CN108011402A - 一种光气储多能互补冷热电联供系统 - Google Patents
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Abstract
一种光气储多能互补冷热电联供系统，包含光储微电网子系统、燃气冷热电联供子系统和能量管理系统。光储微电网子系统和燃气冷热电联供子系统通过并联接触器互联，能量管理系统对所述的光气储多能互补冷热电联供系统内所有设备进行监控和调度。本发明对光储微电网子系统和燃气冷热电联供子系统制定容量配置原则，并根据是否需要供暖和供冷，对所述的光气储多能互补冷热电联供系统分为冬夏季工况和春秋季工况进行运行控制。
Description
技术领域
本发明涉及一种冷热电联供系统。
背景技术
随着新能源在技术和市场方面的快速发展，不同能源间的互补融合应用变得越来越广泛。近年来兴起的微电网系统可以实现并网模式和离网模式之间自由切换，是保证系统内负荷用电可靠性、提高可再生能源渗透了并对电网友好性的一种典型应用，但是微电网系统一般只能满足用户用电需求，而不能满足用冷、用热需求，同时由于目前储能系统中蓄电池成本较高，大量配置储能必然导致微电网系统投资巨大，国家能源局相关规定中对微电网系统在电网故障时保障重要负荷的运行时间也仅要求不低于2小时，因此微电网系统不能保证电网故障时长时间运行。传统的冷热电联供系统可以同时满足用冷、用热和用电需求，但是对于一般的民用和没有工艺用冷、热需求的工业用户来说，只在夏季和冬季有供冷和供暖需求，因此传统冷热电联供系统是按季节运行，在燃气发电机停止运行的春、秋季，作为备用电源来说，燃气发电系统启动时间较长，不能实现电网故障无缝切换，而由于电网一般的故障停电时间较短，而燃气发电系统启动时间较长，这时传统冷热电联供系统对短时故障来说作用有限。
近期，国家发改委和国家能源局发布推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见，提出建立面向终端用户电、热、冷、气等多种能源需求，因地制宜、统筹开发、互补利用传统能源和新能源，优化布局建设一体化集成优化供能基础设施，通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式，实现多能协同供应和能源综合梯级利用。因此为了满足传统用户的对冷、热、电负荷的需求，同时实现燃气发电与新能源发电的互补融合，更大范围内保证重要负荷用电可靠性，包含光气储的多能互补冷热电联供系统在未来有较多的应用场合。
目前在光气储多能互补冷热电联供系统方面的研究主要分为光储微电网系统和冷热电三联供系统，但是没有将光储微电网系统和冷热电三联供系统有机结合起来，没有提出针对光气储多能互补冷热电联供系统的系统拓扑、容量配置流程和运行控制方法。
发明内容
为了满足用户用冷、用热、用电的需求、实现电网短期故障和长期故障时重要负荷均不断电，同时充分利用当地光照资源、实现能源的梯级利用，本发明提出一种光气储多能互补冷热电联供系统。本发明包含光伏、储能、燃气发电。
本发明的光气储多能互补冷热电联供系统包含2个子系统和1套能量管理系统，2个子分别为光储微电网子系统和燃气冷热电联供子系统。光储微电网子系统和燃气冷热电联供子系统通过并联接触器互联，能量管理系统对整个光气储多能互补冷热电联供系统内所有设备进行监控和调度，保证系统的正常运行。光储微电网子系统包含：光伏发电系统、储能系统和重要电负荷；燃气冷热电联供子系统包含燃气发电机、溴化锂机组、冷热负荷和一般电负荷。其中储能系统由蓄电池和储能变流器连接组成，光伏发电系统由光伏组件和并网逆变器连接组成。当电网正常或燃气发电机运行时，并联接触器闭合，光储微电网子系统运行在并网模式；当电网出现故障且燃气发电机停机时，并联接触器断开，光伏微电网子系统切换到离网模式。能量管理系统通过串口通讯协议实现对光气储多能互补冷热电联供系统中的设备和并联接触器进行控制。
本发明光气储多能互补冷热电联供系统容量配置分为光储微电网子系统容量配置和燃气冷热电联供子系统容量配置。光气储多能互补冷热电联供系统容量配置时首先进行负荷分析，负荷分为冷热负荷和电负荷，其中电负荷又可分为重要电负荷和一般电负荷。对用户来说不允许停电，或者停电时造成损失较大的负荷划分为重要电负荷，其他电负荷划分为一般电负荷。
所述光储微电网子系统容量配置原则为：
1)蓄电池放电容量按照支撑重要电负荷工作2小时确定；
2)蓄电池放电功率按照重要电负荷的计算功率确定；
3)光伏系统发电功率按照重要电负荷功率确定，且不超过上一级变压器容量25％。
所述燃气冷热电联供子系统容量配置原则为：
1)发电机类型选择原则
目前比较成熟和常用的燃气发电机类型有燃气内燃机发电机和燃气轮机发电机，发电机类型可按照发电机容量和热电比选择。
按发电机容量选择：发电机类型可以按发电机容量进行选择。一般而言，燃气内燃机发电机适用于几万至几十万平米的楼宇或区域供能项目，对于几十万平米以上的大型区域供能项目或者工程类型的项目，应采用燃气轮机发电机。
按照热电比选择：根据用户冷热负荷和电负荷之比选择燃气发电机类型，如果热电比低则选用燃气内燃发电机，如果热电比高则选用燃气轮机发电机。
2)发电机容量配置原则
对于并网型光气储多能互补冷热电联供系统，冷热电联供子系统容量按照“以热定电”原则配置。以热定电是在保证发电机组余热基本全部利用的情况下确定发电机组容量，此时可以实现最大的综合能源利用效率，不足电量由电网补充，多余电量上网。
3)溴化锂机组容量配置原则
溴化锂机组容量应按照满足冷、热负荷中的较大负荷配置。
本发明光气储多能互补冷热电联供系统的运行控制方法如下：
根据是否需要供暖和供冷，对本发明光气储多能互补冷热电联供系统的控制可分为冬夏季工况和春秋季工况两种控制方法。
(1)冬夏季工况
燃气发电机启动运行，排出的余热经过溴化锂机组在夏季交换出冷水、在冬季交换出热水，交换出的冷水和热水为负荷供冷和供暖。电网正常时，燃气发电机发出的电能和光伏系统发出的电能供负荷使用，不足部分由电网补充，多余电量上网；电网故障时，燃气发电机作为组网单元继续运行，储能变流器继续工作在并网运行模式。能量管理系统实时调度光伏系统、负荷、燃气发电机功率，维持功率平衡。
(2)春秋季工况
燃气发动机停止运行。电网正常时，光储微电网子系统工作在并网模式，光伏系统最大功率运行，储能变流器并网运行；电网故障时，光储微电网子系统切换到离网模式，保证光储微电网子系统内重要电负荷用电可靠性，当蓄电池容量低于设定阈值时，启动燃气发电机，光储微电网子系统切换到并网模式，储能变流器给蓄电池充电，燃气发电机余热直接排出。
本发明的效果：
(1)实现光储微电网系统和冷热电联供系统并联运行；
(2)明确光气储多能互补冷热电联供系统容量配置流程，方便该类系统容量配置；
(3)明确该类光气储多能互补冷热电联供系统在不同季节的运行控制策略。
附图说明
图1光气储多能互补冷热电联供系统拓扑图；
图2光气储多能互补冷热电联供容量配置流程图；
图3光气储多能互补冷热电联供系统运行控制流程图。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施方式进一步说明本发明。
如图1所示，本发明光气储多能互补冷热电联供系统包含光储微电网子系统、燃气冷热电联供子系统和能量管理系统。光储微电网子系统和燃气冷热电联供系统通过并联接触器Q1互联，当电网正常或燃气发电机运行时，并联接触器Q1闭合，光储微电网子系统运行在并网模式；当电网出现故障且燃气发电机停机时，并联接触器Q1断开，光伏微电网子系统切换到离网模式。能量管理系统通过串口通讯协议实现对光气储多能互补冷热电联供系统中的设备和并联接触器Q1进行控制。
光储微电网子系统中，光伏发电系统、储能系统和重要负荷接入光储微电网子系统母线。燃气冷热电联供子系统中燃气发电机、溴化锂机组、一般负荷接入燃气冷热电联供子系统380V母线，380V母线接入大电网。燃气发电机运行时排出的余热进入溴化锂机组，根据需要交换出冷水和热水满足冷热负荷要求。
对所述光气储多能互补冷热电联供系统容量配置方法为：
首先对用户的用能需求进行分析，统计出用户的冷、热、电负荷需求，并根据用户的用电设备特点，将电负荷分为重要电负荷和一般电负荷，根据需要系数法统计出重要电负荷的计算功率Pj1和一般负荷的计算功率Pj2。
(1)配置蓄电池容量。蓄电池容量配置应满足功率需求和容量需求。
对于功率需求，蓄电池的计算容量应满足：
CQ1≥Pj1
其中，C为蓄电池最大放电倍率、Q1为满足功率需求的蓄电池计算容量。
根据国家能源局的有关规定，微电网系统应在故障时满足重要负荷连续运行2小时，因此满足离网运行2小时蓄电池计算容量为：
αQ2η1＝2×Pj1
其中，α为蓄电池放电深度、η1为蓄电池充放电效率、Q2为满足离网运行时间需求的蓄电池计算容量。
综合考虑功率需求和容量需求，蓄电池容量为：
Q＝max{Q1,Q2}
其中，Q为蓄电池配置容量。
(2)配置光伏发电系统容量
为减少光伏系统功率波动对大电网的影响，实现光伏系统发电自发自用，同时为了满足电网公司对分布式光伏并网的要求，光伏系统容量配置如下。
其中，η2为光伏系统效率，Sn为光伏系统上一级变压器额定容量。
(3)配置溴化锂机组容量
溴化锂机组容量根据冷热负荷，选择满足冷负荷和热负荷的最大值。
PLiBr＝max{Ph，Ph}
其中，PLiBr为溴化锂机组功率，Ph为冷负荷功率、Pc为热负荷功率。
(4)配置燃气发电机容量
根据用户冷、热负荷需求，结合溴化锂机组参数，确定需要的燃气余热功率：
其中，Prh为燃气发电机余热功率，溴化锂机组制热能效比，COPh溴化锂机组制热能效比，COPc溴化锂机组制冷能效比。
确定燃气发电机需要的余热功率后，根据余热功率和燃气发电机参数，选择对应的燃气发电机组功率PG。
本发明光气储多能互补冷热电联供系统运行控制方法如下：
根据是否需要供暖和供冷，光气储多能互补冷热电联供系统控制方法可分为冬夏季工况和春秋季工况两种控制方法。
(1)冬夏季工况控制方法
在冬季和夏季，燃气发电机启动运行，在发电的同时为用户供暖和供冷。在冬季，燃气发电机运行时排出余热经过溴化锂机组交换出热水，为房间供暖；在夏季，燃气发电机运行时排出的余热经过溴化锂机组交换出冷水，为房间供冷。
电网正常时，并联接触器Q1闭合，光储微电网子系统运行在并网模式，光伏发电系统最大功率运行，储能变流器工作在并网模式，光伏发出的电量优先供给重要电负荷使用，多余电量通过并联接触器Q1进入燃气冷热电联供子系统供一般负荷使用，如果仍有剩余，多余电量进入大电网。储能变流根据能量管理系统的充放电管理策略对蓄电池进行充放电管理。
电网故障时，燃气发电机作为组网单元继续运行，燃气发电机为燃气冷热电联供子系统提供电压和频率的同时，也为光储微电网子系统提供电压和频率。光储微电网子系统继续运行在并网模式，能量管理系统实时调度光伏系统、燃气发电机、负荷，维持光气储冷热电联供系统内功率平衡。
(2)春秋季工况控制方法
在春秋季工况下，由于没有供冷、供暖需求，燃气发动机停机。
电网正常时，并联接触器Q1闭合，光储微电网子系统运行在并网模式，储能变流器工作在并网模式，光伏发电系统最大功率运行，发出的电量优先供重要电负荷使用，多余电量通过并联接触器Q1进入燃气冷热电联供子系统供一般负荷使用，如果仍有剩余，多余电量进入大电网。储能变流根据能量管理系统的充放电管理策略对蓄电池进行充放电管理。
电网故障时，并联接触器Q1断开，储能变流器切换到离网模式，储能变流器为光储微电网子系统提供电压和频率，保证系统内重要电负荷用电，能量管理系统对光伏发电系统、储能系统、重要电负荷进行实时调度，维持光储微电网子系统功率平衡。当蓄电池容量低于设定阈值时，启动燃气发电机，当燃气发电机启动完毕，闭合Q1，光伏微电网子系统切换到并网模式，储能变流器切换到并网模式为蓄电池充电，燃气发电机余热直接排出。能量管理系统对光伏系统、储能系统、重要电负荷和一般负荷进行实时调度，维持光气储多能互补冷热电联供系统功率平衡。
Claims (4)
1.一种光气储多能互补冷热电联供系统，其特征在于：所述的光气储多能互补冷热电联供系统包含光储微电网子系统、燃气冷热电联供子系统和能量管理系统；所述的光储微电网子系统和燃气冷热电联供子系统通过并联接触器(Q1)互联，能量管理系统对所述的光气储多能互补冷热电联供系统内所有设备进行监控和调度；所述的光储微电网子系统包含光伏发电系统、储能系统和重要电负荷；所述的燃气冷热电联供子系统包含燃气发电机、溴化锂机组、冷热负荷和一般电负荷；所述的储能系统由蓄电池和储能变流器连接组成；所述的光伏发电系统由光伏组件和并网逆变器连接组成；当电网正常或燃气发电机运行时，并联接触器(Q1)闭合，光储微电网子系统运行在并网模式；当电网出现故障且燃气发电机停机时，并联接触器(Q1)断开，光伏微电网子系统切换到离网模式；能量管理系统通过串口通讯协议实现对光气储多能互补冷热电联供系统中的设备和并联接触器(Q1)进行控制。
2.权利要求1所述的光气储多能互补冷热电联供系统，其特征在于：对所述的光储微电网子系统容量配置和燃气冷热电联供子系统容量配置首先进行冷热负荷和电负荷分析，其中电负荷又分为重要电负荷和一般电负荷；对用户来说不允许停电，或者停电时造成损失较大的负荷为重要电负荷，其他电负荷为一般电负荷；
所述光储微电网子系统容量配置原则为：
1)蓄电池放电容量按照支撑重要电负荷工作2小时确定；
2)蓄电池放电功率按照重要电负荷的计算功率确定；
3)光伏系统发电功率按照重要电负荷功率确定，且不超过上一级变压器容量25％；
所述燃气冷热电联供子系统的容量配置按照燃气发电机类型或燃气发电机容量选择配置原则，溴化锂机组容量按照满足冷、热负荷中的较大者配置。
3.如权利要求2所述的光气储多能互补冷热电联供系统，其特征在于：所述的燃气发电机按照发电机容量和热电比选择容量配置原则；燃气内燃机发电机适用于几万至几十万平米的楼宇或区域供能项目，对于几十万平米以上的大型区域供能项目或者工程类型的项目，应采用燃气轮机发电机；按照热电比选择容量配置原则是：根据用户冷热负荷和电负荷之比选择燃气发电机类型，热电比低则选用燃气内燃发电机，热电比高则选用燃气轮机发电机；对于并网型光气储多能互补冷热电联供系统，冷热电联供子系统的容量按照“以热定电”原则配置；“以热定电”是在保证发电机组余热基本全部利用的情况下确定发电机组容量，此时能够实现最大的综合能源利用效率，不足电量由电网补充，多余电量上网。
4.权利要求1所述的光气储多能互补冷热电联供系统，其特征在于：对所述光气储多能互补冷热电联供系统的运行控制方法为：
根据是否需要供暖和供冷，对所述的光气储多能互补冷热电联供系统的控制分为冬夏季工况和春秋季工况两种方法；
(1)冬夏季工况
燃气发电机启动运行，排出的余热经过溴化锂机组夏季交换出冷水、冬季交换出热水，交换出的冷水和热水为负荷供冷和供暖；电网正常时，燃气发电机发出的电能和光伏系统发出的电能供负荷使用，不足部分由电网补充，多余电量上网；电网故障时，燃气发电机作为组网单元继续运行，储能变流器继续工作在并网运行模式。能量管理系统实时调度光伏系统、负荷、燃气发电机功率，维持功率平衡；
(2)春秋季工况
燃气发动机停止运行；电网正常时，光储微电网子系统工作在并网模式，光伏发电系统以最大功率运行，储能变流器并网运行；电网故障时，光储微电网子系统切换到离网模式，保证光储微电网子系统内重要电负荷用电可靠性；当蓄电池容量低于设定阈值时，启动燃气发电机，光储微电网子系统切换到并网模式，储能变流器给蓄电池充电，燃气发电机余热直接排出。
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