CN110994698A - 一种太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法 - Google Patents
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Abstract
本发明是一种太阳能光伏‑光热联合发电系统优化运行方法，其特点是，从把握光热电站在运行时其内部的热量流向变化规律入手，利用热量在光热电站内部各部分的平衡机理，来建立光热电站的发电模型，并在此基础上建立光伏‑光热联合发电模型，构建太阳能光伏‑光热联合发电优化运行调度策略，能够计及太阳能能源消纳最多、净负荷波动程度最小以及电力系统运维成本最少，亦即以光伏‑光热联合系统收益最大且跟随负荷能力最强为目标的优化运行方法，并采用权重法对目标函数进行处理，具有方法科学合理，适用性强，效果佳等优点。
Description
技术领域
本发明涉及电力系统中的优化调度领域，是一种综合考虑太阳能的能源消纳、净负荷波动程度以及电力系统运行维护费用的光伏-光热联合发电系统优化运行方法。
背景技术
太阳能资源丰富，现有技术中光伏发电(photovoltaic,PV)是太阳能资源的主要利用形式。但由于其间歇性与波动性对电力系统的安全可靠运行带来的诸多问题，值得关注的是，借助太阳能光热发电(ConcentratingSolarPower,CSP)的储热装置以及其具备快速爬坡能力的汽轮机组，可使太阳能能源的消纳得到进一步的提升。另外，光伏与光热发电具有天然的互补优势。光伏发电具有较强的日周期性，只能在白天进行发电，另外发电过程中受光照影响敏感，波动性强。而光热电站其装机容量较传统火电厂小，但爬坡灵活性更优，最小经济技术出力小，另外又有储热装置起缓冲作用，可充分弥补光伏发电的波动，并且在夜晚时代替光伏继续发电，以达到光伏光热联合发电系统连续平稳发电的目的。借助太阳能光热发电的储热装置以及其具备快速爬坡能力的汽轮机组，可使光伏-光热联合发电系统可控性增加，使考虑环境效益后的电力系统运行维护成本降低，并且对太阳能能源的消纳大大提升。
对此，本发明提出一种太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法，从把握光热电站在运行时其内部的热量流向变化规律入手，利用热量在光热电站内部各部分的平衡机理，来建立光热电站的发电模型，并在此基础上建立光伏-光热联合发电模型，构建太阳能光伏-光热联合发电优化运行调度策略，能够计及太阳能能源消纳最多、净负荷波动程度最小以及电力系统运维成本最少，亦即以光伏-光热联合系统收益最大且跟随负荷能力最强为目标的优化运行方法，并采用权重法对目标函数进行处理，实施例分析表明了光热电站接入电力系统后对提升太阳能消纳水平以及降低电力系统运维成本效果是比较好的。
发明内容
本发明的目的是，克服现有技术的不足，建立一种科学合理，适用性强，效果佳，能够计及太阳能能源消纳最多、净负荷波动程度最小以及电力系统运维成本最少的太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法。
实现本发明的目的采用的技术方案是，一种太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法，其特征是，它包括：建立光热电站发电模型、建立光伏-光热联合发电模型、构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略，具体内容为：
1)建立光热电站发电模型
把握光热电站在运行时其内部的热量流向变化规律，利用热量在光热电站内部各部分的平衡机理，来建立光热电站发电模型；
光热电站在运行时的内部热量流向为：通过光热电站中镜场的镜面与导油管对太阳能中热量进行收集，并将一部分热量储存在光热电站储热罐内的二元硝酸盐中，其余热量经汇集通过加热水产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而转换为电能发电；
利用热量分别在集热、储热、传热和热电这四个环节中的不同平衡机理，对应地建立光热电站实现发电的四个子步骤，如下，
①在光热电站通过镜场收集热能的环节中，利用太阳能转化成热能时的能量守恒原理，建立能够定量计算该镜场所收集到热能是多少的数学模型，见公式(1)，
其中，
F为镜场在t时段收集到的热量，ηSF为光热转换效率，SSF为镜场面积，Rt为t时段光照辐射指数，
为t时段弃热量；
②在光热电站通过储热罐储热的环节中，把通过步骤1)的子步骤①得到的热量，一部分直接用于发电，一部分储存在光热电站的储热罐中，对于后者，利用油介质中热能转化成二元硝酸盐介质中热能时的能量守恒原理，建立能够计算该储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量的数学模型，见公式(2)：
其中
为储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量，
F与
分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数，
为镜场在t时段收集到的热量，
为t时段油盐热量转换时的能量损耗，
为储热在t时段流出的能量，
为储热时能量损耗；
③在将热能传递给汽轮机的环节中，针对传递给汽轮机的热量，既能仅通过步骤1)的子步骤①得到，又能仅通过步骤1)的子步骤②得到，还能同时通过步骤1)的子步骤①和子步骤②得到，利用在这种热能传递时的能量守恒原理，建立能够计算在t时段传递给汽轮机的热量的数学模型，见公式(3)：
其中Qt G为t时段传递给汽轮机的热量，
与
分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数，
为镜场在t时段收集到的热量，
为储热在t时段流出的热量，
与
分别为t时段油水热量转换、盐油热量转换与油盐热量转换时的热量损耗；
④在光热电站利用热能发电的环节中，根据通过热能加热水产生高温高压水蒸气后产生动能，并由后者带动汽轮发电机旋转而产生电能的运行规律，利用由热能转化成电能时的能量守恒原理，建立能够计算汽轮发电机在t时段的输出功率的数学模型，见公式(4)：
其中
为光热电站中汽轮发电机在t时段的输出功率，Qt G为在t时段流入汽轮机的能量，ηe、ηm与ηg分别为汽轮机的内效率、机械效率与发电效率；
2)建立光伏-光热联合发电模型
利用步骤1)所建立的光热电站发电模型，结合目前较成熟的光伏电站发电模型，将光伏电站与光热电站通过高压母线进行连接同时并网，并据此分了三个子步骤来建立光伏-光热联合发电模型，如下，
①光伏电站并网
一般的光伏电站由多个供电单元组成，由于各个供电单元的型号有所不同，其额定的发电量也不同，其中，各供电单元通过串并联组成光伏阵列，首先采用最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MMPT)技术制定控制策略确定发电过程中的最大功率，将经过光电转换而产生的直流电经过二极管汇集到直流母线；然后采用正弦脉冲宽度调制(Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM)技术及PQ控制策略，经逆变器将直流功率变为满足质量要求的交流功率，最后经过变压器将该交流功率升压并网；采用的光伏电站发电模型为：
其中
为第i个光伏电站在t时段输出功率，PSTC为光伏电池在标准测试条件(1000W/m2，25℃)下的最大输出功率，Rt为t时段光照辐射指数，kT为温度功率系数，Tt为光伏电池温度，TC为参考温度，GSTC为标准测试条件下的光照强度；
②光热电站并网
采用本发明中步骤1)所建立的光热电站发电模型，见公式(1)～公式(4)，并将光热电站输出的功率经过变压器升压并网；
③光伏、光热联合并网
虽然光伏、光热采用不同的方式产生电能，但是通过高压母线进行连接，就能够实现同时并入电网，据此建立光伏-光热联合发电模型，如式(6)所示：
式中，
为联合发电模型t时段的输出功率大小，i＝1,2,…,NPV，NPV为光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；
为第i个光伏电站t时段的输出功率；
为第j个光热电站t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；3)构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略
太阳能光伏-光热联合发电系统中包含光伏、光热、火电三种电源，以光伏、光热输出功率的效益最大与光伏-光热联合发电功率追踪负荷的偏差最小为目标，构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略，其中对光伏-光热联合发电功率追踪负荷的偏差用净负荷波动程度来表示，在满足线路最大功率约束、光热电站、光伏电站及常规火电厂的装机容量和运行约束的条件下，分为三个子步骤实现对太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度：
①求取太阳能光伏-光热联合发电系统的净负荷
所述太阳能光伏-光热联合发电系统的净负荷为原始负荷与光伏-光热联合发电功率之间的差值，见公式(7)：
其中ΔPL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的负荷；
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；
②计算太阳能光伏-光热联合发电系统发电成本
太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，包括火电机组的发电成本、系统旋转备成本、光伏电站的运行维护成本以及光热电站的运行维护成本，见公式(8)：
E＝E1+E2+E3+E4 (8)
其中，E为太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，E1为太阳能光伏-光热联合发电系统中火电机组的发电成本，E2为太阳能光伏-光热联合发电系统中的旋转备用成本，E3为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的运行维护成本，E4为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的运行维护成本；
火电机组的发电成本E1，见公式(9)：
式中，av、bv、cv分别为火电机组v煤耗系数；uv.t为火电机组i在t时段的启停状态变量，当uv.t等于1时代表机组处于运行状态，当uv.t等于0时代表机组处于停运状态，t＝1,2,…,T，T为采样周期，uv.t-1为火电机组i在t-1时段的启停状态变量；Sv为机组的启停成本；Pv.Gt为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；
为了克服预测负荷与实际负荷之间的偏差而设置的旋转备用成本E2，见公式(10)：
式中Uv.t与Dv.t分别为机组v在t时段内的正、负旋转备用容量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；θU与θD分别为机组参与正、负旋转备用的成本系数；
光伏电站的运行维护成本E3，见公式(11)：
式中，
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γPV为光伏电站单位运行维护成本；
光热电站的运行维护成本E4，见公式(12)：
式中，
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γCSP为光伏电站单位运行维护成本；
③建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型
根据步骤3)的子步骤①所求出的净负荷大小、步骤3)的子步骤②所求出的光伏-光热联合发电上网效益以及太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，来建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型；该模型中包括光伏、光热上网效益最大和光伏-光热联合发电追踪负荷误差最小两个目标函数，在对目标函数进行处理时，采用max-min加权法，首先对max函数进行负向处理，将其变化为min函数，然后通过对两个优化目标函数分别赋予权重并相加的方法，将两个优化目标函数变化为一个优化目标函数；与此同时，该模型还包括五个方面的约束条件，它们是功率平衡约束，网络约束，光伏电站、光热电站、以及常规火电厂的装机容量与运行约束，详见公式(13)：
其中，αPV与αCSP为光伏电站与光热电站的上网后环境效益系数；
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；n为采样周期内样本个数；
为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；ΔPL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的净负荷；ΔPL.t+1为太阳能光伏-光热联合发电系统在t+1时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的负荷；E为太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本；Pl.t为t时段流过线路l的功率大小；Pl.max与Pl.min分别为线路的最大正、负向传输功率；
为光伏电站在t时段的输出功率；
与
分别为光伏电站的最小、最大输出功率；
为光热电站在t时段的输出功率；
为光热电站在t-1时段的输出功率；
与
分别为光热电站的最小、最大输出功率；
与
分别为光热电站汽轮机最大向下、向上爬坡率；
为光热电站储热系统在t时段储热容量；
与
分别是储热系统的最小、最大储热容量；
为火电机组在t时段的输出功率；
与
分别为火电机组最小、最大输出功率，
与
分别为火电机组最大向下、向上爬坡率；Pct为预测负荷与实际负荷之间的偏差；
为第v个火电机组的最小输出功率；
为第v个火电机组的最大输出功率；
与
分别为第v个火电机组最大向下、向上爬坡率。
本发明的一种太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法，其特点是，从光热电站内部能量流向入手，建立光热电站发电模型，并在此基础上建立光伏-光热联合发电模型，构建太阳能光伏-光热联合发电优化运行调度策略，能够计及太阳能能源消纳最多、净负荷波动程度最小以及电力系统运维成本最少，亦即使收益最大且跟随负荷能力最强为目标进行优化运行，并采用权重法对目标函数进行处理，具有方法科学合理，适用性强，效果佳等优点。
附图说明
图1为光热电站运行发电的基本原理示意图；
图2为光热电站运行发电时的内部能量流向示意图；
图3为光伏-光热联合发电模型示意图；
图4为太阳能光伏-光热联合发电系统接线图；
图5为典型日太阳能光伏-光热联合发电系统的负荷曲线示意图；
图6为典型日太阳能光伏-光热联合发电系统的光照强度与温度示意图；
图7为典型日光伏电站与光热电站的优化输出功率曲线示意图；
图8为典型日火电机组的优化输出功率曲线示意图；
图9为典型日光热电站储热装置的储热、放热功率曲线示意图；
图10为典型日不含光热电站时的光伏与火电机组优化输出功率曲线示意图。
具体实施方式
下面利用附图1-图10和实施例对本发明进行进一步说明。
本发明是一种太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法，其特征是，它包括：建立光热电站发电模型、建立光伏-光热联合发电模型、构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略，具体内容为：
1)建立光热电站发电模型
把握光热电站在运行时其内部的热量流向变化规律，利用热量在光热电站内部各部分的平衡机理，来建立光热电站发电模型；
光热电站在运行时的内部热量流向为：通过光热电站中镜场的镜面与导油管对太阳能中热量进行收集，并将一部分热量储存在光热电站储热罐内的二元硝酸盐中，其余热量经汇集通过加热水产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而转换为电能发电；
利用热量分别在集热、储热、传热和热电这四个环节中的不同平衡机理，对应地建立光热电站实现发电的四个子步骤，如下，
①在光热电站通过镜场收集热能的环节中，利用太阳能转化成热能时的能量守恒原理，建立能够定量计算该镜场所收集到热能是多少的数学模型，见公式(1)，
其中，
为镜场在t时段收集到的热量，ηSF为光热转换效率，SSF为镜场面积，Rt为t时段光照辐射指数，
为t时段弃热量；
②在光热电站通过储热罐储热的环节中，把通过步骤1)的子步骤①得到的热量，一部分直接用于发电，一部分储存在光热电站的储热罐中，对于后者，利用油介质中热能转化成二元硝酸盐介质中热能时的能量守恒原理，建立能够计算该储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量的数学模型，见公式(2)：
其中
为储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量，
与
分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数，
为镜场在t时段收集到的热量，
为t时段油盐热量转换时的能量损耗，
为储热在t时段流出的能量，
为储热时能量损耗；
③在将热能传递给汽轮机的环节中，针对传递给汽轮机的热量，既能仅通过步骤1)的子步骤①得到的，又能仅通过步骤1)的子步骤②得到的，还能同时通过步骤1)的子步骤①和子步骤②得到的，利用在这种热能传递时的能量守恒原理，建立能够计算在t时段传递给汽轮机的热量的数学模型，见公式(3)：
其中Qt G为t时段传递给汽轮机的热量，
与
分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数，
为镜场在t时段收集到的热量，
为储热在t时段流出的热量，
与
分别为t时段油水热量转换、盐油热量转换与油盐热量转换时的热量损耗；
④在光热电站利用热能发电的环节中，根据通过热能加热水产生高温高压水蒸气后产生动能，并由后者带动汽轮发电机旋转而产生电能的运行规律，利用由热能转化成电能时的能量守恒原理，建立能够计算汽轮发电机在t时段的输出功率的数学模型，见公式(4)：
其中
为光热电站中汽轮发电机在t时段的输出功率，Qt G为在t时段流入汽轮机的能量，ηe、ηm与ηg分别为汽轮机的内效率、机械效率与发电效率；
2)建立光伏-光热联合发电模型
利用步骤1)所建立的光热电站发电模型，结合目前较成熟的光伏电站发电模型，将光伏电站与光热电站通过高压母线进行连接同时并网，并据此分了三个子步骤来建立光伏-光热联合发电模型，如下，
①光伏电站并网
一般的光伏电站由多个供电单元组成，由于各个供电单元的型号有所不同，其额定的发电量也不同，其中，各供电单元通过串并联组成光伏阵列，首先采用最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MMPT)技术制定控制策略确定发电过程中的最大功率，将经过光电转换而产生的直流电经过二极管汇集到直流母线；然后采用正弦脉冲宽度调制(Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM)技术及PQ控制策略，经逆变器将直流功率变为满足质量要求的交流功率，最后经过变压器将该交流功率升压并网；本发明采用的光伏电站发电模型为：
其中
为第i个光伏电站在t时段输出功率，PSTC为光伏电池在标准测试条件(1000W/m2，25℃)下的最大输出功率，Rt为t时段光照辐射指数，kT为温度功率系数，Tt为光伏电池温度，TC为参考温度，GSTC为标准测试条件下的光照强度；
②光热电站并网
采用步骤1)所建立的光热电站发电模型，见公式(1)～公式(4)，并将光热电站输出的功率经过变压器升压并网；
③光伏、光热联合并网
虽然光伏、光热采用不同的方式产生电能，但是通过高压母线进行连接，就能够实现同时并入电网，据此建立光伏-光热联合发电模型，如式(6)所示：
式中，
为联合发电模型t时段的输出功率大小，i＝1,2,…,NPV，NPV为光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；
为第i个光伏电站t时段的输出功率；
为第j个光热电站t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；
3)构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略
太阳能光伏-光热联合发电系统中包含光伏、光热、火电三种电源，本发明以光伏、光热输出功率的效益最大与光伏-光热联合发电功率追踪负荷的偏差最小为目标，构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略，其中对光伏-光热联合发电功率追踪负荷的偏差用净负荷波动程度来表示，在满足线路最大功率约束、光热电站、光伏电站及常规火电厂的装机容量和运行约束的条件下，分为三个子步骤实现对太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度：
①求取太阳能光伏-光热联合发电系统的净负荷
所述太阳能光伏-光热联合发电系统的净负荷为原始负荷与光伏-光热联合发电功率之间的差值，见公式(7)：
其中ΔPL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的负荷；
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；
②计算太阳能光伏-光热联合发电系统发电成本
太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，包括火电机组的发电成本、系统旋转备成本、光伏电站的运行维护成本以及光热电站的运行维护成本，见公式(8)：
E＝E1+E2+E3+E4 (8)
其中，E为太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，E1为太阳能光伏-光热联合发电系统中火电机组的发电成本，E2为太阳能光伏-光热联合发电系统中的旋转备用成本，E3为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的运行维护成本，E4为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的运行维护成本；
火电机组的发电成本E1，见公式(9)：
式中，av、bv、cv分别为火电机组v煤耗系数；uv.t为火电机组i在t时段的启停状态变量，当uv.t等于1时代表机组处于运行状态，当uv.t等于0时代表机组处于停运状态，t＝1,2,…,T，T为采样周期，uv.t-1为火电机组i在t-1时段的启停状态变量；Sv为机组的启停成本；
为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；
为了克服预测负荷与实际负荷之间的偏差而设置的旋转备用成本E2，见公式(10)：
式中Uv.t与Dv.t分别为机组v在t时段内的正、负旋转备用容量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；θU与θD分别为机组参与正、负旋转备用的成本系数；
光伏电站的运行维护成本E3，见公式(11)：
式中，
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γPV为光伏电站单位运行维护成本；
光热电站的运行维护成本E4，见公式(12)：
式中，
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γCSP为光伏电站单位运行维护成本；
③建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型
根据步骤3)的子步骤①所求出的净负荷大小、步骤3)的子步骤②所求出的光伏-光热联合发电上网效益以及太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，来建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型；该模型中包括光伏、光热上网效益最大和光伏-光热联合发电追踪负荷误差最小两个目标函数，在对目标函数进行处理时，采用max-min加权法，首先对max函数进行负向处理，将其变化为min函数，然后通过对两个优化目标函数分别赋予权重并相加的方法，将两个优化目标函数变化为一个优化目标函数；与此同时，该模型还包括五个方面的约束条件，它们是功率平衡约束，网络约束，光伏电站、光热电站、以及常规火电厂的装机容量与运行约束，详见公式(13)：
其中，αPV与αCSP为光伏电站与光热电站的上网后环境效益系数；
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；n为采样周期内样本个数；
为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；ΔPL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的净负荷；ΔPL.t+1为太阳能光伏-光热联合发电系统在t+1时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的负荷；E为太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本；Pl.t为t时段流过线路l的功率大小；Pl.max与Pl.min分别为线路的最大正、负向传输功率；
为光伏电站在t时段的输出功率；
与
分别为光伏电站的最小、最大输出功率；
为光热电站在t时段的输出功率；
为光热电站在t-1时段的输出功率；
与
分别为光热电站的最小、最大输出功率；
与
分别为光热电站汽轮机最大向下、向上爬坡率；
为光热电站储热系统在t时段储热容量；
与
分别是储热系统的最小、最大储热容量；Pt G为火电机组在t时段的输出功率；
与
分别为火电机组最小、最大输出功率，
与
分别为火电机组最大向下、向上爬坡率；Pct为预测负荷与实际负荷之间的偏差；
为第v个火电机组的最小输出功率；
为第v个火电机组的最大输出功率；
与
分别为第v个火电机组最大向下、向上爬坡率。
具体实例：本发明提供的一种太阳能光伏-光热联合发电优化运行方法，包括以下内容：
1)实例背景与参数设定
图1为光热电站运行发电的基本原理示意图，在光热电站的镜场中利用镜面反射阳光收集太阳能中的热量，经过导油管将部分热量存储在光热电站储热罐内的二元硝酸盐中，将剩余热量用于给水加热至产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而转换为电能发电；当没有阳光，镜场收集不到太阳能却需要发电的时候，则将存储在光热电站储热罐内二元硝酸盐中的热量用于给水加热至产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而转换为电能发电。
图2为光热电站运行发电时的内部能量流向示意图，可以看出站内热量的主要流向有三个，由集热部分流向储热部分，由集热部分流向发电部分，由储热部分流向发电部分。
图3为光伏-光热联合发电模型示意图，图中包括一个单独光伏发电模型和一个单独的光热发电模型，将它们如图3所示连接起来，并相互配合发电就构成了光伏-光热联合发电模型。
在IEEE 30节点标准系统的基础上，在节点5处添加一个光热电站、在节点2处添加一个光伏电站之后，构成了一个典型的太阳能光伏-光热联合发电系统接线图，如图4所示，本实施例就是基于该太阳能光伏-光热联合发电系统而开展的。其中，典型日太阳能光伏-光热联合发电系统的负荷大小如图5所示；典型日太阳能光伏-光热联合发电系统的光照强度以及温度大小如图6所示；系统中火电机组参数如表1所示；光热电站参数如表2所示；光伏电站的装机容量为70MW；光伏、光热上网效益系数αPV＝αCSP＝215元/MW；光热电站汽轮发电机的内效率、机械效率与发电效率分为0.9、0.95与0.99；光伏电站的运行维护成本为30元/MW；光热电站的运行维护成本为20元/MW；系统备用成本系数为190元/MW；1号火电机组的初始状态为137MW，4号火电机组的初始状态为100MW、5号火电机组的初始状态为50MW、6号火电机组的初始状态为50MW。
表1火电机组参数
表2光热电站参数
2)求解优化模型
采用商业软件Cplex对本发明中步骤3)的子步骤③所建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型进行求解，即对公式(13)进行求解，得到的太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行结果如图7～图9所示。
图7为典型日内太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站与光热电站的优化输出功率曲线示意图。从图7可以看出，光伏发电与光热发电之间具有良好的互补特性，在12:00点左右，由于光照条件良好，光热电站将更多的热量储存在储热装置中，由光伏电站进行发电；在15:00点左右由于光照条件变差的原因，光伏电站输出功率随之减小，此时光热电站则相应地增加输出功率进行补充；在20:00点之后，光热电站基本上完全代替了光伏电站进行发电。
图8为典型日内太阳能光伏-光热联合发电系统中火电机组的优化输出功率曲线示意图。从图8可以看出，在有光伏-光热联合发电并网的情况下，4个火电机组的输出功率曲线都比较平缓，将其与如图5所示太阳能光伏-光热联合发电系统的负荷曲线进行对比，效果更为明显。可见，光伏-光热联合发电的输出功率能够完全承担原来由全部火电机组所需完成的调峰任务，能够有效缓解火电机组的频繁调峰压力。
图9为典型日光热电站储热装置的储热、放热功率曲线示意图。从图9可以看出，在中午光照条件良好时，光热电站既能够平抑光伏波动，同时还能够进行储热；在晚上以及其它光照条件较差时，光热电站仍然能够通过利用储热装置放出的热量进行发电。
为了使人可以更加清晰地看出光热电站发电并网和采用本发明方法的良好效果，将太阳能光伏-光热联合发电系统中的光热电站替换为等装机容量的光伏电站，并运用本发明的优化运行方法进行发电，对比分析替换前后系统的运行维护成本和太阳能发电消纳量。
图10为典型日不含光热电站时的光伏与火电机组优化输出功率曲线示意图。从图10可以看出，火电机组的总输出功率的波动量较大而且波动相对频繁，即火电机组处于频繁调峰状态，这必然会导致各火电机组的运行损耗与运行成本的增加。
表3分别给出了光伏-光热联合发电并网和仅有光伏发电并网情况下的系统运行维护成本和太阳能发电消纳量。
表3两种发电并网方案的运维成本与太阳能发电消纳量
从表3可见，运用本发明的优化运行方法进行发电，光伏-光热联合发电系统对太阳能发电消纳量较仅有光伏发电并网的系统而言提高了近1倍，在运行维护成本方面节省了7.5％。
本发明中所用的特定实施例已对本发明的内容做出了详尽的说明，但不局限于本实施例，本领域技术人员根据本发明的启示所做的任何显而易见的改动，都属于本发明权利保护的范围。
Claims (1)
1.一种太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行方法，其特征是，它包括：建立光热电站发电模型、建立光伏-光热联合发电模型、构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略，具体内容为：
1)建立光热电站发电模型
把握光热电站在运行时其内部的热量流向变化规律，利用热量在光热电站内部各部分的平衡机理，来建立光热电站发电模型；
光热电站在运行时的内部热量流向为：通过光热电站中镜场的镜面与导油管对太阳能中热量进行收集，并将一部分热量储存在光热电站储热罐内的二元硝酸盐中，其余热量经汇集通过加热水产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而转换为电能发电；
利用热量分别在集热、储热、传热和热电这四个环节中的不同平衡机理，对应地建立光热电站实现发电的四个子步骤，如下，
①在光热电站通过镜场收集热能的环节中，利用太阳能转化成热能时的能量守恒原理，建立能够定量计算该镜场所收集到热能是多少的数学模型，见公式(1)，
其中，
为镜场在t时段收集到的热量，ηSF为光热转换效率，SSF为镜场面积，Rt为t时段光照辐射指数，Qt D为t时段弃热量；
②在光热电站通过储热罐储热的环节中，把通过步骤1)的子步骤①得到的热量，一部分直接用于发电，一部分储存在光热电站的储热罐中，对于后者，利用油介质中热能转化成二元硝酸盐介质中热能时的能量守恒原理，建立能够计算该储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量的数学模型，见公式(2)：
其中
为储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量，
与
分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数，
为镜场在t时段收集到的热量，
为t时段油盐热量转换时的能量损耗，
为储热在t时段流出的能量，
为储热时能量损耗；
③在将热能传递给汽轮机的环节中，针对传递给汽轮机的热量，既能仅通过步骤1)的子步骤①得到，又能仅通过步骤1)的子步骤②得到，还能同时通过步骤1)的子步骤①和子步骤②得到，利用在这种热能传递时的能量守恒原理，建立能够计算在t时段传递给汽轮机的热量的数学模型，见公式(3)：
其中Qt G为t时段传递给汽轮机的热量，
与
分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数，
为镜场在t时段收集到的热量，
为储热在t时段流出的热量，
与
分别为t时段油水热量转换、盐油热量转换与油盐热量转换时的热量损耗；
④在光热电站利用热能发电的环节中，根据通过热能加热水产生高温高压水蒸气后产生动能，并由后者带动汽轮发电机旋转而产生电能的运行规律，利用由热能转化成电能时的能量守恒原理，建立能够计算汽轮发电机在t时段的输出功率的数学模型，见公式(4)：
其中
为光热电站中汽轮发电机在t时段的输出功率，Qt G为在t时段流入汽轮机的能量，ηe、ηm与ηg分别为汽轮机的内效率、机械效率与发电效率；
2)建立光伏-光热联合发电模型
利用步骤1)所建立的光热电站发电模型，结合目前较成熟的光伏电站发电模型，将光伏电站与光热电站通过高压母线进行连接同时并网，并据此分了三个子步骤来建立光伏-光热联合发电模型，如下，
①光伏电站并网
一般的光伏电站由多个供电单元组成，由于各个供电单元的型号有所不同，其额定的发电量也不同，其中，各供电单元通过串并联组成光伏阵列，首先采用最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MMPT)技术制定控制策略确定发电过程中的最大功率，将经过光电转换而产生的直流电经过二极管汇集到直流母线；然后采用正弦脉冲宽度调制(Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM)技术及PQ控制策略，经逆变器将直流功率变为满足质量要求的交流功率，最后经过变压器将该交流功率升压并网；采用的光伏电站发电模型为：
其中
为第i个光伏电站在t时段输出功率，PSTC为光伏电池在标准测试条件(1000W/m2，25℃)下的最大输出功率，Rt为t时段光照辐射指数，kT为温度功率系数，Tt为光伏电池温度，TC为参考温度，GSTC为标准测试条件下的光照强度；
②光热电站并网
采用本发明中步骤1)所建立的光热电站发电模型，见公式(1)～公式(4)，并将光热电站输出的功率经过变压器升压并网；
③光伏、光热联合并网
虽然光伏、光热采用不同的方式产生电能，但是通过高压母线进行连接，就能够实现同时并入电网，据此建立光伏-光热联合发电模型，如式(6)所示：
式中，
为联合发电模型t时段的输出功率大小，i＝1,2,…,NPV，NPV为光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；
为第i个光伏电站t时段的输出功率；
为第j个光热电站t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；3)构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略
太阳能光伏-光热联合发电系统中包含光伏、光热、火电三种电源，以光伏、光热输出功率的效益最大与光伏-光热联合发电功率追踪负荷的偏差最小为目标，构建太阳能光伏-光热联合发电系统优化运行调度策略，其中对光伏-光热联合发电功率追踪负荷的偏差用净负荷波动程度来表示，在满足线路最大功率约束、光热电站、光伏电站及常规火电厂的装机容量和运行约束的条件下，分为三个子步骤实现对太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度：
①求取太阳能光伏-光热联合发电系统的净负荷
所述太阳能光伏-光热联合发电系统的净负荷为原始负荷与光伏-光热联合发电功率之间的差值，见公式(7)：
其中ΔPL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的负荷；
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；
②计算太阳能光伏-光热联合发电系统发电成本
太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，包括火电机组的发电成本、系统旋转备成本、光伏电站的运行维护成本以及光热电站的运行维护成本，见公式(8)：
E＝E1+E2+E3+E4 (8)
其中，E为太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，E1为太阳能光伏-光热联合发电系统中火电机组的发电成本，E2为太阳能光伏-光热联合发电系统中的旋转备用成本，E3为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的运行维护成本，E4为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的运行维护成本；
火电机组的发电成本E1，见公式(9)：
式中，av、bv、cv分别为火电机组v煤耗系数；uv.t为火电机组i在t时段的启停状态变量，当uv.t等于1时代表机组处于运行状态，当uv.t等于0时代表机组处于停运状态，t＝1,2,…,T，T为采样周期，uv.t-1为火电机组i在t-1时段的启停状态变量；Sv为机组的启停成本；
为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；
为了克服预测负荷与实际负荷之间的偏差而设置的旋转备用成本E2，见公式(10)：
式中Uv.t与Dv.t分别为机组v在t时段内的正、负旋转备用容量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；θU与θD分别为机组参与正、负旋转备用的成本系数；
光伏电站的运行维护成本E3，见公式(11)：
式中，
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γPV为光伏电站单位运行维护成本；
光热电站的运行维护成本E4，见公式(12)：
式中，
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γCSP为光伏电站单位运行维护成本；
③建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型
根据步骤3)的子步骤①所求出的净负荷大小、步骤3)的子步骤②所求出的光伏-光热联合发电上网效益以及太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本，来建立太阳能光伏-光热联合发电系统的优化运行调度模型；该模型中包括光伏、光热上网效益最大和光伏-光热联合发电追踪负荷误差最小两个目标函数，在对目标函数进行处理时，采用max-min加权法，首先对max函数进行负向处理，将其变化为min函数，然后通过对两个优化目标函数分别赋予权重并相加的方法，将两个优化目标函数变化为一个优化目标函数；与此同时，该模型还包括五个方面的约束条件，它们是功率平衡约束，网络约束，光伏电站、光热电站、以及常规火电厂的装机容量与运行约束，详见公式(13)：
其中，αPV与αCSP为光伏电站与光热电站的上网后环境效益系数；
为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏-光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；
为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏-光热联合发电系统中光热电站的数量；n为采样周期内样本个数；
为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；ΔPL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的净负荷；ΔPL.t+1为太阳能光伏-光热联合发电系统在t+1时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏-光热联合发电系统在t时段的负荷；E为太阳能光伏-光热联合发电系统的发电成本；Pl.t为t时段流过线路l的功率大小；Pl.max与Pl.min分别为线路的最大正、负向传输功率；
为光伏电站在t时段的输出功率；
与
分别为光伏电站的最小、最大输出功率；
为光热电站在t时段的输出功率；
为光热电站在t-1时段的输出功率；
与
分别为光热电站的最小、最大输出功率；
与
分别为光热电站汽轮机最大向下、向上爬坡率；
为光热电站储热系统在t时段储热容量；
与
分别是储热系统的最小、最大储热容量；Pt G为火电机组在t时段的输出功率；
与
分别为火电机组最小、最大输出功率，
与
分别为火电机组最大向下、向上爬坡率；Pct为预测负荷与实际负荷之间的偏差；
为第v个火电机组的最小输出功率；
为第v个火电机组的最大输出功率；
与
分别为第v个火电机组最大向下、向上爬坡率。
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