光伏光熱聯(lián)合電站調(diào)度策略對(duì)比分析＊

陳鑫龍，孔令剛，李碩，王寶利

（光熱儲(chǔ)能綜合能源系統(tǒng)工程研究中心，甘肅 蘭州 730070）

光熱發(fā)電憑借自身的靈活性和可調(diào)度性與光伏等新能源聯(lián)合發(fā)電成為一種趨勢(shì)。光伏光熱聯(lián)合電站可提高太陽(yáng)資源的利用率，同時(shí)，聯(lián)合調(diào)度策略對(duì)聯(lián)合電站的發(fā)電量和發(fā)電成本產(chǎn)生重要影響［1］。本文從運(yùn)行調(diào)度的角度出發(fā)，對(duì)兩種常見(jiàn)調(diào)度策略進(jìn)行對(duì)比評(píng)估。

1 光伏光熱聯(lián)合電站運(yùn)行原理及模型

1.1 光熱電站運(yùn)行特性及數(shù)學(xué)模型

光熱電站由聚光集熱，儲(chǔ)熱和發(fā)電系統(tǒng)組成。圖1為光熱電站能流示意圖。

圖1 光熱電站內(nèi)部能流示意圖

由圖1可得出光熱電站內(nèi)部能量平衡方程為：

式中，ηsf為光熱轉(zhuǎn)換效率；Asf為鏡場(chǎng)面積；Dt為太陽(yáng)直射輻射強(qiáng)度。

儲(chǔ)熱系統(tǒng)通過(guò)調(diào)整儲(chǔ)放熱策略，滿足系統(tǒng)發(fā)電需求。集熱時(shí)，冷罐內(nèi)的低溫熔鹽通過(guò)集熱系統(tǒng)吸熱升溫進(jìn)入熱罐，發(fā)電時(shí)，高溫熔鹽從熱罐進(jìn)入蒸發(fā)器產(chǎn)生過(guò)熱蒸汽驅(qū)動(dòng)汽輪機(jī)發(fā)電，熱電轉(zhuǎn)化方程如式（5）所示，式中，ηpc為熱電轉(zhuǎn)化效率。

1.2 光伏電站輸出效率數(shù)學(xué)模型

光伏發(fā)電是通過(guò)光生伏特效應(yīng)實(shí)現(xiàn)光電轉(zhuǎn)換的，為簡(jiǎn)化計(jì)算，輸出功率模型如式（6）所示：

式中，nMOD和AMOD分別為光伏板的數(shù)量和面積；ηINV為逆變器效率;GI為太陽(yáng)輻射;fPV為降額系數(shù)；ηPV為實(shí)際光伏效率。

2 光伏光熱聯(lián)合電站調(diào)度策略

PV-CSP聯(lián)合電站有兩種聯(lián)合調(diào)度模式，聯(lián)合策略(Full-Integrated,F-INT)策略下，CSP和PV系統(tǒng)協(xié)同運(yùn)行，以滿足固定功率輸出；部分聯(lián)合（Partially-Integrated,P-INT）策略下CSP和PV電站彼此獨(dú)立運(yùn)行，但共享單一電力接入。本文對(duì)聯(lián)合電站的性能評(píng)估是通過(guò)假設(shè)典型日功率輸出曲線進(jìn)行的，功率曲線由功率輸出POUT和運(yùn)行時(shí)間τ決定，通常功率輸出越小，持續(xù)時(shí)間越長(zhǎng)。由于聯(lián)合電站的功率曲線受電站自身設(shè)計(jì)參數(shù)、電網(wǎng)需求以及外界環(huán)境的影響，本文采用恒定功率輸出對(duì)調(diào)度策略的性能進(jìn)行研究。

3 算例分析

3.1 算例數(shù)據(jù)

本文以位于拉薩（91.13°E,29.67°N）的PVCSP聯(lián)合電站為模型，選取夏季日和冬季日，分析評(píng)估兩種調(diào)度策略。在Matlab環(huán)境中利用Cplex工具箱計(jì)算光熱和光伏的最優(yōu)出力，光伏電站和光熱電站的配置為：光伏容量50MW，主要參數(shù)見(jiàn)文獻(xiàn)［2］；光熱容量50MW，儲(chǔ)熱時(shí)長(zhǎng)5h，主要參數(shù)見(jiàn)表1；光伏電站和光熱電站相關(guān)成本見(jiàn)文獻(xiàn)［3］。

3.2 算例分析

3.2.1典型日運(yùn)行結(jié)果分析

分別選取上述兩個(gè)典型日,對(duì)聯(lián)合電站在兩種調(diào)度模式下的運(yùn)行結(jié)果進(jìn)行分析評(píng)估，結(jié)果如表1：

表1 50MW光熱電站參數(shù)

圖2為聯(lián)合電站在夏季日兩種調(diào)度策略下的運(yùn)行情況，恒定輸出功率為50MW。F-INT策略下光伏光熱電站協(xié)同運(yùn)行，聯(lián)合電站可維持運(yùn)行18小時(shí)，CSP發(fā)電量434MWh，PV發(fā)電量565MWh。在該典型日的清晨和傍晚時(shí)段，由于太陽(yáng)輻射強(qiáng)度較低，光熱電站釋放儲(chǔ)存的熱量已滿足發(fā)電需求，光伏電站受光照影響出力較小。正午時(shí)段光伏電站出力最大，光熱電站儲(chǔ)存能量。PV-CSP聯(lián)合電站在P-INT的調(diào)度策略下，光伏光熱獨(dú)立運(yùn)行，聯(lián)合電站運(yùn)行時(shí)間為14個(gè)小時(shí)。

圖2 夏季典型日內(nèi)的功率輸出曲線圖

圖3為聯(lián)合電站冬季日在兩種調(diào)度策略下的運(yùn)行情況。由于冬季環(huán)境溫度低，且可利用的太陽(yáng)輻射資源相較夏季明顯下降，聯(lián)合電站在兩種調(diào)度策略下的運(yùn)行時(shí)間均明顯下降。F-INT策略下聯(lián)合電站運(yùn)行時(shí)間9小時(shí)，P-INT策略下運(yùn)行時(shí)長(zhǎng)6小時(shí)。F-INT策略下，光熱電站發(fā)電量約241MWh，光伏電站發(fā)電量為256MWh。P-INT策略下，光熱電站發(fā)電量約240MWh。兩種調(diào)度策略下光熱發(fā)電量接近，影響聯(lián)合電站運(yùn)行時(shí)間的關(guān)鍵因素是光伏的出力。通過(guò)兩種策略的對(duì)比，可以得出聯(lián)合電站在F-INT模式下協(xié)同運(yùn)行，光熱的調(diào)度能力和靈活性，使光伏出力得到充分利用，聯(lián)合電站運(yùn)行時(shí)間增長(zhǎng)。

圖3 冬季典型日內(nèi)的功率輸出曲線圖

3.2.2年運(yùn)行結(jié)果分析

對(duì)聯(lián)合電站在兩種調(diào)度策略下的年發(fā)電量和發(fā)電成本進(jìn)行計(jì)算，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2：

表2 PV-CSP在不同調(diào)度策略下的運(yùn)行結(jié)果

由表2可得，F(xiàn)-INT策略下，聯(lián)合電站發(fā)電成本降低33.5%，年發(fā)電量上升13.01%。對(duì)比兩種調(diào)度策略下各自的發(fā)電量，F(xiàn)-INT策略下，光熱電站可調(diào)度優(yōu)勢(shì)為光伏出力提供極大的空間。P-INT策略下，光伏電站自身受到光照條件的限制，不能通過(guò)光熱電站進(jìn)行靈活調(diào)度，光伏電站的發(fā)電能力無(wú)法充分利用。在P-INT策略下，光熱電站可通過(guò)提高配置容量，盡可能儲(chǔ)存熱量，來(lái)提高整個(gè)電站的發(fā)電量和運(yùn)行時(shí)間［4－6］。

4 結(jié)論

光熱電站憑借自身的靈活性和可調(diào)度性與光伏電站進(jìn)行聯(lián)合調(diào)度，可以通過(guò)光熱電站的TES所提供的調(diào)度能力，提高光伏電站在各個(gè)時(shí)段的出力。光伏光熱聯(lián)合電站可充分利用太陽(yáng)能資源并減少間歇性對(duì)光伏電站的不良影響。針對(duì)聯(lián)合電站F-INT和P-INT兩種調(diào)度策略，以恒定功率輸出的運(yùn)行結(jié)果進(jìn)行對(duì)比分析，在F-INT調(diào)度策略下，聯(lián)合電站的發(fā)電量較P-INT調(diào)度策略提升13.01%，發(fā)電成本下降33.5%。對(duì)于PV-CSP聯(lián)合電站，F(xiàn)-INT在年發(fā)電量、發(fā)電成本和發(fā)電時(shí)間方面具有一定優(yōu)勢(shì)，更適合于光熱電站和光伏電站的聯(lián)合調(diào)度。