近期，中國知網網絡首發了《中國電機工程學報》刊發的、由現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室（東北電力大學）崔楊教授等合著的論文《考慮光熱電站調峰補償的高比例新能源電力系統經濟調度》。

文章表示：近年來，西北地區新能源裝機容量不斷增加，電力系統調峰問題凸顯，通過當地新興靈活可控的光熱發電參與調峰能有效緩解上述問題。作為一種新型的發電形式，光熱發電在西北地區有很大的商業開發潛能。含儲熱的光熱電站可以將多余熱量儲存起來，實現能量時移，從而具備理想的調峰特性，減小棄風、棄光量，實現“以新能源消納新能源”。

研究人員在現有研究基礎上，首先考慮光熱電站在不同出力下熱電轉換效率的變化，提出一種光熱電站深度調峰的成本損失測算方法，并得出其參與調峰輔助服務的補償定價；其次結合西北地區實際情況，以系統綜合成本最優為目標，建立光熱電站和火電共同參與調峰輔助服務的調度模型；最后通過算例仿真驗證本文所提模型的有效性。

算例結果表明：

1)采用本文補償策略，光熱電站參與調峰輔助服務后的總收益提高了2.95%，提高了光熱電站參與調峰的主動性。

2)本文所提優化模型在典型日的優化調度成本為107.57萬元，無棄風、棄光，與光熱電站不參與調峰輔助服務的模型相比分別降低了6.74%和4.21%。

3)隨著光熱電站儲熱容量的增加，電力系統運行總成本先增大后減小；風光棄電率、調峰成本呈現下降趨勢，但儲熱容量增大到一定程度后，逐漸趨于平緩。

4)光熱電站參與調峰輔助服務，可以有效降低火電調峰深度，減少火電機組的投油調峰次數。通過不同場景下的調度結果進行對比，驗證了本文所提模型在提升風光消納水平和降低系統運行成本的有效性。

為擴大成果宣傳，經《中國電機工程學報》和作者本人同意，將相關研究內容摘錄如下，以供參考：

1、光熱電站參與調峰輔助服務的機理及必要性分析

相較于火電機組，光熱電站通過導熱工質加熱水蒸氣推動汽輪機發電，具有更快的熱電轉化速率，因此汽輪發電機組的調節速度更快；并且其出力下限遠低于火電機組，具有更大的調節范圍。光熱電站具有能量時移特性和快速調節能力，能夠有效提升風光消納量，緩解電網調峰壓力。

圖光熱電站運行結構圖

光熱發電作為一種具有調峰能力的新能源，在電力系統調度過程中，中午時段降低機組出力為光伏發電讓路，實際上已參與了電網調峰，但電力市場現行政策中沒有其參與調峰輔助服務的補償機制，在深度調峰過程中產生的損失，并未得到相應補償，這大大降低了光熱電站參與調峰的積極性。然而在未來高比例可再生能源的電力系統中，光熱發電將成為重要的調峰資源，故亟須制定調峰輔助服務的補償機制，對參與深度調峰的光熱電站進行適當補償，彌補光熱電站的損失，提高其參與調峰的積極性，從而替代部分火電機組參與電力系統調峰，提高新能源并網率。

2、光熱電站調峰輔助服務定價策略分析

目前電力市場上的調峰需求主要由火電機組承擔，火電機組根據調峰深度可分為基本調峰和有償調峰，根據是否投油又可以將有償調峰分為不投油深度調峰與投油深度調峰。與火電機組不同，光熱發電無煤炭燃燒過程，其深度調峰成本包括因降低發電機組出力導致的熱電轉換效率損失成本、機組機械損耗成本、人工成本以及因參與調峰導致多余儲熱的熱量耗散成本，但大部分損失為調節發電機組出力導致的熱電轉換效率損失成本與多余儲熱的熱量耗散成本，其余成本暫不考慮。

在光熱電站降低出力運行向下調峰的過程中，隨著機組出力的減小，熱電轉換效率不斷降低，同時儲熱罐中儲熱量增加，熱量耗散增多，產生額外損失，應該進行相應補償。當電力系統需要向上調峰時，光熱電站增加出力運行，熱電轉換效率增加，儲熱罐中蓄熱量相對減小，熱量損失減少，光熱電站從中獲利，借鑒輔助服務補償細則，不需要對其進行補償。所以，需要計算光熱電站向下調峰的附加成本，根據成本得出調峰補償。

由于光熱電站運行維護成本受深度調峰的影響較小，可不考慮其附加成本。此外，雖然機械損耗成本會隨著出力的減小而增大，但考慮到本文已將此成本計入上網電價中，故不做額外計算。因此，光熱電站調峰成本主要考慮熱電轉換效率損失成本以及儲熱裝置額外熱量耗散成本。

3、計及光熱電站調峰補償的電力系統日前優化調度模型

由于風電、光伏出力和用電負荷具有不確定性，預測結果存在誤差，為保證電力系統安全穩定運行，發電機組需要預留足夠的旋轉備用容量。本文采用模糊機會約束模型解決上述問題，通過三角模糊參數處理風光出力和負荷需求的不確定性，以此確定系統的旋轉備用容量。

本文綜合考慮風電、光伏、光熱發電運行維護成本、火電機組發電成本、棄風棄光成本以及系統調峰輔助服務成本，并以系統成本最低為目標，建立系統優化調度成本模型。

新能源發電能量流動示意圖

4、算例分析

本文采用改進的IEEE-30節點進行算例分析，系統包括3臺火電機組，1個風電場、1個光伏電站以及1個光熱電站，其中光伏電站、風電場裝機容量為200MW，光熱電站裝機容量為100MW。為了驗證光熱電站參與調峰輔助服務的可行性，算例中以典型夏日負荷、風電及太陽輻射指數為基礎進行模型計算，首先計算出光熱電站的調峰成本，得出補償定價，然后以系統綜合運行成本最小為目標對本文所提模型進行優化，對比分析各模型最終的成本以及棄風、棄光量。

根據光熱電站熱電轉換效率曲線和標桿上網電價確定機組深度調峰時的損失。如文圖6所示，3條曲線分別表示有償調峰基準為光熱電站額定功率50%、60%、70%時每降低1MW電量的發電效率損失成本。由圖可知，當基本調峰出力固定時，隨著機組出力的降低，機組損失成本先增大后減小，這是因為機組出力較高時，熱電轉換效率高，損失的電能少。

在光熱電站參與調峰輔助服務過程中，中午降低出力為光伏發電騰出上網空間。光熱電站降低出力將多余熱量儲存至儲熱罐中，儲熱罐內蓄熱量增加，產生額外的熱量損失，通過計算可得光熱電站當日由于參與調峰輔助服務導致的平均機會成本損失為15.0元/MW·h。

按照補償成本、合理收益的基本原則，采用成本加成定價法，并根據經驗得到的調峰報價目標利潤率計算出補償費用，3種情況的成本及費用如文表2所示，由于現存有償調峰基準大多為機組額定功率的50%，所以本文后續算例采用50%額定功率為有償調峰基準計算。

根據上述分析可知，光熱電站深度調峰容量報價和有償調峰基準、光熱發電上網電價的大小以及調峰需求緊密相關。有關部門在具體制定調峰輔助服務補償細則時，應該根據電價政策和本地區電力系統的實際運行狀況，對區域內參與調峰輔助服務的光熱電站的各類典型調峰數據進行測算，確定本區域的基本調峰標準，并通過大量數據分析得出調峰補償價格區間。

為了驗證光熱電站參與調峰輔助服務的合理性以及聯合系統優化模型的經濟性，本文設置了3個典型調度場景進行對比分析：

1）場景1：僅火電機組參與深度調峰，光熱電站只參與基本調峰,儲熱罐儲熱容量為3000MW·h。

2）場景2：光熱電站與火電機組共同參與調峰輔助服務，儲熱罐儲熱容量為2500MW·h。

3）場景3：光熱電站與火電機組共同參與調峰輔助服務，儲熱罐儲熱容量為3000MW·h。

風電在0:00-10:00處于高發時段，12:00-19:00出力較低，而光伏在10:00-18:00時段內出力較高，風光發電有明顯的互補效應，有利于電力系統穩定運行，但風電具有不確定性，且中午時段光伏發電量較大，導致需要較多的調峰容量。

表3為3種場景下重要指標對比，分析表3中數據可知，場景3的風光棄電率、棄電懲罰成本以及總運行成本均為最低。由于場景1中參與調峰的電源較少，調峰成本更低，但因此存在更多的棄風、棄光。本文所提模型中，光熱電站參與調峰輔助服務增加了系統的調峰靈活性。因此，場景3無棄風、棄光，較場景1、場景2分別降低了4.21%、3.52%；總成本僅為107.57萬元，比場景1、場景2分別降低了6.74%、4.45%。

以場景3為例分析光熱電站參與調峰輔助服務意愿，數據對比如表4所示，光熱電站在參與調峰輔助服務后，按照本文定價方法進行補償，所得調峰收益為4.25萬元，總收益與不計補償時的發電收益相比提高2.95%，提高了光熱電站參與調峰輔助服務的積極性。

儲熱系統容量是影響光熱電站調峰的重要指標，具備足夠大的儲熱系統容量是光熱電站參與調峰輔助服務的前提。文章對儲熱裝置容量改變對電力系統風光消納以及經濟性影響進行了分析，如表5所示。在其他條件不變的前提下，隨著光熱電站儲熱系統容量逐漸增加，電源的調節能力逐步增強，電力系統風光棄電率、調峰成本、運行總成本均有所下降，但下降速率由快變慢，最后基本保持不變。

作者：崔楊1，于世鵬1*，張節潭2，王茂春3，王學斌2，傅國斌2

1．現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室（東北電力大學）

2．國網青海省電力公司電力科學研究院

3．國網青海省電力公司調度控制中心

引用格式：崔楊，于世鵬，張節潭，王茂春，王學斌，傅國斌．考慮光熱電站調峰補償的高比例新能源電力系統經濟調度[J/OL]．中國電機工程學報.

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