近期，中国知网网络首发了《中国电机工程学报》刊发的、由现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室（东北电力大学）崔杨教授等合著的论文《考虑光热电站调峰补偿的高比例新能源电力系统经济调度》。

文章表示：近年来，西北地区新能源装机容量不断增加，电力系统调峰问题凸显，通过当地新兴灵活可控的光热发电参与调峰能有效缓解上述问题。作为一种新型的发电形式，光热发电在西北地区有很大的商业开发潜能。含储热的光热电站可以将多余热量储存起来，实现能量时移，从而具备理想的调峰特性，减小弃风、弃光量，实现“以新能源消纳新能源”。

研究人员在现有研究基础上，首先考虑光热电站在不同出力下热电转换效率的变化，提出一种光热电站深度调峰的成本损失测算方法，并得出其参与调峰辅助服务的补偿定价；其次结合西北地区实际情况，以系统综合成本最优为目标，建立光热电站和火电共同参与调峰辅助服务的调度模型；最后通过算例仿真验证本文所提模型的有效性。

算例结果表明：

1)采用本文补偿策略，光热电站参与调峰辅助服务后的总收益提高了2.95%，提高了光热电站参与调峰的主动性。

2)本文所提优化模型在典型日的优化调度成本为107.57万元，无弃风、弃光，与光热电站不参与调峰辅助服务的模型相比分别降低了6.74%和4.21%。

3)随着光热电站储热容量的增加，电力系统运行总成本先增大后减小；风光弃电率、调峰成本呈现下降趋势，但储热容量增大到一定程度后，逐渐趋于平缓。

4)光热电站参与调峰辅助服务，可以有效降低火电调峰深度，减少火电机组的投油调峰次数。通过不同场景下的调度结果进行对比，验证了本文所提模型在提升风光消纳水平和降低系统运行成本的有效性。

为扩大成果宣传，经《中国电机工程学报》和作者本人同意，将相关研究内容摘录如下，以供参考：

1、光热电站参与调峰辅助服务的机理及必要性分析

相较于火电机组，光热电站通过导热工质加热水蒸气推动汽轮机发电，具有更快的热电转化速率，因此汽轮发电机组的调节速度更快；并且其出力下限远低于火电机组，具有更大的调节范围。光热电站具有能量时移特性和快速调节能力，能够有效提升风光消纳量，缓解电网调峰压力。

图光热电站运行结构图

光热发电作为一种具有调峰能力的新能源，在电力系统调度过程中，中午时段降低机组出力为光伏发电让路，实际上已参与了电网调峰，但电力市场现行政策中没有其参与调峰辅助服务的补偿机制，在深度调峰过程中产生的损失，并未得到相应补偿，这大大降低了光热电站参与调峰的积极性。然而在未来高比例可再生能源的电力系统中，光热发电将成为重要的调峰资源，故亟须制定调峰辅助服务的补偿机制，对参与深度调峰的光热电站进行适当补偿，弥补光热电站的损失，提高其参与调峰的积极性，从而替代部分火电机组参与电力系统调峰，提高新能源并网率。

2、光热电站调峰辅助服务定价策略分析

目前电力市场上的调峰需求主要由火电机组承担，火电机组根据调峰深度可分为基本调峰和有偿调峰，根据是否投油又可以将有偿调峰分为不投油深度调峰与投油深度调峰。与火电机组不同，光热发电无煤炭燃烧过程，其深度调峰成本包括因降低发电机组出力导致的热电转换效率损失成本、机组机械损耗成本、人工成本以及因参与调峰导致多余储热的热量耗散成本，但大部分损失为调节发电机组出力导致的热电转换效率损失成本与多余储热的热量耗散成本，其余成本暂不考虑。

在光热电站降低出力运行向下调峰的过程中，随着机组出力的减小，热电转换效率不断降低，同时储热罐中储热量增加，热量耗散增多，产生额外损失，应该进行相应补偿。当电力系统需要向上调峰时，光热电站增加出力运行，热电转换效率增加，储热罐中蓄热量相对减小，热量损失减少，光热电站从中获利，借鉴辅助服务补偿细则，不需要对其进行补偿。所以，需要计算光热电站向下调峰的附加成本，根据成本得出调峰补偿。

由于光热电站运行维护成本受深度调峰的影响较小，可不考虑其附加成本。此外，虽然机械损耗成本会随着出力的减小而增大，但考虑到本文已将此成本计入上网电价中，故不做额外计算。因此，光热电站调峰成本主要考虑热电转换效率损失成本以及储热装置额外热量耗散成本。

3、计及光热电站调峰补偿的电力系统日前优化调度模型

由于风电、光伏出力和用电负荷具有不确定性，预测结果存在误差，为保证电力系统安全稳定运行，发电机组需要预留足够的旋转备用容量。本文采用模糊机会约束模型解决上述问题，通过三角模糊参数处理风光出力和负荷需求的不确定性，以此确定系统的旋转备用容量。

本文综合考虑风电、光伏、光热发电运行维护成本、火电机组发电成本、弃风弃光成本以及系统调峰辅助服务成本，并以系统成本最低为目标，建立系统优化调度成本模型。

新能源发电能量流动示意图

4、算例分析

本文采用改进的IEEE-30节点进行算例分析，系统包括3台火电机组，1个风电场、1个光伏电站以及1个光热电站，其中光伏电站、风电场装机容量为200MW，光热电站装机容量为100MW。为了验证光热电站参与调峰辅助服务的可行性，算例中以典型夏日负荷、风电及太阳辐射指数为基础进行模型计算，首先计算出光热电站的调峰成本，得出补偿定价，然后以系统综合运行成本最小为目标对本文所提模型进行优化，对比分析各模型最终的成本以及弃风、弃光量。

根据光热电站热电转换效率曲线和标杆上网电价确定机组深度调峰时的损失。如文图6所示，3条曲线分别表示有偿调峰基准为光热电站额定功率50%、60%、70%时每降低1MW电量的发电效率损失成本。由图可知，当基本调峰出力固定时，随着机组出力的降低，机组损失成本先增大后减小，这是因为机组出力较高时，热电转换效率高，损失的电能少。

在光热电站参与调峰辅助服务过程中，中午降低出力为光伏发电腾出上网空间。光热电站降低出力将多余热量储存至储热罐中，储热罐内蓄热量增加，产生额外的热量损失，通过计算可得光热电站当日由于参与调峰辅助服务导致的平均机会成本损失为15.0元/MW·h。

按照补偿成本、合理收益的基本原则，采用成本加成定价法，并根据经验得到的调峰报价目标利润率计算出补偿费用，3种情况的成本及费用如文表2所示，由于现存有偿调峰基准大多为机组额定功率的50%，所以本文后续算例采用50%额定功率为有偿调峰基准计算。

根据上述分析可知，光热电站深度调峰容量报价和有偿调峰基准、光热发电上网电价的大小以及调峰需求紧密相关。有关部门在具体制定调峰辅助服务补偿细则时，应该根据电价政策和本地区电力系统的实际运行状况，对区域内参与调峰辅助服务的光热电站的各类典型调峰数据进行测算，确定本区域的基本调峰标准，并通过大量数据分析得出调峰补偿价格区间。

为了验证光热电站参与调峰辅助服务的合理性以及联合系统优化模型的经济性，本文设置了3个典型调度场景进行对比分析：

1）场景1：仅火电机组参与深度调峰，光热电站只参与基本调峰,储热罐储热容量为3000MW·h。

2）场景2：光热电站与火电机组共同参与调峰辅助服务，储热罐储热容量为2500MW·h。

3）场景3：光热电站与火电机组共同参与调峰辅助服务，储热罐储热容量为3000MW·h。

风电在0:00-10:00处于高发时段，12:00-19:00出力较低，而光伏在10:00-18:00时段内出力较高，风光发电有明显的互补效应，有利于电力系统稳定运行，但风电具有不确定性，且中午时段光伏发电量较大，导致需要较多的调峰容量。

表3为3种场景下重要指标对比，分析表3中数据可知，场景3的风光弃电率、弃电惩罚成本以及总运行成本均为最低。由于场景1中参与调峰的电源较少，调峰成本更低，但因此存在更多的弃风、弃光。本文所提模型中，光热电站参与调峰辅助服务增加了系统的调峰灵活性。因此，场景3无弃风、弃光，较场景1、场景2分别降低了4.21%、3.52%；总成本仅为107.57万元，比场景1、场景2分别降低了6.74%、4.45%。

以场景3为例分析光热电站参与调峰辅助服务意愿，数据对比如表4所示，光热电站在参与调峰辅助服务后，按照本文定价方法进行补偿，所得调峰收益为4.25万元，总收益与不计补偿时的发电收益相比提高2.95%，提高了光热电站参与调峰辅助服务的积极性。

储热系统容量是影响光热电站调峰的重要指标，具备足够大的储热系统容量是光热电站参与调峰辅助服务的前提。文章对储热装置容量改变对电力系统风光消纳以及经济性影响进行了分析，如表5所示。在其他条件不变的前提下，随着光热电站储热系统容量逐渐增加，电源的调节能力逐步增强，电力系统风光弃电率、调峰成本、运行总成本均有所下降，但下降速率由快变慢，最后基本保持不变。

作者：崔杨¹，于世鹏¹*，张节潭²，王茂春³，王学斌²，傅国斌²

1．现代电力系统仿真控制与绿色电能新技术教育部重点实验室（东北电力大学）

2．国网青海省电力公司电力科学研究院

3．国网青海省电力公司调度控制中心

引用格式：崔杨，于世鹏，张节潭，王茂春，王学斌，傅国斌．考虑光热电站调峰补偿的高比例新能源电力系统经济调度[J/OL]．中国电机工程学报.

https://doi.org/10.13334/j.0258-8013.pcsee.220054