CN103455004A - 光煤互补电站的光煤贡献度评价方法和电力调配系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了电力系统新能源发电和电力调配技术领域中的一种光煤互补电站的光煤贡献度评价方法和电力调配系统。系统包括：分别与分散控制子系统相连的太阳能侧设备和火电侧设备，还包括光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室；其中，分散控制子系统、光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室顺序相连；方法包括：获取基础数据，分别根据不同的方法计算太阳能发电量，根据计算结果及方案确定最终的太阳能发电量。本发明为光煤互补电站上网电价补助政策的制定提供详实可靠的参考依据。

Description

光煤互补电站的光煤贡献度评价方法和电力调配系统

技术领域

本发明属于电力系统新能源发电和电力调配技术领域，尤其涉及一种光煤互补电站的光煤贡献度评价方法和电力调配系统。

背景技术

长期以来，人类对化石燃料的使用已经造成环境污染和气候变暖等问题，这使得太阳能等可再生能源在现有能源结构中的地位和作用日益明显。如果将太阳能与燃煤电站结合起来，可以借助燃煤电站高参数、大容量和调节范围大的优势，省去太阳能热发电站中汽轮机等系统，使电站有很好的经济性，达到节能减排的目的。光煤互补电站可以更好地弱化外部环境变化对系统的影响，使系统能够平稳地将太阳能转化为电能。另外，白天是用电高峰期，同样也是太阳辐射的峰值时期，因此，太阳能热是辅助燃煤发电最理想的外部资源。但是，太阳能热加入热力系统后在总负荷中的所占份额问题尚未有公认的确定方法，即如何合理评价太阳能在光煤互补电站中的贡献度尚未有定论。本发明针对这一现状设计出光煤互补电站中光煤贡献度评价方法及电力调配系统，为光煤互补电站一体化发电系统的设计与运行优化奠定了基础，同时为太阳能电站上网电价补贴方案的制定提供参考，更是对光煤互补发电领域发展的可行性分析的一次有益探索。

发明内容

本发明的目的在于，针对光煤互补电站中光煤贡献度难以确定的问题，提出光煤贡献度评价方法，并基于此方法设计一种光煤互补电站电力调配系统，使得光煤互补电站系统中光煤的贡献度权重值更加科学、更加合理，为光煤互补电站上网电价政策的制定提供技术参考。

为了实现上述目的，本发明提出的技术方案是，一种光煤互补电站的电力调配系统，包括分别与分散控制子系统相连的太阳能侧设备和火电侧设备，其特征是所述系统还包括光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室；

所述分散控制子系统、光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室顺序相连；

所述分散控制子系统用于从太阳能侧设备和火电侧设备采集基础数据并发送到光煤贡献度评价子系统；

所述光煤贡献度评价子系统用于计算太阳能发电量并发送至云端资源中心；

所述电网公司调度子系统用于根据电网实际需要生成调度信息并发送至云端资源中心；

所述云端资源中心用于根据太阳能发电量和调度信息生成调度任务并将调度任务发送至电厂集中控制室；

所述电厂集中控制室用于根据调度任务，控制太阳能侧设备和火电侧设备的发电量。

所述系统还包括监控子系统，所述监控子系统分别与太阳能侧设备、火电侧设备、分散控制子系统、光煤贡献度评价子系统和云端资源中心相连；

所述监控子系统用于监控太阳能侧设备、火电侧设备、分散控制子系统和光煤贡献度评价子系统的实时数据，并将所述监控的数据发送至云端资源中心，再由云端资源中心将所述监控的数据发送至电网公司调度子系统。

一种光煤互补电站的光煤贡献度评价方法，其特征是所述方法包括：

步骤1：获取基础数据；

步骤2：分别根据不同的方法计算太阳能发电量；

步骤3：根据步骤2的计算结果确定最终的太阳能发电量。

所述分别根据不同的方法计算太阳能发电量包括根据下述方法计算太阳能发电量：

方法1：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，m_oil为实测导热油流量，c_p为导热油的定压比热容，T_in为导热油进口温度，T_out为导热油出口温度，η_oil-heater为油水换热器效率，η_steam为抽汽循环效率；

方法2：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，m₁为互补系统主蒸汽流量，m₂为互补前主蒸汽流量，h_in为主蒸汽透平进口焓值，h_out为冷凝器出口焓值，η_A为互补发电效率；

方法3：利用公式计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，ΔB₁为光电互补工况节约煤耗率，W₁为互补工况发电量，Q_LHV为原煤低位热值，η_B为燃煤发电效率；

方法4：利用公式N=Q_S×η₁±Q_E×(η₂-η₁)计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，Q_S为全年实测集热量的积分，Q_E为主蒸汽的热量，+表示引入太阳能侧设备后使汽轮机效率增加，-表示引入太阳能侧设备后使汽轮机效率降低，η₁和η₂分别为光煤互补电站和燃煤发电站的相同发电功率对应的热效率；

方法5：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，E′_i,j为光煤互补电站划分的第i个子系统第j股输入

流值，1≤i≤M，M为划分的子系统个数，1≤j≤P，P为每个子系统的

流股数。

所述根据步骤2的计算结果确定最终的太阳能发电量具体为，根据公式

计算最终的太阳能发电量；其中，N_T为最终的太阳能发电量，ω_k为第k种方法计算的太阳能发电量权值且

N_k为第k种方法计算的太阳能发电量，k=1,2,...,K，K为计算的太阳能发电量的方法数量。

本发明详细地计算出光煤互补电站所发电量中太阳能和煤的贡献比例，为光煤互补电站上网电价补助政策的制定提供详实可靠的参考依据；监控子系统的引入，保证了相关数据的真实性，使得光煤贡献度数据真实有效；云端资源中心的引入，保证了调配过程的及时性、便捷性和安全性，使得系统调配信息传递更加及时，系统调配过程更方便、更安全。

附图说明

图1是本发明系统结构示意图；

图2是本发明系统中光煤贡献度评价示意图；

图3是光煤互补电站和燃煤发电站的发电功率和热效率曲线图。

具体实施方式

下面结合附图，对优选实施例作详细说明。应该强调的是，下述说明仅仅是示例性的，而不是为了限制本发明的范围及其应用。

图1是本发明系统结构示意图。如图1所示，本发明提供的光煤互补电站的电力调配系统，包括光煤互补电站中分别与分散控制子系统相连的太阳能侧设备和火电侧设备，还包括光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室。分散控制子系统、光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室顺序相连。

光煤互补电站中的太阳能侧设备和火电侧设备的运行数据实时传输到分散控制子系统，分散控制子系统将相关数据实时地传输到光煤贡献度评价子系统，经过光煤贡献度评价子系统算得的太阳能发电量及相关必要数据传输到云端资源中心，云端资源中心将相关数据传输到对应的电网公司调度子系统。

电网公司调度子系统在光煤互补电站中设置监控系统，用以监控太阳能侧设备、火电侧设备、分散控制子系统和光煤贡献度评价子系统的实时数据，监控系统将相关数据实时传输到云端资源中心，继而传输给电网公司调度子系统，云端资源中心的便捷性可以保证电力调配过程数据的准确实时地传输。

电网公司调度子系统将相关调度信息上传至云端资源中心，云端资源中心根据调度信息将相关调度任务信息传输至相应电厂集中控制室，电厂集中控制室再根据调度任务对电厂的运行进行相关调整。

电厂和电网公司调度子系统只需要连接互联网即可进行电力调配，同时，云端资源中心可以连接多个电厂和多个电网公司调度子系统，实现调度的优化管理，利用云端资源中心对信息进行实时传输，可以保证电力调配的快捷性和安全性。

云端资源中心硬件部分包括服务器、数据存储模块、数据计算模块、优化配置模块、控制模块、安全模块、人机交互模块、通信模块和数据采集模块等。云端资源中心的工作人员可以通过人机交互界面，利用控制模块操作云端服务器，通过通信模块与电厂集中控制室、电网公司调度机构、光煤贡献度评价子系统和监控子系统进行通信。服务器可以通过其自身的IO设备链接其他几个模块，通过服务器控制其他几个模块运行。数据存储模块用于存储数据，包括电厂传来的运行数据和电网传来的调度数据。数据计算模块用于实时计算电厂的运行是否符合电网的调度要求等相关需要计算的任务。优化配置模块用于多个电厂存在时，将电网的调度需求进行合理优化地分配给各个电厂。安全模块用于保障云端平台的安全运行，以防泄密。数据采集模块用于对电厂运行数据和电网调度信息的模/数和数/模转换（模拟信号和数字信号），另外，当没有通过网络调度的时候，工作人员可以利用人机交互模块控制数据采集模块录入相关调度信息数据。

本发明还提供了一种光煤互补电站的光煤贡献度评价方法，包括：

步骤1：获取基础数据。

基础数据即太阳能侧设备和火电侧设备实时传输到分散控制子系统的运行数据。

步骤2：分别根据不同的方法计算太阳能发电量。

分散控制子系统将相关数据实时地传输到光煤贡献度评价子系统后，光煤贡献度评价子系统会计算太阳能发电量。图2是本发明系统中光煤贡献度评价示意图，如图2所示，计算太阳能发电量时，会采用以下几种方法中的一种或几种。

方法1：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，m_oil为实测导热油流量，c_p为导热油的定压比热容，T_in为导热油进口温度，T_out为导热油出口温度，η_oil-heater为油水换热器效率，η_steam为抽汽循环效率。

方法2：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，m₁为互补系统主蒸汽流量，m₂为互补前主蒸汽流量，h_in为主蒸汽透平进口焓值，h_out为冷凝器出口焓值，η_A为互补发电效率。

方法3：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，ΔB₁为光电互补工况节约煤耗率，W₁为互补工况发电量，Q_LHV为原煤低位热值，η_B为燃煤发电效率。

方法4：利用公式N=Q_S×η₁±Q_E×(η₂-η₁)计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，Q_S为全年实测集热量的积分，Q_E为主蒸汽的热量，+表示引入太阳能侧设备后使汽轮机效率增加，-表示引入太阳能侧设备后使汽轮机效率降低。如图3所示，光煤互补电站和燃煤发电站的发电功率和热效率曲线是不同的，其中上方的曲线为燃煤发电站的发电功率和热效率曲线，下方的曲线为光煤互补电站的发电功率和热效率曲线。η₁和η₂分别为光煤互补电站和燃煤发电站的相同发电功率N对应的热效率。

方法5：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，E′_i,j为光煤互补电站划分的第i个子系统第j股输入流值，1≤i≤M，M为划分的子系统个数，1≤j≤P，P为每个子系统的

流股数。方法5根据热经济学方法计算太阳能发电量，通过将光煤互补电站划分的若干产热子系统，列出系统热经济学成本方程：

c_PrE_Pr=c_inE_in+C_n

式中，E_Pr为产品的

，c_Pr为产品的单价，E_in为输入系统的，c_in为输入系统的单价，C_n为非能量费用。

根据热经济学成本分摊法可知，一个具有普遍意义的多输入和多产出的子系统满足式公式：

$\frac{E_{i.j}^{\′\′}}{{\mathrm{\η}}_{i.j}}=E_{i.j}^{\′}$

式中，E″_i.j为第i个产热子系统第j股输出

流值，η_i.j为第i个产热子系统第j股输出

流值的转换效率，E′_i.j为第i个产热子系统第j股输入流值。

子系统的每股

流成本分配可以按照各自的输入

流的消耗量计算，即

$C_{i.j}^{\′\′}=C_{i.j}^{\′\′}{E}_{i.j}^{\′\′}=\frac{E_{i.j}^{\′\′}}{{\mathrm{\η}}_{i.j}\mathrm{\Σ}{E}_{i.j}^{\′}}(\mathrm{\Σ}{c}_{i.j}^{\′}{E}_{i.j}^{\′}+C_{\mathrm{ni}})$

式中，C″_i.j为第i个产热子系统第j股输出

流的

成本，c″_i.j为第i个产热子系统第j股输出

流的单位

成本，c′_i.j为第i个产热子系统第j股输入

流的内部传递价格，C_ni为第i个产热子系统的非能量消耗费用。在第i个产热子系统第j股输入

流值E′_i.j确定的情况下，根据公式

可以计算太阳能发电量。

上述太阳能发电量的计算方法中，所需变量的值都从基础数据中获得。由于电厂运行时，相关的数据都是实时变化的，也就是说上述公式里面涉及的相关变量都是不连续、有断点且离散的数值，因此公式中的变量没有关于光电互补工况运行时间t的函数表达式，而且因为拟合误差的存在，通常也不会通过拟合获得函数表达式。计算时一般采用微元法，即在很短的时间内可以将相关参数看成是不变的，或者取平均值，并进行积分求出太阳能发电量，这个计算过程比较繁琐，需要由计算机或者特定的单片机完成。

步骤3：根据步骤2的计算结果确定最终的太阳能发电量。

根据公式

计算最终的太阳能发电量。其中，N_T为最终的太阳能发电量，ω_k为第k种方法计算的太阳能发电量权值，N_k为第k种方法计算的太阳能发电量。每种方法计算的太阳能发电量的权值需要根据实际情况设定，比如，某光煤互补电站对上述5中方法采用加和取平均的方式确定最终的太阳能发电量，则可以将每种方法计算的太阳能发电量的权值设定为0.2，这样计算最终的太阳能发电量就是5种方法计算的太阳能发电量的均值。当然，有些光煤互补电站确定最终的太阳能发电量时，只考虑上述5种方法中某一种或者某几种，这时可以将不考虑的方法计算的太阳能发电量的权值设定为0。如某光煤互补电站确定最终的太阳能发电量时，只考虑上述5种方法中的第一种和第三种，且第一种方法所占的比重大于第三种方法，则可设定ω₁=0.6，ω₃=0.4，ω₂=ω₄=ω₅=0，再根据公式

计算最终的太阳能发电量。

计算出最终的太阳能发电量后，就能确定光煤互补电站中火电设备的发电量，通过云端资源中心生成调度任务，在发送至电厂集中控制室，即可实现光煤互补电站的电力调配。

以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (5)

1.一种光煤互补电站的电力调配系统，包括分别与分散控制子系统相连的太阳能侧设备和火电侧设备，其特征是所述系统还包括光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室；

所述分散控制子系统、光煤贡献度评价子系统、云端资源中心、电网公司调度子系统和电厂集中控制室顺序相连；

所述分散控制子系统用于从太阳能侧设备和火电侧设备采集基础数据并发送到光煤贡献度评价子系统；

所述光煤贡献度评价子系统用于计算太阳能发电量并发送至云端资源中心；

所述电网公司调度子系统用于根据电网实际需要生成调度信息并发送至云端资源中心；

所述云端资源中心用于根据太阳能发电量和调度信息生成调度任务并将调度任务发送至电厂集中控制室；

所述电厂集中控制室用于根据调度任务，控制太阳能侧设备和火电侧设备的发电量。

2.根据权利要求1所述的系统，其特征是所述系统还包括监控子系统，所述监控子系统分别与太阳能侧设备、火电侧设备、分散控制子系统、光煤贡献度评价子系统和云端资源中心相连；

所述监控子系统用于监控太阳能侧设备、火电侧设备、分散控制子系统和光煤贡献度评价子系统的实时数据，并将所述监控的数据发送至云端资源中心，再由云端资源中心将所述监控的数据发送至电网公司调度子系统。

3.一种光煤互补电站的光煤贡献度评价方法，其特征是所述方法包括：

步骤1：获取基础数据；

步骤2：分别根据不同的方法计算太阳能发电量；

步骤3：根据步骤2的计算结果确定最终的太阳能发电量。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征是所述分别根据不同的方法计算太阳能发电量包括根据下述方法计算太阳能发电量：

方法1：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，m_oil为实测导热油流量，c_p为导热油的定压比热容，T_in为导热油进口温度，T_out为导热油出口温度，η_oil-heater为油水换热器效率，η_steam为抽汽循环效率；

方法2：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，m₁为互补系统主蒸汽流量，m₂为互补前主蒸汽流量，h_in为主蒸汽透平进口焓值，h_out为冷凝器出口焓值，η_A为互补发电效率；

方法3：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，t为光电互补工况运行时间，ΔB₁为光电互补工况节约煤耗率，W₁为互补工况发电量，Q_LHV为原煤低位热值，η_B为燃煤发电效率；

方法4：利用公式N=Q_S×η₁±Q_E×(η₂-η₁)计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，Q_S为全年实测集热量的积分，Q_E为主蒸汽的热量，+表示引入太阳能侧设备后使汽轮机效率增加，-表示引入太阳能侧设备后使汽轮机效率降低，η₁和η₂分别为光煤互补电站和燃煤发电站的相同发电功率对应的热效率；

方法5：利用公式

计算太阳能发电量，其中N为太阳能发电量，E′_i，j为光煤互补电站划分的第i个子系统第j股输入

流值，1≤i≤M，M为划分的子系统个数，1≤j≤P，P为每个子系统的流股数。

5.根据权利要求3所述的方法，其特征是所述根据步骤2的计算结果确定最终的太阳能发电量具体为，根据公式

计算最终的太阳能发电量；其中，N_T为最终的太阳能发电量，ω_k为第k种方法计算的太阳能发电量权值且

N_k为第k种方法计算的太阳能发电量，k=1,2,...,K，K为计算的太阳能发电量的方法数量。

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