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    新型電力系統(tǒng)中光熱電站參數(shù)優(yōu)化配置方法

    2023-11-28 12:33:26李富春楊海林張祥成劉聯(lián)濤王世斌
    青海電力 2023年3期
    關(guān)鍵詞:熱容量熱電站小時數(shù)

    李富春,楊海林,張祥成,馮 斌,黨 楠,劉聯(lián)濤,王世斌

    (1.中國電力工程顧問集團(tuán)西北電力設(shè)計院有限公司,陜西 西安 710075;2.國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院,青海 西寧 810000)

    0 引言

    我國已向世界鄭重承諾,將采取更加有力的政策和措施,力爭2030 年前二氧化碳排放達(dá)到峰值,努力爭取2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和。到2030 年,風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機(jī)容量將達(dá)到12 億kW 以上。風(fēng)電和光伏具有“極熱無風(fēng)”、“晚峰無光”等特點(diǎn)和“大裝機(jī)、小電量”特征,隨著“雙碳”目標(biāo)的推進(jìn),高比例、間歇性和波動性的風(fēng)電與光伏在電力系統(tǒng)中的比重不斷增加,電力系統(tǒng)靈活性不足、調(diào)節(jié)能力不夠等短板和問題突出,制約更高比例和更大規(guī)??稍偕茉窗l(fā)展[1-3]。

    新能源資源特性對電力系統(tǒng)的充裕性帶來挑戰(zhàn),一方面,資源特性好的情況,需要系統(tǒng)提供充足的調(diào)峰能力解決新能源消納問題,另一方面,資源特性較差的極端天氣,系統(tǒng)面臨電力保障的風(fēng)險,尤其是隨著雙碳戰(zhàn)略的不斷推進(jìn),火電建設(shè)空間逐步壓縮,未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)電力保障問題更加突出[4-7]。

    光熱發(fā)電是將光能轉(zhuǎn)變?yōu)闊崮?,然后再通過傳統(tǒng)的熱力循環(huán)發(fā)電的技術(shù),光熱發(fā)電具有電力輸出穩(wěn)定、可靠、靈活可調(diào)等特性,在未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)中不可或缺。根據(jù)太陽能光熱產(chǎn)業(yè)技術(shù)創(chuàng)新戰(zhàn)略聯(lián)盟統(tǒng)計,截至2022 年底,我國太陽能光熱裝機(jī)達(dá)到約588 MW(含MW 級以上規(guī)模的發(fā)電系統(tǒng))[8]。2023 年3 月,國家能源局發(fā)布《關(guān)于推動光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展有關(guān)事項(xiàng)的通知》提出,結(jié)合沙漠、戈壁、荒漠地區(qū)新能源基地建設(shè),盡快落地一批光熱發(fā)電項(xiàng)目,力爭“十四五”期間,全國光熱發(fā)電每年新增開工規(guī)模達(dá)到300 萬kW 左右。這意味著我國光熱發(fā)電規(guī)模化發(fā)展拉開序幕。

    目前在光熱電站與火電、風(fēng)電等發(fā)電資源的聯(lián)合發(fā)電方面,國內(nèi)外開展了較多研究,對于光熱電站的容量優(yōu)化配置,主要集中在儲熱成本、調(diào)峰成本和儲熱容量的經(jīng)濟(jì)平衡方面[9-17]。文獻(xiàn)[9]研究了電力市場環(huán)境下,不同的分時電價對光熱電站聚光集熱面積和儲熱系統(tǒng)容量優(yōu)化配置的影響,分析了光熱電站設(shè)計參數(shù)選取對于發(fā)電項(xiàng)目收益的影響。文獻(xiàn)[10]考慮光熱電站各自子系統(tǒng)的投資成本,以系統(tǒng)收益最大化為目標(biāo)建立了光熱電站儲熱系統(tǒng)容量的優(yōu)化配置模型,研究結(jié)果表明選擇合適的儲熱系統(tǒng)容量,可以提高太陽能的利用率。文獻(xiàn)[11]采用靈敏度分析的方法,分析了儲熱系統(tǒng)容量對光熱電站技術(shù)效益和經(jīng)濟(jì)性效益的影響,提出了影響儲熱容量最優(yōu)配置的關(guān)鍵因素,并以美國和澳大利亞的六個光熱電站為例進(jìn)行了計算驗(yàn)證。文獻(xiàn)[12]以塔式光熱電站為例,建立光熱電站儲熱容量優(yōu)化配置模型,探討了光熱電站儲熱容量與內(nèi)部各環(huán)節(jié)投資成本之間的關(guān)系,算例分析顯示光熱電站的最佳運(yùn)行效益取決于儲熱容量的合理配置。文獻(xiàn)[13-14]研究了太陽倍數(shù)對儲熱環(huán)節(jié)利用率的影響,研究結(jié)果表明當(dāng)太陽倍數(shù)超過1.4 和1.6 的時候,光熱電站的儲熱環(huán)節(jié)才能較好的發(fā)揮作用。文獻(xiàn)[15]提出一種光熱電站儲熱容量配置方法,在對光熱電站運(yùn)行特性及其對電網(wǎng)調(diào)峰影響分析的基礎(chǔ)上,綜合考慮了火電機(jī)組向下調(diào)峰成本與儲熱成本對儲熱系統(tǒng)容量配置的影響。文獻(xiàn)[16]考慮了電力市場環(huán)境下負(fù)荷和光伏發(fā)電出力波動對電價的影響因素,提出了槽式太陽能熱發(fā)電系統(tǒng)太陽倍數(shù)和儲熱時長優(yōu)化選取的方法。文獻(xiàn)[17]以聯(lián)合系統(tǒng)綜合收益最大為目標(biāo),綜合考慮輸電收入、外送輸電投資建設(shè)成本、由輸電阻塞產(chǎn)生的棄電懲罰費(fèi)用以及光熱電站儲熱容量成本等因素,建立了光熱電站不同儲熱容量下風(fēng)電-光熱聯(lián)合系統(tǒng)外送容量優(yōu)化配置模型。

    以往研究大多從電價水平、內(nèi)部成本等不同角度研究儲熱容量的配置,對于聚光集熱面積、儲熱容量的聯(lián)合配置研究較少,也未對新型電力系統(tǒng)中光熱電站的定位進(jìn)行分析,更未對光熱電站作為容量電源時的主要參數(shù)配置進(jìn)行研究。

    本文首先分析目前光熱電站設(shè)計存在的主要問題,從電力系統(tǒng)供應(yīng)保障角度,研究新型電力系統(tǒng)中光熱電站的功能定位,然后基于新的功能定位,研究光熱電站主要技術(shù)參數(shù)配置方法,探討提升光熱電站電力保證能力措施,最后通過實(shí)際算例驗(yàn)證了所提方法的有效性和實(shí)用性。

    1 光熱電站功能定位分析

    1.1 以電量為主的功能定位

    圖1 給出了塔式光熱電站系統(tǒng)示意圖。光熱電站主要由4 部分組成,分別為聚光集熱系統(tǒng)(占總投資的50%左右)、儲換熱系統(tǒng)(占總投資的20%左右)、常規(guī)發(fā)電島(占總投資的20%左右)和其他部分(占比約10%)。

    圖1 塔式光熱電站發(fā)電系統(tǒng)示意圖

    光熱發(fā)電量主要影響因素包括定日鏡總采光面積、儲能時長和裝機(jī)規(guī)模等。圖2 給出了塔式光熱電站度電成本與儲能時長、鏡場面積的關(guān)系曲線,可以看出,在一定范圍以內(nèi),定日鏡采光面積越大,儲換熱和常規(guī)島設(shè)備的利用率就越高,度電成本就越低。

    圖2 光熱電站度電成本曲線示意圖

    圖3 給出了某光熱電站實(shí)際運(yùn)行方式。從運(yùn)行方式來看,光熱電站不考慮為電網(wǎng)調(diào)峰,白天光熱電站儲熱達(dá)到啟動條件開始發(fā)電,之后邊儲邊發(fā),光照資源沒有后放熱保持滿功率發(fā)電,直至儲熱容量耗盡,晚上停機(jī)保溫。

    圖3 光熱電站運(yùn)行方式示意圖

    以往光熱電站設(shè)計未充分考慮系統(tǒng)調(diào)峰需求,主要依靠提高各個環(huán)節(jié)效率盡量獲得最多電量,追求的是度電成本最低,造成聚光集熱面積配置較大(一般太陽倍數(shù)按3 倍左右選擇),發(fā)電機(jī)部分需要通過專門設(shè)計提高參數(shù)(50 MW光熱機(jī)組高壓缸轉(zhuǎn)速提高至6 000 r/min),空冷島配置規(guī)模也顯著增加(50 MW 光熱機(jī)組空冷島規(guī)模按300 MW 火電配置)。

    光熱與光伏均依靠太陽能資源發(fā)電,兩者具有一定相關(guān)性,即在太陽能資源較好的情況下,光伏和光熱發(fā)電量均較多,光熱為了不棄光基本也不能為光伏調(diào)峰,因此,按目前光熱電站設(shè)計思路,光熱電站調(diào)峰能力發(fā)揮受到一定程度制約。另外,從整個系統(tǒng)來看,僅為獲得電量,光伏成本更低,即使未來考慮光熱電站成本一定程度降低后度電成本仍遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于光伏,因此,從電量角度,光熱電站并不占優(yōu)勢,需要結(jié)合自身儲能、穩(wěn)定可控優(yōu)勢,重新審視其在新型電力系統(tǒng)中的功能定位,合理配置聚光集熱面積(太陽倍數(shù))和儲熱容量等技術(shù)參數(shù)[18-20]。

    1.2 以容量為主的功能定位

    在國家雙碳戰(zhàn)略推進(jìn)過程中,現(xiàn)有火電作為保障電力供應(yīng),解決季節(jié)性和極端天氣缺電問題的作用在較長一段時期內(nèi)仍將存在,但新增火電空間將進(jìn)一步壓縮,造成日內(nèi)高峰負(fù)荷時段電力供應(yīng)問題日益突出。圖4 給出了西北地區(qū)高峰負(fù)荷時段電力保障需求。

    圖6 塔式光熱電站補(bǔ)燃方案示意圖

    根據(jù)相關(guān)機(jī)構(gòu)研究結(jié)果,聚光集熱部分投資占總投資一半,目前按電量成本計算的單位投資約4.0 元/kW·h,未來降價空間有限,初步預(yù)測2030 年聚光集熱部分投資可降低至3.0元/kW·h 左右,而屆時光伏單位投資僅2.0 元/kW·h,從獲取相同電量成本來看,光熱始終高于光伏。詳見表1。

    表1 2030 年光熱和光伏獲取電量成本預(yù)測

    從電力和電量角度進(jìn)行對比,光熱電量效益不如光伏,但光熱具備儲熱和同步機(jī)功能,容量效益更為顯著。因此,光熱電站需要充分依靠自身儲熱系統(tǒng),為系統(tǒng)提供穩(wěn)定可靠電力,保障高峰時段電力供應(yīng),通過優(yōu)化聚光集熱面積(太陽倍數(shù))、儲熱容量及發(fā)電機(jī)等參數(shù)配置,實(shí)現(xiàn)從以電量為主的電源向以容量為主電源過渡[21]。

    2 基于電力供應(yīng)保障的光熱電站參數(shù)配置

    2.1 光熱電站主要技術(shù)參數(shù)配置方法

    光熱電站設(shè)計中決定運(yùn)行工況的三個參數(shù)分別為太陽倍數(shù)、儲熱時長(容量)和發(fā)電機(jī)容量。發(fā)電機(jī)容量主要受制于熔鹽換熱蒸汽參數(shù)限制,僅能做到150 MW 至200 MW,目前國內(nèi)正在開展工作的大多數(shù)光熱電站單機(jī)容量一般選擇100 MW,不再進(jìn)行分析。本文主要在太陽倍數(shù)和儲熱時長兩個參數(shù)選擇上做了優(yōu)化工作。太陽倍數(shù)是指光熱電站吸熱器輸出熱功率與發(fā)電機(jī)組額定熱功率之比,反映了集熱系統(tǒng)容量與發(fā)電系統(tǒng)容量之間的差別,儲熱時長是指光熱電站儲存熱量可以支撐機(jī)組滿發(fā)的時間,反映了儲熱系統(tǒng)的能力。

    新型電力系統(tǒng)中考慮光熱電站保障負(fù)荷高峰時段的功能定位,主要技術(shù)參數(shù)配置方法如下:

    1)儲熱時長Tstorage

    光熱電站儲熱時長按系統(tǒng)凈負(fù)荷曲線高峰負(fù)荷時段時長配置,即

    式中:Tstorage為光熱電站儲熱時長,Tpeak為系統(tǒng)高峰負(fù)荷時段時長。

    2)太陽倍數(shù)τcsp

    根據(jù)資源模擬光熱電站日發(fā)電量Qcsp,定義光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)Tcsp,計算公式如下:

    為了表征光熱電站的保障電力供應(yīng)的可靠性指標(biāo),定義光熱電站的保證率ρ如下:

    為了保障電力供應(yīng),按事先設(shè)定可靠性保證率ρgave確定太陽倍數(shù)τcsp,表述如下:

    2.2 光熱電站電力保障能力提升措施

    光熱電站受太陽能資源約束,出力與太陽能直輻射有關(guān),多云或連續(xù)陰天情況下發(fā)電量嚴(yán)重受限,光熱電站很難做到100%保證率,為了保證電力供應(yīng),可以通過以下兩種措施:

    1)增加儲熱容量,跨日調(diào)節(jié)

    光熱電站增大儲熱容量,考慮連續(xù)陰天情況,預(yù)留部分熱量跨日調(diào)節(jié),可以在一定程度上重新分配光熱電站電量,提高保證率。理論上,光熱電站儲熱容量增加到足夠大,通過跨日調(diào)節(jié)也可將光熱電站保障率提高至100%,但儲熱容量成本將會急劇增加,且光熱跨日調(diào)節(jié)與天氣情況密切相關(guān),連續(xù)晴天和連續(xù)陰天出現(xiàn)的概率都會影響跨日調(diào)節(jié)效果。

    若考慮光熱電站跨日調(diào)節(jié),儲熱小時數(shù)可適當(dāng)放大,如考慮連續(xù)2 天極端天氣,光熱電站通過跨日調(diào)節(jié)滿足晚高峰時段電力供應(yīng),即

    2)增加補(bǔ)燃鍋爐,提高保證率

    增加補(bǔ)燃鍋爐,在極端天氣通過補(bǔ)燃,保障高峰時段電力供應(yīng)。考慮到高峰負(fù)荷時段相對較短,光熱電站配置儲熱后,在一定程度上實(shí)現(xiàn)了熱電解耦,可按長時間補(bǔ)燃滿足相對短時的高峰時段電力供應(yīng),補(bǔ)燃鍋爐可以按小功率配置,即

    式中:Pheat為補(bǔ)燃鍋爐電功率,Theat為保證高峰時段滿容量發(fā)電電量的擬加熱小時數(shù)。

    關(guān)于補(bǔ)燃技術(shù)方案,光熱電站若采用天然氣補(bǔ)燃,由于天然氣仍屬于化石燃料,光熱電站無法做到100%可再生能源發(fā)電,且氣源和氣價有待落實(shí),若以生物質(zhì)為補(bǔ)燃原料對化石燃料進(jìn)行替代,生物質(zhì)燃料既可以采用固態(tài)成型模塊,便于儲存,保障能力更高,也可將生物質(zhì)氣化轉(zhuǎn)換為混合燃?xì)?,從而?shí)現(xiàn)光熱電站補(bǔ)燃后仍是100%可再生能源發(fā)電,對于我國雙碳戰(zhàn)略實(shí)施具有重要意義。另外,對于補(bǔ)燃形式,可以采用燃?xì)忮仩t,加熱蒸汽直接進(jìn)入汽輪發(fā)電機(jī)發(fā)電(如圖7 中補(bǔ)燃技術(shù)路線一所示),也可以補(bǔ)燃介質(zhì)經(jīng)燃燒加熱熔鹽,通過光熱電站已有蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生蒸汽推動汽輪機(jī)發(fā)電(如圖7 中補(bǔ)燃技術(shù)路線二所示)。

    圖7 塔式光熱電站補(bǔ)燃技術(shù)路線示意圖

    2.3 光熱電站參數(shù)優(yōu)化配置流程

    (1)根據(jù)地區(qū)負(fù)荷特性和電源出力特性,計算系統(tǒng)凈負(fù)荷曲線,統(tǒng)計分析地區(qū)電網(wǎng)高峰負(fù)荷時段時長Tpeak,確定光熱電站儲熱時長Tstorage;

    (3)若考慮100%保證率,計算需配置補(bǔ)燃鍋爐功率Pheat。

    圖8 給出了新型電力系統(tǒng)中光熱電站參數(shù)優(yōu)化配置流程。

    圖8 新型電力系統(tǒng)中光熱電站參數(shù)配置流程

    3 算例

    3.1 光熱電站參數(shù)配置計算

    1)西北地區(qū)高峰(尖峰)負(fù)荷時段統(tǒng)計

    圖9 給出了2018 ~2020 年西北地區(qū)尖峰負(fù)荷最長持續(xù)天數(shù)統(tǒng)計結(jié)果,圖10 給出了尖峰負(fù)荷最長持續(xù)小時數(shù)統(tǒng)計結(jié)果。2020 年西北電網(wǎng)最大負(fù)荷(凈負(fù)荷)103 630 MW,發(fā)生在12 月14 日21:15。日最大負(fù)荷大于95%、97%,年最大負(fù)荷最長持續(xù)的天數(shù)分別為7 天(12 月13 日~12 月19 日)、6 天(12 月13日~12 月18 日),最長持續(xù)小時數(shù)分別為6 h(12 月14 日17:00 ~23:00)、5 h(12 月14日17:00 ~22:00)。

    圖9 西北尖峰負(fù)荷最長持續(xù)天數(shù)統(tǒng)計(凈負(fù)荷)

    圖10 西北尖峰負(fù)荷最長持續(xù)小時數(shù)統(tǒng)計(凈負(fù)荷)

    綜合來看,西北地區(qū)冬季負(fù)荷最大,日內(nèi)以晚高峰為主,2018 ~2020 年西北地區(qū)95%尖峰負(fù)荷最長持續(xù)時間約4 ~6 h,未來電力供應(yīng)緊張時段主要出現(xiàn)在冬季11 ~12 月的晚高峰時段。

    2)光熱電站儲熱時長

    圖11 給出了烏圖地區(qū)光熱發(fā)電量與太陽倍數(shù)、儲熱時長關(guān)系??梢钥闯觯柋稊?shù)在1.1 ~1.7 倍時,光熱電站鏡場面積太小,儲熱容量4 h 相對富裕,能夠吸收全部熱量,儲熱容量增加不會帶來發(fā)電量增加;太陽倍數(shù)增加至1.7 ~2.1 倍,儲熱時長增加至8 ~12 h,光熱發(fā)電量增加,但8 h 儲熱與12 h 儲熱發(fā)電量相同;太陽倍數(shù)增加至2.1 倍以上,儲熱時長增加至12 h,光熱發(fā)電量才會繼續(xù)增加。因此,結(jié)合上述儲熱容量與太陽倍數(shù)對應(yīng)關(guān)系,為滿足高峰負(fù)荷時段的電力供應(yīng),光熱電站儲熱選擇4 h即可。

    圖11 海西光熱電站年利用小時數(shù)統(tǒng)計

    3)太陽倍數(shù)

    圖12 給出了不同太陽倍數(shù)下光熱電站日發(fā)電小時數(shù)累計曲線(儲熱時長4 h)。根據(jù)測算結(jié)果,光熱電站太陽倍數(shù)由1.1 提高到3.2,光熱電站日等效小時數(shù)低于4 h 的天數(shù)由165 天減少至76 天,仍不能達(dá)到100%保證率。為滿足高峰時段電力需求,若按保障全年60%以上天數(shù)日等效發(fā)電小時數(shù)(等于日發(fā)電量/光熱裝機(jī))在4 h 以上,海西光熱電站太陽倍數(shù)選擇1.5 倍左右即可。

    圖12 海西光熱日發(fā)電小時數(shù)累計曲線

    3.2 光熱電站出力特性分析

    本文選取德令哈、烏圖和冷湖三個地區(qū),以100 MW 塔式熔鹽光熱為例,按本文方法確定光熱電站參數(shù)配置(太陽倍數(shù)取1.5,儲熱時長按8 h),根據(jù)熱機(jī)專業(yè)提供鏡場吸熱量分析光熱電站出力特性。詳見表2。

    表2 海西地區(qū)光熱電站典型參數(shù)

    根據(jù)統(tǒng)計,烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱電站年利用小時數(shù)分別為2 350 h、2 518 h、2 269 h。

    圖13 給出了海西地區(qū)光熱電站典型年內(nèi)各月發(fā)電量分布??梢钥闯?,烏圖、冷湖、德令哈地區(qū)光熱發(fā)電量季節(jié)性差異明顯,2 ~4 月、9 ~10 月光熱電站發(fā)電量較多,6 ~8 月和12月發(fā)電量較少。

    圖13 海西光熱電站逐月平均出力統(tǒng)計(標(biāo)幺值)

    表3 和圖14 給出了海西地區(qū)光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)小于4 h 天數(shù)統(tǒng)計結(jié)果??梢钥闯觯瑸鯃D、冷湖、德令哈地區(qū)光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)低于4 h 的天數(shù)分別為136 天、130 天、155 天,在5 ~8 月發(fā)生較多。

    表3 光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)小于4 小時天數(shù)統(tǒng)計 /天

    圖14 海西光熱電站日等效利用小時數(shù)小于4 小時天數(shù)統(tǒng)計

    光熱電站受太陽能資源約束,仍為限能電站,且出力與太陽能直輻射有關(guān),多云或連續(xù)陰天情況下發(fā)電量嚴(yán)重受限,保證率較差,統(tǒng)計結(jié)果表明,烏圖地區(qū)光熱電站日等效小時數(shù)小于4 h 的天數(shù)達(dá)到136 天,保證率僅有63%。因此,需要研究提高光熱電站保證率的措施。

    3.3 光熱電站電力保障能力提升措施

    為了保證電力供應(yīng),提高太陽倍數(shù)可以提高保證率,但受較差天氣資源約束也不能做到100%,如太陽倍數(shù)由1.5 倍增加至3.0 倍,全年保證率僅有78%(提高15%),但聚光集熱部分投資會增加一倍。

    提高保證率可以通過以下兩種措施:

    1)增加儲熱容量,跨日調(diào)節(jié)

    初步測算,儲熱容量增加4 h,跨日調(diào)節(jié)后全年發(fā)電小時數(shù)低于4 h 的天數(shù)由136 天減少至94 天,保證率由63%提高至74%,其中11 ~12 月低于4 h 天數(shù)減少10 天,保證率由72%提高至89%。詳見圖15 和表4。

    表4 光熱日發(fā)電小時數(shù)低于4 h 天數(shù)統(tǒng)計(增加儲熱容量)

    圖15 烏圖光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)累計曲線

    需要說明的是,光熱跨日調(diào)節(jié)與天氣情況密切相關(guān),連續(xù)晴天和連續(xù)陰天出現(xiàn)的概率都會影響跨日調(diào)節(jié)效果。從圖13 中月電量分布來看,2~4月發(fā)電量多于9~10月發(fā)電量,但2~4月由于新能源大發(fā)和陰天出現(xiàn)比較集中,而儲熱容量相對較小,僅跨日1 天解決連續(xù)陰天缺電能力有限,造成光熱電站日等效發(fā)電小時數(shù)低于4 h 天數(shù)減少不多;9 ~10 月份陰天與晴天交叉出現(xiàn),光熱跨日調(diào)節(jié)后日等效發(fā)電小時數(shù)低于4 h天數(shù)減少反而較多。

    初步測算,烏圖地區(qū)100 MW 光熱電站儲熱時長增加2 h,投資需增加約4 000 萬元,光熱電站年利用小時數(shù)約2 350 h,度電成本提高約0.020 4 元/kW·h。

    2)增加補(bǔ)燃鍋爐,補(bǔ)燃保證

    增加補(bǔ)燃鍋爐,由于具備儲熱裝置,補(bǔ)燃鍋爐可以按小功率配置,如補(bǔ)燃加熱時間20 h,高峰時段4 h 發(fā)電,補(bǔ)燃鍋爐功率按光熱裝機(jī)20%配置即可,即100 MW 光熱配置20 MW 燃?xì)忮仩t,資源較差日子通過補(bǔ)燃保證率可以提高至100%。僅考慮11 ~12 月補(bǔ)燃,補(bǔ)燃小時數(shù)約40 h,占全年發(fā)電小時數(shù)的1.7%。詳見表5。

    表5 光熱電站日發(fā)電小時數(shù)統(tǒng)計(增加補(bǔ)燃鍋爐)

    初步測算,烏圖地區(qū)100 MW 光熱電站配置20MW 燃?xì)忮仩t,投資需增加約2 000 萬元,光熱電站年利用小時數(shù)約2 350 h,度電成本提高約0.011 1 元/kW·h。

    綜合來看,光熱電站受資源約束,自身發(fā)電量有限,僅能提供63%~72%保證率,增加儲熱容量后結(jié)合預(yù)測跨日調(diào)節(jié)運(yùn)行,保證率也能提高至74%~89%,通過配置補(bǔ)燃鍋爐可將保證率提高至100%,即實(shí)現(xiàn)高峰負(fù)荷時段100%參加電力平衡。

    4 結(jié)論

    本文對光熱電站在新型電力系統(tǒng)中的功能定位進(jìn)行了研究,并提出了基于電力保障供應(yīng)的光熱電站主要技術(shù)參數(shù),探討了光熱電站提高保證率的措施,主要結(jié)論如下:

    1)光熱電站聚光集熱部分投資占比高,未來成本下降空間有限,電量部分成本始終高于光伏,新型電力系統(tǒng)中應(yīng)重新審視光熱電站功能定位,發(fā)揮自帶低成本儲能的優(yōu)勢,實(shí)現(xiàn)以電量為主的功能定位和設(shè)計理念向容量電源轉(zhuǎn)變,以保障高峰時段電力保障需要。

    2)新型電力系統(tǒng)中光熱電站主要參數(shù)應(yīng)按照系統(tǒng)電力保障需要確定,即光熱電站儲熱時長可以按照系統(tǒng)高峰負(fù)荷時段時長選擇,聚光集熱面積可以按照一定保證率選擇。

    3)光熱電站可以增加儲熱容量,通過跨日調(diào)節(jié)重新分配電量,提高保證率;再通過增加應(yīng)急備用鍋爐,依靠少量補(bǔ)燃應(yīng)對極端天氣,使光熱電站做到100%參加電力平衡。

    4)算例結(jié)果表明,西北地區(qū)晚高峰時段按4 h,為保障全年60%以上天數(shù)等效發(fā)電小時數(shù)在4 h 以上,同時考慮跨日調(diào)節(jié)需要,海西烏圖地區(qū)光熱儲能時長可選擇8 h,太陽倍數(shù)選擇1.5 倍,考慮補(bǔ)燃后,光熱電站保證率可提高至100%。

    需要說明的是,光熱電站功能定位發(fā)生轉(zhuǎn)變后,需要分時電價或者容量電價支持,以保證光熱電站獲取合理收益。

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