張 宏，董海鷹,2，陳 釗，黃 蓉，丁 坤

（1.蘭州交通大學(xué)自動(dòng)化與電氣工程學(xué)院，蘭州 730070；2.蘭州交通大學(xué)新能源與動(dòng)力工程學(xué)院，蘭州 730070；3.國(guó)網(wǎng)甘肅省電力公司電力科學(xué)研究院，蘭州 730050）

伴隨全球經(jīng)濟(jì)迅速發(fā)展，能源危機(jī)與環(huán)境污染問題日益加劇，大力發(fā)展新能源已成必然趨勢(shì)。以風(fēng)光為代表的風(fēng)電、光伏發(fā)電具備資源豐富、發(fā)展前景好、清潔可再生等優(yōu)點(diǎn)，在發(fā)電領(lǐng)域得到青睞[1]。而隨著風(fēng)電、光伏發(fā)電滲透率不斷增長(zhǎng)，其輸出功率的隨機(jī)性、間歇性、波動(dòng)性以及預(yù)測(cè)精度低等特點(diǎn)給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行、調(diào)峰調(diào)頻、并網(wǎng)效益以及風(fēng)光消納能力帶來一系列挑戰(zhàn)[2]。配備大容量?jī)?chǔ)能裝置可有效解決這一問題，但同時(shí)將增加額外運(yùn)行成本。因此將風(fēng)電、光伏發(fā)電與經(jīng)濟(jì)可控能源聯(lián)合運(yùn)行逐漸成為研究熱點(diǎn)。

近年來，太陽(yáng)能光熱CSP（concentrating solar power）技術(shù)迅速發(fā)展，光熱發(fā)電在新能源發(fā)電領(lǐng)域逐漸受到重視[3]。2018 年12 月28 日甘肅省敦煌市首航節(jié)能100 MW 塔式熔鹽光熱電站成功并網(wǎng)發(fā)電；2018 年12 月30 日，青海中控德令哈50 MW 塔式熔鹽光熱電站一次并網(wǎng)成功，標(biāo)志著我國(guó)成為世界上少數(shù)掌握百兆瓦級(jí)熔鹽塔式光熱電站技術(shù)的國(guó)家，具有重要的里程碑意義。我國(guó)西北地區(qū)風(fēng)光資源豐富，利用含儲(chǔ)熱光熱電站良好的可調(diào)度性與可控性，將光熱電站和風(fēng)電、光伏發(fā)電聯(lián)合運(yùn)行，通過儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)放熱特性提升風(fēng)光并網(wǎng)空間，而汽輪機(jī)組良好的快速調(diào)節(jié)能力降低風(fēng)光出力波動(dòng)效應(yīng)[4]。因此，研究風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略，對(duì)緩解能源和環(huán)境間矛盾具有重要理論價(jià)值和實(shí)踐意義。

目前，國(guó)內(nèi)外學(xué)者主要針對(duì)風(fēng)電與光伏、風(fēng)電與光熱以及光伏與光熱的聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度展開研究，并取得了一定成果。文獻(xiàn)[5]建立了風(fēng)電與光熱發(fā)電聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度模型，利用光熱電站良好的可調(diào)度性與可控性改善風(fēng)電的不確定性；文獻(xiàn)[6]考慮系統(tǒng)綜合成本前提下，兼顧價(jià)格型需求響應(yīng)和風(fēng)電預(yù)測(cè)二者不確定性，建立考慮價(jià)格型需求響應(yīng)及光熱電站參與風(fēng)電消納的日前優(yōu)化調(diào)度模型；文獻(xiàn)[7]建立了風(fēng)電-光熱發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)運(yùn)行模型，以系統(tǒng)聯(lián)合出力方差作為魯棒優(yōu)化問題，降低系統(tǒng)出力波動(dòng)幅度；文獻(xiàn)[8]針對(duì)風(fēng)電-光熱系統(tǒng)，建立了考慮能量與備用聯(lián)合出清的隨機(jī)機(jī)組組合模型，并定量分析光熱電站的能量效益與備用效益；文獻(xiàn)[9]基于光熱光伏系統(tǒng)運(yùn)行機(jī)理，以最小化等效負(fù)荷方差和最大化系統(tǒng)并網(wǎng)效益為目標(biāo)，建立光熱光伏系統(tǒng)兩階段優(yōu)化調(diào)度模型；文獻(xiàn)[10]考慮分時(shí)電價(jià)，建立了風(fēng)電、光伏和儲(chǔ)能系統(tǒng)的聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度模型，并提出相應(yīng)調(diào)度策略；文獻(xiàn)[11]提出利用風(fēng)蓄聯(lián)合削峰的電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略；文獻(xiàn)[12]考慮系統(tǒng)綜合成本前提下，兼顧電網(wǎng)運(yùn)行約束，提出風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合出力調(diào)度策略。上述文獻(xiàn)主要針對(duì)風(fēng)電與光伏、風(fēng)電與光熱以及光伏與光熱的聯(lián)合調(diào)度展開研究，對(duì)風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合調(diào)度的研究較少。

為此，本文提出一種基于分時(shí)電價(jià)的風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略。利用光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)放熱特性，將負(fù)荷低谷時(shí)段富余風(fēng)電與光伏發(fā)電轉(zhuǎn)化為負(fù)荷高峰時(shí)段電能，以提高新能源消納率，使風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益最大，同時(shí)將風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合出力作為穩(wěn)定可調(diào)度電源，平滑等效負(fù)荷曲線，使火電機(jī)組出力經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)，從而提高火電機(jī)組運(yùn)行效率，降低系統(tǒng)發(fā)電成本。最后基于改進(jìn)IEEE30 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)驗(yàn)證本文所提調(diào)度策略的正確性和有效性。

1 風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略

1.1 光熱電站的特性

太陽(yáng)能光熱電站主要由聚光集熱環(huán)節(jié)、儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)和發(fā)電環(huán)節(jié)3 部分構(gòu)成，其內(nèi)部主要包含光場(chǎng)SF（solar field）、儲(chǔ)熱TS（thermal storage）和熱力循環(huán)PC（power cycle）。不同子系統(tǒng)之間的能量傳遞由導(dǎo)熱流體HTF（heat transfer fluid）實(shí)現(xiàn)，當(dāng)前主流HTF 介質(zhì)為熱導(dǎo)油。典型雙罐式光熱電站基本結(jié)構(gòu)如圖1 所示。在聚光集熱環(huán)節(jié)，SF 中的HTF 介質(zhì)被加熱至足夠高溫度，HTF 介質(zhì)可直接進(jìn)入發(fā)電環(huán)節(jié)，加熱水形成水蒸氣帶動(dòng)發(fā)電機(jī)組發(fā)電，HTF 介質(zhì)也可進(jìn)入儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)，通過熱交換實(shí)現(xiàn)熱存儲(chǔ)和熱釋放。集熱環(huán)節(jié)目前主要分為槽式、塔式、碟式和菲涅爾式；儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)一般分為單罐式和雙罐式；發(fā)電環(huán)節(jié)中，碟式光熱電站一般采用斯特林發(fā)電機(jī)，其他形式的光熱電站發(fā)電環(huán)節(jié)基本原理與常規(guī)發(fā)電機(jī)組一致。

圖1 光熱電站基本結(jié)構(gòu)Fig.1 Basic structure of CSP plant

隨著熔融鹽儲(chǔ)能技術(shù)的成熟，基于熔鹽的儲(chǔ)能介質(zhì)在光熱電站中的應(yīng)用愈加廣泛，兼具大容量、高效率和低成本的優(yōu)勢(shì)。光熱電站的運(yùn)行機(jī)理使其具有完全不同于一般可再生能源的調(diào)度特性。首先，有大容量的TS 作為緩沖，能夠靈活利用光能；其次，光熱電站中汽輪機(jī)組有良好的快速調(diào)節(jié)能力，可為系統(tǒng)提供備用和爬坡支撐，因此，光熱電站有類似于傳統(tǒng)火電機(jī)組的調(diào)度特性；再次，光熱電站的熱力循環(huán)相比普通火力發(fā)電具有更好的可控性和調(diào)節(jié)能力，可實(shí)現(xiàn)汽輪機(jī)組的快速調(diào)節(jié)，達(dá)到與燃?xì)鈾C(jī)組相近的爬坡速度，這種快速爬坡能力進(jìn)一步提升了可調(diào)度特性。

1.2 風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略

為解決風(fēng)電、光伏出力的隨機(jī)性、間歇性和波動(dòng)性對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行造成的沖擊問題和電網(wǎng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性問題，將風(fēng)電、光伏和光熱聯(lián)合出力作為穩(wěn)定可調(diào)度電源，與火電共同參與電網(wǎng)調(diào)度。在風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合削峰階段，以風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)和等效負(fù)荷方差最小為目標(biāo)函數(shù)，優(yōu)化該系統(tǒng)的聯(lián)合出力，并傳遞給電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度階段；在電網(wǎng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度階段，以系統(tǒng)總發(fā)電成本最小和火電機(jī)組出力波動(dòng)最小為目標(biāo)函數(shù)，依據(jù)風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)出力確定廣義負(fù)荷，從而優(yōu)化火電機(jī)組的出力，最終獲得經(jīng)濟(jì)性最佳的運(yùn)行方案。風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略如圖2 所示。

圖2 調(diào)度策略流程Fig.2 Flow chart of dispatching strategy

通常電力日負(fù)荷變化規(guī)律可按時(shí)刻劃分為峰荷、平荷及谷荷3 種時(shí)段。本文平荷時(shí)段與谷荷時(shí)段調(diào)度出力策略一致，二者依據(jù)谷荷時(shí)段調(diào)度出力策略實(shí)施。24 h 峰平谷時(shí)段的劃分及市場(chǎng)售電電價(jià)見表1。

表1 峰平谷時(shí)段劃分與分時(shí)電價(jià)Tab.1 Partition of peak,plain,and valley periods,and time-of-use electricity price

1.2.1 峰荷時(shí)段調(diào)度出力策略

峰荷時(shí)段電負(fù)荷水平較高，風(fēng)電與光伏發(fā)電全部上網(wǎng)，光熱電站在滿足其主要約束條件下，實(shí)現(xiàn)風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益最大以及等效負(fù)荷方差最小。峰荷時(shí)段t 時(shí)刻光熱發(fā)電、風(fēng)電以及光伏發(fā)電出力如下。

光熱電站輸出功率PGt為

風(fēng)電與光伏發(fā)電上網(wǎng)功率為

1.2.2 平、谷荷時(shí)段調(diào)度出力策略

平、谷荷時(shí)段，電負(fù)荷在滿足光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱容量約束范圍下，最大化存儲(chǔ)該時(shí)段富余風(fēng)電與光伏發(fā)電負(fù)荷。若光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)不能全部存儲(chǔ)風(fēng)電與光伏發(fā)電，在滿足最大化接納風(fēng)電與光伏發(fā)電以及平滑等效負(fù)荷曲線的目的下，選擇剩余風(fēng)電和光伏發(fā)電部分上網(wǎng)。平、谷荷時(shí)段t 時(shí)刻的光熱電站、風(fēng)電和光伏發(fā)電出力如下。

光熱電站輸出功率如式（1）所示。風(fēng)電和光伏發(fā)電上網(wǎng)功率為

2 風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型

基于兩階段優(yōu)化思路，從風(fēng)電、光伏發(fā)電以及光熱發(fā)電三者互補(bǔ)機(jī)理入手，以提高新能源并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益和實(shí)現(xiàn)火電機(jī)組經(jīng)濟(jì)平穩(wěn)運(yùn)行為目標(biāo)，建立風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型，包括風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”模型和火電機(jī)組經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，其分別對(duì)應(yīng)第一階段優(yōu)化和第二階段優(yōu)化。

2.1 風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”模型

風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，由于光熱電站配備大容量的儲(chǔ)熱裝置以及具備快速爬坡能力的汽輪機(jī)組，可將風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)轉(zhuǎn)變?yōu)榉€(wěn)定可調(diào)度電源，使其具備調(diào)節(jié)電網(wǎng)峰谷差、改善等效負(fù)荷曲線、增強(qiáng)電力系統(tǒng)靈活運(yùn)行的作用。因此，在第一階段優(yōu)化過程中，以風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益最大和等效負(fù)荷方差最小為優(yōu)化目標(biāo)，建立風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”模型，為第二階段火電機(jī)組經(jīng)濟(jì)調(diào)度提供等效負(fù)荷數(shù)據(jù)。

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)函數(shù)1：風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)，即

式中：F1為系統(tǒng)市場(chǎng)售電效益；F2為系統(tǒng)并網(wǎng)環(huán)境效益；F3為系統(tǒng)棄風(fēng)、棄光懲罰成本；F4為系統(tǒng)運(yùn)維成本。計(jì)算公式分別為

目標(biāo)函數(shù)2：等效負(fù)荷方差最小，即

式中：P1t為t 時(shí)刻負(fù)荷預(yù)測(cè)值；Pg1t為t 時(shí)刻等效負(fù)荷值；Pg1t,av表為等效負(fù)荷平均值。

2.1.2 約束條件

（1）風(fēng)電出力約束為

（2）光伏發(fā)電出力約束為

（3）光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)約束如下。

①儲(chǔ)熱容量約束為

②儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)、放熱功率約束為

③同一時(shí)段儲(chǔ)、放熱不能同時(shí)進(jìn)行，其約束為

④為保證下一個(gè)調(diào)度時(shí)段需求，需保證在下一調(diào)度周期儲(chǔ)熱系統(tǒng)始末儲(chǔ)熱量不變。儲(chǔ)熱系統(tǒng)始末儲(chǔ)熱量約束為

⑤在儲(chǔ)熱期間，儲(chǔ)熱系統(tǒng)會(huì)產(chǎn)生一定損耗，因此儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱量由儲(chǔ)放熱功率與熱能損耗量共同決定。儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱量約束為

（4）光熱電站發(fā)電相關(guān)約束如下。

①光熱電站出力約束為

式中，PGmin、PGmax分別為光熱電站最小、大出力。

②光熱電站爬坡速率約束為

式中，rdG和ruG分別為光熱電站最大向下和向上爬坡速率。

2.2 火電機(jī)組經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

基于第一階段優(yōu)化的等效負(fù)荷值，第二階段以系統(tǒng)總發(fā)電成本最低、火電機(jī)組出力波動(dòng)最小為目標(biāo)，建立火電機(jī)組經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，在滿足一定約束條件下，優(yōu)化各火電機(jī)組出力。

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)函數(shù)3：系統(tǒng)總發(fā)電成本最小，即

式中：F5為火電機(jī)組燃料成本；F6為火電機(jī)組環(huán)境污染成本。計(jì)算公式分別為

式中：N 為火電機(jī)組數(shù)量；Pit為火電機(jī)組i 在t 時(shí)刻出力；ai、bi、ci為火電機(jī)組燃料成本系數(shù)；εh為環(huán)境污染成本系數(shù)；αi、βi、γi為火電機(jī)組污染物排放系數(shù)。

目標(biāo)函數(shù)4：火電機(jī)組出力波動(dòng)最小，即

2.2.2 約束條件

（1）功率平衡約束為

（2）受光熱電站儲(chǔ)熱裝置容量大小限制，低谷時(shí)段可能出現(xiàn)棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象，可將棄風(fēng)棄光量作為負(fù)荷旋轉(zhuǎn)備用，光熱電站剩余出力也可作為負(fù)荷旋轉(zhuǎn)備用。旋轉(zhuǎn)備用約束為

式中：Pimax為火電機(jī)組i 最大出力；Rut為t 時(shí)刻系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用需求，通常取最大負(fù)荷10%。

（3）火電機(jī)組出力約束為

（4）火電機(jī)組爬坡速率約束為

式中：Ui、Di為表示機(jī)組i 最大向上、向下爬坡速率。

（5）火電機(jī)組最小啟停時(shí)間約束為

式中：Ti,t-1,on、Ti,t-1,off分別為機(jī)組i 在t-1 時(shí)段內(nèi)連續(xù)運(yùn)行、停機(jī)時(shí)間；分別為最小開、停機(jī)時(shí)間。

（6）優(yōu)化調(diào)度各機(jī)組出力時(shí)需考慮網(wǎng)絡(luò)安全約束，避免線路傳輸功率越限。輸電線路傳輸功率約束為

式中：Pzl，max、Pfl，max分別為輸電線路l 的正、反向傳輸功率最大值；Pl，t為輸電線路l 在t 時(shí)段所傳輸功率。

2.2.3 模型求解

本文采用智能算法求解風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型求解，流程見圖3。第一階段采用基于差分進(jìn)化的粒子群算法求解。將差分進(jìn)化策略融入多目標(biāo)粒子群算法中，針對(duì)粒子飛行速度過快會(huì)導(dǎo)致算法陷入局部最優(yōu)解，加入一種速度控制策略加強(qiáng)算法的全局搜索性能。同時(shí)結(jié)合模糊數(shù)學(xué)原理，選取目標(biāo)函數(shù)1 和2 合適的隸屬度函數(shù)進(jìn)行模糊化，求得對(duì)應(yīng)最優(yōu)解[13-15]。第一階段其具體流程如圖3（a）所示，具體算法步驟見文獻(xiàn)[13-14]。第二階段優(yōu)化采用基于改進(jìn)雙重粒子群算法求解。離散PSO 分時(shí)段優(yōu)化機(jī)組的啟停狀態(tài)，在種群更新時(shí)加入了臨界算子，改進(jìn)了可行解的判別條件，各機(jī)組出力最低值的和要在一定程度上低于負(fù)荷需求值，并考慮機(jī)組啟停時(shí)間的向前繼承和向后約束。連續(xù)PSO 用于啟停狀態(tài)確定過程中和確定后的負(fù)荷分配，考慮功率平衡約束和機(jī)組的出力上下限約束。求解經(jīng)濟(jì)負(fù)荷分配時(shí)，利用罰函數(shù)的方法滿足機(jī)組的爬坡速率約束，最后得到系統(tǒng)總發(fā)電成本。由于是多目標(biāo)優(yōu)化問題，將Pareto 最優(yōu)概念與其結(jié)合，通過Pareto 最優(yōu)機(jī)制確定個(gè)體最優(yōu)與全局最優(yōu)，引導(dǎo)粒子飛行方向，并行搜索多目標(biāo)問題最優(yōu)解[15-16]。其具體流程如圖3（b）所示，算法具體步驟見文獻(xiàn)[16]。

圖3 求解流程Fig.3 Flow chart of solution

3 算例分析

3.1 基本數(shù)據(jù)與參數(shù)

本文采用改進(jìn)IEEE30 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)仿真分析，算例系統(tǒng)接線圖如圖4 所示。算例系統(tǒng)包含5 臺(tái)常規(guī)火電機(jī)組，具體參數(shù)見表2，100 MW 光熱電站具體參數(shù)見表3。風(fēng)電、光伏預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)如圖5 所示。設(shè)風(fēng)電、光伏、光熱并網(wǎng)環(huán)境效益系數(shù)kF=kG=kR=230 元/MW；環(huán)境污染成本系數(shù)為0.5；棄風(fēng)棄光懲罰費(fèi)用為100 元/（MW·h）；風(fēng)電、光伏發(fā)電運(yùn)維成本系數(shù)cw、cpv分別為20 元/MW、30 元/MW。

圖4 改進(jìn)IEEE30 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)接線圖Fig.4 Wiring diagram of improved IEEE 30-node system

圖5 風(fēng)電與光伏預(yù)測(cè)曲線Fig.5 Curves of wind and PV predictive power

表2 常規(guī)火電機(jī)組參數(shù)Tab.2 Parameters of conventional thermal power units

表3 100 MW CSP 電站參數(shù)Tab.3 Parameters of 100 MW CSP plant

3.2 算例結(jié)果分析

3.2.1 系統(tǒng)有無光熱電站優(yōu)化結(jié)果分析

為分析光熱電站接入電力系統(tǒng)前后風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益、系統(tǒng)等效負(fù)荷方差以及總發(fā)電成本變化情況，對(duì)有無光熱電站場(chǎng)景下的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析，其優(yōu)化調(diào)度結(jié)果如圖6 和圖7 所示。圖6（a）為系統(tǒng)中無光熱電站接入運(yùn)行時(shí)，風(fēng)電-光伏系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”等效負(fù)荷曲線，圖6（b）為系統(tǒng)中各火電機(jī)組對(duì)應(yīng)最優(yōu)調(diào)度出力曲線；圖7（a）為系統(tǒng)中有光熱電站接入運(yùn)行時(shí)，風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”等效負(fù)荷曲線，圖7（b）為系統(tǒng)中各火電機(jī)組對(duì)應(yīng)最優(yōu)調(diào)度出力曲線。

圖6 未接入光熱電站的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果Fig.6 Optimal dispatching results before adding the CSP plant

圖7 接入光熱電站的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果Fig.7 Optimal dispatching results after adding the CSP plant

表4 與表5 分別為系統(tǒng)中接入光熱電站前后對(duì)應(yīng)指標(biāo)值、各火電機(jī)組出力以及對(duì)應(yīng)變化率。

表4 接入光熱電站前后對(duì)應(yīng)指標(biāo)值Tab.4 Corresponding index values before and after adding the CSP plant

表5 火電機(jī)組出力方差Tab.5 Output variance of thermal power units

綜合分析圖6、圖7 和表4、表5 可知：系統(tǒng)中未接入光熱電站時(shí)，風(fēng)電、光伏全部上網(wǎng)，風(fēng)電-光伏系統(tǒng)削峰效果差，等效負(fù)荷方差為4 251.177；接入光熱電站后，風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)削峰效果明顯，等效負(fù)荷波動(dòng)幅度明顯降低，其方差降低92.96%；系統(tǒng)中各火電機(jī)組最優(yōu)調(diào)度出力方差相比未接入光熱電站均大幅降低，變化率見表5，風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益提高43.56%，系統(tǒng)總發(fā)電成本降低11.20%。上述結(jié)果表明，系統(tǒng)中接入光熱電站不僅可提高風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益，還可平滑等效負(fù)荷曲線，達(dá)到對(duì)負(fù)荷“削峰”效果，同時(shí)可提高火電機(jī)組運(yùn)行效率，降低系統(tǒng)總發(fā)電成本。

圖8 和圖9 分別為調(diào)度期間光熱電站儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)熱容量變化曲線和儲(chǔ)熱裝置充、放熱功率，圖10為風(fēng)電與光伏實(shí)際調(diào)度出力與預(yù)測(cè)出力對(duì)比曲線。綜合分析可知，在峰荷時(shí)段，風(fēng)電與光伏發(fā)電全部上網(wǎng)，光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)放熱發(fā)電，因此，儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱容量降低；在平、谷荷時(shí)段，風(fēng)電與光伏發(fā)電實(shí)際調(diào)度出力小于其預(yù)測(cè)出力，儲(chǔ)熱系統(tǒng)存儲(chǔ)該時(shí)段富余風(fēng)電與光伏發(fā)電，在負(fù)荷高峰時(shí)段釋放，因此該時(shí)段儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)熱容量上升。通過光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)儲(chǔ)放熱特性，提高了新能源消納率，從而使得風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)總體并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益得到提升。

圖8 光熱電站儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)熱容量變化曲線Fig.8 Curve of heat storage capacity of TS in CSP plant

圖9 光熱電站儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)放熱功率Fig.9 Charging and discharging heat powers of TS in CSP plant

圖10 風(fēng)電、光伏實(shí)際調(diào)度出力與預(yù)測(cè)出力對(duì)比曲線Fig.10 Curve of comparison between actual dispatching output and predicted output from wind and PV power

3.2.2 光熱電站不同裝機(jī)容量的優(yōu)化結(jié)果分析

圖11 為光熱電站汽輪機(jī)組不同裝機(jī)容量下系統(tǒng)等效負(fù)荷曲線。由圖11（b）可知，當(dāng)光熱電站汽輪機(jī)組裝機(jī)容量較大，即最大出力為140 MW 時(shí)，風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合出力基本完全平抑負(fù)荷波峰，火電機(jī)組總出力趨于平滑，其運(yùn)行效率高，但此時(shí)設(shè)備投資成本高；隨光熱電站最大出力減小，即最大出力為120 MW 時(shí)，由圖11（a）可知，等效負(fù)荷有一定波動(dòng)，即火電機(jī)組總出力有一定波動(dòng)，其運(yùn)行效率相對(duì)最大出力為140 MW 時(shí)有所降低，但此時(shí)設(shè)備投資成本低。因此設(shè)備投資成本與火電機(jī)組運(yùn)行效率之間的權(quán)衡需進(jìn)一步研究。

圖11 光熱電站不同裝機(jī)容量下的優(yōu)化結(jié)果Fig.11 Optimization results under different installed capacities in CSP plant

3.2.3 風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)調(diào)度靈敏度分析

由3.2.2 光熱電站不同裝機(jī)容量下優(yōu)化結(jié)果可知，風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)運(yùn)行時(shí)，光熱電站汽輪機(jī)組最大出力將直接影響系統(tǒng)等效負(fù)荷方差，從而影響系統(tǒng)發(fā)電成本。同時(shí)新能源并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益也將發(fā)生變化。

圖12 為光熱電站汽輪機(jī)組最大出力變化時(shí)，系統(tǒng)等效負(fù)荷方差、發(fā)電成本以及新能源并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益變化情況?？梢钥闯觯黾庸鉄犭娬酒啓C(jī)組最大出力時(shí)，系統(tǒng)等效負(fù)荷方差不斷遞減，即在一定光照條件下，汽輪機(jī)組裝機(jī)容量越大，負(fù)荷曲線改善情況越好。同時(shí)，根據(jù)新能源并網(wǎng)效益上升趨勢(shì)和系統(tǒng)發(fā)電成本下降趨勢(shì)可知，選擇合適的機(jī)組裝機(jī)容量對(duì)提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性具有重要意義。由于光熱電站儲(chǔ)熱裝置容量的大小會(huì)影響光熱電站出力的大小，因此光熱電站儲(chǔ)熱系統(tǒng)最大容量同樣將影響系統(tǒng)等效負(fù)荷方差、系統(tǒng)發(fā)電成本以及新能源并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益。

圖12 光熱電站汽輪機(jī)組最大出力靈敏度分析曲線Fig.12 Sensitivity analysis curves of maximum output from steam turbine in CSP plant

圖13 為光熱電站儲(chǔ)熱裝置最大容量變化時(shí)，系統(tǒng)等效負(fù)荷方差、發(fā)電成本以及新能源并網(wǎng)效益變化情況?？梢钥闯觯弘S儲(chǔ)熱裝置最大容量增加，等效負(fù)荷方差和發(fā)電成本均呈下降趨勢(shì)，新能源并網(wǎng)效益呈上升趨勢(shì)，說明在一定光照條件下，提升儲(chǔ)熱裝置容量有助于改善負(fù)荷曲線、降低系統(tǒng)發(fā)電成本以及提高系能源并網(wǎng)效益。因此，在規(guī)劃建設(shè)光熱電站時(shí)應(yīng)結(jié)合具體實(shí)際情況進(jìn)行成本效益分析，選擇合適的最大裝機(jī)容量和儲(chǔ)熱裝置容量，以最大化系統(tǒng)整體經(jīng)濟(jì)效益。

圖13 光熱電站儲(chǔ)熱裝置最大容量靈敏度分析曲線Fig.13 Sensitivity analysis curves of maximum capacity of TS in CSP plant

4 結(jié)論

本文將風(fēng)電、光伏發(fā)電與光熱發(fā)電相結(jié)合，通過兩階段優(yōu)化思路，研究了基于分時(shí)電價(jià)的風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略。主要結(jié)論如下：

（1）風(fēng)電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地在最大化利用風(fēng)能和太陽(yáng)能資源的基礎(chǔ)上，利用光熱電站良好的可調(diào)度性與可控性，改善負(fù)荷曲線，降低等效負(fù)荷的峰荷和峰谷差。

（2）引入風(fēng)電-光伏-光熱系統(tǒng)，在提高風(fēng)能和太陽(yáng)能資源利用效率的同時(shí)，還可降低火電機(jī)組啟停頻率，提高火電機(jī)組運(yùn)行效率，從而達(dá)到提升系統(tǒng)整體運(yùn)行經(jīng)濟(jì)的目的。

（3）在一定運(yùn)行條件下，適當(dāng)增加光熱電站汽輪機(jī)組裝機(jī)容量和儲(chǔ)熱裝置容量可提高新能源并網(wǎng)經(jīng)濟(jì)效益、降低系統(tǒng)發(fā)電成本，但在規(guī)劃過程中，還應(yīng)考慮建設(shè)成本對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益的影響，以選擇合適的裝機(jī)容量。