此前国家能源局发布的《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》提出要“鼓励建设新一代电网友好型新能源电站……实现电源侧风光水火多能互补。”

而6月初水电水利规划设计总院发布的《关于征集可再生能源发展"十四五"规划重大基地和示范工程的通知》则将综合能源基地（可再生能源部分）和高比例可再生能源外送基地（可再生能源占比50%以上）等列入十四五有望获得重点支持的重大基地范畴。

在此背景下，近日甘肃、内蒙古等地区已纷纷将“风光互补发电基地”或发展“多种能源协同互补”写入地方性政府文件。

由此可见，未来综合多种可再生能源发电形式的多能互补项目的大规模部署或将成为我国新能源项目开发的主要趋势，而这也被很多光热业界人士认为是尚未完成首批示范却面临国补即将取消的中国光热发电行业的重要发展机遇。

从技术角度来看，可配置高性价比储热系统的光热与风电、光伏互补应用，能够保障出力的平滑性，为电网提供稳定的电源输出，优化风电和光伏的电能质量。

从经济角度来讲，采用“光热+”思路的多能互补系统能够减少弃风弃光，提高风光资源的利用小时数。在可再生能源大规模部署必须配置储能系统成为必然趋势的背景下，采用光热储热系统相比目前常规电池储能价格要便宜的多，且运行效率更高，损耗更低。

近年来，随着光热发电技术的不断发展，国内很多单位和研究机构也在积极探索光热与风电、光伏技术的互补发电机制，并从技术和经济性等多角度分析建设“光热+”联合发电系统的可行性。

本文整理了技术人员进行的“光热+光伏”互补发电系统的分析测算，以供参考。

一、光伏电站运行机理

大型光伏电站一般由多个供电单元组成，每个供电单元根据型号不同，额定发电容量也不同。各供电单元通过串并联组成光伏阵列，将经过光电转换产生的直流电经过二极管汇集到直流母线。其中通过跟踪控制策略确定发电过程中的最大功率，并通过脉宽调制，经逆变器将直流电变为满足质量要求的交流电，最终通过变压器升压并网。

二、光热电站运行机理

不同类型的光热电站发电原理相通，都是通过镜场对太阳能热量汇集，然后利用汇集的热量产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而发电。

以槽式光热电站为例。集热部分主要由镜场(solarfiled,SF)与其中的导油管构成；储热部分(thermal storage,TS)分为热罐与冷罐；发电部分通过热力循环(power cycle,PC)，由汽轮机进行发电。阳光充足时，镜场通过汇集太阳热能，对管中导热油进行加热，加热后的导热油一部分直接加热水产生高温高压水蒸气，带动汽轮机运行，一部分对冷罐中的二元硝酸盐(binarynitrate,BN)进行加热，将加热后的二元硝酸盐储存到热罐中。

阳光不足时，热罐中的二元硝酸盐加热导热油，后通过油水热量转换产生高温高压水蒸气，带动汽轮机运行，热罐中的二元硝酸盐温度降低，储存在冷罐中。可知，流入汽轮机的能量或从镜场直接获得，或从储热部分获得，或从两部分同时获得。

图：能量流向图

由图得到光热电站中的能量平衡关系如下所示：

光热电站中，汽轮机流入能量的大小与输出功率之间的关系如下：

三、联合发电系统工作模式

光伏与光热发电具有天然的互补优势。光伏发电具有较强的日周期性，只能在白天进行发电，另外发电过程中受光照影响敏感，波动性强。而光热电站装机容量较传统火电厂小，但爬坡灵活性更优，最小经济出力小，另外又有储热装置起缓冲作用，可充分弥补光伏发电的波动，并且在夜晚时代替光伏继续发电，以达到光伏光热联合发电系统连续平稳发电的目的。

图：光伏-光热联合发电系统结构

四、光伏-光热联合系统优化运行

1.多目标目标函数

光伏光热联合系统接入电力系统后，需要进行多目标优化。以太阳能消纳为主要目标，优先消纳光伏光热出力，再考虑火电机组的增发来满足负荷需求。同时也应使联合系统跟踪负荷性能最好为第2个优化目标，其中联合系统跟随负荷性能以净负荷波动程度来表示，净负荷由原有负荷与光伏光热系统输出功率差值来表示，波动程度则用平稳性指标来表示，如下所示：

由于该优化问题有多个目标，在此采用min-max标准化方法对第1层的优化目标函数进行处理。

2.约束条件

太阳能光伏光热协调发电系统并网后要充分考虑其安全性以及可靠性，并满足以下约束。

①网络约束

忽略网络损耗，网络上的功率大小应满足以下约束：

②光伏电站相关约束

各光伏电站满足输出功率约束：

③光热电站相关约束

各光热电站满足以下约束条件：

④火电厂相关约束

火电厂满足以下约束条件：

3.算例分析

采用IEEE30节点系统进行仿真，分析光伏光热联合发电系统的优化运行特性以及光伏、光热并网后电网的运行特性。系统的结构如下图所示，其中光伏、光热电站分别代替原有的第2、3号机组。

图4：IEEE30节点系统接线图

火电机组与光热电站参数如表1、2所示，其光热转换效率以及油水转换效率等皆包含在光电转换效率中。典型日负荷曲线如图5所示，当天的光照强度以及温度曲线如图6所示。

图5：典型日负荷曲线

图6：典型日光照强度与温度

在计算过程中，设置光伏、光热上网效益系数αPV=αCSP=215元/MW；光热电站汽轮机的内效率、机械效率与发电效率分别取0.9、0.95与0.99；光伏、光热电站维护成本分别为30、20元/MW；系统备用成本系数为190元/MW；机组初始状态分别为137、100、50、50MW；光伏容量为70MW。

本文利用Yalmip语句建模，通过Cplex求解器对算例进行优化求解。其中运用min-max标准化方法进行处理时，太阳能利用率与净负荷跟随权重分别取0.4与0.6。

由于光热电站的储热特性与其灵活的机组特性，使其有很强的调峰特性。图7为光伏电站与光热电站的输出功率曲线，图8为该典型日中常规机组出力曲线。

由图7可知，该典型日光照良好，光伏与光热之间具有很好的互补特性，在12:00左右，由于天气状态良好，光热电站将更多的热量储存在储热装置中，由光伏电站进行发电，而在15:00左右与20:00之后，由于天气原因与太阳落山，光热电站通过储热装置代替光伏发电。

图7：典型日光伏-光热出力曲线

由图8可知，考虑到出力的波动特性，且有光伏光热联合系统的接入，在典型日当天大大缓解了火电机组的深度调峰情况，光伏光热联合系统代替了常规机组进行调峰任务。

图8：典型日火电机组出力曲线

图9所示为光热电站储热装置的储、放热状态。由图9可知，光热电站在正午左右光照条件良好时，在平抑光伏波动的同时进行储热，而在晚上以及其他光照强度不高时，通过放出热量进行发电。若将光热电站变换成同容量的光伏电站，光伏以及常规机组的出力如图10所示。

由图10可知，火电机组出力在12:00左右由于光伏出力的波动性变得陡峭，机组处于频繁调峰状态，虽然满足了各类约束，但加速了常规机组的损耗与成本。

图9：光热电站储热装置储热、放热功率

图10：不含光热电站光伏、火电最优出力曲线

接入光伏光热联合系统与单纯接入光伏系统的考虑环境效益的成本如表3所示。由表3可知，同容量的光伏光热由于其调峰特性，较单光伏相比节约了12.4万元，经济性明显降低。

另外，在太阳能消纳方面，光伏光热联合系统并入电网时，典型日中太阳能的消纳为1618.2MW·h；而同装机容量的单光伏系统并入电网时，典型日对太阳能的消纳为813.3MW·h。可见，光伏光热联合系统对太阳能的消纳能力较单光伏系统而言提高了近1倍。

五、结论

本文以光热电站根本能量流向为基础，建立了光热电站发电模型，又考虑综合成本，研究了光伏光热联合并网的优化运行问题，通过算例得出以下结论：

1）光伏光热电站具有很好的互补特性，具体表现为白天光热电站平抑光伏电站的波动性，晚上通过储热装置中的热量代替光伏电站继续对太阳能进行消纳。

2）光伏光热联合系统接入系统后可在一定程度上代替常规机组进行调峰，且比同容量的单光伏接入系统更具经济性。

注：本文部分内容摘自《现代电力》2020年第2期——《太阳能光伏-光热联合发电的优化运行模型》，作者肖白,王涛。