黎 特，張毓清，張云龍，仝 川，高 超，范茜勉

（中國電建集團河北省電力勘測設(shè)計研究院有限公司，河北 石家莊 050000）

0 引言

多能互補是一種將分布式電源、負(fù)荷、儲能等有機整合在一起的小型發(fā)配用電力系統(tǒng)。將分布式電源以多能互補的形式接入大電網(wǎng)，被普遍認(rèn)為是利用分布式電源最有效的方式之一[1]。經(jīng)濟效益是多能互補吸引用戶并能在電力系統(tǒng)得以推廣的關(guān)鍵因素。由于裝機方案中可能包括分布式燃?xì)廨啓C等易于控制的電源，也可能包含風(fēng)電、光伏發(fā)電等具有間歇性和不易控制的電源，這些電源的相互投切和相互影響，及其與外部電網(wǎng)電力交互的多變性，共同造成了多能互補條件下綜合能源經(jīng)濟運行策略優(yōu)化的必要性和復(fù)雜性。本文分析了多能互補傳統(tǒng)模型存在的不足，搭建了新的模型，對運行策略進行優(yōu)化選取、靈活調(diào)度，深度挖潛多能互補的經(jīng)濟效益，并以某園區(qū)為例驗證了所提模型的優(yōu)越性。

1 傳統(tǒng)配置與運營模型存在的不足

1.1 傳統(tǒng)模型邏輯

以一個含有光伏發(fā)電、分布式燃機、補燃型余熱鍋爐、燃?xì)庹{(diào)峰鍋爐的園區(qū)多能互補為例說明傳統(tǒng)模型的邏輯。原模型的計算方法是以最大限度利用分布式燃機效率為原則，主要由兩步完成。

第一步，優(yōu)先選用分布式燃機的熱出力滿足園區(qū)熱負(fù)荷需求，根據(jù)分布式燃機熱出力情況推算出分布式燃機電出力，多余電力出售給外部電網(wǎng)，不足電力從外部電網(wǎng)購買。

第二步，若分布式燃機滿負(fù)荷運轉(zhuǎn)，熱出力仍不能滿足園區(qū)熱負(fù)荷需求，則不滿足的部分按照補燃型余熱鍋爐與燃?xì)庹{(diào)峰鍋爐的出力順序進行補充。

1.2 原模型存在的不足

原模型邏輯上是可行的，但是存在兩個不容忽視的問題：一是未充分考慮外部電網(wǎng)電價與自發(fā)電成本的差異，即忽略了外部電網(wǎng)的尖、峰、平、谷電價。當(dāng)外部電網(wǎng)電價高于自發(fā)電成本時，應(yīng)優(yōu)先利用分布式燃機；當(dāng)外部電網(wǎng)電價低于自發(fā)電成本時，依然優(yōu)先利用分布式燃機顯然不符合經(jīng)濟性要求。二是未充分考慮補燃型余熱鍋爐、燃?xì)庹{(diào)峰鍋爐的供熱成本差異，僅以補燃型余熱鍋爐與分布式燃機物理連接緊密確定供熱時優(yōu)先選用補燃型余熱鍋爐也不符合經(jīng)濟性要求。

現(xiàn)階段，多能互補的盈利性受制因素較多，在滿足技術(shù)方案要求的前提下，更需要對運行策略進行優(yōu)化選取、靈活調(diào)度。原模型的計算方法，沒有對園區(qū)多能互補的經(jīng)濟運行深度挖潛，在很大程度上降低了經(jīng)濟性，甚至制約和阻礙了多能互補的順利發(fā)展。

2 新模型搭建

新模型動態(tài)模擬園區(qū)多能互補的電負(fù)荷、熱負(fù)荷、冷負(fù)荷需求，比較每小時外部電網(wǎng)電價與自發(fā)電成本，充分考慮和應(yīng)用項目自身與外部電網(wǎng)的價差空間。

2.1 新模型的輸入及輸出條件

計算的輸入為園區(qū)一年8 760 h的電負(fù)荷、熱負(fù)荷、冷負(fù)荷需求，園區(qū)一年8 760 h的光伏發(fā)電特性曲線（光伏逐時出力特性值），外部電網(wǎng)一年8 760 h的分時電價（尖、峰、平、谷），天然氣原料價格，園區(qū)多能互補的裝機組成。輸出為園區(qū)多能互補各類裝機的出力順序及出力值、項目向外部電網(wǎng)售電量及購電量、園區(qū)一年8 760 h的總耗氣量、總成本和總收入。

2.2 新模型邏輯

新模型以項目自身與外部電網(wǎng)的價差空間為先導(dǎo)條件，優(yōu)化選擇園區(qū)各類裝機的出力順序，最大限度提升園區(qū)多能互補的經(jīng)濟效益[2]。

第一步，輸入園區(qū)電、熱、冷負(fù)荷需求，裝機初始方案并建立各類裝機出力的仿真曲線。

第二步，根據(jù)每小時外部電網(wǎng)電價與多能互補自發(fā)電成本，判定是優(yōu)先選用自發(fā)電保供電還是優(yōu)先選用外部電網(wǎng)保供電[3]。若優(yōu)先選用外部電網(wǎng)保供電，則供熱首先選擇調(diào)峰燃?xì)忮仩t，供熱不足部分再開啟分布式燃機及補燃鍋爐；若優(yōu)先選用自發(fā)電保供電，則供熱首先選擇分布式燃機及補燃鍋爐，供熱不足部分再開啟調(diào)峰燃?xì)忮仩t[4]。

第三步，當(dāng)外部電網(wǎng)電價高于自發(fā)電成本時，裝機出力順序為光伏發(fā)電或風(fēng)電、分布式燃機、補燃余熱鍋爐、調(diào)峰燃?xì)忮仩t。當(dāng)外部電網(wǎng)電價低于自發(fā)電成本時，若同時園區(qū)熱負(fù)荷需求大于分布式燃機與補燃余熱鍋爐熱出力，裝機出力順序為光伏發(fā)電或風(fēng)電、調(diào)峰燃?xì)忮仩t、分布式燃機、補燃余熱鍋爐；若同時園區(qū)熱負(fù)荷需求小于分布式燃機與補燃余熱鍋爐熱出力，裝機出力順序為光伏發(fā)電或風(fēng)電、分布式燃機、補燃余熱鍋爐、調(diào)峰燃?xì)忮仩t[5]。具體邏輯如圖1所示。

圖1 新模型計算邏輯

3 仿真模擬及模型對比

以某園區(qū)為例，含容量為2 MW光伏發(fā)電、2臺6.3 MW分布式燃機、2臺補燃工況下蒸汽量為30 t/h的補燃鍋爐和1臺流量為30 t/h的燃?xì)庹{(diào)峰鍋爐。

輸入園區(qū)一年8 760 h的電負(fù)荷、熱負(fù)荷需求、光伏逐時出力特性值，如表1所示。按照傳統(tǒng)模型及新模型分別得到園區(qū)多能互補各類裝機的出力順序及出力值，向外部電網(wǎng)售電量及購電量，園區(qū)一年8 760 h的利潤。具體仿真結(jié)果如表2、表3所示。

表1 模型輸入

表2 傳統(tǒng)模型計算結(jié)果

注：1）表中僅展示某天00：00-18：00的數(shù)據(jù)，實際模型需要輸入全年8 760 h相關(guān)數(shù)據(jù)。2）出力順序為光伏發(fā)電、分布式燃機、補燃型余熱鍋爐、燃?xì)庹{(diào)峰鍋爐。

表3 新模型計算結(jié)果

優(yōu)化前后對比情況如圖2所示。

圖2 優(yōu)化前后情況對比

通過對比可見，新模型較傳統(tǒng)模型每年可減少成本398萬元，收入增加130萬元，年利潤增加528萬元，增幅約為15%。

利用本模型可以在某種特定的裝機組成中選擇出最佳運行策略，同時可以對比不同裝機方案（如本模型中，增加或者降低分布式燃機、余熱鍋爐規(guī)模）的利潤，選擇出最佳的裝機方案[6]。

4 結(jié)語

本模型已經(jīng)應(yīng)用到某省多個園區(qū)多能互補項目運行經(jīng)濟分析中，對提升園區(qū)多能互補最優(yōu)運行提供了決策支撐。同時，對多種裝機組合，可以通過對比利潤選擇出最優(yōu)的裝機方案，以及最優(yōu)裝機方案下的最優(yōu)運行策略。本模型在一定程度上對促進園區(qū)多能互補發(fā)展有一定積極意義。