新型电力系统中光热电站参数优化配置方法

李富春，杨海林，张祥成，冯 斌，党 楠，刘联涛，王世斌

(1.中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司，陕西 西安 710075；2.国网青海省电力公司经济技术研究院，青海 西宁 810000)

0 引言

我国已向世界郑重承诺，将采取更加有力的政策和措施，力争2030 年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060 年前实现碳中和。到2030 年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12 亿kW 以上。风电和光伏具有“极热无风”、“晚峰无光”等特点和“大装机、小电量”特征，随着“双碳”目标的推进，高比例、间歇性和波动性的风电与光伏在电力系统中的比重不断增加，电力系统灵活性不足、调节能力不够等短板和问题突出，制约更高比例和更大规模可再生能源发展[1-3]。

新能源资源特性对电力系统的充裕性带来挑战，一方面，资源特性好的情况，需要系统提供充足的调峰能力解决新能源消纳问题，另一方面，资源特性较差的极端天气，系统面临电力保障的风险，尤其是随着双碳战略的不断推进，火电建设空间逐步压缩，未来以新能源为主体的新型电力系统电力保障问题更加突出[4-7]。

光热发电是将光能转变为热能，然后再通过传统的热力循环发电的技术，光热发电具有电力输出稳定、可靠、灵活可调等特性，在未来以新能源为主体的新型电力系统中不可或缺。根据太阳能光热产业技术创新战略联盟统计，截至2022 年底，我国太阳能光热装机达到约588 MW(含MW 级以上规模的发电系统)[8]。2023 年3 月，国家能源局发布《关于推动光热发电规模化发展有关事项的通知》提出，结合沙漠、戈壁、荒漠地区新能源基地建设，尽快落地一批光热发电项目，力争“十四五”期间，全国光热发电每年新增开工规模达到300 万kW 左右。这意味着我国光热发电规模化发展拉开序幕。

目前在光热电站与火电、风电等发电资源的联合发电方面，国内外开展了较多研究，对于光热电站的容量优化配置，主要集中在储热成本、调峰成本和储热容量的经济平衡方面[9-17]。文献[9]研究了电力市场环境下，不同的分时电价对光热电站聚光集热面积和储热系统容量优化配置的影响，分析了光热电站设计参数选取对于发电项目收益的影响。文献[10]考虑光热电站各自子系统的投资成本，以系统收益最大化为目标建立了光热电站储热系统容量的优化配置模型，研究结果表明选择合适的储热系统容量，可以提高太阳能的利用率。文献[11]采用灵敏度分析的方法，分析了储热系统容量对光热电站技术效益和经济性效益的影响，提出了影响储热容量最优配置的关键因素，并以美国和澳大利亚的六个光热电站为例进行了计算验证。文献[12]以塔式光热电站为例，建立光热电站储热容量优化配置模型，探讨了光热电站储热容量与内部各环节投资成本之间的关系，算例分析显示光热电站的最佳运行效益取决于储热容量的合理配置。文献[13-14]研究了太阳倍数对储热环节利用率的影响，研究结果表明当太阳倍数超过1.4 和1.6 的时候，光热电站的储热环节才能较好的发挥作用。文献[15]提出一种光热电站储热容量配置方法，在对光热电站运行特性及其对电网调峰影响分析的基础上，综合考虑了火电机组向下调峰成本与储热成本对储热系统容量配置的影响。文献[16]考虑了电力市场环境下负荷和光伏发电出力波动对电价的影响因素，提出了槽式太阳能热发电系统太阳倍数和储热时长优化选取的方法。文献[17]以联合系统综合收益最大为目标，综合考虑输电收入、外送输电投资建设成本、由输电阻塞产生的弃电惩罚费用以及光热电站储热容量成本等因素，建立了光热电站不同储热容量下风电－光热联合系统外送容量优化配置模型。

以往研究大多从电价水平、内部成本等不同角度研究储热容量的配置，对于聚光集热面积、储热容量的联合配置研究较少，也未对新型电力系统中光热电站的定位进行分析，更未对光热电站作为容量电源时的主要参数配置进行研究。

本文首先分析目前光热电站设计存在的主要问题，从电力系统供应保障角度，研究新型电力系统中光热电站的功能定位，然后基于新的功能定位，研究光热电站主要技术参数配置方法，探讨提升光热电站电力保证能力措施，最后通过实际算例验证了所提方法的有效性和实用性。

1 光热电站功能定位分析

1.1 以电量为主的功能定位

图1 给出了塔式光热电站系统示意图。光热电站主要由4 部分组成，分别为聚光集热系统（占总投资的50%左右）、储换热系统（占总投资的20%左右）、常规发电岛（占总投资的20%左右）和其他部分（占比约10%）。

图1 塔式光热电站发电系统示意图

光热发电量主要影响因素包括定日镜总采光面积、储能时长和装机规模等。图2 给出了塔式光热电站度电成本与储能时长、镜场面积的关系曲线，可以看出，在一定范围以内，定日镜采光面积越大，储换热和常规岛设备的利用率就越高，度电成本就越低。

图2 光热电站度电成本曲线示意图

图3 给出了某光热电站实际运行方式。从运行方式来看，光热电站不考虑为电网调峰，白天光热电站储热达到启动条件开始发电，之后边储边发，光照资源没有后放热保持满功率发电，直至储热容量耗尽，晚上停机保温。

图3 光热电站运行方式示意图

以往光热电站设计未充分考虑系统调峰需求，主要依靠提高各个环节效率尽量获得最多电量，追求的是度电成本最低，造成聚光集热面积配置较大（一般太阳倍数按3 倍左右选择），发电机部分需要通过专门设计提高参数（50 MW光热机组高压缸转速提高至6 000 r/min），空冷岛配置规模也显著增加（50 MW 光热机组空冷岛规模按300 MW 火电配置）。

光热与光伏均依靠太阳能资源发电，两者具有一定相关性，即在太阳能资源较好的情况下，光伏和光热发电量均较多，光热为了不弃光基本也不能为光伏调峰，因此，按目前光热电站设计思路，光热电站调峰能力发挥受到一定程度制约。另外，从整个系统来看，仅为获得电量，光伏成本更低，即使未来考虑光热电站成本一定程度降低后度电成本仍远远高于光伏，因此，从电量角度，光热电站并不占优势，需要结合自身储能、稳定可控优势，重新审视其在新型电力系统中的功能定位，合理配置聚光集热面积（太阳倍数）和储热容量等技术参数[18-20]。

1.2 以容量为主的功能定位

在国家双碳战略推进过程中，现有火电作为保障电力供应，解决季节性和极端天气缺电问题的作用在较长一段时期内仍将存在，但新增火电空间将进一步压缩，造成日内高峰负荷时段电力供应问题日益突出。图4 给出了西北地区高峰负荷时段电力保障需求。

图6 塔式光热电站补燃方案示意图

根据相关机构研究结果，聚光集热部分投资占总投资一半，目前按电量成本计算的单位投资约4.0 元/kW·h，未来降价空间有限，初步预测2030 年聚光集热部分投资可降低至3.0元/kW·h 左右，而届时光伏单位投资仅2.0 元/kW·h，从获取相同电量成本来看，光热始终高于光伏。详见表1。

表1 2030 年光热和光伏获取电量成本预测

从电力和电量角度进行对比，光热电量效益不如光伏，但光热具备储热和同步机功能，容量效益更为显著。因此，光热电站需要充分依靠自身储热系统，为系统提供稳定可靠电力，保障高峰时段电力供应，通过优化聚光集热面积（太阳倍数）、储热容量及发电机等参数配置，实现从以电量为主的电源向以容量为主电源过渡[21]。

2 基于电力供应保障的光热电站参数配置

2.1 光热电站主要技术参数配置方法

光热电站设计中决定运行工况的三个参数分别为太阳倍数、储热时长（容量）和发电机容量。发电机容量主要受制于熔盐换热蒸汽参数限制，仅能做到150 MW 至200 MW，目前国内正在开展工作的大多数光热电站单机容量一般选择100 MW，不再进行分析。本文主要在太阳倍数和储热时长两个参数选择上做了优化工作。太阳倍数是指光热电站吸热器输出热功率与发电机组额定热功率之比，反映了集热系统容量与发电系统容量之间的差别，储热时长是指光热电站储存热量可以支撑机组满发的时间，反映了储热系统的能力。

新型电力系统中考虑光热电站保障负荷高峰时段的功能定位，主要技术参数配置方法如下：

1）储热时长Tstorage

光热电站储热时长按系统净负荷曲线高峰负荷时段时长配置，即

式中：Tstorage为光热电站储热时长，Tpeak为系统高峰负荷时段时长。

2）太阳倍数τcsp

根据资源模拟光热电站日发电量Qcsp，定义光热电站日等效发电小时数Tcsp，计算公式如下：

为了表征光热电站的保障电力供应的可靠性指标，定义光热电站的保证率ρ如下：

为了保障电力供应，按事先设定可靠性保证率ρgave确定太阳倍数τcsp，表述如下：

2.2 光热电站电力保障能力提升措施

光热电站受太阳能资源约束，出力与太阳能直辐射有关，多云或连续阴天情况下发电量严重受限，光热电站很难做到100%保证率，为了保证电力供应，可以通过以下两种措施：

1）增加储热容量，跨日调节

光热电站增大储热容量，考虑连续阴天情况，预留部分热量跨日调节，可以在一定程度上重新分配光热电站电量，提高保证率。理论上，光热电站储热容量增加到足够大，通过跨日调节也可将光热电站保障率提高至100%，但储热容量成本将会急剧增加，且光热跨日调节与天气情况密切相关，连续晴天和连续阴天出现的概率都会影响跨日调节效果。

若考虑光热电站跨日调节，储热小时数可适当放大，如考虑连续2 天极端天气，光热电站通过跨日调节满足晚高峰时段电力供应，即

2）增加补燃锅炉，提高保证率

增加补燃锅炉，在极端天气通过补燃，保障高峰时段电力供应。考虑到高峰负荷时段相对较短，光热电站配置储热后，在一定程度上实现了热电解耦，可按长时间补燃满足相对短时的高峰时段电力供应，补燃锅炉可以按小功率配置，即

式中：Pheat为补燃锅炉电功率，Theat为保证高峰时段满容量发电电量的拟加热小时数。

关于补燃技术方案，光热电站若采用天然气补燃，由于天然气仍属于化石燃料，光热电站无法做到100%可再生能源发电，且气源和气价有待落实，若以生物质为补燃原料对化石燃料进行替代，生物质燃料既可以采用固态成型模块，便于储存，保障能力更高，也可将生物质气化转换为混合燃气，从而实现光热电站补燃后仍是100%可再生能源发电，对于我国双碳战略实施具有重要意义。另外，对于补燃形式，可以采用燃气锅炉，加热蒸汽直接进入汽轮发电机发电（如图7 中补燃技术路线一所示），也可以补燃介质经燃烧加热熔盐，通过光热电站已有蒸汽发生器产生蒸汽推动汽轮机发电（如图7 中补燃技术路线二所示）。

图7 塔式光热电站补燃技术路线示意图

2.3 光热电站参数优化配置流程

（1）根据地区负荷特性和电源出力特性，计算系统净负荷曲线，统计分析地区电网高峰负荷时段时长Tpeak，确定光热电站储热时长Tstorage；

（3）若考虑100%保证率，计算需配置补燃锅炉功率Pheat。

图8 给出了新型电力系统中光热电站参数优化配置流程。

图8 新型电力系统中光热电站参数配置流程

3 算例

3.1 光热电站参数配置计算

1）西北地区高峰（尖峰）负荷时段统计

图9 给出了2018 ～2020 年西北地区尖峰负荷最长持续天数统计结果，图10 给出了尖峰负荷最长持续小时数统计结果。2020 年西北电网最大负荷（净负荷）103 630 MW，发生在12 月14 日21：15。日最大负荷大于95%、97%，年最大负荷最长持续的天数分别为7 天（12 月13 日～12 月19 日）、6 天（12 月13日～12 月18 日），最长持续小时数分别为6 h（12 月14 日17：00 ～23:00）、5 h（12 月14日17:00 ～22:00）。

图9 西北尖峰负荷最长持续天数统计（净负荷）

图10 西北尖峰负荷最长持续小时数统计（净负荷）

综合来看，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约4 ～6 h，未来电力供应紧张时段主要出现在冬季11 ～12 月的晚高峰时段。

2）光热电站储热时长

图11 给出了乌图地区光热发电量与太阳倍数、储热时长关系。可以看出，太阳倍数在1.1 ～1.7 倍时，光热电站镜场面积太小，储热容量4 h 相对富裕，能够吸收全部热量，储热容量增加不会带来发电量增加；太阳倍数增加至1.7 ～2.1 倍，储热时长增加至8 ～12 h，光热发电量增加，但8 h 储热与12 h 储热发电量相同；太阳倍数增加至2.1 倍以上，储热时长增加至12 h，光热发电量才会继续增加。因此，结合上述储热容量与太阳倍数对应关系，为满足高峰负荷时段的电力供应，光热电站储热选择4 h即可。

图11 海西光热电站年利用小时数统计

3）太阳倍数

图12 给出了不同太阳倍数下光热电站日发电小时数累计曲线（储热时长4 h）。根据测算结果，光热电站太阳倍数由1.1 提高到3.2，光热电站日等效小时数低于4 h 的天数由165 天减少至76 天，仍不能达到100%保证率。为满足高峰时段电力需求，若按保障全年60%以上天数日等效发电小时数（等于日发电量/光热装机）在4 h 以上，海西光热电站太阳倍数选择1.5 倍左右即可。

图12 海西光热日发电小时数累计曲线

3.2 光热电站出力特性分析

本文选取德令哈、乌图和冷湖三个地区，以100 MW 塔式熔盐光热为例，按本文方法确定光热电站参数配置（太阳倍数取1.5，储热时长按8 h），根据热机专业提供镜场吸热量分析光热电站出力特性。详见表2。

表2 海西地区光热电站典型参数

根据统计，乌图、冷湖、德令哈地区光热电站年利用小时数分别为2 350 h、2 518 h、2 269 h。

图13 给出了海西地区光热电站典型年内各月发电量分布。可以看出，乌图、冷湖、德令哈地区光热发电量季节性差异明显，2 ～4 月、9 ～10 月光热电站发电量较多，6 ～8 月和12月发电量较少。

图13 海西光热电站逐月平均出力统计（标幺值）

表3 和图14 给出了海西地区光热电站日等效发电小时数小于4 h 天数统计结果。可以看出，乌图、冷湖、德令哈地区光热电站日等效发电小时数低于4 h 的天数分别为136 天、130 天、155 天，在5 ～8 月发生较多。

表3 光热电站日等效发电小时数小于4 小时天数统计 /天

图14 海西光热电站日等效利用小时数小于4 小时天数统计

光热电站受太阳能资源约束，仍为限能电站，且出力与太阳能直辐射有关，多云或连续阴天情况下发电量严重受限，保证率较差，统计结果表明，乌图地区光热电站日等效小时数小于4 h 的天数达到136 天，保证率仅有63%。因此，需要研究提高光热电站保证率的措施。

3.3 光热电站电力保障能力提升措施

为了保证电力供应，提高太阳倍数可以提高保证率，但受较差天气资源约束也不能做到100%，如太阳倍数由1.5 倍增加至3.0 倍，全年保证率仅有78%（提高15%），但聚光集热部分投资会增加一倍。

提高保证率可以通过以下两种措施：

1）增加储热容量，跨日调节

初步测算，储热容量增加4 h，跨日调节后全年发电小时数低于4 h 的天数由136 天减少至94 天，保证率由63%提高至74%，其中11 ～12 月低于4 h 天数减少10 天，保证率由72%提高至89%。详见图15 和表4。

表4 光热日发电小时数低于4 h 天数统计（增加储热容量）

图15 乌图光热电站日等效发电小时数累计曲线

需要说明的是，光热跨日调节与天气情况密切相关，连续晴天和连续阴天出现的概率都会影响跨日调节效果。从图13 中月电量分布来看，2～4月发电量多于9～10月发电量，但2～4月由于新能源大发和阴天出现比较集中，而储热容量相对较小，仅跨日1 天解决连续阴天缺电能力有限，造成光热电站日等效发电小时数低于4 h 天数减少不多；9 ～10 月份阴天与晴天交叉出现，光热跨日调节后日等效发电小时数低于4 h天数减少反而较多。

初步测算，乌图地区100 MW 光热电站储热时长增加2 h，投资需增加约4 000 万元，光热电站年利用小时数约2 350 h，度电成本提高约0.020 4 元/kW·h。

2）增加补燃锅炉，补燃保证

增加补燃锅炉，由于具备储热装置，补燃锅炉可以按小功率配置，如补燃加热时间20 h，高峰时段4 h 发电，补燃锅炉功率按光热装机20%配置即可，即100 MW 光热配置20 MW 燃气锅炉，资源较差日子通过补燃保证率可以提高至100%。仅考虑11 ～12 月补燃，补燃小时数约40 h，占全年发电小时数的1.7%。详见表5。

表5 光热电站日发电小时数统计（增加补燃锅炉）

初步测算，乌图地区100 MW 光热电站配置20MW 燃气锅炉，投资需增加约2 000 万元，光热电站年利用小时数约2 350 h，度电成本提高约0.011 1 元/kW·h。

综合来看，光热电站受资源约束，自身发电量有限，仅能提供63%～72%保证率，增加储热容量后结合预测跨日调节运行，保证率也能提高至74%～89%，通过配置补燃锅炉可将保证率提高至100%，即实现高峰负荷时段100%参加电力平衡。

4 结论

本文对光热电站在新型电力系统中的功能定位进行了研究，并提出了基于电力保障供应的光热电站主要技术参数，探讨了光热电站提高保证率的措施，主要结论如下：

1）光热电站聚光集热部分投资占比高，未来成本下降空间有限，电量部分成本始终高于光伏，新型电力系统中应重新审视光热电站功能定位，发挥自带低成本储能的优势，实现以电量为主的功能定位和设计理念向容量电源转变，以保障高峰时段电力保障需要。

2）新型电力系统中光热电站主要参数应按照系统电力保障需要确定，即光热电站储热时长可以按照系统高峰负荷时段时长选择，聚光集热面积可以按照一定保证率选择。

3）光热电站可以增加储热容量，通过跨日调节重新分配电量，提高保证率；再通过增加应急备用锅炉，依靠少量补燃应对极端天气，使光热电站做到100%参加电力平衡。

4）算例结果表明，西北地区晚高峰时段按4 h，为保障全年60%以上天数等效发电小时数在4 h 以上，同时考虑跨日调节需要，海西乌图地区光热储能时长可选择8 h，太阳倍数选择1.5 倍，考虑补燃后，光热电站保证率可提高至100%。

需要说明的是，光热电站功能定位发生转变后，需要分时电价或者容量电价支持，以保证光热电站获取合理收益。