新型電力系統(tǒng)中光熱電站參數(shù)優(yōu)化配置方法

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。