考慮光熱電站參與的新能源熱電聯(lián)供型微網運行優(yōu)化

贠韞韻， 張珍珍， 陳 釗， 黃 蓉， 丁 坤， 董海鷹

（1.蘭州交通大學 自動化與電氣工程學院， 甘肅 蘭州 730070； 2.國網甘肅省電力公司 電力科學研究院，甘肅 蘭州 730070）

0 引言

風力發(fā)電（Wind Power，WP）與太陽能發(fā)電已在我國西部與北部發(fā)揮著重要的作用[1]。 然而，受到負荷功率需求低、外送能力弱、電網調節(jié)能力有限等因素影響，可再生能源發(fā)電的棄風、棄光現(xiàn)象嚴 重[2]～[4]。 熱 電 聯(lián) 供（Combined Heat and Power，CHP） 型微網既可以有效整合多種可再生能源發(fā)電形式，又能在微網內部實現(xiàn)多種能量形式轉換，可以有效提升新能源發(fā)電利用率， 實現(xiàn)資源的優(yōu)化 分配[5]，[6]。

目前，國內外針對CHP 型微網的優(yōu)化運行進行了大量的研究。 文獻[7]～[11]均以CHP 機組作為核心， 配以常規(guī)機組作為主要的熱電負荷供能源，且電-熱能量網絡模型均為單向流動，未考慮電-熱能量的雙向流動。 光熱發(fā)電是一種新型太陽能發(fā)電技術[12]，無光照的條件下，配有儲熱系統(tǒng)（Thermal Energy System，TES）的光熱（Concentrating Solar Power，CSP）電站可維持電站約15 h 的滿負荷發(fā)電[13]，具有良好的調度特性；且光熱機組內擁有可控性良好的熱交換系統(tǒng)， 使汽輪機組具備媲美燃氣機組的快速爬坡能力[14]。 CSP 內部結構可以實現(xiàn)“光-熱-電”多種能量形式的轉換，不僅有利于微網內各種能量的有效利用， 而且還可以實現(xiàn)電-熱能量的雙向閉環(huán)流動[15]。由于CSP 電站具有良好的可控性與可調度性， 現(xiàn)有研究集中于CSP 電站與其他可再生能源間的聯(lián)合發(fā)電方面。文獻[16]～[19]只考慮了CSP 電站的出力可控性，很少對CSP 電站參與CHP 的潛力進行研究，且以上文獻并未對CSP 電站、WP 及PP 的聯(lián)合優(yōu)化運行進行研究。

本文在已知風光相關預測曲線的前提下，對考慮CSP 電站參與的新能源CHP 型微網運行優(yōu)化方法進行研究。 首先，構建了含WP，PP，CSP 電站、 蓄電池儲能系統(tǒng) （Battery Energy Storage System，BS）、EH 及熱電負荷的新能源CHP 型微網，并建立了各部分出力模型。其中，EH 協(xié)同CSP電站實現(xiàn)微網內部熱-電能量的雙向流動。 在此基礎上，以微網內運行成本最小為目標，兼顧與外部電網交互成本、 各設備維護成本、BS 老化成本及各類約束條件，建立了CHP 型微網運行優(yōu)化模型，并采用Matlab 軟件的YALMIP 工具箱進行求解。最后，算例分析說明了所提模型的正確性與有效性。 同時， 通過靈敏度分析進一步說明了CSP電站發(fā)電規(guī)模對微網運行成本的影響。

1 CHP 型微網

CHP 型微網主要包含熱、 電兩種能源形式，其結構圖如圖1 所示。 其中，CSP 電站、PP 及WP作為主要的內部供能源。

圖1 CHP 型微網結構圖Fig.1 System structure of CHP microgrid

微網內部既可以向用戶提供電能， 也可以提供熱能。微網有兩種能源形式，圖中實線表示電能流動方向，虛線表示熱能流動方向，而電能的傳遞依靠微網的電能網絡，熱能的傳遞依靠熱能網絡。電能可由CSP 電站、PP、WP 及BS 提供， 也可通過電力市場進行購電； 熱能的供應主要依賴EH與TES；用戶負荷類型主要包括電負荷與熱負荷。

2 CHP 型微網運行優(yōu)化模型

3 算例分析

3.1 基礎數(shù)據(jù)

算例以包含一個光熱電站、 光伏電站、 風電場、蓄電池儲能裝置及電加熱器裝置的CHP 型微網為例， 對本文所提方法進行驗證說明。 表1 為BS 參數(shù)[20]。

表1 BS 參數(shù)Table 1 Parameters of BS

圖2～4 分別為WP，PP 預測功率、 熱電負荷預測功率[10]及光照輻射強度。 購電電價與售電電價采用分時電價[6]，其預測值如圖5 所示。

EH 的能量轉換效率取99%， 其輸出熱功率上限為600 kW，維護成本取0.02 元/kW，其他參數(shù)見文獻[19]；微網與外部電網的交互功率上限為900 kW；CSP 電站耗散系數(shù)取0.03， 發(fā)電機最大出力為250 kW，TES 的充放熱效率均取98%，其最大充、放熱功率均為400 kW，可滿足電站10小時的滿負荷運行，CSP 電站供電及儲、供熱成本系數(shù)分別取0.2 元/kW，0.05 元/kW[19]；WP，PP 的運維成本均取0.03 元/kW。

3.2 算例結果分析

3.2.1 模型結果分析

圖2 WP 與PP 預測功率Fig.2 Forecasting power of WP，PP

圖3 熱電負荷預測功率Fig.3 Forecasting power of electrical loads and thermal loads

圖4 光照輻射強度預測值Fig.4 Forecasting value of light radiation intensity

圖5 分時電價Fig.5 Time-of-use price

圖6 為微網各時段供熱情況，微網24 個時段的熱負荷由EH 與CSP 電站提供；0：00-8：00 及22：00-23：00 時， 由于WP 的預測功率大于熱負荷所需功率， 將一部分WP 輸出功率經EH 直接供給熱負荷；9：00-21：00 時， 熱負荷由CSP 電站的TES 直接供給。

圖7 為微網各時段供電情況。

圖6 微網各時段供熱情況Fig.6 Heat supply of microgrid in different periods

圖7 微網各時段供電情況Fig.7 Power supply of microgrid in different periods

由圖7 可知：0：00-5：00 時，微網供電電源只有WP，而WP 出力無法滿足電負荷及熱負荷需求，此時處于購電價格最低時段，外購電量達到最大， 電負荷功率由WP 與外購電功率承擔；6：00-15：00 時， 隨著光照輻射強度的增加，PP 與CSP電站開始向電負荷供電，這一時段供電量充足，在8：00 之后微網內各電源出力可以滿足電負荷需求，未發(fā)生購電交易；16：00-18：00 時，隨著光照強度的下降，CSP 電站與PP 的供電功率逐漸下降， 導致微網內出現(xiàn)供電缺額， 外購電量逐漸上升；19：00-23：00 時，供電電源只有BS 與WP，微網電負荷供電缺額繼續(xù)增大， 為滿足微網供需平衡，外購電量進一步增加。

圖8 為各時段TES 儲放熱情況。

圖8 各時段TES 儲放熱情況Fig.8 Charging and discharging heat of TES in different periods

由圖8 可知：0：00-8：00 及22：00-23：00 時，從外部電網購電價格較低， 為了保證白天熱負荷功率的供應， 通過EH 將外購電轉化為熱能儲存于CSP 電站的TES 中，在3：00-6：00 時儲熱速率達到最大值；9：00-21：00 時， 熱負荷完全由CSP電站的TES 供給， 而CSP 電站不再進行儲熱，直接將光場接收到的熱能轉化為電能供給電負荷。全天CSP 電站的TES 向熱負荷放熱總功率為3 207 kW·h。

圖9 為各時段EH 的熱功率。

圖9 各時段EH 的熱功率Fig.9 Thermal power of EH in different periods

由圖9 可知：0：00-8：00 及22：00-23：00 時，外購電價格較低，微網內主要供能源為WP。 為了向TES 充熱以滿足白天的熱負荷供應，此時購電價格較低， 可從外部電網購電，EH 將WP 的部分電能轉化為熱能供給熱負荷，EH 將WP 外購電的部分電能轉化為熱能供給TES， 保證系統(tǒng)的穩(wěn)定運行。 全天EH 向微網提供熱功率5 260 kW·h。

各時段購電及售電量如圖10 所示。

圖10 各時段購電及售電量Fig.10 Amount of electricity purchasing and selling in different periods

由 圖10 可 知：0：00-2：00 及22：00-23：00時， 外購電全部供給EH 與電負荷，EH 將電能轉化為熱能全部供給TES 充熱；3：00-8：00 時，EH向TES 供熱達到最大值后逐漸減小，BS 進行充電，由于6：00 以后，CSP 電站與PP 開始發(fā)電，微網的供電壓力逐漸減小， 外購電量也隨之下降；9：00-15：00 時，微網內的供電量十分充足，PP 與CSP 電站出力達到較大值， 微網內部熱電負荷無法消納， 將部分多余電能售出獲取一定的經濟效益；15：00-21：00 時， 隨著光照強度的下降，CSP電站與PP 的輸出功率不斷減小，需通過外購電保證微網的穩(wěn)定運行。 全天微網的購電總量為6 191.4 kW·h，售電總量為1 055.9 kW·h。

圖11 為微網的運行成本。

圖11 微網的運行成本Fig.11 Operation costs of microgrid

由圖11 可知：微網與外部電網交互成本為3 273.2 元，約占運行總成本的74.6%；各設備運行維護成本為1 056.2 元， 而BS 老化成本為60元。 由以上數(shù)據(jù)可知，CHP 型微網的運行成本為4 389.4 元。

表2 微網優(yōu)化運行數(shù)據(jù)Table 2 Optimization operation data of microgrid

由表2 可知： 微網的購電量及售電量分別為6 191.4 kW·h 與1 055.9 kW·h， 其中購電量約占熱電總負荷需求的40.5%， 使購電總成本達到4 389.4 元。

3.2.2 模型有效性分析

為了驗證本文模型的有效性， 構建兩種不同的模型進行對比說明。 模型1：微網中僅考慮CSP電站參與運行；模型2：微網中考慮EH 與CSP 電站參與運行。

為了防止發(fā)生供熱不足的現(xiàn)象， 模型1 假設購熱成本為0.9 元/kW[8]，微網內各設備電功率情況及微網內各設備熱功率情況分別如圖12，13 所示。

圖12 微網內各設備電功率情況Fig.12 Electric power of various devices in the microgrid

圖13 微網內各設備熱功率情況Fig.13 Electric power of various devices in the microgrid

由圖12，13 可知： 模型1 中微網的購電量明顯減小，WP 與PP 承擔了電負荷的主要供給，購電量僅為1 376.4 kW·h， 微網內部電源滿足了大部分電力需求； 而熱負荷主要通過外購熱及TES供熱兩種方式滿足，6：00-15：00，TES 儲熱以滿足其他時段熱負荷需求， 該時段需從外部購熱以滿足微網內熱功率供需平衡。

不同模型運行成本對比如圖14 所示。

圖14 不同模型運行成本對比Fig.14 Comparison of operation costs of different models

由圖14 可知：模型1 的購電購熱成本為3 937.6 元，比本文模型高664.4 元；而各設備運維成本模型1 為682.2 元，低于本文模型374 元，儲能系統(tǒng)老化成本皆為60 元。 模型1 運行總成本4 679.8 元，比本文模型運行成本高290.4 元。由此可知， 本文模型運行成本較低， 具有良好的經濟性。 進一步，本文將研究CSP 電站規(guī)模對運行成本的影響。

3.2.3 不同CSP 電站規(guī)模對運行成本的影響

本文中的CSP 電站的發(fā)電機組上限分別取100，150，200，250 及300 kW，分別對以上情況進行求解，不同CSP 電站規(guī)模下的運行成本及出力對比如圖15 所示。

圖15 不同光熱電站發(fā)電規(guī)模下的運行成本及出力對比Fig.15 Comparison of operation costs and output power with different capacities CSP plant

由圖15 可知： 隨著CSP 電站出力上限的增加， 系統(tǒng)的運行成本由4 775.4 元降為4 389.4元；而CSP 電站的出力從1 096 kW·h 增加至1 780.9 kW·h， 并且從100 kW 增至200 kW 時增長較快。 這說明在一定范圍內增加CSP 電站發(fā)電規(guī)模，不僅可以提高CSP 電站的發(fā)電能力，而且有效降低了系統(tǒng)的運行成本，經濟效益明顯。

4 結論

本文引入CSP 電站與EH， 構建了一種新能源CHP 型微網，提出了一種計及微網運行成本的新能源CHP 型微網運行優(yōu)化模型，經過算例分析得到以下結論。 ①該策略實現(xiàn)了微網內部的100%可再生能源發(fā)電供應，內部電源不僅可滿足59.5%的熱電負荷需求， 而且微網通過外售多余電能獲取部分經濟利益以減小運行成本； 而購電量約占熱電總負荷需求的40.5%，表明CHP 型微網對外部電網的依賴度較高， 需保持與外部電網的實時互動才可以保證內部的供需穩(wěn)定。 ②EH配合CSP 電站可以提高微網的運行靈活性，實現(xiàn)電-熱能量的雙向流動，且依據(jù)電價信號，將負荷低谷時段電能轉換為熱能， 在負荷高峰時段將收集的熱能轉化為電能，降低了微網的運行成本。③本文所提模型的全天微網運行成本僅為4 389.4元，低于對比模型約6.2%，具有良好的經濟性。④靈敏度分析表明，CSP 電站的發(fā)電規(guī)模會影響微網的運行成本，當已知光照強度預測曲線時，增大發(fā)電規(guī)?？梢蕴岣逤SP 電站的發(fā)電能力，降低系統(tǒng)的運行成本。