考虑经济性与可靠性协调的高原矿区综合能源系统优化配置

《Sustainable Energy Technologies and Assessments》：Optimization configuration of integrated energy system in plateau mining areas considering the coordination of economy and reliability

高原矿区离网综合能源系统优化设计

　　
本文聚焦于中国西藏高原地区采矿场的离网综合能源系统（OIES）设计，针对该区域能源供应依赖柴油发电、成本高且可靠性不足的痛点，提出了一种融合光伏（PV）、光热发电（CSP）、热能存储（TES）和电化学储能（EES）的集成系统方案。研究通过优化配置和敏感性分析，验证了该方案在降低能源成本与提升供电可靠性的双重目标下的有效性。

### 一、高原采矿场能源挑战与解决方案
西藏高原地区具备丰富的太阳能资源（年均全球辐射量超过1000 W/m2），但同时也面临极端天气频发、电网覆盖不足、生态脆弱等特殊问题。传统依赖柴油发电的模式存在三大缺陷：①柴油成本高昂且碳排放量大；②光伏发电受天气影响显著，易出现出力波动；③矿山持续蒸汽需求（年均约3万6千吨）难以通过单一能源满足。

针对上述问题，研究提出OIES系统架构，其核心创新在于：
1. **多能互补技术集成**：采用光伏与光热发电协同，利用CSP的高温熔盐储热（TES）技术实现昼夜能源转换，结合EES进行短时调峰。
2. **蒸汽需求专项解决方案**：创新引入独立蒸汽生成系统（S-SGS），通过CSP余热直接产汽，避免传统系统中电锅炉的高能耗。
3. **动态优化配置方法**：基于MATLAB-Gurobi求解器，构建多目标优化模型，以全生命周期成本最小化为核心，同步优化LCOE（每度电平准化成本）、LPSP（供电中断概率）和PVCR（光伏限电率）三大指标。

### 二、技术体系与优化路径
#### 1. 系统架构设计
- **光热发电模块**：采用定日镜场聚焦太阳能，通过熔盐储热实现24小时连续供能，其核心参数包括：
- 光热转换效率（η_sf）：综合光学与热力学效率
- 储热容量（TES）：采用双回路熔盐储热技术，容量达2060.9 MW
- 蒸汽转化效率（η_sg）：通过余热锅炉将储热直接转化为工业蒸汽
- **电化学储能系统**（EES）：配置800 MW容量，主要应对光伏出力峰谷调节
- **协同控制策略**：
- 日间：光伏优先供电，CSP在负荷高峰时段介入
- 夜间：熔盐储热通过S-SGS产汽，同时EES承担短时调峰
- 极端天气：启动柴油备用机组（仅在必要时段）

#### 2. 优化配置的关键突破
（1）**热-电协同优化**：通过CSP与TES的耦合，将光伏富余电力转化为储热，使夜间蒸汽需求100%满足。实测数据显示，该模式使光伏利用率从方案2的98.25%提升至99.66%。

（2）**多目标动态平衡**：
- 经济性：方案3的LCOE（1.0039 CNY/kWh）较传统柴油系统降低26.7%，主要源于CSP与TES的规模化效应（成本下降14.4%）
- 可靠性：LPSP从传统系统的6.8%降至3.22%，关键在CSP连续运行特性（年均有效运行天数达300天以上）
- 环境性：全生命周期碳排放减少42%，其中CSP替代柴油发电占比达65%

#### 3. 创新性技术组合
- **S-SGS系统**：集成余热锅炉与蒸汽涡轮，将CSP的过剩热能（日均1500吨标准煤当量）转化为直接蒸汽供应，年减少电锅炉运行时间约120小时
- **混合储能策略**：TES（长时储能）与EES（短时储能）形成互补，TES容量占比从方案2的67%降至54%，但系统总储能成本降低18%
- **智能调度算法**：采用滚动时域优化（RTO）算法，根据气象预报动态调整储热释放策略，使极端天气下的供电连续性提升37%

### 三、实证分析与经济性验证
#### 1. 三种方案对比
| 指标 | 方案1（传统） | 方案2（CSP+TES） | 方案3（CSP+TES+S-SGS） |
|--------------|--------------|------------------|------------------------|
| LCOE（CNY/kWh） | 1.3665 | 1.1728 | 1.0039 |
| LPSP（%） | 6.80 | 3.56 | 3.22 |
| PVCR（%） | 0 | 1.75 | 0.34 |
| 系统投资（亿元） | 84.82 | 71.63 | 67.64 |

方案3通过引入S-SGS，使蒸汽自给率从方案2的82%提升至98%，每年减少柴油发电约1500万度。

#### 2. 成本敏感性分析
热存储成本（TES）对系统经济性的影响呈现非线性特征：
- 成本区间（CNY/kW）：1200-1600 | 1600-2000 | 2000-2300
- TES配置占比：65% → 48% → 32%
- EES配置占比：28% → 41% → 58%
- LCOE波动范围：1.02-1.15 CNY/kWh
- PVCR阈值：当TES成本>2000 CNY/kW时，光伏限电率上升0.8%

该规律表明，在当前技术经济条件下（TES成本约1800 CNY/kW），混合储能配置是最优解。

### 四、工程应用价值与推广潜力
#### 1. 经济效益模型
系统全生命周期成本（2025-2050年）构成：
- 初始投资：占比67%（主要设备：CSP阵列、TES熔盐罐）
- 运维成本：占比23%（含储热介质更换、设备维护）
- 惩罚成本：占比10%（包括限电惩罚、柴油备用费用）

通过CSP规模化效应（度电成本下降18%）和储能技术迭代（预计2030年TES成本降至1200 CNY/kW），系统LCOE有望进一步降至0.85 CNY/kWh以下。

#### 2. 系统可靠性提升机制
- 极端天气应对：连续阴雨天气（>5天）时，系统可维持98%以上供电可靠性
- 蒸汽连续供应：通过S-SGS实现7×24小时不间断产汽，满足矿山洗选、供暖等需求
- 混合储能冗余：TES与EES形成容量互补，关键设备MTBF（平均故障间隔时间）达10万小时

#### 3. 可扩展性分析
该系统架构可适配不同场景：
- 轻量化版本（<500 MW）：适用于中小型矿山，配置比例：PV 40%、CSP 30%、TES 20%、EES 10%
- 标准版本（1000-2000 MW）：采用文中优化配置，S-SGS蒸汽产能占比60%
- 超大型版本（>3000 MW）：需增加抽水蓄能环节，预计LPSP可降至2%以下

### 五、政策建议与实施路径
1. **成本分摊机制**：建议政府补贴储热设备（如对TES按容量给予15%购置补贴）
2. **技术标准制定**：亟需建立高原地区CSP设备防冻（-25℃工况）、储热介质寿命（>20年）等标准
3. **运维模式创新**：推广"云监控+本地运维"模式，通过物联网实时采集200+监测点数据，故障预警准确率达92%
4. **金融工具配套**：建议开发"光热+储能"专项绿色信贷产品，首付比例可降至30%

### 六、研究展望
未来可重点突破：
1. **储热材料革新**：研发钠钾铯熔盐（当前成本1800 CNY/kW），目标降至1200 CNY/kW
2. **数字孪生系统**：构建包含气象、设备、负荷的三维仿真平台，预测精度提升至95%
3. **氢能耦合**：在S-SGS中引入电解水制氢装置，使系统绿氢产能达5000 Nm3/h
4. **区块链结算**：建立基于智能合约的电力交易系统，预计可降低交易成本12%

该研究为高海拔、高寒地区能源系统建设提供了理论支撑和技术范式，特别在实现"双碳"目标背景下，其多能互补模式对破解偏远地区能源困局具有重要参考价值。预计到2030年，该技术路线可使西藏地区采矿场能源成本下降40%，供电可靠性提升至99.5%以上，每年减少柴油消耗约8万吨，相当于降低碳排放25万吨。