摘要:利用区域综合能源系统提高负荷侧运行灵活性是提升电力系统内高比例可再生能源消纳能力的重要技术手段，且区域综合能源系统内的储能设备可以通过解耦热电联系有效降低运行成本。本文通过仿真算例表明,含有冷热电联供的区域综合能源系统可以通过储能设备有效解耦其热电运行约束,充分发挥区域综合能源系统依附能源互联网运行所带来的经济优势,提高能源利用效率。
关键词:区域综合能源系统；冷热电联供；运行优化
前 言：区域综合能源系统可提升能源与社会设施的使用率,利于能源开发,能为能源的供应安全提供保障,对我国节能减排战略的实施具有重要影响,其存在符合我国发展需求。古往今来,能源是推动社会发展的重要资源,特别是电力能源,其与社会各方面的发展存有关联。在由电力系统、热力系统和天然气系统组成的供能系统中,各子系统单独设计和运行导致了相互能源利用率低下。为改善该现象,能源行业提出了“能源互联网”这一概念。利用各类能源转换设备(如冷热电联供系统combined cooling,heating and power,CCHP等)和储能设备(energy storage system,ESS)做到电/热/气网互联运行,达到可再生能源在能源互联网内充分消纳与利用这一目标。本文对CCHP系统的RIES联合调度进行仿真计算,求得了RIES内各个单元最佳出力、不同调度模式下总运行成本和GT的机组组合，并且利用ESS解耦热电约束可以降低运行成本,有助于提高系统运行经济性。
1 基础数据
本文选取某省含CCHP系统的RIES作为仿真对象,系统内包含PV,WT,GB,ES/HS,以及３台GT等。其中高铁站１号、２号两台GT的最小启动和停止间隔分别为2h和１h,医院有一台3号GT的最小启动和停止间隔分别为3h和2h。调度时段长度为24h,调度时长Δt为１h,可再生能源出力预测误差概率为95.4%。ES采购成本为672万元,充放电循环次数为6000次。购气价格为3.45元/m３,单位热值价格为0.349元/(kW•h)。RIES中重要负荷为５MW,当系统与电网断开后要能够保证重要负荷至少不间断运行１h。
2 算例分析
MCSM通过大量采样计算,其结果可认为具有较高的精度，但计算时间较长；而采用本文提出的方法所求得的结果与MCSM的结果较接近,并且节省了计算时间。在本文所用算例中，采用MCSM计算时长为60s以上，而采用本文所用方法的计算时长为(25±5)s，大幅度提高了运算速度。
在将不同可再生能源出力预测误差概率情况下的可再生能源出力概率模型代入计算后,其成本变化如表１所示,可以看出系统运行成本随着可再生能源出力预测概率范围的增大而增大,但其增长率明显低于预测概率的增长率，因此通过选取合适的可再生出力预测误差范围可以在包含尽可能多的预测误差概率情况下,在平抑运行优化过程中对可再生能源出力随机性估计不足带来影响的同时,控制系统运行成本。即在对系统运行总费用的增加量较少的前提下,最大程度地考虑到了可再生能源出力波动性带来的影响,求得更加接近系统实际运行情况的系统运行总费用,提高了优化方案的实用性。
表１不同可再生能源出力概率模型下的运行成本
为验证含CCHP系统的RIES优化后的优势,本文选取了以下３种冬季运行方式作为参考。
方式１:采用热电分产的方式运行。热负荷由GB供应；电负荷由GT、可再生能源、能源互联网之间的交换功率及ES满足。
方式２:采用“热电联产”,即以热定电的热电耦合运行方式。热负荷主要由GT供应；电负荷由GT、可再生能源、能源互联网之间的交换功率及ES满足。
方式３:利用ESS解耦“热电联产”中以热定电的耦合关系的运行方式。热负荷由GT,GB,WHB,EB及HS供应；电负荷由GT、可再生能源、能源互联网之间的交换功率及ES满足。
3种运行方式下RIES的运行成本如表２所示。在方式１下,电能和热能独立调度,GT中的余热未能有效利用,并且GB的燃料费用较高,因此在该运行方式下调度成本较高。方式２中系统运行模式类似于常规热电厂，在该运行方式下,GT中的余热能够有效利用,并且售电获利较多,因此运行成本比方式１低；但是由于以热定电这一约束条件,系统内电出力被热出力所限制,与能源主干网之间的电能功率交换受到影响,因此在该运行方式下调度成本较高。方式３中由于HS的引入,系统得以解耦“热电联产”中的以热定电的耦合关系,GT的电出力限制被解除,系统内总调度成本得以优化。将发电成本最低和供热成本最低两个目标函数联系起来,得到满足发电/供热成本最低和系统运行约束的各个单位的最佳调度策略,即实现了电热的联合调度。
表２３种运行方式下RIES的运行成本
优化结果(即方式３)如图１和图２所示。机组组合结果如表３所示
表３机组组合结果
联系电价曲线分析、比较优化结果：图１和图２中,在22:00—07:00电价较低时段,负荷和电价均处于低谷期,可再生能源出力逐步升高,热负荷由GB和EB承担,电负荷由电网承担；在07:00—11:00时段,随着负荷和电价的逐渐上升,GT出力继续增加,ES开始释放能量以降低系统对于电网的依赖,并在07:00时刻电价达到第１个高峰,此时RIES开始向电网倒送功率以套利降低运行成本,多余热能由HS设备储存并且EB关闭；在11:00—17:00时段,负荷和电价开始逐步下降,GT逐步降低出力,提供的热能变少,HS设备开始释放能量； 17:00—18:00是电价第２个上升时段,系统工作情况与07:00—11:00时段基本相同；在18:00—23:00时段,负荷和电价均逐步降低,热负荷由GB和EB承担，电负荷由电网承担。联系负荷曲线分析,ES的运行特征同时受电价曲线、热电负荷比变化影响,需要将负荷进行时空上的平移,解决热电比不稳定导致联合调度难题的基础上,考虑电价变化进行高发低储来有效降低系统运行成本。
由图３可见,含有CCHP系统的RIES通过ESS将系统的热电比稳定在1.5左右,可以充分利用系统能源。
为了能够量化评价含有CCHP系统的RIES的能源综合利用效率[２],可以利用一次能源利用效率指标对系统的运行状态进行评估
在对含有CCHP系统的RIES进行运行优化后,VPER＝81.3749%，大于75％,满足RIES的最低要求。
结 语：
本文提出了一套完整的综合能源站优化设计方法。首先根据可获得的能源型式和所有可行的能源转换和存储装备类型形成包含全部候选装备的区域综合能源站基本架构。在此基础上,建立了以经济与环保为目标函数,考虑储冷和储热运行规则和年运行模拟的较为完整的能源站设备容量优化模型。采用带反馈机制的改进多目标粒子群单纯形算法,实现了能源站容量优化的Pareto决策面搜索；采用基于专家权重的模糊理想决策方法实现设计方案决策。以广州中新知识城某商住混合区为实例验证了所提方法的有效性。
仿真结果表明：含有CCHP系统的RIES可以通过ESS稳定系统的热电负荷比,解耦其热电运行约束,提高能源利用效率。天然气网络作为能源互联网中的重要组成部分,并且与电力能源和热力能源相比较有着可以规模化中长期储存的优势,但是本文对天然气网络考虑不够充分；因此,天然气系统和电力系统的相互影响,例如天然气价格波动对电力系统的影响,考虑天然气管道运行约束的机组组合约束等问题将成为下一步的研究方向。
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论文作者:许桂梅
论文发表刊物:《电力设备》2018年第18期
论文发表时间:2018/10/19
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