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3.算例分析
采用IEEE30节点系统进行仿真，分析光伏光热联合发电系统的优化运行特性以及光伏、光热并网后电网的运行特性。系统的结构如下图所示，其中光伏、光热电站分别代替原有的第2、3号机组。
图4：IEEE30节点系统接线图
火电机组与光热电站参数如表1、2所示，其光热转换效率以及油水转换效率等皆包含在光电转换效率中。典型日负荷曲线如图5所示，当天的光照强度以及温度曲线如图6所示。
图5：典型日负荷曲线
图6：典型日光照强度与温度
在计算过程中，设置光伏、光热上网效益系数αPV=αCSP=215元/MW；光热电站汽轮机的内效率、机械效率与发电效率分别取0.9、0.95与0.99；光伏、光热电站维护成本分别为30、20元/MW；系统备用成本系数为190元/MW；机组初始状态分别为137、100、50、50MW；光伏容量为70MW。
本文利用Yalmip语句建模，通过Cplex求解器对算例进行优化求解。其中运用min-max标准化方法进行处理时，太阳能利用率与净负荷跟随权重分别取0.4与0.6。
由于光热电站的储热特性与其灵活的机组特性，使其有很强的调峰特性。图7为光伏电站与光热电站的输出功率曲线，图8为该典型日中常规机组出力曲线。
由图7可知，该典型日光照良好，光伏与光热之间具有很好的互补特性，在12:00左右，由于天气状态良好，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，而在15:00左右与20:00之后，由于天气原因与太阳落山，光热电站通过储热装置代替光伏发电。
图7：典型日光伏-光热出力曲线
由图8可知，考虑到出力的波动特性，且有光伏光热联合系统的接入，在典型日当天大大缓解了火电机组的深度调峰情况，光伏光热联合系统代替了常规机组进行调峰任务。
图8：典型日火电机组出力曲线
图9所示为光热电站储热装置的储、放热状态。由图9可知，光热电站在正午左右光照条件良好时，在平抑光伏波动的同时进行储热，而在晚上以及其他光照强度不高时，通过放出热量进行发电。若将光热电站变换成同容量的光伏电站，光伏以及常规机组的出力如图10所示。
由图10可知，火电机组出力在12:00左右由于光伏出力的波动性变得陡峭，机组处于频繁调峰状态，虽然满足了各类约束，但加速了常规机组的损耗与成本。
图9：光热电站储热装置储热、放热功率
图10：不含光热电站光伏、火电最优出力曲线
接入光伏光热联合系统与单纯接入光伏系统的考虑环境效益的成本如表3所示。由表3可知，同容量的光伏光热由于其调峰特性，较单光伏相比节约了12.4万元，经济性明显降低。
另外，在太阳能消纳方面，光伏光热联合系统并入电网时，典型日中太阳能的消纳为1618.2MW·h；而同装机容量的单光伏系统并入电网时，典型日对太阳能的消纳为813.3MW·h。可见，光伏光热联合系统对太阳能的消纳能力较单光伏系统而言提高了近1倍。
五、结论
本文以光热电站根本能量流向为基础，建立了光热电站发电模型，又考虑综合成本，研究了光伏光热联合并网的优化运行问题，通过算例得出以下结论：
1）光伏光热电站具有很好的互补特性，具体表现为白天光热电站平抑光伏电站的波动性，晚上通过储热装置中的热量代替光伏电站继续对太阳能进行消纳。
2）光伏光热联合系统接入系统后可在一定程度上代替常规机组进行调峰，且比同容量的单光伏接入系统更具经济性。
注：本文部分内容摘自《现代电力》2020年第2期——《太阳能光伏-光热联合发电的优化运行模型》，作者肖白,王涛。
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