含電蓄熱裝置的離網型局域網系統能量平衡模型研究

嚴 雄, 田莉莎，劉孝鑫

(中國電建集團西北勘測設計研究院有限公司，西安 710065)

0 引 言

遠離大電網覆蓋的島嶼、邊塞、山區、或既有供電系統薄弱地區，通常依靠當地的資源條件，采用風電、光伏發電系統，結合電化學儲能系統及作為緊急備用電源的柴油發電機，構成離網型局域網的供能電源。各電源裝機規模應在區域負載類型、電量需求、風/光資源條件既定的基礎上，采用“以耗定電”方式確定，計算過程實質是系統全年8 760 h內逐小時的功率平衡仿真，其計算的準確程度關乎整個系統的初始投資、設備使用效率及系統供能的可靠性。

電蓄熱裝置的加入使離網型局域網的能量平衡數學模型更為復雜。目前，關于含電蓄熱裝置的離網型局域網工程能量平衡研究的文章鮮見，劉平[1]提出了基于能量面積法及基于隨機場景分解的獨立型微電網功率平衡方法，通過場景分析與能量平衡關系確定分布式可控電源與儲能系統能量容量的最小值；張彥等[2]建立了家庭能源局域網能量優化管理的混合整數二次規劃模型，并引入能源互聯網系統理念與相關技術，實現對家庭能源局域網的在線優化控制；蒲曉箱、王成山等[3-9]以多能源局域網系統運行的成本或碳排放為目標，構建能源局域網網間的能量管理模型，并采用內點法、混合整數規劃法、枚舉法等對目標函數進行求解，但上述文章在規劃過程中均未對熱負荷，尤其是電蓄熱負荷進行分析。具有代表性的規劃軟件，在應用場景、負荷類型、元件模型等方面不能適用，可借鑒性不高。因此，開展含電蓄熱裝置的離網型局域網系統能量平衡數學模型的研究具有實際工程意義。本文在系統功率平衡仿真過程中，引入電蓄熱體額定加熱功率、蓄熱體額定容量、蓄熱體剩余容量等邊界，并將電熱進行解耦，解決了代表性軟件能量流計算與實際應用不匹配的問題，提高了電源側風光儲系統容量配置的精確度，同時可以為離網型局域網能量管理系統控制策略提供依據。

1 既有軟件特性分析

目前，國內外用于新能源系統規劃的代表性軟件主要有3種，分別為美國國家可再生能源實驗室(NREL)開發的可再生能源互補發電優化建模軟件—HOMER、上海電氣集團股份有限公司開發的分布式能源系統規劃設計軟件—DES-PSO、天津大學開發的微網規劃設計軟件—PDMG，3種規劃軟件在應用場景、負荷類型、元件模型、優化目標及方法等方面不盡相同，特性對比如表1所示[10]。

表1 既有軟件特性對比

HOMER及PDMG軟件中的元件模型不包含蓄熱元件，使用范圍與本文研究的工程類型不一致。DES-PSO軟件中的元件模型與含電蓄熱裝置的離網型工程最為接近，但在計算過程中，該軟件對電蓄熱裝置加熱器件功率的逐時限能作用考慮不充分，能量流的計算與實際工程存在誤差，可能會造成系統棄電量較少的假象。

2 能量平衡模型改進

針對既有軟件存在的問題，對局域網系統能量平衡模型加以改進，在仿真計算過程中考慮電蓄熱裝置電功率及蓄熱體剩余容量大小，將電能輸入端與供暖輸出端進行解耦，使蓄熱系統任一時間點均可存在純蓄熱、純放熱和邊蓄邊放3種模式的情況，完善系統能量平衡約束條件。

局域網能量流對負荷的保障等級依次為電氣負荷、電化學儲能系統、采暖負荷。電化學儲能系統不參與采暖負荷的電熱轉換過程，并作出如下定義：

① 風機、光伏逐小時出力分別為PW,PP；② 逐時電負荷、熱負荷分別為PEL,PHL；③ 電蓄體熱額定加熱功率、蓄熱體額定容量、蓄熱體剩余容量分別為PB,CHA,CRHA；④ 電化學儲能PCS功率、電池額定容量、電池剩余容量分別為PPCS,CBA,CRBA；⑤ 電池最大充電深度、放電深度分別為SOC,DODE；⑥ 蓄熱體放熱深度為DODH；⑦ 電池轉換效率、電熱轉換效率分別為η1、η2；⑧ 系統“源-荷”實時能量差為ΔE=PW+PP-PEL-PHL。

3 局域網能量平衡模型

通過建模分析，對于含電蓄熱裝置的離網型局域網，系統能量平衡數學模型多達21種，包含了系統“源-荷”實時能量差在ΔE≥0與ΔE≤0工況下，以電蓄體熱額定加熱功率PB、蓄熱體額定容量CHA、儲能PCS功率PPCS、電池額定容量CBA、電池充電深度SOC及放電深度DODE為邊界條件的所有情形。由于篇幅有限，本文僅對光伏、風電逐時出力在滿足實時負載能量消耗后，有多余能量進行存儲(ΔE≥0)，且逐時多余能量小于儲能PCS功率與電蓄體熱額定加熱功率之和(ΔE≤PB+PPCS)的情形進行分析。

3.1 能量平衡數學表達式

(1) 離網型局域網系統實時的“源-荷”能量差為ΔE≤PPCS,ΔE≤(CBA×SOC-CRBA)/η1，此時，系統多余能量可以全部存入儲能電池中，儲能電池容量為CBAt2=CRBA+ΔE×η1，蓄熱體裝置容量無變化，系統無棄電。

(2) 離網型局域網系統實時的“源-荷”能量差為ΔE≤PPCS,ΔE>(CBA×SOC-CRBA)/η1，此時，儲能電池容量為CBAt2=CBA×SOC，經過電化學儲能系統后溢出的多余能量記為ΔE1=ΔE-(CBA×SOC-CRBA)/η1，該部分能量對電蓄熱裝置蓄熱體部分及系統的影響的判別條件如下:

① 若ΔE1≤PB,且ΔE1≤(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CRHA+ΔE1×η2,系統無棄電。

② 若ΔE1≤PB,且ΔE1>(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CHA,系統無棄電ΔE1-(CHA-CRHA)/η2。

③ 若ΔE1>PB,且ΔE1≤(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CRHA+PB×η2,系統無棄電ΔE1-PB。

④ 若ΔE1>PB,且ΔE1>(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CHA,系統無棄電ΔE1-(CHA-CRHA)/η2。

(3) 離網型局域網系統實時的“源-荷”能量差為ΔE>PPCS,PPCS≤(CBA×SOC-CRBA)/η1，此時，儲能電池容量為CBAt2=CRBA+PPCS×η1，經過電化學儲能系統后溢出的多余能量記為ΔE1=ΔE-PPCS，該部分能量對電蓄熱裝置蓄熱體部分及系統的影響的判別條件如下:

⑤ 若ΔE2>PB,且ΔE2>(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CRHA+ΔE1×η2,系統無棄電。

⑥ 若ΔE2>PB,且ΔE2>(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CHA,系統無棄電ΔE2-(CHA-CRHA)/η2。

(4) 離網型局域網系統實時的“源-荷”能量差為ΔE>PPCS,PPCS>(CBA×SOC-CRBA)/η1，此時，儲能電池容量為CBAt2=CBA×SOC，經過電化學儲能系統后溢出的多余能量記為ΔE3=ΔE-(CBA×SOC-CRBA)/η1，該部分能量對電蓄熱裝置蓄熱體部分及系統的影響的判別條件如下:

⑦ 若ΔE3≤PB,且ΔE3≤(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CRHA+ΔE3×η2,系統無棄電。

⑧ 若ΔE3≤PB,且ΔE3>(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CHA,系統無棄電ΔE3-(CHA-CRHA)/η2。

⑨ 若ΔE3>PB,且ΔE3≤(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CRHA+PB×η2,系統無棄電ΔE3-PB。

⑩ 若ΔE3>PB,且ΔE3>(CHA-CRHA)/η2,則CHAt2=CHA,系統無棄電ΔE3-(CHA-CRHA)/η2。

3.2 系統能量流向圖

判別條件①表示系統的“源-荷”能量差 可以全部用來存儲，其中一部分能量將存入儲能電池，使儲能電池充電至截止容量，剩下的全部存入蓄熱體，整個系統無棄電，此時的能量流向如圖1所示。

判別條件②表示系統的“源-荷”能量差ΔE只有部分用來存儲。此時ΔE包含3部分，其中一部分能量使儲能電池充電至截止容量，一部分使蓄熱體儲熱至額定容量；剩下的是由于蓄熱體容量的限制而棄掉的一部分，整個系統有棄電，此時的能量流向如圖2所示。

判別條件③表示系統的“源-荷”能量差ΔE只有部分用來存儲。此時ΔE包含3部分，其中一部分能量使儲能電池充電至截止容量，一部分存入蓄熱體；剩下的一部分受蓄熱體加熱功率的限制而棄掉，整個系統有棄電，此時的能量流向如圖3所示。

判別條件④表示系統的“源-荷”能量差 只有部分用來存儲。此時ΔE中的一部分能量使儲能電池充電至截止容量、使蓄熱體儲熱至額定容量，剩下的一部分受蓄熱體加熱功率及蓄熱體容量的雙重限制而棄掉，最終整個系統有棄電，此時的能量流向如圖4所示。

判別條件⑤表示系統的“源-荷”能量差ΔE可全部用來存儲。此時ΔE中的一部分能量將存入儲能電池，而受儲能系統功率限制溢出的能量將存入蓄熱體，整個統無棄電，此時的能量流向如圖5所示。

判別條件⑥表示系統的“源-荷”能量差ΔE只有部分用來存儲。此時包含3部分，其中一部分能量存入儲能電池，一部分使蓄熱體儲熱至額定容量；剩下的一部分受蓄熱體容量的限制而棄掉，整個系統有棄電，此時的能量流向如圖6所示。

判別條件⑦表示系統的“源-荷”能量差ΔE可全部用來存儲。此時ΔE包含兩部分，其中一部分能量使儲能電池充電至截止容量，剩下的能量可全部存入蓄熱體，整個系統無棄電，此時的能量流向如圖7所示。

判別條件⑧表示系統的“源-荷”能量差ΔE只有部分用來存儲。此時ΔE包含3部分，其中一部分能量使儲能電池充電至截止容量，一部分使蓄熱體儲熱至額定容量；剩下一部分受蓄熱體容量的限制而棄掉，整個系統有棄電，此時的能量流向如圖8所示。

判別條件⑨表示系統的“源-荷”能量差ΔE只有部分用來存儲。此時ΔE包含3部分，其中一部分能量使儲能電池充電至截止容量，一部分能量存入蓄熱體；剩下的一部分受蓄熱體加熱功率的限制而棄掉，整個系統有棄電，此時的能量流向如圖9所示。

判別條件⑩表示系統的“源-荷”能量差ΔE只有部分用來存儲。此時ΔE包含3部分，其中一部分能量使儲能電池充電至截止容量，一部分使蓄熱體儲熱至額定容量；剩下的一部分受蓄熱體容量的限制而棄掉，整個系統有棄電，此時的能量流向如圖10所示。

4 工程應用

新疆某新型能源局域網項目供電系統是20 MWp光伏發電系統、16 W/28 MWh儲能系統、4×1.5 MW風力發電系統、2×1.3 MW 柴油發電機構成。負荷側常規電負荷為1.1 MW, 電蓄熱裝置規模為10.5 MW/120 MWh。

項目柴油發電機作為緊急備用電源，不參與能量平衡計算。基于上述條件，分別在不考慮電蓄熱裝置加熱功率與考慮電蓄熱裝置加熱功率2種情況下，利用EXCEL匯編公式，對系統能量平衡建模仿真計算，采暖季局域網棄電率與供暖保障率結果如表2所示。

表2 系統供能特性對比

由表2可知，考慮電蓄熱裝置加熱功率時，系統棄電率較高，供暖保障率及常規負荷供電保障率較低，這是因為在仿真過程中出現了圖3或圖4所示的由于加熱功率受限而導致棄電量增加的現象，可存儲電量減少，進而供暖保障率、供電保障率降低。

5 結 論

(1) 電蓄熱系統能量流在傳輸、存儲過程中熱電是解耦的，對于負荷中存在電蓄熱裝置的離網型局域網，在能量平衡仿真計算過程中，把電蓄熱裝置當成簡單的電負荷，而不考慮蓄熱體的儲能作用，會使得電源裝機容量加大，系統棄電量上升，工程初期投資加大，實際運行設備使用率低。

(2) 不考慮電蓄熱裝置加熱功率的大小，則會造成系統棄電率降低，供電與供暖保障率較高的假象，工程實際運行供能可靠性也會降低。

(3) 對于離網型局域網，考慮系統內電蓄熱體額定加熱功率、電化學儲能PCS功率、電池額定容量等邊界條件的源荷匹配仿真，是一個基于系統穩定，從宏觀的、能量平衡的角度對源端電源裝機容量定量分析的過程，在實際應用過程中，還應充分考慮系統一定時間尺度內的功率平衡因數，即電蓄體熱額定加熱功率變化，源端電源出力變化、儲能PCS投退、異步電機啟動及變壓器勵磁涌流對系統穩定性的影響。儲能PCS功率的選擇應在仿真工作開始前，通過系統穩定性仿真分析予以確定。本文在系統能量平衡模型的搭建過程中，引入了電蓄熱體額定加熱功率、蓄熱體額定容量、蓄熱體剩余容量等邊界條件，豐富了仿真計算模型種類；同時引入了電池充放電深度、蓄熱體放熱深度、電池轉換效率、電熱轉換效率等參數，提高了計算精度，對減少項目初期投資、提高設備使用率及供能可靠性有很大幫助。