孫雯雯，徐玉杰，丁 捷，李瑞民，凌浩恕，譚雅倩，陳海生

（1中國科學(xué)院工程熱物理研究所，北京 100190；2中國科學(xué)院大學(xué)，北京 100049）

我國的高原高寒地區(qū)主要包括中國西藏自治區(qū)和青海省、新疆自治區(qū)、甘肅省、四川省、云南省的部分地區(qū)，具有海拔高、全年平均氣溫低、日溫差大、年溫差小的特點。這些地區(qū)的供能和能源資源現(xiàn)狀如下。

（1）居民供電/熱問題。居民住宅距離大電網(wǎng)中心較遠，無法從大電網(wǎng)取電，且供暖季長、熱需求量大，傳統(tǒng)供能方式多依靠外供燃油，但是化石能源成本高昂，補給困難，無法實現(xiàn)電/熱能的自主保障。

（2）水能、太陽能與風(fēng)能等可再生能源在高原地區(qū)分布廣泛。以西藏為代表，該地區(qū)河流眾多、落差大，蘊藏著豐富的水能資源[1]；高海拔地區(qū)空氣稀薄、水汽少，太陽輻射量大、日照時間長[2]；風(fēng)能資源與地形、海拔密切相關(guān)，以西藏為例風(fēng)能資源可劃分為風(fēng)能可利用區(qū)域和風(fēng)能貧乏區(qū)域[3]。

基于高原高寒地區(qū)的用戶需求和資源現(xiàn)狀，充分開發(fā)可再生能源是高原高寒地區(qū)實現(xiàn)電/熱能自主保障的重要趨勢。但可再生能源具有波動性和間歇性的特點，無法穩(wěn)定跟蹤負荷。為解決這一問題，目前主要的技術(shù)途徑是將可再生能源與儲能技術(shù)耦合[4-5]。儲能技術(shù)可實現(xiàn)電/熱能的移時管理，穩(wěn)定系統(tǒng)輸出、跟蹤計劃負荷[5]；可優(yōu)化可再生能源的裝機規(guī)模，同時減少棄能量[6]；儲電、儲熱兩種儲能設(shè)備協(xié)調(diào)利用可提升系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟性[7]。由此可見，可再生能源與儲能技術(shù)耦合可解決高原高寒地區(qū)供電/熱的問題。

可再生能源微網(wǎng)是可再生能源與儲能技術(shù)結(jié)合的主要應(yīng)用，微網(wǎng)的優(yōu)化研究已成為國內(nèi)外的研究熱點[8]。部分研究以遺傳算法為基礎(chǔ)，針對風(fēng)光互補發(fā)電系統(tǒng)，充分利用當(dāng)?shù)仫L(fēng)能和太陽能資源的互補性，考慮系統(tǒng)成本、供電可靠性等多個目標(biāo)，實現(xiàn)系統(tǒng)容量配置最優(yōu)[9]。但由于水資源具有枯水和豐水期周期變化特性，以上研究并不適用于水利資源豐富的高海拔偏遠地區(qū)。針對離網(wǎng)型風(fēng)光水儲互補發(fā)電系統(tǒng)，文獻[10]基于HOMER可再生能源優(yōu)化軟件系統(tǒng)進行資源容量配置，以微電網(wǎng)系統(tǒng)成本為目標(biāo)，優(yōu)化結(jié)果表明在水能豐富的偏遠地區(qū)，建立風(fēng)光水儲離網(wǎng)型系統(tǒng)的必要性。文獻[11]建立了計及負荷響應(yīng)的獨立微網(wǎng)系統(tǒng)，在系統(tǒng)成本的基礎(chǔ)上考慮了可控負荷調(diào)度成本，采用CPLEX求解混合線性整數(shù)規(guī)劃問題，研究結(jié)果表明負荷響應(yīng)能同時降低微網(wǎng)總運營成本及棄風(fēng)光率。文獻[12]利用粒子群優(yōu)化方法，以風(fēng)光發(fā)電的消納最大化為主要目標(biāo)，分別利用抽水蓄能和電池儲能消納低頻和高頻波動。

在高原高寒地區(qū)供暖方面，太陽能集熱器與蓄熱系統(tǒng)結(jié)合是目前普遍應(yīng)用的一種供暖方式。文獻 [13]從集熱性能與經(jīng)濟性方面對比了平板型、真空管式及槽式太陽能集熱器三種集熱形式，表明高寒地區(qū)采用槽式太陽能集熱器進行太陽能供暖最佳。在工程應(yīng)用方面，研究表明槽式太陽能供暖具有較好的節(jié)能性和經(jīng)濟性[14]。因此發(fā)展槽式太陽能集熱器用于用戶供暖具有較好的應(yīng)用前景。

圖1 可再生能源與儲能集成供能系統(tǒng)流程圖Fig.1 Flow chart of energy system integrating the renewable energy and the energy storage

圖2 供熱系統(tǒng)原理圖Fig.2 Schematic diagram of the integrated heating system

已有系統(tǒng)雖在降低投資成本的同時滿足了用戶的電需求或熱需求，但仍存在發(fā)展障礙：①在并網(wǎng)型的微電網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)中，過剩的資源可出售給電網(wǎng)，但在離網(wǎng)型的系統(tǒng)中，仍有大量棄能未充分利用；②目前微網(wǎng)優(yōu)化的研究主要集中于滿足用戶的用電需求，不能滿足用戶的用熱需求，缺少適用于高原高寒地區(qū)可再生能源與儲能集成供能系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)、運行方式及優(yōu)化配置方面的研究。

針對上述問題，本文首先提出了一種新型的可再生能源與儲能集成供能系統(tǒng)，介紹了系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)與運行機理；其次，針對該新型系統(tǒng)，建立了各單元的數(shù)學(xué)模型，提出了一種考慮熱電設(shè)備性能的實時能量管理策略，并建立了以年成本為主要優(yōu)化目標(biāo)的容量配置方法；最后，本文對高原高寒地帶民用住宅群的供能系統(tǒng)進行了優(yōu)化設(shè)計，研究在相同案例背景情況下，加入及未加入光伏發(fā)電、槽式集熱器、電加熱器等單元對優(yōu)化配置方案結(jié)果的影響，并基于方案對比結(jié)果，分析了最優(yōu)配置時系統(tǒng)能量管理策略的可行性及運行特性。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與工作流程

圖1為本文提出的集成供能系統(tǒng)流程圖，該系統(tǒng)包含風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、水力發(fā)電、儲電單元、槽式太陽能集熱系統(tǒng)、蓄熱單元、電加熱器以及集成控制系統(tǒng)。其工作原理如下。

（1）由水力發(fā)電作為主電源，風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電作為補充電源，儲電單元用以穩(wěn)定系統(tǒng)輸出和平抑負荷。用電低谷時，可再生能源產(chǎn)生的多余電力優(yōu)先存儲在儲電單元中，若仍有剩余則送入供熱系統(tǒng)作為補充熱源；用電高峰時，主、補電源供電不足的部分由儲電單元補充。

（2）由槽式太陽能集熱系統(tǒng)作為基本熱源承擔(dān)系統(tǒng)熱負荷，滿足供電系統(tǒng)需求后的多余電力制熱作為補充熱源，共同滿足系統(tǒng)供暖季的熱負荷需求。其中，供熱系統(tǒng)的工作原理如圖2所示，太陽能集熱系統(tǒng)產(chǎn)生的熱量與電加熱器的熱量均將來自冷水箱的冷水加熱后儲存在熱水箱中，供暖時熱水箱中的熱量釋放給用戶，釋熱后的冷水返回至冷水箱中。

該集成供能系統(tǒng)具有如下特點：①電、熱負荷需求完全由水、風(fēng)和太陽能三種可再生能源提供，擺脫了對化石燃料的依賴，具有清潔、環(huán)保的優(yōu)點；②該系統(tǒng)利用儲電和儲熱技術(shù)靈活調(diào)節(jié)特性，提高分布式系統(tǒng)供電、供熱的穩(wěn)定性和可靠性；③電加熱器將供電系統(tǒng)與供暖系統(tǒng)耦合在一起，系統(tǒng)實現(xiàn)聯(lián)合供電與供熱。電加熱器將供電子系統(tǒng)的電能轉(zhuǎn)化為熱能送入供熱子系統(tǒng)。一方面，為棄能利用提供一條有效途徑，提高能源利用率；另一方面，為供熱子系統(tǒng)增加一個補充熱源，使系統(tǒng)的經(jīng)濟性進一步提高。

2 系統(tǒng)建模及優(yōu)化方法

2.1 系統(tǒng)元件建模

2.1.1 風(fēng)力發(fā)電

高原地區(qū)海拔高，低空氣密度對風(fēng)力發(fā)電機輸出功率的影響顯著，當(dāng)風(fēng)力發(fā)電機的特性曲線未知時，優(yōu)化規(guī)模為Pwind,rate時，風(fēng)力發(fā)電機的輸出功率見式（1）[3,15]

式中，Pw1為風(fēng)力發(fā)電機實際發(fā)出功率，kW；Pwind,rate為風(fēng)力發(fā)電機額定功率，kW；vC為切入速度，m/s；vR為額定風(fēng)速，m/s；v為輪轂高度下的風(fēng)速，m/s；vF為切出速度，m/s；ρ0為常溫標(biāo)準(zhǔn)大氣壓下的空氣密度，kg/m3；ρ1為某海拔高度處的空氣密度，kg/m3。

此外，輪轂處的實際風(fēng)速與地面的粗糙程度、塔架高度等密切相關(guān)。特定輪轂高度下的風(fēng)速遵循式（2）所示的轉(zhuǎn)換關(guān)系[15]：

式中，2代表輪轂高度處，1代表測點高度；Vi為高度Hi處的風(fēng)速，m?s-1；α為地面粗糙度系數(shù)，對于空闊地面，取1/7。

2.1.2 光伏發(fā)電

光伏發(fā)電功率輸出主要與總輻照強度、環(huán)境溫度和光伏板的型號有關(guān)，Npv臺太陽能光伏板的輸出功率的計算公式為[15]

式中，Ppv為光伏發(fā)電實際發(fā)出功率，kW；Npv為太陽能光伏板的數(shù)量，個；ηs為損失系數(shù)，設(shè)為1；Am為單個PV板面積，m2；Gt為太陽總輻射強度，W/m2；ηr為PV板額定能量轉(zhuǎn)換效率，%；ηpt為追蹤系統(tǒng)效率，設(shè)為1；Tr為PV板額定溫度，℃；βt為溫度系數(shù)，%/℃；Ta為環(huán)境溫度，℃；NOCT為標(biāo)稱電池工作溫度，℃；式中800單位為W/m2。

2.1.3 儲電單元

本文選用的儲電單元為電化學(xué)電池，其運行過程可分為充電階段和放電階段，任意時段電池充放電滿足能量守恒原理[16]

式中，下標(biāo)char代表充電，dischar代表放電；E(t)、E(t-1) 分別為第t及第t-1個時段結(jié)束時電池系統(tǒng)剩余電量，kW?h；δ為電池系統(tǒng)自漏電率，%；P(t)為第t個時段電池系統(tǒng)電功率，kW；η為儲電單元電效率，%；SOCbat為儲電單元的荷電狀態(tài)，%；Ebat,rate為單個電池堆的額定容量，kW?h；Nbat為儲電單元數(shù)量，塊。

2.1.4 太陽能槽式集熱器

太陽能槽式集熱器對太陽能的利用率常用太陽能場的集熱效率來表征。槽式太陽能集熱系統(tǒng)的熱功率輸出可用式（6）表示[17]

式中，I為太陽能直射輻射強度，W?m-2；Atc為聚光面積，m2；ηth為集熱效率，%；Qout為熱功率輸出，kW。

2.1.5 蓄熱單元

換熱器冷流體和熱流體換熱量相等，由能量守恒定律可得

式中，下標(biāo)1和2分別代表熱流體和冷流體，上標(biāo)in和out分別代表流體流入和流出換熱器；Q為換熱量，J；cp為流體的比熱容，J?(kg?K)-1；m為流體的質(zhì)量，kg；T為流體的溫度，K。

任意時段蓄熱單元的蓄熱量可表示為

式中，in和out分別代表流體流入和流出儲罐；Mhs(t-1)分別為第t-1個時段結(jié)束時蓄熱罐中熱水的質(zhì)量，kg；為水的質(zhì)量流量，kg?s-1;Qhs(t)為第t個時段蓄熱罐的蓄熱量，J；κ為蓄熱單元熱損失系數(shù)；Thot為蓄熱罐的設(shè)計溫度，K；Tcool為蓄冷罐的設(shè)計溫度，K；cp為水的比熱容J?(kg?K)-1。

考慮到流體的熱脹冷縮及實際制造情況，儲罐的設(shè)計需增加安全系數(shù)φ，蓄熱罐的設(shè)計體積為Vhs時，蓄熱罐的設(shè)計蓄熱量Qdesign及任意時段蓄熱罐的蓄熱狀態(tài)SOCq表示為式（10）～ 式（11）[18]

式中，ρ為儲罐內(nèi)水的密度，kg?m-3。

2.2 系統(tǒng)容量優(yōu)化方法

2.2.1 集成系統(tǒng)優(yōu)化配置目標(biāo)函數(shù)

集成系統(tǒng)優(yōu)化配置的目標(biāo)為系統(tǒng)在項目壽命周期內(nèi)的經(jīng)濟性，可表示為系統(tǒng)等年值投資費用最小，即優(yōu)化配置目標(biāo)函數(shù)為集成系統(tǒng)年成本最低（annualized cost of system,ACS）[16,19-21]，集成供能系統(tǒng)年成本包括以下幾部分。

①設(shè)備初始投資年成本

初始投資成本為項目初期設(shè)備單元產(chǎn)生的一次性投入成本。選擇風(fēng)力發(fā)電機規(guī)模Pwind,rate、太陽能光伏板的數(shù)量Npv、儲電單元數(shù)量Nbat、蓄熱罐體積Vhs、槽式太陽能集熱器面積Atc、電加熱器額定功率Pele,rate為優(yōu)化變量，記為 [Pwind,rateNpvNbatVhsAtcPele,rate]，設(shè)備初始投資成本表示為：

式中，Ccap為設(shè)備初始投資成本，元；Ppv,rate為單片太陽能光伏板的額定功率，kW-1；Cw、Cpv、Cele為風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、電加熱器及附屬設(shè)備單位投資成本，元?kW-1；Cbat為電池堆及附屬設(shè)備單位投資成本，元?kW-1?h-1；Chs為蓄熱系統(tǒng)單位投資成本，元?m-3；Ctc為集熱器及附屬設(shè)備單位投資成本，元?m-2。

在考慮資金的時間價值的條件下，初始投資年成本為初始投資成本與資金回收系數(shù)的乘積，計算方法為

式中，Ccap,a為折算到每年的初始投資成本，元?年-1；CRF為投資回收因子；i為折現(xiàn)率，取8%；T為運行年限，取20年[22]。

②設(shè)備運行維護年成本

運行維護費用為系統(tǒng)正常運行和維修產(chǎn)生的成本，本文取為初始投資成本的2%[22]。

③設(shè)備替換年成本

替換成本為設(shè)備達到使用期限時，替換設(shè)備的費用，項目壽命周期內(nèi)設(shè)備替換年成本計算方法為

式中，CR,a為所有設(shè)備折算到每年的替換成本，元?年-1；CR,a,j為設(shè)備j折算到每年的替換成本，元?年-1；r為運行年限中設(shè)備j的替換次數(shù)；CR,j為設(shè)備j替換一次的成本，元；t為設(shè)備替換的時間間隔，年；電池壽命取10年，其他單元在項目周期內(nèi)無需替換[10]。

綜上，集成供能系統(tǒng)年成本為設(shè)備初始投資年成本、設(shè)備運行維護成本及設(shè)備替換年成本的總和，優(yōu)化配置目標(biāo)函數(shù)可表示為

2.2.2 約束條件

①最大裝機容量約束

考慮到占地面積及系統(tǒng)的熱電負荷需求存在最大值，優(yōu)化變量的數(shù)量限制為

圖3 遺傳算法優(yōu)化流程Fig.3 Flow chart of Genetic Algorithm

②供能可靠性約束

集成供能系統(tǒng)需保證對用戶供電及供熱的可靠性，可分別用失電率、失熱率評價，失電率Re為供電子系統(tǒng)虧欠用戶的電功率總量占電負荷總量的比重[23]

圖4 集成供能系統(tǒng)模擬結(jié)構(gòu)圖Fig.4 The structure of the simulation program of distributed combined heat and power system

圖5 能量管理策略流程圖Fig.5 Flowchart of energy management strategy

式中，Pload、Phydro分別為時刻t用戶電負荷、水力發(fā)電功率，kW。

失熱率Rt為供熱子系統(tǒng)虧欠用戶的熱功率總量占熱負荷總量的比重[23]

式中，Qload、QT2分別為時刻t用戶熱負荷、換熱器2功率，kW。

失電率上限值Re_max及失熱率上限值Rt_max越小，供能可靠性越高，系統(tǒng)可靠性約束為：

③能量約束

儲能裝置每個日歷年年末應(yīng)具有足夠的能量存儲，可保證集成供能系統(tǒng)能夠在生命周期內(nèi)連續(xù)運行，儲電單元和蓄熱單元的蓄能量約束為[23]

2.2.3 遺傳算法

遺傳算法在解決復(fù)雜非線性問題、尋得全局最優(yōu)解方面具有良好的效果，因此本文選取MATLAB遺傳算法工具箱作為優(yōu)化工具[24]。遺傳算法通過模擬自然進化過程進行群體搜索，尋找最優(yōu)解，優(yōu)化流程如圖3所示。

2.3 集成系統(tǒng)運行模擬方法

集成系統(tǒng)模擬方法用來模擬集成系統(tǒng)運行，為遺傳算法中生成待優(yōu)化函數(shù)步驟，如圖4所示主要由三部分組成：供電子系統(tǒng)、供熱子系統(tǒng)和優(yōu)化目標(biāo)。供電子系統(tǒng)輸出供電可靠性（Re）及儲電量（Ebat）用于判斷是否滿足約束，電加熱的電功率（Pele）為供熱子系統(tǒng)補充熱源。供熱子系統(tǒng)輸出供熱可靠性（Rt）及蓄熱量（Qhs）用于判斷是否滿足約束。模擬系統(tǒng)輸出集成供能系統(tǒng)年成本（ACS）。

本文提出的能量管理策略如圖5所示，能量管理策略可實現(xiàn)能量的合理分配及平衡，同時使設(shè)備運行在合理的技術(shù)參數(shù)范圍內(nèi)，保障系統(tǒng)高效穩(wěn)定運行。

圖7 熱負荷需求Fig.7 Hourly heat load profile

（1）供電子系統(tǒng)能量管理策略的具體步驟為：風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和水力發(fā)電共同為用戶提供電能，將電能供給與電能需求作比較；用電高峰時，電能需求多于電能供給，儲電單元放電；用電低谷時，電能需求小于電能供給，剩余電能使用的次序為：儲電單元充電，電加熱供熱，記為棄電量。運行過程中，若儲電單元的荷電狀態(tài)在上下限范圍內(nèi)，則電池按照預(yù)判狀態(tài)運行；反之，則儲電單元不運行。

（2）供熱子系統(tǒng)能量管理策略的具體步驟為：按照設(shè)備的進出口設(shè)定溫度利用式（9）計算槽式集熱導(dǎo)熱油的流量（mtc）、電加熱器加熱水流量（mele）、換熱器1的冷流體流量（mc_HE1）、換熱器2的熱流體的流量（mh_HE2）及用戶側(cè)供暖流量（mload），計算此時蓄熱罐的蓄熱狀態(tài)；若在蓄熱罐的蓄熱量的上下限范圍內(nèi)，則按照如上計算的流量運行，否則，若蓄熱罐的儲水量低于下限，則換熱器2不運行，若高于上限，依次是電加熱器、換熱器1不運行。

3 高原高寒地區(qū)案例分析

3.1 案例背景

為驗證集成系統(tǒng)容量優(yōu)化方法的可行性，本文采用高原寒冷地帶民用住宅群為案例進行驗證。當(dāng)?shù)貧夂蚍譃榉枪┡荆?月～8月）和供暖季（9月～次年5月）兩個典型季節(jié)。

該住宅群目前完全依賴100 kW小水電供電，非供暖季為豐水期，水電站具備全天24小時100 kW滿發(fā)能力，可以滿足用戶電需求；供暖季為枯水期，水電發(fā)電功率約60 kW，無法滿足用戶電需求；供暖主要依靠燃油熱水鍋爐，但因運輸成本高昂每年供油量受限，無法24小時連續(xù)供暖，且室內(nèi)溫度僅能維持10℃。所以本文利用提出的集成供能系統(tǒng)對其進行供能方案的優(yōu)化。

3.1.1 電負荷需求

圖6為該地區(qū)供暖季和非供暖季典型日電力需求特性，其特點如下：非供暖季平均負荷29.9 kW，每天耗電718.4 kW?h；供暖季平均負荷50.9 kW，每天耗電1222.4 kW?h。

3.1.2 熱負荷需求

圖7為該住宅群熱負荷，此時室內(nèi)設(shè)計溫度為18 ℃[25]，供暖時間為5～9月，持續(xù)時間占全年的75%，供暖峰負荷在1月。

3.1.3 可再生能源現(xiàn)狀

圖8所示為該地區(qū)太陽水平總輻照強度(GHI)、太陽直射輻照強度(DNI)、環(huán)境溫度及風(fēng)速等隨時間變化曲線。太陽能水平總輻射用于光伏發(fā)電，水平總輻射包括散射輻射和直射輻射的水平分量，而直射輻射用于槽式太陽能集熱器的聚光集熱，直射輻射是太陽法線方向的輻射值。

圖8 小時級氣象參數(shù)：（a）太陽水平總輻照強度(GHI) ;（b）太陽直射輻照強度(DNI);（c）環(huán)境溫度;（d）風(fēng)速Fig.8 Hourly values of meteorological parameters： (a)Global Horizontal Radiation;(b) Direct Normal Radiation;(c)Ambient temperature;(d)Wind speed

3.1.4 參數(shù)設(shè)置

本文動態(tài)模擬時長為8760小時，時間步長選取1小時，遺傳算法工具箱初始種群大小設(shè)為100，交叉操作設(shè)為0.8，變異概率0.01，部件參數(shù)取值如表1所示。

3.2 優(yōu)化方案及結(jié)果分析

3.2.1 配置方案比較分析

利用本文提出的模型與方法，針對高原高寒地區(qū)民用住宅群案例背景，設(shè)計配置方案1～5并進行優(yōu)化。方案5為本文所提集成系統(tǒng)，方案1～4在方案5的基礎(chǔ)上分別取消了光伏發(fā)電、電加熱器、太陽能槽式集熱系統(tǒng)及風(fēng)力發(fā)電，配置方案優(yōu)化結(jié)果如表2所示。

表2 供能系統(tǒng)容量優(yōu)化配置方案結(jié)果對比Table2 Solutions of the sizing optimisation for energy system

對比分析不同配置方案，結(jié)果表明：

①由于高原高寒地區(qū)的地理條件和特殊氣候，方案2～5在經(jīng)濟性、可靠性、環(huán)保性上均優(yōu)于原方案。在經(jīng)濟性方面，原方案運行維護費用高達234.4萬元/年，主要由燃料成本及運輸成本構(gòu)成。案例地點為氣候嚴(yán)寒地區(qū)，供暖季最低溫約為-20 ℃且供暖持續(xù)時間長達全年的75%，燃料消耗量大；案例地點偏遠，運輸燃油需要翻越數(shù)座高山，且供暖季有大雪封山期，無法運輸，運輸費用高昂。方案2～5成本主要由設(shè)備投資成本構(gòu)成，運維費用低，經(jīng)濟性優(yōu)于原方案。

②在具有“高海拔、低風(fēng)速”特點的高原地區(qū)，太陽能資源顯著優(yōu)于風(fēng)能資源，優(yōu)化方案優(yōu)先利用太陽能。高原地區(qū)對風(fēng)資源的影響主要體現(xiàn)在風(fēng)速和空氣密度兩方面：一般情況下海拔越高、風(fēng)速越大，但高原地區(qū)復(fù)雜的地形也會對風(fēng)速產(chǎn)生嚴(yán)重影響，例如，案例地點為高海拔地區(qū)，但大氣環(huán)流被大面積的高原擋住，因此全年平均風(fēng)速低。此外，高原地區(qū)空氣稀薄，低空氣密度降低了風(fēng)力發(fā)電機輸出功率，即相同參數(shù)的風(fēng)力發(fā)電機在相同風(fēng)速下，在案例地點只能獲得內(nèi)地地區(qū)最大功率的2/3。然而，恰恰由于高原地區(qū)空氣稀薄，增強了大氣透明度，所以高原地區(qū)太陽能資源普遍較為豐富。因此，僅配置風(fēng)電的方案1經(jīng)濟性極差；在風(fēng)光并存的方案2、3、5中，優(yōu)先配置太陽能光伏，僅在方案3中配置6 kW風(fēng)力發(fā)電。方案4和方案5優(yōu)化結(jié)果一致也反映了該地區(qū)的風(fēng)力資源較差，不宜規(guī)劃風(fēng)力發(fā)電機組。

③在太陽能資源豐富的高原地區(qū)，在光伏發(fā)電制熱供暖的基礎(chǔ)上加入槽式太陽能集熱器可以減少投資。方案5經(jīng)濟性優(yōu)于方案3，這是因為方案3中光伏發(fā)電為主要供暖來源，但光伏發(fā)電效率僅為7%～20%，且電-熱轉(zhuǎn)換能量損失為5%，而槽式太陽能集熱器的效率可達60%，槽式集熱器供暖經(jīng)濟性更好。

④在太陽能資源豐富的高原地區(qū)，在槽式集熱系統(tǒng)供暖的基礎(chǔ)上加入電-熱轉(zhuǎn)換，可降低投資成本。這是因為槽式太陽能集熱系統(tǒng)僅在有直射輻照時運行，通過電-熱轉(zhuǎn)換增加一個補充熱源，可以有效降低投資成本。通過方案2與方案5對比，光伏發(fā)電增加229.76 kW，蓄熱罐體積減少156.49 m2，槽式集熱器面積減少861 m2，投資成本減少7.41萬元/年。

⑤集成系統(tǒng)容量配置方法可實現(xiàn)系統(tǒng)年成本最優(yōu)化。通過方案1～5成本分析可知，方案4～5優(yōu)化結(jié)果更優(yōu)，且兩方案具有一致性，說明集成系統(tǒng)容量配置方法具有通用性，可根據(jù)高原高寒地區(qū)自然資源條件不同優(yōu)化配置方案。集成系統(tǒng)年成本最小為42.37萬元/年，前期設(shè)備初始投資成本共計334.28萬元，具有較好的經(jīng)濟性。

3.2.2 能量管理策略驗證分析

非供暖季水電豐盈，無需其他電源即可滿足負荷需求，故集成系統(tǒng)在非供暖季不運行，僅需定期維護。為驗證能量管理策略的有效性及該策略的運行特性，本文取方案5供暖季兩個典型日進行分析，如圖9所示。

分析供暖季集成系統(tǒng)能量管理策略，研究表明：

①能量管理策略可實現(xiàn)熱/電負荷實時跟蹤，系統(tǒng)供電及供熱的可靠性為100 %。

圖9 供暖季典型日能量管理Fig.9 Energy management on typical days

儲電單元可以實現(xiàn)電能的移時管理，在跟蹤用戶電負荷方面發(fā)揮著重要作用。如圖9(a)和(d)所示，用電低谷時，可再生能源產(chǎn)生的多余電力優(yōu)先存儲在儲電單元中，若仍有剩余則送入供熱系統(tǒng)作為補充熱源；用電高峰時，主、補電源供電不足的部分由儲電單元補充，在圖9(b)和(e)中鉛炭電池的儲能量因放電而減少，因充電而增加。儲電單元全年累計存儲電量達87.03MW?h。

蓄熱單元可以實現(xiàn)熱能的移時管理，用戶熱負荷100 %由蓄熱單元跟蹤。與供電系統(tǒng)能量管理策略不同的是，如圖9(c)和(f)所示，為實現(xiàn)穩(wěn)定供熱，蓄熱系統(tǒng)收集的熱量全部先儲存于熱水罐中，再從蓄熱罐釋放到用戶側(cè)用于供暖，當(dāng)蓄熱的能量多于釋熱的能量時，蓄熱量增加，反之，蓄熱量減少。在方案5結(jié)果中，如果取消蓄熱系統(tǒng)，僅由槽式太陽能和電加熱器實時供熱，將有75.91%的時間無法滿足用戶熱需求。

②集成系統(tǒng)生命周期內(nèi)連續(xù)運行性能較好。儲電單元和蓄熱單元的周期末與周期初相比，儲電/熱量增幅分別為2.46%和32.87%，說明系統(tǒng)在下一個周期初有更多的可調(diào)度能源，有利于下一周期的運行調(diào)度。

③該能量管理策略提高了系統(tǒng)的能量利用效率。一方面，系統(tǒng)最大限度的直接利用了能量源，減少了能量轉(zhuǎn)換損失。為降低由于充放電效率造成的能量轉(zhuǎn)換損失，儲電單元充放電不允許同時發(fā)生，即可再生能源產(chǎn)生的能量優(yōu)先為電用戶供能，多余電力再進行分配，用戶側(cè)91.62%的電能直接來自可再生能源，8.38%來自鉛炭電池。另一方面，在供暖季，儲電單元和電-熱轉(zhuǎn)換系統(tǒng)將原方案中的棄水加以綜合利用，系統(tǒng)棄水率從12.59%降低為0.61%。

④電-熱轉(zhuǎn)換實現(xiàn)了電系統(tǒng)對熱系統(tǒng)的補充作用，補充作用主要體現(xiàn)在兩方面。首先，在直射輻照條件較差、無法啟動槽式集熱系統(tǒng)時，此時總輻照量相對較好，光伏發(fā)電仍能為熱系統(tǒng)提供能量，如圖9(d)和(f)所示。例如，在方案5中，系統(tǒng)連續(xù)86小時沒有直射輻射，槽式集熱器無法集熱，但是在86小時中，電制熱的能量共有843 kW，改善了蓄熱系統(tǒng)長時間能量零輸入的情況；其次，如圖9(a)和(c)所示，槽式集熱系統(tǒng)和光伏發(fā)電依賴光照條件，在夜間停止集熱，而水力發(fā)電晝夜運行，可在夜間為熱系統(tǒng)提供能量。

4 結(jié) 論

（1）本文基于高海拔地區(qū)氣候嚴(yán)寒的特點，結(jié)合可再生能源豐富的優(yōu)勢，提出了一種新型的可再生能源與儲能集成供能系統(tǒng)，該系統(tǒng)利用儲電和儲熱技術(shù)靈活調(diào)節(jié)特性，將供電系統(tǒng)與供暖系統(tǒng)耦合在一起，實現(xiàn)聯(lián)合供電與供熱。該系統(tǒng)具有零污染、高能效、高可靠性等優(yōu)點，具有廣闊的發(fā)展前景。

（2）提出一種考慮熱電設(shè)備性能的實時能量管理策略，建立了以供能系統(tǒng)年成本為目標(biāo)的容量優(yōu)化方法，可實現(xiàn)各設(shè)備的經(jīng)濟優(yōu)化匹配，為分布式供能系統(tǒng)和微網(wǎng)的優(yōu)化設(shè)計方法提供有益的參考。

（3）通過案例對比分析，驗證了所提出的集成系統(tǒng)容量優(yōu)化方法的可行性。高原高寒地區(qū)地理條件特殊且人口居住分散，可再生能源與儲能集成系統(tǒng)供能比燃油供能更適宜；針對具有“高海拔、低風(fēng)速”特點的高原地區(qū)，太陽能資源顯著優(yōu)于風(fēng)能資源，優(yōu)化方案優(yōu)先利用太陽能；供熱子系統(tǒng)以槽式太陽能集熱器為基礎(chǔ)熱源，電-熱轉(zhuǎn)換系統(tǒng)為補充熱源，有利于實現(xiàn)投資成本最小化。

（4）驗證了能量管理策略的可行性及運行特性。通過儲能單元的能量移時管理可實現(xiàn)熱/電負荷實時跟蹤，系統(tǒng)供電及供熱的可靠性為100%，且具有良好的連續(xù)運行性能；儲電單元和電-熱轉(zhuǎn)換系統(tǒng)將原方案中的棄水加以綜合利用，優(yōu)化后系統(tǒng)棄水率從12.59%降低為0.61%。