干货 光热+光伏联合互补发电系统的可行性探索

  采用IEEE30节点系统来进行仿真，分析光伏光热联合发电系统的优化运行特性及光伏、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。

  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。典型日负荷曲线所示，当天的光照强度以及温度曲线所示。

  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。

  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为该典型日中常规机组出力曲线可知，该典型日光照良好，光伏与光热之间具有非常好的互补特性，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。

  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：

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