基于多能互补的园区综合智慧能源优化配置与运营方案研究

2022-01-07张毓清张云龙范茜勉

山东电力高等专科学校学报 2021年6期

黎特，张毓清，张云龙，仝川，高超，范茜勉

（中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司，河北石家庄 050000）

0 引言

多能互补是一种将分布式电源、负荷、储能等有机整合在一起的小型发配用电力系统。将分布式电源以多能互补的形式接入大电网，被普遍认为是利用分布式电源最有效的方式之一[1]。经济效益是多能互补吸引用户并能在电力系统得以推广的关键因素。由于装机方案中可能包括分布式燃气轮机等易于控制的电源，也可能包含风电、光伏发电等具有间歇性和不易控制的电源，这些电源的相互投切和相互影响，及其与外部电网电力交互的多变性，共同造成了多能互补条件下综合能源经济运行策略优化的必要性和复杂性。本文分析了多能互补传统模型存在的不足，搭建了新的模型，对运行策略进行优化选取、灵活调度，深度挖潜多能互补的经济效益，并以某园区为例验证了所提模型的优越性。

1 传统配置与运营模型存在的不足

1.1 传统模型逻辑

以一个含有光伏发电、分布式燃机、补燃型余热锅炉、燃气调峰锅炉的园区多能互补为例说明传统模型的逻辑。原模型的计算方法是以最大限度利用分布式燃机效率为原则，主要由两步完成。

第一步，优先选用分布式燃机的热出力满足园区热负荷需求，根据分布式燃机热出力情况推算出分布式燃机电出力，多余电力出售给外部电网，不足电力从外部电网购买。

第二步，若分布式燃机满负荷运转，热出力仍不能满足园区热负荷需求，则不满足的部分按照补燃型余热锅炉与燃气调峰锅炉的出力顺序进行补充。

1.2 原模型存在的不足

原模型逻辑上是可行的，但是存在两个不容忽视的问题：一是未充分考虑外部电网电价与自发电成本的差异，即忽略了外部电网的尖、峰、平、谷电价。当外部电网电价高于自发电成本时，应优先利用分布式燃机；当外部电网电价低于自发电成本时，依然优先利用分布式燃机显然不符合经济性要求。二是未充分考虑补燃型余热锅炉、燃气调峰锅炉的供热成本差异，仅以补燃型余热锅炉与分布式燃机物理连接紧密确定供热时优先选用补燃型余热锅炉也不符合经济性要求。

现阶段，多能互补的盈利性受制因素较多，在满足技术方案要求的前提下，更需要对运行策略进行优化选取、灵活调度。原模型的计算方法，没有对园区多能互补的经济运行深度挖潜，在很大程度上降低了经济性，甚至制约和阻碍了多能互补的顺利发展。

2 新模型搭建

新模型动态模拟园区多能互补的电负荷、热负荷、冷负荷需求，比较每小时外部电网电价与自发电成本，充分考虑和应用项目自身与外部电网的价差空间。

2.1 新模型的输入及输出条件

计算的输入为园区一年8 760 h的电负荷、热负荷、冷负荷需求，园区一年8 760 h的光伏发电特性曲线（光伏逐时出力特性值），外部电网一年8 760 h的分时电价（尖、峰、平、谷），天然气原料价格，园区多能互补的装机组成。输出为园区多能互补各类装机的出力顺序及出力值、项目向外部电网售电量及购电量、园区一年8 760 h的总耗气量、总成本和总收入。

2.2 新模型逻辑

新模型以项目自身与外部电网的价差空间为先导条件，优化选择园区各类装机的出力顺序，最大限度提升园区多能互补的经济效益[2]。

第一步，输入园区电、热、冷负荷需求，装机初始方案并建立各类装机出力的仿真曲线。

第二步，根据每小时外部电网电价与多能互补自发电成本，判定是优先选用自发电保供电还是优先选用外部电网保供电[3]。若优先选用外部电网保供电，则供热首先选择调峰燃气锅炉，供热不足部分再开启分布式燃机及补燃锅炉；若优先选用自发电保供电，则供热首先选择分布式燃机及补燃锅炉，供热不足部分再开启调峰燃气锅炉[4]。

第三步，当外部电网电价高于自发电成本时，装机出力顺序为光伏发电或风电、分布式燃机、补燃余热锅炉、调峰燃气锅炉。当外部电网电价低于自发电成本时，若同时园区热负荷需求大于分布式燃机与补燃余热锅炉热出力，装机出力顺序为光伏发电或风电、调峰燃气锅炉、分布式燃机、补燃余热锅炉；若同时园区热负荷需求小于分布式燃机与补燃余热锅炉热出力，装机出力顺序为光伏发电或风电、分布式燃机、补燃余热锅炉、调峰燃气锅炉[5]。具体逻辑如图1所示。