[發明專利]一種太陽能光伏-光熱聯合發電系統優化運行方法

有效

• 申請號: 201911308093.3
• 申請日: 2019-12-18
• 公開（公告）號: CN110994698B
• 公開（公告）日: 2022-05-24
• 發明（設計）人: 肖白;王濤
• 申請（專利權）人: 東北電力大學
• 主分類號: H02J3/46
• 分類號: H02J3/46;H02S10/10
• 代理公司: 吉林市達利專利事務所 22102
• 代理人: 陳傳林

1.一種太陽能光伏-光熱聯合發電系統優化運行方法，其特征是，它包括：建立光熱電站發電模型、建立光伏-光熱聯合發電模型、構建太陽能光伏-光熱聯合發電系統優化運行調度策略，具體內容為：

1)建立光熱電站發電模型

把握光熱電站在運行時其內部的熱量流向變化規律，利用熱量在光熱電站內部各部分的平衡機理，來建立光熱電站發電模型；

光熱電站在運行時的內部熱量流向為：通過光熱電站中鏡場的鏡面與導油管對太陽能中熱量進行收集，并將一部分熱量儲存在光熱電站儲熱罐內的二元硝酸鹽中，其余熱量經匯集通過加熱水產生高溫高壓水蒸氣，以帶動汽輪機進而轉換為電能發電；

利用熱量分別在集熱、儲熱、傳熱和熱電這四個環節中的不同平衡機理，對應地建立光熱電站實現發電的四個子步驟，如下，

①在光熱電站通過鏡場收集熱能的環節中，利用太陽能轉化成熱能時的能量守恒原理，建立能夠定量計算該鏡場所收集到熱能是多少的數學模型，見公式(1)，

其中，為鏡場在t時段收集到的熱量，η_SF為光熱轉換效率，S_SF為鏡場面積，R_t為t時段光照輻射指數，為t時段棄熱量；

②在光熱電站通過儲熱罐儲熱的環節中，把通過步驟1)的子步驟①得到的熱量，一部分直接用于發電，一部分儲存在光熱電站的儲熱罐中，對于后者，利用油介質中熱能轉化成二元硝酸鹽介質中熱能時的能量守恒原理，建立能夠計算該儲熱罐在t時段內所儲存熱能的熱量變化量的數學模型，見公式(2)：

其中為儲熱罐在t時段內所儲存熱能的熱量變化量，與分別代表了t時段從鏡場到汽輪機與從儲熱到汽輪機的熱量的流量調控系數，為鏡場在t時段收集到的熱量，為t時段油鹽熱量轉換時的能量損耗，為儲熱在t時段流出的能量，為儲熱時能量損耗；

③在將熱能傳遞給汽輪機的環節中，針對傳遞給汽輪機的熱量，既能僅通過步驟1)的子步驟①得到，又能僅通過步驟1)的子步驟②得到，還能同時通過步驟1)的子步驟①和子步驟②得到，利用在這種熱能傳遞時的能量守恒原理，建立能夠計算在t時段傳遞給汽輪機的熱量的數學模型，見公式(3)：

其中為t時段傳遞給汽輪機的熱量，與分別代表了t時段從鏡場到汽輪機與從儲熱到汽輪機的熱量的流量調控系數，為鏡場在t時段收集到的熱量，為儲熱在t時段流出的熱量，與分別為t時段油水熱量轉換與鹽油熱量轉換時的熱量損耗；

④在光熱電站利用熱能發電的環節中，根據通過熱能加熱水產生高溫高壓水蒸氣后產生動能，并由后者帶動汽輪發電機旋轉而產生電能的運行規律，利用由熱能轉化成電能時的能量守恒原理，建立能夠計算汽輪發電機在t時段的輸出功率的數學模型，見公式(4)：

其中為光熱電站中汽輪發電機在t時段的輸出功率，為在t時段流入汽輪機的能量，η_e、η_m與η_g分別為汽輪機的內效率、機械效率與發電效率；

2)建立光伏-光熱聯合發電模型

利用步驟1)所建立的光熱電站發電模型，結合目前較成熟的光伏電站發電模型，將光伏電站與光熱電站通過高壓母線進行連接同時并網，并據此分了三個子步驟來建立光伏-光熱聯合發電模型，如下，

①光伏電站并網

一般的光伏電站由多個供電單元組成，由于各個供電單元的型號有所不同，其額定的發電量也不同，其中，各供電單元通過串并聯組成光伏陣列，首先采用最大功率點跟蹤(Maximum Power Point Tracking，MMPT)技術制定控制策略確定發電過程中的最大功率，將經過光電轉換而產生的直流電經過二極管匯集到直流母線；然后采用正弦脈沖寬度調制(Sinusoidal Pulse Width Modulation，SPWM)技術及PQ控制策略，經逆變器將直流功率變為滿足質量要求的交流功率，最后經過變壓器將該交流功率升壓并網；采用的光伏電站發電模型為：

其中為第i個光伏電站在t時段輸出功率，P_STC為光伏電池在標準測試條件(1000W/m²，25℃)下的最大輸出功率，R_t為t時段光照輻射指數，k_T為溫度功率系數，T_t為光伏電池溫度，T_C為參考溫度，G_STC為標準測試條件下的光照強度；

②光熱電站并網

采用本發明中步驟1)所建立的光熱電站發電模型，見公式(1)～公式(4)，并將光熱電站輸出的功率經過變壓器升壓并網；

③光伏、光熱聯合并網

雖然光伏、光熱采用不同的方式產生電能，但是通過高壓母線進行連接，就能夠實現同時并入電網，據此建立光伏-光熱聯合發電模型，如式(6)所示：

式中，為聯合發電模型t時段的輸出功率大小，i＝1,2,…,N_PV，N_PV為光伏-光熱聯合發電系統中光伏電站的數量；為第i個光伏電站t時段的輸出功率；為第j個光熱電站t時段的輸出功率，j＝1,2,…,N_CSP，N_CSP為光伏-光熱聯合發電系統中光熱電站的數量；

3)構建太陽能光伏-光熱聯合發電系統優化運行調度策略

太陽能光伏-光熱聯合發電系統中包含光伏、光熱、火電三種電源，以光伏、光熱輸出功率的效益最大與光伏-光熱聯合發電功率追蹤負荷的偏差最小為目標，構建太陽能光伏-光熱聯合發電系統優化運行調度策略，其中對光伏-光熱聯合發電功率追蹤負荷的偏差用凈負荷波動程度來表示，在滿足線路最大功率約束、光熱電站、光伏電站及常規火電廠的裝機容量和運行約束的條件下，分為三個子步驟實現對太陽能光伏-光熱聯合發電系統的優化運行調度：

①求取太陽能光伏-光熱聯合發電系統的凈負荷

所述太陽能光伏-光熱聯合發電系統的凈負荷為原始負荷與光伏-光熱聯合發電功率之間的差值，見公式(7)：

其中ΔP_L.t為太陽能光伏-光熱聯合發電系統在t時段的凈負荷；P_L.t為太陽能光伏-光熱聯合發電系統在t時段的負荷；為第i個光伏電站在t時段的輸出功率，i＝1,2,…,N_PV，N_PV為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光伏電站的數量；為第j個光熱電站在t時段的輸出功率，j＝1,2,…,N_CSP，N_CSP為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光熱電站的數量；

②計算太陽能光伏-光熱聯合發電系統發電成本

太陽能光伏-光熱聯合發電系統的發電成本，包括火電機組的發電成本、系統旋轉備成本、光伏電站的運行維護成本以及光熱電站的運行維護成本，見公式(8)：

E＝E₁+E₂+E₃+E₄ (8)

其中，E為太陽能光伏-光熱聯合發電系統的發電成本，E₁為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中火電機組的發電成本，E₂為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中的旋轉備用成本，E₃為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光伏電站的運行維護成本，E₄為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光熱電站的運行維護成本；

火電機組的發電成本E₁，見公式(9)：

式中，a_v、b_v、c_v分別為火電機組v煤耗系數；u_v.t為火電機組i在t時段的啟停狀態變量，當u_v.t等于1時代表機組處于運行狀態，當u_v.t等于0時代表機組處于停運狀態，t＝1,2,…,T，T為采樣周期，u_v.t-1為火電機組i在t-1時段的啟停狀態變量；S_v為機組的啟停成本；為第v個火電機組在t時段的輸出功率，v＝1,2,…,N_G，N_G為火電機組數量；

為了克服預測負荷與實際負荷之間的偏差而設置的旋轉備用成本E₂，見公式(10)：

式中U_v.t與D_v.t分別為機組v在t時段內的正、負旋轉備用容量；t＝1,2,…,T，T為采樣周期；v＝1,2,…,N_G，N_G為火電機組數量；θ_U與θ_D分別為機組參與正、負旋轉備用的成本系數；

光伏電站的運行維護成本E₃，見公式(11)：

式中，為第i個光伏電站在t時段的輸出功率，i＝1,2,…,N_PV，N_PV為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光伏電站的數量；t＝1,2,…,T，T為采樣周期；γ_PV為光伏電站單位運行維護成本；

光熱電站的運行維護成本E₄，見公式(12)：

式中，為第j個光熱電站在t時段的輸出功率，j＝1,2,…,N_CSP，N_CSP為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光熱電站的數量；t＝1,2,…,T，T為采樣周期；γ_CSP為光熱電站單位運行維護成本；

③建立太陽能光伏-光熱聯合發電系統的優化運行調度模型

根據步驟3)的子步驟①所求出的凈負荷大小、步驟3)的子步驟②所求出的光伏-光熱聯合發電上網效益以及太陽能光伏-光熱聯合發電系統的發電成本，來建立太陽能光伏-光熱聯合發電系統的優化運行調度模型；該模型中包括光伏、光熱上網效益最大和光伏-光熱聯合發電追蹤負荷誤差最小兩個目標函數，在對目標函數進行處理時，采用max-min加權法，首先對max函數進行負向處理，將其變化為min函數，然后通過對兩個優化目標函數分別賦予權重并相加的方法，將兩個優化目標函數變化為一個優化目標函數；與此同時，該模型還包括五個方面的約束條件，它們是功率平衡約束，網絡約束，光伏電站、光熱電站、以及常規火電廠的裝機容量與運行約束，詳見公式(13)：

其中，α_PV與α_CSP為光伏電站與光熱電站的上網后環境效益系數；為第i個光伏電站在t時段的輸出功率，i＝1,2,…,N_PV，N_PV為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光伏電站的數量；t＝1,2,…,T，T為采樣周期；為第j個光熱電站在t時段的輸出功率，j＝1,2,…,N_CSP，N_CSP為太陽能光伏-光熱聯合發電系統中光熱電站的數量；n為采樣周期內樣本個數；為第v個火電機組在t時段的輸出功率，v＝1,2,…,N_G，N_G為火電機組數量；ΔP_L.t為太陽能光伏-光熱聯合發電系統在t時段的凈負荷；ΔP_L.t+1為太陽能光伏-光熱聯合發電系統在t+1時段的凈負荷；P_L.t為太陽能光伏-光熱聯合發電系統在t時段的負荷；E為太陽能光伏-光熱聯合發電系統的發電成本；P_l.t為t時段流過線路l的功率大小；P_l.max與P_l.min分別為線路的最大正、負向傳輸功率；為光伏電站在t時段的輸出功率；與分別為光伏電站的最小、最大輸出功率；為光熱電站在t時段的輸出功率；為光熱電站在t-1時段的輸出功率；與分別為光熱電站的最小、最大輸出功率；與分別為光熱電站汽輪機最大向下、向上爬坡率；為光熱電站儲熱系統在t時段儲熱容量；與分別是儲熱系統的最小、最大儲熱容量；為火電機組在t時段的輸出功率；與為火電機組最小、最大輸出功率，與分別為火電機組最大向下、向上爬坡率；P_ct為預測負荷與實際負荷之間的偏差；為第v個火電機組的最小輸出功率；為第v個火電機組的最大輸出功率；與分別為第v個火電機組最大向下、向上爬坡率。