青海省德令哈地區光熱光伏互補性初探

周　治,陳　鍵

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，西安　710065)

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青海省德令哈地區光熱光伏互補性初探

周治,陳鍵

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，西安710065)

摘要：光伏電站受晝夜、季節、天氣、溫度等的變化，發電出力具有一定的波動性、隨機性、間歇性；配置了大容量儲熱系統的光熱電站，具有與光伏電站聯合運行、提高發電利用小時數、提高外送通道利用率的潛力。文章通過研究發現：盡管光伏和光熱電站發電在時間上不具備自然互補性，但通過儲能系統的移峰填谷是可以實現互補的；考慮現階段光熱發電的發展水平，從電力平衡角度看，其裝機容量配比應為1∶1。研究表明，僅有光伏和光熱2種電源互補的供電保證率約為80%～90%，還需要其它多種能源形式對其進行補充。

關鍵詞：光熱;光伏;互補性;出力

0前言

青海省地處中高緯度地帶，太陽輻射強度大，光照時間長，年總輻射量可達5 560～7 400 MJ/m2，其中直接輻射量占總輻射量的60%以上，僅次于西藏，位居全國第二。截止2014年底，青海省并網光伏電站規模已達412萬kW，占全省發電裝機總量的22.7%，累計發電量達到102.2億kWh[1]。在并網光伏電站建設迅猛發展的同時，光伏、風電等可再生能源電力的消納、送出問題日益突出，本地消納條件和外送通道的建設極大制約了青海省太陽能資源的開發和光伏電站的建設[2-3]。

光伏電站受晝夜、季節、天氣、溫度等的變化，發電出力具有一定的波動性、隨機性、間歇性[4]，是發電穩定性較差的電源，但可為電網提供清潔電量。太陽能熱發電是將太陽能轉化為熱能，通過熱功轉化過程發電的技術[5-7]。相對于光伏發電或其它可再生能源發電方式，其最大的優勢就是可以配置儲熱系統，具有發電功率相對平穩可控、運行方式靈活、可進行熱電聯供等主要特點。配置了大容量儲熱系統的太陽能熱發電站具有與光伏電站聯合運行，提高發電利用小時數，提高外送通道利用率的潛力[8-10]。因此，十分有必要研究光伏光熱發電的互補性，為大規模可再生能源基地規劃中合理配置各類可再生能源電源點的容量及其它相關參數提供參考。

1主要邊界條件

(1) 以青海省德令哈典型年8 760 h逐時太陽輻射數據(總輻射、法向直接輻射等)作為太陽能資源分析的基礎數據。

(2) 以青海省最新夏季、冬季典型負荷24 h逐時標幺值(如表1所示)作為電力需求曲線參考值，并假定一個合適的系統負荷基準值。

表1　青海夏季、冬季典型負荷逐時標幺值表

(3) 假設系統中僅有光伏電站和光熱電站2種電源，分析當光伏電站和光熱電站采取何種容量配比時，才能最大限度保證電力供給滿足電力負荷需求。

圖2　春分、夏至所在月的平均日輻射圖

(4) 光伏光熱電站的互補定義：光伏電站補充光熱電站的電量，光熱電站補充光伏電站應對負荷變化的能力。光伏電站出力主要由傾斜面太陽總輻射強度決定，光熱電站的調節能力大小取決于DNI分布、鏡場面積、儲熱時長等多個因素。

圖3　秋分、冬至所在月的平均日輻射圖

2互補性分析

2.1時間互補性

光伏電站主要利用太陽輻射能量中的總輻射能量，對于固定安裝的光伏陣列，其出力特性主要取決于其安裝傾斜面總輻射和組件溫度2個因素[11-12]。光熱電站主要利用太陽輻射能量中的法向直接輻射能量(見圖1)。

傾斜面總輻射和法向直接輻射兩者既有聯系[13]又有區別。青海省德令哈地區各類輻射數據月總量分布見表2，一個完整年的逐時太陽總輻射、傾斜面太陽總輻射和法向直接輻射春分、夏至、秋分、冬至所在月的平均日分布見圖2及3。

圖1　總輻射和法向直接輻射關系示意圖

月份總輻射/(W·m-2)傾斜面總輻射/(W·m-2)法向直接輻射/(W·m-2)1331.22577.84569.342386.99568.41536.363551.14674.90640.354678.23705.86745.765738.06680.34665.156713.16625.42633.057658.05594.99513.918660.60644.17598.779565.92647.42621.1410490.65684.01657.8411361.07606.51602.3612302.05559.70559.57總計6437.157569.567343.61

由表2可見，在總量分布上，德令哈地區傾斜面總輻射量(光伏利用)略高于法向直接輻射量(光熱利用)。

由圖2、3可見，德令哈地區冬至日所在月的法向直接輻射大于總輻射；夏至日所在月上午、下午時段法向直接輻射大于總輻射，中午總輻射大于法向直接輻射。全年上午、下午時段法向直接輻射均大于傾斜面總輻射，中午傾斜面總輻射均大于法向直接輻射[14-16]。

從傾斜面總輻射和法向直接輻射的時間分布來看，這2種資源在時間上不具備自然互補性，必須通過儲熱系統的移峰填谷來實現互補。

2.2光伏電站出力特性

以50 MW裝機容量光伏電站為例，采用固定安裝方式，以1年8 760 h傾斜面總輻射數據為基礎，采用相關軟件仿真計算，得到光伏電站逐時出力曲線。為簡化光熱電站調度策略，取其各月平均日出力特性參與光熱電站月調度曲線生成。該光伏電站在德令哈地區的各月平均日出力特性見圖4。

圖4　光伏電站各月平均日出力圖

2.3光熱電站出力特性

光熱電站的配置方案較多，不同的DNI分布情況(可利用的能量)，不同的鏡場面積(能量接收的能力)、不同的儲熱時長(能量儲存的能力)、不同的汽輪機輸出功率(能量使用的能力)、不同的調度運行方式(不同時間的能量使用分配)等均會引起光熱電站利用小時數及出力特性的變化。此外，由于太陽輻射能量的不連續性和不穩定性，在沒有其它能源輔助的情況下，即使是配置了24 h儲熱時長和較大面積鏡場的光熱電站在1年8 760 h中也不能始終100%保證滿足電力負荷的需求(如連續陰天等太陽輻射較差時)；另一方面，大面積的鏡場和大容量的儲熱系統配置較小的汽輪機輸出功率時，可能會導致能量的過剩(如連續晴天等太陽輻射較好時)，從而引起棄光，使得鏡場部分的投資浪費。因此，光熱電站的出力特性可以認為是基本可控的，但它仍然不能100%滿足系統電力負荷的需求(實際保證率見后文分析);另一方面，若配置過大的鏡場將導致棄光。

2.4按電力平衡要求的容量配比

考慮電力平衡的要求。假設系統最大負荷需求為50 MW，光伏電站的各月平均日最大出力約為40 MW，最小出力為0 MW，此時電力缺口為10～50 MW，此部分裝機容量應由光熱電站補充。光熱電站汽輪機負荷調節范圍較寬，一般在20%～105%之間，如果光熱電站汽輪機額定輸出功率也按50 MW考慮，則正好能夠補充該電力缺口，同時滿足光熱電站汽輪機日間不停機的要求。由于上述分析采用各月平均日出力，實際出力會在平均日上下波動，當光伏電站實際最大出力大于平均日最大出力時，由光伏電站棄光滿足系統負荷需求；當光伏電站實際出力小于平均日出力時，由光熱電站補充輸出滿足系統負荷需求。

考慮到中國的光熱電站目前正處于產業化示范階段，預計“十三五”期間才能進入規模化應用階段，因此其現階段的發展規模不宜過大。綜合考慮，從電力平衡角度看，光伏電站和光熱電站裝機容量配比應為1∶1。

2.5電量平衡分析

首先考慮電力平衡的要求，其次考慮電量平衡的要求。光伏電站僅能在白天提供電量，夜晚電量全部由光熱電站提供。由于太陽輻射能量的不連續性和不穩定性，當陰雨天氣發生時，無論光熱電站配置多大面積的鏡場，也無法獲得足夠的能量輸入。在這種情況下，不管是光伏電站還是光熱電站均不能向系統提供足夠的電量，也即意味著其供電保證率不可能達到100%。以下重點分析不同條件下光熱電站在對光伏電站電量進行平衡后的供電保證率及棄光率情況。

以額定輸出電功率50 MW的光熱發電站為例，配置15 h儲熱時長，太陽倍數選擇2.7，調度運行規則按照補充光伏電站電量進行，采用相關軟件進行仿真計算，在德令哈的太陽法向直接輻射資源條件下，其春分、夏至、秋分及冬至所在月的平均日的典型發電量曲線見圖5～8。

由圖5～8可以看出，當太陽能資源較好時，平衡光伏電量后的光熱電站可以實現24 h連續發電；當太陽能資源較差時，平衡光伏電量后的光熱電站的發電曲線出現間斷，也即此時無法保證系統需求的電量。

圖5　春分所在月的平均日典型發電量及法向直接輻射量圖

圖6　夏至所在月的平均日典型發電量及法向直接輻射量圖

圖7　秋分所在月的平均日典型發電量及法向直接輻射量圖

圖8　冬至所在月的平均日典型發電量及法向直接輻射量圖

分別考慮光熱電站在10、15和20 h儲熱時長(儲熱系統充滿時儲存的熱量能夠保證汽輪機滿負荷運行的小時數)情況下，采用不同的太陽倍數(當設計點確定時，主要由太陽倍數決定鏡場面積)，以典型年8 760 h為時間窗口，供電保證率及棄光率變化情況見圖9、10。

圖9　不同儲熱時長及太陽倍數保證率變化圖

圖10　不同儲熱時長及太陽倍數棄光率變化圖

可以看出，隨著儲熱時長及鏡場面積的加大，在供電保證率逐漸提高的同時，光熱電站棄光率也在逐漸增加。因此，從提高供電保證率角度看，僅僅依靠光熱光伏互補是遠遠不夠的，還需要水電、風電、生物質能等其它可再生能源形式共同參與進來，形成多能互補的格局，才能保證青海海西地區清潔能源基地可再生能源的高比例發展。

3結語

(1) 盡管從資源角度看，光伏電站和光熱電站不具備自然互補性，但通過光熱電站配置的儲能系統移峰填谷是可以實現互補的。

(2) 考慮現階段光熱發電的發展水平，從電力平衡角度看，當系統中僅有光伏電站和光熱電站2種電源時，其裝機容量配比應為1∶1。

(3) 盡管配置了大容量的儲熱系統和大面積的鏡場，由于太陽輻射能量的不連續性和不穩定性，僅僅由光伏和光熱2種電源互補僅能保證約80%～90%的供電保證率，還需要其它多種能源形式對其進行補充。

(4) 配置了大容量儲熱系統的光熱電站，其應對負荷變化的能力大大增強，在與水電、風電、生物質能等其它可再生能源互補后，是有可能承擔系統調峰負荷甚至電力基荷的可再生能源發電形式之一。

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Study on Hybrid of PV and CSP in Delingha Region

ZHOU Zhi, CHEN Jian

(Northwest Engineering Corporation Limited, Xi'an710065, China)

Abstract:The CSP output features fluctuation, randomicity and intermittence because of such changes as daytime and nighttime, seasons, weather and temperature, etc. The CSP equipped with the large-capacity thermal storage system, jointly operating with PV power plant, is with the potential of increasing power generation hours and improving the availability of power evacuation facilities. The study in this paper presents that both PV plant and CSP are complementary via the load peak adjustment and load valley filling of the energy storage system although they are not complementary in term of time. In consideration of the CSP development level at present, ratio of the installed capacities of PV power plant and CSP shall be 1∶1. The study also demonstrates the availability of power supply of hybrid of PV power plant and CSP only is 80%～90% approximately. Other kinds of energy are demanded to complement further.

Key words:CSP; photovoltaic; complementation; output

中圖分類號：TK512；TM615

文獻標識碼：A

DOI:10.3969/j.issn.1006-2610.2016.02.022

作者簡介：周治(1977- )，男，陜西省大荔縣人，高級工程師，從事太陽能發電工程設計工作.

收稿日期：2015-11-24

文章編號：1006—2610(2016)02—0085—05