基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法与流程

本发明属于风电光热电站联合发电系统技术领域，特别涉及到一种基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法。

背景技术

光热发电技术是一种利用集热器将太阳能聚集起来、加热工质，由此驱动汽轮发电机发电的技术。考虑到太阳能的不稳定性和间歇性，光热电站一般会配置储热系统(thermalenergystorage,tes)来保证电能的稳定供应，故与光伏发电技术相比，光热发电拥有与火电等常规机组类似的调节特性，能够有效促进新能源消纳，是实现高比例新能源并网的重要技术之一。但目前尚未发现基于平抑风电波动的风电光热电站联合系统容量优化方法。

技术实现要素：

为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法。

为了达到上述目的，本发明提供的基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法包括按顺序进行的下列步骤：

步骤1、采集规划区域内全年8760小时的太阳辐射、风速及风电机组装机容量数据、负荷数据；

步骤2、利用步骤1中获得的数据对风电光热电站联合发电系统的出力特性进行分析；

步骤3、确定评价指标，在步骤2的基础上建立风电光热电站联合发电系统容量优化模型，并设定运行约束条件；

步骤4、在满足步骤3设定的约束条件情况下，结合步骤1获得的数据，考虑系统售电收益、光热电站发电补贴和光热电站发电成本，求解风电光热电站联合发电系统容量优化模型，得到系统经济性最优时的光热电站容量配置情况。

在步骤2中，所述的利用步骤1中获得的数据对风电光热电站联合发电系统的出力特性进行分析的方法如下：

2.1风电机组出力特性分析

风电机组的出力由风机转轴高度处的平均风速与风机的输出特性决定，其t时刻的输出功率如下式所示：

式中，pw(t)为t时刻风电机组的输出功率，pr为风电机组额定功率，v(t)为t时刻风速，vc为风电机组启动风速，vr为风电机组额定风速，vf为风电机组截断风速。

2.2光热电站出力特性分析

典型光热电站主要包括设置在集热场中的聚光集热系统、热量交换与蓄热系统、动力发电系统和辅助能源系统；其中集热场中的聚光集热系统接受太阳辐射能来加热导热流体，将太阳辐射能转换为热能；蓄热系统从集热场接收到的热功率为：

qsf(t)＝ηsfai(t)(2)

式中，qsf(t)为t时刻蓄热系统从集热场接收的热功率；a为光热电站中集热场面积；i(t)为t时刻法向直射辐照度；ηsf为光热转换效率；光热电站t时刻输出功率如下式所示：

pcsp(t)＝(qsf(t)+qtes_d(t)ηtes_d-qcsp_c(t)-qcurt(t))ηcsp(3)

式中，pcsp(t)为光热电站t时刻输出功率，qtes_d(t)为光热电站中蓄热系统t时刻放热功率，ηtes_d为光热电站中蓄热系统放热效率，qcsp_c(t)为光热电站中蓄热系统t时刻蓄热功率，qcurt(t)为t时刻弃热功率，ηcsp为光热电站的热电转换效率。

在步骤3中，所述的确定评价指标，在步骤2的基础上建立风电光热电站联合发电系统容量优化模型，并设定运行约束条件的方法如下：

3.1确定评价指标

a)联合发电系统入网功率波动

采用入网功率波动率来表征入网功率的波动性，入网功率波动率的定义为：

pnet(t)＝pcsp(t)+pw(t)(5)

式中，pnet(t0)为t0时刻并网功率，pcsp(t)为光热电站t时刻输出功率，pw(t)为风电机组t时刻输出功率；

b)联合发电系统供电可靠性

采用负荷缺电率表征联合发电系统的供电可靠性，负荷缺电率定义为：

式中，pl(t)为t时刻负荷功率；

c)光热电站平均化度电成本

引入平均化度电成本来评价光热电站的经济性，表示光热电站在建设期和运营期内单位发电量的综合成本，定义为：

式中，n为光热电站的运行年限；cinv(t)为光热电站在第t年总投资；co&m(t)为光热电站第t年运行维护成本；cfuel(t)为光热电站第t年燃料补燃成本；ecsp(t)为第t年净发电量；r为折现率；

d)联合发电系统售电收益

联合发电系统售电收益为联合发电系统生产的电能售给电网所获得的收益，定义为：

式中，k1为联合发电系统售电电价；

e)光热电站发电补贴

为促进光热电站发展，给予光热电站发电一定补贴，定义为：

式中，k2为光热电站发电补贴价格；

3.2设定目标函数

考虑风电机组装机容量已知，在满足负荷需求即联合发电系统运行约束的前提下，分析光热电站的容量，以下式作为目标函数而建立起风电光热电站联合发电系统容量优化模型：

3.3设定运行约束条件

a)入网功率波动约束：入网功率波动用入网功率波动率表征，入网功率波动率需在一定范围之内，如下式所示：

d(t)≤ε(11)

式中，ε为联合发电系统允许的功率波动；

b)供电可靠性约束：系统供电可靠性用负荷缺电率表征，负荷缺电率需在一定范围之内，如下式所示：：

f≤λl(12)

式中，λl为负荷允许的缺电率；

c)风电机组出力约束：风电机组在t时刻的出力需在其出力范围之内，如下式所示：

pw_min≤pw(t)≤pw_max(13)

式中，pw_min、pw_max为风电机组的输出功率上下限。

d)光热电站运行约束

输出功率大小约束：光热电站在t时刻的出力需在其出力范围之内，如下式所示：

式中，为光热电站的输出功率上下限。

蓄热系统热功率平衡约束：蓄热系统在热量存储过程中存在热损失，如下式所示：

etes(t)＝(1-γtes)etes(t-1)+qtes_c(t)ηtes_c-qtes_d(t)(15)

式中，etes(t)为蓄热系统t时刻存储热量，γtes为蓄热系统热耗散系数，ηtes_c为蓄热系统放热效率；

蓄热系统容量约束：蓄热系统在t时刻的存储热量不能超过蓄热系统的容量限制，如下式所示：

式中，为蓄热系统容量上下限。

蓄热系统蓄放热功率约束：蓄热系统在t时刻的蓄热、放热功率大小需在其功率范围之内，如下式所示：

式中，为蓄热系统蓄热功率上限，为蓄热系统放热功率上限。

蓄热系统蓄放热状态约束：蓄热系统不能同时蓄热和放热，如下式所示：

xtes_c(t)+xtes_d(t)≤1(19)

xcsp(t)≥xtes_d(t)(20)

式中，xtes_c(t)为0、1状态变量，取值1时表示蓄热系统蓄热，取值0时表示蓄热系统不蓄热；xtes_d(t)为0、1状态变量，取值1时表示蓄热系统放热，取值0时表示蓄热系统不放热。

在步骤4中，所述的在满足步骤3设定的约束条件情况下，结合步骤1获得的数据，考虑系统售电收益、光热电站发电补贴和光热电站发电成本，求解风电光热电站联合发电系统容量优化模型，得到系统经济性最优时的光热电站容量配置情况的方法如下：

4.1根据步骤1采集的规划区域内全年8760小时风速数据、风电机组装机容量，利用式(1)计算出风电机组的输出功率pw(t)；

4.2根据风电机组的输出功率pw(t)、步骤1采集的负荷数据pl(t)，结合式(2)—(3)所示的光热电站出力特性，计算在满足式(11)—(20)所示的约束条件情况下光热电站可行的容量配置及其对应的输出功率pcsp(t)；

4.3针对每一种可行的光热电站容量及对应的输出功率，利用式(7)计算出光热电站的平均化度电成本clcoe，利用式(8)计算出联合发电系统售电收益cs，利用式(9)计算出光热电站发电补贴ca；

步骤4.4、根据上述计算得到的光热电站输出功率pcsp(t)、光热电站平均化度电成本clcoe、联合发电系统售电收益cs和光热电站发电补贴ca，结合式(10)所示的目标函数，计算在满足约束条件的情况下，每一种配置情况的目标函数值，并取目标函数值取最大情况下，即系统经济性最优时的光热电站容量配置为最终结果。

本发明提供的基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法，以考虑光热电站发电成本后经济性大优为优化目标，并综合考虑了联合发电系统并网功率波动、系统供电可靠性等因素。本发明充分考虑了光热电站出力对风电出力的调节特性，缓解了风电波动性对电网产生的影响，能够有效促进风能及太阳能的消纳。

附图说明

图1为本发明提供的基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法所应用的光热电站原理图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例对本发明提供的基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法进行详细说明。

本发明提供的基于风光互补特性的风电光热电站联合系统容量优化方法包括按顺序进行的下列步骤：

步骤1、采集规划区域内全年8760小时的太阳辐射、风速及风电机组装机容量数据、负荷数据；

步骤2、利用步骤1中获得的数据对风电光热电站联合发电系统的出力特性进行分析；

2.1风电机组出力特性分析。

风电机组的出力由风机转轴高度处的平均风速与风机的输出特性决定，其t时刻的输出功率如下式所示：

式中，pw(t)为t时刻风电机组的输出功率，pr为风电机组额定功率，v(t)为t时刻风速，vc为风电机组启动风速，vr为风电机组额定风速，vf为风电机组截断风速。

2.2光热电站出力特性分析

典型光热电站结构如图1所示，其主要包括设置在集热场中的聚光集热系统、热量交换与蓄热系统、动力发电系统和辅助能源系统。其中集热场中的聚光集热系统接受太阳辐射能来加热导热流体，将太阳辐射能转换为热能。蓄热系统从集热场接收到的热功率为：

qsf(t)＝ηsfai(t)(2)

式中，qsf(t)为t时刻蓄热系统从集热场接收的热功率；a为光热电站中集热场面积；i(t)为t时刻法向直射辐照度；ηsf为光热转换效率。光热电站t时刻输出功率如下式所示：

pcsp(t)＝(qsf(t)+qtes_d(t)ηtes_d-qcsp_c(t)-qcurt(t))ηcsp(3)

式中，pcsp(t)为光热电站t时刻输出功率，qtes_d(t)为光热电站中蓄热系统t时刻放热功率，ηtes_d为光热电站中蓄热系统放热效率，qcsp_c(t)为光热电站中蓄热系统t时刻蓄热功率，qcurt(t)为t时刻弃热功率，ηcsp为光热电站的热电转换效率。

步骤3、确定评价指标，在步骤2的基础上建立风电光热电站联合发电系统容量优化模型，并设定运行约束条件；

3.1确定评价指标

a)联合发电系统入网功率波动

采用入网功率波动率来表征入网功率的波动性，入网功率波动率的定义为：

pnet(t)＝pcsp(t)+pw(t)(5)

式中，pnet(t0)为t0时刻并网功率，pcsp(t)为光热电站t时刻输出功率，pw(t)为风电机组t时刻输出功率。

b)联合发电系统供电可靠性

采用负荷缺电率表征联合发电系统的供电可靠性，负荷缺电率定义为：

式中，pl(t)为t时刻负荷功率。

c)光热电站平均化度电成本

引入平均化度电成本来评价光热电站的经济性，表示光热电站在建设期和运营期内单位发电量的综合成本，定义为：

式中，n为光热电站的运行年限；cinv(t)为光热电站在第t年总投资；co&m(t)为光热电站第t年运行维护成本；cfuel(t)为光热电站第t年燃料补燃成本；ecsp(t)为第t年净发电量；r为折现率。

d)联合发电系统售电收益

联合发电系统售电收益为联合发电系统生产的电能售给电网所获得的收益，定义为：

式中，k1为联合发电系统售电电价。

e)光热电站发电补贴

为促进光热电站发展，给予光热电站发电一定补贴，定义为：

式中，k2为光热电站发电补贴价格。

3.2设定目标函数

考虑风电机组装机容量已知，在满足负荷需求即联合发电系统运行约束的前提下，分析光热电站的容量，以下式作为目标函数而建立起风电光热电站联合发电系统容量优化模型：

3.3设定运行约束条件

a)入网功率波动约束：入网功率波动用入网功率波动率表征，入网功率波动率需在一定范围之内，如下式所示：

d(t)≤ε(11)

式中，ε为联合发电系统允许的功率波动。

b)供电可靠性约束：系统供电可靠性用负荷缺电率表征，负荷缺电率需在一定范围之内，如下式所示：：

f≤λl(12)

式中，λl为负荷允许的缺电率。

c)风电机组出力约束：风电机组在t时刻的出力需在其出力范围之内，如下式所示：

pw_min≤pw(t)≤pw_max(13)

式中，pw_min、pw_max为风电机组的输出功率上下限。

d)光热电站运行约束

输出功率大小约束：光热电站在t时刻的出力需在其出力范围之内，如下式所示：

式中，为光热电站的输出功率上下限。

蓄热系统热功率平衡约束：蓄热系统在热量存储过程中存在热损失，如下式所示：

etes(t)＝(1-γtes)etes(t-1)+qtes_c(t)ηtes_c-qtes_d(t)(15)

式中，etes(t)为蓄热系统t时刻存储热量，γtes为蓄热系统热耗散系数，ηtes_c为蓄热系统放热效率。

蓄热系统容量约束：蓄热系统在t时刻的存储热量不能超过蓄热系统的容量限制，如下式所示：

式中，为蓄热系统容量上下限。

蓄热系统蓄放热功率约束：蓄热系统在t时刻的蓄热、放热功率大小需在其功率范围之内，如下式所示：

式中，为蓄热系统蓄热功率上限，为蓄热系统放热功率上限。

蓄热系统蓄放热状态约束：蓄热系统不能同时蓄热和放热，如下式所示：

xtes_c(t)+xtes_d(t)≤1(19)

xcsp(t)≥xtes_d(t)(20)

式中，xtes_c(t)为0、1状态变量，取值1时表示蓄热系统蓄热，取值0时表示蓄热系统不蓄热；xtes_d(t)为0、1状态变量，取值1时表示蓄热系统放热，取值0时表示蓄热系统不放热。

步骤4、在满足步骤3设定的约束条件情况下，结合步骤1获得的数据，考虑系统售电收益、光热电站发电补贴和光热电站发电成本，求解风电光热电站联合发电系统容量优化模型，得到系统经济性最优时的光热电站容量配置情况。

4.1根据步骤1采集的规划区域内全年8760小时风速数据、风电机组装机容量，利用式(1)计算出风电机组的输出功率pw(t)；

4.2根据风电机组的输出功率pw(t)、步骤1采集的负荷数据pl(t)，结合式(2)—(3)所示的光热电站出力特性，计算在满足式(11)—(20)所示的约束条件情况下光热电站可行的容量配置及其对应的输出功率pcsp(t)；

4.3针对每一种可行的光热电站容量及对应的输出功率，利用式(7)计算出光热电站的平均化度电成本clcoe，利用式(8)计算出联合发电系统售电收益cs，利用式(9)计算出光热电站发电补贴ca；

步骤4.4、根据上述计算得到的光热电站输出功率pcsp(t)、光热电站平均化度电成本clcoe、联合发电系统售电收益cs和光热电站发电补贴ca，结合式(10)所示的目标函数，计算在满足约束条件的情况下，每一种配置情况的目标函数值，并取目标函数值取最大情况下，即系统经济性最优时的光热电站容量配置为最终结果。