光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型

光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型苗淼瀏賽;施濤淳B亞森;張一清;李俊賢【摘要】太陽能能源基地建設(shè)正在從單一光伏發(fā)電向光伏光熱等多種太陽能能源利用形式方向發(fā)展.借助光熱電站的大容量儲熱裝置和具備快速爬坡速率的汽輪機組，光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地的并網(wǎng)運行的可調(diào)度性和可控性大大提升.從光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地的運行機理出發(fā)，建立了基于改進粒子群算法的光伏光熱兩階段優(yōu)化調(diào)度模型，第一階段以削減等效負荷峰谷差、改善負荷曲線為優(yōu)化目標，第二階段以發(fā)電總成本最小為優(yōu)化目標.該模型滿足光伏光熱電站的主要運行約束和傳統(tǒng)機組組合安全約束，適用于光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)調(diào)度運行.對10機系統(tǒng)的仿真表明，在完全接納太陽能發(fā)電的前提下，光伏光熱發(fā)電基地在削減等效峰谷差、提高新能源消納和降低發(fā)電總煤耗效益顯著，同時對于光熱電站的靈敏度分析表明，在規(guī)劃建設(shè)光熱電站時可根據(jù)單位峰谷差削減量以及建設(shè)成本來選擇合適的裝機容量和儲熱裝置容量.【期刊名稱】《中國電力》【年(卷)，期】2019(052)004【總頁數(shù)】8頁(P51-58)【關(guān)鍵詞】光伏;光熱;改進粒子群;峰谷差;機組組合;靈敏度分析【作者】苗淼瀏賽;施濤;郭亞森漲一清;李俊賢【作者單位】國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，青海西寧810008;東南大學電氣工程學院，江蘇南京210096;中國電力科學研究院有限公司，江蘇南京210003;東南大學電氣工程學院，江蘇南京210096；東南大學電氣工程學院，江蘇南京210096；國網(wǎng)青海省電力公司經(jīng)濟技術(shù)研究院，青海西寧810008【正文語種】中文【中圖分類】TM760引言由于能源危機、環(huán)境惡化等問題，諸多國家正在加快太陽能、風能的開發(fā)與利用，太陽能光伏(photovoltaic,PV)發(fā)電和太陽能光熱(concentratingsolarpower,CSP)發(fā)電已經(jīng)成為當前太陽能發(fā)電技術(shù)路線的主流。光伏發(fā)電間歇性、波動性和隨機性的特點，給電力系統(tǒng)的安全、穩(wěn)定、可靠運行帶來了諸多問題［1-3］，加劇了大規(guī)模并網(wǎng)情況下電力系統(tǒng)的調(diào)峰壓力，對系統(tǒng)的調(diào)峰平衡帶來負面影響。因此，諸多文獻對于含光伏并網(wǎng)的系統(tǒng)調(diào)度模型做了研究。文獻［4］將碳交易機制引入電力系統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度中，構(gòu)建了考慮大規(guī)模光伏電源接入和CO2排放經(jīng)濟價值的優(yōu)化調(diào)度模型。文獻［5］以最小化經(jīng)濟成本和電網(wǎng)供電方差為目標，建立了含光伏和蓄能的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)蓄優(yōu)化調(diào)度數(shù)學模型，最大程度實現(xiàn)區(qū)域電網(wǎng)的削峰填谷。文獻［6］為了提高分布式光伏在配電網(wǎng)中的滲透率，平抑其并網(wǎng)功率波動，提出一種包括配電系統(tǒng)實時調(diào)度和儲能電站站內(nèi)功率分配雙層結(jié)構(gòu)的儲能電站實時調(diào)度方法。光熱發(fā)電技術(shù)起步較晚，始于20世紀末期，然而，光熱發(fā)電技術(shù)在中國以及世界范圍內(nèi)迎來快速發(fā)展，太陽能能源基地建設(shè)正在從單一光伏發(fā)電向光伏光熱等多種太陽能能源利用發(fā)展。目前，國內(nèi)外研究機構(gòu)和高校已經(jīng)開展了針對光熱發(fā)電技術(shù)的大量研究，在優(yōu)化運行、市場運行策略、優(yōu)化規(guī)劃和成本效益評估等方面研究日趨成熟［7-8］。但是，當前僅有少量的研究關(guān)注光熱電站并網(wǎng)調(diào)度問題和最大化系統(tǒng)運行效益的最優(yōu)調(diào)度策略。文獻［9-10］建立了光熱電站的數(shù)學模型，分析了參與市場運行的經(jīng)濟價值，但未考慮光熱電站和電力系統(tǒng)的部分約束，無法直接用于電網(wǎng)調(diào)度。文獻［11］基于風光互補性，建立了考慮能量與備用聯(lián)合出清的隨機機組組合模型，定量分析光熱電站的能量效益和備用效益。文獻［12健立了含光熱電站的電網(wǎng)調(diào)度模型，分析了光熱電站并網(wǎng)在發(fā)電成本、可再生能源消納等方面的效益。本文從光伏光熱發(fā)電系統(tǒng)的運行機理入手，以削減等效負荷峰谷差和最大化并網(wǎng)效益為目標，建立基于光伏光熱發(fā)電系統(tǒng)的兩階段優(yōu)化調(diào)度模型，利用改進粒子群算法對10機系統(tǒng)進行仿真驗證，在完全接納聯(lián)合發(fā)電基地出力的前提下，分析了光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地的并網(wǎng)效益。1光伏電站運行機理當前，中國的并網(wǎng)光伏發(fā)電呈現(xiàn)著“分散開發(fā)、低壓就地接入”與“大規(guī)模集中開發(fā)、中高壓接入”的兩種主要發(fā)展趨勢，建設(shè)大型并網(wǎng)光伏電站是集中利用太陽能的重要方式。相比離網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，大型并網(wǎng)光伏電站可以略去蓄電池儲能環(huán)節(jié)，基于最大功率點跟蹤技術(shù)(MPPT)實現(xiàn)系統(tǒng)效率的提升；相比小型并網(wǎng)光伏發(fā)電系統(tǒng)，大型并網(wǎng)光伏電站可以集中利用太陽能，通過采用逆變器并聯(lián)、集中管理和運行控制技術(shù)，可在不同運行場景下充分利用太陽能的時間特性和儲能技術(shù)，對電力系統(tǒng)起到削峰、無功補償?shù)淖饔茫?3］。大型并網(wǎng)光伏電站一般有多個基本單元構(gòu)成，如圖1所示，每個單元基本容量為0.3~1.0MW。多塊太陽能電池板經(jīng)過串、并聯(lián)組合構(gòu)成光伏陣列，實施光電轉(zhuǎn)換后產(chǎn)生的直流電通過防逆二極管連接至逆變器直流母線上。運行過程中，通過MPPT跟蹤控制策略確定運行的最大功率點電壓和功率再輔以逆變器和必要的濾波環(huán)節(jié)，通過PQ控制策略及SPWM調(diào)制環(huán)節(jié)驅(qū)動開關(guān)器件，將直流電轉(zhuǎn)換為滿足電能質(zhì)量要求的交流電，經(jīng)變壓器升壓后并網(wǎng)。圖1大型并網(wǎng)光伏電站基本結(jié)構(gòu)Fig.1Basicstructureoflarge-scalegrid-connectedPVstations2光熱電站運行機理太陽能光熱電站一般由聚光集熱環(huán)節(jié)、儲熱環(huán)節(jié)和發(fā)電環(huán)節(jié)構(gòu)成。光熱電站內(nèi)部主要包含光場(solarfield，SF)、儲熱(thermalstorage，TS)和熱力循環(huán)(powercycle，PC)。不同子系統(tǒng)之間的能量傳遞是由導熱流體(heattransferfluid，HTF)實現(xiàn)的，當前主流HTF介質(zhì)為熱導油，典型雙罐式光熱電站主要結(jié)構(gòu)［14］如圖2所示。在聚光集熱環(huán)節(jié)，SF中的HTF介質(zhì)會被加熱至足夠高的溫度，HTF介質(zhì)可以直接進入發(fā)電環(huán)節(jié)加熱水形成水蒸氣帶動發(fā)電機組發(fā)電，HTF介質(zhì)也可以進入儲熱環(huán)節(jié)，通過熱交換實現(xiàn)熱存儲和熱釋放。集熱環(huán)節(jié)目前主要分為槽式、塔式、碟式和菲涅爾式；儲熱環(huán)節(jié)一般分為單罐式和雙罐式；發(fā)電環(huán)節(jié)中，碟式光熱電站一般采用斯特林發(fā)電機，其他形式的光熱電站發(fā)電環(huán)節(jié)基本原理與常規(guī)發(fā)電機組一致。圖2典型雙罐式光熱電站的基本結(jié)構(gòu)Fig.2Basicstructureoftypicalconcentratingsolarpowerstations隨著熔融鹽儲能技術(shù)的成熟，基于熔鹽的儲能介質(zhì)在光熱電站中的應用愈加廣泛，該介質(zhì)兼具大容量、高效率和低成本的優(yōu)勢。由于配備了TS，光熱電站成為一種利于調(diào)度的資源，其出力可在約束范圍內(nèi)進行時間上的平移。因此，光熱電站的調(diào)度特性更加明顯［15］。同時，光熱電站的熱力循環(huán)相比普通火力發(fā)電具有更好的可控性和調(diào)節(jié)能力，可實現(xiàn)汽輪機組的快速調(diào)節(jié)，達到與燃氣機組相近的爬坡速度，光熱電站的機組最快可達到這種快速爬坡能力進一步提升了可調(diào)度特性。對于電網(wǎng)調(diào)度而言，在簡化光熱電站的運行機理的同時，還應該重點考慮導熱工質(zhì)中能量的傳遞和交換，考慮該環(huán)節(jié)中能量流動的機理和運行約束?；诠鉄犭娬具\行機理，光熱電站能量流可簡化為圖3所示。忽略HTF中的能量損失以及TS和PC中的熱損耗，可得到該系統(tǒng)的功率平衡關(guān)系，即圖3光熱電站的能量流簡化結(jié)構(gòu)Fig.3SimplifiedstructureofenergyflowinCSPstations式中：分別為SF向HTF傳輸?shù)臒峁β?、HTF向PC傳輸?shù)臒峁β?；分別為TS和HTF之間相互傳遞的熱功率；為啟動PC所需功率；為時刻PC的啟停變量，1表示啟動，0表示關(guān)閉。光熱電站接收的初始功率為式中：為光熱轉(zhuǎn)換效率；為SF中鏡場面積；為時刻光照直接輻射指數(shù)。根據(jù)式（3）所示，光熱電站可利用能量由初始功率和棄光功率共同決定。HTF與TS裝置之間的儲/放熱過程存在著熱損耗，可用儲放熱效率來描述這一過程，如式（5）和式（6）所示。TS裝置中存在著熱耗散的過程，往往該熱耗散過程不可忽略，因此用儲能狀態(tài)方程描述為式中：為時刻TS裝置中總能量；為熱耗散系數(shù)?；谝陨瞎?，最后可得PC模塊最終的電功率與輸入熱功率的函數(shù)關(guān)系式為3光伏-光熱優(yōu)化調(diào)度模型本文基于兩階段優(yōu)化的思路，從光伏光熱發(fā)電系統(tǒng)的運行機理入手，以削減等效負荷峰谷差和最大化并網(wǎng)效益為目標建立基于光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地的并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型。3.1第一階段優(yōu)化大型光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)運行后，由于光熱電站配備了大容量的儲熱裝置以及具備快速爬坡能力的汽輪機組，該系統(tǒng)對于電網(wǎng)而言具備了調(diào)節(jié)電網(wǎng)峰谷差、改善負荷曲線、增強電力系統(tǒng)靈活運行的作用。因此，在第一階段優(yōu)化過程中，以削減系統(tǒng)負荷峰谷差為目標，應用粒子群優(yōu)化算法，建立光伏光熱電站的調(diào)峰的優(yōu)化調(diào)度模型，為第二階段的機組組合和經(jīng)濟負荷分配提供等效負荷數(shù)據(jù)。3.1.1目標函數(shù)以削減等效負荷峰谷差為目標，建立目標函數(shù)為式中：為第一階段優(yōu)化目標函數(shù)；為系統(tǒng)調(diào)度總時段數(shù)；為時刻電網(wǎng)供電出力；為個時段內(nèi)電網(wǎng)出力平均值。3.1.2約束條件主要考慮光熱電站中的運行約束，光伏出力考慮全部接入電網(wǎng)。出力約束為式中：為時刻光熱電站出力和分別為光熱汽輪機組的上下備用；和分別為機組的最大、最小出力。爬坡約束為式中：和分別為機組最大向上、下爬坡能力。TS裝置的容量約束為式中：分別為TS裝置的最小容量和最大容量約束；最大容量用（滿負荷小時數(shù)，full-loadhour）來衡量。TS裝置的儲放熱功率約束為式中：分別為最大儲/放熱功率，且儲/放熱不能同時進行。機組上下備用約束為光熱電站的棄光量約束為第一階段的優(yōu)化模型根據(jù)上述目標函數(shù)和約束條件，基于粒子群算法進行求解建模，其具體流程如圖4所示。圖4基于粒子群算法的第一階段優(yōu)化流程Fig.4FlowchartoffirststageoptimizationbasedonPSO3.2第二階段優(yōu)化第二階段的火電機組優(yōu)化調(diào)度在第一階段優(yōu)化后的等效負荷的基礎(chǔ)上進行。優(yōu)化目標是在調(diào)度周期內(nèi)和一定約束條件下，合理安排機組啟停和經(jīng)濟負荷分配，使得總發(fā)電成本最低。3.2.1目標函數(shù)式中：為機組總數(shù)；為系統(tǒng)調(diào)度總時段數(shù)；為機組i在時段t的功率出力；為機組i在時段t的啟停狀態(tài)，為0、1兩個值；為機組在時段t的運行耗量；為運行耗量特性參數(shù)；為機組的啟動耗量。3.2.2約束條件功率平衡約束為旋轉(zhuǎn)備用約束為機組出力上下限為啟停約束為機組速率爬坡約束為式中：為等效負荷；和分別為第個機組出力上下限值；為第t個時段系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用；分別為第i個機組最大允許啟停次數(shù)、最小連續(xù)運行和最小連續(xù)停運小時數(shù)；為第i個機組的最大爬坡速率。第二階段的優(yōu)化模型根據(jù)上述目標函數(shù)和約束條件，基于改進雙重粒子群算法［16］進行機組組合問題的求解建模，其具體流程如圖5所示。圖5基于改進雙重粒子群的第二階段優(yōu)化流程Fig.5Flowchartofsecondstageoptimizationbasedonimproveddualparticleswarm4算例結(jié)果與分析基于本文提出的模型，對某光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地和由10臺火力發(fā)電機組構(gòu)成的系統(tǒng)進行算例分析。常規(guī)機組的所有機組特性數(shù)據(jù)詳見文獻［17］，光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地裝機容量為480MW，裝機配比8:3,光熱機組儲熱裝置初始容量設(shè)置為最大容量的50%，調(diào)度周期首末時刻儲熱裝置容量變化量不超過本文基于Matlab編程建立優(yōu)化調(diào)度模型。第一階段優(yōu)化中最大迭代次數(shù)為40,初始產(chǎn)生100個粒子；第二階段優(yōu)化中離散粒子群確定機組啟停狀態(tài)部分的最大迭代次數(shù)為3，每時段初始產(chǎn)生30個粒子，連續(xù)粒子群確定機組經(jīng)濟負荷分配部分的最大迭代次數(shù)為20，每時段初始產(chǎn)生50個粒子。4.1算例1：光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)調(diào)度效益分析為驗證本文模型的有效性和合理性，假定系統(tǒng)中的負荷曲線和經(jīng)過調(diào)整后的光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地光照曲線如圖6所示。對其進行建模分析，對比原始負荷、僅接入光伏電站、直接接入光伏電站與光熱電站、光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化4種情況下的最終優(yōu)化結(jié)果。圖6算例1的系統(tǒng)原始負荷和光照曲線Fig.6LoadandpowercurveofPVandCSPforcase1表1不同場景下第一階段優(yōu)化結(jié)果Table1Firststageoptimizationresultsofdifferentcases圖7第一階段優(yōu)化等效負荷曲線結(jié)果Fig.7Equivalentloadcurvesoffirststageoptimization表1和圖7展示了4種情況下系統(tǒng)的等效負荷曲線以及峰谷差變化情況。光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化后的峰谷差降為689.44MW，相對于直接引入光伏電站而言，峰荷降低了120MW，峰谷差降低了115MW，減少了14.3%；相對于直接引入光伏和光熱電站而言，峰荷降低了115.97MW，谷荷提高了96.55MW,峰谷差降低了212.53MW，減少了23.6%，此時相對于原始負荷峰谷差減少了6.2%。算例說明：光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)后具備削峰填谷的作用，此處太陽能發(fā)電原始出力增加了峰谷差，但通過對于光熱電站內(nèi)部儲熱裝置儲/放熱過程和出力的優(yōu)化，削減了峰谷差，改善了等效負荷曲線。光熱電站的TS裝置儲/放熱功率和TS裝置容量變化曲線如圖8所示。圖8光熱電站儲/放熱功率和TS儲熱裝置容量曲線Fig.8CapacitycurvesofCSPstorage/thermalreleasepowerandTSthermalstorage算例1的第二階段優(yōu)化結(jié)果如表2所示，直接引入PV和光伏光熱聯(lián)合出力伏化后的火電機組煤耗相對于原始負荷場景分別減少了3.78%和6.84%；太陽能總發(fā)電量在引入光熱電站后進一步提升至11.08%；光伏光熱出力優(yōu)化后的開機總時段相對于直接引入光伏和原始負荷場景分別減少14個和5個。說明光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)運行有效地促進了新能源消納，減少了煤耗和啟停機次數(shù)。表2不同場景下第二階段優(yōu)化結(jié)果Table2Secondstageoptimizationresultsofdifferentcases?4.2算例2:光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)調(diào)度靈敏度分析在光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)過程中，光熱電站的運行方式直接影響等效負荷曲線和煤耗總成本。本文針對光熱電站的汽輪機組最大出力和TS儲熱裝置的最大容量進行并網(wǎng)調(diào)度的靈敏度分析。同時，分別定義單位峰谷差削減量為峰谷差削減量與的比值。圖9反映了光熱電站的汽輪機組最大出力變化時，峰谷差、單位峰谷差削減量以及煤耗的變化情況。如圖9所示，在光熱電站機組最大出力增加時，峰谷差的削減量在不斷遞增，可見在一定的光照條件下，汽輪機組裝機容量越大，負荷曲線改善的情況越好。同時，根據(jù)單位峰谷差削減量和總煤耗的下降趨勢可知，選擇合適的機組裝機容量從成本角度來看具有重要意義。圖9光熱電站機組最大出力的靈敏度分析曲線Fig.9SensitivityanalysiscurveofmaximumoutputinCSPstations圖10光熱電站TS儲熱裝置最大容量的靈敏度分析曲線Fig.10SensitivityanalysiscurveofmaximumcapacityofTSinCSPstations圖10反映了光熱電站TS儲熱裝置的最大容量變化時，峰谷差、單位峰谷差削減量以及煤耗的變化情況。隨著儲熱裝置最大容量的增加，峰谷差、單位峰谷差削減量和煤耗均呈下降趨勢，說明在一定光照條件下，儲熱裝置容量的提升有助于進一步改善負荷曲線和降低煤耗。因此，在規(guī)劃建設(shè)光熱電站時應結(jié)合具體實際情況進行成本效益分析，選擇合適的最大裝機容量和儲熱裝置容量，最大化經(jīng)濟效益。5結(jié)語本文從光伏電站和光熱電站的運行機理入手，建立了光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)的兩階段優(yōu)化調(diào)度模型，并通過10機系統(tǒng)進行仿真驗證，分析了聯(lián)合發(fā)電基地的并網(wǎng)效益。結(jié)果表明：（1）光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地在最大化利用太陽能資源的基礎(chǔ)上，可以利用光熱電站的特性，改善負荷曲線，降低等效負荷的峰荷和峰谷差；（2）由于光伏光熱電站的引入，在提高太陽能資源利用效率的同時，機組的發(fā)電總煤耗和開機時段均有一定的減少，削減了系統(tǒng)運行成本；（3）在一定的運行條件下，對光熱電站機組裝機容量和儲熱裝置容量的適當提升有助于提高峰谷差削減量和降低系統(tǒng)運行成本，但是在規(guī)劃過程中，還應該結(jié)合建設(shè)成本進行成本效益分析，選擇合適的裝機容量進行建設(shè)。參考文獻：【相關(guān)文獻】丁明,王偉勝，王秀麗,等.大規(guī)模光伏發(fā)電對電力系統(tǒng)影響綜述[J].中國電機工程學報,2014,34(1):1-14.DINGMing,WANGWeisheng,WANGXiuli,etal.Areviewontheimpactoflarge-scalePVgenerationonpowersystems[J].ProceedingsoftheCSEE,2014,34(1):1-14.劉偉,彭冬，卜廣全，等.光伏發(fā)電接入智能配電網(wǎng)后的系統(tǒng)問題綜述[J].電網(wǎng)技術(shù),2009,33(19):1-6.LIUWei,PENGDong,BUGuangquan,etal.Asurveyonsystemproblemsinsmartdistributionnetworkwithgrid-connectedphotovoltaicgeneration[J].PowerSystemTechnology,2009,33(19):1-6.雷一,趙爭鳴.大容量光伏發(fā)電關(guān)鍵技術(shù)與并網(wǎng)影響綜述[J].電力電子,2010,9(3):16-22.LEIYi,ZHAOZhengming.Overviewoflarge-scalePVintegrationkeytechnologiesanditsimpact[J].PowerElectronics,2010,9(3):16-22.婁素華，胡斌，吳耀武，等.碳交易環(huán)境下含大規(guī)模光伏電源的電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度[J].電力系統(tǒng)自動化,2014,38(17):91-97.LOUSuhua,HUBin,WUYaowu,etal.Optimaldispatchofpowersystemintegratedwithlarge-scalephotovoltaicgenerationundercarbontradingenvironment[J].AutomationofElectricPowerSystems,2014,38(17):91-97.楊永標,于建成,李奕杰，等.含光伏和蓄能的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)蓄優(yōu)化調(diào)度[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