燃气三联供耦合光伏系统运行策略优化

2022-12-18陈肖楠裴东升徐霆徐忠球金

分布式能源 2022年5期

陈肖楠裴东升徐霆徐忠球金明

(华能(上海)电力检修有限责任公司,上海市宝山区 201900)

0 引言

燃气三联供系统可实现能源的综合梯级利用,相较常规发电系统具有多方面的优势。三联供系统可使天然气的热能得到充分利用,综合能源利用效率可达90%以上[1];三联供系统采用自发自用的方式,可避开电网用电高峰,缓解电网的供电压力,实现了错峰用电,削峰填谷[2-4]。同时,其运营、维护费用较低,投资回收期短。鉴于此,许多国内外学者对三联供系统进行研究。张瑜[5]以商业综合体项目的负荷特性为基础,研究了燃气冷热电三联供系统发电设备容量的选择方法;周守军等人[6]则通过建立负荷预测模型来研究三联供系统蓄能装置在过渡季节的运行调节方式;倪俊等人[7]提出基于需求响应的分布式能源冷热电三联供系统配置优化方法;孙雯等人[8]以经济成本最小为目标函数,提出了基于固体氧化物燃料电池的冷热电三联供系统的运行调度模型;YAN 等人[9]提出2阶段多目标随机鲁棒混合优化模型以确定混合冷热电联供系统的最优设备容量;TAKLEH 等人[10]提出了一种高效的太阳能-地热三联供系统。LI等人[11]则提出了一种基于跟随电负荷、热负荷、电热混合负荷能量互补特性的交互运行策略,以提高区域综合能源系统的性能。CHEN[12]提出了一种面向医院的生产冷热电气联合的系统概念,正常运行可满足节能减排的需求,在严峻条件下可持续满足能源和医用气体的供应需求;BAE[13]则提出了利用光伏光热和地源热泵实现零能耗建筑三联供系统的经济解决方案;YAN[14]在考虑冷热电联供系统的能源供应独立性、环境影响、经济性能和能源效率的基础上提出了冷热电联供系统最优容量的多目标随机多场景优化方法。

作为绿色电力的代表,光伏发电已得到了广泛使用,但太阳能不稳定、不连续的特性使其发展受到了限制。将燃气三联供系统与光伏系统相耦合,可克服上述缺点,并提高系统使用效率,促进项目节能减排。学者也对光伏与燃气三联供系统耦合应用展开了相关研究,杨镇阁等人[15]设计了光伏组件、太阳能集热器与冷热电联供集成的多能互补系统;杨晓辉等人[16]研究了光热辅助三联供系统、光伏辅助三联供系统、光伏光热辅助三联供系统在不同配置方案、不同运行模式运行时不同评价指标的变化规律;张衡[17]则对新型复合抛物面聚光器、低倍聚光光伏/光热组件、光伏耦合热泵热电联供和耦合溴化锂吸收式制冷系统及系统性能开展理论分析及优化;郝欣等人[18]将烟气废热一部分分配到太阳能蒸汽联合循环模块发电,另一部分分配到溴化锂吸收式热泵模块制冷;陈红兵等人[19]则利用遗传算法优化神经网络的方法建立了太阳能光伏光热系统性能的仿真预测模型,其预测精确度优于单一神经网络模型;罗迟等人[20]提出了一种新型的太阳能喷射式电热(冷)联供系统,利用太阳能光热,通过简单阀门切换实现电冷联供和电热联供;FAIZAN 等人[21]提出了一种在偏远地区利用抛物槽式集热器生产电力、制冷和淡水的新型太阳能三代系统;CHEN 等[22-23]对分时电价下,亚热带气候下基于光伏集热器的太阳能三联供系统进行了评估与分析;CALISE[24-25]设计了一种聚光光伏/光热集热器的新型高温太阳能三联供系统,并对其进行了动态模拟;BELLOS等人[26]对基于有机朗肯循环和吸收式热泵的太阳能三联供系统进行了参数分析与优化。

综上所述,国内外学者对于三联供耦合光伏系统的可行性已进行了相关论证,并对两者的集成耦合应用展开了分析研究,但对于其运行策略方面的研究还略有不足。因此,本文通过建立系统的性能评估及经济性测算模型,对不同边界条件下三联供与国网直供能系统的运行经济性进行分析比较;并以实际项目为例,以系统综合运行费用为优化目标,确定冬、夏季典型日负荷工况下燃气三联供耦合光伏系统的运行策略,可为相关项目的运行优化提供理论指导及建议。

1 三联供系统设备模型的建立

内燃机模型为

式中:ηd为电效率;P为内燃机实际发电量,kW·h;Q为内燃机消耗的天然气热量,kJ;ηr为热效率;Qg为缸套冷却水携带的热量,kJ;Qy为烟气携带的热量,kJ;η为总效率;ΔQ为内燃机的热量损失;α为电负荷率;Py为用户实际用电量,kW·h。

溴化锂机组模型为

式中:kCOP,c、kCOP,h分别为溴化锂机组制冷、制热工况能效;Qc为溴化锂机组可提供冷量,kJ;Qh为溴化锂机组可提供热量,kJ;Qn为溴化锂机组所耗热量,kJ。

式中:β为热负荷率;Qy为溴化锂机组实际耗热量,kJ。

内燃机及溴化锂机组辅助设备功耗可近似认为与三联供制冷、制热量成正比:

式中:εc、εh分别为制冷、制热工况辅助设备性能系数;Wc、Wh分别为制冷、制热工况辅助设备功耗,kW。

本文以系统综合运行费用作为经济性测算的优化目标,优化模型为

式中:E(i)为第i时刻的电负荷,kW·h;Et(i)为第i时刻的光伏发电量,kW·h;Eg(i)为第i时刻的三联供发电量,kW·h;Ce(i)为第i时刻的电价,元/(kW·h);Q(i)为第i时刻的冷(热)负荷,kW·h;Qg(i)为第i时刻的三联供供冷(热)量,kW·h;CQ(i)为第i时刻的冷(热)价,元/(kW·h);Cgas(i)为第i时刻的天然气单价,元/m3;Gw(i)为第i时刻的天然气耗量,m3;Ef(i)为第i时刻的辅机耗电量,kW·h。

2 项目概要

上海某大厦项目总供能面积4.950 3万m2,建筑冷负荷4 506 kW、热负荷2 453 kW。系统装机方案为:2台400 kW 燃气内燃发电机及配套余热机、内燃机天然气消耗量为100.4 m3/h,额定发电功率为400 kW,额定电效率为40.9%,额定热效率为47%;2台烟气热水溴化锂机组,制冷功率为505 kW,制热功率为476 kW;95 kW 光伏发电设备及相关辅助设备。

光伏发电设备几乎无需维护,其出力完全由天气情况决定,故后续运行成本中不考虑光伏系统的运行费用。光伏系统采用并网不上网的原则,由于屋顶光伏发电出力远小于大厦用电负荷,能被大厦自身用电负荷完全消纳;天然气为三联供的能源输入,进入内燃机组燃烧发电,利用烟气、缸套水余热进入溴化锂机组制冷或采暖,负荷不足部分由市电、能源中心进行补充。系统流程图如图1所示。

图1 燃气三联供耦合光伏系统流程图Fig.1 Flow chart of gas triplex coupled photovoltaic system

根据大厦燃气内燃机实际运行数据,可得电效率、热效率、总效率与电负荷率的变化关系,如图2所示。

图2 内燃机效率随负荷率变化曲线Fig.2 Variation curves of internal combustion engine efficiency with load rate

根据大厦溴化锂机组实际运行数据以及厂家所提供数据,可得机组实际制冷、制热能效与热负荷率的变化关系,如图3所示。辅助设备模型参数如表1所示。

图3 溴化锂机组效率随负荷率变化曲线Fig.3 Variation curves of lithium bromide unit efficiency with load rate

表1 辅助设备模型性能系数表Table 1 Performance coefficient table of auxiliary equipment

3 敏感参数分析

由于运行中三联供与国网直供能系统为互为替代的关系,因此可对相同冷热电产出时两系统的运行费用进行比较,以此来分析不同边界条件下系统的经济性变化情况。同一运行工况时三联供与国网直供能系统的运行费用差值为

费用差值ΔC＞0则说明运行中使用三联供系统相较国网直供能方式具有更好的经济性;ΔC值越大,三联供的经济效益越高。

费用差值主要受电价、国网能源中心冷(热)量价格、天然气单价、系统电负荷率这4 个因素的影响,现研究其中1个因素变化,其他因素保持不变时,其对费用差值的影响程度。

项目所在地在用电高峰、平段和低谷时电价分别为1.031 8、0.637 5和0.2395元/(kW·h);天然气单价为3.39元/m3;国网能源中心冷、热量价格为0.668元/(kW·h)。

在国网能源中心冷(热)量价格均为0.668元/(kW·h),三联供满负荷运行时,不同电价下天然气价格对运行费用差值的影响如图4所示。

由图4可知,夏季、冬季当天然气价格分别低于3.99和3.69元/m3时,三联供与国网直供能系统的运行费用差值均为正值,此时峰、平谷电价时三联供系统的经济性均优于国网直供能方式,且费用差值的大小随电价的增加以及天然气价格的降低而增加;当天然气价格高于上值时,费用差值在电价低于0.33元/(kW·h)时为负,因此在夜间电价低谷阶段,国网直供能方案具有更好的经济性。

图4 满负荷费用差值随天然气价格和电价变化曲线Fig.4 Curves of the difference of full load cost with natural gas price and electricity price

在天然气价格为3.39元/m3、三联供满负荷运行、不同电价下,国网能源中心冷(热)量价格对费用差值的影响如图5所示。

图5 满负荷费用差值随冷(热)量价格和电价变化曲线Fig.5 Curves of the difference of full load charge with the price of cold(hot)quantity and electricity price

由图5可知,冬、夏季冷(热)量价格、电价在应用范围内变化时三联供与国网直供能系统的运行费用差值均为正值,此时峰平谷电价时三联供系统的经济性均优于国网直供能方式,且费用差值的大小随着电价、冷(热)量价格的升高而增加。相同条件下,系统冬季的费用差值低于夏季,三联供系统供冷时可获得更高的经济效益。

在天然气价格为3.39元/m3、国网能源中心冷(热)量价格均为0.668元/(kW·h)时,不同电价下电负荷率对费用差值的影响如图6所示。

图6 费用差值随电负荷率和电价变化曲线Fig.6 Curves of cost difference with the rate of charge and the price of electricity

由图6 可知,冬、夏季变电价边界条件下,不同电负荷率运行时三联供与国网直供能系统的运行费用差值均为正值,且值的大小对电价的敏感性随电负荷率的增加而增强。此时,不同电价时三联供系统的经济性均优于国网直供能系统,因此在满足开启条件下应优先开启三联供机组提供冷热电。

峰平谷电价时,不同电负荷率下天然气价格对三联供与国网直供能系统的运行费用差值的影响如图7—9所示。

图7 低峰电价时费用差值随电负荷率和天然气价格变化曲线Fig.7 Curves of cost difference with rate of charge and natural gas price at low peak electricity price

由图7可知,在国网能源中心冷(热)量价格为0.668元/(kW·h)、电价为0.23元/(kW·h)即处于电价低谷期时,相同电负荷率时三联供与国网直供能系统的运行费用差值随天然气价格的增加而降低,费用差值的大小对电负荷率的敏感性随天然气价格的增加而增强。在夏、冬季,当天然气价格分别低于3.99、3.69元/m3时,费用差值为负值,说明电价低谷阶段三联供的经济性较国网直供能系统差,此时即使满足三联供机组的负荷开启条件也应采用国网直供能的方式。

由图8可知,在国网能源中心冷(热)量价格为0.668元/(kW·h)、电价为1.03元/(kW·h)即处于电价高峰期时,相同电负荷率时三联供与国网直供能系统的运行费用差值随天然气价格的增加而降低,费用差值的大小对电负荷率的敏感性随天然气价格的增加而减弱。冬、夏季当天然气价格在所给应用范围内时,电价高峰阶段费用差值均为正值,说明此时三联供经济性较国网直供能系统好,在满足负荷开启条件下应优先启动三联供机组向大厦提供冷热电以满足负荷需求。

图8 高峰电价时费用差值随电负荷率和天然气价格变化曲线Fig.8 Curves of cost difference with rate of charge and natural gas price at peak electricity price

由图9可知,在国网能源中心冷(热)量价格为0.668元/(kW·h)、电价为0.63元/(kW·h)时,相同电负荷率时三联供与国网直供能系统的运行费用差值随天然气价格的增加而降低。冬、夏季在所给应用范围内,电价平峰阶段三联供经济性较好,当负荷条件满足时应直接开启三联供机组提供冷热电。

图9 平峰电价时费用差值随电负荷率和天然气价格变化曲线Fig.9 Curves of cost difference with rate of charge and natural gas price at flat peak electricity price

4 典型日运行策略优化

办公建筑的能量负荷需求在冬、夏季工作日的逐时负荷变动不大[27],因此本文以上海某大厦的冬、夏季典型日负荷为研究对象进行分析,从而确定燃气三联供耦合光伏系统的优化运行策略。图10为某大厦冬、夏季典型日的逐时负荷分布图。

图10 大厦冬、夏季典型日逐时负荷分布图Fig.10 Typical daily hourly load distribution diagram of the building in winter and summer

由图10可看出,由于07:00系统需对大空间进行预热(冷),故冬、夏季在07:00—08:00期间冷热负荷存在高峰,夜间由于人员迅速减小,故负荷需求较小且较为平缓。

4.1 夏季典型日运行策略

以系统综合运行费用最小为优化目标对燃气三联供耦合光伏系统的运行策略进行确定,优化过程中不同能源单价按照前文所述进行计算。夏季典型日负荷工况下系统运行策略如图11所示。

图11 夏季运行策略示意Fig.11 Schematic diagram of summer operation strategy

由图11可知,夏季以系统运行费用最小为优化目标时,在15:00,由于优先消纳光伏发电量,故内燃机降低负荷进行发电,在17:00—20:00,内燃机部分负荷发电,三联供产生冷量不足以满足所需冷负荷,需要从能源中心购买冷量,系统采用以电定热的运行方式。夜间阶段,由于电价较低且负荷不满足需求,故直接向国网及其能源中心购买冷量及电量。

4.2 冬季典型日的运行策略

冬季典型日负荷工况下系统运行策略如图12所示。

图12 冬季运行策略示意Fig.12 Schematic diagram of winter operation strategy

由图12可知,冬季以系统运行费用最小为优化目标时,在17:00—19:00,由于系统所需电负荷远高于热负荷,系统采用以热定电的运行方式,电量不足部分直接由市电补充,剩余时间段系统则采用以电定热的运行策略。夜间低谷电价时,发电机停机无余热,用户热负荷主要由能源中心承担,非低谷电时段,用户热负荷主要由发电机余热承担,不足部分由能源中心补充。