一种考虑CSP电站耦合AA-CAES电站的系统优化调度方法

本发明属于储能系统优化调度领域，更具体地，涉及一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法。

背景技术：

大力发展清洁能源，减少对化石燃料的使用，已经成为世界各国的重要共识。风能和太阳能受到了社会各界越来越广泛的关注。但由于风电和光伏具有波动性和间歇性等强不确定特性，其可预测性和可调节能力较差，其大规模并网给电力系统的安全稳定运行带来了巨大的冲击与挑战。因此，如何安全高效地实现风光资源的规模化消纳，成为了近年来研究的热点问题之一。

大规模储能技术是促进清洁能源大规模消纳的重要手段和关键技术。在众多储能技术中，压缩空气储能(compressedairenergystorage，caes)作为除抽水蓄能外另一种已具备商业化运行经验的大规模物理储能技术，被公认为是未来储能技术发展的重要发展方向之一。先进绝热压缩空气储能(advancedadiabaticcompressedairenergystorage，aa-caes)技术通过压缩热的回收再利用，有效克服了传统燃气轮机补燃式caes电站发电过程依赖化石燃料的弊端，实现了运行全过程的无污染和零排放。现有关于aa-caes系统优化调度的研究中，大多仅考虑aa-caes电站单独参与电力系统优化调度，忽略了aa-caes电站灵活的外部拓展热源能力，制约了aa-caes电站热量调度的灵活性，当aa-caes电站出现气、热不匹配问题时会造成部分能量的浪费，一定程度上影响了aa-caes系统的运行经济性。

技术实现要素：

本发明提供一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法，用以解决现有aa-caes电站内部热量调度灵活性受限的问题，通过aa-caes电站与csp电站的耦合运行有效实现了耦合系统内部的热量互济，提高了耦合系统的运行经济性。

本发明解决上述技术问题的技术方案如下：一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法，包括：

构建csp电站和aa-caes电站的耦合系统，该耦合系统的能流关系为：csp电站和aa-caes电站中的蓄能系统耦合打通，每个电站的热量产出单元所产出的热量为两个电站的热量消耗单元共用；工作模式为：各热量产出单元启动时将能量储存在共用的蓄能系统中，各热量消耗单元启动时从所述蓄能系统获取热量；

根据所述能流关系和所述工作模式，建立包含所述耦合系统的电力系统优化运行模型，用于电力系统的日前优化调度。

本发明的有益效果是：本发明提出csp电站和aa-caes电站的耦合系统，将csp电站和aa-caes电站中的蓄能系统耦合打通，即csp电站和aa-caes电站共用蓄能系统，每个电站的热量产出单元所产出的热量为两个电站的热量消耗单元共用。一方面可以避免储热装置基本部件的重复投资，另一方面增加耦合系统内部热量调度的灵活性，使得csp电站的产热/释热单元与aa-caes电站的产热/释热单元可以实现热量互济，保证热量的充分利用，有效解决了aa-caes电站内部热量调度灵活性受限的问题，并改善了系统运行的经济性。

上述技术方案的基础上，本发明还可以做如下改进。

进一步，所述耦合系统包括：csp电站中的聚光集热子系统和光热发电子系统，以及aa-caes电站中的压缩储能子系统和膨胀释能子系统；其中，四个子系统中的蓄能系统耦合在一起，所述能流关系具体为：

所述聚光集热子系统和所述压缩储能子系统均为热量产出单元，前者用于将太阳能转化为热能，后者用于将电力系统中的盈余电能转化为热能和高压气体；所述光热发电子系统和所述膨胀释能子系统均为热量消耗单元，前者用于吸收所述聚光集热子系统和所述压缩储能子系统所产生的热能来驱动汽轮机发电，后者用于利用所述聚光集热子系统和所述压缩储能子系统所产生的热能和高压气体来驱动发电机发电。

进一步，所述工作模式具体为：

当电力系统处于用电低谷期且光照资源丰富时，聚光集热子系统和/或压缩储能子系统启动，吸收太阳能和盈余的电能，并将其存储在共用的蓄能系统中；当电力系统处于用电高峰期或者出现供电缺额时，光热发电子系统和/或膨胀释能子系统启动，吸收所述蓄能系统中存储的热能和气体势能，并将其转化为电能为系统提供支撑；其中所述蓄能系统不同时进行储热和放热。

进一步，根据实际需要，所述热量产出单元所产生的能量不经过储蓄直接用于与所述热量消耗单元进行能量交换。

本发明的进一步有益效果是：当csp电站与aa-caes电站各自独立运行时，csp电站中聚光集热子系统中产生的热量仅能供给光热发电子系统或者存储在蓄能系统中，同理aa-caes电站压缩储能子系统产生的热能仅能存储在蓄能系统中进而供给膨胀释能子系统，系统内部热量流动较为单一。而当csp电站与aa-caes电站耦合运行之后，系统的运行灵活性被大大提高：聚光集热子系统与压缩储能子系统作为产热单元和储能单元，其产生的热量和能量可以存储在共用的蓄能系统中或者直接供给光热发电子系统和膨胀释能子系统来进行发电。

进一步，所述耦合系统的优化运行模型是以电力系统综合成本最低为目标，制定日前火电机组、aa-caes电站和csp电站的启停计划与调度出力计划，其中，所述优化运行模型的目标函数表示为：minctotal＝cth,e+cth,r+ccaes+ccsp+cwc；式中，cth,e为常规机组的运行成本，cth,r为常规机组的旋转备用成本，ccaes为压缩空气储能电站的运维成本，ccsp为光热电站运行成本，cwc为弃风惩罚成本。

进一步，所述优化运行模型的约束条件包括：

系统功率平衡约束，系统备用约束，常规机组运行约束，常规机组备用约束，aa-caes电站运行约束，aa-caes电站备用约束，csp电站运行约束，以及csp电站备用约束。

进一步，所述aa-caes电站运行约束包括：压缩工况约束，膨胀过程约束，储气室约束，储热装置约束，以及运行工况约束；但不包括aa-caes电站的爬坡约束、启停约束和工况转化约束。

本发明的进一步有益效果是：aa-caes电站相较于常规火电机组及传统caes电站的一大优势是：aa-caes电站内部不含有燃料燃烧过程，其动态响应特性相较于常规火电机组有了明显的提高，故在建立规划约束模型时可以忽略aa-caes电站的爬坡约束、启停约束和工况转化约束，这在一定程度上简化了约束模型。

进一步，在日前调度中忽略csp电站内容能量交换的动态过程，所述csp电站运行约束包括：聚光集热模块运行约束、储热模块运行约束和发电系统运行约束。

本发明的进一步有益效果是：考虑到调度问题所关心的时间间隔尺度远远大于csp电站内部动态过程的时间常数，因此在日前调度模型中可以忽略csp电站内容能量交换的动态过程。

进一步，csp电站耦合aa-caes电站而会共用储热装置，充分发挥光热电站聚光集热模块的补热作用以及aa-caes电站的热电联产优势，故将aa-caes电站的储热装置约束与光热电站中的储热装置约束共同表示为：

式中，qtes,t为储热装置在时段t时的储热容量；r为热量耗散系数，△t为时间间隔，ηc和ηd分别为储热装置的充电效率和放电效率；和分别为储热装置在时段t时的储热功率和释热功率；qtes,max和qtes,min分别表示储热装置的储热上限和下限；和为表示时段t时储热装置工作状态的二进制变量，对应储热工况，对应释热工况，其值为1表示相应工况工作；psfo,t为t时段聚光集热模块输出的热功率；pcaesc,t和pcaesg,t分别为aa-caes电站在时段t时的压缩功率和膨胀功率；ppbq,t为t时段csp电站发电模块吸收的热功率；pcaesqc,t和pcaesqg,t分别为aa-caes电站在时段t时的储热功率和耗热功率，hc和hg分别为压缩工况热量变化率功率系数和膨胀工况热量变化率功率系数。

本发明的进一步有益效果是：光热电站耦合压缩空气储能电站将会共用储热装置，充分发挥光热电站聚光集热模块的补热作用以及aa-caes电站的热电联产优势，故aa-caes电站的储热装置约束统一阐述为上式。

本发明还提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质包括存储的计算机程序，其中，在所述计算机程序被处理器运行时控制所述存储介质所在设备执行如上所述的一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法。

附图说明

图1为本发明实施例提供的一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法的流程框图；

图2为本发明实施例提供的csp电站耦合aa-caes电站的耦合系统；

图3为本发明实施例提供的电力系统拓扑结构示意图；

图4为本发明实施例提供的示例中系统负荷、风电和太阳能直接法向辐射强度的短期预测数据曲线图；

图5为本发明实施例提供的示例中场景1典型日的系统电源出力曲线图；

图6为本发明实施例提供的示例中场景2典型日的系统电源出力曲线图。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。

一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法100，如图1所示，包括：

步骤110、构建csp电站与aa-caes电站的耦合系统，该耦合系统的能流关系为：csp电站和aa-caes电站中的蓄能系统耦合打通，每个电站的热量产出单元所产出的热量为两个电站的热量消耗单元共用；工作模式为：各热量产出单元启动时将能量储存在共用的蓄能系统中，各热量消耗单元启动时从所述蓄能系统获取热量；

步骤120、根据上述能流关系和上述工作模式，建立包含所述耦合系统的电力系统优化运行模型，用于电力系统的日前优化调度。

其中，步骤120可具体分为：考虑系统运行约束约束和备用约束等，建立含所述耦合系统的电力系统优化运行模型；将获取的光照、风电、负荷的短期预测数据和csp电站以及aa-caes电站的详细参数输入系统优化运行模型中，得到电力系统的日前调度计划，然后根据日前调度计划对系统资源进行调度，日前调度计划包括aa-caes电站、csp电站、常规火电机组的启停状态和运行工况，以及aa-caes电站、csp电站、常规火电机组和风电的调度计划。

aa-caes电站作为一种重要的储能技术，其具有环境友好、成本低廉和容量大等优点。不同于电化学储能等其他类型储能技术，aa-caes系统内部除电能流之外还包含热能流，储热装置和换热装置的存在使得aa-caes系统具备了热电联储/联供的独特优势，同时也具备了外部热源耦合运行的能力。含储热装置的csp电站作为一种新兴的太阳能发电技术，具有良好的可调节能力和能量转移特性，也是未来太阳能应用领域的重要发展方向。aa-caes电站和csp电站内部均包含储热装置，这为二者的耦合运行提供了基础和条件。二者的耦合运行也可以避免储热装置的重复投资，同时增加系统内部热量调度的灵活性，使得csp电站的产热/释热单元与aa-caes电站的产热/释热单元可以实现热量互济，保证热量的充分利用，进而改善系统运行的灵活性，因此，研究csp电站耦合aa-caes电站具有重要意义，为此本发明考虑aa-caes电站与csp电站共用储热装置，提供了上述一种能够保证耦合系统安全经济运行的系统优化调度方法。

优选的，上述耦合系统主要可以分为聚光集热子系统、光热发电子系统、压缩储能子系统和膨胀释能子系统四个部分；其中前两者为原本csp电站中的两个关键子系统，后两者为原本aa-caes电站中的两个关键子系统。四个子系统的关键组成部件详见图2；其中，四个子系统通过蓄能系统紧密地联系在一起，其体现在所述能流关系中，如下：

聚光集热子系统和压缩储能子系统为热量产出单元，前者通过镜面反射装置和接收器等装置将太阳能转化为热能，后者通过电动机和压缩机等装置将电力系统中的盈余电能转化为热能和高压气体。光热发电子系统和膨胀释能子系统为热量消耗单元，前者通过锅炉、过热器和再热器等装置吸收蓄能系统中热能驱动汽轮机发电，后者通过膨胀机和换热器等装置利用蓄能系统中的热能和高压气体驱动发电机发电。

优选的，四个子系统通过蓄能系统紧密地联系在一起，体现在工作模式中，如下：

csp电站耦合aa-caes电站系统的工作模式说明如下：当csp电站与aa-caes电站各自独立运行时，csp电站中聚光集热子系统中产生的热量仅能供给光热发电子系统或者存储在蓄能系统中，同理aa-caes电站压缩储能子系统产生的热能仅能存储在蓄能系统中进而供给膨胀释能子系统，系统内部热量流动较为单一。而当csp电站与aa-caes电站耦合运行之后，系统的运行灵活性被大大提高：聚光集热子系统与压缩储能子系统作为产热单元和储能单元，其产生的热量和能量可以存储在蓄能系统中或者直接供给光热发电子系统和膨胀释能子系统来进行发电。当系统处于用电低谷期或光照资源丰富时，压缩储能子系统和聚光集热子系统启动，吸收太阳能和盈余的电能，并将其存储在蓄能系统中；当系统处于用电高峰期或者出现供电缺额时，光热发电子系统和膨胀释能子系统启动，释放蓄能系统中存储的能量，并将其转化为电能为系统提供支撑。考虑到储热装置中的储热介质在同一时刻只能单向流动，蓄能系统不能同时进行储热和放热；另外受储气室工况限制，压缩储能子系统和膨胀释能子系统不能同时工作。除此之外，耦合系统的四个子系统可以灵活搭配，以充分发挥耦合系统的调度灵活性。

优选的，含所述耦合系统的电力系统优化运行模型是以电力系统综合成本最低为目标，制定日前火电机组、aa-caes电站和csp电站的启停计划与调度出力计划，其中，优化运行模型的目标函数表示为：

minctotal＝cth,e+cth,r+ccaes+ccsp+cwc(1)

即全系统的运行总成本包括常规机组的运行成本cth,e、常规机组的旋转备用成本cth,r、压缩空气储能电站的运维成本ccaes、光热电站运行成本ccsp、弃风惩罚成本cwc，具体表达式如下：

上式中，ng表示常规机组的数量。agi、bgi表示常规机组i的煤耗成本系数，sgi,t表示常规机组i的启动成本，pgi,t表示常规机组i在时段t时的出力大小。和分别表示常规机组i在时段t时的正/负旋转备用容量；cgi和dgi为常规机组i的正/负旋转备用容量的单位成本。fom,caes,fix为aa-caes电站单位功率的年化固定运维成本，pcaesc,r和pcaesg,r分别为aa-caes电站的额定压缩功率和额定膨胀功率；fom,caes,var为aa-caes电站单位功率的可变运维成本，pcaesc,t和pcaesg,t分别为aa-caes电站在时段t时的压缩功率和膨胀功率。kcsp为csp电站的发电成本系数，pcsp,t为csp电站在时段t时的发电功率。pfw,t和psw,t表示在时段t时风电的预测功率和实际调度功率，ewc表示弃风成本。

所述耦合电站参与日前调度的系统优化模型的约束包括：

1)系统功率平衡约束

式中，pload,t为时段t时的负荷预测值。

2)系统备用约束

由于风电和负荷的预测存在一定的不确定性，为了保证系统的安全稳定运行，需要为系统预留一定量的正、负旋转备用，具体约束表达式为：

式中，εl和εw分别表示负荷和风电的预测误差比例。和分别表示aa-caes电站在时段t时的正、负旋转备用容量。和分别表示csp电站在时段t时的正、负旋转备用容量。

3)常规机组运行约束

式中，ui,t表示常规机组i在时段t时运行状态的二进制变量，其值为1表示机组开机，其值为0表示机组为关机状态；pgi,max和pgi,min分别常规机组i出力的上限和下限。和分别为常规机组i在时段t时的开机运行时间和停机时间；和分别表示常规机组i的最小开机时间和最小停机时间。fst_gi为常规机组i的单次启动成本，和分别为常规机组i的上、下爬坡率，△t为单位调度时长。

4)常规机组备用约束

5)aa-caes电站运行约束

aa-caes电站相较于常规火电机组及传统caes电站的一大优势是：aa-caes电站内部不含有燃料燃烧过程，其动态响应特性相较于常规火电机组有了明显的提高，故在建立规划约束模型时可以忽略aa-caes电站的爬坡约束、启停约束和工况转化约束，这在一定程度上简化了约束模型。

压缩工况约束为：

pcaesc,minucaesc,t≤pcaesc,t≤pcaesc,rucaesc,t(8)

其中，pcaesc,min为aa-caes电站压缩机出力最小值；ucaesc,t为表示aa-caes电站压缩工况运行状态的二进制变量，其值为1表示aa-caes电站运行于压缩工况，其值为0则表示压缩工况空闲。tcaesc,in,i、tcaesc,out,i分别为第i级压缩机的进、出口气体温度。r为空气的比热容比；βc,i为第i级压缩机的额定压缩比，ηc为压缩效率。

膨胀过程约束为：

pcaesg,minucaesg,t≤pcaesg,t≤pcaesg,rucaesg,t(10)

其中，pcaesg,min为aa-caes电站膨胀机出力最小值；ucaesg,t为表示aa-caes电站膨胀工况运行状态的二进制变量，其值为1表示aa-caes电站运行于膨胀工况，其值为0则表示膨胀工况空闲。tcaesg,in,i、tcaesg,out,i分别为第i级膨胀机的进、出口气体温度。βg,i为第i级膨胀机的额定膨胀比；ηg为压缩效率。

储气室约束为：

pst,min≤pst,t≤pst,max(13)

其中，kc和kg分别表示压缩机气压变化率功率系数和膨胀机气压变化率的功率系数，pst,0和pst,t分别表示储气室初始气压和时段t时的储气室气压，pst,min和pst,max分别表示储气室气压上/下限值。

储热装置约束为：

光热电站耦合压缩空气储能电站将会共用储热装置，充分发挥光热电站聚光集热模块的补热作用以及aa-caes电站的热电联产优势，故aa-caes电站的储热装置约束将在光热电站中统一阐述，在此不做赘述。

运行工况约束为：

ucaesc,t+ucaesg,t≤1(14)

即aa-caes电站不能同时工作在压缩工况和膨胀工况。

6)aa-caes电站备用约束

式中，和分别表示储气室气压下限约束的最大膨胀功率和储气室气压上限约束的最大压缩功率，和分别表示储热装置储热量下限约束的最大膨胀功率和储热装置储热量上限约束的最大压缩功率。和分别表示时段t时aa-caes电站压缩工况下提供的正/负旋转备用，和分别表示时段t时aa-caes电站膨胀工况下提供的正/负旋转备用。

7)csp电站运行约束

考虑到调度问题所关心的时间间隔尺度远远大于csp电站内部动态过程的时间常数，因此在日前调度模型中可以忽略csp电站内容能量交换的动态过程。光热电站主要运行约束主要包括聚光集热模块运行约束、储热模块运行约束和发电系统运行约束，具体约束如下所示：

聚光集热模块运行约束：

psf,t＝ηsfasfxdni,t(18)

其中，psf,t为聚光集热模块在时段t可利用的热功率。ηsf表示光热电站聚光集热模块的综合光热效率，asf为光热电站镜场面积，xdni,t在时段t太阳能法向直射辐射强度。psfo,t为t时段聚光集热模块输出的热功率。表示光热电站聚光集热模块的弃热功率。

储热模块运行约束：

其中，qtes,t为储热装置在时段t时的储热容量。r为热量耗散系数，△t为时间间隔。ηc和ηd分别为储热装置的充电效率和放电效率。和分别为储热装置在时段t时的储热功率和释热功率。qtes,max和qtes,min分别表示储热装置的储热上限和下限。和为表示时段t时储热装置工作状态的二进制变量，对应储热工况，对应释热工况，其值为1表示相应工况工作。ppbq,t为t时段csp电站发电模块吸收的热功率。pcaesqc,t和pcaesqg,t分别为aa-caes电站在时段t时的储热功率和耗热功率，hc和hg分别为压缩工况热量变化率功率系数和膨胀工况热量变化率功率系数。

由于储热罐中的介质在同一时刻只能单项流动，储热模块不能同时进行储热和放热，其对应的单一工况运行约束如下所示：

发电模块运行约束：

发电模块是csp电站的能量输出单元，其通过蒸汽循环将csp电站中聚光集热模块和储热装置的热能转换为电能进行输出，其运行约束除了常规机组所对应的机组出力上下限约束、爬坡约束和启停时间约束之外，还包括热能平衡约束，具体约束表达式如下：

其中，pcspq,t为csp电站在时段t时有效利用的热功率，为csp电站发电模块启动时的热功率损耗。ucsp,t是表示csp电站发电模块运行工况的二进制变量，其值为1表示csp电站发电模块工作，其值为0表示发电模块空闲。pcsp,min和pcsp,max分别表示csp电站发电模块输出发电功率的最小值和最大值。和分别表示csp电站发电模块输出发电功率的上、下爬坡速率。和分别表示csp电站发电模块开机运行时间和停机时间，和分别表示csp电站发电模块的最小开机运行时间和最小停机运行时间。当csp电站发电功率低于额定功率时，将会导致发电模块的热电转化效率降低，因此本文考虑利用线性分段函数来拟合发电模块变工况特性，如式(25)所示。

8)csp电站备用约束

光热电站具备优良的快速启停能力，可以为系统提供较好的旋转备用。

其中，表示受储热装置储热量下限约束的csp电站最大发电功率。

下面结合具体示例说明本发明所提出的一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法。该方法以图3所示的系统为对象(其中，csp电站耦合aa-caes电站接入节点23，火电机组g1～g6依次接入节点1、2、5、8、11和13，风电厂接入节点28)，依次按照以下步骤进行：

步骤1、建立考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统日前调度模型，该模型以常规机组运行成本和备用成本、aa-caes电站运维成本、csp电站运行成本和弃风惩罚成本总和最小为目标函数：

minctotal＝cth,e+cth,r+ccaes+ccsp+cwc(29)

其中，ctotal表示全系统的运行总成本，cth,e为常规机组的运行成本、cth,r为常规机组的旋转备用成本、ccaes为压缩空气储能电站的运维成本、ccsp为光热电站运行成本、cwc为弃风惩罚成本。详细地，ng表示常规机组的数量。agi、bgi表示常规机组i的煤耗成本系数，sgi,t表示常规机组i的启动成本，pgi,t表示常规机组i在时段t时的出力大小。和分别表示常规机组i在时段t时的正/负旋转备用容量；cgi和dgi为常规机组i的正/负旋转备用容量的单位成本。fom,caes,fix为aa-caes电站单位功率的年化固定运维成本，pcaesc,r和pcaesg,r分别为aa-caes电站的额定压缩功率和额定膨胀功率；fom,caes,var为aa-caes电站单位功率的可变运维成本，pcaesc,t和pcaesg,t分别为aa-caes电站在时段t时的压缩功率和膨胀功率。kcsp为csp电站的发电成本系数，pcsp,t为csp电站在时段t时的发电功率。pfw,t和psw,t表示在时段t时风电的预测功率和实际调度功率，ewc表示弃风成本。

所述目标函数的约束包括系统功率平衡约束和系统备用约束、常规机组的运行约束和备用约束、aa-caes电站的运行约束和备用约束、以及csp电站的运行约束和备用约束。

步骤2、先将获取的负荷、风电和太阳能的四季典型日短期预测数据(参见图4)、以及常规机组、csp电站和aa-caes电站的调度参数输入所述日前调度模型中，得到系统常规机组和csp电站等的日前调度结果，然后根据日前调度结果对系统进行调度。其中，日前调度每24小时执行一次，单次调度时长为1小时，调度时间窗为24小时，日前调度计划包括aa-caes电站、csp电站、常规火电机组的启停状态和运行工况，以及aa-caes电站、csp电站、常规火电机组和风电的调度计划。常规机组的各项参数如表1所示，aa-caes电站的各项参数如表2所示，csp电站的各项参数如表3所示。负荷和风电出力预测的最大误差分别为5％和20％。弃风惩罚成本系数设置为50$/mw。aa-caes电站的固定运行维护成本为16700$/mw-year，aa-caes电站的可变运行维护成本2.1$/mw；csp电站的发电成本系数为7.69$/mwh。

表1常规机组的各项参数

表2aa-caes电站的各项参数

表3csp电站的各项参数

为验证本发明方法的有效性，本示例设定了两种场景以作对比：场景1，考虑本文所构建的csp电站耦合aa-caes电站系统模型；场景2，分开考虑csp电站和aa-caes电站，不将两者的蓄能系统耦合考虑。在场景2中，csp电站和aa-caes电站的储热装置容量分别为场景1中储热装置容量的一半。两种场景的其他条件均保持一致。场景1和场景2的系统调度结果如表4所示。

表4场景1、2的调度结果对比

分析表4中数据可以发现，csp电站和aa-caes电站耦合运行会对系统的总体运行经济性带来一定的改善。相较于场景2，场景1系统运行总成本下降了12451$，约下降了2.90％。进一步分析可以发现，场景1中的常规机组运行成本和备用成本均出现了不同程度的降低。其中常规机组运行成本下降了约8062$，常规机组的备用成本下降了约8876$。这种情况主要是当csp电站和aa-caes电站耦合运行之后，系统的热量调度灵活性得到有效提升，原本系统的弃热得到有效利用，因此降低了常规机组的运行成本和备用成本。此外，可以看出系统的弃风成本和csp电站的运行成本出现了一定程度的上升。前者是由于耦合系统的优越性能一定程度上挤占了风电的消纳空间。后者是由于耦合系统的频繁调度导致了csp电站运行成本的增加。总体来看，两种电站的耦合运行可以有效降低系统的总运行成本。

图5和图6为场景1和场景2典型日系统电源出力曲线图。从图中可以看出，两种场景下的机组出力具有一定的相似之处。csp电站在中午光热资源充足的时候基本保持满功率发电状态，光热资源得到了充分利用。aa-caes电站则呈现较为明显的低储高放现象，在用电低谷期的时候压缩储能，在用电高峰期时膨胀释能。然而，两种场景下机组的具体出力情况还是存在较大的差异。从图中可以看出，场景一中csp电站在3～6时段和22～23时段仍可以保持一定的发电功率输出，而场景2中的csp电站在对应时刻则处于空闲状态。此外，在时段4时，场景1中的aa-caes电站工作于压缩储热工况，而场景2中的aa-caes电站则工作于膨胀发电工况。上述现象说明了csp电站与aa-caes电站耦合运行之后可以充分激发系统的热量调度灵活性。四个子系统以及蓄能系统之间的热能可以实现协调互济，在减少系统弃热的同时实现热能替代，说明本发明优化调度方法具备有效性及合理性。

综上所述，本发明提出一种考虑csp电站耦合aa-caes电站的系统优化调度方法。首先构建csp电站与aa-caes电站的耦合系统，分析了耦合系统的四个子系统及其关键部件，并对耦合系统的能流关系和工作模式进行了介绍；其次，建立以常规机组运行成本和旋转备用成本、aa-caes电站的运维成本、csp电站的运行成本和弃风惩罚成本之和最小为目标函数的含所述耦合系统的电力系统日前优化调度模型，模型中考虑系统功率平衡约束和备用约束、常规机组运行约束和备用约束、aa-caes电站运行约束和备用约束、csp电站的运行约束和备用约束，将获取的风电、光照和电负荷的短期预测数据输入所述日前调度模型中，得到系统的日前调度计划，然后根据日前调度计划对系统的常规机组、风电和耦合电站进行调度。该设计充分计及aa-caes电站的外部拓展热源能力，考虑csp电站与aa-caes电站共用储热装置，可有效提高系统热量调度的灵活性和可靠性，改善耦合系统对可再生能源的消纳能力，并尽可能避免由于储热装置容量限制导致的弃热现象，提升系统的运行经济性。因此，本发明可以有效提升csp电站与aa-caes电站耦合系统内部热量调度的灵活性、稳定性和可靠性，促进太阳能和风能的充分消纳，改善系统运行经济性。

本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。