1.一种太阳能光伏‑光热联合发电系统优化运行方法，其特征是，它包括：建立光热电站发电模型、建立光伏‑光热联合发电模型、构建太阳能光伏‑光热联合发电系统优化运行调度策略，具体内容为：

1)建立光热电站发电模型

把握光热电站在运行时其内部的热量流向变化规律，利用热量在光热电站内部各部分的平衡机理，来建立光热电站发电模型；

光热电站在运行时的内部热量流向为：通过光热电站中镜场的镜面与导油管对太阳能中热量进行收集，并将一部分热量储存在光热电站储热罐内的二元硝酸盐中，其余热量经汇集通过加热水产生高温高压水蒸气，以带动汽轮机进而转换为电能发电；

利用热量分别在集热、储热、传热和热电这四个环节中的不同平衡机理，对应地建立光热电站实现发电的四个子步骤，如下，①在光热电站通过镜场收集热能的环节中，利用太阳能转化成热能时的能量守恒原理，建立能够定量计算该镜场所收集到热能是多少的数学模型，见公式(1)，其中， 为镜场在t时段收集到的热量，ηSF为光热转换效率，SSF为镜场面积，Rt为t时段光照辐射指数， 为t时段弃热量；

②在光热电站通过储热罐储热的环节中，把通过步骤1)的子步骤①得到的热量，一部分直接用于发电，一部分储存在光热电站的储热罐中，对于后者，利用油介质中热能转化成二元硝酸盐介质中热能时的能量守恒原理，建立能够计算该储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量的数学模型，见公式(2)：其中 为储热罐在t时段内所储存热能的热量变化量， 与 分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数， 为镜场在t时段收集到的热量， 为t时段油盐热量转换时的能量损耗， 为储热在t时段流出的能量， 为储热时能量损耗；

③在将热能传递给汽轮机的环节中，针对传递给汽轮机的热量，既能仅通过步骤1)的子步骤①得到，又能仅通过步骤1)的子步骤②得到，还能同时通过步骤1)的子步骤①和子步骤②得到，利用在这种热能传递时的能量守恒原理，建立能够计算在t时段传递给汽轮机的热量的数学模型，见公式(3)：其中 为t时段传递给汽轮机的热量， 与 分别代表了t时段从镜场到汽轮机与从储热到汽轮机的热量的流量调控系数， 为镜场在t时段收集到的热量， 为储热在t时段流出的热量， 与 分别为t时段油水热量转换与盐油热量转换时的热量损耗；

④在光热电站利用热能发电的环节中，根据通过热能加热水产生高温高压水蒸气后产生动能，并由后者带动汽轮发电机旋转而产生电能的运行规律，利用由热能转化成电能时的能量守恒原理，建立能够计算汽轮发电机在t时段的输出功率的数学模型，见公式(4)：其中 为光热电站中汽轮发电机在t时段的输出功率， 为在t时段流入汽轮机的能量，ηe、ηm与ηg分别为汽轮机的内效率、机械效率与发电效率；

2)建立光伏‑光热联合发电模型

利用步骤1)所建立的光热电站发电模型，结合目前较成熟的光伏电站发电模型，将光伏电站与光热电站通过高压母线进行连接同时并网，并据此分了三个子步骤来建立光伏‑光热联合发电模型，如下，①光伏电站并网

一般的光伏电站由多个供电单元组成，由于各个供电单元的型号有所不同，其额定的发电量也不同，其中，各供电单元通过串并联组成光伏阵列，首先采用最大功率点跟踪(Maximum Power Point Tracking，MMPT)技术制定控制策略确定发电过程中的最大功率，将经过光电转换而产生的直流电经过二极管汇集到直流母线；然后采用正弦脉冲宽度调制(Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM)技术及PQ控制策略，经逆变器将直流功率变为满足质量要求的交流功率，最后经过变压器将该交流功率升压并网；采用的光伏电站发电模型为：其中 为第i个光伏电站在t时段输出功率，PSTC为光伏电池在标准测试条件(1000W/

2

m ，25℃)下的最大输出功率，Rt为t时段光照辐射指数，kT为温度功率系数，Tt为光伏电池温度，TC为参考温度，GSTC为标准测试条件下的光照强度；

②光热电站并网

采用本发明中步骤1)所建立的光热电站发电模型，见公式(1)～公式(4)，并将光热电站输出的功率经过变压器升压并网；

③光伏、光热联合并网

虽然光伏、光热采用不同的方式产生电能，但是通过高压母线进行连接，就能够实现同时并入电网，据此建立光伏‑光热联合发电模型，如式(6)所示：式中， 为联合发电模型t时段的输出功率大小，i＝1,2,…,NPV，NPV为光伏‑光热联合发电系统中光伏电站的数量； 为第i个光伏电站t时段的输出功率； 为第j个光热电站t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为光伏‑光热联合发电系统中光热电站的数量；

3)构建太阳能光伏‑光热联合发电系统优化运行调度策略

太阳能光伏‑光热联合发电系统中包含光伏、光热、火电三种电源，以光伏、光热输出功率的效益最大与光伏‑光热联合发电功率追踪负荷的偏差最小为目标，构建太阳能光伏‑光热联合发电系统优化运行调度策略，其中对光伏‑光热联合发电功率追踪负荷的偏差用净负荷波动程度来表示，在满足线路最大功率约束、光热电站、光伏电站及常规火电厂的装机容量和运行约束的条件下，分为三个子步骤实现对太阳能光伏‑光热联合发电系统的优化运行调度：①求取太阳能光伏‑光热联合发电系统的净负荷

所述太阳能光伏‑光热联合发电系统的净负荷为原始负荷与光伏‑光热联合发电功率之间的差值，见公式(7)：其中ΔPL.t为太阳能光伏‑光热联合发电系统在t时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏‑光热联合发电系统在t时段的负荷； 为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光伏电站的数量； 为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光热电站的数量；

②计算太阳能光伏‑光热联合发电系统发电成本

太阳能光伏‑光热联合发电系统的发电成本，包括火电机组的发电成本、系统旋转备成本、光伏电站的运行维护成本以及光热电站的运行维护成本，见公式(8)：E＝E1+E2+E3+E4                              (8)

其中，E为太阳能光伏‑光热联合发电系统的发电成本，E1为太阳能光伏‑光热联合发电系统中火电机组的发电成本，E2为太阳能光伏‑光热联合发电系统中的旋转备用成本，E3为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光伏电站的运行维护成本，E4为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光热电站的运行维护成本；

火电机组的发电成本E1，见公式(9)：

式中，av、bv、cv分别为火电机组v煤耗系数；uv.t为火电机组i在t时段的启停状态变量，当uv.t等于1时代表机组处于运行状态，当uv.t等于0时代表机组处于停运状态，t＝1,2,…,T，T为采样周期，uv.t‑1为火电机组i在t‑1时段的启停状态变量；Sv为机组的启停成本； 为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；

为了克服预测负荷与实际负荷之间的偏差而设置的旋转备用成本E2，见公式(10)：

式中Uv.t与Dv.t分别为机组v在t时段内的正、负旋转备用容量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；θU与θD分别为机组参与正、负旋转备用的成本系数；

光伏电站的运行维护成本E3，见公式(11)：

式中， 为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γPV为光伏电站单位运行维护成本；

光热电站的运行维护成本E4，见公式(12)：

式中， 为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光热电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期；γCSP为光热电站单位运行维护成本；

③建立太阳能光伏‑光热联合发电系统的优化运行调度模型

根据步骤3)的子步骤①所求出的净负荷大小、步骤3)的子步骤②所求出的光伏‑光热联合发电上网效益以及太阳能光伏‑光热联合发电系统的发电成本，来建立太阳能光伏‑光热联合发电系统的优化运行调度模型；该模型中包括光伏、光热上网效益最大和光伏‑光热联合发电追踪负荷误差最小两个目标函数，在对目标函数进行处理时，采用max‑min加权法，首先对max函数进行负向处理，将其变化为min函数，然后通过对两个优化目标函数分别赋予权重并相加的方法，将两个优化目标函数变化为一个优化目标函数；与此同时，该模型还包括五个方面的约束条件，它们是功率平衡约束，网络约束，光伏电站、光热电站、以及常规火电厂的装机容量与运行约束，详见公式(13)：其中，αPV与αCSP为光伏电站与光热电站的上网后环境效益系数； 为第i个光伏电站在t时段的输出功率，i＝1,2,…,NPV，NPV为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光伏电站的数量；t＝1,2,…,T，T为采样周期； 为第j个光热电站在t时段的输出功率，j＝1,2,…,NCSP，NCSP为太阳能光伏‑光热联合发电系统中光热电站的数量；n为采样周期内样本个数；

为第v个火电机组在t时段的输出功率，v＝1,2,…,NG，NG为火电机组数量；ΔPL.t为太阳能光伏‑光热联合发电系统在t时段的净负荷；ΔPL.t+1为太阳能光伏‑光热联合发电系统在t+1时段的净负荷；PL.t为太阳能光伏‑光热联合发电系统在t时段的负荷；E为太阳能光伏‑光热联合发电系统的发电成本；Pl.t为t时段流过线路l的功率大小；Pl.max与Pl.min分别为线路的最大正、负向传输功率； 为光伏电站在t时段的输出功率； 与 分别为光伏电站的最小、最大输出功率； 为光热电站在t时段的输出功率； 为光热电站在t‑1时段的输出功率； 与 分别为光热电站的最小、最大输出功率； 与 分别为光热电站汽轮机最大向下、向上爬坡率； 为光热电站储热系统在t时段储热容量； 与 分别是储热系统的最小、最大储热容量； 为火电机组在t时段的输出功率； 与 为火电机组最小、最大输出功率， 与 分别为火电机组最大向下、向上爬坡率；Pct为预测负荷与实际负荷之间的偏差； 为第v个火电机组的最小输出功率； 为第v个火电机组的最大输出功率； 与 分别为第v个火电机组最大向下、向上爬坡率。