CN111313418A - 一种压缩空气储能的电力系统及其调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种压缩空气储能的电力系统及其调度方法，涉及电力系统的技术领域。该方法为：考虑压缩空气储能电站建设成本情况下，并结合压缩空气储能在电力系统中的售电电价，建立了考虑压缩空气储能的电力系统的动态特性、出力限制、储气子系统气压限制和蓄热利用子系统储热量的压缩空气储能的电力系统优化调度模型，实现对压缩储能的优化调度，其次减少压缩空气储能的电力系统的支出成本，最后以推动压缩空气储能的电力系统既经济，又能够实现备用、调峰调频时的调度。

Description

一种压缩空气储能的电力系统及其调度方法

技术领域

本发明涉及电力系统的技术领域，具体而言，涉及一种压缩空气储能的电力系统及其调度方法。

背景技术

随着经济的不断发展，对电力的需求不断提高，电力系统的发展成为一个重要的研究课题。现有的电力系统依然采用化石燃料，碳排放较高，不利于环保，而且对发电量的控制主要依靠对用电量的预判，缺少行之有效的储能技术和调度方法，整体效率较低。

因此，设计一种电力系统，能够摒弃化石燃料、实现零碳排放、具有有效的储能功能、提高系统整体效率，这是目前急需解决的技术问题。

发明内容

本发明的目的在于提供一种压缩空气储能的电力系统及其调度方法，其能够摒弃化石燃料、实现零碳排放、具有有效的储能功能、提高系统整体效率。

本发明提供一种技术方案：

一种压缩空气储能的电力系统包括电动机、空气压缩子系统、储气子系统、蓄热利用子系统、透平发电子系统和发电机；

所述电动机与所述空气压缩子系统连接，用于驱动所述空气压缩子系统压缩空气；

所述储气子系统与所述空气压缩子系统连接，用于存储所述空气压缩子系统压缩后的空气；

所述蓄热利用子系统与所述空气压缩子系统连接，用于存储所述空气压缩子系统压缩空气释放的热量、并向外供热；

所述透平发电子系统与所述空气压缩子系统、所述空气压缩子系统、所述发电机连接，用于利用压缩后的空气和压缩空气释放的热量驱动所述发电机发电、并向外供冷。

在本发明较佳的实施例中，所述电力系统还包括节流阀，所述节流阀连接在所述储气子系统与所述透平发电子系统之间的管路上。

本发明提供另一种技术方案：

一种电力系统的调度方法，运用于所述的压缩空气储能的电力系统，所述调度方法包括：

根据预设模型进行调度，其中，所述预设模型根据电网运营商的总支出成本C_Total、电网运营商向常规机组成本C_G、系统购电成本C_CAES、弃风成本C_WT和弃光成本C_PV形成。

在本发明较佳的实施例中，所述预设模型包括：

minC_Total＝C_G+C_CAES+C_WT+C_PV。

在本发明较佳的实施例中，电网运营商向常规机组成本C_G计算方法如下：

其中，T为日前调度总时段数；n为常规机组总数；a_Gi和b_Gi为常规机组i的电量报价系数；ψ_Gi,t为常规机组i在时段t的启动成本；P_Gi,t为常规机组i在时段t的出力。

在本发明较佳的实施例中，系统购电成本C_CAES计算方法如下：

其中，T为日前调度总时段数；a_CAESi为系统的单位电量报价系数；P_CAES,t为系统在时段t的出力。

在本发明较佳的实施例中，弃风成本C_WT计算方法如下：

其中，β_WT为单位弃风成本；W_WT,t为时段t的弃风容量。

在本发明较佳的实施例中，弃光成本C_PV计算方法如下：

其中，β_PV为单位弃光成本；W_PV,t为时段t的弃光容量。

在本发明较佳的实施例中，所述预设模型还包括：

采用分布式能源上网电价对寿命期内的经济效益进行估算；

按照经济效益设计电量价格机制。

在本发明较佳的实施例中，所述按照经济效益设计电量价格机制的步骤，包括：

当系统在寿命周期内的估算收益与政府补贴之和小于系统投资建设成本、且系统运行在分时电价模式时；

储能峰时段放电价格确定如下式所示：

储能谷时段充电价格确定如下式所示：

C＝C_t*80％

其中，C为系统的销售电价；C_t为电网低谷电价；C_O为系统运行成本费用；C_G为政府性基金及附加；ΔR为系统投资费用和运行成本费用总和；T_E为储能寿命周期内使用的小时数；P_W为系统额定有功功率。

本发明提供的压缩空气储能的电力系统及其调度方法的有益效果是：

1.能够摒弃化石燃料、实现零碳排放、具有有效的储能功能、提高系统整体效率；

2.提出了适用于系统的不同运行价格下的优化调度模式，有利于压缩空气储能在满足经济性的条件下，实现优化调度；

3.在实现系统优化调度的同时，也提高了系统运行的经济性，有利于系统参与调峰调频、负荷备用和事故备用的调度。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。

图1为本发明实施例提供的压缩空气储能的电力系统的组成示意图。

图2为价格机制带入目标函数的计算流程图。

图标：100-压缩空气储能的电力系统；110-电动机；120-空气压缩子系统；130-储气子系统；140-蓄热利用子系统；150-透平发电子系统；160-发电机；170-节流阀。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。

因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。

在本发明的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“上”、“下”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，或者是本领域技术人员惯常理解的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的设备或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。

此外，术语“第一”、“第二”、“第三”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

在本发明的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。

电力系统配置储能系统，将有效解决新能源并网给系统带来的运行压，并使得原本几乎“刚性”的系统变得“柔性”起来。同时，储能系统的充放电特性能够对能量进行时空平移，在一定程度上实现削峰填谷。

而目前较为成熟的大规模储能技术主要有抽水蓄能、蓄电池储能和压缩空气储能(英文名：“Compressed Air Energy Storage”，简称：“CAES”)。

CAES与抽水蓄能相比建设限制条件较少，与蓄电池储能相比对环境友好。压缩空气储能作为一种大规模的物理储能技术，具有容量大、使用寿命长、造价成本低、适用范围广等优点，是实现电网“削峰填谷”、解决风电、光伏等波动性新能源消纳问题最经济、最有效的技术手段之一，也是作为未来支撑智能电网和能源互联网建设的重要组成部分。

而现阶段对压缩空气储能进行优化调度，是以制定合理有效的电力系统日前调度、电力系统电能－备用联合优化调度以及与风电协同运行等为目标，实现电力系统内的现有调度资源与需求响应资源、压缩空气储能电站协调配合，以及电网运营商在电能购置计划和备用容量购置计划方面的综合最优，同时减少弃风、提高风电容量因子及增强风电可调度性。

目前，关于电力系统日前优化调度的研究、电力系统电能－备用联合优化调度以及与风电协同运行，尚未考虑不同条件下的压缩空气储能建设成本以及压缩空气储能电站的动态特性、出力限制、储气室气压限制、储热器储热量限制对压缩空气储能电优化调度的影响，忽略了经济性对的影响，不利于压缩机、换热器、膨胀机等组件的运行，导致调度和分析的结果不客观，同时降低了经济性。

请参阅图1，本实施例提供了一种压缩空气储能的电力系统100及其调度方法，压缩空气储能的电力系统100包括电动机110、空气压缩子系统120、储气子系统130、蓄热利用子系统140、透平发电子系统150、发电机160和节流阀170。

所述电动机110与所述空气压缩子系统120连接，用于驱动所述空气压缩子系统120压缩空气；所述储气子系统130与所述空气压缩子系统120连接，用于存储所述空气压缩子系统120压缩后的空气；所述蓄热利用子系统140与所述空气压缩子系统120连接，用于存储所述空气压缩子系统120压缩空气释放的热量、并向外供热；所述透平发电子系统150与所述空气压缩子系统120、所述空气压缩子系统120、所述发电机160连接，用于利用压缩后的空气和压缩空气释放的热量驱动所述发电机160发电、并向外供冷。所述节流阀170连接在所述储气子系统130与所述透平发电子系统150之间的管路上，用于控制管道的水流量。

电力系统的调度方法，运用于上述压缩空气储能的电力系统，包括以下步骤：

首先，采用分布式能源上网电价对寿命期内的经济效益进行估算；其次，按照经济效益设计电量价格机制，具体设计有以下三种模式。

模式一：若系统在寿命周期内的估算收益与政府补贴之和小于系统投资建设成本，系统运行在分时电价模式，则系统的电价设计具体如下：

(1)储能峰时段放电价格确定如下式所示：

其中，

C_O＝C_p+C_q+C_m+C_s (2)

(2)储能谷时段充电价格确定如下式所示：

C＝C_t*80％ (3)

式中，C为系统的销售电价；C_t为电网低谷电价；C_O为系统运行成本费用；C_a为新能源的边际成本；C_G为政府性基金及附加；C_q为系统上网电价的税金；C_p为线损成本；C_m为管理营销费用；C_s为系统的用电费用。

模式二：若系统在寿命周期内的估算收益小于系统投资建设成本，但与政府之和大于系统投资建设成本，此时，系统运行在分时电价模式，则系统的电价设计具体如下：

(1)储能峰时段放电价格确定如下式所示：

(2)储能谷时段充电价格确定如下式所示：

C＝C_t*80％ (5)

模式三：若系统在寿命周期内的估算收益大于系统投资建设成本，此时，系统运行于分时电价模式和调峰模式，则系统的上网电价如下:

(1)储能峰时段放电价格确定如下式所示：

式中，C_t为用户侧普通用电销售电价；ΔR为系统投资费用和运行成本费用总和；T_E为储能寿命周期内使用的小时数；P_W为系统额定有功功率；C_G为政府性储能补贴费用。

(2)储能谷时段充电价格确定如下式所示：

(3)储能参与调峰的辅助服务补偿价格如下式所示：

C_PL＝C_G+C_a (8)

式中，C_a为系统参与调峰的边际成本。

上述系统在电力系统各环节的应用功能已基本得到业界认可，并获得了政府的支持。在此背景下，为了激励系统的建设，政府对系统的建设进行补贴，其主要由污染气体减排而增加的固定资产投资以及系统的推广对当地带来的经济效益进行补贴，则政府补贴费用为：

C_E＝xC_d+yC_v (9)

式中，C_E为政府补贴费用；C_d为系统寿命期内减少污染气体获得的环境效益；C_v为系统推广对当地带来的经济效益；x、y分别为环境效益与推广所获得效益的权值；P_W为系统额定有功功率；T为系统寿命期内使用的小时数；V_i为减少排放低i中有害气体的单位减排价值；q_i为使用系统所减少排放第i种有害气的减排量。

进一步，为了实现不同模式下的优化调度，电力系统的调度方法，采用如下模型：

minC_Total＝C_G+C_CAES+C_WT+C_PV (11)

其中，

式中，C_Total为电网运营商的总支出成本；C_G和C_CAES分别为电网运营商向常规机组和系统购电的成本；C_WT和C_PV分别为弃风成本和弃光成本；T为日前调度总时段数；n为常规机组总数；a_Gi和b_Gi为常规机组i的电量报价系数；ψ_Gi,t为常规机组i在时段t的启动成本；P_Gi,t为常规机组i在时段t的出力；a_CAESi为系统的单位电量报价系数；P_CAES,t为系统在时段t的出力；β_WT、β_PV分别为单位弃风成本和单位弃光成本；W_WT,t、W_PV,t分别为时段t的弃风容量、弃光容量。

进一步，系统优化调度运行的约束条件为：

P_C,min≤P_C,t≤P_C,max (16)

P_E,min≤P_E,t≤P_E,max (17)

P_s,min≤P_s,t≤P_s,max (18)

0≤P_H,t≤P_H,max (19)

式中，P_C,t为时段t的压缩功率；P_C,min和P_C,max分别为压缩功率下限和上限；P_E,t为时段t的发电功率；P_E,min和P_E,max分别为发电功率下限和上限；P_s,t为储气子系统在时段t的气压；P_s,min和P_s,max分别为储气室气压下限和上限；P_H,t为蓄热利用子系统在时段t的储热量；P_H,max表示蓄热利用子系统的储热量限值。

进一步的，请查阅图2，本发明设置的三种不同模式的价格机制带入目标函数，进行计算求解，具体求解过程如下：

S1：初始化参数。

其中，优化调度模型的决策变量包括：各时段弃风量、AA-CAES电站各时段的运行工况、压缩功率、发电功率、常规机组各时段的启停状态、出力大小。初始化上述优化调度模型中的决策变量。

S2：线性化处理。

其中，系统内的气压、温度、流量、功率间具有复杂的非线性耦合关系，该特性使得含有系统运行约束的优化调度问题成为复杂的非线性优化问题，难以求得最优解。为了简化计算，本实施例中假设末级压缩机的压缩比恒定保持在额定压缩比，假设储气室气温恒定保持在初始气温，并将储气子系统气压变化率约束进行分段线性化处理。处理后的系统运行约束均为线性约束。

S3：求解计算。

其中，采用PSO算法求解优化调度模型式，即求解公式(11)，并将计算出的结果带入S2的线性约束条件中，判断是否满足设定值，如果满足则输出parote最优前沿，负责返回进入下一次迭代。

S4：最优解选取。

当目标解集生成以后，需从中选取一个最优解作为最终结果。

通过上述步骤可实现压缩空气储能的优化调度，同时也提高了压缩空气储能运行的经济性，有利于压缩空气储能参与调峰调频以及负荷备用和事故备用的调度。灵活调度是能够灵活地安排压缩空气储能出力，但系统需要考虑成本，所以在成本最小的情况下灵活地安排压缩空气储能出力是电站需要的。

本实施例提供的压缩空气储能的电力系统及其调度方法的有益效果：

1.提出了适用于系统的不同运行价格下的优化调度模式，有利于压缩空气储能在满足经济性的条件下，实现优化调度；

2.考虑了系统的动态特性、出力限制、储气室气压限制和储热器储热量限制对系统优化调度的影响，可使压缩机、换热器、膨胀机等组件的不偏离设计点运行，获得合理的调度；

3.考虑了系统内的气压、温度、流量、功率间具有复杂的非线性耦合关系，有利于获得最优的parote前沿；

4.在实现系统优化调度的同时，也提高了系统运行的经济性，有利于系统参与调峰调频、负荷备用和事故备用的调度。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种压缩空气储能的电力系统，其特征在于，所述电力系统包括电动机(110)、空气压缩子系统(120)、储气子系统(130)、蓄热利用子系统(140)、透平发电子系统(150)和发电机(160)；

所述电动机(110)与所述空气压缩子系统(120)连接，用于驱动所述空气压缩子系统(120)压缩空气；

所述储气子系统(130)与所述空气压缩子系统(120)连接，用于存储所述空气压缩子系统(120)压缩后的空气；

所述蓄热利用子系统(140)与所述空气压缩子系统(120)连接，用于存储所述空气压缩子系统(120)压缩空气释放的热量、并向外供热；

所述透平发电子系统(150)与所述空气压缩子系统(120)、所述空气压缩子系统(120)、所述发电机(160)连接，用于利用压缩后的空气和压缩空气释放的热量驱动所述发电机(160)发电、并向外供冷。

2.根据权利要求1所述的压缩空气储能的电力系统，其特征在于，所述电力系统还包括节流阀(170)，所述节流阀(170)连接在所述储气子系统(130)与所述透平发电子系统(150)之间的管路上。

3.一种电力系统的调度方法，其特征在于，所述调度方法运用于权利要求1所述的压缩空气储能的电力系统，所述调度方法包括：

根据预设模型进行调度，其中，所述预设模型根据电网运营商的总支出成本C_Total、电网运营商向常规机组成本C_G、系统购电成本C_CAES、弃风成本C_WT和弃光成本C_PV形成。

4.根据权利要求3所述的电力系统的调度方法，其特征在于，所述预设模型包括：

min C_Total＝C_G+C_CAES+C_WT+C_PV。

5.根据权利要求4所述的电力系统的调度方法，其特征在于，电网运营商向常规机组成本C_G计算方法如下：

其中，T为日前调度总时段数；n为常规机组总数；a_Gi和b_Gi为常规机组i的电量报价系数；ψ_Gi,t为常规机组i在时段t的启动成本；P_Gi,t为常规机组i在时段t的出力。

6.根据权利要求4所述的电力系统的调度方法，其特征在于，系统购电成本C_CAES计算方法如下：

其中，T为日前调度总时段数；a_CAESi为系统的单位电量报价系数；P_CAES,t为系统在时段t的出力。

7.根据权利要求4所述的电力系统的调度方法，其特征在于，弃风成本C_WT计算方法如下：

其中，β_WT为单位弃风成本；W_WT,t为时段t的弃风容量。

8.根据权利要求4所述的电力系统的调度方法，其特征在于，弃光成本C_PV计算方法如下：

其中，β_PV为单位弃光成本；W_PV,t为时段t的弃光容量。

9.根据权利要求3所述的电力系统的调度方法，其特征在于，所述预设模型还包括：

采用分布式能源上网电价对寿命期内的经济效益进行估算；

按照经济效益设计电量价格机制。

10.根据权利要求9所述的电力系统的调度方法，其特征在于，所述按照经济效益设计电量价格机制的步骤，包括：

当系统在寿命周期内的估算收益与政府补贴之和小于系统投资建设成本、且系统运行在分时电价模式时；

储能峰时段放电价格确定如下式所示：

储能谷时段充电价格确定如下式所示：

C＝C_t*80％

其中，C为系统的销售电价；C_t为电网低谷电价；C_O为系统运行成本费用；C_G为政府性基金及附加；ΔR为系统投资费用和运行成本费用总和；T_E为储能寿命周期内使用的小时数；P_W为系统额定有功功率。

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