辐射量可达5 560～7 400 MJ/m2，其中直接辐射量占总辐射量的60%以上，仅次于西藏，位居全国第二。截止2014年底，青海省并网光伏电站规模已达412万kW，占全省发电装机总量的22.7%，累计发电量达到102.2亿kWh[1]。在并网光伏电站建设迅猛发展的同时，光伏、风电等可再生能源电力的消纳、送出问题日益突出，本地消纳条件和外送通道的建设极大制约了青海省太阳能资源的开发和光伏电站的建设[2-3]。

光伏电站受昼夜、季节、天气、温度等的变化，发电出力具有一定的波动性、随机性、间歇性[4]，是发电稳定性较差的电源，但可为电网提供清洁电量。太阳能热发电是将太阳能转化为热能，通过热功转化过程发电的技术[5-7]。相对于光伏发电或其它可再生能源发电方式，其最大的优势就是可以配置储热系统，具有发电功率相对平稳可控、运行方式灵活、可进行热电联供等主要特点。配置了大容量储热系统的太阳能热发电站具有与光伏电站联合运行，提高发电利用小时数，提高外送通道利用率的潜力[8-10]。因此，十分有必要研究光伏光热发电的互补性，为大规模可再生能源基地规划中合理配置各类可再生能源电源点的容量及其它相关参数提供参考。

1主要边界条件

(1) 以青海省德令哈典型年8 760 h逐时太阳辐射数据(总辐射、法向直接辐射等)作为太阳能资源分析的基础数据。

(2) 以青海省最新夏季、冬季典型负荷24 h逐时标幺值(如表1所示)作为电力需求曲线参考值，并假定一个合适的系统负荷基准值。

表1　青海夏季、冬季典型负荷逐时标幺值表

(3) 假设系统中仅有光伏电站和光热电站2种电源，分析当光伏电站和光热电站采取何种容量配比时，才能最大限度保证电力供给满足电力负荷需求。

图2　春分、夏至所在月的平均日辐射图

(4) 光伏光热电站的互补定义：光伏电站补充光热电站的电量，光热电站补充光伏电站应对负荷变化的能力。光伏电站出力主要由倾斜面太阳总辐射强度决定，光热电站的调节能力大小取决于DNI分布、镜场面积、储热时长等多个因素。

图3　秋分、冬至所在月的平均日辐射图

2互补性分析

2.1时间互补性

光伏电站主要利用太阳辐射能量中的总辐射能量，对于固定安装的光伏阵列，其出力特性主要取决于其安装倾斜面总辐射和组件温度2个因素[11-12]。光热电站主要利用太阳辐射能量中的法向直接辐射能量(见图1)。

倾斜面总辐射和法向直接辐射两者既有联系[13]又有区别。青海省德令哈地区各类辐射数据月总量分布见表2，一个完整年的逐时太阳总辐射、倾斜面太阳总辐射和法向直接辐射春分、夏至、秋分、冬至所在月的平均日分布见图2及3。

图1　总辐射和法向直接辐射关系示意图

月份总辐射/(W·m-2)倾斜面总辐射/(W·m-2)法向直接辐射/(W·m-2)1331.22577.84569.342386.99568.41536.363551.14674.90640.354678.23705.86745.765738.06680.34665.156713.16625.42633.057658.05594.99513.918660.60644.17598.779565.92647.42621.1410490.65684.01657.8411361.07606.51602.3612302.05559.70559.57总计6437.157569.567343.61

由表2可见，在总量分布上，德令哈地区倾斜面总辐射量(光伏利用)略高于法向直接辐射量(光热利用)。

由图2、3可见，德令哈地区冬至日所在月的法向直接辐射大于总辐射；夏至日所在月上午、下午时段法向直接辐射大于总辐射，中午总辐射大于法向直接辐射。全年上午、下午时段法向直接辐射均大于倾斜面总辐射，中午倾斜面总辐射均大于法向直接辐射[14-16]。

从倾斜面总辐射和法向直接辐射的时间分布来看，这2种资源在时间上不具备自然互补性，必须通过储热系统的移峰填谷来实现互补。

2.2光伏电站出力特性

以50 MW装机容量光伏电站为例，采用固定安装方式，以1年8 760 h倾斜面总辐射数据为基础，采用相关软件仿真计算，得到光伏电站逐时出力曲线。为简化光热电站调度策略，取其各月平均日出力特性参与光热电站月调度曲线生成。该光伏电站在德令哈地区的各月平均日出力特性见图4。

图4　光伏电站各月平均日出力图

2.3光热电站出力特性

光热电站的配置方案较多，不同的DNI分布情况(可利用的能量)，不同的镜场面积(能量接收的能力)、不同的储热时长(能量储存的能力)、不同的汽轮机输出功率(能量使用的能力)、不同的调度运行方式(不同时间的能量使用分配)等均会引起光热电站利用小时数及出力特性的变化。此外，由于太阳辐射能量的不连续性和不稳定性，在没有其它能源辅助的情况下，即使是配置了24 h储热时长和较大面积镜场的光热电站在1年8 760 h中也不能始终100%保证满足电力负荷的需求(如连续阴天等太阳辐射较差时)；另一方面，大面积的镜场和大容量的储热系统配置较小的汽轮机输出功率时，可能会导致能量的过剩(如连续晴天等太阳辐射较好时)，从而引起弃光，使得镜场部分的投资浪费。因此，光热电站的出力特性可以认为是基本可控的，但它仍然不能100%满足系统电力负荷的需求(实际保证率见后文分析);另一方面，若配置过大的镜场将导致弃光。

2.4按电力平衡要求的容量配比

考虑电力平衡的要求。假设系统最大负荷需求为50 MW，光伏电站的各月平均日最大出力约为40 MW，最小出力为0 MW，此时电力缺口为10～50 MW，此部分装机容量应由光热电站补充。光热电站汽轮机负荷调节范围较宽，一般在20%～105%之间，如果光热电站汽轮机额定输出功率也按50 MW考虑，则正好能够补充该电力缺口，同时满足光热电站汽轮机日间不停机的要求。由于上述分析采用各月平均日出力，实际出力会在平均日上下波动，当光伏电站实际最大出力大于平均日最大出力时，由光伏电站弃光满足系统负荷需求；当光伏电站实际出力小于平均日出力时，由光热电站补充输出满足系统负荷需求。

考虑到中国的光热电站目前正处于产业化示范阶段，预计“十三五”期间才能进入规模化应用阶段，因此其现阶段的发展规模不宜过大。综合考虑，从电力平衡角度看，光伏电站和光热电站装机容量配比应为1∶1。

2.5电量平衡分析

首先考虑电力平衡的要求，其次考虑电量平衡的要求。光伏电站仅能在白天提供电量，夜晚电量全部由光热电站提供。由于太阳辐射能量的不连续性和不稳定性，当阴雨天气发生时，无论光热电站配置多大面积的镜场，也无法获得足够的能量输入。在这种情况下，不管是光伏电站还是光热电站均不能向系统提供足够的电量，也即意味着其供电保证率不可能达到100%。以下重点分析不同条件下光热电站在对光伏电站电量进行平衡后的供电保证率及弃光率情况。

以额定输出电功率50 MW的光热发电站为例，配置15 h储热时长，太阳倍数选择2.7，调度运行规则按照补充光伏电站电量进行，采用相关软件进行仿真计算，在德令哈的太阳法向直接辐射资源条件下，其春分、夏至、秋分及冬至所在月的平均日的典型发电量曲线见图5～8。

由图5～8可以看出，当太阳能资源较好时，平衡光伏电量后的光热电站可以实现24 h连续发电；当太阳能资源较差时，平衡光伏电量后的光热电站的发电曲线出现间断，也即此时无法保证系统需求的电量。

图5　春分所在月的平均日典型发电量及法向直接辐射量图

图6　夏至所在月的平均日典型发电量及法向直接辐射量图

图7　秋分所在月的平均日典型发电量及法向直接辐射量图

图8　冬至所在月的平均日典型发电量及法向直接辐射量图

分别考虑光热电站在10、15和20 h储热时长(储热系统充满时储存的热量能够保证汽轮机满负荷运行的小时数)情况下，采用不同的太阳倍数(当设计点确定时，主要由太阳倍数决定镜场面积)，以典型年8 760 h为时间窗口，供电保证率及弃光率变化情况见图9、10。

图9　不同储热时长及太阳倍数保证率变化图

图10　不同储热时长及太阳倍数弃光率变化图

可以看出，随着储热时长及镜场面积的加大，在供电保证率逐渐提高的同时，光热电站弃光率也在逐渐增加。因此，从提高供电保证率角度看，仅仅依靠光热光伏互补是远远不够的，还需要水电、风电、生物质能等其它可再生能源形式共同参与进来，形成多能互补的格局，才能保证青海海西地区清洁能源基地可再生能源的高比例发展。

3结语

(1) 尽管从资源角度看，光伏电站和光热电站不具备自然互补性，但通过光热电站配置的储能系统移峰填谷是可以实现互补的。

(2) 考虑现阶段光热发电的发展水平，从电力平衡角度看，当系统中仅有光伏电站和光热电站2种电源时，其装机容量配比应为1∶1。

(3) 尽管配置了大容量的储热系统和大面积的镜场，由于太阳辐射能量的不连续性和不稳定性，仅仅由光伏和光热2种电源互补仅能保证约80%～90%的供电保证率，还需要其它多种能源形式对其进行补充。

(4) 配置了大容量储热系统的光热电站，其应对负荷变化的能力大大增强，在与水电、风电、生物质能等其它可再生能源互补后，是有可能承担系统调峰负荷甚至电力基荷的可再生能源发电形式之一。

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Study on Hybrid of PV and CSP in Delingha Region

ZHOU Zhi, CHEN Jian

(Northwest Engineering Corporation Limited, Xi'an710065, China)

Abstract:The CSP output features fluctuation, randomicity and intermittence because of such changes as daytime and nighttime, seasons, weather and temperature, etc. The CSP equipped with the large-capacity thermal storage system, jointly operating with PV power plant, is with the potential of increasing power generation hours and improving the availability of power evacuation facilities. The study in this paper presents that both PV plant and CSP are complementary via the load peak adjustment and load valley filling of the energy storage system although they are not complementary in term of time. In consideration of the CSP development level at present, ratio of the installed capacities of PV power plant and CSP shall be 1∶1. The study also demonstrates the availability of power supply of hybrid of PV power plant and CSP only is 80%～90% approximately. Other kinds of energy are demanded to complement further.

Key words:CSP; photovoltaic; complementation; output

中图分类号：TK512；TM615

文献标识码：A

DOI:10.3969/j.issn.1006-2610.2016.02.022

作者简介：周治(1977- )，男，陕西省大荔县人，高级工程师，从事太阳能发电工程设计工作.

收稿日期：2015-11-24

文章编号：1006—2610(2016)02—0085—05