CN113032992B - 一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法，本发明从燃煤发电机组汽水循环或锅炉烟气‑空气流程某处提取冷源，用于冷却空气压缩机出口的高压高温空气。通过计算各热源方案对应的净上网出力，年收益，静态投资回报年限，最终进行冷源寻优。进行多种压缩机段数方案的静态回收年限最低值，取最小值作为与煤电耦合的高压空气储能最优冷源方案。本发明提出了以最小静态回收年限为目标函数的压缩储能环节的空气冷却器最佳冷源的确定方法，可为设置在煤电机组侧高压空气储能系统的设计及运行优化提供技术参考。
Description
技术领域
本发明属于电源侧空气储能系统技术领域，涉及一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法。
背景技术
碳中和是指企业、团体或个人测算在一定时间内，直接或间接产生的温室气体排放总量，通过植树造林、节能减排等形式，抵消自身产生的二氧化碳排放量，实现二氧化碳“零排放”。要达到碳中和，一般有两种方法：一是通过特殊的方式去除温室气体，例如碳补偿；二是使用可再生能源，减少碳排放。
目前能源结构存在能源安全形势严峻、碳减排压力大、能源消费结构不合理、生态环境问题突出、能源利用效率较低等问题。清洁化是能源转型的重要方向之一，要大力发展海上风电、安全高效发展核电、积极开发流域大型水电、推进煤炭清洁高效灵活发电。
具有极强随机性和波动性特征的光伏、风能等新能源电力并网，出现了有别于传统功角振荡的网络谐振不稳定问题，是电网规划和运行中必须要进行的工作。
在电源侧、电网侧和用户侧建设大规模储能装置，提升电力系统运行灵活性及安全性，是解决新能源高比例消纳问题的有效途径。储能技术分为物理和化学储能，前者主要有抽水蓄能、压缩空气等，后者主要有电池、氢气储能等。抽水蓄能技术成熟，效率较高(～75％)，但存在地理位置限制等问题，难以大规模推广；电池储能技术响应快、体积小、建设周期短，但存在容量较小、整体寿命短、工业污染大等缺点；氢能能量密度大，但储运技术尚未彻底解决，极大抬升了用能成本。压缩空气储能技术具有寿命长、环境污染小、运行维护费用低等特点，具备规模化推广应用潜力。
按照空气介质状态划分，空气储能分为低温液态和高压气态两大类。我国的压缩空气储能项目应用于电网侧或用户侧，多为高压气态，或存储于废弃盐矿，或储于定制钢罐。应用于电网侧或用户侧的高压气态储能系统，通过设置储热系统将热量在压缩储能环节和膨胀释能环节实现时空转换。现有压缩空气储能发电系统存在压缩机放热和膨胀机吸热之间的强耦合关系，压缩机和膨胀机的高效运行难以兼顾：对于空气膨胀发电机来讲，其内效率与入口空气温度成正比关系，要求空气压缩过程提供高温热量；对于空气压缩机来讲，最高效的应为多段压缩、段间冷却，尽可能接近等温压缩。
与煤电机组耦合的高压空气储能系统，在空气压缩储能环节，压缩机出口空气为高压高温状态，经空气冷却器降温后再以高压低温的状态进入下一级压缩机，最后一级压缩机出口的高压高温空气对外放热后进入高压空气存储装置，完成储能过程。煤电机组是一个容量巨大、多种形式、多种品质等级的冷、热载体，高压空气储能系统与煤电机组耦合，空气压缩机耗功由煤电机组发电机出口提供，压缩过程产生的热量传递给煤电机组烟气-蒸汽-水的热力循环的哪一处，使得储能系统与煤电机组组成的大发电系统整体经济性最优，目前尚未有研究成果。
发明内容
本发明的目的在于解决现有技术中的问题，提供一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法。
为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：
一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法，包括以下步骤：
步骤1，单个压缩机将环境空气压缩至要求的最终压力，压缩比εc0取
压缩机段数N0为1，其中，Pf为进入高压空气存储装置的最终压力，P0为压缩机进口压力；
步骤2，对不同冷源的方案进行静态投资回报年限对比，取最小值作为最优冷源方案，该值作为迭代寻优的基准方案，minY0；
步骤3，计算等压缩比εc1：
其中，N为空气压缩机段数；令N1＝N0+1，对不同冷源的方案进行静态投资回报年限对比，取最小值作为该压缩比条件下的最优冷源方案，minY1；
若minY1＜minY0，则压缩机段数N1的最佳冷源方案作为新的对比基准；
若minY1≥minY0，则压缩机段数N0的最佳冷源方案仍作为对比基准。
步骤4，令N2＝N1+1，重复步骤3，根据静态回收年限最低值确定比对基准；
步骤5，重复步骤3和步骤4，直至N＝10；
步骤6，进行十种压缩机段数方案的静态回收年限最低值确定，取最小值作为与煤电耦合的高压空气储能最优冷源方案。
本发明进一步的改进在于：
所述步骤2中对不同冷源的方案包括以凝结水泵出口凝结水为冷源的耦合方案和入炉空气为冷源、以循环水为热载体的耦合方案。
所述静态投资回报年限Yi按照以下方式计算：
式中，Ci表示与煤电耦合的高压空气储能系统的建设投资，Mi表示与煤电耦合的高压空气储能系统的年收益.
所述与煤电耦合的高压空气储能系统的年收益Mi按照下式计算：
Mi＝((Ntot,i-Nnet0)×H+Nexp)×E (3)
式中，H为储能系统压缩环节年利用小时，E为上网电价E，Nexp为高压空气储能系统的年膨胀释能发电量；Nnet0＝Ng-Ncy，Ng为定锅炉蒸发量Q下的发电机功率，Ncy为厂用电量；Ntot,i为在储能环节的净上网出力。
所述在储能环节的净上网出力Ntot,i按照以下公式计算：
Ntot,i＝Ng-Ncy-Np-Nch (4)
式中，Np为循环水泵耗电，Nch为空气压缩机耗电量。
所述空气压缩机耗电量Nch按照以下公式计算：
式中，ma为空气透平入口质量流量，kg/s；n为多变系数；Rg为空气的气体常数；ε为压缩比；Ti,a为压缩机入口温度；ηm和ηge分别为空气透平机械效率和发电机效率，％；Cp,o,a和Cp,i,a分别为压缩机出口和进口空气定压比热容，kJ/kg·K；To,a为压缩机出口温度。
所述压缩机出口温度To,a与压缩机入口温度Ti,a、压缩比ε的关系如下：
式中，压缩比ε为空气出口压力Po,a与进口压力Pi,a的比值。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明提出了以最小静态回收年限为目标函数的压缩储能环节的空气冷却器最佳冷源的确定方法，可为设置在煤电机组侧高压空气储能系统的设计及运行优化提供技术参考。
附图说明
为了更清楚的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为以凝结水泵出口凝结水为冷源的储能与煤电机组耦合的系统示意图。
图2为以入炉空气为冷源的储能与煤电机组耦合的系统示意图。
图3为本发明冷源寻优的流程示意图。
其中：1-锅炉，2-汽轮机高压缸，3-汽轮机中压缸，4-汽轮机低压缸，5-发电机，6-凝汽器，7-循环水泵，8-冷却水塔，9-凝结水泵，10-8号低压加热器，11-7号低压加热器，12-6号低压加热器，13-5号低压加热器，14-除氧器，15-给水泵组，16-3号高压加热器，17-2号高压加热器，18-1号高压加热器，19-空气预热器，20-除尘器，21-引风机，22-烟囱，23-入炉风机，24-循环水升压泵，25-电动机，26-齿轮联轴器，27-空气压缩机，28-空气冷却器，29-高压空气存储装置，30-空气加热器，31-空气透平发电机组，32-入炉风加热器。
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。
在本发明实施例的描述中，需要说明的是，若出现术语“上”、“下”、“水平”、“内”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，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装置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”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
此外，若出现术语“水平”，并不表示要求部件绝对水平，而是可以稍微倾斜。如“水平”仅仅是指其方向相对“竖直”而言更加水平，并不是表示该结构一定要完全水平，而是可以稍微倾斜。
在本发明实施例的描述中，还需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，若出现术语“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，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
下面结合附图对本发明做进一步详细描述：
本发明的原理：
一定时间内，锅炉蒸发量Q或标煤消耗量B给定时，燃煤发电机组上网电量Nnet为发电机发电量Ng减去厂用电量Ncy。高压空气储能系统在压缩储能环节中，储能系统下网电量(即从电网吸收的电量)主要为空气压缩机耗电量Nch。
高压空气储能系统与煤电机组冷源耦合，从煤电机组汽水热力循环或锅炉烟气-空气流程的某一处提取冷源，用于冷却空气压缩机出口的高压高温空气。对于煤电机组来讲，在锅炉蒸发量Q或标煤消耗量B给定时，在汽水循环或锅炉烟气-空气流程的某一处输入热负荷，可提高煤电机组热电转换效率，并增加汽轮发电机输出功率，热负荷品质越高、热量越大，发电机输出功率增加幅度越大。对于高压空气储能系统来讲，空气质量流量给定，空气压缩机出口温度及耗功随出口压力呈正比关系，从降低压缩耗功的角度来讲，多段压缩、段间冷却是行之有的技术手段。因此，存在一个最优冷源，使得Nnet-Nch值最高。但要同时考虑新增设备及管道系统投资造价，静态回收年限可综合反映冷源方案投资造价和经济性收益的关联特性，其值越小代表冷源方案综合最优。
具体来讲，从燃煤发电机组汽水循环或锅炉烟气-空气流程某处提取冷源，用于冷却空气压缩机出口的高压高温空气。实施方式应充分考虑热力管网的可施工性，从这一角度来讲，可取的冷源有：
1)凝结水泵出口部分凝结水，对应的空气冷却器为水-空气的管壳式结构，管内通入低温凝结水，壳侧流经空气，出口高温热水返回煤电机组某级回热加热器水侧出口或入口，见附图1。回水点有8号低压加热器出口S1、7号低压加热器出口S2、6号低压加热器出口S3、5号低压加热器出口S4、3号高压加热器出口入口S5、3号高压加热器出口S6、2号高压加热器出口S7和1号高压加热器出口S8等8处可选位置，其中至低压加热器侧的回水可不设置升压泵，依靠凝结水泵自身压头可回至煤电机组某级低压加热器出口；至高压加热器的回水需通过升压泵加压，其耗功Np通过电能表直接测得。
2)锅炉一次风机及送风机出口、空气预热器入口前的冷风。此处空气比容大，直接引空气与空气压缩机出口高温高压空气进行换热，存在空气管道粗大、施工难度大、投资高等问题，本发明提出设置循环水作为储能压缩机出口高温空气和煤电机组风机出口冷风之间的热载体，通过两级空气-水换热器、循环水泵、及管道阀门系统，实现，见附图2。设置循环水泵、循环水管路阀门系统，以循环水为载体，将储能系统的压缩热传递给煤电机组送风机/一次风机出口和空气预热器入口之间的空气，命名为S9。
高压空气储能系统进入压缩储能环节，也是电网要求煤电机组参与深度调峰、维持最低电出力运行，此时锅炉维持最低稳定燃烧工况运行，锅炉蒸发量Q固定。煤电机组热力过程为典型朗肯循环，在汽水热力系统、锅炉侧烟气或空气侧某处热负荷，对热电转换效率以及电出力的变化影响，计算方法和手段非常成熟。空气压缩机耗功由煤电机组发电机出口接带，则由煤电机组和储能系统组成的大整体，总上网电量Ntot按下式计算：
Ntot＝Ng-Ncy-Nch-Np (1)
空气经压缩机升压耗功为多变过程，n为多变系数，与流动过程的损失有关。
压缩机出口温度To,a与入口温度Ti,a、压缩比ε(空气出口压力Po,a与进口压力Pi,a的比值)有关，按下式计算：
空气压缩机耗电量Nch按下式计算：
式中，ma为空气透平入口质量流量，kg/s；ηm和ηge分别为空气透平机械效率和发电机效率，％；Rg为空气的气体常数，定值，287J/(kgK)；
Cp,o,a和Cp,i,a分别为压缩机出口和进口空气定压比热容，kJ/kg·K，可近似写成温度的单值函数，按下式计算：
在空气质量流量ma、进口压力P0和进口温度T0、进入高压空气存储装置的最终压力Pf等参数确定的情况下，按照等压缩比εc进行设置空气压缩机段数N，见下式：
理论研究表明，压缩机组采用等压缩比可使得总耗功最低。在等压缩比的理论结果基础上，在空气质量流量ma、进口压力P0和温度T0、进入高压空气存储装置的最终压力Pf等参数确定的情况下，等压缩比εc的值不同，需设置的空气压缩机段数N不同，压缩机出口的空气温度不同。
工程实际中，压缩机段数N不可能无限大，否则造成设备数量多、系统复杂。本发明约定N≤10。
对于给定的等压缩比εc，在冷源温度、流量、空气冷却器换热效果等参数不变的情况下，各段压缩机出口空气温度相同，经空气冷却器冷却后的再进入下一机压缩机的空气温度相同。因此在冷源寻优分析时，本发明可将多段空气压缩机看做一个整体处理。
通过本发明提供的寻优方法，可获得与煤电耦合的空气储能系统压缩环节的最优设计。
下面结合附图3对本发明做进一步详细描述：
参见图3，图3为本发明冷源寻优的流程示意图，本发明实施例公开了一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法，包括以下步骤：
步骤1：基础数据准备
1)空气冷却器换热过程计算
(1)以凝结水泵出口凝结水为冷源的耦合方案的传热过程，见附图1。
空气冷却器为水-空气的逆流式管壳式结构，管内通入水，空气在壳侧流动。从凝结水泵出口的部分水进入空气冷却器吸热后返回煤电机组回热系统某处。
空气冷却器的上端差δu定义为入口空气温度ti,a和出水温度to,w的差值，下端差δl定义为出口空气温度to,a和入水温度ti,w的差值。空气冷却器的上端差δu和下端差δl受换热器面积、换热管束结构等因素影响，设计阶段确定。
空气冷却器入口水取自凝结水泵出口。
空气冷却器出水温度to,w按下式计算：
to,w＝ti,a-δu (6)
空气冷却器出口空气温度to,a按下式计算：
to,a＝ti,w+δl (7)
根据热力学第一定律，储能系统传递给煤电机组的热负荷Qex，按式(8)计算。
Qex＝ma×(Cp,a,i×ti,a-Cp,a,o×to,a)＝mw×Cp,w×(to,w-ti,w) (8)
式中，Cp,a,i、Cp,a,o和Cp,w分别为空气冷却器进口、出口空气、进出水的定压比热容，kJ/kg·K，mw为流经空气冷却器的凝结水质量流量，kg/s。
(2)以入炉空气为冷源、以循环水为热载体的耦合方案的传热过程，参见附图2。
因煤电机组送风机、一次风机出口的入炉风压力较低、比容极大，直接引入炉风至空气压缩机出口的冷却器吸热，存在空气管径极大、施工难度大、投资大等问题，而水的比热容和密度均远大于低压空气，可作为储能系统压缩机出口高温空气和煤电机组送风机、一次风机出口入炉风之间的热载体。
设置在煤电机组送风机/一次风机出口的空气加热器，和设置在储能系统空气压缩机出口的空气冷却器，均为水-空气的管壳式换热结构，管内通入水，空气在壳侧流动。
忽略煤电机组空气加热器和储能系统空气冷却器之间的循环水管路散热损失，可认为储能系统空气冷却器出水温度to,w等于煤电机组空气加热器入水温度ti,w,g，煤电机组空气加热器出水温度to,w,g等于储能系统空气冷却器入水温度ti,w。
储能系统空气冷却器换热按式(6)和式(7)计算。
煤电机组空气加热器的上端差δug和下端差δlg定义同储能系统空气加热器，空气预热器入口空气温度ta,gb按下式计算。
ta,gb＝to,w-δug (9)
空气流经送风机/一次风机的温升极小，因此可认为煤电机组侧空气加热器的入口空气温度ta,i0近似等于环境空气温度。
根据热力学第一定律，压缩空气储能系统传递给循环水的放热量等于循环水在煤电机组空气加热器传递给空气的热量，按式(10)计算。
式中，Cp,ga,i和Cp,go,o为煤电机组空气加热器出口和进口的定压比热容，kJ/kg·K，mag为流经煤电机组空气加热器的空气质量流量，kg/s；ta,i0为空气加热器入口空气温度，℃。
2)膨胀释能发电环节如膨胀发电机组、管道及高压空气存储装置等的建设投资给定，采用不同冷源方案的与煤电耦合的高压空气储能系统的建设投资C的差异体现在空气冷却器、空气压缩机组、煤电和储能耦合相关的凝结水/循环水管道及设备以及煤电机组冷源配套改造等。
3)不同冷源方案下，煤电机组定锅炉蒸发量Q条件下，发电机功率N与热负荷Qex的关联式。
Ni＝fi(Q，Qex) (11)
i为第i种热源方案。
4)不同冷源方案下，循环水泵耗功与水流量和扬程的关联式。
mw为水质量流量，kg/s；mH为循环水泵扬程，m；ηpu和ηe分别为电循环水泵和电动机效率，％。g为重力加速度，9.81m/s2；
以凝结水泵出口部分水为冷源的耦合方案，mw为流经空气冷却器的凝结水质量流量，kg/s；mH由克服空气冷却器内部阻力、凝结水泵出口和回水点之间的压差、循环水管道阻力、以及设备高差等组成。
以一次风机/送风机出口空气为冷源的耦合方案，mw为煤电空气和储能空气之间的循环水流量，kg/s；mH由克服储能系统空气冷却器内部阻力、煤电机组空气加热器内部阻力、循环水管道阻力、以及设备高差等组成。
5)空气压缩机耗功的计算关联式。
见式(3)。
步骤2：各热源方案对应的净上网出力计算
参见附图3，计算各个冷源源方案下，由煤电机组和高压空气储能系统，在储能环节的净上网出力计算，见下式。
Ntot＝Ng-Ncy-Np-Nch (13)
步骤3：年收益计算
定义储能系统压缩环节年利用小时H、上网电价E(元/kWh)。
孤立的煤电机组，定锅炉蒸发量Q下的发电机功率Ng(万kW)、厂用电量Ncy(万kW)。Nnet0＝Ng-Ncy(万kW)。
各冷源方案下，与煤电耦合的高压空气储能系统的年收益按下式计算。
Mi＝((Ntot,i-Nnet0)×H+Nexp)×E (14)
式中，Nexp为高压空气储能系统的年膨胀释能发电量，万kWh。空气质量流量、存储压力、空气透平发电机组结构形式等参数给定，各个冷源方案的膨胀过程的年发电量Nexp相同。
步骤4：静态投资回报年限计算
各个冷源方案下静态投资回收年限大小反映了方案技术经济性的优劣。按下式计算。
步骤5：冷源寻优
(1)压缩比εc0取
压缩机段数N0为1，单个压缩机将环境空气压缩至要求的最终压力。
(2)对凝结水为冷源的各个回水点方案和入炉空气为冷源的方案，进行静态投资回报年限对比，取最小值作为该压缩比条件下的最优冷源方案。该值作为迭代寻优的基准方案，minY0。
(3)令N1＝N0+1，根据式(5)计算εc1。对凝结水为冷源的各个回水点方案和入炉空气为冷源的方案，进行静态投资回报年限对比，取最小值作为该压缩比条件下的最优冷源方案，minY1。进行判断：若minY1＜minY0，则压缩机段数N1的最佳冷源方案作为新的对比基准；若minY1≥minY0，则压缩机段数N0的最佳冷源方案仍作为对比基准。
(4)令N2＝N1+1，重复步骤(3)，根据静态回收年限最低值确定比对基准：压缩比、冷源方案：min(minY0，minY1，minY2，)。
(5)重复步骤(3)和(4)。直至N＝10。
(6)进行十种压缩机段数方案的静态回收年限最低值，取最小值作为与煤电耦合的高压空气储能最优冷源方案。
目前未有公开报道的与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法，本发明紧密切合生产实际，提出以静态回收年限最小值为目标函数的压缩储能环节的空气冷却器最佳冷源的确定方法，可为设置在煤电机组侧高压空气储能系统的设计及运行优化提供技术参考。
以上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 (2)
1.一种与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤1，单个压缩机将环境空气压缩至要求的最终压力，压缩比εc0取
压缩机段数N0为1，其中，Pf为进入高压空气存储装置的最终压力，P0为压缩机进口压力；
步骤2，对不同冷源的方案进行静态投资回报年限对比，取最小值作为最优冷源方案，该值作为迭代寻优的基准方案，minY0；
步骤3，计算等压缩比εc1：
其中，N为空气压缩机段数；令N1＝N0+1，对不同冷源的方案进行静态投资回报年限对比，取最小值作为等压缩比εc1条件下的最优冷源方案，minY1；
若minY1＜minY0，则压缩机段数N1的最佳冷源方案作为新的对比基准；
若minY1≥minY0，则压缩机段数N0的最佳冷源方案仍作为对比基准；
步骤4，令N2＝N1+1，重复步骤3，根据静态回收年限最低值确定比对基准；
步骤5，重复步骤3和步骤4，直至N＝10；
步骤6，进行十种压缩机段数方案的静态回收年限最低值确定，取最小值作为与煤电耦合的高压空气储能最优冷源方案；
所述步骤2中对不同冷源的方案包括以凝结水泵出口凝结水为冷源的耦合方案和入炉空气为冷源、以循环水为热载体的耦合方案；
所述静态投资回报年限Yi按照以下方式计算：
式中，Ci表示与煤电耦合的高压空气储能系统的建设投资，Mi表示与煤电耦合的高压空气储能系统的年收益；
所述与煤电耦合的高压空气储能系统的年收益Mi按照下式计算：
Mi＝((Ntot,i-Nnet0)×H+Nexp)×E(3)
式中，H为储能系统压缩环节年利用小时，E为上网电价E，Nexp为高压空气储能系统的年膨胀释能发电量；Nnet0＝Ng-Ncy，Ng为定锅炉蒸发量Q下的发电机功率，Ncy为厂用电量；Ntot,i为在储能环节的净上网出力；
所述在储能环节的净上网出力Ntot,i按照以下公式计算：
Ntot,i＝Ng-Ncy-Np-Nch(4)
式中，Np为循环水泵耗电，Nch为空气压缩机耗电量；
所述空气压缩机耗电量Nch按照以下公式计算：
式中，ma为空气透平入口质量流量，单位为kg/s；n为多变系数；Rg为空气的气体常数；ε为压缩比；Ti,a为压缩机入口温度；ηm和ηg分别为空气透平机械效率和发电机效率，单位为％；Cp,o,a和Cp,i,a分别为压缩机出口和进口空气定压比热容，单位为kJ/kg·K；To,a为压缩机出口温度。
2.根据权利要求1所述的与煤电耦合的高压空气储能系统最优冷源的确定方法，其特征在于，所述压缩机出口温度To,a与压缩机入口温度Ti,a、压缩比ε的关系如下：
式中，压缩比ε为空气出口压力Po,a与进口压力Pi,a的比值。
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