風-火-儲耦合系統儲能容量配置優化對比

摘要："為提升風電富集區域風電消納水平及燃煤機組的靈活性，提出了基于熱電共蓄式壓縮空氣儲能的風-火-儲耦合系統及系統調度策略，建立了系統的容量配置優化框架，并對7種布局方案進行了多目標優化。優化結果表明：電鍋爐將棄風電量轉化為熱量時，燃煤機組的運行點向電力負荷下限更低的區域移動，風電上網空間增大，燃煤機組出力水平降低；加入熱電共蓄式壓縮空氣儲能子系統，使得燃煤機組電功率水平降低；換熱器廢熱的回收進一步降低了燃煤機組產熱水平；通過調整燃煤機組熱出力，抽汽蓄熱子系統能夠實現抽汽熱的時空平移，促使燃煤機組運行點向電力負荷下限更低的區域移動，可間接促進風電的消納。綜合來看，3種子系統相組合的最佳耦合方案可實現燃煤機組的熱電解耦，從而提升了其深度調峰能力，在更大程度消納風電能力的同時提升了系統的[XC用K.tif]效率和環保性。

關鍵詞："燃煤機組；熱電共蓄式壓縮空氣儲能；熱電解耦; 深度調峰

中圖分類號："TK02"文獻標志碼：A

DOI："10·7652/xjtuxb202408005"文章編號：0253-987X（2024）08-0038-11

Comparison of Storage Capacity Configuration Optimization in

Wind-Thermal Power-Storage Coupling System

ZHAO Pan1， GOU Feifei1， XU Wenpan1， SHI Honghui2

（1. School of Energy and Power Engineering， Xi’an Jiaotong University， Xi’an 710049， China;

2. China Energy Science and Technology Research Institute Co.， Ltd.， Nanjing 210046， China）

Abstract："In order to improve wind power penetration level and the coal-fired units’ flexibility in wind power-rich areas， a wind-thermal power-storage coupling system based on combined heat and compressed air energy storage system and scheduling strategy are proposed， and a capacity configuration optimization framework is established. Multi-objective optimization is carried out on 7 layout schemes. The optimization results reveal that when the electric boiler converts waste wind power into heat， the operation point of coal-fired units moves towards areas with lower power limit， increasing the wind power adoption space， and reducing the output level of coal-fired units. The addition of combined heat and compressed air energy storage subsystem reduces the electrical power level of coal-fired units. In addition， the recovery of waste heat from heat exchangers further decreases the heat generation level of coal-fired units. The extraction heat storage subsystem achieves spatiotemporal translation of extraction steam heat by adjusting the thermal output of coal-fired units， and makes the operation point of coal-fired units move towards areas with lower power load limit， indirectly promoting the wind power consumption. In summary， the optimal coupling scheme combining the three subsystems can realize the heat power decoupling of coal-fired power units， promote the ability of deep peak shaving， possess greater capacity to absorb wind power and improve system efficiency and environmental friendliness.

Keywords："coal-fired power unit; combined heat and compressed air energy storage system; heat power decoupling; deep peak shaving

當前，我國約77.3%的風電機組集中在三北地區"［1］，遠離主要負荷中心，由于本地消納能力有限，風電并網困難，導致棄風、限電等現象頻繁發生。特別是在供暖季，三北地區進入大風期，風速較其余時期有所升高，風力發電量明顯提升"［2］。同時，供暖季多數燃煤火電機組按照以熱定電模式運行"［3］，使得燃煤機組的深度調峰能力和運行靈活性較低，多種因素疊加導致風電消納空間被嚴重擠壓，風電利用率下降。有鑒于此，采用新型儲能系統與風電系統耦合，以及提升燃煤機組的熱電解耦能力是提升風電并網容量等級的重要手段。

現階段，具備消納大規模風電能力的儲能技術主要有熔鹽蓄熱技術、抽水蓄能技術 （pumped hydro storage， PHS）及壓縮空氣儲能技術（compressed air energy storage system， CAES）3種形式"［4］。在熔鹽蓄熱技術中，熔鹽易凍堵，對金屬腐蝕影響較大"［5-6］。PHS技術雖較為成熟，但其對水庫等的地理需求一定程度上制約了該技術的應用"［7］。熱電共蓄式壓縮空氣儲能（combined heat and compressed air energy storage system， CH-CAES）技術由于響應速度快、部分負荷特性好，受到越來越多的關注"［8］。然而，當前新能源配套儲能系統后，其等效利用率僅為6.1%"［1］，風電消納水平仍偏低。因此，亟需對風儲耦合系統開展深度研究。

此外，鑒于燃煤機組在供暖季深度調峰能力不足，可通過削弱熱電聯產機組（combined heat and power， CHP）的強熱電耦合特性來有效提升其運行靈活性"［9］，從而進一步提升風電消納能力"［10］。當前燃煤機組的熱電解耦技術主要存在汽輪機旁路供熱節流損失大"［11］、鍋爐深度調峰技術難度大"［12］、高背壓改造需頻繁更換轉子"［13］以及低壓缸零出力改造需較大換熱面積"［14］等限制。因此，合理應用電鍋爐（electrical boiler， EB）"［15］和抽汽蓄熱（extraction heat storage， EHS）調峰技術"［16］，有助于提升燃煤機組運行靈活性，為新能源騰挪出更多上網空間。

構建以CH-CAES子系統、電鍋爐EB子系統和抽汽蓄熱EHS子系統為能量中間緩沖的風電-火電-儲能耦合系統，可以更好地實現清潔能源消納和清潔供暖工作"［17］。然而，已有研究未綜合考慮實際場景下風電波動性、隨機變化的負荷需求、燃煤機組熱電耦合特性和儲能系統約束等因素，因而難以形成有效的系統調度策略。此外，耦合系統性能會較大程度地受到儲能容量配置和布局的影響。本文綜合考慮上述影響因素，提出任意場景和不同布局下儲能容量配置優化框架，以提高風電富集區域的風電消納能力。

1"系統描述

圖1給出了本文提出的風-火-儲耦合系統結構示意圖。該系統的應用場景為區域級能源供應系統，可通過風電-火電-壓縮空氣儲能的耦合，在區域內將風電消耗，以提升風電消納能力；而電網僅在極端情況下提供電能補充。系統涉及3個子系統，分別是電力子系統、熱網子系統及CH-CAES子系統。電力子系統由風電場、電網和兩臺600MW燃煤機組組成，其中一臺燃煤機組按純凝模式運行，另一臺按供熱模式運行。熱網子系統由抽汽蓄熱子系統和電鍋爐子系統構成，均存在儲能、釋能兩種運行狀態。在低熱負荷需求期，抽汽蓄熱子系統將供熱模式下的燃煤機組進行抽汽蓄熱并存入熱罐2中。在負荷低谷期，電鍋爐子系統負責存儲多余風電。兩個子系統均在熱負荷高峰期通過熱罐2釋放熱量。

CH-CAES子系統的運行過程較為復雜。在儲能階段，多余風電被分為兩股，一股被兩級壓縮機消耗用于產生高壓空氣，另一股用于加熱吸收了壓縮熱的導熱油，高壓氣體和高溫導熱油分別流入儲氣洞穴、導熱油熱罐1中存儲。在釋能階段，儲氣洞穴內高壓空氣的節流壓力由釋能功率和導熱油熱罐溫度共同決定，節流后的氣體在預熱器和再熱器中被高溫導熱油加熱后，分別進入高壓、低壓透平做功，做功后的乏汽熱量和被冷卻的導熱油熱量分別通過換熱器2、3回收，用于熱量供應，熱量被回收后的低溫導熱油流回到冷罐1，供后續儲能過程使用。

數字1～10表示CH-CAES子系統高溫導熱油回路各參數點；英文字母a～g、m～p表示CH-CAES子系統壓縮空氣回路各參數點。

2"數學模型與性能指標

2.1"數學模型

該耦合系統主要包含壓縮機、透平、儲氣洞穴、燃煤機組等設備，其熱力學模型描述如下。

（1）壓縮機。受洞穴壓力變化的影響，非設計條件下的壓縮機壓比和等熵效率"［18］可表示為

式中：下標“c”、“c0”分別表示壓縮機的運行工況和額定工況；π為壓縮機壓比；m為質量流量；c1、c2、c3為壓縮機的相關系數；η為效率；n′[KG-*3]c、m′[KG-*3]c分別為壓縮機運行工況下的無量綱轉速和無量綱質量流量，表示如下

其中nc為壓縮機轉速，mc為壓縮機質量流量，T"c，in為壓縮機進口溫度；p"c，in為壓縮機進口壓力。

（2）透平。受洞穴壓力和透平入口溫度的影響，根據張娜等"［19］推薦的改進Flügel公式，推導變工況條件下透平的等熵效率和質量流量，分別表示為

式中：下標“t”、“t0”分別表示透平的運行工況和額定工況；T"in為進口溫度；π為透平膨脹比；m′[KG-*3]t、n′[KG-*3]t分別為透平運行工況下的無量綱質量流量和無量綱轉速，表示如下

其中T"t，in為透平進口溫度，p"t，in為透平進口壓力。

（3）儲氣洞穴。假設氣穴內溫度恒定，根據理想氣體方程，基于控制體積法可計算洞穴壓力"［18］，表達式寫為

式中：V"ac為洞穴容積；T"ac為洞穴溫度；Rg為理想氣體常數；m"ac，in、m"ac，out分別為流入和流出洞穴的空氣質量流量。

（4）燃煤機組。在燃煤機組的抽汽供熱模式下，通過節流閥設定抽汽供熱壓力為定值，變工況條件對級組溫度影響不大"［20］。因此，抽汽供熱前抽汽壓力P"j，b和抽汽供熱后的抽汽壓力P"j，a"［21］可分別簡化為

式中：下標“0”表示基準工況；下標“j”表示第j級組；P為級組壓力；Ph為變工況時抽汽供熱壓力；mL為流入低壓缸的質量流量；Pc為變工況時透平排汽壓力。

2.2"系統性能評價指標

為了對耦合系統進行評估，分別選取系統效率Z"η"ex，im、棄風率Z"ROAW及單位成本Z"UCCOE3個性能指標，定義如下

式中：下標“im”表示耦合系統；E"el為總電負荷；Z""EX"Q"hl為熱負荷總；E"grid為電網總購電；Bi為單位時間的煤耗量；Z"HHV為煤的高位熱值；E"wind為總的風力發電量；E"curtailed為棄風電量；E"hl為總熱負荷；Z"LCOE、Z"LCOH分別為系統的單位電成本和單位熱成本。

3"耦合系統調度策略和特性分析

3.1"原始系統調度策略與運行約束

本文中，原始系統是指無任何儲能系統配置的系統，其熱負荷由供熱模式下CHP機組的抽汽供熱滿足，電力需求由風電場和CHP機組共同滿足。第i時間步長下，系統的電功率平衡和熱功率平衡方程為

式中：W"wind為風電功率；W"CHP為CHP發電功率；W"el為電負荷；W"curtailed為棄風功率；Q"HNH，ba為供熱模式下CHP機組的熱網加熱器供應的熱量；Q"hl為熱負荷。

3.2"耦合系統調度策略與運行約束

耦合系統電負荷主要由燃煤機組、風電以及CH-CAES子系統共同滿足。當電力需求點在燃煤機組運行下限以下時，燃煤機組電出力水平較低，剩余風電被存儲。當電力需求點在燃煤機組運行區域內時，CH-CAES子系統釋電，燃煤機組需降低相應的發電功率。系統熱負荷主要依靠燃煤機組抽汽熱、EB的電轉熱及換熱器2、3的回收熱。調度時，先滿足熱量供應平衡，確定CHP發電功率后再進行電力調度。耦合系統在熱電聯產機組和風電場的配置方面與原始系統保持一致。熱電聯產機組運行約束如圖2所示。圖中，橫坐標為CHP機組供熱功率，縱坐標為機組供電功率，W"max、W"min分別為機組純凝模式供電功率上限和下限，W"med、Q"med分別為最低主蒸汽流量下機組運行下限對應的電功率和熱功率，C"v1、C"v2、Cm分別為運行區間內3條線的斜率。

該耦合系統運行約束包含以下幾個方面。不平衡功率為正時，系統進入儲能模式，儲能過程優先級從強到弱排序為CH-CAES儲電、電加熱器儲熱、電鍋爐儲熱，系統在第i時間步長允許的可充電功率為

式中：τ為時間步長；M為流體儲量；W"unb為不平衡功率序列；W"air，allow為CH-CAES允許的充/放電功率；W"rated為設備額定功率；η"mec為壓縮機機械效率；Δh為壓縮機內工質焓升；下標 “comp”、“eh”、“eb”分別表示壓縮機、電加熱器和電鍋爐；上標“ch”表示儲能過程；上標“upper”、“lower”分別表示上限和下限；上標“stored”表示當前儲量；下標“air”、“oil”、“water”分別表示CH-CAES中的空氣、電加熱器中的導熱油和電鍋爐中的水。

以壓縮機功率為例，當計算得到的可充電功率小于壓縮機功率下限時，壓縮機功率為0；當可充電功率大于壓縮機功率下限且小于上限時，壓縮機功率等于可充電功率；當其超過壓縮機功率上限，則壓縮機功率等于上限功率。

相應地，不平衡功率為負時，儲能系統進入放電模式，第i時間步長下系統允許的放電功率為

式中：下標“exp”表示透平；上標“dis”表示釋能過程；abs（·）表示取絕對值函數。

第i時間步長下，系統整體的電功率和熱功率平衡方程可以表示為

式中：Q"HT2，re為通過熱罐2供應給熱用戶的熱量；Q"HT2，st為熱罐2儲存的熱量；Q"HNH，im為通過熱網加熱器提供的熱量；Q"HEX2、Q"HEX3分別為換熱器2和3供應給熱用戶的熱量。

4"多目標優化框架

本文采用多目標粒子群優化算法（multi-objective particle swarm optimization， MOPSO）和優劣解距離算法（technique for order preference by similarity to an ideal solution， TOPSIS）相結合的雙層優化算法求解風-火-儲耦合系統的性能。如"圖3 所示，根據電熱負荷，確定現有設備的運行特性并設定決策變量范圍，基于運行約束和調度策略，對系統在整個供暖季的性能進行仿真分析。多目標粒子群算法方法首先根據運行約束和變工況模型，隨機計算每個粒子初始位置的目標值，然后所有粒子共享信息并以特定速度走向全局最佳粒子和個人最佳記憶位置。在此過程中，全局目標和最佳粒子將通過突變更新存儲在庫中，依據性能指標（系統效率、單位成本及棄風率）及系統決策變量求解出帕累托前沿解"［23-24］。最后利用TOPSIS排序算法進行篩選，得出系統的最佳配置參數"［25］。算法的單個時間步長為1h，全局優化時間為121d（整個供暖季）。多目標粒子群算法的參數如表1所示。

5"耦合系統多目標優化

為評估系統性能，采集某地區2022年供暖季風電和負荷數據，如圖4所示，采樣間隔為1h。數據顯示：風電功率在0～1000MW內隨風速變化存在不規則波動；熱負荷在0～310MW內變化，部分時期的熱需求會出現激增或突降；電力負荷雖然維持在850～1250MW之間，但仍存在小規模的隨機性。

5.1"決策變量范圍設置

對耦合系統中CH-CAES、EHS和EB子系統進行排列組合，給出了表2所示的7種系統布局方案，以分析不同耦合系統布局下的性能。

為保證對比的有效性，決策變量范圍設置如下：EHS子系統的額定最大蓄熱功率為燃煤機組最大抽汽供熱功率，其連續儲能時長設定為12h；EB和CH-CAES子系統中壓縮機的最大額定功率為原系統在供熱季最大棄風電量功率，兩子系統連續儲能時長設定為12h；電加熱器的額定功率為0.65倍的壓縮機額定功率；CH-CAES子系統中透平的最大額定功率為原系統考慮風電和燃煤機組以熱定電模式最低電功率供應的情況下電功率的最大缺額。其他參數的設置如表3所示。

5.2"多目標優化結果及最佳容量配置

在確定決策變量范圍后，根據調度策略，基于多目標粒子群算法獲得了7種系統方案布局的帕累托前沿解。圖5所示為不同方案下系統的帕累托前沿目標值。可以發現，CH-CAES和EB子系統的耦合有助于降低棄風率，并提升系統的效率，但系統成本會增加。然而，EHS子系統的引入會略微降低系統的單位成本。

基于帕累托前沿解，可采用TOPSIS算法獲取耦合系統的最優容量配置。由于其中5種方案為3種子系統的排列組合，因此本文選取較為常見的僅含EB的耦合系統（方案1）和性能潛力較優的"CH-CAES amp; EB amp; EHS耦合系統（方案7）作為分析對象，以便針對性地探討CH-CAES及EHS子系統的加入對僅含EB的耦合系統的能量調度影響。兩種方案的最優配置如表4所示。

6"不同方案下系統調度對比分析

圖6給出了原始系統及僅含EB的耦合系統中CHP機組的電功率、熱功率及棄風電量的對比結果。由圖可見，與原始系統相比，僅含EB的耦合系統中燃煤機組部分運行點的電熱功率相對更低，這意味著電鍋爐在將棄風電量轉化為熱量時，燃煤機組的電力需求點向電負荷下限更低的區域移動，機組靈活性增強，風電利用率提高。然而，在91～121d時間段內，由于較高的風電、波動性的負荷、儲熱罐容量和電加熱器功率以及燃煤機組運行區域的約束，導致熱罐儲熱量與需求的熱量匹配度較低，使得風電以熱能形式存儲和以電能形式上網遇到困難，產生較多棄風電量。

圖7給出了含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統中CHP機組的功率及不平衡功率。由圖7可見，與僅含EB的耦合系統相比，含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統中燃煤機組產熱變化頻繁且產熱功率較低的運行點增多。同時，CH-CAES子系統釋電使燃煤機組高水平電功率運行點有所下移，其缺額由透平釋能功率滿足。其中，正平衡功率為燃煤機組無法消納的風電，主要由壓縮機、電加熱器和電鍋爐所消納。由于系統內設備容量的制約，在該示例供暖季日內仍有部分棄風電量，因此對風-火-儲耦合系統進行容量優化對提升系統整體性能極為必要。

圖8顯示了運行過程中，含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統中導熱油回路的熱量變化。由圖可見，在CH-CAES子系統儲能階段，間冷器和再冷器回收壓縮熱，電加熱器吸收了壓縮機運行范圍外的部分功率，導熱油溫度上升，降低了對洞穴、壓縮機等設備的配置要求。在CH-CAES子系統釋能階段，高溫導熱油通過預熱器和再熱器加熱透平進口空氣，降低了同等級輸出功率下對空氣流量的要求，換熱器2、3回收的廢熱使得熱電聯產機組的供熱量降低。

圖9給出了系統中工作介質的運行特性對比。兩系統都存在供熱季初期和供熱季末期蓄熱罐內熱水量較多的情況，這是由于該時段的棄風電量較大，熱負荷較小。此外，CH-CAES、EB和EHS耦合系統內的介質種類更多，變化也更復雜。儲氣穴和熱罐1的利用率比熱罐2的利用率更高，這與不平衡功率的調度密切相關。值得注意的是，空氣和導熱油具有相同的變化趨勢，表明該策略可以一定程度上避免空氣或者導熱油不足無法保障透平膨脹做功，以及導熱油與空氣儲存空間不夠無法進一步消納風電的問題。

圖10給出了系統內熱負荷供應來源的對比。在僅含EB的耦合系統中，除CHP機組抽汽供熱外，電鍋爐將廢棄風電轉化而來的熱量通過熱罐2放熱進行熱負荷供應。在CH-CAES、EB和EHS的耦合系統中，除CHP機組抽汽熱量的直接供應外，抽汽蓄熱量、換熱器2、3回收的熱量以及電鍋爐儲存的熱量通過熱罐2存儲，并在需求期進行熱量釋放。值得注意的是，在CH-CAES、EB和EHS的耦合系統中，燃煤機組的抽汽蓄熱量要明顯小于燃煤機組直接抽汽供熱量、電鍋爐電轉熱熱量以及換熱器回收的熱量總和，這也是抽汽蓄熱子系統對系統整體性能影響不大的主要原因。

圖11為系統電熱負荷供應來源對比。相比于僅含EB的耦合系統，CH-CAES子系統吸收了部分風電并將其轉化為電能，使得燃煤機組發電量降低，風電以電能形式滲透入電網的比例升高；此外，CH-CAES和EHS子系統的釋熱使機組供熱進一步降低，機組靈活性進一步提升。

綜上可知，含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統為風電提供了更多上網空間。此外，含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統不僅適用于供暖季，也適用于非供暖季，具有更強的實用性和靈活性。

7"結"論

為進一步提升風電富集區域風電消納水平，本文提出了風-火-儲耦合系統及其能量調度策略，建立了耦合系統的容量配置優化框架。針對某地區，開展了不同布局方案的多目標粒子群優化，分析了不同布局對系統性能的影響，得到如下結論。

（1）電鍋爐可將棄風電能轉化為熱能進行存儲，從而有效減少棄風電量。優化結果表明：CH-CAES和EB耦合系統的最佳效率為45.45%，最低棄風率為4.24%，但經濟性較差；綜合考慮經濟性和熱力性，在保證高效性（45.17%）和低棄風率（6.5%）的條件下，含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統具有最佳的成本。

（2）在多目標優化框架下，含CH-CAES、EB和EHS的耦合系統最佳儲能容量配置結果如下：壓縮機額定功率為259MW，透平額定功率為193MW，電鍋爐額定功率為526MW，CH-CAES子系統額定儲能時間為12.00 h，儲熱子系統額定儲能時間為11.65 h。

（3）與原始系統對比，EB耦合系統可使CHP機組供電占比從80.5%降低至78.4%，CH-CAES、EB和EHS的耦合系統CHP機組供電占比可進一步下降至76.4%，與此同時，CHP機組供熱占比也由100%下降至53%。儲能子系統的耦合使得燃煤機組的需求點向電力負荷下限更低的區域移動，能夠減輕燃煤機組火力調峰壓力，提升風電上網的空間，實現更高比例的清潔能源供應。

綜上所述，在僅配備熱電共蓄式壓縮空氣儲能系統仍存在大量棄風電量的場景下，CH-CAES、EB和EHS 3種子系統耦合的最佳方案可以更大程度地實現風電消納，實現更高比例的清潔能源供應。風-火-儲耦合系統容量配置優化框架的提出將有助于為不同風電規模的地區篩選波動性風電消納系統的最佳布局和最優容量配置，減輕燃煤機組火力調峰壓力，為風電高水平消納提供更多可能，實現系統效率和環保性的提高。

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（編輯"李慧敏）