考慮可控負荷的光熱電站和風電系統調度策略

張騰飛，田 書，郭成威

（河南理工大學電氣工程與自動化學院，焦作 454000）

風電是技術相對成熟的可再生能源發電形式，預計到2030 年，風電將提供全球9%的電能[1]，其大規模并網給電力系統調度運行帶來巨大的壓力，其帶來的調峰能力問題是制約風電消納的主要因素。為了保證風電并網的安全性，降低系統運行成本，減少棄風量，風電常與其他發電形式聯合運行。

文獻[2]在保證風電全部消納的基礎上，建立了火電機組的分級深度調峰調度模型。而當負荷峰谷差較大或風電預測偏差較大時，火電機組預留備用能力明顯不足[3]，僅通過火電機組深度調峰已不能滿足系統的功率平衡，需要通過機組啟停擴大調峰范圍[4]，產生高昂的機組啟停成本，此時要考慮其他可調節資源與火電機組共同參與系統調節。

儲能裝置作為一種常用的可調度資源，其能量時移特性可以降低風電并網帶來的功率波動，減小系統的峰谷差[5-6]。文獻[7]將儲能系統引入微網，通過對清潔能源的存儲和再利用，有效降低自身運行成本。文獻[8]綜合考慮發電機組、儲能及風電系統約束，建立了風電儲能系統聯合靜態模型。而實際儲能容量和充放電功率有限，只在調度周期內某幾個時刻改變負荷曲線，調節能力不足，所以僅可以作為一種備用調節資源。

與傳統新能源發電無法調節相比，光熱CSP（concentrating solar power）電站配備容量大、效率高且成本低的儲熱TES（thermal energy storage）系統，具有良好的能量時移特性，能夠滿足系統的備用需求。文獻[9]將CSP電站與風電聯合調度，利用CSP電站的靈活出力改善風電的不確定性。文獻[10]對CSP電站和風電容量的配比問題進行了研究，使其組成良好的能量互補系統[11]，提高系統的穩定性和可調度性。

受光照條件的限制，TES 在調度周期內不能被充分利用。目前已有文獻提出在含儲熱CSP 電站系統中加入以回收棄電、提高新能源消納為目的的電加熱裝置EH（electric heater），可以將系統棄電進行回收，存儲于TES 系統中，將造價高昂的TES 系統充分利用。文獻[12]提出包含CSP 電站、電轉氣裝置、電加熱器及燃氣機組等設備的多元化能量轉換問題。文獻[13]提出EH 配合CSP 電站可實現電熱能量雙向傳遞的利用。上述文獻在降低系統綜合成本、提高風電消納能力上具有一定研究價值，但仍存在一些可以改進或進一步研究探討的地方：

（1）含EH 的系統模型建立模糊，沒有建立EH配合CSP電站調度時完整而準確的模型；

（2）EH 利用可以減少棄風量，但電-熱-電這一過程能量損耗嚴重，模型應考慮這部分損耗對系統的影響；

（3）EH 與CSP 電站共用1 個TES 裝置，未考慮到儲熱裝置容量及EH功率對系統的影響；

（4）上述研究大多僅限于在負荷側或電源側的單一優化調度，且僅考慮電源側提供旋轉備用，對風電改善能力有限。

針對以上問題，本文首先建立EH 與含TES 的CSP電站的詳細模型，研究EH回收棄電的電-熱-電這一過程的能量損耗對系統的影響；然后以西北某地區一典型日風電預測場景[14]為基礎，求解本文所提調度模型中最優EH 功率和CSP 電站的TES 容量；其次以系統運行成本和棄風量最小為目標，考慮使用EH 時產生的能量損耗對系統的影響，建立了包含電源側的火電機組、風電場、CSP 電站及負荷側的EH 和儲能裝置的源荷兩側協調調度模型，求解最優日前調度計劃。仿真結果表明，不同EH功率和TES 容量對系統運行結果影響較大；EH 的引入能夠有效減少棄風量，但其轉換過程能量損耗較大，相較于儲能裝置的低損耗，使用EH的綜合運行成本較高；本文所建立的調度模型，能夠在保證系統安全運行的情況下，有效提高風電消納，降低系統綜合成本，改善負荷曲線，具有更好的環境效益和經濟效益。

1 EH 與CSP 電站的運行研究

1.1 含EH 的CSP 電站的運行機理

CSP 電站一般由光場SF（solar field）、TES 及熱力循環PC（power cycle）3 個子系統組成，并通過導熱工質HTF（heat-transfer fluid）實現各個系統直接進行能量傳遞[15-16]。SF 用吸收的太陽能加熱HTF，HTF 可直接通過PC 進入發電環節，加熱水形成過熱蒸汽后推動汽輪機發電；被加熱的HTF 也可與TES系統中的低溫導熱熔鹽進行換熱來存儲熱能，在需要熱能發電時，通過TES系統中的高溫導熱熔鹽加熱溫度較低的HTF進行能量傳遞。

EH 與CSP 電站聯合運行時，將棄電轉換成熱能，來加熱低溫熔鹽儲罐中的熔鹽至高溫狀態，并存儲于高溫熔鹽儲罐中，熔鹽從冷罐到熱罐多了1條與吸熱器并行的通路，從而將棄電轉化為熱能存入TES 系統。基于EH 與CSP 電站內部的運行機理，可將其結構抽象為如圖1所示的結構。

圖1 EH 與含TES 的CSP 電站能量流動Fig.1 Energy flow in EH and CSP plant with TES

1.2 含EH 的CSP 電站模型建立

根據圖1 中的能量流動關系，以HTF 為節點，列寫功率平衡關系，即

式中：PS-H,t、PT-H,t、PH-T,t、PH-P,t為各個子系統之間的交換功率；PS-H,t為HTF 從SF 吸收到的熱功率；PT-H,t、PH-T,t分別為HTF 接收到和傳遞給TES的熱功率；PH-P,t為從HTF 進入PC 的熱功率；PSU,t為PC 子系統啟動所需功率；UCSP,t為PC 子系統在t時段啟動的0-1變量，1表示啟動。

以SF為節點，列寫功率平衡關系，即

式中：Psolar,t為t時段SF 收集的太陽能；Pcurt,t為t時段SF 收集能量時丟棄的光熱功率；ηSF為光-熱轉換效率；A為聚光器的集熱面積；Dt為t時段光照直接輻射指數。

以TES為節點，列寫功率平衡關系，即

式中：Pcha,t、Pdis,t分別為TES 的充熱、放熱功率；PEH,t為t時段EH 消耗的功率；ηcha、ηdis分別為TES系統的充熱、放熱效率；ηEH為電-熱轉換率；Pcha_max、Pdis_max分別為TES 系統最大充熱、放熱功率；xcha、xdis、xstatic分別為TES 的充熱、放熱和靜置3種狀態的0-1變量，1表示處于此狀態；Qt為t時段TES 系統中的總能量；Δt為時間間隔；α為儲熱裝置的熱損失率。

對于PC 子系統中的汽輪機組，本文取實驗室環境下理想熱-電轉換效率，即

式中：PCSP,t為t時段CSP 電站的發電功率；ηH-P為PC模塊的熱-電轉換效率。

1.3 EH 的綜合成本

EH的運行維護成本為

電-熱-電過程所損耗的能量成本為

EH的綜合成本為

2 含EH 與儲能的CSP 電站和風電系統調度模型

2.1 日前調度目標函數

本文以系統運行成本及棄風量最小為目標，調度模型目標函數中將棄風量轉換為棄風懲罰成本進行計算。目標函數為

式中：F為系統綜合成本；T為系統1 個調度周期的總時段數；Ci,t為t時段火電機組i的發電成本；Cw,t為t時段風電系統的運行成本；CCSP,t為t時段CSP 電站的運行成本；CESS,t為t時段儲能裝置的運行成本，Ccw,t為t時段棄風懲罰成本；Cr,t為t時段系統的旋轉備用成本。

（1）t時段火電機組運行成本為

式中：N為系統中火電機組的機組數；Pi,t為火電機組i在t時段的輸出功率；ai、bi、ci為機組i的燃煤成本系數；Si為火電機組i的啟停成本系數；ui,t為火電機組i在t時段啟動的0-1變量，1表示啟動；wi,t為火電機組i在t時段關斷的0-1 變量，1 表示關斷。本文研究過程中不考慮火電機組效率及燃煤價格的波動，在實際應用中應考慮以上問題。

（2）t時段風電機組運行維護成本為

式中：cw為風電的運行維護成本系數；Pw,t為風電機組在t時段的出力。

（3）t時段CSP電站運行維護成本為

式中：cCSP為CSP電站的運行成本系數；PCSP,t為CSP電站在t時段的輸出功率。

（4）t時段儲能裝置運行維護成本為

式中：cESS,om為儲能裝置的運行成本系數；PESS,t為儲能裝置消耗的電能；SESS為儲能裝置的壽命損耗成本系數；uESS,t表示儲能在t時段開始充電的0-1 變量，1表示開始充電；vESS,t為儲能在t時段開始放電的0-1變量。本文調度策略將儲能裝置作為可控負荷，儲能裝置具有電源與負荷的雙重特性[17]，所以當儲能裝置充電時，PESS,t為正值，當儲能裝置放電時，PESS,t為負值。儲能裝置的壽命損耗與其循環充放電次數相關[18]。

（5）t時段棄風成本為

式中：Kcw為棄風懲罰成本系數；Ppre,w,t為風電在t時段的預測出力；Pw,t為風電在t時段的實際出力。

（6）t時段旋轉備用成本為

式中：Pi,up,t、Pi,down,t分別為火電機組i在t時段為系統提供的上、下旋轉備用；cr為火電機組提供上、下旋轉備用的成本系數。

除火電機組以外的可調度資源提供旋轉備用所需成本，遠低于本文所提到的其他成本，因此僅考慮火電機組提供旋轉備用的成本[19]。

2.2 約束條件

1）系統功率平衡約束

式中，PL,t為系統在t時段的負荷功率。

2）EH與CSP電站聯合運行約束

EH的運行約束為

式中，PEH_max為EH的最大功率。

為了防止導流體過冷凝固，保證CSP電站的安全穩定運行，TES系統有儲熱容量限制，其約束為

式中：Qmin、Qmax分別為最小、最大儲熱量；Q0、QT分別為初始時刻和最終時刻的儲熱量。

3）系統旋轉備用約束

式中：Ui,t、UCSP,t分別為火電機組i和CSP電站的PC子系統在t時段運行狀態的0-1 變量，1 表示運行；分別為火電機組i在t時段的最大、最小可能出力；分別為CSP 電站在t時刻的最大、最小可能出力；Pi_max、Pi_min分別為火電機組i輸出功率的上限和下限；PCSP_max、PCSP_min分別為CSP 電站輸出功率的上限和下限；Ri,u、Ri,d分別為火電機組i的上、下爬坡速率；RCSP_u、RCSP_d分別為CSP電站的上、下爬坡速率；PESS_max為儲能的最大充電功率；RL_up、RL_down分別為負荷的上、下備用需求；Rw_up、Rw_down分別為風電系統的上、下備用需求。

3 算例分析

3.1 基礎數據

系統中包含5個火電機組[20-21]、1個風電場、1個CSP 電站，并接入儲能裝置與EH。風電、太陽直接輻射DNI（direct normal irradiance）強度及負荷預測采用西北地區一典型日風電預測場景數據[22]，如圖2 所示。其中，風電機組容量為200 MW，儲能裝置容量為50 MW·h，使用EH 的棄電及棄風成本系數按照上網電價設定為500￥/（MW·h）。CSP 電站參數見表1，火電機組運行參數見表2。

圖2 典型日負荷、風電、DNI 預測曲線Fig.2 Forecasting curves oftypical daily load，wind power，and DNI

表1 CSP 電站參數Tab.1 Parameters of CSP plant

表2 火電機組運行參數Tab.2 Operating parameters ofthermal power units

3.2 仿真情景設定

設置5種系統仿真情景分析CSP電站、EH和儲能系統對系統綜合成本及風電消納能力的影響。

情景1僅含火電機組參與風電系統調峰。

情景2CSP電站火電機組共同參與風電系統調峰。

情景3在發電側，CSP 電站與火電機組聯合參與風電系統調峰，并在負荷側加入儲能系統，源荷兩側協調調度。

情景4在發電側，CSP 電站與火電機組聯合參與風電系統調峰，并在負荷側加入EH，源荷兩側協調調度。

情景5在發電側，CSP 電站與火電機組聯合參與風電系統調峰，并在負荷側加入EH 與儲能裝置，源荷兩側協調調度（本文調度模型）。

3.3 不同TES 容量與EH 功率對系統的影響

含TES 的CSP 電站與EH 聯合運行時，通過將棄電轉換成熱能，可充分利用TES 系統的儲熱容量，減少棄電。根據不同地區的情況，在CSP 電站規劃建設時適當增加TES 系統儲熱容量，加入EH后可進一步提高整體發電量，降低系統度電成本。所以TES 系統儲熱容量要同EH 功率一起進行優化，以運行成本最低時對應的TES系統儲熱容量和EH最大功率作為最優參數組合。

圖3～圖5 為基于西北某地一典型日風電預測場景下，5種情景中不同TES系統儲熱容量和EH的最大功率對系統綜合成本的影響。可見，情景1～3中TES 儲熱容量達到10 FLHs 時，系統綜合成本最低；情景4和5中儲熱容量達到10 FLHs 及EH最大功率達到60 MW時，系統綜合成本最低。所以本文所研究地區在CSP電站規劃建設時，應選擇TES系統儲熱容量為10 FLHs、EH最大功率為60 MW。

圖3 TES 儲熱容量對情景1、2、3 系統綜合成本的影響Fig.3 Effects of TES capacity on the system’s comprehensive cost in Scenarios 1,2,and 3

圖4 TES 儲熱容量和EH 功率對情景4 系統綜合成本的影響Fig.4 Effects of TES capacity and EH power on the system’s comprehensive cost in Scenario 4

圖5 TES 儲熱容量和EH 功率對情景5 系統綜合成本的影響Fig.5 Effects of TES capacity and EH power on the system’s comprehensive cost in Scenario 5

3.4 結果分析與對比

圖6為情景1和情景5的系統出力分布。可見，僅靠火電機組參與風電系統調度時（情景1），機組出力效率不高，情景1中5臺火電機組均參與風電調峰調度，而情景5中僅有3臺機組參與調度，但相比于情景5，情景1棄風現象嚴重，且機組啟停次數過多。

圖6 系統出力分布Fig.6 Distribution of system output

表3 為5 種情景下系統運行結果。由表3 可知，CSP 電站與風電系統聯合發電及EH 和儲能裝置的引入有效降低了系統火電發電總量，且風電被完全消納，具有較好的經濟效益。

表3 5 種情景運行結果Tab.3 Operation results in five scenarios

就風電并網出力而言，在發電側，系統中加入CSP電站與火電機組一起參與調節（情景2）要比火電機組單獨調節（情景1）的風電消納更強；在負荷側，由于實際儲能容量及充放電功率限制，單獨引入儲能裝置（情景3）的風電消納能力要比單獨引入EH（情景4）的風電消納能力弱。雖然單獨引入EH（情景4）能夠使風電完全消納，但在使用EH的過程中，能量損耗偏高，所以其綜合成本較情景3 偏高。當儲能系統和EH同時引入時（情景5），棄風率由情景2 中的13.7%下降至情景5 中的0%，風電被完全消納，且系統綜合成本最低。

圖7為情景3、4、5的等效負荷曲線與原始負荷曲線對比。就系統負荷需求來說，情景3中儲能系統的引入能夠轉移峰時段需求負荷至谷時段，由于儲能裝置容量及充放電功率限制，實際儲能只在調度周期內某幾個時刻改變負荷曲線，調節能力有限；情景4 中EH 的引入能夠在負荷低谷時提高總負荷需求量，但在負荷高峰時不能使負荷需求量降低，不具有“削峰”效果；情景5 同時引入儲能系統和EH 能夠實現負荷需求削峰填谷的目標，系統負荷波動水平及機組調峰的壓力將有所下降。

圖7 情景3、4、5 的等效負荷曲線與原始負荷曲線對比Fig.7 Comparison between equivalent and original load curves in Scenarios 3,4,and 5

就火電機組而言，情景3 和情景5 的火電機組出力最少，平均煤耗最少；在火電機組備用成本方面，負荷側單獨引入EH（情景4）比單獨引入儲能裝置（情景3）的備用成本要高。由于儲能裝置在系統中既可充當正備用又可充當負備用，將充當負備用時儲存的電能在充當正備用時釋放，可被系統反復調用。負荷側同時引入EH 與儲能裝置（情景5）能夠優化系統火電機組出力結構，減少機組啟停次數，提高機組利用效率。

情景5中，在負荷側同時引入EH和儲能裝置，能夠優化負荷曲線，與源側配合，在保證風電全額消納的同時，系統綜合成本達到最低。

4 結論

（1）通過EH 進行棄電回收，棄風率降低到0%，適合棄風量較大的西北地區，但由于電-熱-電過程中，能量損耗較大，所以相較于儲能系統的低損耗，情景4 中EH 與CSP 電站的聯合運行成本比情景3多出了2.39×104￥。

（2）儲能系統能夠在低損耗的情況下進行棄電回收，減少棄風量，但由于其建設投資與折舊成本較高，容量有限，情景3中仍存在9.4%的棄風率，不能完全滿足棄風量較大的西北地區的需求。

（3）將EH與儲能裝置作為可控負荷與CSP電站聯合調度時，能夠在棄風較少時選擇經濟效益更好的儲能能系統。在棄風較多時，通過EH 進行棄電回收，及時止損，彌補風電反調峰特性的不足。通過源荷兩側協調調度共同提高系統風電消納能力，降低火電機組出力。

（4）TES 系統儲熱容量和EH 功率對系統綜合成本影響較大，不同地區的DNI、負荷及風電水平不同，其對應的最優TES系統容量和EH功率不同，研究時選擇某一典型日數據進行仿真實驗，篩選出最優TES 系統容量和EH 的最大功率，能夠保證該地區大部分時間段的綜合成本保持最低，提高風電消納。

（5）情景2～5 中火電機組的旋轉備用成本均比情景1中減少了超過105￥，表明EH、儲能裝置及CSP 電站能夠同時為風電和負荷預測誤差提供旋轉備用，緩解火電壓力，保證系統的安全穩定運行。

本文所提調度策略能夠充分利用西北地區現有可調節資源，實現源荷兩側協調優化，對于減少西北地區棄風量與系統成本有一定的理論與實踐意義。本文選擇某一典型日的風電、DNI 及負荷的預測，算例不一定具有普適性，在接下來的研究及實際應用中，將考慮多典型日的算例分析。