CN107453379B - 一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法 - Google Patents

一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法 Download PDF

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Abstract

本发明提出了一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，包括以下步骤：首先根据项目所在区域的实际出力数据，通过以组合电源上网电量收益最大为目标函数的生产模拟，计算光热电站参与调峰前后的弃风弃光减少电量及光热电站调峰损失电量，然后根据标杆上网电价将调峰收益折算成光热等效增加电量，并结合投资采用年费用的方法计算光热电站参与调峰后的度电成本，最后通过计算不同储热时长对应的度电成本，以度电成本最低确定最优储热时长。该分析方法为光热电站设计中最优储热时长的选择提供参考。对于衡量大电网中光热电站调峰收益，建立对光热电站的调峰补偿机制也具有一定的借鉴意义。

Description

一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法
技术领域
本发明涉及新能源发电领域，特别涉及一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法。
背景技术
光热电站由于配备了储热装置，出力可平滑调节，也可维持恒定运行。目前设计的光热电站为了获得自身最大的电量效益，运行策略安排是大多数出力时刻均以满功率发电运行，此时机组效率最高，发电量最大。但实际运行中，为了最大化接纳出力波动性和随机性较大的光伏、风电等新能源，需要光热电站参与调峰。
对于光伏、风电、光热电站及储能电站组成的基地型多能互补系统，光热电站通过局部优化运行，可以降低基地的弃风弃光比例，此时光热电站虽然有可能低功率运行或启停调峰，存在一定的电量损失，但是对于项目整体来说，其调峰作用可显著提高光伏风电接纳电量，整体电量效益仍较为可观。因此，光热电站在设计时需考虑其参与调峰后对度电成本和储能时长的影响，进而合理确定光热电站参与调峰后的最优储热时长。
发明内容
本发明的目的在于提出一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，该分析方法为光热电站设计中最优储热时长的选择提供参考。对于衡量大电网中光热电站调峰收益，建立对光热电站的调峰补偿机制也具有一定的借鉴意义。
光热电站参与调峰后度电成本计算步骤如下：
一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，包括以下步骤：
首先采集区域内已有典型风电、光伏电站的实际出力数据或拟合改区域内风电、光伏出力数据，通过以组合电源上网电量收益最大为目标函数的生产模拟，计算光热电站参与调峰前后的弃风弃光减少电量及光热电站调峰损失电量，
然后根据标杆上网电价将调峰收益折算成光热等效增加电量，并结合投资采用年费用的方法计算光热电站参与调峰后的度电成本，
最后通过计算不同储热时长对应的度电成本，以度电成本最低确定最优储热时长。
作为本发明进一步改进，光热电站参与调峰后度电成本计算步骤如下：
1)光热电站以不参与调峰的原始出力曲线运行，计算系统弃风电量ΔQwd0、弃光电量ΔQpv0；
2)光热电站根据系统需要，储热系统和发电系统优化参与调峰运行，计算系统弃风电量ΔQwd1、弃光电量ΔQpv1，计算光热电站调峰损失电量ΔQcsp11；
3)计算弃风减少电量ΔQwd10和弃光减少电量ΔQpv10，根据光伏、风电上网电价，按调峰收益将光伏、风电减少的弃电量折算成光热调峰增加的等效电量ΔQcsp10；
ΔQwd10＝ΔQwd1-ΔQwd0
ΔQpv10＝ΔQpv1-ΔQpv0
ΔQcsp10＝(ΔQpv10*ρpv+ΔQwd10*ρwd)/ρcsp
式中，ρwd、ρpv分别为风电、光伏上网电价；ρcsp为光热上网电价；
4)扣除光热调峰损失电量，计算光热调峰后的等效电量Q'csp；
Q'csp＝Qcsp+ΔQcsp10-ΔQcsp11
式中，Qcsp为光热电站参与调峰前的发电量；
5)根据光热电站初投资Ccsp和光热等效电量Q'csp，计算光热电站参与调峰后的度电成本c'csp。
作为本发明进一步改进，光热电站参与调峰后确定最优储热时长的步骤如下：
1)根据光热电站不参与调峰时的发电量和投资，计算度电成本最低的储热时长Tc0；
2)光热电站参与调峰，计算储热时长Tc0对应的光热电站等效发电量Q'csp0及度电成本c'csp0；
3)设定储热时长增加步长tc，i＝0；
4)Tc(i+1)＝Tci+tc，计算光热电站参与调峰情况下，储热时长Tc(i+1)对应的光热电站等效发电量Q'csp(i+1)及度电成本c'csp(i+1)；
5)若c'csp(i+1)＜c'cspi，表明光热电站参与调峰后，度电成本可能会进一步降低，i＝i+1，转向步骤4)；反之，若c'csp(i+1)≥c'cspi，光热电站参与调峰后度电成本已达到最低点，最优储热时长即为Tci。
作为本发明进一步改进，光热等效增加电量是扣除光热调峰引起的发电量损失之后得到的。
相对于现有技术，本发明具有以下有益效果：
本发明所提出的衡量光热电站参与调峰后对度电成本影响的分析方法，依据光热机组参与调峰后取得的收益作为光热等效电量折算的基础，首先计算光热参与调峰前后的弃风弃光减少电量及光热调峰损失电量，然后折算成光热等效增加电量，并结合投资采用年费用的方法计算光热电站参与调峰后的度电成本，最后确定最佳储热时长。该方法能够直观体现熔盐塔式光热电站度电成本变化，能够为合理确定光热电站参与电力系统调峰运行后的最优储热时长提供依据。适宜应用在含光热电站的多能互补项目中，以项目整体最大收益为目标，合理确定参与调峰后的光热电站最优储热时长。本发明对于衡量大电网中光热电站调峰收益，建立对光热电站的调峰补偿机制也具有一定的借鉴意义。
附图说明
图1是基本思路流程图。
图2汽轮机效率曲线图。
图3光热不调峰时度电成本曲线示意图。
图4光热参与调峰后度电成本曲线示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的及优点更加清楚明白，以下结合实例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
本发明的一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法。该方法依据光热机组参与调峰后取得的收益作为光热等效电量折算的基础，首先首先根据项目所在区域的资源拟合风电、光伏8760h出力数据，或者采集项目所在区域已有典型风电、光伏电站的实际8760h出力数据，以组合电源收益最大为目标函数的生产模拟，计算光热参与调峰前后的弃风弃光减少电量及光热调峰损失电量，然后根据风电光伏标杆上网电价将调峰收益折算成光热等效增加电量，并结合投资采用年费用的方法计算光热电站参与调峰后的度电成本，最后通过计算不同储热时长对应的度电成本，以度电成本最低确定最佳储热时长。
塔式太阳能热发电站主要由四部分构成：聚光集热系统、吸热系统、储热装置、换热系统和汽轮发电装置等。在传统的熔盐太阳能塔式发电系统中，约290℃的熔盐经泵从冷罐送往吸热器，在吸热器内被聚光集热系统反射的日光加热到565℃，再进入热罐。当需要发电时，热盐经泵进入蒸汽发生装置，产生过热蒸汽，进入汽轮机，实现传统的朗肯循环发电，经蒸汽发生装置放热的盐进入冷罐，再通过吸热器加热重复上述过程。
基本思路如下：光热电站参与调峰运行，可降低弃风弃光比例，为简化分析，对于项目投资者来说，减少的弃风弃光电量按光伏、风电标杆上网电价获得收益，这部分电量收益是由光热电站调峰带来的，因此，可按获得相同收益时光热电量的增加值(扣除光热调峰引起的发电量损失)来衡量光热电站调峰后的发电量变化，进而根据光热等效发电量计算参与调峰后的光热电站度电成本。理论上来说，随着储热时长的变化，光热参与调峰后的度电成本将会有一个最低点。该方法可应用在光热电站设计阶段，通过修正光热度电成本曲线，以参与调峰后的度电成本最低确定最优储热时长。
光热电站参与调峰后度电成本计算步骤如下：
1)光热电站以不参与调峰的原始出力曲线运行，计算系统弃风电量ΔQwd0、弃光电量ΔQpv0；
2)光热电站根据系统需要，储热系统和发电系统优化参与调峰运行，计算系统弃风电量ΔQwd1、弃光电量ΔQpv1，计算光热电站调峰损失电量ΔQcsp11；
3)计算弃风减少电量ΔQwd10和弃光减少电量ΔQpv10，根据光伏、风电上网电价，按调峰收益将光伏、风电减少的弃电量折算成光热调峰增加的等效电量ΔQcsp10；
ΔQwd10＝ΔQwd1-ΔQwd0 (1)
ΔQpv10＝ΔQpv1-ΔQpv0 (2)
ΔQcsp10＝(ΔQpv10*ρpv+ΔQwd10*ρwd)/ρcsp (3)
式中，ρwd、ρpv分别为风电、光伏上网电价；ρcsp为光热上网电价。
4)扣除光热调峰损失电量，计算光热调峰后的等效电量Q'csp；
Q'csp＝Qcsp+ΔQcsp10-ΔQcsp11 (4)
5)根据光热电站初投资Ccsp和光热等效电量Q'csp，计算光热电站参与调峰后的度电成本c'csp。
光热电站参与调峰后确定最优储热时长的步骤如下：
1)根据光热电站不参与调峰时的发电量和投资，计算度电成本最低的储热时长Tc0；
2)光热电站参与调峰，计算储热时长Tc0对应的光热电站等效发电量Q'csp0及度电成本c'csp0；
3)设定储热时长增加步长tc，i＝0；
4)Tc(i+1)＝Tci+tc，计算光热电站参与调峰情况下，储热时长Tc(i+1)对应的光热电站等效发电量Q'csp(i+1)及度电成本c'csp(i+1)；
5)若c'csp(i+1)＜c'cspi，表明光热电站参与调峰后，度电成本可能会进一步降低，i＝i+1，转向步骤4)；反之，若c'csp(i+1)≥c'cspi，光热电站参与调峰后度电成本已达到最低点，最优储热时长即为Tci。
本发明所提出的衡量光热电站参与调峰后对度电成本影响的分析方法，适宜应用在含光热电站的多能互补项目中，以项目整体最大收益为目标，合理确定参与调峰后的光热电站最优储热时长。本发明对于衡量大电网中光热电站调峰收益，建立对光热电站的调峰补偿机制也具有一定的借鉴意义。
下面通过仿真案例对光热电站参与调峰后度电成本和储热时长的变化进行具体分析，以对本发明的应用效果作进一步的说明。
算例系统为西北某一多能互补基地，基地包含风电装机400MW，光伏装机200MW，光热装机一台50MW，通过1回330kV线路和主网相连。风电、光伏出力特性采用工程基于多年历史数据预测的8760特性曲线。光热机组采用设计的塔式熔盐机组，太阳倍数定义为整个电站的所有聚光集热设备(定日镜)投运时吸热器输出的热功率和汽轮机额定负荷需要的热功率的比值，本算例中取2.8，机组效率曲线见图2。
测算采用的经济指标如下：电站静态投资约17亿元，施工期限2年，运行维护费率按1.5％，储热时长每增加1h投资暂按增加约0.15亿元计列。光伏上网电价按0.65元/kWh，风电上网电价按0.60元/kWh，光热上网电价暂按1.0元/kWh。
(1)光热不调峰时的度电成本曲线
图3给出了光热电站不参与调峰情况下，不同镜场面积和储热时长对应的度电成本曲线。可以看出，在不考虑参与调峰情况下，以光热电站度电成本最低为目标进行系统优化配置，兼顾场地条件和初投资，对不同定日镜面积和储热容量配置方案进行分析比较，当选择镜场面积66万m2，12h储热时长，光热系统经济技术指标最优。
(2)光热电站调峰前后度电成本比较
表1给出了储热时长为12h(镜场面积选择66万m2)时的光热电站度电成本变化情况。光热电站不调峰时，弃风弃光电量约0.7867亿kWh，光热电站参与调峰后，弃风弃光电量约0.5845亿kWh，光热损失电量约0.0306亿kWh，弃风弃光电量按上网电价折算成光热发电量，扣除光热损失电量，光热等效增加发电量约0.0749亿kWh，光热度电成本降低约0.0453元/kWh。可以看出，对于基地型多能互补系统来说，光热电站参与调峰可显著减少弃风弃光电量，即光热电站以少量的发电量损失换取接纳更多的光伏、风电上网电量。
表1算例系统光热参与调峰前后度电成本变化
单位：亿kWh
(3)光热电站调峰后最优储热时长的确定
光热电站调峰前后度电成本变化见表2和图4。可以看出，对本算例而言，光热电站参与调峰后最佳储热时长约在12～14h，13h略低。可见，光热电站参与调峰后，储热时长可适当延长，以满足光热电站调峰运行时热量储存需求。
表2算例系统光热参与调峰前后度电成本变化
单位：元/kWh
储能时长 光热不调 光热不调 差值
4h 1.4137 1.4037 0.01
6h 1.3086 1.2936 0.015
8h 1.2259 1.1959 0.03
10h 1.1488 1.1100 0.0388
12h 1.1307 1.0854 0.0453
14h 1.1340 1.0854 0.0486
16h 1.1537 1.1061 0.0476
结果表明，对于基地型多能互补系统，光热电站参与调峰，可显著降低弃风弃光比例，将整体减少的弃风弃光电量按收益折算成光热电量，光热电站等效发电量增加，度电成本相应降低。因此，在多能互补系统整体设计优化过程中，光热电站应根据多能互补系统调峰需要，结合调峰后度电成本变化合理确定储热时长。
以上内容是对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施方式仅限于此，对于本发明所属技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干简单的推演或替换，都应当视为属于本发明由所提交的权利要求书确定发明的保护范围。

Claims (4)

1.一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，其特征在于，包括以下步骤：
首先采集区域内已有典型风电、光伏电站的实际出力数据或拟合改区域内风电、光伏出力数据，通过以组合电源上网电量收益最大为目标函数的生产模拟，计算光热电站参与调峰前后的弃风弃光减少电量及光热电站调峰损失电量；
然后根据标杆上网电价将调峰收益折算成光热等效增加电量，并结合投资采用年费用的方法计算光热电站参与调峰后的度电成本；
最后通过计算不同储热时长对应的度电成本，以度电成本最低确定最优储热时长。
2.根据权利要求1所述的一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，其特征在于，光热电站参与调峰后度电成本计算步骤如下：
1)光热电站以不参与调峰的原始出力曲线运行，计算系统弃风电量ΔQwd0、弃光电量ΔQpv0；
2)光热电站根据系统需要，储热系统和发电系统优化参与调峰运行，计算系统弃风电量ΔQwd1、弃光电量ΔQpv1，计算光热电站调峰损失电量ΔQcsp11；
3)计算弃风减少电量ΔQwd10和弃光减少电量ΔQpv10，根据光伏、风电上网电价，按调峰收益将光伏、风电减少的弃电量折算成光热调峰增加的等效电量ΔQcsp10；
ΔQwd10＝ΔQwd1-ΔQwd0
ΔQpv10＝ΔQpv1-ΔQpv0
ΔQcsp10＝(ΔQpv10*ρpv+ΔQwd10*ρwd)/ρcsp
式中，ρwd、ρpv分别为风电、光伏上网电价；ρcsp为光热上网电价；
4)扣除光热调峰损失电量，计算光热调峰后的等效电量Q'csp；
Q'csp＝Qcsp+ΔQcsp10-ΔQcsp11
式中，Qcsp为光热电站参与调峰前的发电量；
5)根据光热电站初投资Ccsp和光热等效电量Q'csp，计算光热电站参与调峰后的度电成本c'csp。
3.根据权利要求1所述的一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，其特征在于，光热电站参与调峰后确定最优储热时长的步骤如下：
1)根据光热电站不参与调峰时的发电量和投资，计算度电成本最低的储热时长Tc0；
2)光热电站参与调峰，计算储热时长Tc0对应的光热电站等效发电量Q'csp0及度电成本c'csp0；
3)设定储热时长增加步长tc，i＝0；
4)Tc(i+1)＝Tci+tc，计算光热电站参与调峰情况下，储热时长Tc(i+1)对应的光热电站等效发电量Q'csp(i+1)及度电成本c'csp(i+1)；
5)若c'csp(i+1)＜c'cspi，表明光热电站参与调峰后，度电成本进一步降低，i＝i+1，转向步骤4)；反之，若c'csp(i+1)≥c'cspi，光热电站参与调峰后度电成本已达到最低点，最优储热时长即为Tci。
4.根据权利要求1所述的一种确定光热电站参与调峰后最优储热时长的分析方法，其特征在于，光热等效增加电量是扣除光热调峰引起的发电量损失之后得到的。
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