[论文解读] The use of distributed thermal storage in district heating grids for demand side management

Dirk Vanhoudt, Bert Claessens+2 more|arXiv (Cornell University)|Feb 6, 2017

Integrated Energy Systems Optimization参考文献 19被引用 11

一句话总结

本文提出了一种针对小型区域供热系统的主动模型预测控制策略，该系统采用燃气热电联产（CHP），并利用分布式蓄热——包括集中蓄热罐、分布式小容量储热容器或建筑热质——将热量生产调度至电价较高的时段，以最大化CHP的盈利能力。研究发现，利用建筑热质的效果几乎与分布式储热容器相当，且无需额外投资，因此在需求侧管理方面极具前景。

ABSTRACT

The work presented in this paper relates to a small scale district heating network heated by a gas fired CHP. In most common situations, such a CHP is heat driven operated, meaning that the CHP will switch on whenever heat is needed, while not taking into account the demand of electricity at that time. In this paper however, an active control strategy is developed, aiming to maximize the profit of the CHP, selling its electricity to the spot market. The CHP will therefore switch on at moments of high electricity prices. Nevertheless, since there never is a perfect match between the demand of heat and the demand of electricity, a thermal energy storage is included in the network to overcome the difference between supply and demand of heat in the network. In this study, three different storage concepts are compared: (1) a central buffer tank next to the CHP; (2) small storage vessels distributed over the different connected buildings; and (3) the use of the thermal mass if the buildings as storage capacity. Besides the development of the control algorithms based on model predictive control, a simulation model of the network is described to evaluate the performance of the different storage concept during a representative winter week. The results show that the presented control algorithm can significantly influence the heat demand profile of the connected buildings. As a results, active control of the CHP can drastically increase the profit of the CHP. The concept with the distributed buffers gives the best results, however the profit for the thermal mass concept is only marginally smaller. Since in this latter case no significant investment costs are needed, the conclusion for this case study is that the use of thermal mass of buildings for demand side management in district heating systems is very promising.

研究动机与目标

• 开发一种针对区域供热网中CHP的主动控制策略，通过在电价高时调度电力生产以最大化利润。
• 比较三种蓄热配置（集中蓄热罐、分布式储热容器、建筑热质）在实现CHP主动控制方面的有效性。
• 在真实电价波动条件下，评估每种蓄热配置的运行性能与经济盈利能力。
• 评估建筑热质作为工程化蓄热解决方案的低成本替代方案，在区域供热系统需求响应中的潜力。

提出的方法

• 开发了一种模型预测控制（MPC）算法，根据实时电价和热需求预测优化CHP运行。
• 构建了一个小型区域供热网络的详细仿真模型，涵盖热能生产、输送以及建筑热动态特性。
• 模拟了三种蓄热配置：一个集中蓄热罐、分布式的小容量储热容器，以及建筑热质作为被动蓄热介质。
• 控制策略优先在电价较高的时段激活CHP，将多余热量储存于选定的蓄热介质中，以实现热能与电能生产的解耦。
• 基于比利时真实能源价格，计算了运营成本（燃气、泵送）和收益（热能与电力销售），时间跨度为一个典型的冬季周。
• 基于利润、能源效率和负荷曲线调节能力评估系统性能。

实验结果

研究问题

• RQ1 采用蓄热技术的CHP主动控制如何影响小型区域供热系统的盈利能力？
• RQ2 在实现盈利性CHP运行方面，集中式、分布式和建筑热质蓄热的相对性能如何？
• RQ3 建筑热质在需求侧管理中能在多大程度上替代工程化蓄热解决方案？
• RQ4 模型预测控制的使用如何影响热需求曲线与系统灵活性？
• RQ5 在不同蓄热配置下，投资成本与运营利润之间的权衡关系如何？

主要发现

• 采用模型预测控制的CHP主动控制显著提高了盈利能力，通过将电力生产与高电价时段对齐。
• 分布式储热容器配置带来的利润最高，优于集中蓄热罐和参考的热驱动运行模式。
• 尽管无需额外投资，建筑热质配置实现的利润几乎与分布式储热容器配置相当。
• 尽管理论灵活性更高，集中蓄热罐配置的性能却低于分布式和建筑热质解决方案，原因在于热惯性利用效率较低。
• 建筑的总热质（4165 kWh/K）超过集中蓄热罐热质（39.5 kWh/K）的100倍以上，从而实现了更高的系统灵活性。
• 无储热容器的主动控制与分布式储热容器配置之间的利润差异极小，表明仅依靠建筑热质即可提供显著的运行效益。