光-氣互補(bǔ)冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)容量配置與運行研究

杜傳銘， 陳孟石， 杜尚斌， 胡永鋒， 趙義軍

(1．哈爾濱工業(yè)大學(xué) 能源科學(xué)與工程學(xué)院，哈爾濱 150001； 2．華電綜合智慧能源科技有限公司，北京 100160)

我國地緣遼闊，具有豐富的太陽能資源，且太陽能利用方式較為成熟，既可采用光伏發(fā)電產(chǎn)生電能，又可通過平板集熱器和真空管集熱器制備熱水或供冷，但太陽能能量密度低，波動性大，不能單獨為建筑供能[1-2]。將太陽能與天然氣互補(bǔ)，結(jié)合二者的優(yōu)勢，使分布式供能系統(tǒng)在安全可靠的同時，也更加環(huán)保高效。因此，“分布式能源逐步替代集中式能源，多種能源網(wǎng)絡(luò)融合與交互轉(zhuǎn)變”是能源系統(tǒng)發(fā)展的大方向[3]。

蔣潤花等[4]構(gòu)建了一種含有太陽能集熱器的燃?xì)廨啓C(jī)冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)。Das等[5]將光伏組件分別耦合至以內(nèi)燃機(jī)和燃?xì)廨啓C(jī)為動力裝置的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)中，并進(jìn)行了多目標(biāo)優(yōu)化研究，從而分析光伏對系統(tǒng)性能的影響。游盛水等[6]通過遺傳算法對太陽能輔助式冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)的電制冷比和光伏板面積進(jìn)行優(yōu)化，使得冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)性能達(dá)到最優(yōu)。Wang等[7]對含有太陽能的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)進(jìn)行了研究，同時還分析了電負(fù)荷系數(shù)和太陽輻射強(qiáng)度對系統(tǒng)能量利用效率和效率的影響[8]。目前，鮮有比較不同太陽能互補(bǔ)方式以及儲能對冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)影響的研究。

筆者以北京市某商業(yè)綜合體園區(qū)為研究對象，依據(jù)園區(qū)供冷、供暖和過渡季典型日的負(fù)荷需求，將光伏發(fā)電板和真空管集熱器與燃?xì)饫錈犭娐?lián)供系統(tǒng)結(jié)合，設(shè)計了一種光-氣互補(bǔ)冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)(Hybrid Combined Cooling Heating and Power system, Hybrid CCHP)。以傳統(tǒng)分供系統(tǒng)(Separated production system，SP)為參照對象，建立能源、經(jīng)濟(jì)和環(huán)境指標(biāo)，比較了不同容量配置方法、以熱定電和以電定熱運行方式、有無太陽能互補(bǔ)以及有無儲能運行情況對系統(tǒng)各評價指標(biāo)的影響。

1 系統(tǒng)構(gòu)成

SP即為大電網(wǎng)的集中供電模式：用戶的電負(fù)荷全部從城市公共電網(wǎng)獲??；用戶的冷負(fù)荷全部從電制冷機(jī)制?。挥脩舻臒嶝?fù)荷則由在用戶側(cè)布置的燃?xì)忮仩t和板式換熱器中換熱提供。燃?xì)饫錈犭娐?lián)供系統(tǒng)(Combined Cooling Heating and Power system, CCHP)通過煙氣熱水型溴化鋰制冷機(jī)組回收利用內(nèi)燃機(jī)排放的400～550 ℃高溫?zé)煔狻?0～110 ℃缸套水和40～65 ℃潤滑油冷卻水中的熱能，在夏季制冷，在冬季供暖。同時，通過板式換熱器利用高溫?zé)煔狻⒏滋姿蜐櫥屠鋮s水中的熱能為用戶提供生活熱水，電制冷機(jī)和燃?xì)忮仩t用于冷熱負(fù)荷調(diào)峰。在CCHP的基礎(chǔ)上，增設(shè)光伏發(fā)電板和真空管集熱器,得到Hybrid CCHP，見圖1。

圖1 Hybrid CCHP的能量流動

為充分利用太陽能，Hybrid CCHP優(yōu)先利用光伏發(fā)電，太陽能集熱量優(yōu)先滿足熱水負(fù)荷需求，其次用于制冷和供熱。太陽能發(fā)電量和集熱量不滿足電、熱負(fù)荷時，則由內(nèi)燃機(jī)和吸收式空調(diào)機(jī)組提供。如果二者不能滿足全部負(fù)荷，則由城市電網(wǎng)、電制冷機(jī)和燃?xì)忮仩t分別補(bǔ)充剩余的電、冷和熱能。

2 數(shù)學(xué)模型

2.1 設(shè)備模型

2.1.1 內(nèi)燃機(jī)

內(nèi)燃機(jī)發(fā)電的數(shù)學(xué)模型可以表示為：

Epgu=ηpguFpgu=ηpguqV,gasqgas

(1)

Qpgu=σ(1-ηpgu)Fpgu

(2)

(3)

τpgu=Epgu/Enom

(4)

式中：Epgu為內(nèi)燃機(jī)的功率，kW；ηpgu為內(nèi)燃機(jī)的發(fā)電效率；Fpgu為逐時消耗的天然氣熱量，kJ；qV,gas為天然氣消耗體積流量，m3/h；qgas為天然氣的低位發(fā)熱量，kJ/m3；Qpgu為內(nèi)燃機(jī)回收的余熱，kJ；σ為余熱可回收系數(shù)；τpgu為內(nèi)燃機(jī)的負(fù)載率；a0～a5均為內(nèi)燃機(jī)發(fā)電效率的擬合參數(shù)；Enom為內(nèi)燃機(jī)的額定發(fā)電功率，kW。

為保證內(nèi)燃機(jī)的高效穩(wěn)定運行，選取內(nèi)燃機(jī)最低負(fù)載率τmin=0.25。

2.1.2 吸收式空調(diào)機(jī)組

吸收式空調(diào)機(jī)組在制冷和制熱工況下的數(shù)學(xué)模型可以表示為：

Qac=ηCOP,acQa

(5)

Qah=ηCOP,ahQa

(6)

式中：Qa為進(jìn)入吸收式空調(diào)機(jī)組的熱功率，kW;Qac和Qah分別為吸收式空調(diào)機(jī)組的制冷和制熱功率，kW；ηCOP,ac和ηCOP,ah分別為吸收式空調(diào)機(jī)組的制冷和制熱效率。

2.1.3 電制冷機(jī)

電制冷機(jī)的數(shù)學(xué)模型表示為:

Qec=ηCOP,eEec

(7)

式中：Qec為電制冷機(jī)制冷功率，kW；ηCOP,e為電制冷機(jī)的制冷系數(shù)；Eec為耗電功率，kW。

壓縮機(jī)的存在使得電制冷機(jī)的制冷效率很高，其制冷系數(shù)一般為3～4，并隨負(fù)載的變化而變化。筆者對電制冷機(jī)的制冷效率進(jìn)行簡化處理，假設(shè)其不隨容量和運行工況的改變而發(fā)生變化。

2.1.4 燃?xì)忮仩t

采用WNS系列臥式燃?xì)忮仩t，其供水溫度一般為95～115 ℃，回水溫度一般為70 ℃。燃?xì)忮仩t的數(shù)學(xué)模型為：

Qb=ηbFb=ηbqV,gasqgas

(8)

式中：Qb為燃?xì)忮仩t產(chǎn)熱功率，kW；Fb為燃?xì)忮仩t消耗的天然氣熱量，kJ；ηb為燃?xì)忮仩t效率。

2.1.5 光伏發(fā)電板

太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率不僅取決于其自身的光電轉(zhuǎn)換效率，還取決于當(dāng)前的環(huán)境溫度以及光照強(qiáng)度，光伏組件輸出功率Ppv為[9]：

Ppv=PSTC(GAC/GSTC)[1+KT(TC-TSTC)]

(9)

TC=Tenv+kGAC

(10)

式中：PSTC為標(biāo)準(zhǔn)測試條件下光伏發(fā)電板的額定功率，kW；GSTC為標(biāo)準(zhǔn)測試條件下的光照強(qiáng)度，W/m2；GAC為實際瞬時光伏組件接收到的太陽輻射強(qiáng)度，W/m2；KT為功率溫度系數(shù)；TC為光伏組件溫度，℃；TSTC為標(biāo)準(zhǔn)測試條件下的溫度，℃；Tenv為環(huán)境溫度，℃；k為光伏組件安裝系數(shù)。

光伏發(fā)電板的瞬時負(fù)載率τpv、發(fā)電效率ηpv及發(fā)電量Epv分別為[10]：

τpv=Ppv/PSTC

(11)

(12)

Epv=θStotalGACηpv

(13)

式中：b1、b2、b3均為光伏發(fā)電效率系數(shù)；θ為光伏耦合率；Stotal為總有效輻射面積，m2。

2.1.6 真空管集熱器

真空管集熱器的保溫性能較好，運行溫度較高，太陽能集熱器瞬時產(chǎn)熱量Qstc,Hybrid為：

Qstc,Hybrid=(1-θ)StotalGACηstc

(14)

式中：ηstc為真空管集熱器的集熱效率，取值為0.45[11]。

2.2 運行方式

對以熱定電(Following the Thermal Load, FTL)模式和以電定熱(Following the Electric Load，F(xiàn)EL)模式下的設(shè)備出力和系統(tǒng)性能進(jìn)行比較。

圖2給出了FTL模式的計算流程，任意時刻系統(tǒng)產(chǎn)生的熱優(yōu)先滿足熱負(fù)荷需求，產(chǎn)生的電滿足部分電負(fù)荷需求，不足部分從電網(wǎng)購電。系統(tǒng)優(yōu)先消耗太陽能集熱量，用于生活熱水、制冷和制熱，并由內(nèi)燃機(jī)盡可能滿足剩余的總熱負(fù)荷。因此，系統(tǒng)的總熱負(fù)荷與內(nèi)燃機(jī)最大產(chǎn)熱量的比將決定內(nèi)燃機(jī)的負(fù)載情況和發(fā)電效率。

圖2 FTL模式的計算流程

Qpgu,FTL=

(15)

式中：Qpgu,max為內(nèi)燃機(jī)最大熱回收量，kJ；Qpgu,min為內(nèi)燃機(jī)最小熱回收量，kJ；Qpgu,need,FTL為逐時需熱量，kJ；Qpgu,FTL為內(nèi)燃機(jī)實際產(chǎn)熱量，kJ。

2.3 目標(biāo)函數(shù)

2.3.1 能源指標(biāo)

選取一次能源節(jié)約率ηPESR來評估CCHP相對于SP的節(jié)能情況。

ηPESR=(FSP-FCCHP)/FSP

(16)

式中：FCCHP為CCHP的一次化石能源能耗，kJ；FSP為SP的一次化石能源能耗，kJ。

2.3.2 經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

采用動態(tài)分析方法中的年值費用CAC和年運行總成本節(jié)約率CACSR作為經(jīng)濟(jì)指標(biāo)。

CAC=Cinv+Com+Cpc

(17)

(18)

(19)

(20)

CACSR=(CAC,SP-CAC,CCHP)/CAC,SP

(21)

式中：Cinv為設(shè)備投資年回收成本，萬元；Com為系統(tǒng)運行、維護(hù)費用及人員費用，萬元；Cpc為燃料或電量消耗成本，萬元；R為資本回收系數(shù)；Ck為第k個設(shè)備單位容量投資成本，元/kW；Nk為第k個設(shè)備的容量，kW；L為供能系統(tǒng)的設(shè)備總數(shù)；r為銀行的年利率，取值為8%；m為系統(tǒng)設(shè)備的使用壽命年限；h為系統(tǒng)年運行時間；Com,k為第k個設(shè)備單位出力所需的運行維護(hù)成本，元/(kW·h)；Pk,i為第k個設(shè)備在第i小時的功率，kW；k1,i為第i小時的天然氣價格，元/m3；k2,i為第i小時電網(wǎng)的購電價格，元/(kW·h)；Fgas,i為第i小時系統(tǒng)消耗的總天然氣量，m3；Egrid,i為第i小時系統(tǒng)從電網(wǎng)的購電量，kW·h；CAC,SP為SP的年值費用，萬元；CAC,CCHP為CCHP的年值費用，萬元。

2.3.3 環(huán)境指標(biāo)

將CO2排放量μCDE和CO2減排率μCDESR作為環(huán)境指標(biāo)，可表示為：

(22)

μCDESR=(μCDE,SP-μCDE,CCHP)/μCDE,SP

(23)

式中：k3,i為天然氣燃燒的CO2轉(zhuǎn)化系數(shù)，一般取值為220 g/(kW·h)；k4,i為電網(wǎng)購電時的CO2轉(zhuǎn)化系數(shù)，取值為968 g/(kW·h)[10]；μCDE，SP為SP的CO2排放量，t；μCDE,CCHP為CCHP的CO2排放量，t。

2.3.4 綜合指標(biāo)

如果以單一指標(biāo)對系統(tǒng)進(jìn)行評價可能會造成系統(tǒng)在其他性能上不夠理想，具有很強(qiáng)的片面性，并不能使分布式能源系統(tǒng)的綜合性能得到很好發(fā)揮，據(jù)此考慮節(jié)能、經(jīng)濟(jì)和環(huán)保三方面，得到綜合指標(biāo)μIP：

μIP=ω1ηPESR+ω2CACSR+ω3μCDESR

(24)

式中：ω1、ω2和ω3分別為能源指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和環(huán)境指標(biāo)所占的權(quán)重系數(shù)，均取值為1/3。

3 實例分析

3.1 用戶對象

選取北京某商業(yè)綜合體分布式能源站為研究對象，總建筑面積為12萬m2，太陽能有效利用面積為5 000 m2，擁有包括商業(yè)辦公樓、酒店、機(jī)房以及充電樁等冷熱負(fù)荷需求較好的用戶，適宜建設(shè)分布式能源站。

根據(jù)GB/T 51074—2015 《城市供熱規(guī)劃規(guī)范》中給出的北京市建筑采暖指標(biāo)，北京市全年的供冷、供熱以及過渡季節(jié)時間基本接近[12]。此外，由于典型日的冷、熱負(fù)荷數(shù)據(jù)能夠代表全年或季節(jié)的大多數(shù)負(fù)荷需求，并能較好地反映各種用能設(shè)備典型的運行和使用情況，因此可在供冷季、過渡季和供暖季各取1天典型日作為全年負(fù)荷代表進(jìn)行研究[13-14]。取8月7日、10月14日和12月17日作為各季節(jié)典型日的代表，其冷、熱、電負(fù)荷數(shù)據(jù)見圖3。

圖3 典型日冷、熱、電負(fù)荷數(shù)據(jù)

由圖3可知，該商業(yè)綜合體全年各季電負(fù)荷差別不大；相比于冬季熱負(fù)荷，夏季的空調(diào)冷負(fù)荷晝夜變化較大；由于過渡季節(jié)冷、熱負(fù)荷需求很小，此時內(nèi)燃機(jī)不運行；此外，用戶全年具有一定的熱水負(fù)荷需求。典型日環(huán)境溫度和太陽輻射情況見圖4。

圖4 典型日太陽輻射強(qiáng)度和環(huán)境溫度的變化

根據(jù)北京市發(fā)展和改革委員會[2019] 758號文件和[2019] 1544號文件，北京市郊區(qū)峰谷電價時段劃分為高峰時段、平段、低谷時段以及尖峰時段(僅夏季7月和8月)，而燃?xì)鈨r格分為采暖季浮動價格(3.15元/m3)和采暖季后價格(2.87元/m3)，其中天然氣的發(fā)熱量為35.5 MJ/m3。主要設(shè)備的經(jīng)濟(jì)參數(shù)見表1[15-17]。能效參數(shù)見表2[16-18]，其中：ηe,SP為SP的發(fā)電效率;ηgrid為電網(wǎng)輸送效率;ηh為換熱器系數(shù);αc和αh均為輔助設(shè)備耗電系數(shù);ηst,in為儲冷水罐儲冷效率;ηst,out為儲冷水罐釋冷效率;ξ為儲冷水罐能量損耗率。

表1 設(shè)備經(jīng)濟(jì)參數(shù)

3.2 系統(tǒng)容量配置

3.2.1 按典型負(fù)荷需求配置方法

以FTL模式為例，對系統(tǒng)的總熱負(fù)荷需求進(jìn)行峰谷負(fù)荷劃分。在內(nèi)燃機(jī)運行期間，大于總熱負(fù)荷平均值QAVE的負(fù)荷稱為熱峰負(fù)荷，小于總熱負(fù)荷平均值QAVE的負(fù)荷稱為熱谷負(fù)荷。取系統(tǒng)最大熱負(fù)荷Qmax、總熱負(fù)荷平均值QAVE、熱峰負(fù)荷平均值Qave的100%、75%、50%和25%共6個典型負(fù)荷作為內(nèi)燃機(jī)裝機(jī)容量設(shè)計目標(biāo)[13]。同樣，在FEL模式下對總電負(fù)荷進(jìn)行劃分，得到6種典型電負(fù)荷。

表2 系統(tǒng)設(shè)備能效參數(shù)

當(dāng)內(nèi)燃機(jī)的額定發(fā)電功率和額定產(chǎn)熱功率正好滿足選取的典型電負(fù)荷或熱負(fù)荷時，由式(1)～式(4)可以得到內(nèi)燃機(jī)的額定裝機(jī)容量，并得到在相應(yīng)內(nèi)燃機(jī)容量下系統(tǒng)綜合指標(biāo)(μIP)，見表3。結(jié)果表明，按照峰負(fù)荷平均值的方法設(shè)計原動機(jī)容量時在2種模式下均表現(xiàn)出較好的性能，在綜合性能較好時內(nèi)燃機(jī)容量在3 000～4 000 kW。

表3 內(nèi)燃機(jī)裝機(jī)容量及綜合指標(biāo)

3.2.2 最大矩形法

在FEL和FTL模式下，分別依據(jù)電、熱負(fù)荷歷時曲線中使橫縱坐標(biāo)圍成面積最大的點，確定各自運行方式下的驅(qū)動設(shè)備容量。最大矩形法既避免機(jī)組長時間運行在低效區(qū)，又能防止外部輔助能耗過大，是一種簡單實用的設(shè)計方案[19-20]。

系統(tǒng)熱負(fù)荷歷時曲線上的點與橫縱坐標(biāo)軸的矩形面積SMRM,FTL,max最大時對應(yīng)的內(nèi)燃機(jī)容量Enom,FTL為:

SMRM,FTL,max=max(ΔT×QMRM)

(25)

(26)

式中：QMRM為內(nèi)燃機(jī)熱回收功率，kW；ΔT為內(nèi)燃機(jī)滿負(fù)荷運行時間，h；QMRM,S,max為矩形面積最大時內(nèi)燃機(jī)熱回收功率，kW。

FEL模式下的設(shè)計方法與FTL模式類似，不再贅述。采用最大矩形法設(shè)計得到的內(nèi)燃機(jī)容量見表4。由表4可知，在FTL模式下計算得到的內(nèi)燃機(jī)容量較FEL模式更大，且性能較好。采用最大矩形法可以獲得具有適宜性能的內(nèi)燃機(jī)容量，但受負(fù)荷數(shù)據(jù)自身特點的影響較大。

表4 采用最大矩形法設(shè)計得到的內(nèi)燃機(jī)容量

3.2.3 遺傳優(yōu)化算法

最大矩形法并未考慮設(shè)備運行過程中的經(jīng)濟(jì)和環(huán)境效益，因此要對內(nèi)燃機(jī)容量進(jìn)行優(yōu)化。以系統(tǒng)綜合指標(biāo)μIP作為優(yōu)化目標(biāo)，取Hybrid CCHP的內(nèi)燃機(jī)容量Enom和光伏耦合率θ作為優(yōu)化變量，采用遺傳算法尋找系統(tǒng)綜合指標(biāo)μIP最優(yōu)的容量配置，各系統(tǒng)優(yōu)化結(jié)果見表5。經(jīng)分析，優(yōu)化后CCHP的綜合指標(biāo)最優(yōu)，在FTL和FEL模式下的綜合指標(biāo)分別為27.57%和28.85%；優(yōu)化后Hybrid CCHP在FTL和FEL模式下的綜合指標(biāo)分別為30.04%和30.63%，較CCHP高2%左右。

表5 優(yōu)化后的系統(tǒng)容量

通過枚舉法計算得到在2種模式下[21]CCHP綜合指標(biāo)μIP隨內(nèi)燃機(jī)容量的變化曲線，見圖5。由圖5可知，最佳內(nèi)燃機(jī)容量為3 600～3 700 kW，從而驗證了遺傳算法的準(zhǔn)確性。

圖5 內(nèi)燃機(jī)容量對CCHP綜合指標(biāo)的影響

3.3 系統(tǒng)運行結(jié)果

在FTL模式下，Hybrid CCHP各設(shè)備逐時熱(冷)出力和電出力見圖6。由圖6可知，系統(tǒng)絕大部分的電負(fù)荷需求和冷熱負(fù)荷需求由內(nèi)燃機(jī)和吸收式空調(diào)機(jī)組提供。由于在FTL模式下光伏耦合率為0.12，太陽能的利用方式主要為太陽能熱互補(bǔ)，

(a) 設(shè)備冷、熱出力

(b) 電出力

因此太陽能供熱水和冷量較多，光伏發(fā)電量較少。

在FTL模式下，內(nèi)燃機(jī)按照冷熱負(fù)荷需求出力，產(chǎn)生的余熱用于供冷或供暖。由于夏季夜間冷負(fù)荷需求很少，受內(nèi)燃機(jī)容量和最小負(fù)載的限制，即使夏季夜間內(nèi)燃機(jī)按照最低負(fù)載情況出力，系統(tǒng)冷量仍略大于用戶冷負(fù)荷需求，需要電網(wǎng)補(bǔ)充電能。在冬季時，內(nèi)燃機(jī)依據(jù)熱負(fù)荷需求工作，通過吸收式空調(diào)機(jī)組供熱，由于冬季熱水負(fù)荷需求較大，太陽能優(yōu)先提供生活熱水，因而用于供熱的太陽能很少，由燃?xì)忮仩t補(bǔ)充供熱。在過渡季節(jié)，內(nèi)燃機(jī)不工作，熱水負(fù)荷白天可由太陽能提供，夜間由燃?xì)忮仩t提供，全天的電負(fù)荷基本由電網(wǎng)提供。

同理，在FEL模式下Hybrid CCHP的各設(shè)備出力情況見圖7。在FEL模式下優(yōu)先按照系統(tǒng)的電負(fù)荷需求工作，因而系統(tǒng)冷、熱、電的出力結(jié)果與FTL模式不同。

(a) 冷、熱出力

(b) 電出力

各系統(tǒng)評價指標(biāo)見表6。整體來看，通過增設(shè)光伏發(fā)電板和真空集熱器，在相同運行模式下，Hybrid CCHP的能源指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和環(huán)境指標(biāo)均高于CCHP 1%～2%，而SP的各評價指標(biāo)最差。

表6 各系統(tǒng)評價指標(biāo)

在FTL模式下Hybrid CCHP的評價指標(biāo)見圖8。經(jīng)分析，在FTL模式下冬季系統(tǒng)的各評價指標(biāo)均優(yōu)于夏季，不同季節(jié)白天的各項評價指標(biāo)均好于夜間。從評價指標(biāo)上看，夏季和冬季夜間的能源和環(huán)境指標(biāo)均為正值，故此時仍具有較少的能源和環(huán)境效益；夏季和冬季夜間的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)最低分別為-140%和-20%，說明此時CCHP的經(jīng)濟(jì)效益較SP更差。

圖8 FTL模式下Hybrid CCHP的評價指標(biāo)

如圖9所示，造成Hybrid CCHP夜間評價指標(biāo)較低的原因可通過內(nèi)燃機(jī)負(fù)載率和發(fā)電效率進(jìn)行解釋。夜間用戶冷熱負(fù)荷需求較低，內(nèi)燃機(jī)的負(fù)載率τpgu和發(fā)電效率ηpgu較低，夜間城市電網(wǎng)電價處于低谷，而Hybrid CCHP消耗的燃?xì)馑冻龅某杀据^高，加之Hybrid CCHP本身所具有的設(shè)備固定投資成本，故Hybrid CCHP的經(jīng)濟(jì)效益較差。

圖9 FTL模式下內(nèi)燃機(jī)的負(fù)載率和發(fā)電效率

3.4 太陽能互補(bǔ)的影響分析

針對Hybrid CCHP，為比較在FTL和FEL模式下太陽能的不同互補(bǔ)方式對系統(tǒng)性能的影響，在僅采用太陽能熱互補(bǔ)時，改變太陽能集熱器的有效輻射面積Sstc，探究太陽能熱互補(bǔ)對系統(tǒng)評價指標(biāo)的影響；在僅采用太陽能電互補(bǔ)時，改變光伏發(fā)電的有效輻射面積Spv，探究太陽能電互補(bǔ)對系統(tǒng)評價指標(biāo)的影響。由圖10可知，僅采用太陽能熱互補(bǔ)時，在FTL模式下隨著有效輻射面積的增大，系統(tǒng)各評價指標(biāo)均存在極值點，即存在最佳有效輻射面積；在FEL模式下隨著有效輻射面積的增大，能源和環(huán)境指標(biāo)增速減緩而趨于穩(wěn)定。如果僅采用太陽能電互補(bǔ)方式，不論是FEL模式還是FTL模式，隨著有效輻射面積的增大，系統(tǒng)的能源指標(biāo)、經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和環(huán)境指標(biāo)均增大。

(a) 太陽有效輻射面積對能源指標(biāo)的影響

(b) 太陽有效輻射面積對經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響

(c) 太陽有效輻射面積對環(huán)境指標(biāo)的影響

(d) 太陽有效輻射面積對綜合指標(biāo)的影響

以上結(jié)論可以根據(jù)設(shè)備出力情況進(jìn)行解釋。以FTL模式為例，內(nèi)燃機(jī)依據(jù)用戶熱負(fù)荷需求進(jìn)行發(fā)電，僅采用太陽能電互補(bǔ)時，光伏產(chǎn)電量的增加不影響內(nèi)燃機(jī)出力，因而不影響系統(tǒng)評價指標(biāo)；但僅采用太陽能熱互補(bǔ)時，隨著太陽能互補(bǔ)量增加，內(nèi)燃機(jī)負(fù)載率降低，因而系統(tǒng)評價指標(biāo)下降。因此，太陽能互補(bǔ)量較大時，如果運行方式和互補(bǔ)方式選取不當(dāng)，會導(dǎo)致內(nèi)燃機(jī)負(fù)載率降低，進(jìn)而使系統(tǒng)評價指標(biāo)下降。

3.5 儲能對系統(tǒng)的影響

在夏季夜間，F(xiàn)TL和FEL模式均存在冷量過剩問題，但其產(chǎn)生原因有所不同。在FTL模式下，受到內(nèi)燃機(jī)自身容量和最低負(fù)載率的限制，內(nèi)燃機(jī)按冷負(fù)荷需求出力時，夏季夜間有少量冷量剩余；在FEL模式下，內(nèi)燃機(jī)依據(jù)電負(fù)荷需求出力，由于夏季夜間具有一定的電負(fù)荷需求，此時內(nèi)燃機(jī)的負(fù)載率處于中等水平，在完全滿足電負(fù)荷需求的同時，生成的大量余熱被用于制冷，故過剩的冷量較多。筆者通過增設(shè)儲冷水罐以解決冷量過剩問題，并探究了儲能對Hybrid CCHP評價指標(biāo)的影響。

為避免能量損失過多以及儲存容量過大帶來的設(shè)備成本增加問題，儲冷水罐的儲-釋周期為24 h[17]。儲冷水罐在儲-釋過程中的數(shù)學(xué)模型分別見式(27)和式(28)。

Qst(t)=(1-ξ)Qst(t-1)+Qst,inΔtηst,in

(27)

Qst(t)=(1-ξ)Qst(t-1)+Qst,outΔt/ηst,out

(28)

式中：Qst(t)為儲冷水罐中的儲冷量，kJ；Qst,in和Qst,out分別為儲冷和釋冷功率，kW；Δt為時間間隔，s。

含有儲冷水罐的Hybrid CCHP優(yōu)先消耗內(nèi)燃機(jī)余熱和太陽能的冷量，如果冷量不足，再消耗儲冷水罐中的冷量，最后再由電制冷機(jī)補(bǔ)充供冷。在FEL模式下，儲冷水罐儲-釋冷功率均達(dá)到最大時Hybrid CCHP出力結(jié)果見圖11。

(a) 設(shè)備冷出力

(b) 設(shè)備電出力

由圖11可知，在冷出力方面，儲冷水罐將夜間過剩的冷量儲存起來，一定程度上代替白天電制冷機(jī)補(bǔ)冷；在電出力方面，由于電制冷機(jī)冷量的減少，系統(tǒng)總電負(fù)荷降低，電網(wǎng)的購電減少，起到節(jié)能減排的作用。由于各時間儲冷水罐均以最大功率儲-釋冷，聯(lián)供系統(tǒng)在7時冷量不足，儲冷水罐立即釋冷，因而在13時儲存的冷量消耗殆盡。

根據(jù)北京市分時后的階梯電價， 7時為電價低谷期， 8時～10時為電價平段期，而11時～15時為電價高峰期。如果調(diào)整不同時間的釋冷功率，在電價高時釋冷量多，則可以大大降低電價高峰期的電冷量，從而獲得更佳的經(jīng)濟(jì)效益。故采用釋冷功率由所儲存的冷量和電價決定的“階梯釋冷”模式，如圖12所示。

在采取階梯釋冷模式時，系統(tǒng)的冷出力和電出力情況見圖13。與圖11比較可知，從冷出力方面看，相比于各時間儲冷水罐均以最大功率釋冷，采取階梯釋冷模式時在8時開始釋冷，此時釋冷功率較小(500 kW)，在11時電價高峰期開始以2 000 kW的功率釋冷，整個釋冷過程一直持續(xù)到15時結(jié)束；

圖12 階梯釋冷模式

(a) 設(shè)備冷出力

(b) 設(shè)備電出力

從電出力方面看，采用階梯釋冷模式時Hybrid CCHP在電價高峰期的購電量很少，因而該方式可以更好地發(fā)揮“削峰填谷”的作用。

由表7可知，增加儲冷水罐后能源指標(biāo)提升至34.06%，環(huán)境指標(biāo)提升至43.73%。采用階梯釋冷模式后最優(yōu)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)可達(dá)16.49%，高出無儲能模式0.30%。

階梯釋冷模式雖然可以提升系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，但需要合理設(shè)置不同時間的釋冷功率，避免釋冷功率過慢、釋冷周期長、冷量向環(huán)境中散失增大等情況，同時也應(yīng)避免儲冷水罐的容量過大導(dǎo)致的設(shè)備成本增加問題。

表7 含儲冷系統(tǒng)的各項評價指標(biāo)

4 結(jié) 論

(1) 按照典型負(fù)荷容量配置方法時，采用峰負(fù)荷平均值作為典型負(fù)荷可以獲得較好的性能。按照最大矩形法設(shè)計容量，實際性能受總負(fù)荷計算方法的影響較大。采用遺傳算法可以得到綜合效益最優(yōu)的內(nèi)燃機(jī)容量，CCHP最佳內(nèi)燃機(jī)容量為3 600～3 700 kW。

(2) 在FTL和FEL模式下Hybrid CCHP和CCHP的各項評價指標(biāo)均優(yōu)于SP，與FTL模式相比，在FEL模式下Hybrid CCHP性能最佳，此時內(nèi)燃機(jī)容量為3 490 kW，光伏耦合率為0.73，最佳綜合指標(biāo)為30.63%。通過光-氣互補(bǔ)，Hybrid CCHP的各項評價指標(biāo)較CCHP提高1%～2%。

(3) 僅采用太陽能熱互補(bǔ)時，在FTL模式下系統(tǒng)各評價指標(biāo)存在極值點，即存在最佳有效輻射面積。在FEL模式下，隨著有效輻射面積的增大，能源和環(huán)境效益增速減緩并趨于穩(wěn)定。僅采用太陽能電互補(bǔ)時，隨著光伏面積的增大，在FTL和FEL模式下各項評價指標(biāo)均增大。

(4) 通過增加儲冷水罐，將夏季夜間儲存的過剩冷量代替電制冷機(jī)在白天為系統(tǒng)補(bǔ)充供冷。根據(jù)階梯電價，通過階梯釋冷模式可獲得更高的經(jīng)濟(jì)效益。