CN110793221A - 一种风光热电力互补系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种风光热电力互补系统，该系统包括光热发电单元、光伏发电单元、风力发电单元；光热发电单元是整个系统的发电主体，布置在整个系统所处站址的中央区域，包括镜场、吸热塔、吸热器、冷熔盐储罐、热熔盐储罐以及附属装置；光伏发电单元包括光伏阵列、聚光光伏板、第一能量单元，光伏发电单元的电能直接用于光热发电单元的在线厂用电；风力发电单元包括第二能量单元、风力发电机群，风力发电机群设置在整个系统的外围周侧，风力发电单元的电能直接用于光热发电单元的离线厂用电。本发明实现对多种新能源的互补利用，将光伏及风电等间歇性、不稳定的电力转换为稳定的光热电力，实现了电力品质的优化。

Description

一种风光热电力互补系统
技术领域
本发明属于太阳能热发电技术领域，尤其涉及一种风光热电力互补系统。
背景技术
太阳能热发电，也叫太阳能聚光热发电（Concentrating Solar Power，简称CSP），目前国际上太阳能热发电系统的主要技术路线有塔式、槽式、线性菲涅尔式、碟式等。储能系统的投运，使光热发电技术区别于风能、光伏等其他新能源发电形式，可以实现24小时连续、稳定、可调度的电力输出。光热发电被认为是最有可能代替火电承担电力基础负荷的清洁能源，采用传统的汽轮发电机组使得光热电站具备了调频、调峰能力，光热电力是真正的友好型可再生能源。
光热发电由于具备长时间储热的功能，即使在光资源波动的情况下也可以实现电能的稳定输出，光热电站具备作为电网基础负荷的特性，在储热时长合适的情况下，可以实现电站连续24小时满负荷稳定发电。而光伏、风电等新能源模式则具有间歇性、不稳定性等特点，对电网的冲击较大，甚至破坏整个电力系统的稳定性，目前也存在利用电池储能或其他介质储能辅助光伏或风电进行发电的模式，但是这种方式成本十分高昂，并且储能的时间一般都很短，无法做到和光热电站一样，持续长时间的储能。
此外，光热发电过程中，总发电量中有相当一部分是作为厂用电被自身消耗，这部分电量称作在线厂用电；同时为了在无光条件下保证电伴热等设备的正常运行，防止熔盐凝固，电站在停止发电时还要外购一部分市电，这部分电量称作离线厂用电。在线厂用电的消耗极大的影响光热电站的经济性，同时离线厂用电的稳定性也影响光热电站的安全性。
发明内容
针对上述问题，本发明提供一种风光热电力互补系统，实现对多种新能源的互补利用，将光伏及风电等间歇性、不稳定的电力转换为稳定的光热电力，实现了电力品质的优化。
为解决上述问题，本发明的技术方案为：
一种风光热电力互补系统，包括：光热发电单元、光伏发电单元、风力发电单元；其中，
所述光热发电单元是整个系统的发电主体，布置在整个系统所处站址的中央区域，包括：镜场、吸热塔、吸热器、冷熔盐储罐、热熔盐储罐以及附属装置，所述吸热塔设置在整个系统所处站址的中心点，所述吸热器设置在所述吸热塔的顶部，所述附属装置和所述冷熔盐储罐、热熔盐储罐均设置在所述吸热塔的周侧，所述镜场同样设置在所述吸热塔的周侧；
所述光伏发电单元包括光伏阵列、聚光光伏板、第一能量管理单元，所述光伏阵列设置在所述附属装置的建筑物屋顶、所述吸热塔的顶层、所述镜场的边角余地、所述冷熔盐储罐和所述热熔盐储罐的顶部，所述聚光光伏板设置在所述吸热塔的纠偏板周侧，所述光伏发电单元产生的电能直接用于所述光热发电单元的在线厂用电，所述第一能量管理单元的电能输入端与光伏发电单元的电能输出端电连接，所述第一能量管理单元的电能输出端与所述光热发电单元的在线厂用电的输入端电连接，所述光伏发电单元通过设置光伏朝向角和装机规模，以实现光伏发电单元出力曲线与光热发电单元的在线厂用电的曲线相匹配；
所述风力发电单元包括风力发电机群、第二能量管理单元，所述风力发电机群设置在整个系统的外围周侧，所述风力发电单元产生的电能直接用于所述光热发电单元的离线厂用电，所述风力发电单元的电能输出端与所述第二能量管理单元的电能输入端电连接，所述第二能量管理单元的电能输出端与所述光热发电单元的离线厂用电的输入端电连接，所述风力发电单元通过设置风力发电机的风机规格，以实现风力发电单元出力曲线与所述光热发电单元的离线厂用电的曲线相匹配。
优选地，还包括电加热单元，所述电加热单元包括电加热炉、冷盐泵、热盐泵、线缆、第一熔盐管道、第二熔盐管道，所述电加热炉通过线缆分别与所述光伏发电单元和/或所述风力发电单元电连接，将光伏发电单元产生的无法匹配光热发电单元在线厂用电的多余电力和/或风力发电单元产生的无法匹配光热发电单元离线厂用电的多余电力以电加热的方式加热熔盐；
所述电加热炉的入口通过第一熔盐管道与所述冷熔盐储罐连接，且第一熔盐管道上设置冷盐泵，所述电加热炉的出口通过第二熔盐管道与所述热熔盐储罐连接，且第二熔盐管道上设置热盐泵；
电加热单元的冷盐泵根据光伏发电单元和/或风力发电单元的剩余情况，将一部分冷盐从冷熔盐储罐中抽出到电加热炉，在考虑电能损耗、电加热炉效率、电动设备耗能后，光伏发电单元和/或风力发电单元的剩余电能要满足这部分冷盐加热所需的焓值，当电加热炉利用光伏发电单元和/或风力发电单元的多余电量加热完这部分熔盐后，热盐泵将加热到指定温度的熔盐泵入热熔盐储罐。
优选地，所述电加热单元至少包括两个电加热炉，所述电加热炉采用并联的方式布置，每个电加热炉均由光伏发电单元和/或风力发电单元单独供电，当其中一个故障时，其他电加热炉不受影响，在日常工作时也可根据光伏发电单元、风力发电单元的电力剩余情况确定电加热炉投入工作的个数，以提高单个电加热炉的加热效率。
为了保证熔盐均匀受热，所述电加热炉优选配置有足够的搅拌器和/或加热棒等装置。
为了防止第一熔盐管道和第二熔盐管道发生熔盐凝结事故，所述第一熔盐管道、第二熔盐管道上均优选配置有电伴热装置。
优选地，所述风力发电机群在风速较大的方位布置风机密度较密集，在风速较小的方位布置风机较稀疏；优化风机在不同方位的布置密度，风力发电单元还起到光热发电单元中镜场防风墙的作用，当极端气象条件时，特别是大风日或者沙暴日，布置在外围的风力发电机群可以有效减阻风速和沙尘，提高镜场可用率，减小定日镜的磨损，提高镜场的安全性。
优选地，所述光伏发电单元的光伏阵列的电池板背后设置有循环水系统，其中的循环水将为光伏阵列降温，并通过换热，配合太阳能热水器或天然气加热装置，为电站的生活区提供热水。
优选地，所述光伏发电单元的光伏朝向角设置的方法，包括：
S1：获取光资源数据：获取光热发电站站址处一年的光资源逐时数据，包括太阳全辐射量数据和太阳法向直接辐射量数据；
S2：判断太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据是否完全同步；判断方法为：若以时间T作为验证数据是否同步的错位时间，t0为起始时间，验证的总时长为Δt，所述太阳全辐射量数据从t0开始选取，至t0+Δt结束，所述太阳法向直接辐射量数据从t0+T开始选取，至t0+T+Δt结束，错位时间T按预设时间间隔递增，从-T变化至T，计算太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据的差值最小时所对应的T值，若错位时间T不为零，则太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据不重合，则说明两者不同步，若错位时间T为零，则太阳全辐射量与太阳法向直接辐射量同步，光伏朝向角则采用当前朝向角，当前朝向角为光伏发电单元在该纬度下获得最高发电量所对应的最优朝向角；
S3：当太阳全辐射量与太阳法向直接辐射量不同步时，则需要重新确定光伏发电单元的光伏朝向角，为使光伏发电单元替代更多光热发电单元在线厂用电，若太阳全辐射量数据起始时间靠前，在北半球，则应使光伏发电单元的光伏朝向角大于当前朝向角，使得光伏发电单元的出力曲线后移；若太阳全辐射量数据靠后，在北半球，则应使光伏发电单元的光伏朝向角小于当前朝向角，使得光伏发电单元的出力曲线前移。
优选地，还包括根据经济性确定光伏发电单元的光伏最佳朝向角并完成光伏设置，所述光伏设置包括每个光伏板的功率设置和光伏板总功率的设置，光伏朝向角的设置以光伏发电单元的出力曲线和光热发电单元的在线厂用电曲线同步为目标，以使光伏发电单元产生的电能能够替代更多的光热发电单元在线厂用电，最终在考虑光热发电单元电价、征地费用、弃电、运维等经济型成分的条件下计算光伏发电单元的总利润，以总利润最高为原则选择光伏最佳朝向角。
优选地，所述风力发电单元的风机规格选型的方法，包括：
A1：获取并处理风速数据：获取光热发电单元所处站址处至少完整一年的测风数据，风速数据至少为10min的平均风速，将风速按级分类，统计风频分布，并计算风频分布函数f(v)；
A2：确定风机规格选型范围：根据当地的自然环境和风机适应条件，结合统计的风频分布，确定风机选型范围，明确不同功率及型号风机对应的标准功率曲线P(v)；
A3：进行风机规格选型：根据风频分布函数f(v)、风机的标准功率曲线P(v)，基于光热发电单元典型年的离线厂用电分布，通过排列组合的方式调整风力发电单元中不同规格风机的比例，形成多种风机规格配置方案，最后选择至少一个满足f(v)×P(v)的结果能够最大化地替代光热发电单元离线厂用电的配置方案。
优选地，还包括根据经济性评估结果进行风电发电单元的风机优化选择，在诸多已经选择出的配置方案中，评估风力发电单元的成本以及对应可替代的离线厂用电，在考虑光热发电单元的电价、征地费用、弃电、运营维护等经济性成本的条件下计算风力发电单元的总利润，以总利润最高为原则选取最优配置方案。
本发明由于采用以上技术方案，使其与现有技术相比具有以下的优点和积极效果：
本发明提供的整个系统充分考虑了光热、光伏、风电对自然资源的不同需求特性及各自不同的布置方式，利用设置光伏发电单元的光伏朝向角，使光伏发电单元的出力曲线尽可能地与光热发电单元的在线厂用电曲线相匹配，用于在线厂用电；综合考虑设置风力发电单元的风机选型，使风力发电单元的出力曲线尽可能地与光热发电单元的离线厂用电曲线匹配，用于离线厂用电。并且采用多个能量管理单元实现了对多种新能源的互补利用，将光伏及风力发电等间歇性、不稳定的电力转换为稳定的光热电力，实现了电力品质的优化，减小了对电网的冲击，同时获得了更好的经济型。
风力发电单元在提供电力之外，优化风机在不同方位的布置密度后，风力发电单元还起到光热发电单元的镜场防风墙的作用，根据电站站址处多年的风玫瑰图，在满足风机不相互影响的原则下设置不同的布置密度，风速较大的方位可布置的更密集，风速较小的方位可布置的相对稀疏，当极端气象条件时，特别是大风日或者沙暴日，布置在外围的风机群可以有效减阻风速和沙尘，提高光热镜场可用率，减小定日镜的磨损，提高镜场的安全性；
此外，在风资源数据较好的地区，当镜场吸热塔较低，风机功率较大且风机机身较高的情况下，风机的布置足以扰动吸热器周围的气流，为了减小吸热器工作风速，减小对流散热，提升吸热器效率，可以采用与风玫瑰图相关的风机布置密度及布置功率，在风速大的方位采用大功率、高机身的风机，并加密风机密度，缓冲吸热器迎面对流风速。
附图说明
图1 为本发明的一种风光热电力互补系统的总体布置示意图；
图2 为本发明实施例中春分前后光热发电单元在线厂用电逐时曲线图；
图3为本发明实施例中春分前后站址处全辐射与直接辐射逐时曲线图；
图4为本发明实施例中春分前后光热发电单元离线厂用电逐时曲线图；
图5为本发明实施例中站址处的典型年风玫瑰图；
图6为本发明实施例中春分前后光热发电单元厂用电、光伏发电单元出力、风力发电单元出力逐时曲线图。
附图标记说明：1：风机；2：镜场；3：吸热塔；4：热熔盐储罐；5：光伏阵列；6：聚光光伏；7：吸热器；8：线缆；9：电加热炉；10：第一熔盐管道；11：附属装置；12：冷熔盐储罐；13：冷熔盐泵；14：热熔盐泵；15：第二熔盐管道。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明提出的一种风光热电力互补系统作进一步详细说明。根据下面说明和权利要求书，本发明的优点和特征将更清楚。
参看图1，本实施例提供一种风光热电力互补系统，具体以一座100MW、储热12小时的光热电站配合对应的光伏发电、风力发电为例，说明本发明中述及的各个要点。
一种风光热电力互补系统，包括：光热发电单元、光伏发电单元、风力发电单元；其中，
光热发电单元是整个系统的发电主体，布置在整个系统所处站址的中央区域，包括：镜场2、吸热塔3、吸热器7、冷熔盐储罐12、热熔盐储罐4以及其他光热发电电站所需的附属装置11，吸热塔3设置在整个系统所处站址的中心点，吸热器7设置在吸热塔3的顶部，附属装置11和冷熔盐储罐12、热熔盐储罐4均设置在吸热塔3的周侧，镜场2同样设置在吸热塔3的周侧；附属装置一般包括清洗定日镜车库、检修车间、主厂房等；
光伏发电单元包括光伏阵列5、聚光光伏板6以及第一能量管理单元，光伏阵列5设置在附属装置11的建筑物屋顶、吸热塔3的顶层、镜场2的边角余地，光伏阵列5还设置在冷、热熔盐储罐顶部，聚光光伏板6设置在吸热塔3的纠偏板周侧，光伏发电单元产生的电能直接用于光热发电单元的在线厂用电，第一能量管理单元的电能输入端与光伏发电单元的电能输出端电连接，第一能量管理单元的电能输出端与光热发电单元的在线厂用电的输入端电连接，光伏发电单元通过设置光伏朝向角和装机规模，以实现光伏发电单元的出力曲线与光热发电单元的在线厂用电的曲线相匹配，在100MW、储热12小时的一座光热电站中，使用我国北方某地的典型年气象数据，得出其在3月21日春分前后几日的在线厂用电曲线如图2所示；
光伏发电和光热发电都利用太阳光进行发电，所不同的是光热利用的是光资源中的DNI（太阳法向直接辐射量），而光伏则利用的是GHI（太阳全辐射量），太阳全辐射量和太阳散射量以及太阳法向直接辐射量都存在关系，即太阳全辐射量（GHI）=太阳散射量+太阳法向直接辐射量（DNI）*cos（太阳天顶角）。因此可能存在一天之中，DNI较小，而GHI较大的情况，而且由于太阳散射量的影响，DNI与GHI可能是不完全同步的（DNI与GHI的峰值相当概率下不在同一时刻出现），总是存在一定的偏差，因此光伏发电单元的电量与光热发电单元的电量总体来讲，是存在同步性的，但是在一天之中，还是会存在前后偏差；在DNI较好的时候，光热发电单元可以满负荷发电，此时在线厂用电的需求较大，特别是在白天，熔盐泵等耗能设备需要将熔盐泵到数百米的高塔上，十分消耗电能，因此光伏发电单元应当能够提供足够的电能来补偿在线厂用电，通过设置光伏朝向角在一定程度上可以使得光伏发电单元的出力曲线和离线厂用电曲线同步，消除两者的不同步性，使得每当光热发电单元需要更多的在线厂用电时，光伏发电单元能以最大限度满足其需求；
光伏朝向角的设置方法为：
S1：获取光资源数据：获取光热发电站站址处典型年的光资源逐时数据，包括太阳全辐射量数据和太阳法向直接辐射量数据；
S2：判断太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据是否完全同步，其中，同步是指太阳全辐射量数据的曲线与太阳法向直接辐射量数据的曲线在同一时间点出现峰值或出现谷值。若以某时间T作为验证数据是否同步的错位时间，t0为起始时间，验证的总时长为Δt，太阳全辐射量数据从t0开始选取，至t0+Δt结束，太阳法向直接辐射量数据从t0+T开始选取，至t0+T+Δt结束，错位时间T按预设时间间隔递增，从-T变化至T，计算太阳全辐射数据量与太阳法向直接辐射量数据的差值最小的T值，若错位时间T不为零，则太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据不重合，则说明二者不同步；若错位时间T为零，则当太阳全辐射量与太阳法向直接辐射量同步，光伏朝向角则采用当前朝向角，其中，当前朝向角为光伏发电单元在该纬度下获得最高发电量所对应的最优朝向角；
S3：当太阳全辐射量与太阳法向直接辐射量不同步时，则需要重新确定光伏发电单元的光伏朝向角。为了使光伏发电单元替代更多光热发电单元在线厂用电，若太阳全辐射量数据起始时间相对太阳法向直接辐射量数据靠前，在北半球，则应使光伏朝向角大于当前朝向角，使得光伏发电单元的出力曲线后移；当太阳全辐射量数据相对太阳法向直接辐射量数据靠后，在北半球，则应使光伏发电单元的光伏朝向角小于当前朝向角，使得光伏发电单元的出力曲线前移；如图3所示，太阳全辐射量数据曲线的峰值要早于太阳法向直接辐射量曲线的峰值，因此，在北半球，需要使光伏朝向角大于当前朝向角，进而使得光伏发电单元的发电量的峰值与光热发电单元的在线厂用电匹配，使得光伏发电单元的出力曲线能够覆盖更多的光热发电单元的在线厂用电的曲线；
还包括根据经济性确定光伏发电单元的光伏最佳朝向角并完成光伏设置，光伏设置包括每个光伏板的功率设置和光伏板总功率的设置，光伏朝向角的设置以光伏发电单元的出力曲线和光热发电单元的在线厂用电曲线同步为目标，以使光伏发电单元产生的电能能够替代更多的光热发电单元在线厂用电，最终在考虑光热发电单元的电价、征地费用、弃电、运维等经济型成分的条件下计算光伏发电单元的总利润，以总利润最高为原则选择光伏最佳朝向角；
光伏发电单元的光伏阵列5的电池板背后设置有循环水系统，其中的循环水将为光伏阵列5降温，并通过换热，配合太阳能热水器或天然气加热装置，为电站的生活区提供热水；
风力发电单元包括第二能量管理单元以及风力发电机群，风力发电机群为风机1组成的风机机群，风力发电机群设置在整个系统的外围周侧，风力发电单元产生的电能直接用作光热发电单元的离线厂用电，风力发电单元的电能输出端与第二能量管理单元的电能输入端电连接，第二能量管理单元的电能输出端与光热发电单元的离线厂用电的输入端电连接，其中，风力发电单元需要通过设置风力发电机的风机规格，以实现风力发电单元出力曲线与所述光热发电单元的离线厂用电的曲线相匹配。
具体地，在本实施例中风力发电单元的风机1规格选型的方法，包括：
A1：获取并处理风速数据：获取光热发电单元所处站址处至少完整一年的测风数据，风速数据至少为10min的平均风速，将风速按级分类，统计风频分布，并计算风频分布函数f(v)；
A2：确定风机1规格选型范围：根据当地的自然环境和风机1适应条件，结合统计的风频分布，确定风机1选型范围，明确不同功率及型号风机1对应的标准功率曲线P(v)；
A3：进行风机1规格选型：根据风频分布函数f(v)、风机1的标准功率曲线P(v)，基于光热发电单元典型年的离线厂用电分布，通过排列组合的方式调整风力发电单元中不同规格风机的比例，形成多种风机规格配置方案，最后选择至少一个满足f(v)×P(v)的结果能够最大化地替代光热发电单元离线厂用电的配置方案。在本实施例中，光热发电单元典型年的离线厂用电在春分前后的分布如图4所示，其中，图4仅为从光热发电单元典型年的离线厂用电分布图中截取的一部分，用于示例光热发电单元典型年离线厂用电分布图的具体形式，以便于技术人员更好地理解本方案。风力发电单元的风机1规格选型的方法还包括根据经济性评估结果进行风电发电单元的风机1优化选择，在诸多已经选择出的配置方案中，评估风力发电单元的成本以及对应可替代的离线厂用电，在考虑光热发电单元的电价、征地费用、弃电、运营维护等经济性成本的条件下计算风力发电单元的总利润，以总利润最高为原则选取最优配置方案；
在我国北方大多数的光热站址处，实测的年平均风速一般都在4m/s左右，个别站址甚至接近6m/s，一般的，在一年之内，冬季和春季的风速较大，夏季和秋季的风速相对较小，在一天之内，深夜和凌晨的风速较大，白天及傍晚的风速较小，这恰好与光热发电单元的特性能够互补。光热发电单元一般在冬季和春季发电量较少，较多时间处于待机状态，即离线厂用电需求较多，而对应时期内风速较大，恰好能够补偿较多的离线厂用电；在夏季和秋季，光热发电单元的发电量较多，在配置12小时的储热系统下，配合电加热单元，很多时候能够实现连续24小时发电，此时光热发电单元对于离线厂用电的需求变小，恰好对应时期的环境风速也较小，这使得光热发电单元的离线厂用电与实际的风速在季节分布上实现互补。在一天之内，光热发电单元中机组停机的时间段一般分布在深夜或者凌晨，此时离线厂用电的需求较大，而同样的，光热发电单元的站址环境风速在深夜或者凌晨的时间段内，风速相对一天之内的其他时间段处于较高的水平，恰好有更高的几率补充光热电站的离线厂用电，同理，在白天和傍晚风速较小时，光热发电单元处于发电状态，对离线厂用电的需求变小；
在提供电力之外，优化风机1在不同方位的布置密度后，布置在系统外围的风力发电单元还起到光热发电单元镜场2防风墙的作用，根据站址处多年的风玫瑰图，例如，在本实施例中的100MW光热发电站址处，如图5所示的全年风玫瑰图，在满足风机1不相互影响的原则下设置不同的布置密度，风速较大的方位可布置的更密集，风速较小的方位可布置的相对稀疏，当极端气象条件时，特别是大风日或者沙暴日，布置在外围的风机1群可以有效减阻风速和沙尘，提高光热镜场2可用率，减小定日镜的磨损，提高镜场2的安全性。根据图5，需要在站址的东北方向和西南方向布置更加密集的风机1群，在站址的东南方向和西北方向布置相对稀疏的风机1群，具体的疏密程度需要与后述的整个系统的经济性相对应，根据整体系统的度电成本最低为优化目标；
此外，在风资源数据较好的地区，当镜场吸热塔3较低，风机1功率较大且风机1机身较高的情况下，风机1的布置足以扰动吸热器7周围的气流，为了减小吸热器7工作风速，减小对流散热，提升吸热器7效率，可以采用与风玫瑰图相关的风机1布置密度及布置功率，在风速大的方位采用大功率、高机身的风机1，并加密风机1密度，缓冲吸热器7迎面对流风速；
电加热单元包括电加热炉9、冷盐泵13、热盐泵14、线缆8、第一熔盐管道、第二熔盐管道，电加热炉9通过线缆8分别与光伏发电单元和/或风力发电单元电连接，电加热单元布置在冷熔盐储罐12、热熔盐储罐4之间，将光伏发电单元产生的无法匹配光热发电单元在线厂用电的多余电力和/或风力发电单元产生的无法匹配光热发电单元离线厂用电的多余电力以电加热的方式加热熔盐；
电加热炉9的入口通过第一熔盐管道10与冷熔盐储罐12连接，且第一熔盐管道10上设置冷盐泵13，电加热炉9的出口通过第二熔盐管道15与热熔盐储罐4连接，且第二熔盐管道15上设置热盐泵14；
电加热单元的冷盐泵13根据光伏发电单元和/或风力发电单元的电量剩余情况，将一部分冷盐从冷熔盐储罐12中抽出到电加热炉9，在考虑电能损耗、电加热炉9效率、电动设备耗能后，光伏发电单元和/或风力发电单元的剩余电能要满足这部分冷盐加热所需的焓值，当电加热炉9利用光伏发电单元和/或风力发电单元的多余电量加热完这部分熔盐后，热盐泵14将加热到指定温度的熔盐泵入热熔盐储罐4；
为了保证熔盐均匀受热，电加热炉9优选配置有足够的搅拌器、加热棒等装置；为了防止第一熔盐管道10和第二熔盐管道15发生熔盐凝结事故，第一熔盐管道10、第二熔盐管道15上均优选配置有电伴热装置；电加热单元至少包括两个电加热炉9，电加热炉9采用并联的方式布置，光伏发电单元和/或风力发电单元单独地给每一个电加热炉9供电，当其中一个电加热炉9故障时，其他电加热炉9不受影响，在日常工作时也可根据光伏发电单元、风力发电单元的电力剩余情况确定电加热炉9投入工作的个数，以提高单个电加热炉9的加热效率。
光伏发电单元和风力发电单元均设有能量管理单元，当将光伏发电单元的发电量用于光热发电的在线厂用电、风力发电单元的发电量用于光热发电的离线厂用电时，只需在各自的能量管理单元中将电量的输出端切换成在线厂用电或离线厂用电，然后将风力发电单元的输出端与光热发电单元的离线厂用电的输入端电连接，光伏发电单元的输出端与光热发电单元的在线厂用电的输入端电连接，就可实现风力发电单元的发电量用于光热发电单元的离线厂用电、光伏发电单元的发电量用于光热发电单元的在线厂用电。
整个系统的光热发电单元、光伏发电单元、风电发电单元、电加热单元的功率大小要根据光热发电单元的发电状况来确定，一般的，镜场2规模和储热时长确定后，光热发电单元的在线厂用电和离线厂用电是确定的，首先应根据光热发电单元在线厂用电在典型年的逐时数据优化选择光伏发电单元的光伏装机量及光伏朝向角，其次在考虑少量光伏也可抵扣部分离线厂用电的基础上，在逐时的离线厂用电基础上优化选择风电的装机量，最后根据光伏发电单元和风力发电单元多余电量的多少来选择电加热单元的大小，最终应当以系统综合度电成本最低为评价依据，进而确定各单元的容量。
根据上述布置方法、光热发电模式及系统优化配置原则，在本实施例中的100MW、储热12小时光热电站配置的光热发电单元在线厂用电和离线厂用电、光伏发电单元和风力发电单元在典型年春分日前后的出力曲线如图6所示，光伏发电单元的发电量用于覆盖的在线厂用电，风力发电单元的发电量用于覆盖的离线厂用电，说明光伏发电单元的发电量与在线厂用电匹配度以及风力发电单元与离线厂用电的匹配度相当可观。
需要说明的是本申请中光伏的朝向角未做特别说明的话，均是指光伏阵列和聚光光伏的光伏朝向角。
上面结合附图对本发明的实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式。即使对本发明做出各种变化，倘若这些变化属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则仍落入在本发明的保护范围之中。

Claims (10)

1.一种风光热电力互补系统，其特征在于，包括：光热发电单元、光伏发电单元、风力发电单元；其中，
所述光热发电单元是整个系统的发电主体，布置在整个系统所处站址的中央区域，包括：镜场、吸热塔、吸热器、冷熔盐储罐、热熔盐储罐以及附属装置，所述吸热塔设置在整个系统所处站址的中心点，所述吸热器设置在所述吸热塔的顶部，所述附属装置和所述冷熔盐储罐、热熔盐储罐均设置在所述吸热塔的周侧，所述镜场同样设置在所述吸热塔的周侧；
所述光伏发电单元包括光伏阵列、聚光光伏板、第一能量管理单元，所述光伏阵列设置在所述附属装置的建筑物屋顶、所述吸热塔的顶层、所述镜场的边角余地、所述冷熔盐储罐和所述热熔盐储罐的顶部，所述聚光光伏板设置在所述吸热塔的纠偏板周侧，所述光伏发电单元产生的电能直接用于所述光热发电单元的在线厂用电，所述第一能量管理单元的电能输入端与光伏发电单元的电能输出端电连接，所述第一能量管理单元的电能输出端与所述光热发电单元的在线厂用电的输入端电连接，所述光伏发电单元通过设置光伏朝向角和装机规模，以实现光伏发电单元出力曲线与光热发电单元的在线厂用电的曲线相匹配；
所述风力发电单元包括风力发电机群、第二能量管理单元，所述风力发电机群设置在整个系统的外围周侧，所述风力发电单元产生的电能直接用于所述光热发电单元的离线厂用电，所述风力发电单元的电能输出端与所述第二能量管理单元的电能输入端电连接，所述第二能量管理单元的电能输出端与所述光热发电单元的离线厂用电的输入端电连接，所述风力发电单元通过设置风力发电机的风机规格，以实现风力发电单元出力曲线与所述光热发电单元的离线厂用电的曲线相匹配。
2.根据权利要求1所述的风光热电力互补系统，其特征在于，还包括电加热单元，所述电加热单元包括电加热炉、冷盐泵、热盐泵、线缆、第一熔盐管道、第二熔盐管道，所述电加热炉通过线缆分别与所述光伏发电单元和/或所述风力发电单元电连接，所述光伏发电单元、所述风力发电单元用于向所述电加热炉供电；
所述电加热炉的入口通过第一熔盐管道与所述冷熔盐储罐连接，且第一熔盐管道上设置冷盐泵，所述电加热炉的出口通过第二熔盐管道与所述热熔盐储罐连接，且第二熔盐管道上设置热盐泵。
3.根据权利要求1所述的风光热电力互补系统，其特征在于，所述光伏发电单元的光伏阵列的电池板背后设置有循环水系统。
4.根据权利要求2所述的风光热电力互补系统，其特征在于，所述电加热单元至少包括两个电加热炉，所述电加热炉采用并联的方式布置，每个所述电加热炉均由光伏发电单元和/或风力发电单元单独供电。
5.根据权利要求2所述的风光热电力互补系统，其特征在于，所述电加热炉配置有保证熔盐受热均匀的足够的搅拌器和/或加热棒。
6.根据权利要求2所述的风光热电力互补系统，其特征在于，所述第一熔盐管道、第二熔盐管道上均配置有电伴热装置。
7.根据权利要求1所述的风光热电力互补系统，其特征在于，所述光伏发电单元的光伏朝向角的设置的方法，包括：
S1：获取光资源数据：获取光热发电站站址处一年的光资源逐时数据，包括太阳全辐射量数据和太阳法向直接辐射量数据；
S2：判断太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据是否完全同步；判断方法为：若以时间T作为验证数据是否同步的错位时间，t0为起始时间，验证的总时长为Δt，所述太阳全辐射量数据从t0开始选取，至t0+Δt结束，所述太阳法向直接辐射量数据从t0+T开始选取，至t0+T+Δt结束，错位时间T按预设时间间隔递增，从-T变化至T，计算太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据的差值最小时所对应的T值，若错位时间T不为零，则太阳全辐射量数据与太阳法向直接辐射量数据不重合，则说明两者不同步；若错位时间T为零，则太阳全辐射量与太阳法向直接辐射量同步，光伏朝向角则采用当前朝向角，其中，当前朝向角为光伏发电单元在该纬度下获得最高发电量所对应的最优朝向角；
S3：若所述太阳全辐射量与所述太阳法向直接辐射量不同步，则重新确定光伏发电单元的光伏朝向角，为使光伏发电单元替代更多光热发电单元在线厂用电，若太阳全辐射量数据起始时间靠前，在北半球，则应使光伏发电单元的光伏朝向角大于当前朝向角，使得光伏发电单元的出力曲线后移；若太阳全辐射量数据靠后，在北半球，则应使光伏发电单元的光伏朝向角小于当前朝向角，使得光伏发电单元的出力曲线前移。
8.根据权利要求7所述的风光热电力互补系统，其特征在于，还包括根据经济性确定光伏发电单元的光伏最佳朝向角并完成光伏设置，所述光伏设置包括每个光伏板的功率设置和光伏板总功率的设置。
9.根据权利要求1所述的风光热电力互补系统，其特征在于，所述风力发电单元的风机规格选型的方法，包括：
A1：获取并处理风速数据：获取光热发电单元所处站址处至少完整一年的测风数据，风速数据至少为10min的平均风速，将风速按级分类，统计风频分布，并计算风频分布函数f(v)；
A2：确定风机规格选型范围：根据当地的自然环境和风机适应条件，结合统计的风频分布，确定风机选型范围，明确不同功率及型号风机对应的标准功率曲线P(v)；
A3：进行风机规格选型：根据风频分布函数f(v)、风机的标准功率曲线P(v)，基于光热发电单元一年的离线厂用电分布，通过排列组合的方式调整风力发电单元中不同规格风机的比例，形成多种风机规格配置方案，最后选择至少一个满足f(v)×P(v)的结果能够最大化地替代光热发电单元离线厂用电的配置方案。
10.根据权利要求9所述的风光热电力互补系统，其特征在于，还包括根据经济性评估结果进行风电发电单元的风机优化选择。
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