電力市場環(huán)境下槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)配置優(yōu)化設計方法研究

電力規(guī)劃設計總院 ■ 蘇辛一

電力市場環(huán)境下槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)配置優(yōu)化設計方法研究

電力規(guī)劃設計總院 ■ 蘇辛一

通過建立全年時段槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)運行的線性規(guī)劃模型，提出槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)太陽倍數(shù)和儲熱時長優(yōu)化選取的方法，并考慮了電力市場環(huán)境下負荷和光伏發(fā)電出力波動對電價的影響因素。通過實際算例分析不同的分時電價曲線下最佳集熱場面積和儲熱容量的選取，以及其設計參數(shù)選取對發(fā)電項目年利用小時數(shù)和收益的影響。

槽式太陽能熱發(fā)電；太陽倍數(shù)；儲熱時長；線性規(guī)劃；電力市場

0 引言

太陽能熱發(fā)電技術是重要的太陽能利用方式，其利用太陽能直接輻射資源，通過聚光、集熱、儲熱和熱功轉換等技術，可產生出具有可調節(jié)性能的電力。到2015年底，全球太陽能熱發(fā)電裝機達到4940 MW，同比增長9.3%。我國太陽能熱發(fā)電產業(yè)尚處于起步階段，有望在“十三五”期間實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展。2015年，國家能源局組織了太陽能熱發(fā)電示范建設項目申報，將在“十三五”期間開啟我國太陽能熱發(fā)電技術的商業(yè)化應用階段。

槽式太陽能熱發(fā)電是目前應用最成熟的太陽能熱發(fā)電技術，全世界商業(yè)運行的太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)約90%是槽式太陽能熱發(fā)電項目[1]。槽式太陽能熱發(fā)電借助槽型拋物面聚光器將太陽光匯聚到集熱管上，加熱管內傳熱工質，通過熱交換產生蒸汽，驅動汽輪機發(fā)電機組發(fā)電。槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)具有結構簡單、成本較低、土地利用率高、安裝維護方便等優(yōu)點。目前，商業(yè)應用的槽式太陽能熱發(fā)電集熱場一般采用標準化的回路(Loop)設計，一個回路由若干個集熱單元串聯(lián)而成，若干個回路再并聯(lián)形成集熱場的總熱量輸出。因此，槽式太陽能熱發(fā)電具有設計模塊化和擴展性強的特點。

集熱場規(guī)模和儲熱容量是槽式太陽能熱發(fā)電項目的重要設計參數(shù)[2,3]。集熱場的投資一般占項目總投資的50%以上，其規(guī)模設計對于項目的經濟性至關重要。在槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的集熱場面積設計中，一般引入太陽倍數(shù)(Solar Multiple)的概念。太陽倍數(shù)是指在設計點法向直接輻照度下，集熱場額定輸出熱功率與汽輪機發(fā)電機組額定進口熱功率之比。太陽倍數(shù)近似與集熱場面積和集熱場投資成正比，因此，太陽倍數(shù)能夠較直觀地反映集熱場規(guī)模與發(fā)電系統(tǒng)設計熱功率之間的關系。由于實際太陽輻射強度很少能達到當?shù)卦O計點輻射強度，為了提高汽輪機發(fā)電機設備的利用效率，一般太陽倍數(shù)的設計值都大于1。當太陽倍數(shù)大于1時，超出汽輪機發(fā)電機組額定進口熱功率的集熱場輸出熱量，可通過儲熱系統(tǒng)存儲起來，延長發(fā)電時間。儲熱時長定義

為儲熱容量滿足發(fā)電系統(tǒng)以額定功率滿發(fā)的時長。提高太陽倍數(shù)和儲熱時長能夠提高項目的年發(fā)電利用小時數(shù)和發(fā)電收益，但集熱場和儲熱系統(tǒng)本身也有較高的單位投資成本。因此，在邊界條件確定的情況下，理論上存在經濟性最優(yōu)的太陽倍數(shù)和儲熱時長優(yōu)化組合。

對槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)的優(yōu)化設計必須充分考慮實際運行情況。隨著我國電力市場化改革的穩(wěn)步推進和電價的全面放開，并參照國外的實踐經驗，新能源發(fā)電項目的電價補貼政策可能將逐步由固定上網電價(FIT)轉變?yōu)椤笆袌鲭妰r+溢價補貼(FIP)”的方式[4]，新能源發(fā)電也將面臨電力市場競爭的考驗。隨著電力現(xiàn)貨市場的建立，太陽能發(fā)電的運行方式將更加靈活多變。與風力發(fā)電和光伏發(fā)電相比，太陽能熱發(fā)電具有靈活的調節(jié)性能，具有更適應電力市場競爭的優(yōu)勢。帶儲熱系統(tǒng)的太陽能熱發(fā)電可在光伏發(fā)電輸出功率較大、電價較低時段以儲熱方式運行，在電價較高的晚高峰釋放熱量發(fā)電，一方面可使系統(tǒng)多消納光伏、風力發(fā)電，另一方面實現(xiàn)自身收益最大化。同時，太陽能熱發(fā)電還可通過承擔旋轉備用、承擔峰荷容量或參與一次調峰等方式從輔助服務市場或容量市場獲得收益。

目前，工程項目設計時通常采用美國可再生能源實驗室(NREL)開發(fā)的System Advisor Model(SAM)軟件進行分析，并未考慮競爭性電力市場環(huán)境下的系統(tǒng)運行方式。國內文獻主要是利用SAM軟件進行技術經濟分析[2,3,5,6]，對其仿真的機理缺少深入研究。

本文建立了模擬槽式太陽能熱發(fā)電全年8760 h連續(xù)運行的線性規(guī)劃優(yōu)化模型，將太陽倍數(shù)和儲熱時長作為優(yōu)化變量與各時段狀態(tài)變量一同優(yōu)化，并考慮負荷和光伏發(fā)電波動對電價的影響，通過實際算例研究分析電力市場環(huán)境對槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化設計的影響。

1 優(yōu)化模型

1.1 目標函數(shù)

以項目的總體收益最大為目標，考慮在發(fā)電裝機確定的情況下，通過優(yōu)化集熱場和儲熱系統(tǒng)規(guī)模，使項目生命周期內發(fā)電收益凈現(xiàn)值減去初始投資的值最大。近似考慮集熱場和儲熱系統(tǒng)的總投資分別與太陽倍數(shù)和儲熱時長呈正比。目標函數(shù)見公式(1)：

1.2 約束條件

1)儲熱系統(tǒng)的簡化方程為：

2)集熱場輸出熱量的約束為：

式中，Rt為太陽倍數(shù)為1時，t時段集熱場輸出的熱量；μ為考慮集熱場規(guī)模擴大時，由于管道增加等原因導致的采集熱量折減系數(shù)。

3)最大發(fā)電功率約束為：

式中，G為發(fā)電機組最大凈輸出功率。

4)最大儲熱容量約束為：

5)儲熱系統(tǒng)輸出熱量約束為：

1.3 關于電價曲線

在現(xiàn)貨電力市場中，發(fā)電項目的上網電價為分時電價，電價受發(fā)電和需求側的共同影響?？紤]太陽能熱發(fā)電項目所在地區(qū)光伏發(fā)電裝機已具有較高比例，當太陽輻射較強時，光伏發(fā)電出力較大，電力供應充裕，此時電價下降；當電力負荷較高時，電力相對緊缺，電價提升。

定義t時段電價影響系數(shù)：

式中，Lt和Wt分別為t時段的電力負荷和太陽法向直接輻照度；Lmax、Lmin和Wmax為全年最大負荷、最小負荷和最大輻射強度；αL和αW為電網負荷和光伏發(fā)電對電價的影響系數(shù)，其取值與供需側的彈性有關，取值為0～1。

則t時段實際分時電價為：

式中，P0為電價市場化之前的固定上網電價。

上述對分時電價的模擬保證全年分時電價的平均值與P0相等。

1.4 優(yōu)化求解

2 算例分析

2.1 基本參數(shù)

本文對一個100 MW的槽式太陽能發(fā)電項目進行研究分析，選取SAM軟件數(shù)據庫中的美國達科特地區(qū)(116.8°W，34.9°N)氣象數(shù)據作為輸入的氣象參數(shù)。負荷數(shù)據采用我國甘肅地區(qū)電力負荷特性數(shù)據，冬季晚高峰出現(xiàn)在18:00～20:00，夏季晚高峰出現(xiàn)在19:00～21:00。日最小負荷率約為0.8。

集熱器選用Euro Trough ET150 型槽式集熱器，集熱管選用Schott PTR70 2008 型，設計點法向直接輻照度為850 W/m2。其他設計參數(shù)采用SAM軟件的默認設置。全年集熱場輸出的熱量曲線采用SAM軟件對太陽倍數(shù)為1、儲熱時長為0時的系統(tǒng)進行仿真輸出的時序曲線Rt數(shù)據。

與本文優(yōu)化模型相關的參數(shù)選取如表1所示。

表1 優(yōu)化模型參數(shù)表

根據1.3節(jié)，本文模擬3種電價曲線，分別是固定電價(αL=0，αW=0)、僅考慮負荷因素的分時電價(αL=0.8，αW=0)和綜合考慮光伏發(fā)電和負荷的分時電價(αL=0.8，αW=0.8)，選取某一天(8月20日)的電價水平作圖，結果如圖1所示。

圖1 8月20日電價水平

其中，考慮光伏發(fā)電和負荷的分時電價在光伏大出力時段和后夜低谷時段電價較低，在晚高峰時段電價較高。3種電價曲線的平均值相同。

2.2 計算結果

3種電價曲線方式下的優(yōu)化計算結果如表2所示。

表2 優(yōu)化計算結果表

為方便作圖顯示，將發(fā)電功率輸出曲線、集熱場輸出熱功率曲線和剩余儲熱容量曲線，分別按發(fā)電機額定輸出功率、汽輪發(fā)電機組額定輸入熱功率、最大儲熱容量為基準進行歸一化處理。其中選取8月20日的優(yōu)化運行狀態(tài)輸出，結果見圖2～圖4。

圖2 固定電價下的優(yōu)化結果

圖3 僅考慮負荷因素的分時電價下的優(yōu)化結果

圖4 考慮光伏發(fā)電和負荷的分時電價下優(yōu)化結果

固定電價條件下，所需要的集熱場面積和儲熱容量最小(太陽倍數(shù)1.79，儲熱時長0.19 h)。從圖2可見，槽式太陽能熱發(fā)電集熱場輸出熱功率曲線基本與正午前后太陽法向直接輻射較強的峰值時間段重疊，較小的儲熱容量僅用于平抑太陽能輻射的短時波動，使得發(fā)電輸出在正午前后的時間段內較為平穩(wěn)。

僅考慮負荷因素的分時電價下，由于晚高峰電價水平較高，最優(yōu)的集熱場面積和儲熱容量更大(太陽倍數(shù)2.74，儲熱時長4.63 h)，使得槽式太陽能熱發(fā)電的滿功率發(fā)電時間能夠延續(xù)到晚高峰時段；相應使得發(fā)電項目的年利用小時數(shù)由2775 h提高到4064 h時，項目收益和成本的凈現(xiàn)值增加6.51億元。

在綜合考慮光伏發(fā)電和負荷共同影響的分時電價下，最優(yōu)的集熱場面積和儲熱容量進一步加大(太陽倍數(shù)2.99，儲熱時長7.03 h)。由于光伏發(fā)電出力較大，使得正午前后電價下降到較低的水平，這時候槽式太陽能熱發(fā)電滿功率運行是不

劃算的。因此，儲熱系統(tǒng)可將正午前后的集熱場輸入熱量儲存起來，在電價水平較高時發(fā)電。發(fā)電時間可覆蓋整個晚高峰時段，甚至可在早晨光照還不太強時利用前一天儲存的熱量發(fā)電，滿足早晨負荷爬坡的需要。相應的發(fā)電項目的年利用小時數(shù)提高到4449 h，項目收益和成本的凈現(xiàn)值較固定電價時增加1.99億元。

3 結論

太陽倍數(shù)和儲熱時間是影響槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)經濟性的兩個重要因素。最佳太陽倍數(shù)和儲熱時間的選取不僅取決于項目當?shù)氐奶柲苜Y源條件，還與發(fā)電負荷曲線和電價水平密切相關。在今后的電力市場環(huán)境下，將鼓勵新能源項目參與市場競價。由于太陽能熱發(fā)電自身具備的儲能特性，使得其與風力發(fā)電和光伏發(fā)電相比，具有較好的調節(jié)性能和電力市場環(huán)境下的競爭優(yōu)勢，能夠通過靈活的運行方式將發(fā)電收益鎖定在較高的電價水平。

本文通過建立線性規(guī)劃優(yōu)化模型，研究了電力市場環(huán)境下集熱場和儲熱系統(tǒng)規(guī)模的優(yōu)化配置方法，分析了不同的分時電價曲線對于最佳集熱場面積和儲熱容量選取的影響，可為槽式太陽能熱發(fā)電站的設計和運行策略設計提供理論參考。

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2016-02-06

蘇辛一(1984—)，男，博士、高級工程師，主要從事電力及新能源規(guī)劃設計方面的研究。xysu@eppei.com