电力市场环境下槽式太阳能热发电系统配置优化设计方法研究

电力规划设计总院 ■ 苏辛一

电力市场环境下槽式太阳能热发电系统配置优化设计方法研究

电力规划设计总院 ■ 苏辛一

通过建立全年时段槽式太阳能热发电系统运行的线性规划模型，提出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，并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。通过实际算例分析不同的分时电价曲线下最佳集热场面积和储热容量的选取，以及其设计参数选取对发电项目年利用小时数和收益的影响。

槽式太阳能热发电；太阳倍数；储热时长；线性规划；电力市场

0 引言

太阳能热发电技术是重要的太阳能利用方式，其利用太阳能直接辐射资源，通过聚光、集热、储热和热功转换等技术，可产生出具有可调节性能的电力。到2015年底，全球太阳能热发电装机达到4940 MW，同比增长9.3%。我国太阳能热发电产业尚处于起步阶段，有望在“十三五”期间实现规模化发展。2015年，国家能源局组织了太阳能热发电示范建设项目申报，将在“十三五”期间开启我国太阳能热发电技术的商业化应用阶段。

槽式太阳能热发电是目前应用最成熟的太阳能热发电技术，全世界商业运行的太阳能热发电系统约90%是槽式太阳能热发电项目[1]。槽式太阳能热发电借助槽型抛物面聚光器将太阳光汇聚到集热管上，加热管内传热工质，通过热交换产生蒸汽，驱动汽轮机发电机组发电。槽式太阳能热发电系统具有结构简单、成本较低、土地利用率高、安装维护方便等优点。目前，商业应用的槽式太阳能热发电集热场一般采用标准化的回路(Loop)设计，一个回路由若干个集热单元串联而成，若干个回路再并联形成集热场的总热量输出。因此，槽式太阳能热发电具有设计模块化和扩展性强的特点。

集热场规模和储热容量是槽式太阳能热发电项目的重要设计参数[2,3]。集热场的投资一般占项目总投资的50%以上，其规模设计对于项目的经济性至关重要。在槽式太阳能热发电系统的集热场面积设计中，一般引入太阳倍数(Solar Multiple)的概念。太阳倍数是指在设计点法向直接辐照度下，集热场额定输出热功率与汽轮机发电机组额定进口热功率之比。太阳倍数近似与集热场面积和集热场投资成正比，因此，太阳倍数能够较直观地反映集热场规模与发电系统设计热功率之间的关系。由于实际太阳辐射强度很少能达到当地设计点辐射强度，为了提高汽轮机发电机设备的利用效率，一般太阳倍数的设计值都大于1。当太阳倍数大于1时，超出汽轮机发电机组额定进口热功率的集热场输出热量，可通过储热系统存储起来，延长发电时间。储热时长定义

为储热容量满足发电系统以额定功率满发的时长。提高太阳倍数和储热时长能够提高项目的年发电利用小时数和发电收益，但集热场和储热系统本身也有较高的单位投资成本。因此，在边界条件确定的情况下，理论上存在经济性最优的太阳倍数和储热时长优化组合。

对槽式太阳能热发电系统的优化设计必须充分考虑实际运行情况。随着我国电力市场化改革的稳步推进和电价的全面放开，并参照国外的实践经验，新能源发电项目的电价补贴政策可能将逐步由固定上网电价(FIT)转变为“市场电价+溢价补贴(FIP)”的方式[4]，新能源发电也将面临电力市场竞争的考验。随着电力现货市场的建立，太阳能发电的运行方式将更加灵活多变。与风力发电和光伏发电相比，太阳能热发电具有灵活的调节性能，具有更适应电力市场竞争的优势。带储热系统的太阳能热发电可在光伏发电输出功率较大、电价较低时段以储热方式运行，在电价较高的晚高峰释放热量发电，一方面可使系统多消纳光伏、风力发电，另一方面实现自身收益最大化。同时，太阳能热发电还可通过承担旋转备用、承担峰荷容量或参与一次调峰等方式从辅助服务市场或容量市场获得收益。

目前，工程项目设计时通常采用美国可再生能源实验室(NREL)开发的System Advisor Model(SAM)软件进行分析，并未考虑竞争性电力市场环境下的系统运行方式。国内文献主要是利用SAM软件进行技术经济分析[2,3,5,6]，对其仿真的机理缺少深入研究。

本文建立了模拟槽式太阳能热发电全年8760 h连续运行的线性规划优化模型，将太阳倍数和储热时长作为优化变量与各时段状态变量一同优化，并考虑负荷和光伏发电波动对电价的影响，通过实际算例研究分析电力市场环境对槽式太阳能热发电系统优化设计的影响。

1 优化模型

1.1 目标函数

以项目的总体收益最大为目标，考虑在发电装机确定的情况下，通过优化集热场和储热系统规模，使项目生命周期内发电收益净现值减去初始投资的值最大。近似考虑集热场和储热系统的总投资分别与太阳倍数和储热时长呈正比。目标函数见公式(1)：

1.2 约束条件

1)储热系统的简化方程为：

2)集热场输出热量的约束为：

式中，Rt为太阳倍数为1时，t时段集热场输出的热量；μ为考虑集热场规模扩大时，由于管道增加等原因导致的采集热量折减系数。

3)最大发电功率约束为：

式中，G为发电机组最大净输出功率。

4)最大储热容量约束为：

5)储热系统输出热量约束为：

1.3 关于电价曲线

在现货电力市场中，发电项目的上网电价为分时电价，电价受发电和需求侧的共同影响。考虑太阳能热发电项目所在地区光伏发电装机已具有较高比例，当太阳辐射较强时，光伏发电出力较大，电力供应充裕，此时电价下降；当电力负荷较高时，电力相对紧缺，电价提升。

定义t时段电价影响系数：

式中，Lt和Wt分别为t时段的电力负荷和太阳法向直接辐照度；Lmax、Lmin和Wmax为全年最大负荷、最小负荷和最大辐射强度；αL和αW为电网负荷和光伏发电对电价的影响系数，其取值与供需侧的弹性有关，取值为0～1。

则t时段实际分时电价为：

式中，P0为电价市场化之前的固定上网电价。

上述对分时电价的模拟保证全年分时电价的平均值与P0相等。

1.4 优化求解

2 算例分析

2.1 基本参数

本文对一个100 MW的槽式太阳能发电项目进行研究分析，选取SAM软件数据库中的美国达科特地区(116.8°W，34.9°N)气象数据作为输入的气象参数。负荷数据采用我国甘肃地区电力负荷特性数据，冬季晚高峰出现在18:00～20:00，夏季晚高峰出现在19:00～21:00。日最小负荷率约为0.8。

集热器选用Euro Trough ET150 型槽式集热器，集热管选用Schott PTR70 2008 型，设计点法向直接辐照度为850 W/m2。其他设计参数采用SAM软件的默认设置。全年集热场输出的热量曲线采用SAM软件对太阳倍数为1、储热时长为0时的系统进行仿真输出的时序曲线Rt数据。

与本文优化模型相关的参数选取如表1所示。

表1 优化模型参数表

根据1.3节，本文模拟3种电价曲线，分别是固定电价(αL=0，αW=0)、仅考虑负荷因素的分时电价(αL=0.8，αW=0)和综合考虑光伏发电和负荷的分时电价(αL=0.8，αW=0.8)，选取某一天(8月20日)的电价水平作图，结果如图1所示。

图1 8月20日电价水平

其中，考虑光伏发电和负荷的分时电价在光伏大出力时段和后夜低谷时段电价较低，在晚高峰时段电价较高。3种电价曲线的平均值相同。

2.2 计算结果

3种电价曲线方式下的优化计算结果如表2所示。

表2 优化计算结果表

为方便作图显示，将发电功率输出曲线、集热场输出热功率曲线和剩余储热容量曲线，分别按发电机额定输出功率、汽轮发电机组额定输入热功率、最大储热容量为基准进行归一化处理。其中选取8月20日的优化运行状态输出，结果见图2～图4。

图2 固定电价下的优化结果

图3 仅考虑负荷因素的分时电价下的优化结果

图4 考虑光伏发电和负荷的分时电价下优化结果

固定电价条件下，所需要的集热场面积和储热容量最小(太阳倍数1.79，储热时长0.19 h)。从图2可见，槽式太阳能热发电集热场输出热功率曲线基本与正午前后太阳法向直接辐射较强的峰值时间段重叠，较小的储热容量仅用于平抑太阳能辐射的短时波动，使得发电输出在正午前后的时间段内较为平稳。

仅考虑负荷因素的分时电价下，由于晚高峰电价水平较高，最优的集热场面积和储热容量更大(太阳倍数2.74，储热时长4.63 h)，使得槽式太阳能热发电的满功率发电时间能够延续到晚高峰时段；相应使得发电项目的年利用小时数由2775 h提高到4064 h时，项目收益和成本的净现值增加6.51亿元。

在综合考虑光伏发电和负荷共同影响的分时电价下，最优的集热场面积和储热容量进一步加大(太阳倍数2.99，储热时长7.03 h)。由于光伏发电出力较大，使得正午前后电价下降到较低的水平，这时候槽式太阳能热发电满功率运行是不

划算的。因此，储热系统可将正午前后的集热场输入热量储存起来，在电价水平较高时发电。发电时间可覆盖整个晚高峰时段，甚至可在早晨光照还不太强时利用前一天储存的热量发电，满足早晨负荷爬坡的需要。相应的发电项目的年利用小时数提高到4449 h，项目收益和成本的净现值较固定电价时增加1.99亿元。

3 结论

太阳倍数和储热时间是影响槽式太阳能热发电系统经济性的两个重要因素。最佳太阳倍数和储热时间的选取不仅取决于项目当地的太阳能资源条件，还与发电负荷曲线和电价水平密切相关。在今后的电力市场环境下，将鼓励新能源项目参与市场竞价。由于太阳能热发电自身具备的储能特性，使得其与风力发电和光伏发电相比，具有较好的调节性能和电力市场环境下的竞争优势，能够通过灵活的运行方式将发电收益锁定在较高的电价水平。

本文通过建立线性规划优化模型，研究了电力市场环境下集热场和储热系统规模的优化配置方法，分析了不同的分时电价曲线对于最佳集热场面积和储热容量选取的影响，可为槽式太阳能热发电站的设计和运行策略设计提供理论参考。

[1] 徐伟,杨帆,刘静静, 等. 槽式抛物面太阳能热发电系统发展现状与探讨[J]. 发电设备, 2015, 1(29):74－78

[2] 赵明智,张晓明,宋士金, 等. 槽式太阳能热发电系统太阳倍数和蓄热时长的选取方法研究[J].太阳能, 2015, (6): 50－54.

[3] 李然,封春菲,田增华. 槽式太阳能热发电站系统配置的经济性分析[J]. 电力勘测设计, 2015, (2): 71－75.

[4] 赵勇强. 新电改为可再生能源消纳提供制度保障[N]. 中国能源报, 2016-01-04(A5).

[5] 李献偶，李勇，王如竹. 槽式太阳能热发电在浑善达克沙地的应用可行性分析[J].太阳能学报, 2012, 33(1): 92－98.

[6] 王启扬，谈友飞，林晨等. 塔式太阳能热发电系统关键设备优化配置研究[J].太阳能, 2015, (9): 54－59.

2016-02-06

苏辛一(1984—)，男，博士、高级工程师，主要从事电力及新能源规划设计方面的研究。xysu@eppei.com