[发明专利]一种基于分时能量互补的风电-光热联合外送容量优化方法

摘要

本发明涉及一种基于分时能量互补的风电‑光热联合外送容量优化方法，针对风电外送存在外送容量有限或者部分外送输电线路利用率低等问题，本发明以含储热系统的光热电站能量时移以及出力可控等特性为基础，以风电‑光热联合系统综合收益最大为目标函数，综合考虑输电收入、外送输电投资建设成本、由输电阻塞产生的弃电惩罚费用以及光热电站储热容量成本等因素，以此来优化风电‑光热联合外送容量以及光热电站储热容量。本发明方法为风电‑光热联合开发时如何配置外送输电容量以及光热电站储热容量提供了参考依据，提高了外送输电工程的收益以及外送输电线路的利用率。

主权项

1.一种基于分时能量互补的风电‑光热联合外送容量优化方法，其特征是，分析风电‑光热联合出力的分时能量互补特性，建立综合考虑外送输电线路投资建设成本、光热电站储热容量成本以及系统综合收益的目标函数，在此基础上优化风电‑光热联合外送输电容量，具体包括以下步骤：1)风电‑光热联合出力的分时能量互补特性分析风电场往往在正午时刻出力较低，而在夜晚跟凌晨这一阶段出力较高，而光热电站发电在正午时刻出力较高，在夜晚跟凌晨这一阶段出力较低，二者在不同时刻所对应的风电大发、光热小发或风电小发、光热大发的情况恰恰弥补了相互出力的不足；根据对同一地区的历史风、光资源数据进行分析发现从全年的时间尺度来看，风、光资源在不同月份之间也存在明显的互补特性；含储热系统的光热电站其出力稳定可控、具有良好的调峰能力并且以较低成本储存的热量可以在太阳能资源匮乏的时刻供系统发电，具有良好的能量时移特性；利用光热电站平抑风电波动能够获得联合系统并网出力的平滑效果，充分利用风电‑光热发电分时能量互补特性，能够有效减小风电场‑光热电站联合出力波动同时提升风电‑光热联合出力的容量系数；2)平抑风电波动的风电‑光热联合出力优化(a)平抑风电波动的风电‑光热联合出力优化模型的建立含储热系统的光热电站通过合理的调度策略能够改善风电‑光热联合系统的出力不确定性，以风电场‑光热电站联合系统全天出力方差最小为目标，在风电‑光热分时能量互补的基础上构建平抑风电波动的风电‑光热联合出力优化模型：其中：f2为风电‑光热联合系统全天出力方差；PW_C，t为风电‑光热在t时刻的联合出力；PAve为风电‑光热全天联合出力平均值；T为总的时间段；t为时刻；风电‑光热联合出力由风电场出力和光热电站出力两部分组成，计算为(2)式：其中：为光热电站在t时刻的电出力；PWt为t时刻的风电出力；光热电站发电的能量来源于太阳能光场收集的热功率，计算为(3)式：ECt＝ηs‑thSSFDt                           (3)其中：ECt为太阳能光场在t时刻所收集的热功率；ηs‑th表示光‑热转换效率；SSF为集热光场的面积；D_t为t时刻的太阳直接辐射指数；太阳能光场收集的热量可以直接供给发电系统，也可以由储热系统储存，系统利用不了的热能会被丢弃，弃热量计算为(4)式：其中：表示t时刻系统弃热量；表示t时刻由太阳能光场流向发电系统的热量；表示t时刻流向储热系统的热量；储热系统有一定的储热效率，热量在流向储热系统的时候也会有热交换效率，二者的热功率与流向发电系统的热功率之差共同构成当前时刻系统的储热量，计算为(5)式：其中：分别为储热系统在t、t‑1时刻的储热量；ηloss为储热系统的热损失率；ηF‑S为太阳能光场与储热系统的热转换效率；由太阳储热系统流向发电系统的热量；Δt为时间间隔；光热电站用来发电的热量来自储热系统，或直接来自太阳能光场，所以光热电站发电功率计算为(6)式：其中：为光热电站在t时刻的电出力；μ为热电转换系数；(b)光热电站运行约束光热电站发电部分与火电机组类似，其最大最小出力约束为(7)式：其中：为光热电站发电系统的工作状态，1表示运行，0表示停机；表示光热电站的最大出力；表示光热电站的最小出力；ηS‑E为储热系统至发电系统热转换效率；光热电站储热系统的容量配置对电站的运行性能有十分重要的影响，系统的储热量约束为(7)式：其中：为储热系统最小储热量；ρ为以“满负荷小时数”表示的储热系统的最大储热容量；储热系统的充热约束为(8)式：其中：为储热系统的最大充热功率；储热系统的放热约束为(9)式：其中：为储热系统的最大放热功率；储热系统不能同时进行充放热约束为(10)式：为了避免光热电站因平抑风电波动而产生大量弃光，加入最大可接受弃光率的约束，保证光热电站的出力，其约束为(11)式：其中：κt为t时刻的最大可接受弃光率；3)基于分时能量互补的风电‑光热联合外送输电容量优化方法综合考虑风光之间的互补优势以及光热电站平抑风电波动的特性，能够在满足风光联合基地的外送需求的同时最大限度利用现有风电外送通道；而储热容量直接影响光热电站的发电能力以及平抑风电波动的效果，在一定范围内增加光热电站储热容量可以提高风光联合系统的年发电量，但储热容量的配置成本也会明显增加；因此在理论上，光热电站的储热容量以及外送输电容量存在一组最优的取值，使得输电工程系统的综合收益最大；根据前一部分优化得到的风电场‑光热电站联合系统年持续出力曲线，综合考虑外送电能收益、输电线路投资建设成本、光热电站储热容量成本以及可能由于达到输电容量瓶颈造成的弃电损失等因素，构建反映风光联合外送输电工程综合收益的光热电站储热容量及外送容量的优化模型，目标函数为(12)式：其中：F为风电场‑光热电站外送输电项目全回收周期综合收益；Ptran为联合系统的外送输电容量；L为系统输电收入；C为投资建设成本；D为由输电阻塞而产生的弃电赔偿费用；PN为联合系统总装机容量；ρ为以“满负荷小时数”表示的储热系统的最大储热容量；风电‑光热联合系统输电项目全回收周期的送电收益与联合系统年输电量呈正比，计算为(13)式：其中：rt为输送单位电量的价格；TS为输电项目投入资本的静态回收周期；T1为联合系统发电功率大于外送输电容量的连续出力时长；Tend为联合系统年持续出力时长；Pdur为风光联合系统出力按从大到小顺序排列的年持续出力曲线；光热电站储热容量的建设成本制约着其建设规模，因此风光联合外送系统投资建设成本主要包括外送输电线路成本与光热电站储热容量成本，计算为(14)式：C(Ptran，ρ)＝rcLlenPtran+rnρ                       (14)其中：rc为单位容量、长度输电线路建设成本；Llen为外送输电线路长度；rn为光热电站单位储热容量成本；由于风能、太阳能资源的波动性，会导致联合系统出力幅值不稳定；当系统出力高于外送输电容量时会产生弃电现象，影响发电商的收益，需要给与一定的发电补偿，补偿费用计算为(15)式：其中：rl为由于外送输电容量限制而导致的弃电损失补偿价格。