含电加热装置的光热电站储热时长优化研究

王豫昊

（华北水利水电大学 河南省郑州市 450000）

当前我国太阳能太热光电光伏发热系统技术从一定很大程度上处于影响光伏光热发电产业为主的我国太阳能发电领域，按照对EIEA 的长期预测，在2030年以后我国太阳光热光伏发电装机时长将首次达到装机规模29GW，2050年以后我国的光热光伏发电系统装机容量规模将首次达到125GW。2016年5月我国国家能源管理局正式发布国家太阳能热光伏发电重点项目建设有关政策通知，入选首批2017年国家光热光伏发电重点项目的企业共有20 个，装机量达到1.3GW。在大型光伏加热电站中通过直接引用其他光热源为电站除热，能够有效实现电站出力的平稳自动控制，从一定很大程度上可以降低新一代能源不足的确定性供给电力系统实时自动调度和日前实时调度系统形成的困难。太阳能热发电具有可调风，储能经济，能够实现可持续性发电等特点，因此其成为可再生领域，研究学者高度重视这一方面。本研究以具体多能互补基地作为研究对象，针对含电加热装置及光热电站的互补，进而实现最大化收益为发展目标，提出通过光热电站度电成本，以进行光加热功率及储热时长的确定，能够为光热电站储热时长优化分析提供重要参考。

1 文献研究

过去采用光伏电站以及风电场这种传统新能源发电项目来说，相对光热电站配置储能系统在处于较高直接辐射条件下，能够实现持续性发电并进行热量储存，尤其在夜间用电高峰期时，能够充分利用所储存热量来发电，确保发电站能够持续运行，为人们提供稳定电能输出。该光热电站中配置储热装置能够为电热协同运行提供新路径，充分利用光热电站可实现集成运行，提升能源利用率。在多项研究中指出，光热系统能够与烧结余热电站，大型或小型燃煤热电厂，燃气蒸汽热电厂的发电系统进行联合运行，基本是构成循环发电系统。国内研究学者提出新型风热装置，能够有效利用风能将其联合槽式光热电站，进一步构建可再生能源，即风光热电站。针对分时电价微网并网运行条件下，进一步构建热电风电以及光伏联合供电系统，储能系统以及燃料电池的微网模型。

2 光热电站配置电加热装置的原理分析

2.1 传统太阳能热发电站

过去塔式太阳能热发电站是由吸热装置除热装置，发电系统，换热系统以及聚光集热系统构成的，过去塔式熔盐太阳能热发电系统中能够将290℃的熔盐通过冷却后将其送至吸热器中，在吸热器中能够升温至565℃，最后将熔盐送入热罐中，当发电时热盐能够经过泵，进入到蒸汽发生装置中，进而能够形成过热蒸汽，该蒸汽进入到汽轮机以实现郎肯循环发电。通过放热的熔盐可进入冷罐中再次循环。吸热器的加热过程对于配置电下热装置后，熔盐在冷罐中，可通过泵将其送入电加热装置中，根据刘文飞等人提出了含电加热装置的光热电站建模，在该项发明中针对风力发电过程中存在的不确定性以及。新能源中国在接入光伏电网之后，存在一定的能源消纳困难，且弃光弃电和风弃电问题仍然比较严重，进一步研究提出应对含有光伏电加热技术装置的新型光伏加热电站采用相关技术模型，将其与风电场进行协同优化之后，能够构建联合发电系统，即风电光热发电系统。考虑两种发电的输出功率在时间中具备的互补性，能够运用光热电站储能系统有效控制风电出力平滑，抑制风力触电过程中存在的波动性，进而减少风电光热联合发电存在的处理波动，之后将一定容量电加热装置配置到光热电站中，能够有效将弃风电能转为热能。

2.2 光热电站

在光热电站中将能量储存在蓄热系统，能够有效增加发电量，提升风电消纳能力。采用这种系统其包含换热装置，发电系统，蓄热系统以及聚光集热系统和风电场中的变流器，风力发电机等。利用进入聚光蓄能集热发电系统之后能够将所需要吸收的热量太阳能经聚光换热发电装置系统加热为其传热介质，并将其热能转为剩余热能后再进入聚光发电装置系统中，通过其在水中的加热可以使其迅速形成含有过热量的蒸汽，进而可以能够直接带动过热气轮发电机组进行发电，进入聚光蓄热发电系统之后能够可直接进行剩余热量水的储存，通过系统释放出的热量，能够直接使加入的热水迅速形成含有过热量的蒸汽进而能够可直接带动过热汽轮发电机组进行发电，将来在光热光伏电站中没有配置的水加热发电装置之后，能够将光热风电场之中多余下的电能进行转化而成为剩余热能，充分的的实现了在光热光伏电站之中电与热的双向热能转换，合理利用弃风电量。

系统存在4 种运行状态：

（1）在处于无风无光照条件下，由于风力发电机无法同时获得系统启动发电速度，而使得会容易出现系统停止联合发电发热问题，对于其他光热联合电站，仅仅是需通过系统释放虚热发电系统过程中的多余热量将其电能转为其他电能；

（2）在无风或者有风大光照的这种情况下，由于其他风力蓄热发电机使得无法同时达到一个相应的系统启动发电速度，会容易出现系统停止联合发电发热问题，在其他光伏发热电站中使得能够有效利用大量太阳能进行辐射，经过蓄热发电系统进行充热和联合放热达到输出最大功率；

（3）在处于有水大风或者无风的光照情况条件下，利用其他风力发电机最大发热功率，可实现输出最大功率及电能利用方式风电发热攻略对于光伏发热电站使得可通过蓄热发电系统对其进行联合放热，其中也可与其他风电进行联合蓄热发电；

（4）在处于有水无风前热和有风无光照的这种条件下，如果其他风电的输出力较小，这种放热情况条件下光伏发热电站使得能够通过蓄热发电系统进行放热，进而使得能够有效提高其他联合蓄热发电发力系统的发热输出力和功率，如果在其他风电联合发力较大的这种情况下，可通过其他光热协同电站的联合蓄热发电系统蓄热以有效减少其他光热联合电站的输出力，进而能够维持联合发电系统输出功率。

3 配置电加热装置后光热储能时长优化分析

3.1 储热时长及电加热功率优化

当前，在设计光热电站过程中是通过本体储热系统最优化，进行除了时长的确定，而度电成本最低则为其最优化目标判断依据。将光热电站中配置电加热装置之后，这种多能互补系统蓄热时长也会发生显著变化，为能够满足弃电转换相应的热量储存要求，需结合电加热功率，针对光电站的时长进行合理优化。从一定程度上来看，在确保储热时长不变时，电加热功率会发生变化，进而获得光热度电成本的变化曲线，在该曲线最低位置并加热功率是最优化的电加热配置功率。不同储能时长能够与电加热功率进行对应，进而通过曲线能够获得该系统中最优化的电加热功率。

3.2 储热时长优化思路

针对储热时长一定时，进行电加热功率计算，通过生产模拟，计算能够获得不同电加热功率相应光热发电量，在计算光热电站输入成本时，需加入配置电加热装置的成本以及光热电站的度电成本，在储热时程增加之后，需针对不同电价热功率进行光热发电量的计算，设置光热发电站的度电成本变化曲线，能够以最低度电成本，相应电加热功率及储热时长作为最优化参数。在上述优化中，光热电站配置电加热装置，在确定最优化电加热功率以及主要时长可主要分为三个环节：

（1）输入初始参数，需要拟定光热电站的添加热功率相关参数以及初始时长相关参数；

（2）生产模拟，设置固定的储热时长，在处于不同电加热功率下计算相应发电量以及度电成本；

（3）输出优化方案以最低度电成本为目标，输出相应电加热功率以及除热时长。

4 具体案例分析

在本研究中一某多能互补光热电站基地作为研究对象，该基地风电装机光伏装机光热专机量分别为400MW，200MW，以及50MW，在该互补基地中组网能够通过330kv1回电路进行有效连接。利用历史数据对光伏出力特性风电出力特性进行8760 小时数据预测获得变化曲线，其中供热机组运用塔式熔盐方法，在整个光热电站中，太阳倍数为所有即热聚光设备在投入使用之后吸热器的输出功率以及在处于额定负荷条件下，汽轮机运行需要的热功率比值，在该案例中选取2.8 作为太阳倍数，场地面积设置为66 万平方米。

在经济指标参数计算过程中，该光热电站初期投资成本为17亿元，整个施工周期为2a，按照1.5%作为光热电站的运行维修费用费率，每增加一小时除额时长，那么会使该光热电站投资成本增加0.15 亿元。电阳能加热器和光伏配电配套设备上网投资利用成本预测可按照每千瓦1000 元样本进行电价预测，按照2020年该地光伏发电标杆及该地风电企业上网平均电价统计数据样本进行有效电价预测，比如光伏标杆上网以及该地风电标杆上网平均电价分别为0.65 和0.6 元每千瓦时，而该地光热标杆上网平均电价可按照1元每千瓦时，弃电电价为0。可通过上述电价进行边界条件计算，不同地区会存在一定差异。

（1）在固定储热时长中，优化电加热功率。在未配置并加热装置时上网电量达到1.8 千瓦时，其度电成本达到1.15 元每千瓦时，而将光热电站中配置电加热装置且其功率为60MW，那么由电加热所吸收的弃电量可达到0.3 亿千瓦时，上网电量为11.9 亿千瓦时，相比未引入电加热装置之后可增加0.09 亿千瓦时，所消耗的度电成本为1.1 亿每千瓦时，能够降低度电成本达0.019 千瓦时。根据该结果可以发现，在固定储热时长之后，增加光热电站的电加热功率之后能够使储罐容量利用率显著增加，同时会增加电加热的吸收弃电电量，可显著增加发电量，当电加热功率达120MW，这种情况下，其会从一定程度上受到储罐容量因素的影响。保持电加热吸收弃电量不变，那么整体上网电量也不会发生相应的变化。然而需要注意，按照分类电价政策实施之后，由于光热电源，风电及光伏上网电价不同，其中电价最高的是光热电源，弃电电价为0。

（2）在不同处热时场下优化光热电站的电加热功率。在处于不同程度的时常条件下，将光热电站中配置电加热功率达60MW此时能够获得最低的固定成本。在选择12 小时和16 小时除热时长时，对应度电成本是最低的，但两者数值接近。当设置60MW 电加热功率之后，选择14 小时储热时长，此时能够获得最低的度电成本。根据该数据可以发现，将一定容量电加热装置配置在光热电站中，两者联合运行，这种情况下能够充分运用弃电将其转为光热电量，通过光热电站储热装置进而能够提高发电效率，增加发电量，有效降低度电成本。

5 小结

总而言之，针对当前将电加热装置应用于光热电站中能够有效减少弃风弃电，充分进行能源利用，然而光热电站以及电加热装置两者之间存在偶合性。在本研究中通过分析光热电站中电加热功率以及储热时长两者之间的变化以及其对于度电成本产生的影响，进而能够获得最低度电成本，相应的电加热功率以及除了时长将其作为函数优化目标。通过具体的案例分析结果发现，联合运行并加入装置以及光热电站能够有效运用弃电，并将其转为光热电量，利用光热电站进行热量储存，能够有效提升光热发电站的运行效率，增加发电量，降低度电成本，在使用14 小时储能时长条条件下，将光热电站中增加电加热装置，功率为60MW 此时能够有效降低度电成本达1.1 元每千瓦时。