本研究以光伏-光热一体化系统为对象，充分利用光伏成本低、储能成本低的优势，在塔式熔盐发电厂中配置电加热装置。光伏发电量优先用于储热，储热量在晚高峰释放以保障供电。通过对晚高峰顶峰能力与储热容量利用情况的定量分析，结合高峰时段上网电价的约束，提出电加热装置的优化配置方案。结果显示，在合理规模的电加热容量下，一体化系统的顶峰能力将显著提升，具备在未来电力市场实现较高收益的潜力。

引言

本研究围绕光伏光热一体化项目的电加热配置技术方案，评估不同容量电加热设备对晚高峰顶峰能力和储热利用率的影响，结合峰值电价进行优化，旨在为一体化项目的规划设计提供参考。

1. 光伏光热一体化项目电加热配置方案

1.1 含电加热的太阳能热发电电站发电原理

塔式熔盐发电系统通常由聚光集热、吸热、储热、热交换与发电等子系统组成。若在系统中增设电加热装置，冷罐中的熔盐在经泵送后可直达电加热装置进行加热，进入热罐后与吸热器并行工作，形成电-热的转换与储存通道。需要发电时，热盐经蒸汽发生装置产生蒸汽驱动汽轮机；有电加热时，冷罐盐经泵送至电加热装置加热后进入热罐，进一步增强储热与灵活调峰能力。

1.2 数学模型

光伏与太阳能热发电各自具有成本与储能优势，二者耦合可提升系统的储热调节与惯性支撑能力。在高新能源渗透的背景下，光伏成本持续下降、储热系统投资较大时，应以尽量缩小镜场规模、光伏优先提供电量来满足储热需求，储热在晚高峰释放以保障供电。目标函数围绕在盈亏平衡条件下使高峰时段的上网电价达到最低水平来进行优化，以为光伏光热一体化项目的规划设计提供可执行性方案。

2. 算例分析

2.1 系统参数

- 基地类型：某省区的光伏光热一体化基地

- 光伏装机容量：1600 MW

- 太阳能热发电装机容量：400 MW

- 储热时长：6 小时

- 镜场指标：镜场面积约64.6万平方米

- 光伏理论年发电量：约30.62亿kWh

- 太阳能热发电理论年发电量：约4.55亿kWh

- 预测特性：基于8760小时预测曲线

2.2 光伏光热一体化电量测算

在不同电加热容量下，光伏弃电通过储热罐转化为热量并在晚高峰释放，提升整体年发电量的潜在水平。

- 情况A：电加热容量100 MW

- 电加热转换电量约2.89亿kWh/年

- 转换后年发电量增至约5.71亿kWh/年

- 储热容量仍较充裕，最大富裕容量超过5000 MWh

- 情况B：电加热容量400 MW

- 电加热转换电量约7.46亿kWh/年九州KU酷游

- 转换后年发电量增至约7.53亿kWh/年

- 储热容量仍有一定富裕，但最大储热富裕容量在3000 MWh以下

- 情况C：电加热容量800 MW

- 电加热转换电量约9.91亿kWh/年

- 转换后年发电量增至约8.52亿kWh/年

- 年发电利用小时数约为2129 h

- 整体年发电量约为29.22亿kWh，储热容量几乎无富裕

2.3 顶峰能力测算

以晚高峰6小时窗为基准，分析不同情形下的顶峰分布。若以100 MW 电加热容量为例，白天储电后晚高峰可实现350–400 MW的峰值约占比40%（约147天），但由于储电量受限，仍存在部分时间段的低峰表现；若电加热容量为400 MW，晚高峰时段达到350–400 MW的天数约占比70%（约254天），但仍有部分日子峰值为150–200 MW；若电加热容量为800 MW，晚高峰时段的峰值在350–400 MW的天数约占比92%（约335天），峰值覆盖范围更广。

2.4 太阳能热发电顶峰电价分析

成本假设：光伏投资成本3100元/kW，太阳能热发电投资9000元/kW，电加热投资250元/kW。季定基准上网电价设定为光伏上网电价水平，作为一体化在高峰时段的盈亏平衡参照。

- 当电加热容量为100 MW 时，高峰上网电价需达到约0.921元/kWh 才能实现投资回收。

- 当电加热容量介于600–800 MW 时，高峰上网电价约为0.66元/kWh，能够实现投资回收并维持合理收益。

3. 结论

- 光伏成本优势明显，镜场投资相对较高，建议以光伏为主，辅以适度规模的储能与电加热，以尽量缩小镜场面积并提升晚高峰的供电能力。

- 在1600 MW 光伏、400 MW 热发电的基础上，若电加热容量设为400 MW，可在70%以上的天数实现350–400 MW的顶峰；若提升至800 MW，则可覆盖约90%以上的天数。综合考虑收益与储热容量，优选的电加热容量区间为600–800 MW。

- 建立容量电价机制并完善现货市场，结合定价调控与市场机制，能够为光伏光热一体化项目提供稳定且合理的收益水平。