基于分時電價的風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略

張 宏，董海鷹,2，陳 釗，黃 蓉，丁 坤

（1.蘭州交通大學自動化與電氣工程學院，蘭州 730070；2.蘭州交通大學新能源與動力工程學院，蘭州 730070；3.國網(wǎng)甘肅省電力公司電力科學研究院，蘭州 730050）

伴隨全球經(jīng)濟迅速發(fā)展，能源危機與環(huán)境污染問題日益加劇，大力發(fā)展新能源已成必然趨勢。以風光為代表的風電、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，在發(fā)電領(lǐng)域得到青睞[1]。而隨著風電、光伏發(fā)電滲透率不斷增長，其輸出功率的隨機性、間歇性、波動性以及預(yù)測精度低等特點給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行、調(diào)峰調(diào)頻、并網(wǎng)效益以及風光消納能力帶來一系列挑戰(zhàn)[2]。配備大容量儲能裝置可有效解決這一問題，但同時將增加額外運行成本。因此將風電、光伏發(fā)電與經(jīng)濟可控能源聯(lián)合運行逐漸成為研究熱點。

近年來，太陽能光熱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，標志著我國成為世界上少數(shù)掌握百兆瓦級熔鹽塔式光熱電站技術(shù)的國家，具有重要的里程碑意義。我國西北地區(qū)風光資源豐富，利用含儲熱光熱電站良好的可調(diào)度性與可控性，將光熱電站和風電、光伏發(fā)電聯(lián)合運行，通過儲熱裝置儲放熱特性提升風光并網(wǎng)空間，而汽輪機組良好的快速調(diào)節(jié)能力降低風光出力波動效應(yīng)[4]。因此，研究風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略，對緩解能源和環(huán)境間矛盾具有重要理論價值和實踐意義。

目前，國內(nèi)外學者主要針對風電與光伏、風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[5]建立了風電與光熱發(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電的不確定性；文獻[6]考慮系統(tǒng)綜合成本前提下，兼顧價格型需求響應(yīng)和風電預(yù)測二者不確定性，建立考慮價格型需求響應(yīng)及光熱電站參與風電消納的日前優(yōu)化調(diào)度模型；文獻[7]建立了風電-光熱發(fā)電系統(tǒng)并網(wǎng)運行模型，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)出力波動幅度；文獻[8]針對風電-光熱系統(tǒng)，建立了考慮能量與備用聯(lián)合出清的隨機機組組合模型，并定量分析光熱電站的能量效益與備用效益；文獻[9]基于光熱光伏系統(tǒng)運行機理，以最小化等效負荷方差和最大化系統(tǒng)并網(wǎng)效益為目標，建立光熱光伏系統(tǒng)兩階段優(yōu)化調(diào)度模型；文獻[10]考慮分時電價，建立了風電、光伏和儲能系統(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[11]提出利用風蓄聯(lián)合削峰的電力系統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度策略；文獻[12]考慮系統(tǒng)綜合成本前提下，兼顧電網(wǎng)運行約束，提出風電-光伏-光熱聯(lián)合出力調(diào)度策略。上述文獻主要針對風電與光伏、風電與光熱以及光伏與光熱的聯(lián)合調(diào)度展開研究，對風電-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電價的風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度策略。利用光熱電站儲熱系統(tǒng)儲放熱特性，將負荷低谷時段富余風電與光伏發(fā)電轉(zhuǎn)化為負荷高峰時段電能，以提高新能源消納率，使風電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟效益最大，同時將風電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合出力作為穩(wěn)定可調(diào)度電源，平滑等效負荷曲線，使火電機組出力經(jīng)濟平穩(wěn)，從而提高火電機組運行效率，降低系統(tǒng)發(fā)電成本。最后基于改進IEEE30 節(jié)點系統(tǒng)驗證本文所提調(diào)度策略的正確性和有效性。

1 風電-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

太陽能光熱電站主要由聚光集熱環(huán)節(jié)、儲熱環(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SF（solar field）、儲熱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）實現(xiàn)，當前主流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)可直接進入發(fā)電環(huán)節(jié)，加熱水形成水蒸氣帶動發(fā)電機組發(fā)電，HTF 介質(zhì)也可進入儲熱環(huán)節(jié)，通過熱交換實現(xiàn)熱存儲和熱釋放。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，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

隨著熔融鹽儲能技術(shù)的成熟，基于熔鹽的儲能介質(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。光熱電站的運行機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，可實現(xiàn)汽輪機組的快速調(diào)節(jié)，達到與燃氣機組相近的爬坡速度，這種快速爬坡能力進一步提升了可調(diào)度特性。

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

為解決風電、光伏出力的隨機性、間歇性和波動性對電網(wǎng)運行造成的沖擊問題和電網(wǎng)運行的經(jīng)濟性問題，將風電、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。在風電-光伏-光熱聯(lián)合削峰階段，以風電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟效益最優(yōu)和等效負荷方差最小為目標函數(shù)，優(yōu)化該系統(tǒng)的聯(lián)合出力，并傳遞給電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度階段；在電網(wǎng)經(jīng)濟調(diào)度階段，以系統(tǒng)總發(fā)電成本最小和火電機組出力波動最小為目標函數(shù)，依據(jù)風電-光伏-光熱系統(tǒng)出力確定廣義負荷，從而優(yōu)化火電機組的出力，最終獲得經(jīng)濟性最佳的運行方案。風電-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

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

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

1.2.1 峰荷時段調(diào)度出力策略

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

光熱電站輸出功率PGt為

風電與光伏發(fā)電上網(wǎng)功率為

1.2.2 平、谷荷時段調(diào)度出力策略

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

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

2 風電-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，從風電、光伏發(fā)電以及光熱發(fā)電三者互補機理入手，以提高新能源并網(wǎng)經(jīng)濟效益和實現(xiàn)火電機組經(jīng)濟平穩(wěn)運行為目標，建立風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型，包括風電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”模型和火電機組經(jīng)濟調(diào)度模型，其分別對應(yīng)第一階段優(yōu)化和第二階段優(yōu)化。

2.1 風電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”模型

風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)運行時，由于光熱電站配備大容量的儲熱裝置以及具備快速爬坡能力的汽輪機組，可將風電-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、改善等效負荷曲線、增強電力系統(tǒng)靈活運行的作用。因此，在第一階段優(yōu)化過程中，以風電-光伏-光熱聯(lián)合系統(tǒng)經(jīng)濟效益最大和等效負荷方差最小為優(yōu)化目標，建立風電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”模型，為第二階段火電機組經(jīng)濟調(diào)度提供等效負荷數(shù)據(jù)。

2.1.1 目標函數(shù)

目標函數(shù)1：風電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟效益最優(yōu)，即

式中：F1為系統(tǒng)市場售電效益；F2為系統(tǒng)并網(wǎng)環(huán)境效益；F3為系統(tǒng)棄風、棄光懲罰成本；F4為系統(tǒng)運維成本。計算公式分別為

目標函數(shù)2：等效負荷方差最小，即

式中：P1t為t 時刻負荷預(yù)測值；Pg1t為t 時刻等效負荷值；Pg1t,av表為等效負荷平均值。

2.1.2 約束條件

（1）風電出力約束為

（2）光伏發(fā)電出力約束為

（3）光熱電站儲熱系統(tǒng)約束如下。

①儲熱容量約束為

②儲熱系統(tǒng)儲、放熱功率約束為

③同一時段儲、放熱不能同時進行，其約束為

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

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

（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 火電機組經(jīng)濟調(diào)度模型

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

2.2.1 目標函數(shù)

目標函數(shù)3：系統(tǒng)總發(fā)電成本最小，即

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

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

目標函數(shù)4：火電機組出力波動最小，即

2.2.2 約束條件

（1）功率平衡約束為

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

式中：Pimax為火電機組i 最大出力；Rut為t 時刻系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用需求，通常取最大負荷10%。

（3）火電機組出力約束為

（4）火電機組爬坡速率約束為

式中：Ui、Di為表示機組i 最大向上、向下爬坡速率。

（5）火電機組最小啟停時間約束為

式中：Ti,t-1,on、Ti,t-1,off分別為機組i 在t-1 時段內(nèi)連續(xù)運行、停機時間；分別為最小開、停機時間。

（6）優(yōu)化調(diào)度各機組出力時需考慮網(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 時段所傳輸功率。

2.2.3 模型求解

本文采用智能算法求解風電-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化的粒子群算法求解。將差分進化策略融入多目標粒子群算法中，針對粒子飛行速度過快會導(dǎo)致算法陷入局部最優(yōu)解，加入一種速度控制策略加強算法的全局搜索性能。同時結(jié)合模糊數(shù)學原理，選取目標函數(shù)1 和2 合適的隸屬度函數(shù)進行模糊化，求得對應(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[13-14]。第二階段優(yōu)化采用基于改進雙重粒子群算法求解。離散PSO 分時段優(yōu)化機組的啟停狀態(tài)，在種群更新時加入了臨界算子，改進了可行解的判別條件，各機組出力最低值的和要在一定程度上低于負荷需求值，并考慮機組啟停時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荷分配，考慮功率平衡約束和機組的出力上下限約束。求解經(jīng)濟負荷分配時，利用罰函數(shù)的方法滿足機組的爬坡速率約束，最后得到系統(tǒng)總發(fā)電成本。由于是多目標優(yōu)化問題，將Pareto 最優(yōu)概念與其結(jié)合，通過Pareto 最優(yōu)機制確定個體最優(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[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IEEE30 節(jié)點系統(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 臺常規(guī)火電機組，具體參數(shù)見表2，100 MW 光熱電站具體參數(shù)見表3。風電、光伏預(yù)測數(shù)據(jù)如圖5 所示。設(shè)風電、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；棄風棄光懲罰費用為100 元/（MW·h）；風電、光伏發(fā)電運維成本系數(shù)cw、cpv分別為20 元/MW、30 元/MW。

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

圖5 風電與光伏預(yù)測曲線Fig.5 Curves of wind and PV predictive power

表2 常規(guī)火電機組參數(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)前后風電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟效益、系統(tǒng)等效負荷方差以及總發(fā)電成本變化情況，對有無光熱電站場景下的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果進行對比分析，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行時，風電-光伏系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”等效負荷曲線，圖6（b）為系統(tǒng)中各火電機組對應(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行時，風電-光伏-光熱系統(tǒng)聯(lián)合“削峰”等效負荷曲線，圖7（b）為系統(tǒng)中各火電機組對應(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應(yīng)指標值、各火電機組出力以及對應(yīng)變化率。

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

表5 火電機組出力方差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，風電、光伏全部上網(wǎng)，風電-光伏系統(tǒng)削峰效果差，等效負荷方差為4 251.177；接入光熱電站后，風電-光伏-光熱系統(tǒng)削峰效果明顯，等效負荷波動幅度明顯降低，其方差降低92.96%；系統(tǒng)中各火電機組最優(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，風電-光伏-光熱系統(tǒng)經(jīng)濟效益提高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電-光伏-光熱系統(tǒng)并網(wǎng)經(jīng)濟效益，還可平滑等效負荷曲線，達到對負荷“削峰”效果，同時可提高火電機組運行效率，降低系統(tǒng)總發(fā)電成本。

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

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

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

圖10 風電、光伏實際調(diào)度出力與預(yù)測出力對比曲線Fig.10 Curve of comparison between actual dispatching output and predicted output from wind and PV power

3.2.2 光熱電站不同裝機容量的優(yōu)化結(jié)果分析

圖11 為光熱電站汽輪機組不同裝機容量下系統(tǒng)等效負荷曲線。由圖11（b）可知，當光熱電站汽輪機組裝機容量較大，即最大出力為140 MW 時，風電-光伏-光熱聯(lián)合出力基本完全平抑負荷波峰，火電機組總出力趨于平滑，其運行效率高，但此時設(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，由圖11（a）可知，等效負荷有一定波動，即火電機組總出力有一定波動，其運行效率相對最大出力為140 MW 時有所降低，但此時設(shè)備投資成本低。因此設(shè)備投資成本與火電機組運行效率之間的權(quán)衡需進一步研究。

圖11 光熱電站不同裝機容量下的優(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 光熱電站不同裝機容量下優(yōu)化結(jié)果可知，風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)運行時，光熱電站汽輪機組最大出力將直接影響系統(tǒng)等效負荷方差，從而影響系統(tǒng)發(fā)電成本。同時新能源并網(wǎng)經(jīng)濟效益也將發(fā)生變化。

圖12 為光熱電站汽輪機組最大出力變化時，系統(tǒng)等效負荷方差、發(fā)電成本以及新能源并網(wǎng)經(jīng)濟效益變化情況?？梢钥闯?，增加光熱電站汽輪機組最大出力時，系統(tǒng)等效負荷方差不斷遞減，即在一定光照條件下，汽輪機組裝機容量越大，負荷曲線改善情況越好。同時，根據(jù)新能源并網(wǎng)效益上升趨勢和系統(tǒng)發(fā)電成本下降趨勢可知，選擇合適的機組裝機容量對提高系統(tǒng)經(jīng)濟性具有重要意義。由于光熱電站儲熱裝置容量的大小會影響光熱電站出力的大小，因此光熱電站儲熱系統(tǒng)最大容量同樣將影響系統(tǒng)等效負荷方差、系統(tǒng)發(fā)電成本以及新能源并網(wǎng)經(jīng)濟效益。

圖12 光熱電站汽輪機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 為光熱電站儲熱裝置最大容量變化時，系統(tǒng)等效負荷方差、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儲熱裝置最大容量增加，等效負荷方差和發(fā)電成本均呈下降趨勢，新能源并網(wǎng)效益呈上升趨勢，說明在一定光照條件下，提升儲熱裝置容量有助于改善負荷曲線、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)光熱電站時應(yīng)結(jié)合具體實際情況進行成本效益分析，選擇合適的最大裝機容量和儲熱裝置容量，以最大化系統(tǒng)整體經(jīng)濟效益。

圖13 光熱電站儲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，研究了基于分時電價的風電-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）風電-光伏-光熱聯(lián)合發(fā)電基地在最大化利用風能和太陽能資源的基礎(chǔ)上，利用光熱電站良好的可調(diào)度性與可控性，改善負荷曲線，降低等效負荷的峰荷和峰谷差。

（2）引入風電-光伏-光熱系統(tǒng)，在提高風能和太陽能資源利用效率的同時，還可降低火電機組啟停頻率，提高火電機組運行效率，從而達到提升系統(tǒng)整體運行經(jīng)濟的目的。

（3）在一定運行條件下，適當增加光熱電站汽輪機組裝機容量和儲熱裝置容量可提高新能源并網(wǎng)經(jīng)濟效益、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)成本對系統(tǒng)經(jīng)濟效益的影響，以選擇合適的裝機容量。