CN108053073A - 含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提出了一种含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法，对于固定储热时长，拟定一系列电加热功率值，并进行生产模拟计算，得到对应每个电加热功率的光伏、风电发电量和光热实际发电量，将光伏、风电多发电量按标杆上网电价折算成光热等效发电量，将电加热系统投资计入光热电站总投资，计算含电加热系统的光热电站度电成本；增加储热时长，计算不同电加热功率对应的光伏、风电、光热发电量，绘制度电成本曲线；以度电成本最低点对应的储热时长和电加热功率作为最优参数组合。可为确定含有电加热装置的光热电站的储热时长和电加热功率提供依据，从而将光热度电成本最低值对应的储热时长和电加热功率作为优化结果。

Description

含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法
技术领域
本发明涉及新能源发电领域，特别涉及一种含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法。
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。我国多能互补示范基地项目中已配置一定容量的光热电站，而光热电站加装电加热系统有助于进一步降低弃风、弃光比例，提高光热发电的可持续性和发电效率。
对于由光伏、风电、光热电站及储能电站组成的基地型多能互补系统，光热电站和电加热系统两者合理匹配、优化运行，可提高整体效益。在光照条件一般，储罐容量富裕的情况下可最大限度储存弃风、弃光转换的热量，增加光热发电量；在光照条件好，储热容量已被光转热量充分占用的情况下，电加热系统将不能工作，此时需考虑增加储罐容量提高此种情形下的弃电转换比例。因此，含有电加热装置的光热电站在设计时需考虑储热时长和电加热功率对度电成本的影响，合理确定光热电站参与调峰后的储热时长和电加热装置的功率。
发明内容
本发明的目的在于提出一种含有电加热装置的光热电站最优储热时长和电加热功率的分析方法，为光热电站设计中确定储热时长和电加热装置的功率提供参考。
为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
一种含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法，包括以下步骤：
首先，采集区域内已有风电、光伏电站的实际出力数据，根据规划的风电、光伏装机容量与已有风电、光伏装机容量的比例，拟合得到该区域内风电、光伏出力特性数据。若风电、光伏装机维持现有规模，则采用风电、光伏的实际出力数据；
其次，对于固定储热时长，拟定一系列电加热功率值，针对采集或拟合得到的风电、光伏出力数据进行生产模拟计算，得到对应每个电加热功率的光伏、风电发电量和光热实际发电量。将光伏、风电多发电量按标杆上网电价折算成光热等效发电量，同时将电加热系统投资计入光热电站总投资，计算含电加热系统的光热电站度电成本；
然后，增加储热时长，计算不同电加热功率对应的光伏、风电、光热发电量，绘制度电成本曲线；
最后，以度电成本最低点对应的储热时长和电加热功率作为最优参数组合。
作为本发明进一步改进，含电加热系统的光热电站度电成本的计算步骤如下：
1)不考虑电加热，光热电站参与调峰运行，计算系统风电上网电量Qwd0、光伏上网电量Qpv0；
2)电加热功率为Prd，电加热和光热电站联合运行，计算系统风电上网电量Qwd1、光伏上网电量Qpv1，计算光热电站上网电量Qcsp1；
3)计算风电上网减少电量ΔQwd10和光伏上网减少电量ΔQpv10，根据光伏、风电上网电价，将光伏、风电减少的上网电量折算成光热等效减少的上网电量ΔQcsp10；
ΔQwd10＝Qwd1-Qwd0
ΔQpv10＝Qpv1-Qpv0
ΔQcsp10＝(ΔQpv10*ρpv+ΔQwd10*ρwd)/ρcsp
其中，光热电站初投资为Ccsp，年发电量为Qcsp，度电成本为ccsp，上网电价为ρcsp；电加热投资Crd；风电、光伏上网电价分别为ρwd、ρpv；
4)计算光热调峰后实际等效电量Q'csp；
Q'csp＝Qcsp1-ΔQcsp11
5)光热电站总投资C'csp计入电加热投资，计算光热电站调峰后的度电成本c'csp：
C'csp＝Ccsp+Crd。
作为本发明进一步改进，最优参数组合分析步骤如下：
1)拟定电加热功率系列Prdi∈{Prd1，Prd2，...，Prdn}，储热时长系列Tcspj∈{Tcsp1，Tcsp2，...，Tcspm}；
2)储热时长为Tcspj，计算不同电加热功率Prdi对应的光热电站等效发电量Q'cspji和度电成本c'cspji，其中i∈{1,2,...,n}，j∈{1,2,...,m}；
3)寻找度电成本最小点min{c'cspji}对应的储热时长Tcspj和电加热功率Prdi输出。
所述的含电加热装置的光热电站包括聚光集热系统、吸热系统、储热装置、换热系统和汽轮发电机；所述的聚光集热系统用于给吸热器提供热能；吸热器的出口与储热装置的热盐储罐的第一入口连接，吸热器的入口与储热装置的冷盐储罐的第一出口连接；冷盐储罐的第二出口通过电加热装置与热盐储罐的第二入口连接；热盐储罐的出口与换热系统的蒸汽发生器的高温入口连接，蒸汽发生器的低温出口与冷盐储罐的入口连接，以实现熔盐循环；蒸汽发生器的高温出口与汽轮发电机的入口连接，汽轮发电机的出口通过凝汽器与蒸汽发生器的低温入口连接，以实现蒸汽循环。
相对于现有技术，本发明具有以下优点：
本发明提出的确定含有电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的分析方法，通过首先对于固定储热时长计算含电加热系统的光热电站度电成本；其次，增加储热时长，计算不同电加热功率对应的发电量，绘制度电成本曲线；最后以度电成本最低点对应的储热时长和电加热功率作为最优参数组合。该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，合理确定光热电站最优储热时长和电加热功率。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。可为确定含有电加热装置的光热电站的储热时长和电加热功率提供依据。结果表明，采用本发明的优化方法的光热电站加装电加热装置可进一步提高光伏、风电接纳电量。光热电站与电加热系统联合运行，通过将弃电转换成光热电量，可充分利用光热电站储热装置容量，提高光热电站发电效率，增加光热电站发电量，从而降低光热电站度电成本，从而将光热度电成本最低值对应的储热时长和电加热功率作为优化结果。
附图说明
图1含电加热装置的塔式(槽式亦可适用)熔盐光热电站原理图；
图2汽轮机效率曲线图；
图3多能互补系统电加热吸收弃电电量变化曲线；
图4光热电站调峰前后度电成本曲线变化示意图。
其中，1为聚光集热系统，2为吸热器，3为冷盐储罐，4为电加热装置，5为热盐储罐，6为蒸汽发生器，7为凝汽器，8为汽轮发电机，9为电力变压器。
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。
如图1所示，一种含有电加热装置的光热电站主要由四部分构成：聚光集热系统1、吸热系统、储热装置、换热系统和汽轮发电装置。在熔盐太阳能塔式(槽式也适用)发电系统中，约290℃的熔盐经泵从冷盐储罐3送往吸热器2，在吸热器2内被聚光集热系统1反射的日光加热到565℃，再进入热盐储罐5。当需要发电时，热盐经泵进入蒸汽发生器6，产生过热蒸汽，过热蒸汽进入汽轮发电机8，通过凝汽器7进入蒸汽发生器6，实现传统的朗肯循环发电，经蒸汽发生装置放热的盐再进入冷盐储罐3，再通过吸热器2加热重复上述过程。含有电加热装置4时，冷盐储罐3熔盐经泵送往电加热器4，经电加热后进入热盐储罐5，熔盐从冷盐储罐3到热盐储罐5多了一条并行通路，实现电到热的转换并存储。
本发明一种确定含有电加热装置的光热电站最优储热时长和电加热功率的优化方法，具体包括：
首先，采集区域内已有风电、光伏电站的实际出力数据，根据规划的风电、光伏装机容量与已有风电、光伏装机容量的比例，拟合得到该区域内风电、光伏出力特性数据；若风电、光伏装机维持现有规模，则采用风电、光伏的实际出力数据；
其次，对于固定储热时长，拟定一系列电加热功率值，针对采集或拟合得到的风电、光伏出力数据进行生产模拟计算，得到对应每个电加热功率的光伏、风电发电量和光热实际发电量，将光伏、风电多发电量(原弃电量)按标杆上网电价折算成光热等效发电量，同时将电加热系统投资计入光热电站总投资，计算含电加热系统的光热电站度电成本；
再次，增加储热时长，计算不同电加热功率对应的光伏、风电、光热发电量，绘制度电成本曲线；
最后，以度电成本最低点对应的储热时长和电加热功率作为最优参数组合。
光热电站参最佳储热时长和电加热功率的优化方法计算步骤如下：
电加热系统对光热度电成本的影响分析方法:
假设光热电站初投资为Ccsp，年发电量为Qcsp，度电成本为ccsp，上网电价为ρcsp；电加热投资Crd；风电、光伏上网电价分别为ρwd、ρpv。含电加热装置的光热电站度电成本的计算步骤如下：
1)不考虑电加热，光热电站参与调峰运行，计算系统风电上网电量Qwd0、光伏上网电量Qpv0；
2)电加热功率为Prd，电加热和光热电站联合运行，计算系统风电上网电量Qwd1、光伏上网电量Qpv1，计算光热电站上网电量Qcsp1；
3)计算风电上网减少电量ΔQwd10和光伏上网减少电量ΔQpv10，根据光伏、风电上网电价，将光伏、风电减少的上网电量折算成光热等效减少的上网电量ΔQcsp10；
ΔQwd10＝Qwd1-Qwd0 (1)
ΔQpv10＝Qpv1-Qpv0 (2)
ΔQcsp10＝(ΔQpv10*ρpv+ΔQwd10*ρwd)/ρcsp (3)
4)计算光热调峰后实际等效电量Q'csp；
Q'csp＝Qcsp1-ΔQcsp11 (4)
5)光热电站总投资C'csp计入电加热投资，计算光热电站调峰后的度电成本c'csp。
C'csp＝Ccsp+Crd (5)
光热储热时长和电加热功率综合优化分析：
1)拟定电加热功率系列Prdi∈{Prd1，Prd2，...，Prdn}，储热时长系列Tcspj∈{Tcsp1，Tcsp2，...，Tcspm}；
2)储热时长为Tcspj，计算不同电加热功率Prdi对应的光热电站等效发电量Q'cspji和度电成本c'cspji，其中i∈{1,2,...,n}，j∈{1,2,...,m}；
3)寻找度电成本最小点min{c'cspji}对应的储热时长Tcspj和电加热功率Prdi输出。
下面通过仿真案例对含有电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法进行进一步分析，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)储热时长一定，不同电加热功率对光热电站度电成本的影响
表1给出了不同电加热功率下的算例系统年发电量和度电成本变化。以储热时长12h为例，不考虑电加热时，整体上网电量约11.89亿kWh，光热电站的度电成本约1.1504元/kWh；加入60MW电加热后，整体电量约11.98亿kWh，发电量增加0.09亿kWh，其中光热电量增加约0.13亿kWh，风光上网电量减少0.05亿kWh，按上网电价折算成光热发电量，光热电站的等效增加发电量约0.10亿kWh，光热度电成本约1.1314元/kWh，降低约0.019元/kWh。电加热吸收弃电电量约0.30亿kWh。
可以看出，储热时长不变时，电加热功率在40～120MW区间，储罐容量得到充分利用，电加热吸收的弃电电量逐步增加，如图3，项目整体上网电量增加明显；电加热功率增加至120MW以上，受制于储罐容量，电加热吸收的弃电电量基本不变，项目整体上网电量也基本维持不变。
表1算例系统年发电量和度电成本变化
单位：亿kWh
(2)储热时长变化，不同电加热功率对光热电站度电成本的影响
储热时长变化，对应不同电加热功率，光热电站度电成本曲线见图4。可以看出，对于不同储热时长，加装60～80MW电加热功率，光热电站度电成本较低。对于本算例系统而言，储热时长14h，电加热功率60MW对应的光热度电成本最低。
可见，光热电站与一定容量的电加热系统联合运行，通过将弃电转换成光热电量，可充分利用光热电站储热装置容量，提高光热电站发电效率，增加光热电站发电量，从而降低光热电站度电成本；加入电加热系统后，适当延长光热储热时长可进一步提高整体发电量，降低光热电站的度电成本。
表2光热电站度电成本变化(对应不同储热时长和电加热功率)
单位：亿kWh
储热10h 储热12h 储热14h 储热16h
0 1.1706 1.1504 1.1550 1.1772
40MW 1.1560 1.1335 1.1327 1.1555
60MW 1.1556 1.1314 1.1294 1.1518
80MW 1.1589 1.1317 1.1298 1.1522
100MW 1.1645 1.1370 1.1342 1.1567
120MW 1.1736 1.1441 1.1412 1.1634
140MW 1.1820 1.1529 1.1503 1.1721
160MW 1.1949 1.1641 1.1605 1.1827
180MW 1.2058 1.1752 1.1711 1.1925
200MW 1.2175 1.1863 1.1821 1.2034
220MW 1.2300 1.1979 1.1936 1.2148
240MW 1.2423 1.2092 1.2051 1.2261
以上，仅为本发明的较佳实施例，并非仅限于本发明的实施范围，凡依本发明范围的内容所做的等效变化和修饰，都应为本发明的技术范畴。

Claims (4)

1.一种含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法，其特征在于，包括以下步骤：
首先，采集区域内已有风电、光伏电站的实际出力数据，根据规划的风电、光伏装机容量与已有风电、光伏装机容量的比例，拟合得到该区域内风电、光伏出力特性数据；若风电、光伏装机维持现有规模，则采用风电、光伏的实际出力数据；
其次，对于固定储热时长，拟定一系列电加热功率值，针对采集或拟合得到的风电、光伏出力数据进行生产模拟计算，得到对应每个电加热功率的光伏、风电发电量和光热实际发电量；将光伏、风电多发电量按标杆上网电价折算成光热等效发电量，同时将电加热系统投资计入光热电站总投资，计算含电加热系统的光热电站度电成本；
然后，增加储热时长，计算不同电加热功率对应的光伏、风电、光热发电量，绘制度电成本曲线；
最后，以度电成本最低点对应的储热时长和电加热功率作为最优参数组合。
2.根据权利要求1所述的含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法，其特征在于，含电加热系统的光热电站度电成本的计算步骤如下：
1)不考虑电加热，光热电站参与调峰运行，计算系统风电上网电量Qwd0、光伏上网电量Qpv0；
2)电加热功率为Prd，电加热和光热电站联合运行，计算系统风电上网电量Qwd1、光伏上网电量Qpv1，计算光热电站上网电量Qcsp1；
3)计算风电上网减少电量ΔQwd10和光伏上网减少电量ΔQpv10，根据光伏、风电上网电价，将光伏、风电减少的上网电量折算成光热等效减少的上网电量ΔQcsp10；
ΔQwd10＝Qwd1-Qwd0
ΔQpv10＝Qpv1-Qpv0
ΔQcsp10＝(ΔQpv10*ρpv+ΔQwd10*ρwd)/ρcsp
其中，光热电站初投资为Ccsp，年发电量为Qcsp，度电成本为ccsp，上网电价为ρcsp；电加热投资Crd；风电、光伏上网电价分别为ρwd、ρpv；
4)计算光热调峰后实际等效电量Q'csp；
Q'csp＝Qcsp1-ΔQcsp11
5)光热电站总投资C'csp计入电加热投资，计算光热电站调峰后的度电成本c'csp：
C'csp＝Ccsp+Crd。
3.根据权利要求2所述的含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法，其特征在于，最优参数组合分析步骤如下：
1)拟定电加热功率系列Prdi∈{Prd1，Prd2，...，Prdn}，储热时长系列Tcspj∈{Tcsp1，Tcsp2，...，Tcspm}；
2)储热时长为Tcspj，计算不同电加热功率Prdi对应的光热电站等效发电量Q'cspji和度电成本c'cspji，其中i∈{1,2,...,n}，j∈{1,2,...,m}；
3)寻找度电成本最小点min{c'cspji}对应的储热时长Tcspj和电加热功率Prdi输出。
4.根据权利要求1所述的含电加热装置的光热电站储热时长和电加热功率的优化方法，其特征在于，所述的含电加热装置的光热电站包括聚光集热系统(1)、吸热系统、储热装置、换热系统和汽轮发电机(8)；所述的聚光集热系统(1)用于给吸热器(2)提供热能；吸热器(2)的出口与储热装置的热盐储罐(5)的第一入口连接，吸热器(2)的入口与储热装置的冷盐储罐(3)的第一出口连接；冷盐储罐(3)的第二出口通过电加热装置(4)与热盐储罐(5)的第二入口连接；热盐储罐(5)的出口与换热系统的蒸汽发生器(6)的高温入口连接，蒸汽发生器(6)的低温出口与冷盐储罐(3)的入口连接，以实现熔盐循环；蒸汽发生器(6)的高温出口与汽轮发电机(8)的入口连接，汽轮发电机(8)的出口通过凝汽器(7)与蒸汽发生器(6)的低温入口连接，以实现蒸汽循环。
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