基于光氣電混合供能的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化配置研究

戴毅茹，劉飛翔，曾依浦

(同濟大學(xué)CIMS研究中心，上海 201804)

0 引言

區(qū)域綜合能源系統(tǒng)是面向可持續(xù)能源發(fā)展戰(zhàn)略的一種新型能源供應(yīng)體系，它打破了傳統(tǒng)的以火力發(fā)電為主導(dǎo)、單體能源獨立供應(yīng)的傳統(tǒng)能源生產(chǎn)關(guān)系，建立了融入可再生能源等清潔能源技術(shù)，并集成多種能源載體協(xié)同供能的一體化能源綜合服務(wù)系統(tǒng)。

圍繞區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的優(yōu)化問題，已經(jīng)開展了大量的相關(guān)工作。文獻(xiàn)[1]針對多能源社區(qū)系統(tǒng)，以能源消耗成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，分析了滿足終端電熱冷等多負(fù)荷下的能源供應(yīng)結(jié)構(gòu)。文獻(xiàn)[2]分析了可再生能源利用對熱電聯(lián)供(CHP)規(guī)劃的影響作用，結(jié)果表明，光伏發(fā)電的使用會減少外部電力輸入，并且降低CHP的運行時間。文獻(xiàn)[3]分析了綜合能源系統(tǒng)日前調(diào)度的經(jīng)濟優(yōu)化模型。文獻(xiàn)[4]分析了多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)聯(lián)合規(guī)劃的經(jīng)濟性。文獻(xiàn)[5]研究了混合可再生能源、冷熱電聯(lián)供機組(CCHP)、儲能及能量轉(zhuǎn)換裝置在多能互補下的優(yōu)化模型。文獻(xiàn)[6]提出了一種考慮冷電熱多能負(fù)荷不確定性的多能互補集成的魯棒規(guī)劃方法。文獻(xiàn)[7]建立了冷熱電多能源供需互動的博弈模型。文獻(xiàn)[8-9]分析了多能互補下儲能裝置對區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。文獻(xiàn)[10-11]分析了燃?xì)廨啓CCCHP系統(tǒng)的“以電定熱”與“以熱定電”兩種運行模式，指出“以電定熱”運行模式具有環(huán)境效益優(yōu)勢。

隨著可再生能源在區(qū)域綜合能源系統(tǒng)中的不斷應(yīng)用，多種能源載體混合供能成為供給側(cè)的基本常態(tài)，如何實現(xiàn)多能源混合供能與負(fù)荷之間的協(xié)調(diào)運行是優(yōu)化區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的關(guān)鍵內(nèi)容，現(xiàn)有研究主要聚焦可再生能源、冷熱電聯(lián)供等多種能源互補下的滿足需求側(cè)負(fù)荷的優(yōu)化研究，尚未考慮到多源動力混合供能的不同運行模式對能源系統(tǒng)容量配置及其出力水平的影響作用。為此，本文從光氣電混合供能運行模式的視角，探討了區(qū)域綜合能源系統(tǒng)在典型日逐時和全年逐時負(fù)荷下的混合供能最佳出力容量配置問題。

1 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)模型

1.1 模型框架

1.2 光氣電混合供能運行模式

在圖1所示的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)中，存在光伏發(fā)電、燃?xì)廨啓C、市電三種動力源，屬于光氣電混合供能結(jié)構(gòu)。本文采取混合供能的“光伏優(yōu)先”、“燃?xì)鈨?yōu)先”、“市電補足”以及燃?xì)廨啓CCCHP的“以電定熱”、“以熱定電”的運行策略，分別建立了區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的四種運行模式，如圖2所示。

圖1 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

圖2 光氣電混合供能運行模式

1.3 系統(tǒng)建模

(1)光伏發(fā)電

建立晶體硅太陽光伏電池的出力模型[12]

(1)

(2)

QPV——額定功率;

Sref,Tref——電池組在標(biāo)準(zhǔn)測試條件下的輻射強度和電池溫度，分別為1 kW/m2和25 ℃;

St,Tt——當(dāng)前太陽輻射強度和溫度的實際值;

a,b,c——參數(shù)，取值分別為0.002 5 ℃，0.000 5 m2/W和0.002 88 ℃。

(2)光伏發(fā)電儲能

由于光伏發(fā)電具有隨機性和波動性，采用儲能裝置進(jìn)行消納處理，避免棄光

(3)

(4)

(5)

(6)

(7)

(3)燃?xì)廨啓C

(8)

(9)

μGAS——天然氣低熱值(10.45 kWh/Nm3);

ηGT_elec——燃?xì)廨啓C發(fā)電轉(zhuǎn)換效率;

ηGT_heat——燃?xì)廨啓C余熱轉(zhuǎn)換效率，分別取為0.5。

(4)余熱回收設(shè)備

(10)

ηWHR——余熱回收效率，取值為0.8。

(5)吸收式制冷機

(11)

COPAC——制冷系數(shù)，取值為0.7。

(6)熱泵

(12)

(13)

HCOPHP,CCOPHP——熱泵的制熱和制冷系數(shù)，取值為3。

2 優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)及約束條件

以整個區(qū)域能源系統(tǒng)的經(jīng)濟運行成本最小為優(yōu)化目標(biāo)，如式(14)～(18)

CTOTAL=CINV+CGAS+CGRID+CENV

(14)

CINV=∑iPiQi，i∈{PV,STORAGE,GT,WHR,AC,HP}

(15)

(16)

(17)

(18)

本文中，決策變量為能源系統(tǒng)中各個設(shè)備的容量配置、燃?xì)庀牧亢褪须娤牧?。綜合經(jīng)濟運行成本由設(shè)備投資成本CINV、燃?xì)庀某杀綜GAS、市電消耗成本CGRID和環(huán)境成本CENV組成。Pi為設(shè)備的單位投資成本，Qi為設(shè)備的容量配置。設(shè)備投資成本按照使用壽命采用貼現(xiàn)值計算，貼現(xiàn)率為5%，并且按照使用壽命按年分?jǐn)?，具體取值見表1。天然氣消耗單位成本PGAS按照市場價格取為2.4元/m3。市電消耗單位成本PGRID采用分時電價，高峰、平時、谷段分別為1.04元/kWh、0.58元/kWh和0.28元/kWh。環(huán)境成本按照市電生產(chǎn)中產(chǎn)生的CO2、SO2、粉塵等污染物的環(huán)境處理成本計算，取值為0.044萬元/kWh。

表1 設(shè)備經(jīng)濟參數(shù)

供給側(cè)的各個機組之間及供給側(cè)與需求側(cè)之間需要滿足能流平衡，并且各個機組出力水平不能超過其容量配置。

2.2 求解方法

考慮到粒子群優(yōu)化在連續(xù)函數(shù)優(yōu)化問題中表現(xiàn)出良好的求解效果，算例分析采用雜交粒子群算法求解。相比基本粒子群易陷入局部最優(yōu)的弱點，雜交粒子群算法融合了遺傳算法的思想，使用雜交概率對粒子進(jìn)行兩兩雜交，如式(19)～(22)，提高了算法的全局搜索能力，收斂速度更快，搜索精度更高。

(19)

(20)

(21)

(22)

3 算例分析

3.1 太陽輻射及負(fù)荷分析

獲取我國某地地面太陽輻射和氣象要素數(shù)據(jù)集[13-14]，并選取當(dāng)?shù)氐哪骋簧虡I(yè)區(qū)的建筑樓群構(gòu)建區(qū)域綜合能源系統(tǒng)，選用DeST軟件對建筑樓群進(jìn)行逐時負(fù)荷模擬，模擬時間為1年。采用K-means聚類算法，提取出夏季、過渡季、冬季典型日逐時負(fù)荷及出力系數(shù)分布，如圖3所示。三種典型日的用能負(fù)荷呈現(xiàn)出“晝峰夜谷”的現(xiàn)象，電負(fù)荷在不同季節(jié)典型日的分布基本穩(wěn)定，熱負(fù)荷、冷負(fù)荷主要分別分布在冬季典型日、夏季典型日。不同季節(jié)的光伏出力水平存在較大差異。夏季、過渡季、冬季的光伏出力系數(shù)的峰值可分別達(dá)到0.61、0.42、0.33。

圖3 典型日逐時負(fù)荷及出力系數(shù)分布

3.2 分析結(jié)果

(1)典型日逐時負(fù)荷出力優(yōu)化

圖4～圖6為四種光氣電混合供能運行模式下的典型日逐時負(fù)荷出力優(yōu)化結(jié)果，表2為相應(yīng)的綜合成本、容量配置及出力占比。

表2 典型日逐時負(fù)荷優(yōu)化結(jié)果

圖4 夏季典型日逐時負(fù)荷出力優(yōu)化結(jié)果

圖5 過渡季典型日逐時負(fù)荷出力優(yōu)化結(jié)果

圖6 冬季典型日逐時負(fù)荷出力優(yōu)化結(jié)果

在三種典型日中，不同供能運行模式下的容量配置及其出力水平存在明顯差異。“光伏優(yōu)先，以電定熱”的綜合成本最低，屬于最為經(jīng)濟的運行模式，“燃?xì)鈨?yōu)先，以電定熱”次之，“光伏優(yōu)先，以熱定電”的綜合成本最高。

從出力占比來看，作為補能的市電的出力占比在“以熱定電”運行模式中明顯增加，并在夜間發(fā)揮了谷段電價的競爭優(yōu)勢。在夏季和過渡季典型日，光伏出力系數(shù)較大，在“以電定熱”模式中，系統(tǒng)供能主要以光伏發(fā)電為主，燃?xì)廨啓C次之，市電補足，在“以熱定電”模式中，系統(tǒng)供能主要以光伏發(fā)電和市電為主，燃?xì)廨啓C占比幾乎為零。在冬季典型日，光伏出力系數(shù)僅為夏季典型日的50%，光伏發(fā)電占比明顯降低，系統(tǒng)供能以燃?xì)廨啓C為主，市電補足。

從容量配置來看，光伏發(fā)電的出力水平對優(yōu)化結(jié)果具有明顯的影響作用。隨著光伏出力系數(shù)的增大，光伏發(fā)電的容量配置升高，燃?xì)廨啓C的容量配置下降。特別是在夏季典型日，“以熱定電”模式中的燃?xì)廨啓C的容量配置為0，進(jìn)一步說明在滿足光伏出力保障的前提下，系統(tǒng)更偏向使用光伏發(fā)電供能方式。而在光伏出力系數(shù)較低時，相比低成本的光伏發(fā)電，具備較高產(chǎn)能的冷熱電聯(lián)產(chǎn)顯現(xiàn)出更高的競爭優(yōu)勢，但其經(jīng)濟成本會有所增加。

(2)全年逐時負(fù)荷出力優(yōu)化

為進(jìn)一步說明混合供能運行模式的影響作用，分析四種光氣電混合供能運行模式下的全年逐時負(fù)荷出力優(yōu)化，并以月份進(jìn)行出力統(tǒng)計，如圖7所示。

圖7 全年逐時負(fù)荷出力優(yōu)化結(jié)果

全年逐時負(fù)荷的優(yōu)化結(jié)果表現(xiàn)出與典型日相同的特性。四種運行模式的綜合成本分別為260.57萬元、272.05萬元、337.55萬元、327.38萬元，其中“光伏優(yōu)先，以電定熱”的綜合成本最低。市電出力占比在“以熱定電”模式中明顯增加，特別是在“燃?xì)鈨?yōu)先，以熱定電”中，市電出力已經(jīng)超過光伏和燃?xì)廨啓C，占據(jù)主導(dǎo)地位，說明相比燃?xì)獾睦錈犭娐?lián)供，市電通過熱泵供熱(冷)具有更好的成本和效率優(yōu)勢。此外，在四種運行模式下，光伏出力占比明顯弱勢，說明即使光伏發(fā)電具有成本優(yōu)勢，但由于全年逐時光伏出力顯著的隨機性和波動性，出力水平難以穩(wěn)定保障，系統(tǒng)更依賴于穩(wěn)定供能的燃?xì)夂褪须姟?/p>

(3)儲能配置靈敏度分析

考慮到夏季光伏出力最大，以夏季典型日為案例，針對光伏發(fā)電儲能配置對優(yōu)化結(jié)果的影響作用展開分析。圖8展示了夏季典型日逐時光伏發(fā)電儲能量。從中可以看出，富足光伏電量的存儲集中在12:00～14:00，正是出力系數(shù)的高峰期?！肮夥鼉?yōu)先，以電定熱”的光伏發(fā)電儲能量最低，光伏發(fā)電實時利用率最高，“燃?xì)鈨?yōu)先，以電定熱”次之，“以熱定電”的兩種運行模式基本相同，并且儲能量最高。

圖8 夏季典型日逐時光伏發(fā)電儲能量

表3為夏季典型日無光伏發(fā)電儲能配置的優(yōu)化結(jié)果。在無儲能配置下，系統(tǒng)的綜合成本在四種運行模式下分別下降了6%、6.1%、7.6%和7.5%。并且光伏發(fā)電的容量配置明顯增加，而燃?xì)廨啓C的容量配置相應(yīng)減少，光伏發(fā)電在整個混合供能中的占比有顯著提高。該現(xiàn)象說明，無儲能配置可以促進(jìn)光伏發(fā)電擴容增產(chǎn)，系統(tǒng)更加偏好光伏發(fā)電供能模式。

表3 夏季典型日無光伏發(fā)電儲能配置的優(yōu)化結(jié)果

4 結(jié)論

本文分析了基于光氣電混合供能的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)在不同混合供能運行模式下的容量配置優(yōu)化問題，仿真結(jié)果驗證了多能源混合供能的運行模式直接影響著區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的綜合經(jīng)濟成本和出力水平，其結(jié)論對區(qū)域綜合能源系統(tǒng)建設(shè)規(guī)劃具有一定的參考價值。