含电蓄热装置的离网型局域网系统能量平衡模型研究

严 雄, 田莉莎，刘孝鑫

(中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司，西安 710065)

0 引 言

远离大电网覆盖的岛屿、边塞、山区、或既有供电系统薄弱地区，通常依靠当地的资源条件，采用风电、光伏发电系统，结合电化学储能系统及作为紧急备用电源的柴油发电机，构成离网型局域网的供能电源。各电源装机规模应在区域负载类型、电量需求、风/光资源条件既定的基础上，采用“以耗定电”方式确定，计算过程实质是系统全年8 760 h内逐小时的功率平衡仿真，其计算的准确程度关乎整个系统的初始投资、设备使用效率及系统供能的可靠性。

电蓄热装置的加入使离网型局域网的能量平衡数学模型更为复杂。目前，关于含电蓄热装置的离网型局域网工程能量平衡研究的文章鲜见，刘平[1]提出了基于能量面积法及基于随机场景分解的独立型微电网功率平衡方法，通过场景分析与能量平衡关系确定分布式可控电源与储能系统能量容量的最小值；张彦等[2]建立了家庭能源局域网能量优化管理的混合整数二次规划模型，并引入能源互联网系统理念与相关技术，实现对家庭能源局域网的在线优化控制；蒲晓箱、王成山等[3-9]以多能源局域网系统运行的成本或碳排放为目标，构建能源局域网网间的能量管理模型，并采用内点法、混合整数规划法、枚举法等对目标函数进行求解，但上述文章在规划过程中均未对热负荷，尤其是电蓄热负荷进行分析。具有代表性的规划软件，在应用场景、负荷类型、元件模型等方面不能适用，可借鉴性不高。因此，开展含电蓄热装置的离网型局域网系统能量平衡数学模型的研究具有实际工程意义。本文在系统功率平衡仿真过程中，引入电蓄热体额定加热功率、蓄热体额定容量、蓄热体剩余容量等边界，并将电热进行解耦，解决了代表性软件能量流计算与实际应用不匹配的问题，提高了电源侧风光储系统容量配置的精确度，同时可以为离网型局域网能量管理系统控制策略提供依据。

1 既有软件特性分析

目前，国内外用于新能源系统规划的代表性软件主要有3种，分别为美国国家可再生能源实验室(NREL)开发的可再生能源互补发电优化建模软件—HOMER、上海电气集团股份有限公司开发的分布式能源系统规划设计软件—DES-PSO、天津大学开发的微网规划设计软件—PDMG，3种规划软件在应用场景、负荷类型、元件模型、优化目标及方法等方面不尽相同，特性对比如表1所示[10]。

表1 既有软件特性对比

HOMER及PDMG软件中的元件模型不包含蓄热元件，使用范围与本文研究的工程类型不一致。DES-PSO软件中的元件模型与含电蓄热装置的离网型工程最为接近，但在计算过程中，该软件对电蓄热装置加热器件功率的逐时限能作用考虑不充分，能量流的计算与实际工程存在误差，可能会造成系统弃电量较少的假象。

2 能量平衡模型改进

针对既有软件存在的问题，对局域网系统能量平衡模型加以改进，在仿真计算过程中考虑电蓄热装置电功率及蓄热体剩余容量大小，将电能输入端与供暖输出端进行解耦，使蓄热系统任一时间点均可存在纯蓄热、纯放热和边蓄边放3种模式的情况，完善系统能量平衡约束条件。

局域网能量流对负荷的保障等级依次为电气负荷、电化学储能系统、采暖负荷。电化学储能系统不参与采暖负荷的电热转换过程，并作出如下定义：

① 风机、光伏逐小时出力分别为PW,PP；② 逐时电负荷、热负荷分别为PEL,PHL；③ 电蓄体热额定加热功率、蓄热体额定容量、蓄热体剩余容量分别为PB,CHA,CRHA；④ 电化学储能PCS功率、电池额定容量、电池剩余容量分别为PPCS,CBA,CRBA；⑤ 电池最大充电深度、放电深度分别为SOC,DODE；⑥ 蓄热体放热深度为DODH；⑦ 电池转换效率、电热转换效率分别为η1、η2；⑧ 系统“源-荷”实时能量差为ΔE=PW+PP-PEL-PHL。

3 局域网能量平衡模型

通过建模分析，对于含电蓄热装置的离网型局域网，系统能量平衡数学模型多达21种，包含了系统“源-荷”实时能量差在ΔE≥0与ΔE≤0工况下，以电蓄体热额定加热功率PB、蓄热体额定容量CHA、储能PCS功率PPCS、电池额定容量CBA、电池充电深度SOC及放电深度DODE为边界条件的所有情形。由于篇幅有限，本文仅对光伏、风电逐时出力在满足实时负载能量消耗后，有多余能量进行存储(ΔE≥0)，且逐时多余能量小于储能PCS功率与电蓄体热额定加热功率之和(ΔE≤PB+PPCS)的情形进行分析。

3.1 能量平衡数学表达式

(1) 离网型局域网系统实时的“源-荷”能量差为ΔE≤PPCS,ΔE≤(CBA×SOC-CRBA)/η1，此时，系统多余能量可以全部存入储能电池中，储能电池容量为CBAt2=CRBA+ΔE×η1，蓄热体装置容量无变化，系统无弃电。

(2) 离网型局域网系统实时的“源-荷”能量差为ΔE≤PPCS,ΔE>(CBA×SOC-CRBA)/η1，此时，储能电池容量为CBAt2=CBA×SOC，经过电化学储能系统后溢出的多余能量记为ΔE1=ΔE-(CBA×SOC-CRBA)/η1，该部分能量对电蓄热装置蓄热体部分及系统的影响的判别条件如下:

① 若ΔE1≤PB,且ΔE1≤(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CRHA+ΔE1×η2,系统无弃电。

② 若ΔE1≤PB,且ΔE1>(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CHA,系统无弃电ΔE1-(CHA-CRHA)/η2。

③ 若ΔE1>PB,且ΔE1≤(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CRHA+PB×η2,系统无弃电ΔE1-PB。

④ 若ΔE1>PB,且ΔE1>(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CHA,系统无弃电ΔE1-(CHA-CRHA)/η2。

(3) 离网型局域网系统实时的“源-荷”能量差为ΔE>PPCS,PPCS≤(CBA×SOC-CRBA)/η1，此时，储能电池容量为CBAt2=CRBA+PPCS×η1，经过电化学储能系统后溢出的多余能量记为ΔE1=ΔE-PPCS，该部分能量对电蓄热装置蓄热体部分及系统的影响的判别条件如下:

⑤ 若ΔE2>PB,且ΔE2>(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CRHA+ΔE1×η2,系统无弃电。

⑥ 若ΔE2>PB,且ΔE2>(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CHA,系统无弃电ΔE2-(CHA-CRHA)/η2。

(4) 离网型局域网系统实时的“源-荷”能量差为ΔE>PPCS,PPCS>(CBA×SOC-CRBA)/η1，此时，储能电池容量为CBAt2=CBA×SOC，经过电化学储能系统后溢出的多余能量记为ΔE3=ΔE-(CBA×SOC-CRBA)/η1，该部分能量对电蓄热装置蓄热体部分及系统的影响的判别条件如下:

⑦ 若ΔE3≤PB,且ΔE3≤(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CRHA+ΔE3×η2,系统无弃电。

⑧ 若ΔE3≤PB,且ΔE3>(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CHA,系统无弃电ΔE3-(CHA-CRHA)/η2。

⑨ 若ΔE3>PB,且ΔE3≤(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CRHA+PB×η2,系统无弃电ΔE3-PB。

⑩ 若ΔE3>PB,且ΔE3>(CHA-CRHA)/η2,则CHAt2=CHA,系统无弃电ΔE3-(CHA-CRHA)/η2。

3.2 系统能量流向图

判别条件①表示系统的“源-荷”能量差 可以全部用来存储，其中一部分能量将存入储能电池，使储能电池充电至截止容量，剩下的全部存入蓄热体，整个系统无弃电，此时的能量流向如图1所示。

判别条件②表示系统的“源-荷”能量差ΔE只有部分用来存储。此时ΔE包含3部分，其中一部分能量使储能电池充电至截止容量，一部分使蓄热体储热至额定容量；剩下的是由于蓄热体容量的限制而弃掉的一部分，整个系统有弃电，此时的能量流向如图2所示。

判别条件③表示系统的“源-荷”能量差ΔE只有部分用来存储。此时ΔE包含3部分，其中一部分能量使储能电池充电至截止容量，一部分存入蓄热体；剩下的一部分受蓄热体加热功率的限制而弃掉，整个系统有弃电，此时的能量流向如图3所示。

判别条件④表示系统的“源-荷”能量差 只有部分用来存储。此时ΔE中的一部分能量使储能电池充电至截止容量、使蓄热体储热至额定容量，剩下的一部分受蓄热体加热功率及蓄热体容量的双重限制而弃掉，最终整个系统有弃电，此时的能量流向如图4所示。

判别条件⑤表示系统的“源-荷”能量差ΔE可全部用来存储。此时ΔE中的一部分能量将存入储能电池，而受储能系统功率限制溢出的能量将存入蓄热体，整个统无弃电，此时的能量流向如图5所示。

判别条件⑥表示系统的“源-荷”能量差ΔE只有部分用来存储。此时包含3部分，其中一部分能量存入储能电池，一部分使蓄热体储热至额定容量；剩下的一部分受蓄热体容量的限制而弃掉，整个系统有弃电，此时的能量流向如图6所示。

判别条件⑦表示系统的“源-荷”能量差ΔE可全部用来存储。此时ΔE包含两部分，其中一部分能量使储能电池充电至截止容量，剩下的能量可全部存入蓄热体，整个系统无弃电，此时的能量流向如图7所示。

判别条件⑧表示系统的“源-荷”能量差ΔE只有部分用来存储。此时ΔE包含3部分，其中一部分能量使储能电池充电至截止容量，一部分使蓄热体储热至额定容量；剩下一部分受蓄热体容量的限制而弃掉，整个系统有弃电，此时的能量流向如图8所示。

判别条件⑨表示系统的“源-荷”能量差ΔE只有部分用来存储。此时ΔE包含3部分，其中一部分能量使储能电池充电至截止容量，一部分能量存入蓄热体；剩下的一部分受蓄热体加热功率的限制而弃掉，整个系统有弃电，此时的能量流向如图9所示。

判别条件⑩表示系统的“源-荷”能量差ΔE只有部分用来存储。此时ΔE包含3部分，其中一部分能量使储能电池充电至截止容量，一部分使蓄热体储热至额定容量；剩下的一部分受蓄热体容量的限制而弃掉，整个系统有弃电，此时的能量流向如图10所示。

4 工程应用

新疆某新型能源局域网项目供电系统是20 MWp光伏发电系统、16 W/28 MWh储能系统、4×1.5 MW风力发电系统、2×1.3 MW 柴油发电机构成。负荷侧常规电负荷为1.1 MW, 电蓄热装置规模为10.5 MW/120 MWh。

项目柴油发电机作为紧急备用电源，不参与能量平衡计算。基于上述条件，分别在不考虑电蓄热装置加热功率与考虑电蓄热装置加热功率2种情况下，利用EXCEL汇编公式，对系统能量平衡建模仿真计算，采暖季局域网弃电率与供暖保障率结果如表2所示。

表2 系统供能特性对比

由表2可知，考虑电蓄热装置加热功率时，系统弃电率较高，供暖保障率及常规负荷供电保障率较低，这是因为在仿真过程中出现了图3或图4所示的由于加热功率受限而导致弃电量增加的现象，可存储电量减少，进而供暖保障率、供电保障率降低。

5 结 论

(1) 电蓄热系统能量流在传输、存储过程中热电是解耦的，对于负荷中存在电蓄热装置的离网型局域网，在能量平衡仿真计算过程中，把电蓄热装置当成简单的电负荷，而不考虑蓄热体的储能作用，会使得电源装机容量加大，系统弃电量上升，工程初期投资加大，实际运行设备使用率低。

(2) 不考虑电蓄热装置加热功率的大小，则会造成系统弃电率降低，供电与供暖保障率较高的假象，工程实际运行供能可靠性也会降低。

(3) 对于离网型局域网，考虑系统内电蓄热体额定加热功率、电化学储能PCS功率、电池额定容量等边界条件的源荷匹配仿真，是一个基于系统稳定，从宏观的、能量平衡的角度对源端电源装机容量定量分析的过程，在实际应用过程中，还应充分考虑系统一定时间尺度内的功率平衡因数，即电蓄体热额定加热功率变化，源端电源出力变化、储能PCS投退、异步电机启动及变压器励磁涌流对系统稳定性的影响。储能PCS功率的选择应在仿真工作开始前，通过系统稳定性仿真分析予以确定。本文在系统能量平衡模型的搭建过程中，引入了电蓄热体额定加热功率、蓄热体额定容量、蓄热体剩余容量等边界条件，丰富了仿真计算模型种类；同时引入了电池充放电深度、蓄热体放热深度、电池转换效率、电热转换效率等参数，提高了计算精度，对减少项目初期投资、提高设备使用率及供能可靠性有很大帮助。