CN108321837B - 一种风电-光热联合发电系统及其运行方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种风电‑光热联合发电系统，其特征是，包括风电子系统、光热子系统、电加热子系统以及优化调度子系统，风电子系统通过电加热子系统与光热子系统相连，所述优化调度子系统分别与风电子系统以及光热子系统相连。优点：1）风电和CSP整体作为电网的一个节点，在风电上网前抑制风电波动，使联合系统可像常规发电系统一样调度，减小风电对电网的冲击；2）系统中增加电加热装置，提高了风资源利用率。3）在优化调度子系统中，以风电‑CSP联合发电系统运行的效益最大化为目标，有效降低弃风，具有较高的可调度性、安全性和经济性。

Description

一种风电-光热联合发电系统及其运行方法

技术领域

本发明涉及一种风电-光热联合发电系统及其运行方法，属于发电技术领域。

背景技术

随着全球化石燃料的不断消耗及生态环境日益恶化，利用可再生能源发电受到越来越多的关注。风电是除水电外目前技术最成熟、成本最低的可再生能源发电形式。到2030年，风电将提供全球电能的9％；而这一数字到2050年将达到12％。截至2014年底，我国并网风电装机容量已达9581万千瓦。但是，由于风资源的随机性、间歇性，导致风电可控性及调度性差，大比重的风电直接并网将会对电网的安全稳定运行带来潜在风险，严重的甚至可能导致电网瘫痪，造成极其重大的经济损失。当直接接入电网的风电比重达到10％以上时应该对电网系统进行合理有效的调节，以提高供电质量和降低运行成本。

针对上述问题，如果采取限制电网中风电比重或加大风机功率调节范围(如：弃风)的措施是不可取的。最好的方法有两个：其一是，建设配套调节电源，采用联调的方法提高风电消纳能力；其二是，利用储能系统将风电间接输入电网或存储起来，在电网需要时稳定地为电网供电。实际应用中常常是将两种方法联合使用。目前，可作为风电调节电源的只有：常规发电厂、光伏电站或抽水蓄能电站。但常规发电厂应用的是化石能源，与国家发展可再生能源、节能减排的初衷相悖。以光伏电站作为调节电源，其蓄电池的储能效率峰值只有70％左右，而且风电和光伏的发电特性会导致风光(伏)蓄(电池)系统中的蓄电池长期处于亏电状态，蓄电池寿命短、成本高。采用抽水蓄能电站作为调节电源是比较理想的措施，但抽蓄电站严重受到地域限制。另外，如直接利用压缩空气储能，其能损高达50％左右，储能效率较低。综上可知，现有的上述调节措施虽可行但均不甚完善。

将光热电站作为风电的调节电源，是提高风电消纳能力的新思路和新方向。光热电站是一种既能提供清洁电力又不影响电力系统可靠性的新能源电源，其作为风电的调节电源，具有以下四大优势：其一，太阳能是最广泛的可再生能源，光热发电环保无碳排放；其二，光热发电采用的是利用聚光器和集热器收集太阳辐射热能，加热工质产生过热蒸汽，推动传统同步发电机组发电的形式，其与火电厂的本质差别仅在于使用的能源不同，因此其具有与火电厂相同的调节优点；其三，光热电站的储能装置通常利用熔融盐储热形式储能，不但易于大规模化而且其热储能效率可达95-97％，这是其他储能方式无法比拟的，而且储能装置可使其能够在一定范围内根据发电计划调整出力，并能平滑出力，使其能够适应电网的需求；其四，太阳能一般在白天和夏季较为丰富，而风能一般在晚上和春秋较为丰富，太阳能与风能的这种天然的昼夜互补性和季节互补性，配合有效的储能手段后可消除可再生能源发电稳定性差的弱点，可使得它们组成良好能量互补系统。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的缺陷，提供一种风电-光热联合发电系统，其特征是，包括风电子系统、光热子系统、电加热子系统以及优化调度子系统，风电子系统通过电加热子系统与光热子系统相连，所述优化调度子系统分别与风电子系统以及光热子系统相连；

所述风电子系统作为主要发电系统，用于风力发电；

所述光热子系统用于调峰填谷、降低风电波动性、平滑系统出力，该光热子系统主要由太阳能聚光集热子系统、储热子系统、热力循环子系统组成，太阳辐射经聚光集热子系统中的聚光器收集汇聚到集热器中，并通过传热工质将热能传递到储热子系统中储存起来，发电时储热子系统中的热能经换热进入热力循环子系统进行发电，所述热力循环子系统用于支持汽轮机组进行快速的出力调节；所述储热子系统用于将联合发电系统的发电量在允许范围内进行时间平移，使其具有可调度性，降低风电波动性，调峰填谷，满足电网要求；

所述电加热子系统用于将风电多余电量转化为热量，并送入所述储热子系统储存；

所述优化调度子系统用于协调风电子系统、光热子系统及电加热子系统的运行。

进一步的，所述优化调度子系统依次通过构建目标函数、计算联合发电系统的计划出力、出力约束使联合发电系统整体出力满足电网需求，保证联合发电系统的经济性。

进一步的，所述目标函数以该联合发电系统运行的效益最大化为目标，同时，考虑偏离出力计划惩罚及弃风、弃光损失，则目标函数为：

目标函数中，第1项表示售电收益，第2项表示实际出力偏离计划出力的惩罚，第3和4项分别表示弃光损失和弃风损失，其中，t为时间段，t＝1,2,…,t_max，P_t ^SE、P_t ^WE分别表示光热子系统和风电子系统的上网电量，π_t为售电价格，ω为实际出力偏离计划出力惩罚因子，L_t为计划负荷，P_t ^th,S-C、P_t ^w,W-C表示弃光量、弃风量，C_SC、C_WC表示弃光、弃风惩罚因子。

进一步的，所述联合发电系统的计划出力用于验证该联合发电系统可按常规发电系统一样调度，采用式(2)计算联合发电系统的计划出力，

式中，

为t时段风电机组预测出力，L_st为t时段系统的总负荷，0＜η≤1，η为联合发电系统出力占系统负荷的比例，其值在各时间点是相同的，即计划出力曲线完全跟随负荷的变化。

进一步的，所述出力约束包括能量平衡等式约束和光热子系统运行、储热子系统运行、系统输出负荷不等式约束，出力约束用于对决策方案施加限制范围。

进一步的，所述等式约束：

系统可用太阳能功率P_t ^th,S如式(3)，而P_t ^th,S包括传热工质HTF吸收的太阳能热功率P_t ^th,S-H与弃光功率P_t ^th,S-C两部分，如式(4)

P_t ^th,S＝η_SFS_SFR_t (3)

P_t ^th,S＝P_t ^th,S-H+P_t ^th,S-C (4)

式中，η_SF表示光-热转化效率，S_SF表示镜场面积，R_t表示t时刻的光照直接辐射指数；

热工质通过换热将能量传递给热力循环子系统PC，忽略换热损失，则进入PC的热功率P_t ^th,H-P、传热工质HTF吸收的太阳能热功率P_t ^th,S-H、由储热子系统TES传递给HTF的热功率P_t ^th,T-H及由HTF传递给TES的热功率P_t ^th,H-T之间有式(5)所示关系

P_t ^th,S-H-P_t ^th,H-T+P_t ^th,T-H-P_t ^th,H-P＝0 (5)

对于TES来说，可通过电加热子系统EH或光热子系统CSP的聚光集热子系统进行储热，在考虑CSP聚光集热子系统储热效率η_H-T及EH储热效率η_W-T情况下，TES储热功率P_t ⁱⁿ如式(6)，其中P_t ^w,W-T表示电加热功率；则TES传递给HTF的热功率P_t ^th,T-H与TES放热功率P_t ^out的关系如式(7)，其中，η_T-H表示储热放热效率；在考虑TES热耗散率γ时，TES相邻时间段储热热量的变化关系如式(8)，其中，E_t表示t时刻储能系统总能量，Δt为时间间隔，

P_t ⁱⁿ＝P_t ^th,H-Tη_H-T+P_t ^w,W-Tη_W-T (6)

P_t ^out＝P_t ^th,T-H/η_T-H (7)

E_t+1＝(1-γΔt)E_t+(P_t ⁱⁿ-P_t ^out)Δt (8)

对于PC模块，其发电功率P_t ^SE与吸收热功率P_t ^th,H-P可用分段线性函数来表示，如式(9)所示

对于风电子系统，其当前可用风电功率P_t ^w,E包括上网功率P_t ^WE、EH加热功率P_t ^w,W-T、弃风功率P_t ^w,W-C三部分，如式(10)

P_t ^w,E＝P_t ^w,W-T+P_t ^WE+P_t ^w,W-C (10)。

进一步的，所述不等式约束：

CSP机组的运行约束有：

式(11)、(12)描述了机组的最小运行、停止时间，其中

表示PC模块的工作状态，0表示停止，1表示运行；

为机组最小运行、停止时间，T为总时长；式(13)描述了机组的爬坡约束，

分别为机组最大上、下爬坡能力；式(14)描述了机组的出力约束，

分别表示PC系统最小、最大出力；

TES的运行约束有：

E_min≤E_t≤E_max (18)

(1-ε_e)E₀≤E_T-E₀≤(1+ε_e)E₀ (19)

(15)-(16)分别表示CSP、风电储热功率限制，(17)表示TES放热功率限制，(18)描述了储能容量限制，(19)描述了日内储热容量允许变化范围。

分别表示CSP储热最小、最大功率，风电储热最小、最大功率、TES放热最小、最大功率，

分别为CSP储热状态变量、TES放热状态变量、EH工作状态变量，E_min、E_max分别表示最小、最大储能容量，E₀表示储热初始热容量，E_T表示储热周期末热容量，ε_e表示天内首末时段储热热容量允许变化限；

为了保证系统实际负荷与计划负荷在一定误差带，系统输出负荷约束如式(20)

(1-ε_l)L_t≤L_rt-L_t≤(1+ε_l)L_t (20)

式中，L_rt表示联合系统实际发电负荷，L_t为计划负荷，ε_l为负荷偏差容许限。

除此之外，弃光功率、弃风功率应为非负，即

P_t ^th,S-C≥0 (21)

P_t ^w,W-C≥0 (22)。

一种风电-光热联合发电系统运行方法，其特征是，包括如下步骤：

3)风电出力小于计划出力时，启动CSP，由CSP提供差额发电量，此时考虑CSP运行状态及最小停运时间约束：如果CSP处于停运状态且未能达到最小停运时间，则CSP不能启动，此时，整体出力小于计划出力；如果CSP处于运行状态或者满足最小停运时间，则由CSP补充发电出力；

4)风电出力大于计划出力时，EH进行储热，如果CSP处于运行状态且运行时间小于最小启动时间，则CSP要继续维持运行；如果CSP处于停运或者运行时间大于最小启动时间，则通过EH的储热功率可以为风电出力与计划出力的差值；

3)在上述分析中，CSP满足了停运时间和启动时间，其是否启动或停运还和启动成本和停止成本相关。

本发明所达到的有益效果：

1)风电和CSP整体作为电网的一个节点，在风电上网前抑制风电波动，使联合系统可像常规发电系统一样调度，减小风电对电网的冲击；2)系统中增加电加热(electricheater,EH)装置，将多余风资源直接转化成热能储存在储能系统(Thermal EnergyStorage,TES)中，并在需要时通过CSP的发电系统向电网输送发电，提高了风资源利用率。3)在优化调度子系统中，以风电-CSP联合发电系统运行的效益最大化为目标，考虑能量平衡约束、储热功率及容量约束等建立了含全天各时段的混合整数规划模型。该模型可使本文提出的风电-CSP联合发电系统很好地跟踪计划负荷，有效降低弃风，具有较高的可调度性、安全性和经济性。

附图说明

图1是本发明的联合发电系统结构图；

图2是风电-CSP联合发电系统能流图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。

风电-光热联合发电系统结构如图1所示，这里以风电场与槽式光热电站联合为例，其他光热电站有类似结构。联合发电系统主要由风电子系统、光热子系统、电加热子系统以及优化调度子系统组成。风电子系统通过电加热子系统与光热子系统相连。光热子系统由太阳能聚光集热子系统、储热子系统、热力循环子系统(power cycle,PC)等组成。在光热子系统中，储热子系统可将光热发电量在允许范围内进行时间平移，使光热发电量具有一定的可调度性；热力循环子系统具有较好的可控性和调节能力，能支持汽轮机组进行快速的出力调节。

电加热系统是一种利用弃风的装置，当风力发电大于电网负荷需求时，风电不得不进行弃风以降低系统出力时，电加热子系统可将风电多余电量转化为热量，并送入储热系统储存；在系统出力小于电网负荷需求时，由光热子系统再转化为电能。系统中加入电加热系统不仅实现弃风的有效利用，提高风电利用率而且为储热系统增加热源，使联合系统的灵活性和可调度性进一步提高。

在联合发电系统中，风电子系统为主要发电系统，光热子系统起到调峰填谷、降低风电波动性、平滑系统出力的作用，优化调度子系统协调风电子系统、光热子系统及电加热子系统的运行，使系统整体出力满足电网需求，同时保证系统的经济性。

2风电-光热联合发电系统运行模式

其基本运行模式包括：

1)风电出力小于计划出力时，启动CSP，由CSP提供差额发电量。此时考虑CSP运行状态及最小停运时间约束：如果CSP处于停运状态且未能达到最小停运时间，则CSP不能启动，此时，整体出力小于计划出力；如果CSP处于运行状态或者满足最小停运时间，则由CSP补充发电出力。

2)风电出力大于计划出力时，EH进行储热。如果CSP处于运行状态且运行时间小于最小启动时间，则CSP要继续维持运行；如果CSP处于停运或者运行时间大于最小启动时间，则通过EH的储热功率可以为风电出力与计划出力的差值。

3)在上述分析中，CSP满足了停运时间和启动时间，其是否启动(停运)还和启动成本和停止成本等相关。

3风电-CSP联合发电系统优化调度模型

3.1目标函数

以风电-CSP联合发电系统运行的效益最大化为目标，同时，考虑偏离出力计划惩罚及弃风、弃光损失，则目标函数为：

目标函数中，第1项表示售电收益，第2项表示实际出力偏离计划出力的惩罚，第3和4项分别表示弃光损失和弃风损失。其中，t为时间段，t＝1,2,…,96，P_t ^SE、P_t ^WE分别表示CSP、风电上网电量，π_t为售电价格，ω为实际出力偏离计划出力惩罚因子，L_t为计划负荷，P_t ^th,S-C、P_t ^w,W-C表示弃光量、弃风量，C_SC、C_WC表示弃光、弃风惩罚因子。

3.2风电-CSP联合发电系统的计划出力

对于本文所提出的以风电为主，采用光热进行调节的联合发电系统运行模式，为了验证该联合发电系统可按常规发电系统一样调度，可采用式(2)计算风电-CSP联合发电系统的计划出力[6]

式中，

为t时段风电机组预测出力，L_st为t时段系统的总负荷，0＜η≤1，η为风电-CSP联合发电系统出力占系统负荷的比例，其值在各时间点是相同的，即计划出力曲线完全跟随负荷的变化。

3.3等式约束

对于电网调度而言，调度问题所关心的时间间隔尺度远远大于系统内部动态过程时间常数，因此，调度模型中不涉及能量交换的动态过程。风电-CSP联合发电能流图如图2所示。

系统可用太阳能功率P_t ^th,S如式(3)，而P_t ^th,S包括传热工质(Heat TransferFluid,HTF)吸收的热功率P_t ^th,S-H与弃光功率P_t ^th,S-C两部分，如式(4)

P_t ^th,S＝η_SFS_SFR_t (3)

P_t ^th,S＝P_t ^th,S-H+P_t ^th,S-C (4)

式中，η_SF表示光-热转化效率，S_SF表示镜场面积，R_t表示t时刻的光照直接辐射指数(DNI)。

HTF通过换热将能量传递给PC，忽略换热损失，则进入PC的热功率P_t ^th,H-P、HTF吸收的太阳能热功率P_t ^th,S-H、由TES传递给HTF的热功率P_t ^th,T-H及由HTF传递给TES的热功率P_t ^{th ,H-T}之间有式(5)所示关系

P_t ^th,S-H-P_t ^th,H-T+P_t ^th,T-H-P_t ^th,H-P＝0 (5)

对于TES来说，可通过EH或CSP的聚光集热子系统进行储热，在考虑CSP聚光集热子系统储热效率η_H-T及EH储热效率η_W-T情况下，TES储热功率如式(6)；则TES传递给HTF的热功率P_t ^th,T-H与TES放热功率P_t ^out的关系如式(7)，其中，η_T-H表示储热放热效率；在考虑TES热耗散率γ时，TES相邻时间段储热热量的变化关系如式(8)，其中，E_t表示t时刻储能系统总能量，Δt为时间间隔。

P_t ⁱⁿ＝P_t ^th,H-Tη_H-T+P_t ^w,W-Tη_W-T (6)

P_t ^out＝P_t ^th,T-H/η_T-H (7)

E_t+1＝(1-γΔt)E_t+(P_t ⁱⁿ-P_t ^out)Δt (8)

对于PC模块，其发电功率P_t ^SE与吸收热功率P_t ^th,H-P可用分段线性函数来表示，如式(9)所示

对于风电子系统，其当前可用风电功率P_t ^w,E包括上网功率P_t ^WE、EH加热功率P_t ^w,W-T、弃风功率P_t ^w,W-C三部分，如式(10)

P_t ^w,E＝P_t ^w,W-T+P_t ^WE+P_t ^w,W-C (10)

3.4不等式约束

CSP机组的运行约束有：

式(11)、(12)描述了机组的最小运行、停止时间，其中

表示PC模块的工作状态，0表示停止，1表示运行；

为机组最小运行、停止时间，T为总时长；式(13)描述了机组的爬坡约束，

分别为机组最大上、下爬坡能力；式(14)描述了机组的出力约束，

分别表示PC系统最小、最大出力。

TES的运行约束有：

E_min≤E_t≤E_max (18)

(1-ε_e)E₀≤E_T-E₀≤(1+ε_e)E₀ (19)

(15)-(16)分别表示CSP、风电储热功率限制，(17)表示TES放热功率限制，(18)描述了储能容量限制，(19)描述了日内储热容量允许变化范围。

分别表示CSP储热最小、最大功率，风电储热最小、最大功率、TES放热最小、最大功率，

分别为CSP储热状态变量、TES放热状态变量、EH工作状态变量，E_min、E_max分别表示最小、最大储能容量，E₀表示储热初始热容量，E_T表示储热周期末热容量，ε_e表示天内首末时段储热热容量允许变化限。

为了保证系统实际负荷与计划负荷在一定误差带，系统输出负荷约束如式(20)

(1-ε_l)L_t≤L_rt-L_t≤(1+ε_l)L_t (20)

式中，L_rt表示联合系统实际发电负荷，L_t为计划负荷，ε_l为负荷偏差容许限。

除此之外，弃光功率、弃风功率应为非负，即

P_t ^th,S-C≥0 (21)

P_t ^w,W-C≥0 (22)

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (6)

1.一种风电-光热联合发电系统，其特征是，包括风电子系统、光热子系统、电加热子系统以及优化调度子系统，风电子系统通过电加热子系统与光热子系统相连，所述优化调度子系统分别与风电子系统以及光热子系统相连；

所述风电子系统作为主要发电系统，用于风力发电；

所述光热子系统用于调峰填谷、降低风电波动性、平滑系统出力，该光热子系统由聚光集热子系统、储热子系统、热力循环子系统组成，太阳辐射经聚光集热子系统中的聚光器收集汇聚到集热器中，并通过传热工质将热能传递到储热子系统中储存起来，发电时储热子系统中的热能经换热进入热力循环子系统进行发电，所述热力循环子系统用于支持汽轮机组进行快速的出力调节；所述储热子系统用于将联合发电系统的发电量在允许范围内进行时间平移，使其具有可调度性，降低风电波动性，调峰填谷，满足电网要求；

所述电加热子系统用于将风电多余电量转化为热量，并送入所述储热子系统储存；

所述优化调度子系统用于协调风电子系统、光热子系统及电加热子系统的运行；

所述优化调度子系统依次通过构建目标函数、计算联合发电系统的计划出力、出力约束使联合发电系统整体出力满足电网需求，保证联合发电系统的经济性；

所述目标函数以该联合发电系统运行的效益最大化为目标，同时，考虑偏离出力计划惩罚及弃风、弃光损失，则目标函数为：

目标函数中，第1项表示售电收益，第2项表示实际出力偏离计划出力的惩罚，第3和4项分别表示弃光损失和弃风损失，其中，t为时间段，t＝1,2,…,t_max，P_t ^SE、P_t ^WE分别表示光热子系统和风电子系统的上网电量，π_t为售电价格，ω为实际出力偏离计划出力惩罚因子，L_t为计划负荷，P_t ^th,S-C、P_t ^w,W-C表示弃光量、弃风量，C_SC、C_WC表示弃光、弃风惩罚因子。

2.根据权利要求1所述的一种风电-光热联合发电系统，其特征是，所述联合发电系统的计划出力用于验证该联合发电系统可按常规发电系统一样调度，采用式(2)计算联合发电系统的计划出力，

式中，

为t时段风电机组预测出力，L_st为t时段系统的总负荷，0＜η≤1，η为联合发电系统出力占系统负荷的比例，其值在各时间点是相同的，即计划出力曲线完全跟随负荷的变化。

3.根据权利要求1所述的一种风电-光热联合发电系统，其特征是，所述出力约束包括能量平衡等式约束和光热子系统运行、储热子系统运行、系统输出负荷不等式约束，出力约束用于对决策方案施加限制范围。

4.根据权利要求3所述的一种风电-光热联合发电系统，其特征是，所述等式约束：

系统可用太阳能功率P_t ^th,S如式(3)，而P_t ^th,S包括传热工质HTF吸收的太阳能热功率P_t ^{th ,S-H}与弃光功率P_t ^th,S-C两部分，如式(4)

P_t ^th,S＝η_SFS_SFR_t (3)

P_t ^th,S＝P_t ^th,S-H+P_t ^th,S-C (4)

式中，η_SF表示光-热转化效率，S_SF表示镜场面积，R_t表示t时刻的光照直接辐射指数；

热工质通过换热将能量传递给热力循环子系统PC，忽略换热损失，则进入PC的热功率P_t ^th,H-P、传热工质HTF吸收的太阳能热功率P_t ^th,S-H、由储热子系统TES传递给HTF的热功率P_t ^th,T-H及由HTF传递给TES的热功率P_t ^th,H-T之间有式(5)所示关系

P_t ^th,S-H-P_t ^th,H-T+P_t ^th,T-H-P_t ^th,H-P＝0 (5)

对于TES来说，可通过电加热子系统EH或光热子系统CSP的聚光集热子系统进行储热，在考虑CSP聚光集热子系统储热效率η_H-T及EH储热效率η_W-T情况下，TES储热功率P_t ⁱⁿ如式(6)，其中P_t ^w,W-T表示电加热功率；则TES传递给HTF的热功率P_t ^th,T-H与TES放热功率P_t ^out的关系如式(7)，其中，η_T-H表示储热放热效率；在考虑TES热耗散率γ时，TES相邻时间段储热热量的变化关系如式(8)，其中，E_t表示t时刻储能系统总能量，Δt为时间间隔，

P_t ⁱⁿ＝P_t ^th,H-Tη_H-T+P_t ^w,W-Tη_W-T (6)

P_t ^out＝P_t ^th,T-H/η_T-H (7)

E_t+1＝(1-γΔt)E_t+(P_t ⁱⁿ-P_t ^out)Δt (8)

对于PC，其发电功率P_t ^SE与吸收热功率P_t ^th,H-P可用分段线性函数来表示，如式(9)所示

对于风电子系统，其当前可用风电功率P_t ^w,E包括上网功率P_t ^WE、EH加热功率P_t ^w,W-T、弃风功率P_t ^w,W-C三部分，如式(10)

P_t ^w,E＝P_t ^w,W-T+P_t ^WE+P_t ^w,W-C (10)。

5.根据权利要求4所述的一种风电-光热联合发电系统，其特征是，所述不等式约束：

CSP机组的运行约束有：

式(11)、(12)描述了机组的最小运行、停止时间，其中

表示PC的工作状态，0表示停止，1表示运行；

为机组最小运行、停止时间，T为总时长；式(13)描述了机组的爬坡约束，

分别为机组最大上、下爬坡能力；式(14)描述了机组的出力约束，

分别表示PC最小、最大出力；

TES的运行约束有：

E_min≤E_t≤E_max (18)

(1-ε_e)E₀≤E_T-E₀≤(1+ε_e)E₀ (19)

(15)-(16)分别表示CSP、风电储热功率限制，(17)表示TES放热功率限制，(18)描述了储能容量限制，(19)描述了日内储热容量允许变化范围，

分别表示CSP储热最小、最大功率，风电储热最小、最大功率、TES放热最小、最大功率，

分别为CSP储热状态变量、TES放热状态变量、EH工作状态变量，E_min、E_max分别表示最小、最大储能容量，E₀表示储热初始热容量，E_T表示储热周期末热容量，ε_e表示天内首末时段储热热容量允许变化限；

为了保证系统实际负荷与计划负荷在一定误差带，系统输出负荷约束如式(20)

(1-ε_l)L_t≤L_rt-L_t≤(1+ε_l)L_t (20)

式中，L_rt表示联合系统实际发电负荷，L_t为计划负荷，ε_l为负荷偏差容许限；

除此之外，弃光功率、弃风功率应为非负，即

P_t ^th,S-C≥0 (21)

P_t ^w,W-C≥0 (22)。

6.一种基于权利要求5所述的风电-光热联合发电系统运行方法，其特征是，包括如下步骤：

1)风电出力小于计划出力时，启动CSP，由CSP提供差额发电量，此时考虑CSP运行状态及最小停运时间约束：如果CSP处于停运状态且未能达到最小停运时间，则CSP不能启动，此时，整体出力小于计划出力；如果CSP处于运行状态或者满足最小停运时间，则由CSP补充发电出力；

2)风电出力大于计划出力时，EH进行储热，如果CSP处于运行状态且运行时间小于最小启动时间，则CSP要继续维持运行；如果CSP处于停运或者运行时间大于最小启动时间，则通过EH的储热功率可以为风电出力与计划出力的差值；

3)在上述步骤1)和步骤2)的分析中，CSP满足了停运时间和启动时间，其是否启动或停运还和启动成本和停止成本相关。

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