0 引言

近年來我國新能源市場規模發展迅速，新能源發電負荷也逐年增長，新能源的增長一方面可以在一定程度上緩解能源短缺問題，另一方面在實現“碳達峰與碳中和"目標方面發揮重要作用。但新能源的增長也給電網的穩定性帶來了一定影響，由于新能源負荷的日內波動性，對整個電力系統的負荷消納分配調節造成很大的影響，傳統電力系急需實施火電靈活性提升工程和推動新型儲能技術發展及應用，緩解系統調峰壓力，解決新能源電力消納問題。

1 機組儲能方案簡介

火電廠鍋爐產生的高參數熱量利用儲能系統儲存起來循環再利用，可以對“機爐耦合"起到良好的削弱作用。根據電廠實際情況采取“鍋爐—汽機"熱力系統中嵌入一套外置的高溫熔鹽儲熱系統方法，這樣可以解決鍋爐低負荷運行的瓶頸，提升了鍋爐運行的安全性并增強了汽輪機調節的靈活性。目前火電機組鍋爐出口蒸汽溫度在540～560℃,高溫熔鹽儲熱技術既能很好匹配這一溫度參數，又能實現大規模儲能（熱），非常適合應用于火電機組儲能（熱）[1]。火力發電機組可以利用儲能（熱）技術增加深度調峰深度、負荷快速響應能力、提高機組降出力上限值，增加供熱能力以及在電力輔助服務市場發揮更大的作用。機組儲能（熱）技術優勢明顯，適合大規模推廣應用，其市場規模也在逐年增長。

2機組儲能方案設計

（1）機組儲能(系統）基于高溫熔鹽儲熱技術，因此，整個系統是包括蒸汽加熱模塊、儲熱模塊、放熱模塊以及相應的機組儲能聯合控制調度系統等在內的發電系統。系統架構圖如圖1。

機組儲能系統由加熱功率模塊、儲熱能量模塊和放熱功率模塊組成，其中儲熱能量模塊由高、低溫熔鹽罐組成，水儲能系統的核心設備，起到能量（熱量）集中儲存和釋放作用。

（2）當機組降負荷減少出力時，機組鍋爐產生的部分熱量通過加熱功率模塊對冷熔鹽加熱，冷熔鹽相變吸熱轉變成高溫液態熔鹽，輸送至高溫熔鹽罐儲存。

（3）當機組升負荷增加出力時，高溫熔鹽輸送至放熱功率模塊釋放熱量加熱鍋爐給水產生高參數過熱蒸汽，用于機組發電；高溫熔鹽相變放熱后轉變為低溫熔鹽，輸送至低溫熔鹽罐儲存。

（4）在儲能系統整個儲放熱過程中機爐循環工質和熔鹽相對獨立，通過加熱功率模塊和放熱功率模塊交換熱量，工質間管式換熱不混合，構成各自獨立的閉式循環系統，機組循環工質的量沒有變化，增強了機組系統運行的靈活性。

（5）可參與采暖季供熱，有效提高供熱能力。由于機組儲能（熱）系統高參數高大容量的特點，能夠產生更多高品質蒸汽，可以實現直接對外供熱，作為機組抽汽供熱的補充，解決機組由于供熱能力有限，限制電負荷出力的問題，提高機組機組降出力上限，從而獲取更多的電負荷市場容量補償和輔助服務收益，提升其經濟效益。

（6）機組儲能（熱）系統的能量耦合作用，在一定程度上提高了機組參與深度調峰的能力，在蒸汽換熱基礎上增加高功率電加熱系統，甚至能夠實現機組零功率上網。

圖1機組儲能系統架構圖

3 機組儲能系統的協調控制設計

機組儲能系統包括加熱、儲熱、放熱三部分，這三部分是相互聯系的統一體，利用功率平衡分析通過協調控制使系統膏效穩定運行。

（1）功率平衡關系

一般情況下機組儲能系統中，機組換熱子系統的功率、加熱模塊功率、儲熱模塊吸收功率以及系統消耗的功率滿足功率平衡關系。功率平衡關系根據能量交換方式不同達到工況平衡態，這樣才能保證整個機組儲能系統的連續穩定經濟運行。在機組儲能系統中，當系統工作時整個系統的功率平衡關系以下幾種情況：

1）上網電價小于機組發電邊際成本且機組負荷小于80%額定負荷時，加熱功率模塊和儲能模塊開始工作進行儲熱。功率關系為:機組換熱子系統的輸出功率>加熱模塊功率>儲熱模塊吸收功率。這種情況下可根據機組負荷適當增加鍋爐燃燒熱量充分利用儲能系統儲存熱量，并且儲能系統能量上限為100%額定容量。

2）上網電價大于機組發電邊際成本且機組負荷小于80%額定負荷時，放熱模塊開始工作進行釋放熱量。

功率關系為:儲能模塊功率>放熱功率模塊功率>機組換熱子系統的吸收功率。這種情況下可根據機組負荷適當減少鍋爐燃燒熱量充分利用儲能系統熱量，并且儲能系統釋放能量下限為10%額定容量。

3）機組參與深度調峰階段，加熱功率模塊和儲能模塊開始工作進行儲熱。功率關系為:機組供熱子系統的輸出功率>加熱模塊功率>儲熱模塊吸收功率。這種情況下增加鍋爐燃燒熱量，使鍋爐工況脫離不經濟區域，充分利用儲能系統儲存熱量，并且儲能系統能量上限為100%額定容量。

4）機組負荷快速爬坡階段，放熱模塊開始工作進行釋放熱量。功率關系為:儲能模塊功率>放熱功率模塊功率>機組換熱子系統的吸收功率。這種情況下充分利用儲能系統快速釋放熱量作為輔助汽輪機做功熱源，并且儲能系統釋放能量下限為10%額定容量。

（2）系統協調控制策略

機組儲能系統協調控制策略的設計主要是基于指標對系統的影響，各能量供應系統的功能得到合理有效的分配。機組鍋爐熱量輸送給汽輪機發電機組有剩余熱量，多余的熱量送至機組儲能系統，如果其沒有達到儲能上限，則儲能系統充熱儲能，當機組鍋爐熱量無法滿足汽輪機額定輸入熱量的需求時，這時將儲能系統調整到放熱的狀態，進而可以補充機組熱力系統能量以滿足汽輪發電機組輸入熱量的需求。由于儲能系統都需要經過熱交換的才能達到吸熱和放熱過程，其在熱交換過程中會有能量損失，所以在考慮選擇吸放熱時還要根據上網電價和發電邊際成本已經機組調峰情況，達到節能和經濟的目的。

4 機組儲能技術方案擴展（機組延壽改造）

當前在減碳和環保的背景下，火電小機組面臨被淘汰關停的局面，一方面嚴格控制新增煤電機組，另一方面大力發展新能源。新能源裝機容量的增長難免對電力系統的穩定性造成一定的影響，這就使火電機組運行方式要有足夠的靈活性適應電網的要求。小容量火電機組可以通過增加儲能（熱）系統進行延壽改造，由大機組提供熱源，成為大機組的備用調峰機組，可以有效提高大機組的深度調峰能力并促進于新能源機組電量消納。這一改造方案在沒有增加總的煤炭消耗量的情況下，增加了電力系統調峰能力和新能源發電的消納能力。

延壽老機組儲能（熱）改造可以通過增加高壓大功率電加熱器，利用電網谷電和新能源棄電儲能（熱），電網缺電時段發電，減少機組燃煤，保證電力系統尖峰發電出力。上述改造方案既為電力系統提供靈活調峰手段又使老機組延壽，增加了社會綜合效益。

圖2機組儲能機組延壽方案結構圖

5 機組儲能系統綜合效率分析

整個儲熱系統的綜合效率取決于各模塊的效率,即綜合效率為各模塊的效率乘積。其中，儲熱功率模塊涉及管道和設備熱損失率為η1，根據《大中型火力發電廠設計規范》(GB50660—2011)的規定[4]，管道效率可取0.99，因此可以取熱損失率η1=1%。儲放熱過程熔鹽泵電能消耗率為η2，按照熔鹽儲熱密300kJ/kg，熱電轉換效率40%估算的電泵廠用電率為0.81%；按照再熱蒸汽壓縮功130kJ/kg、再熱蒸汽熱密460kJ/kg、再熱蒸汽熱量占總熱量比例20%，熱電效率40%估算的再熱蒸汽增壓泵廠用電13.22%；因此運行電耗率η2=14.03%。儲放熱模塊涉及管道和設備熱損失率分別為η3和η4，參照上述η1的取值原則，取熱損失率η3=η4=1%。因為熔鹽的溫度上限導致放熱蒸汽和主蒸汽溫度差約90℃,理論做功?損失率η5=8.03%。

系統綜合效率η可以按如下方式進行計算：

Η=(1–η1)×(1–η2)×(1–η3)×(1–η4)×(1–η5)

儲能（熱）系統估算的理論綜合效率約為76.7%，已和抽水蓄能機組效率相當，優于熱電聯產機組電鍋爐調峰供熱方案。

6 Acrel-2000MG微電網能量管理系統

6.1概述

Acrel-2000MG微電網能量管理系統，是我司根據新型電力系統下微電網監控系統與微電網能量管理系統的要求，總結國內外的研究和生產的經驗，專門研制出的企業微電網能量管理系統。本系統滿足光伏系統、風力發電、儲能系統以及充電樁的接入，銓天候進行數據采集分析，直接監視光伏、風能、儲能系統、充電樁運行狀態及健康狀況，是一個集監控系統、能量管理為一體的管理系統。該系統在安全穩定的基礎上以經濟優化運行為目標，促進可再生能源應用，提高電網運行穩定性、補償負荷波動；有效實現用戶側的需求管理、消除晝夜峰谷差、平滑負荷，提高電力設備運行效率、降低供電成本。為企業微電網能量管理提供安全、可靠、經濟運行提供了全新的解決方案。

微電網能量管理系統應采用分層分布式結構，整個能量管理系統在物理上分為三個層：設備層、網絡通信層和站控層。站級通信網絡采用標準以太網及TCP/IP通信協議，物理媒介可以為光纖、網線、屏蔽雙絞線等。系統支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

6.2技術標準

本方案遵循的標準有：

本技術規范書提供的設備應滿足以下規定、法規和行業標準：

GB/T26802.1-2011工業控制計算機系統通用規范1部分：通用要求

GB/T26806.2-2011工業控制計算機系統工業控制計算機基本平臺2部分：性能評定方法

GB/T26802.5-2011工業控制計算機系統通用規范5部分：場地安全要求

GB/T26802.6-2011工業控制計算機系統通用規范6部分：驗收大綱

GB/T2887-2011計算機場地通用規范

GB/T20270-2006信息安全技術網絡基礎安全技術要求

GB50174-2018電子信息系統機房設計規范

DL/T634.5101遠動設備及系統5-101部分:傳輸規約基本遠動任務配套標準

DL/T634.5104遠動設備及系統5-104部分:傳輸規約采用標準傳輸協議子集的IEC60870-5-網絡訪問101

GB/T33589-2017微電網接入電力系統技術規定

GB/T36274-2018微電網能量管理系統技術規范

GB/T51341-2018微電網工程設計標準

GB/T36270-2018微電網監控系統技術規范

DL/T1864-2018獨立型微電網監控系統技術規范

T/CEC182-2018微電網并網調度運行規范

T/CEC150-2018低壓微電網并網一體化裝置技術規范

T/CEC151-2018并網型交直流混合微電網運行與控制技術規范

T/CEC152-2018并網型微電網需求響應技術要求

T/CEC153-2018并網型微電網負荷管理技術導則

T/CEC182-2018微電網并網調度運行規范

T/CEC5005-2018微電網工程設計規范

NB/T10148-2019微電網1部分：微電網規劃設計導則

NB/T10149-2019微電網2部分：微電網運行導則

6.3適用場合

系統可應用于城市、高速公路、工業園區、工商業區、居民區、智能建筑、海島、無電地區可再生能源系統監控和能量管理需求。

6.4型號說明

6.5系統配置

6.5.1系統架構

本平臺采用分層分布式結構進行設計，即站控層、網絡層和設備層。

6.6系統功能

6.6.1實時監測

微電網能量管理系統人機界面友好，應能夠以系統一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態，實時監測各回路電壓、電流、功率、功率因數等電參數信息，動態監視各回路斷路器、隔離開關等合、分閘狀態及有關故障、告警等信號。其中，各子系統回路電參量主要有：三相電流、三相電壓、總有功功率、總無功功率、總功率因數、頻率和正向有功電能累計值；狀態參數主要有：開關狀態、斷路器故障脫扣告警等。

系統應可以對分布式電源、儲能系統進行發電管理，使管理人員實時掌握發電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態]及發電單元與儲能單元運行功率設置等。

系統應可以對儲能系統進行狀態管理，能夠根據儲能系統的荷電狀態進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網能量管理系統的監控系統界面包括系統主界面，包含微電網光伏、風電、儲能、充電樁及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統信息進行顯示。

圖2系統主界面

子界面主要包括系統主接線圖、光伏信息、風電信息、儲能信息、充電樁信息、通訊狀況及一些統計列表等。

6.6.1.1光伏界面

圖3光伏系統界面

本界面用來展示對光伏系統信息，主要包括逆變器直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、并網柜電力監測及發電量統計、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、輻照度/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

6.6.1.2儲能界面

圖4儲能系統界面

本界面主要用來展示本系統的儲能裝機容量、儲能當前充放電量、收益、SOC變化曲線以及電量變化曲線。

圖5儲能系統PCS參數設置界面

本界面主要用來展示對PCS的參數進行設置，包括開關機、運行模式、功率設定以及電壓、電流的限值。

圖6儲能系統BMS參數設置界面

本界面用來展示對BMS的參數進行設置，主要包括電芯電壓、溫度保護限值、電池組電壓、電流、溫度限值等。

圖7儲能系統PCS電網側數據界面

本界面用來展示對PCS電網側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數等。

圖8儲能系統PCS交流側數據界面

本界面用來展示對PCS交流側數據，主要包括相電壓、電流、功率、頻率、功率因數、溫度值等。同時針對交流側的異常信息進行告警。

圖9儲能系統PCS直流側數據界面

本界面用來展示對PCS直流側數據，主要包括電壓、電流、功率、電量等。同時針對直流側的異常信息進行告警。

圖10儲能系統PCS狀態界面

本界面用來展示對PCS狀態信息，主要包括通訊狀態、運行狀態、STS運行狀態及STS故障告警等。

圖11儲能電池狀態界面

本界面用來展示對BMS狀態信息，主要包括儲能電池的運行狀態、系統信息、數據信息以及告警信息等，同時展示當前儲能電池的SOC信息。

圖12儲能電池簇運行數據界面

本界面用來展示對電池簇信息，主要包括儲能各模組的電芯電壓與溫度，并展示當前電芯的Z大、Z小電壓、溫度值及所對應的位置。

6.6.1.3風電界面

圖13風電系統界面

本界面用來展示對風電系統信息，主要包括逆變控制一體機直流側、交流側運行狀態監測及報警、逆變器及電站發電量統計及分析、電站發電量年有效利用小時數統計、發電收益統計、碳減排統計、風速/風力/環境溫濕度監測、發電功率模擬及效率分析；同時對系統的總功率、電壓電流及各個逆變器的運行數據進行展示。

6.6.1.4充電樁界面

圖14充電樁界面

本界面用來展示對充電樁系統信息，主要包括充電樁用電總功率、交直流充電樁的功率、電量、電量費用，變化曲線、各個充電樁的運行數據等。

6.6.1.5視頻監控界面

圖15微電網視頻監控界面

本界面主要展示系統所接入的視頻畫面，且通過不同的配置，實現預覽、回放、管理與控制等。

6.6.1.6發電預測

   系統應可以通過歷史發電數據、實測數據、未來天氣預測數據，對分布式發電進行短期、超短期發電功率預測，并展示合格率及誤差分析。根據功率預測可進行人工輸入或者自動生成發電計劃，便于用戶對該系統新能源發電的集中管控。

圖16光伏預測界面

6.6.1.7策略配置

系統應可以根據發電數據、儲能系統容量、負荷需求及分時電價信息，進行系統運行模式的設置及不同控制策略配置。如削峰填谷、周期計劃、需量控制、有序充電、動態擴容等。

圖17策略配置界面

6.6.2運行報表

應能查詢各子系統、回路或設備Z定時間的運行參數，報表中顯示電參量信息應包括：各相電流、三相電壓、總功率因數、總有功功率、總無功功率、正向有功電能等。

圖18運行報表

6.6.3實時報警

應具有實時報警功能，系統能夠對各子系統中的逆變器、雙向變流器的啟動和關閉等遙信變位，及設備內部的保護動作或事故跳閘時應能發出告警，應能實時顯示告警事件或跳閘事件，包括保護事件名稱、保護動作時刻；并應能以彈窗、聲音、短信和電話等形式通知相關人員。

圖19實時告警

6.6.4歷史事件查詢

應能夠對遙信變位，保護動作、事故跳閘，以及電壓、電流、功率、功率因數、電芯溫度（鋰離子電池）、壓力（液流電池）、光照、風速、氣壓越限等事件記錄進行存儲和管理，方便用戶對系統事件和報警進行歷史追溯，查詢統計、事故分析。

圖20歷史事件查詢

6.6.5電能質量監測

應可以對整個微電網系統的電能質量包括穩態狀態和暫態狀態進行持續監測，使管理人員實時掌握供電系統電能質量情況，以便及時發現和消除供電不穩定因素。

1）在供電系統主界面上應能實時顯示各電能質量監測點的監測裝置通信狀態、各監測點的A/B/C相電壓總畸變率、三相電壓不平衡度B分B和正序/負序/零序電壓值、三相電流不平衡度B分B和正序/負序/零序電流值；

2）諧波分析功能：系統應能實時顯示A/B/C三相電壓總諧波畸變率、A/B/C三相電流總諧波畸變率、奇次諧波電壓總畸變率、奇次諧波電流總畸變率、偶次諧波電壓總畸變率、偶次諧波電流總畸變率；應能以柱狀圖展示2-63次諧波電壓含有率、2-63次諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電壓含有率、0.5～63.5次間諧波電流含有率；

3）電壓波動與閃變：系統應能顯示A/B/C三相電壓波動值、A/B/C三相電壓短閃變值、A/B/C三相電壓長閃變值；應能提供A/B/C三相電壓波動曲線、短閃變曲線和長閃變曲線；應能顯示電壓偏差與頻率偏差；

4）功率與電能計量：系統應能顯示A/B/C三相有功功率、無功功率和視在功率；應能顯示三相總有功功率、總無功功率、總視在功率和總功率因素；應能提供有功負荷曲線，包括日有功負荷曲線（折線型）和年有功負荷曲線（折線型）；

5）電壓暫態監測：在電能質量暫態事件如電壓暫升、電壓暫降、短時中斷發生時，系統應能產生告警，事件能以彈窗、閃爍、聲音、短信、電話等形式通知相關人員；系統應能查看相應暫態事件發生前后的波形。

6）電能質量數據統計：系統應能顯示1min統計整2h存儲的統計數據，包括均值、Z大值、Z小值、95%概率值、方均根值。

7）事件記錄查看功能：事件記錄應包含事件名稱、狀態（動作或返回）、波形號、越限值、故障持續時間、事件發生的時間。

圖21微電網系統電能質量界面

6.6.6遙控功能

應可以對整個微電網系統范圍內的設備進行遠程遙控操作。系統維護人員可以通過管理系統的主界面完成遙控操作，并遵循遙控預置、遙控返校、遙控執行的操作順序，可以及時執行調度系統或站內相應的操作命令。

圖22遙控功能

6.6.7曲線查詢

應可在曲線查詢界面，可以直接查看各電參量曲線，包括三相電流、三相電壓、有功功率、無功功率、功率因數、SOC、SOH、充放電量變化等曲線。

6.6.8統計報表

具備定時抄表匯總統計功能，用戶可以自由查詢自系統正常運行以來任意時間段內各配電節點的用電情況，即該節點進線用電量與各分支回路消耗電量的統計分析報表。對微電網與外部系統間電能量交換進行統計分析；對系統運行的節能、收益等分析；具備對微電網供電可靠性分析，包括年停電時間、年停電次數等分析；具備對并網型微電網的并網點進行電能質量分析。

圖24統計報表

6.6.8.1網絡拓撲圖

系統支持實時監視接入系統的各設備的通信狀態，能夠完整的顯示整個系統網絡結構；可在線診斷設備通信狀態，發生網絡異常時能自動在界面上顯示故障設備或元件及其故障部位。

圖25微電網系統拓撲界面

本界面主要展示微電網系統拓撲，包括系統的組成內容、電網連接方式、斷路器、表計等信息。

6.6.8.2通信管理

可以對整個微電網系統范圍內的設備通信情況進行管理、控制、數據的實時監測。系統維護人員可以通過管理系統的主程序右鍵打開通信管理程序，然后選擇通信控制啟動所有端口或某個端口，快速查看某設備的通信和數據情況。通信應支持ModbusRTU、ModbusTCP、CDT、IEC60870-5-101、IEC60870-5-103、IEC60870-5-104、MQTT等通信規約。

6.6.8.3用戶權限管理

應具備設置用戶權限管理功能。[5]通過用戶權限管理能夠防止未經授權的操作（如遙控操作，運行參數修改等）。可以定義不同級別用戶的登錄名、密碼及操作權限，為系統運行、維護、管理提供可靠的安全保障。

6.6.8.4故障錄波

應可以在系統發生故障時，自動準確地記錄故障前、后過程的各相關電氣量的變化情況，通過對這些電氣量的分析、比較，對分析處理事故、判斷保護是否正確動作、提高電力系統安全運行水平有著重要作用。其中故障錄波共可記錄16條，每條錄波可觸發6段錄波，每次錄波可記錄故障前8個周波、故障后4個周波波形，總錄波時間共計46s。每個采樣點錄波至少包含12個模擬量、10個開關量波形。

6.6.8.5事故追憶

可以自動記錄事故時刻前后一段時間的所有實時掃描數據，包括開關位置、保護動作狀態、遙測量等，形成事故分析的數據基礎。

用戶可自定義事故追憶的啟動事件，當每個事件發生時，存儲事故前面10個掃描周期及事故后10個掃描周期的有關點數據。啟動事件和監視的數據點可由用戶Z定和隨意修改。

圖29事故追憶

7硬件及其配套產品

8 機組儲能投資及收益

投資估算靜態價格水平年按2022年D一季度核算，靜態投資約為3,500萬元，動態投資約為3,650萬元。投資內部收益率(所得稅前)IRR≈19.49%，項目投資回收期所得稅前后分別為5.13年和5.49年。本項目可以由電廠獨立投資運營也可采取與項目方合作的方式投資運營，項目方與電廠擬定的利益參考分配原則：項目投產后，項目公司按用實際電費與電廠結算，電廠按用實際用熱費與項目公司結算。投產后設備交由電廠托管。從電網掙取的調峰輔助服務費用，在扣除上述成本后，按實際所得的調峰輔助服務費作為總額，項目公司按一定比例支付給電廠。在項目交由電廠托管后，電廠每年可以從項目公司取得可觀的經濟效益，實現甲乙雙方利益共贏。

表1投資及收益表

9機組儲能改造前景

近年來在減碳和環保的背景下新能源產業迅速發展，新能源發電負荷的不穩定性又給電網的穩定性和承載帶來了一定沖擊，產生棄電現象，造成大量能量浪費。其主要原因之一就是儲能容量小、技術落后，現有機組儲能容量無法滿足電網對功率補償和功率平滑的需求。機組儲能的發展已成為新能源開發的重要輔助。

隨著電力需求逐年增長，用電高峰和低谷的負荷差距越來越大,火電機組進行儲能（熱）改造，將J大地提高其深度調峰能力，尤其是能解決常規改造方案存在鍋爐系統效率降低和輔機空轉率增加的瓶頸問題，同時機組儲能（熱）改造后可以提高機組供熱能力，機組調峰能力的增強以及老機組延壽使用方面能夠產生巨大的社會效益和經濟效益。未來，在此基礎上可以發展更具前景的光熱電站。

參考文獻

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