考虑可控负荷的光热电站和风电系统调度策略

2022-09-27张腾飞郭成威

电力系统及其自动化学报 2022年9期

张腾飞，田书，郭成威

（河南理工大学电气工程与自动化学院，焦作 454000）

风电是技术相对成熟的可再生能源发电形式，预计到2030 年，风电将提供全球9%的电能[1]，其大规模并网给电力系统调度运行带来巨大的压力，其带来的调峰能力问题是制约风电消纳的主要因素。为了保证风电并网的安全性，降低系统运行成本，减少弃风量，风电常与其他发电形式联合运行。

文献[2]在保证风电全部消纳的基础上，建立了火电机组的分级深度调峰调度模型。而当负荷峰谷差较大或风电预测偏差较大时，火电机组预留备用能力明显不足[3]，仅通过火电机组深度调峰已不能满足系统的功率平衡，需要通过机组启停扩大调峰范围[4]，产生高昂的机组启停成本，此时要考虑其他可调节资源与火电机组共同参与系统调节。

储能装置作为一种常用的可调度资源，其能量时移特性可以降低风电并网带来的功率波动，减小系统的峰谷差[5-6]。文献[7]将储能系统引入微网，通过对清洁能源的存储和再利用，有效降低自身运行成本。文献[8]综合考虑发电机组、储能及风电系统约束，建立了风电储能系统联合静态模型。而实际储能容量和充放电功率有限，只在调度周期内某几个时刻改变负荷曲线，调节能力不足，所以仅可以作为一种备用调节资源。

与传统新能源发电无法调节相比，光热CSP（concentrating solar power）电站配备容量大、效率高且成本低的储热TES（thermal energy storage）系统，具有良好的能量时移特性，能够满足系统的备用需求。文献[9]将CSP电站与风电联合调度，利用CSP电站的灵活出力改善风电的不确定性。文献[10]对CSP电站和风电容量的配比问题进行了研究，使其组成良好的能量互补系统[11]，提高系统的稳定性和可调度性。

受光照条件的限制，TES 在调度周期内不能被充分利用。目前已有文献提出在含储热CSP 电站系统中加入以回收弃电、提高新能源消纳为目的的电加热装置EH（electric heater），可以将系统弃电进行回收，存储于TES 系统中，将造价高昂的TES 系统充分利用。文献[12]提出包含CSP 电站、电转气装置、电加热器及燃气机组等设备的多元化能量转换问题。文献[13]提出EH 配合CSP 电站可实现电热能量双向传递的利用。上述文献在降低系统综合成本、提高风电消纳能力上具有一定研究价值，但仍存在一些可以改进或进一步研究探讨的地方：

（1）含EH 的系统模型建立模糊，没有建立EH配合CSP电站调度时完整而准确的模型；

（2）EH 利用可以减少弃风量，但电-热-电这一过程能量损耗严重，模型应考虑这部分损耗对系统的影响；

（3）EH 与CSP 电站共用1 个TES 装置，未考虑到储热装置容量及EH功率对系统的影响；

（4）上述研究大多仅限于在负荷侧或电源侧的单一优化调度，且仅考虑电源侧提供旋转备用，对风电改善能力有限。

针对以上问题，本文首先建立EH 与含TES 的CSP电站的详细模型，研究EH回收弃电的电-热-电这一过程的能量损耗对系统的影响；然后以西北某地区一典型日风电预测场景[14]为基础，求解本文所提调度模型中最优EH 功率和CSP 电站的TES 容量；其次以系统运行成本和弃风量最小为目标，考虑使用EH 时产生的能量损耗对系统的影响，建立了包含电源侧的火电机组、风电场、CSP 电站及负荷侧的EH 和储能装置的源荷两侧协调调度模型，求解最优日前调度计划。仿真结果表明，不同EH功率和TES 容量对系统运行结果影响较大；EH 的引入能够有效减少弃风量，但其转换过程能量损耗较大，相较于储能装置的低损耗，使用EH的综合运行成本较高；本文所建立的调度模型，能够在保证系统安全运行的情况下，有效提高风电消纳，降低系统综合成本，改善负荷曲线，具有更好的环境效益和经济效益。

1 EH 与CSP 电站的运行研究

1.1 含EH 的CSP 电站的运行机理

CSP 电站一般由光场SF（solar field）、TES 及热力循环PC（power cycle）3 个子系统组成，并通过导热工质HTF（heat-transfer fluid）实现各个系统直接进行能量传递[15-16]。SF 用吸收的太阳能加热HTF，HTF 可直接通过PC 进入发电环节，加热水形成过热蒸汽后推动汽轮机发电；被加热的HTF 也可与TES系统中的低温导热熔盐进行换热来存储热能，在需要热能发电时，通过TES系统中的高温导热熔盐加热温度较低的HTF进行能量传递。

EH 与CSP 电站联合运行时，将弃电转换成热能，来加热低温熔盐储罐中的熔盐至高温状态，并存储于高温熔盐储罐中，熔盐从冷罐到热罐多了1条与吸热器并行的通路，从而将弃电转化为热能存入TES 系统。基于EH 与CSP 电站内部的运行机理，可将其结构抽象为如图1所示的结构。

图1 EH 与含TES 的CSP 电站能量流动Fig.1 Energy flow in EH and CSP plant with TES

1.2 含EH 的CSP 电站模型建立

根据图1 中的能量流动关系，以HTF 为节点，列写功率平衡关系，即

式中：PS-H,t、PT-H,t、PH-T,t、PH-P,t为各个子系统之间的交换功率；PS-H,t为HTF 从SF 吸收到的热功率；PT-H,t、PH-T,t分别为HTF 接收到和传递给TES的热功率；PH-P,t为从HTF 进入PC 的热功率；PSU,t为PC 子系统启动所需功率；UCSP,t为PC 子系统在t时段启动的0-1变量，1表示启动。

以SF为节点，列写功率平衡关系，即

式中：Psolar,t为t时段SF 收集的太阳能；Pcurt,t为t时段SF 收集能量时丢弃的光热功率；ηSF为光-热转换效率；A为聚光器的集热面积；Dt为t时段光照直接辐射指数。

以TES为节点，列写功率平衡关系，即

式中：Pcha,t、Pdis,t分别为TES 的充热、放热功率；PEH,t为t时段EH 消耗的功率；ηcha、ηdis分别为TES系统的充热、放热效率；ηEH为电-热转换率；Pcha_max、Pdis_max分别为TES 系统最大充热、放热功率；xcha、xdis、xstatic分别为TES 的充热、放热和静置3种状态的0-1变量，1表示处于此状态；Qt为t时段TES 系统中的总能量；Δt为时间间隔；α为储热装置的热损失率。

对于PC 子系统中的汽轮机组，本文取实验室环境下理想热-电转换效率，即

式中：PCSP,t为t时段CSP 电站的发电功率；ηH-P为PC模块的热-电转换效率。

1.3 EH 的综合成本

EH的运行维护成本为

电-热-电过程所损耗的能量成本为

EH的综合成本为

2 含EH 与储能的CSP 电站和风电系统调度模型

2.1 日前调度目标函数

本文以系统运行成本及弃风量最小为目标，调度模型目标函数中将弃风量转换为弃风惩罚成本进行计算。目标函数为

式中：F为系统综合成本；T为系统1 个调度周期的总时段数；Ci,t为t时段火电机组i的发电成本；Cw,t为t时段风电系统的运行成本；CCSP,t为t时段CSP 电站的运行成本；CESS,t为t时段储能装置的运行成本，Ccw,t为t时段弃风惩罚成本；Cr,t为t时段系统的旋转备用成本。

（1）t时段火电机组运行成本为

式中：N为系统中火电机组的机组数；Pi,t为火电机组i在t时段的输出功率；ai、bi、ci为机组i的燃煤成本系数；Si为火电机组i的启停成本系数；ui,t为火电机组i在t时段启动的0-1变量，1表示启动；wi,t为火电机组i在t时段关断的0-1 变量，1 表示关断。本文研究过程中不考虑火电机组效率及燃煤价格的波动，在实际应用中应考虑以上问题。

（2）t时段风电机组运行维护成本为

式中：cw为风电的运行维护成本系数；Pw,t为风电机组在t时段的出力。

（3）t时段CSP电站运行维护成本为

式中：cCSP为CSP电站的运行成本系数；PCSP,t为CSP电站在t时段的输出功率。

（4）t时段储能装置运行维护成本为

式中：cESS,om为储能装置的运行成本系数；PESS,t为储能装置消耗的电能；SESS为储能装置的寿命损耗成本系数；uESS,t表示储能在t时段开始充电的0-1 变量，1表示开始充电；vESS,t为储能在t时段开始放电的0-1变量。本文调度策略将储能装置作为可控负荷，储能装置具有电源与负荷的双重特性[17]，所以当储能装置充电时，PESS,t为正值，当储能装置放电时，PESS,t为负值。储能装置的寿命损耗与其循环充放电次数相关[18]。

（5）t时段弃风成本为

式中：Kcw为弃风惩罚成本系数；Ppre,w,t为风电在t时段的预测出力；Pw,t为风电在t时段的实际出力。

（6）t时段旋转备用成本为

式中：Pi,up,t、Pi,down,t分别为火电机组i在t时段为系统提供的上、下旋转备用；cr为火电机组提供上、下旋转备用的成本系数。

除火电机组以外的可调度资源提供旋转备用所需成本，远低于本文所提到的其他成本，因此仅考虑火电机组提供旋转备用的成本[19]。

2.2 约束条件

1）系统功率平衡约束

式中，PL,t为系统在t时段的负荷功率。

2）EH与CSP电站联合运行约束

EH的运行约束为

式中，PEH_max为EH的最大功率。

为了防止导流体过冷凝固，保证CSP电站的安全稳定运行，TES系统有储热容量限制，其约束为

式中：Qmin、Qmax分别为最小、最大储热量；Q0、QT分别为初始时刻和最终时刻的储热量。

3）系统旋转备用约束

式中：Ui,t、UCSP,t分别为火电机组i和CSP电站的PC子系统在t时段运行状态的0-1 变量，1 表示运行；分别为火电机组i在t时段的最大、最小可能出力；分别为CSP 电站在t时刻的最大、最小可能出力；Pi_max、Pi_min分别为火电机组i输出功率的上限和下限；PCSP_max、PCSP_min分别为CSP 电站输出功率的上限和下限；Ri,u、Ri,d分别为火电机组i的上、下爬坡速率；RCSP_u、RCSP_d分别为CSP电站的上、下爬坡速率；PESS_max为储能的最大充电功率；RL_up、RL_down分别为负荷的上、下备用需求；Rw_up、Rw_down分别为风电系统的上、下备用需求。

3 算例分析

3.1 基础数据

系统中包含5个火电机组[20-21]、1个风电场、1个CSP 电站，并接入储能装置与EH。风电、太阳直接辐射DNI（direct normal irradiance）强度及负荷预测采用西北地区一典型日风电预测场景数据[22]，如图2 所示。其中，风电机组容量为200 MW，储能装置容量为50 MW·h，使用EH 的弃电及弃风成本系数按照上网电价设定为500¥/（MW·h）。CSP 电站参数见表1，火电机组运行参数见表2。

图2 典型日负荷、风电、DNI 预测曲线Fig.2 Forecasting curves oftypical daily load，wind power，and DNI

表1 CSP 电站参数Tab.1 Parameters of CSP plant

表2 火电机组运行参数Tab.2 Operating parameters ofthermal power units

3.2 仿真情景设定

设置5种系统仿真情景分析CSP电站、EH和储能系统对系统综合成本及风电消纳能力的影响。

情景1仅含火电机组参与风电系统调峰。

情景2CSP电站火电机组共同参与风电系统调峰。

情景3在发电侧，CSP 电站与火电机组联合参与风电系统调峰，并在负荷侧加入储能系统，源荷两侧协调调度。

情景4在发电侧，CSP 电站与火电机组联合参与风电系统调峰，并在负荷侧加入EH，源荷两侧协调调度。

情景5在发电侧，CSP 电站与火电机组联合参与风电系统调峰，并在负荷侧加入EH 与储能装置，源荷两侧协调调度（本文调度模型）。

3.3 不同TES 容量与EH 功率对系统的影响

含TES 的CSP 电站与EH 联合运行时，通过将弃电转换成热能，可充分利用TES 系统的储热容量，减少弃电。根据不同地区的情况，在CSP 电站规划建设时适当增加TES 系统储热容量，加入EH后可进一步提高整体发电量，降低系统度电成本。所以TES 系统储热容量要同EH 功率一起进行优化，以运行成本最低时对应的TES系统储热容量和EH最大功率作为最优参数组合。

图3～图5 为基于西北某地一典型日风电预测场景下，5种情景中不同TES系统储热容量和EH的最大功率对系统综合成本的影响。可见，情景1～3中TES 储热容量达到10 FLHs 时，系统综合成本最低；情景4和5中储热容量达到10 FLHs 及EH最大功率达到60 MW时，系统综合成本最低。所以本文所研究地区在CSP电站规划建设时，应选择TES系统储热容量为10 FLHs、EH最大功率为60 MW。

图3 TES 储热容量对情景1、2、3 系统综合成本的影响Fig.3 Effects of TES capacity on the system’s comprehensive cost in Scenarios 1,2,and 3

图4 TES 储热容量和EH 功率对情景4 系统综合成本的影响Fig.4 Effects of TES capacity and EH power on the system’s comprehensive cost in Scenario 4

图5 TES 储热容量和EH 功率对情景5 系统综合成本的影响Fig.5 Effects of TES capacity and EH power on the system’s comprehensive cost in Scenario 5

3.4 结果分析与对比

图6为情景1和情景5的系统出力分布。可见，仅靠火电机组参与风电系统调度时（情景1），机组出力效率不高，情景1中5台火电机组均参与风电调峰调度，而情景5中仅有3台机组参与调度，但相比于情景5，情景1弃风现象严重，且机组启停次数过多。

图6 系统出力分布Fig.6 Distribution of system output

表3 为5 种情景下系统运行结果。由表3 可知，CSP 电站与风电系统联合发电及EH 和储能装置的引入有效降低了系统火电发电总量，且风电被完全消纳，具有较好的经济效益。

表3 5 种情景运行结果Tab.3 Operation results in five scenarios

就风电并网出力而言，在发电侧，系统中加入CSP电站与火电机组一起参与调节（情景2）要比火电机组单独调节（情景1）的风电消纳更强；在负荷侧，由于实际储能容量及充放电功率限制，单独引入储能装置（情景3）的风电消纳能力要比单独引入EH（情景4）的风电消纳能力弱。虽然单独引入EH（情景4）能够使风电完全消纳，但在使用EH的过程中，能量损耗偏高，所以其综合成本较情景3 偏高。当储能系统和EH同时引入时（情景5），弃风率由情景2 中的13.7%下降至情景5 中的0%，风电被完全消纳，且系统综合成本最低。

图7为情景3、4、5的等效负荷曲线与原始负荷曲线对比。就系统负荷需求来说，情景3中储能系统的引入能够转移峰时段需求负荷至谷时段，由于储能装置容量及充放电功率限制，实际储能只在调度周期内某几个时刻改变负荷曲线，调节能力有限；情景4 中EH 的引入能够在负荷低谷时提高总负荷需求量，但在负荷高峰时不能使负荷需求量降低，不具有“削峰”效果；情景5 同时引入储能系统和EH 能够实现负荷需求削峰填谷的目标，系统负荷波动水平及机组调峰的压力将有所下降。

图7 情景3、4、5 的等效负荷曲线与原始负荷曲线对比Fig.7 Comparison between equivalent and original load curves in Scenarios 3,4,and 5

就火电机组而言，情景3 和情景5 的火电机组出力最少，平均煤耗最少；在火电机组备用成本方面，负荷侧单独引入EH（情景4）比单独引入储能装置（情景3）的备用成本要高。由于储能装置在系统中既可充当正备用又可充当负备用，将充当负备用时储存的电能在充当正备用时释放，可被系统反复调用。负荷侧同时引入EH 与储能装置（情景5）能够优化系统火电机组出力结构，减少机组启停次数，提高机组利用效率。

情景5中，在负荷侧同时引入EH和储能装置，能够优化负荷曲线，与源侧配合，在保证风电全额消纳的同时，系统综合成本达到最低。