考慮可控負(fù)荷的光熱電站和風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)度策略

張騰飛，田 書，郭成威

（河南理工大學(xué)電氣工程與自動化學(xué)院，焦作 454000）

風(fēng)電是技術(shù)相對成熟的可再生能源發(fā)電形式，預(yù)計(jì)到2030 年，風(fēng)電將提供全球9%的電能[1]，其大規(guī)模并網(wǎng)給電力系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行帶來巨大的壓力，其帶來的調(diào)峰能力問題是制約風(fēng)電消納的主要因素。為了保證風(fēng)電并網(wǎng)的安全性，降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，減少棄風(fēng)量，風(fēng)電常與其他發(fā)電形式聯(lián)合運(yùn)行。

文獻(xiàn)[2]在保證風(fēng)電全部消納的基礎(chǔ)上，建立了火電機(jī)組的分級深度調(diào)峰調(diào)度模型。而當(dāng)負(fù)荷峰谷差較大或風(fēng)電預(yù)測偏差較大時(shí)，火電機(jī)組預(yù)留備用能力明顯不足[3]，僅通過火電機(jī)組深度調(diào)峰已不能滿足系統(tǒng)的功率平衡，需要通過機(jī)組啟停擴(kuò)大調(diào)峰范圍[4]，產(chǎn)生高昂的機(jī)組啟停成本，此時(shí)要考慮其他可調(diào)節(jié)資源與火電機(jī)組共同參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)。

儲能裝置作為一種常用的可調(diào)度資源，其能量時(shí)移特性可以降低風(fēng)電并網(wǎng)帶來的功率波動，減小系統(tǒng)的峰谷差[5-6]。文獻(xiàn)[7]將儲能系統(tǒng)引入微網(wǎng)，通過對清潔能源的存儲和再利用，有效降低自身運(yùn)行成本。文獻(xiàn)[8]綜合考慮發(fā)電機(jī)組、儲能及風(fēng)電系統(tǒng)約束，建立了風(fēng)電儲能系統(tǒng)聯(lián)合靜態(tài)模型。而實(shí)際儲能容量和充放電功率有限，只在調(diào)度周期內(nèi)某幾個(gè)時(shí)刻改變負(fù)荷曲線，調(diào)節(jié)能力不足，所以僅可以作為一種備用調(diào)節(jié)資源。

與傳統(tǒng)新能源發(fā)電無法調(diào)節(jié)相比，光熱CSP（concentrating solar power）電站配備容量大、效率高且成本低的儲熱TES（thermal energy storage）系統(tǒng)，具有良好的能量時(shí)移特性，能夠滿足系統(tǒng)的備用需求。文獻(xiàn)[9]將CSP電站與風(fēng)電聯(lián)合調(diào)度，利用CSP電站的靈活出力改善風(fēng)電的不確定性。文獻(xiàn)[10]對CSP電站和風(fēng)電容量的配比問題進(jìn)行了研究，使其組成良好的能量互補(bǔ)系統(tǒng)[11]，提高系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可調(diào)度性。

受光照條件的限制，TES 在調(diào)度周期內(nèi)不能被充分利用。目前已有文獻(xiàn)提出在含儲熱CSP 電站系統(tǒng)中加入以回收棄電、提高新能源消納為目的的電加熱裝置EH（electric heater），可以將系統(tǒng)棄電進(jìn)行回收，存儲于TES 系統(tǒng)中，將造價(jià)高昂的TES 系統(tǒng)充分利用。文獻(xiàn)[12]提出包含CSP 電站、電轉(zhuǎn)氣裝置、電加熱器及燃?xì)鈾C(jī)組等設(shè)備的多元化能量轉(zhuǎn)換問題。文獻(xiàn)[13]提出EH 配合CSP 電站可實(shí)現(xiàn)電熱能量雙向傳遞的利用。上述文獻(xiàn)在降低系統(tǒng)綜合成本、提高風(fēng)電消納能力上具有一定研究價(jià)值，但仍存在一些可以改進(jìn)或進(jìn)一步研究探討的地方：

（1）含EH 的系統(tǒng)模型建立模糊，沒有建立EH配合CSP電站調(diào)度時(shí)完整而準(zhǔn)確的模型；

（2）EH 利用可以減少棄風(fēng)量，但電-熱-電這一過程能量損耗嚴(yán)重，模型應(yīng)考慮這部分損耗對系統(tǒng)的影響；

（3）EH 與CSP 電站共用1 個(gè)TES 裝置，未考慮到儲熱裝置容量及EH功率對系統(tǒng)的影響；

（4）上述研究大多僅限于在負(fù)荷側(cè)或電源側(cè)的單一優(yōu)化調(diào)度，且僅考慮電源側(cè)提供旋轉(zhuǎn)備用，對風(fēng)電改善能力有限。

針對以上問題，本文首先建立EH 與含TES 的CSP電站的詳細(xì)模型，研究EH回收棄電的電-熱-電這一過程的能量損耗對系統(tǒng)的影響；然后以西北某地區(qū)一典型日風(fēng)電預(yù)測場景[14]為基礎(chǔ)，求解本文所提調(diào)度模型中最優(yōu)EH 功率和CSP 電站的TES 容量；其次以系統(tǒng)運(yùn)行成本和棄風(fēng)量最小為目標(biāo)，考慮使用EH 時(shí)產(chǎn)生的能量損耗對系統(tǒng)的影響，建立了包含電源側(cè)的火電機(jī)組、風(fēng)電場、CSP 電站及負(fù)荷側(cè)的EH 和儲能裝置的源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度模型，求解最優(yōu)日前調(diào)度計(jì)劃。仿真結(jié)果表明，不同EH功率和TES 容量對系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果影響較大；EH 的引入能夠有效減少棄風(fēng)量，但其轉(zhuǎn)換過程能量損耗較大，相較于儲能裝置的低損耗，使用EH的綜合運(yùn)行成本較高；本文所建立的調(diào)度模型，能夠在保證系統(tǒng)安全運(yùn)行的情況下，有效提高風(fēng)電消納，降低系統(tǒng)綜合成本，改善負(fù)荷曲線，具有更好的環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)效益。

1 EH 與CSP 電站的運(yùn)行研究

1.1 含EH 的CSP 電站的運(yùn)行機(jī)理

CSP 電站一般由光場SF（solar field）、TES 及熱力循環(huán)PC（power cycle）3 個(gè)子系統(tǒng)組成，并通過導(dǎo)熱工質(zhì)HTF（heat-transfer fluid）實(shí)現(xiàn)各個(gè)系統(tǒng)直接進(jìn)行能量傳遞[15-16]。SF 用吸收的太陽能加熱HTF，HTF 可直接通過PC 進(jìn)入發(fā)電環(huán)節(jié)，加熱水形成過熱蒸汽后推動汽輪機(jī)發(fā)電；被加熱的HTF 也可與TES系統(tǒng)中的低溫導(dǎo)熱熔鹽進(jìn)行換熱來存儲熱能，在需要熱能發(fā)電時(shí)，通過TES系統(tǒng)中的高溫導(dǎo)熱熔鹽加熱溫度較低的HTF進(jìn)行能量傳遞。

EH 與CSP 電站聯(lián)合運(yùn)行時(shí)，將棄電轉(zhuǎn)換成熱能，來加熱低溫熔鹽儲罐中的熔鹽至高溫狀態(tài)，并存儲于高溫熔鹽儲罐中，熔鹽從冷罐到熱罐多了1條與吸熱器并行的通路，從而將棄電轉(zhuǎn)化為熱能存入TES 系統(tǒng)?；贓H 與CSP 電站內(nèi)部的運(yùn)行機(jī)理，可將其結(jié)構(gòu)抽象為如圖1所示的結(jié)構(gòu)。

圖1 EH 與含TES 的CSP 電站能量流動Fig.1 Energy flow in EH and CSP plant with TES

1.2 含EH 的CSP 電站模型建立

根據(jù)圖1 中的能量流動關(guān)系，以HTF 為節(jié)點(diǎn)，列寫功率平衡關(guān)系，即

式中：PS-H,t、PT-H,t、PH-T,t、PH-P,t為各個(gè)子系統(tǒng)之間的交換功率；PS-H,t為HTF 從SF 吸收到的熱功率；PT-H,t、PH-T,t分別為HTF 接收到和傳遞給TES的熱功率；PH-P,t為從HTF 進(jìn)入PC 的熱功率；PSU,t為PC 子系統(tǒng)啟動所需功率；UCSP,t為PC 子系統(tǒng)在t時(shí)段啟動的0-1變量，1表示啟動。

以SF為節(jié)點(diǎn)，列寫功率平衡關(guān)系，即

式中：Psolar,t為t時(shí)段SF 收集的太陽能；Pcurt,t為t時(shí)段SF 收集能量時(shí)丟棄的光熱功率；ηSF為光-熱轉(zhuǎn)換效率；A為聚光器的集熱面積；Dt為t時(shí)段光照直接輻射指數(shù)。

以TES為節(jié)點(diǎn)，列寫功率平衡關(guān)系，即

式中：Pcha,t、Pdis,t分別為TES 的充熱、放熱功率；PEH,t為t時(shí)段EH 消耗的功率；ηcha、ηdis分別為TES系統(tǒng)的充熱、放熱效率；ηEH為電-熱轉(zhuǎn)換率；Pcha_max、Pdis_max分別為TES 系統(tǒng)最大充熱、放熱功率；xcha、xdis、xstatic分別為TES 的充熱、放熱和靜置3種狀態(tài)的0-1變量，1表示處于此狀態(tài)；Qt為t時(shí)段TES 系統(tǒng)中的總能量；Δt為時(shí)間間隔；α為儲熱裝置的熱損失率。

對于PC 子系統(tǒng)中的汽輪機(jī)組，本文取實(shí)驗(yàn)室環(huán)境下理想熱-電轉(zhuǎn)換效率，即

式中：PCSP,t為t時(shí)段CSP 電站的發(fā)電功率；ηH-P為PC模塊的熱-電轉(zhuǎn)換效率。

1.3 EH 的綜合成本

EH的運(yùn)行維護(hù)成本為

電-熱-電過程所損耗的能量成本為

EH的綜合成本為

2 含EH 與儲能的CSP 電站和風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)度模型

2.1 日前調(diào)度目標(biāo)函數(shù)

本文以系統(tǒng)運(yùn)行成本及棄風(fēng)量最小為目標(biāo)，調(diào)度模型目標(biāo)函數(shù)中將棄風(fēng)量轉(zhuǎn)換為棄風(fēng)懲罰成本進(jìn)行計(jì)算。目標(biāo)函數(shù)為

式中：F為系統(tǒng)綜合成本；T為系統(tǒng)1 個(gè)調(diào)度周期的總時(shí)段數(shù)；Ci,t為t時(shí)段火電機(jī)組i的發(fā)電成本；Cw,t為t時(shí)段風(fēng)電系統(tǒng)的運(yùn)行成本；CCSP,t為t時(shí)段CSP 電站的運(yùn)行成本；CESS,t為t時(shí)段儲能裝置的運(yùn)行成本，Ccw,t為t時(shí)段棄風(fēng)懲罰成本；Cr,t為t時(shí)段系統(tǒng)的旋轉(zhuǎn)備用成本。

（1）t時(shí)段火電機(jī)組運(yùn)行成本為

式中：N為系統(tǒng)中火電機(jī)組的機(jī)組數(shù)；Pi,t為火電機(jī)組i在t時(shí)段的輸出功率；ai、bi、ci為機(jī)組i的燃煤成本系數(shù)；Si為火電機(jī)組i的啟停成本系數(shù)；ui,t為火電機(jī)組i在t時(shí)段啟動的0-1變量，1表示啟動；wi,t為火電機(jī)組i在t時(shí)段關(guān)斷的0-1 變量，1 表示關(guān)斷。本文研究過程中不考慮火電機(jī)組效率及燃煤價(jià)格的波動，在實(shí)際應(yīng)用中應(yīng)考慮以上問題。

（2）t時(shí)段風(fēng)電機(jī)組運(yùn)行維護(hù)成本為

式中：cw為風(fēng)電的運(yùn)行維護(hù)成本系數(shù)；Pw,t為風(fēng)電機(jī)組在t時(shí)段的出力。

（3）t時(shí)段CSP電站運(yùn)行維護(hù)成本為

式中：cCSP為CSP電站的運(yùn)行成本系數(shù)；PCSP,t為CSP電站在t時(shí)段的輸出功率。

（4）t時(shí)段儲能裝置運(yùn)行維護(hù)成本為

式中：cESS,om為儲能裝置的運(yùn)行成本系數(shù)；PESS,t為儲能裝置消耗的電能；SESS為儲能裝置的壽命損耗成本系數(shù)；uESS,t表示儲能在t時(shí)段開始充電的0-1 變量，1表示開始充電；vESS,t為儲能在t時(shí)段開始放電的0-1變量。本文調(diào)度策略將儲能裝置作為可控負(fù)荷，儲能裝置具有電源與負(fù)荷的雙重特性[17]，所以當(dāng)儲能裝置充電時(shí)，PESS,t為正值，當(dāng)儲能裝置放電時(shí)，PESS,t為負(fù)值。儲能裝置的壽命損耗與其循環(huán)充放電次數(shù)相關(guān)[18]。

（5）t時(shí)段棄風(fēng)成本為

式中：Kcw為棄風(fēng)懲罰成本系數(shù)；Ppre,w,t為風(fēng)電在t時(shí)段的預(yù)測出力；Pw,t為風(fēng)電在t時(shí)段的實(shí)際出力。

（6）t時(shí)段旋轉(zhuǎn)備用成本為

式中：Pi,up,t、Pi,down,t分別為火電機(jī)組i在t時(shí)段為系統(tǒng)提供的上、下旋轉(zhuǎn)備用；cr為火電機(jī)組提供上、下旋轉(zhuǎn)備用的成本系數(shù)。

除火電機(jī)組以外的可調(diào)度資源提供旋轉(zhuǎn)備用所需成本，遠(yuǎn)低于本文所提到的其他成本，因此僅考慮火電機(jī)組提供旋轉(zhuǎn)備用的成本[19]。

2.2 約束條件

1）系統(tǒng)功率平衡約束

式中，PL,t為系統(tǒng)在t時(shí)段的負(fù)荷功率。

2）EH與CSP電站聯(lián)合運(yùn)行約束

EH的運(yùn)行約束為

式中，PEH_max為EH的最大功率。

為了防止導(dǎo)流體過冷凝固，保證CSP電站的安全穩(wěn)定運(yùn)行，TES系統(tǒng)有儲熱容量限制，其約束為

式中：Qmin、Qmax分別為最小、最大儲熱量；Q0、QT分別為初始時(shí)刻和最終時(shí)刻的儲熱量。

3）系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用約束

式中：Ui,t、UCSP,t分別為火電機(jī)組i和CSP電站的PC子系統(tǒng)在t時(shí)段運(yùn)行狀態(tài)的0-1 變量，1 表示運(yùn)行；分別為火電機(jī)組i在t時(shí)段的最大、最小可能出力；分別為CSP 電站在t時(shí)刻的最大、最小可能出力；Pi_max、Pi_min分別為火電機(jī)組i輸出功率的上限和下限；PCSP_max、PCSP_min分別為CSP 電站輸出功率的上限和下限；Ri,u、Ri,d分別為火電機(jī)組i的上、下爬坡速率；RCSP_u、RCSP_d分別為CSP電站的上、下爬坡速率；PESS_max為儲能的最大充電功率；RL_up、RL_down分別為負(fù)荷的上、下備用需求；Rw_up、Rw_down分別為風(fēng)電系統(tǒng)的上、下備用需求。

3 算例分析

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

系統(tǒng)中包含5個(gè)火電機(jī)組[20-21]、1個(gè)風(fēng)電場、1個(gè)CSP 電站，并接入儲能裝置與EH。風(fēng)電、太陽直接輻射DNI（direct normal irradiance）強(qiáng)度及負(fù)荷預(yù)測采用西北地區(qū)一典型日風(fēng)電預(yù)測場景數(shù)據(jù)[22]，如圖2 所示。其中，風(fēng)電機(jī)組容量為200 MW，儲能裝置容量為50 MW·h，使用EH 的棄電及棄風(fēng)成本系數(shù)按照上網(wǎng)電價(jià)設(shè)定為500￥/（MW·h）。CSP 電站參數(shù)見表1，火電機(jī)組運(yùn)行參數(shù)見表2。

圖2 典型日負(fù)荷、風(fēng)電、DNI 預(yù)測曲線Fig.2 Forecasting curves oftypical daily load，wind power，and DNI

表1 CSP 電站參數(shù)Tab.1 Parameters of CSP plant

表2 火電機(jī)組運(yùn)行參數(shù)Tab.2 Operating parameters ofthermal power units

3.2 仿真情景設(shè)定

設(shè)置5種系統(tǒng)仿真情景分析CSP電站、EH和儲能系統(tǒng)對系統(tǒng)綜合成本及風(fēng)電消納能力的影響。

情景1僅含火電機(jī)組參與風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)峰。

情景2CSP電站火電機(jī)組共同參與風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)峰。

情景3在發(fā)電側(cè)，CSP 電站與火電機(jī)組聯(lián)合參與風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)峰，并在負(fù)荷側(cè)加入儲能系統(tǒng)，源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度。

情景4在發(fā)電側(cè)，CSP 電站與火電機(jī)組聯(lián)合參與風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)峰，并在負(fù)荷側(cè)加入EH，源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度。

情景5在發(fā)電側(cè)，CSP 電站與火電機(jī)組聯(lián)合參與風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)峰，并在負(fù)荷側(cè)加入EH 與儲能裝置，源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度（本文調(diào)度模型）。

3.3 不同TES 容量與EH 功率對系統(tǒng)的影響

含TES 的CSP 電站與EH 聯(lián)合運(yùn)行時(shí)，通過將棄電轉(zhuǎn)換成熱能，可充分利用TES 系統(tǒng)的儲熱容量，減少棄電。根據(jù)不同地區(qū)的情況，在CSP 電站規(guī)劃建設(shè)時(shí)適當(dāng)增加TES 系統(tǒng)儲熱容量，加入EH后可進(jìn)一步提高整體發(fā)電量，降低系統(tǒng)度電成本。所以TES 系統(tǒng)儲熱容量要同EH 功率一起進(jìn)行優(yōu)化，以運(yùn)行成本最低時(shí)對應(yīng)的TES系統(tǒng)儲熱容量和EH最大功率作為最優(yōu)參數(shù)組合。

圖3～圖5 為基于西北某地一典型日風(fēng)電預(yù)測場景下，5種情景中不同TES系統(tǒng)儲熱容量和EH的最大功率對系統(tǒng)綜合成本的影響。可見，情景1～3中TES 儲熱容量達(dá)到10 FLHs 時(shí)，系統(tǒng)綜合成本最低；情景4和5中儲熱容量達(dá)到10 FLHs 及EH最大功率達(dá)到60 MW時(shí)，系統(tǒng)綜合成本最低。所以本文所研究地區(qū)在CSP電站規(guī)劃建設(shè)時(shí)，應(yīng)選擇TES系統(tǒng)儲熱容量為10 FLHs、EH最大功率為60 MW。

圖3 TES 儲熱容量對情景1、2、3 系統(tǒng)綜合成本的影響Fig.3 Effects of TES capacity on the system’s comprehensive cost in Scenarios 1,2,and 3

圖4 TES 儲熱容量和EH 功率對情景4 系統(tǒng)綜合成本的影響Fig.4 Effects of TES capacity and EH power on the system’s comprehensive cost in Scenario 4

圖5 TES 儲熱容量和EH 功率對情景5 系統(tǒng)綜合成本的影響Fig.5 Effects of TES capacity and EH power on the system’s comprehensive cost in Scenario 5

3.4 結(jié)果分析與對比

圖6為情景1和情景5的系統(tǒng)出力分布?？梢?，僅靠火電機(jī)組參與風(fēng)電系統(tǒng)調(diào)度時(shí)（情景1），機(jī)組出力效率不高，情景1中5臺火電機(jī)組均參與風(fēng)電調(diào)峰調(diào)度，而情景5中僅有3臺機(jī)組參與調(diào)度，但相比于情景5，情景1棄風(fēng)現(xiàn)象嚴(yán)重，且機(jī)組啟停次數(shù)過多。

圖6 系統(tǒng)出力分布Fig.6 Distribution of system output

表3 為5 種情景下系統(tǒng)運(yùn)行結(jié)果。由表3 可知，CSP 電站與風(fēng)電系統(tǒng)聯(lián)合發(fā)電及EH 和儲能裝置的引入有效降低了系統(tǒng)火電發(fā)電總量，且風(fēng)電被完全消納，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益。

表3 5 種情景運(yùn)行結(jié)果Tab.3 Operation results in five scenarios

就風(fēng)電并網(wǎng)出力而言，在發(fā)電側(cè)，系統(tǒng)中加入CSP電站與火電機(jī)組一起參與調(diào)節(jié)（情景2）要比火電機(jī)組單獨(dú)調(diào)節(jié)（情景1）的風(fēng)電消納更強(qiáng)；在負(fù)荷側(cè)，由于實(shí)際儲能容量及充放電功率限制，單獨(dú)引入儲能裝置（情景3）的風(fēng)電消納能力要比單獨(dú)引入EH（情景4）的風(fēng)電消納能力弱。雖然單獨(dú)引入EH（情景4）能夠使風(fēng)電完全消納，但在使用EH的過程中，能量損耗偏高，所以其綜合成本較情景3 偏高。當(dāng)儲能系統(tǒng)和EH同時(shí)引入時(shí)（情景5），棄風(fēng)率由情景2 中的13.7%下降至情景5 中的0%，風(fēng)電被完全消納，且系統(tǒng)綜合成本最低。

圖7為情景3、4、5的等效負(fù)荷曲線與原始負(fù)荷曲線對比。就系統(tǒng)負(fù)荷需求來說，情景3中儲能系統(tǒng)的引入能夠轉(zhuǎn)移峰時(shí)段需求負(fù)荷至谷時(shí)段，由于儲能裝置容量及充放電功率限制，實(shí)際儲能只在調(diào)度周期內(nèi)某幾個(gè)時(shí)刻改變負(fù)荷曲線，調(diào)節(jié)能力有限；情景4 中EH 的引入能夠在負(fù)荷低谷時(shí)提高總負(fù)荷需求量，但在負(fù)荷高峰時(shí)不能使負(fù)荷需求量降低，不具有“削峰”效果；情景5 同時(shí)引入儲能系統(tǒng)和EH 能夠?qū)崿F(xiàn)負(fù)荷需求削峰填谷的目標(biāo)，系統(tǒng)負(fù)荷波動水平及機(jī)組調(diào)峰的壓力將有所下降。

圖7 情景3、4、5 的等效負(fù)荷曲線與原始負(fù)荷曲線對比Fig.7 Comparison between equivalent and original load curves in Scenarios 3,4,and 5

就火電機(jī)組而言，情景3 和情景5 的火電機(jī)組出力最少，平均煤耗最少；在火電機(jī)組備用成本方面，負(fù)荷側(cè)單獨(dú)引入EH（情景4）比單獨(dú)引入儲能裝置（情景3）的備用成本要高。由于儲能裝置在系統(tǒng)中既可充當(dāng)正備用又可充當(dāng)負(fù)備用，將充當(dāng)負(fù)備用時(shí)儲存的電能在充當(dāng)正備用時(shí)釋放，可被系統(tǒng)反復(fù)調(diào)用。負(fù)荷側(cè)同時(shí)引入EH 與儲能裝置（情景5）能夠優(yōu)化系統(tǒng)火電機(jī)組出力結(jié)構(gòu)，減少機(jī)組啟停次數(shù)，提高機(jī)組利用效率。

情景5中，在負(fù)荷側(cè)同時(shí)引入EH和儲能裝置，能夠優(yōu)化負(fù)荷曲線，與源側(cè)配合，在保證風(fēng)電全額消納的同時(shí)，系統(tǒng)綜合成本達(dá)到最低。

4 結(jié)論

（1）通過EH 進(jìn)行棄電回收，棄風(fēng)率降低到0%，適合棄風(fēng)量較大的西北地區(qū)，但由于電-熱-電過程中，能量損耗較大，所以相較于儲能系統(tǒng)的低損耗，情景4 中EH 與CSP 電站的聯(lián)合運(yùn)行成本比情景3多出了2.39×104￥。

（2）儲能系統(tǒng)能夠在低損耗的情況下進(jìn)行棄電回收，減少棄風(fēng)量，但由于其建設(shè)投資與折舊成本較高，容量有限，情景3中仍存在9.4%的棄風(fēng)率，不能完全滿足棄風(fēng)量較大的西北地區(qū)的需求。

（3）將EH與儲能裝置作為可控負(fù)荷與CSP電站聯(lián)合調(diào)度時(shí)，能夠在棄風(fēng)較少時(shí)選擇經(jīng)濟(jì)效益更好的儲能能系統(tǒng)。在棄風(fēng)較多時(shí)，通過EH 進(jìn)行棄電回收，及時(shí)止損，彌補(bǔ)風(fēng)電反調(diào)峰特性的不足。通過源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度共同提高系統(tǒng)風(fēng)電消納能力，降低火電機(jī)組出力。

（4）TES 系統(tǒng)儲熱容量和EH 功率對系統(tǒng)綜合成本影響較大，不同地區(qū)的DNI、負(fù)荷及風(fēng)電水平不同，其對應(yīng)的最優(yōu)TES系統(tǒng)容量和EH功率不同，研究時(shí)選擇某一典型日數(shù)據(jù)進(jìn)行仿真實(shí)驗(yàn)，篩選出最優(yōu)TES 系統(tǒng)容量和EH 的最大功率，能夠保證該地區(qū)大部分時(shí)間段的綜合成本保持最低，提高風(fēng)電消納。

（5）情景2～5 中火電機(jī)組的旋轉(zhuǎn)備用成本均比情景1中減少了超過105￥，表明EH、儲能裝置及CSP 電站能夠同時(shí)為風(fēng)電和負(fù)荷預(yù)測誤差提供旋轉(zhuǎn)備用，緩解火電壓力，保證系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。

本文所提調(diào)度策略能夠充分利用西北地區(qū)現(xiàn)有可調(diào)節(jié)資源，實(shí)現(xiàn)源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)優(yōu)化，對于減少西北地區(qū)棄風(fēng)量與系統(tǒng)成本有一定的理論與實(shí)踐意義。本文選擇某一典型日的風(fēng)電、DNI 及負(fù)荷的預(yù)測，算例不一定具有普適性，在接下來的研究及實(shí)際應(yīng)用中，將考慮多典型日的算例分析。