此前國家能源局發布的《關於建立健全清潔能源消納長效機制的指導意見（徵求意見稿）》提出要「鼓勵建設新一代電網友好型新能源電站……實現電源側風光水火多能互補。」
而6月初水電水利規劃設計總院發布的《關於徵集可再生能源發展"十四五"規劃重大基地和示範工程的通知》則將綜合能源基地（可再生能源部分）和高比例可再生能源外送基地（可再生能源佔比50%以上）等列入十四五有望獲得重點支持的重大基地範疇。
在此背景下，近日甘肅、內蒙古等地區已紛紛將「風光互補發電基地」或發展「多種能源協同互補」寫入地方性政府文件。
由此可見，未來綜合多種可再生能源發電形式的多能互補項目的大規模部署或將成為我國新能源項目開發的主要趨勢，而這也被很多光熱業界人士認為是尚未完成首批示範卻面臨國補即將取消的中國光熱發電行業的重要發展機遇。
從技術角度來看，可配置高性價比儲熱系統的光熱與風電、光伏互補應用，能夠保障出力的平滑性，為電網提供穩定的電源輸出，優化風電和光伏的電能質量。
從經濟角度來講，採用「光熱+」思路的多能互補系統能夠減少棄風棄光，提高風光資源的利用小時數。在可再生能源大規模部署必須配置儲能系統成為必然趨勢的背景下，採用光熱儲熱系統相比目前常規電池儲能價格要便宜的多，且運行效率更高，損耗更低。
近年來，隨著光熱發電技術的不斷發展，國內很多單位和研究機構也在積極探索光熱與風電、光伏技術的互補發電機制，並從技術和經濟性等多角度分析建設「光熱+」聯合發電系統的可行性。
本文整理了技術人員進行的「光熱+光伏」互補發電系統的分析測算，以供參考。
一、光伏電站運行機理
大型光伏電站一般由多個供電單元組成，每個供電單元根據型號不同，額定發電容量也不同。各供電單元通過串並聯組成光伏陣列，將經過光電轉換產生的直流電經過二極體匯集到直流母線。其中通過跟蹤控制策略確定發電過程中的最大功率，並通過脈寬調製，經逆變器將直流電變為滿足質量要求的交流電，最終通過變壓器升壓併網。
二、光熱電站運行機理
不同類型的光熱電站發電原理相通，都是通過鏡場對太陽能熱量匯集，然後利用匯集的熱量產生高溫高壓水蒸氣，以帶動汽輪機進而發電。
以槽式光熱電站為例。集熱部分主要由鏡場(solarfiled,SF)與其中的導油管構成；儲熱部分(thermal storage,TS)分為熱罐與冷罐；發電部分通過熱力循環(power cycle,PC)，由汽輪機進行發電。陽光充足時，鏡場通過匯集太陽熱能，對管中導熱油進行加熱，加熱後的導熱油一部分直接加熱水產生高溫高壓水蒸氣，帶動汽輪機運行，一部分對冷罐中的二元硝酸鹽(binarynitrate,BN)進行加熱，將加熱後的二元硝酸鹽儲存到熱罐中。
陽光不足時，熱罐中的二元硝酸鹽加熱導熱油，後通過油水熱量轉換產生高溫高壓水蒸氣，帶動汽輪機運行，熱罐中的二元硝酸鹽溫度降低，儲存在冷罐中。可知，流入汽輪機的能量或從鏡場直接獲得，或從儲熱部分獲得，或從兩部分同時獲得。
圖：能量流向圖
由圖得到光熱電站中的能量平衡關係如下所示：
光熱電站中，汽輪機流入能量的大小與輸出功率之間的關係如下：
三、聯合發電系統工作模式
光伏與光熱發電具有天然的互補優勢。光伏發電具有較強的日周期性，只能在白天進行發電，另外發電過程中受光照影響敏感，波動性強。而光熱電站裝機容量較傳統火電廠小，但爬坡靈活性更優，最小經濟出力小，另外又有儲熱裝置起緩衝作用，可充分彌補光伏發電的波動，並且在夜晚時代替光伏繼續發電，以達到光伏光熱聯合發電系統連續平穩發電的目的。
圖：光伏-光熱聯合發電系統結構
四、光伏-光熱聯合系統優化運行
1.多目標目標函數
光伏光熱聯合系統接入電力系統後，需要進行多目標優化。以太陽能消納為主要目標，優先消納光伏光熱出力，再考慮火電機組的增發來滿足負荷需求。同時也應使聯合系統跟蹤負荷性能最好為第2個優化目標，其中聯合系統跟隨負荷性能以淨負荷波動程度來表示，淨負荷由原有負荷與光伏光熱系統輸出功率差值來表示，波動程度則用平穩性指標來表示，如下所示：
由於該優化問題有多個目標，在此採用min-max標準化方法對第1層的優化目標函數進行處理。
2.約束條件
太陽能光伏光熱協調發電系統併網後要充分考慮其安全性以及可靠性，並滿足以下約束。
①網絡約束
忽略網絡損耗，網絡上的功率大小應滿足以下約束：
②光伏電站相關約束
各光伏電站滿足輸出功率約束：
③光熱電站相關約束
各光熱電站滿足以下約束條件：
④火電廠相關約束
火電廠滿足以下約束條件：
3.算例分析
採用IEEE30節點系統進行仿真，分析光伏光熱聯合發電系統的優化運行特性以及光伏、光熱併網後電網的運行特性。系統的結構如下圖所示，其中光伏、光熱電站分別代替原有的第2、3號機組。
圖4：IEEE30節點系統接線圖
火電機組與光熱電站參數如表1、2所示，其光熱轉換效率以及油水轉換效率等皆包含在光電轉換效率中。典型日負荷曲線如圖5所示，當天的光照強度以及溫度曲線如圖6所示。
圖5：典型日負荷曲線
圖6：典型日光照強度與溫度
在計算過程中，設置光伏、光熱上網效益係數αPV=αCSP=215元/MW；光熱電站汽輪機的內效率、機械效率與發電效率分別取0.9、0.95與0.99；光伏、光熱電站維護成本分別為30、20元/MW；系統備用成本係數為190元/MW；機組初始狀態分別為137、100、50、50MW；光伏容量為70MW。
本文利用Yalmip語句建模，通過Cplex求解器對算例進行優化求解。其中運用min-max標準化方法進行處理時，太陽能利用率與淨負荷跟隨權重分別取0.4與0.6。
由於光熱電站的儲熱特性與其靈活的機組特性，使其有很強的調峰特性。圖7為光伏電站與光熱電站的輸出功率曲線，圖8為該典型日中常規機組出力曲線。
由圖7可知，該典型日光照良好，光伏與光熱之間具有很好的互補特性，在12:00左右，由於天氣狀態良好，光熱電站將更多的熱量儲存在儲熱裝置中，由光伏電站進行發電，而在15:00左右與20:00之後，由於天氣原因與太陽落山，光熱電站通過儲熱裝置代替光伏發電。
圖7：典型日光伏-光熱出力曲線
由圖8可知，考慮到出力的波動特性，且有光伏光熱聯合系統的接入，在典型日當天大大緩解了火電機組的深度調峰情況，光伏光熱聯合系統代替了常規機組進行調峰任務。
圖8：典型日火電機組出力曲線
圖9所示為光熱電站儲熱裝置的儲、放熱狀態。由圖9可知，光熱電站在正午左右光照條件良好時，在平抑光伏波動的同時進行儲熱，而在晚上以及其他光照強度不高時，通過放出熱量進行發電。若將光熱電站變換成同容量的光伏電站，光伏以及常規機組的出力如圖10所示。
由圖10可知，火電機組出力在12:00左右由於光伏出力的波動性變得陡峭，機組處於頻繁調峰狀態，雖然滿足了各類約束，但加速了常規機組的損耗與成本。
圖9：光熱電站儲熱裝置儲熱、放熱功率
圖10：不含光熱電站光伏、火電最優出力曲線
接入光伏光熱聯合系統與單純接入光伏系統的考慮環境效益的成本如表3所示。由表3可知，同容量的光伏光熱由於其調峰特性，較單光伏相比節約了12.4萬元，經濟性明顯降低。
另外，在太陽能消納方面，光伏光熱聯合系統併入電網時，典型日中太陽能的消納為1618.2MW·h；而同裝機容量的單光伏系統併入電網時，典型日對太陽能的消納為813.3MW·h。可見，光伏光熱聯合系統對太陽能的消納能力較單光伏系統而言提高了近1倍。
五、結論
本文以光熱電站根本能量流向為基礎，建立了光熱電站發電模型，又考慮綜合成本，研究了光伏光熱聯合併網的優化運行問題，通過算例得出以下結論：
1）光伏光熱電站具有很好的互補特性，具體表現為白天光熱電站平抑光伏電站的波動性，晚上通過儲熱裝置中的熱量代替光伏電站繼續對太陽能進行消納。
2）光伏光熱聯合系統接入系統後可在一定程度上代替常規機組進行調峰，且比同容量的單光伏接入系統更具經濟性。
註：本文部分內容摘自《現代電力》2020年第2期——《太陽能光伏-光熱聯合發電的優化運行模型》，作者肖白,王濤。