基于多能源協同的微能網群能源轉供優化模型

李哲，李俊杰，周念成，楊龍杰，吳雪翚

(1. 國網重慶市電力公司電力科學研究院，重慶401120；2.輸配電裝備及系統安全與新技術國家重點實驗室(重慶大學)， 重慶400044)

0 引言

隨著綜合能源系統(integrated energy system, IES)建設的不斷深入，不同形式的能源相互耦合，解決能源短缺、促進節能減排、減少一次能源消耗已成為目前亟待解決的問題[1 - 3]。IES可充分發揮各種能源的產能特征、多能互補、梯級利用等分布式供能優勢，以電能為各種一次能源與二次能源的轉換樞紐能源，形成密集型能源交互的大型IES[4 - 5]。

微能網是一個集能源互聯、轉化、耦合、存儲等功能于一體的小型綜合能源供應系統，也是IES的基本單位和重要組成部分[6 - 7]。微能網以配電、配氣、供熱/冷等多種供能系統耦合互聯形成，與外部能源集線器之間實現能源的多能互補和就地消納。針對用戶用能的需求特點和本地資源條件，微能網可實現分布式能源生產的互補、能源梯級利用和高效運行[8 - 10]。目前，關于微能網的研究已引起國內外相關工作者的關注。文獻[11]建立了多能互補的微能網在孤島和并網模式下的協調調度模型，引入了電、氣、熱/冷等多類型負荷的需求，以電轉氣(power to gas，P2G)裝置實現電氣網絡雙向互通。文獻[12]綜合了居民日常生活等各種用電設備進行微能網建模，同時考慮了用戶能源使用偏好，建立了最小化用能成本、碳排放量、負荷極值等的混合整數線性規劃模型。文獻[13]基于能源集線器架構，由電力與天然氣構成多能源園區的優化調度模型，調度結果表明，多能源聯合供應時的系統供能成本要小于只有電力供應的情況。文獻[14]在冷熱電三聯供系統(combined cooling heating and power，CCHP)兩種典型運行模式下，建立了微能網能量流的綜合優化調度模型，通過CCHP供能率指標反映了電力-天然氣網的耦合程度。文獻[15]建立了基于線性耦合關系的多能系統協調運行優化模型，最大限度地利用可再生能源，同時降低運營成本。文獻[15]構建了包含CCHP、低溫余熱發電系統清潔能源和儲能單元的微能網多能源耦合樞紐，利用多能互補的優勢提高了微能網的運行效率。文獻[16]介紹了微能網的概念，并基于能源集線器建立了氣、電、熱、冷能量之間的等效轉化模型和建立電、熱、冷3種能源的通用儲能模型，研究了單個微能網的優化運行問題。上述對微能網優化運行方法的研究主要集中在對單個微能網進行建模優化，而微能網之間通過能源集線器實現互聯有助于進一步提高能源網絡的靈活性和可靠性。因此有必要研究針對多個互聯微能網即微能網群的優化運行模型。

微能網群的可控設備包括微能網內部的可調分布式能源機組以及實現微能網互聯的外部能源集線器[17 - 18]，因此本文通過建立微能網群的通用網絡架構，從微能網內部的多能源轉供優化和微能網之間的多能源轉供優化2個階段實現微能網群內多種能源轉供優化，并建立微能網群的多能轉供混合整數線性規劃模型。最后通過對兩個階段的轉供分析進行算例驗證。

1 微能網群的網絡架構

1.1 微能網群的基本概念

微能網群的網絡架構、運行方式與區域IES類似，且包含多個微能網，為此可結合區域IES和微能網的概念，形成微能網群的定義。根據文獻[19 - 22]可知，區域IES是由電、氣、冷/熱等多種形式的供能網絡，通過能源交換環節相互連接，并采用能源存儲技術，廣泛的分布式終端綜合能源供用單元以及大量用戶多能終端消耗單元共同構成的能源產供銷一體化系統。而微能網是電-熱-氣能源網絡，其輸入為多種形式的一次能源、或者是電-熱-氣能源網絡，輸出網絡為電-熱-氣-冷的單一能源或者幾種能源網絡的組合[23 - 24]。

因此，微能網群的基本概念定義如下：微能網群是指一定區域內在地理位置上相互毗鄰且具備多能互補的微能網，以及該區域內分布式供能、儲能和用能負荷通過能源集線器相互耦合而共同組成的集合。微能網群主要具備以下優勢：1)通過區域內微能網及供能、儲能、用能設備之間的能源協調控制和能源轉化互供，微能網群能夠更有效地應對可再生能源和負荷的不確定性、單一微能網備用容量不足等各種復雜工況，為區域提供緊急能源支撐，提高微能網解決能源短缺問題的能力；2)微能網群能更大限度地提升微能網群內分布式供能系統和分布式儲能單元的能效，增強區域整體的供能可靠性、靈活性與運行穩定性。

1.2 基于能源集線器互聯的微能網群通用架構

根據第1.1節各基本概念的聯系和區別，圖1給出了微能網群的通用網絡架構。在文獻[25]提出的“以能源集線器為支撐骨架的綜合能源系統形態”基礎上，本文引入第1.1節所提“微能網群”的基本概念，形成較為完善的微能網群的通用網絡架構。

圖1 微能網群網絡架構Fig.1 Architecture of micro-energy network group

在微能網群中，微能網之間通過外部能源集線器實現互聯，能源集線器的輸入端和輸出端均為電-熱-氣，這類能源集線器功率較大，以小型熱電廠、容量較大的冷熱電機組等為代表。此外，在微能網中，能源集線器輸入端的接入能源形式多樣，不僅有風能、太陽能、生物質能等大量可再生能源，還包括熱電聯產機組、P2G機組、鍋爐等多種能源轉換設備，而輸出端的能源主要為冷、熱、電和氣。這些可再生能源的發電設備、能源轉換設備同樣可統一歸納為能源集線器模型，只是該能源集線器功率相對較小，形式較多。

微能網內部接入的負荷主要包括電、熱、氣和冷負荷[26 - 27]。其負荷性質可以是工業電-冷負荷，也可以是民用的電-熱負荷等。可見，用戶用能成分可能是一種形式的能源，也可能是多種形式能源的組合。按照用戶耗能負荷的性質，微能網內部用戶側消耗的能源主要是以電-熱、電-熱-冷或者電-熱-氣-冷等多種形式能源的組合。

由圖1可知，微能網之間互聯的外部能源集線器主要作用是電-熱-氣的分配、轉換，以及為微能網內部用戶提供電-氣-熱-冷等多種能源組合，用于多能互補和就地消納。

2 基于能源集線器的微能網模型

由第1節中外部能源集線器的輸入端和輸出端可知，現有的能源集線器模型已經較為實用。因此，下面本文對單個微能網進行詳細建模。

典型的微能網結構如圖2所示，微能網共由4個環節組成，分別是供給環節、傳輸環節、儲能環節和消耗環節。每個環節再采用能源集線器進行建模，最后將4個部分的模型進行高度抽象和集成，得到最終的微能網模型。

圖2 典型的微能網結構Fig.2 Typical structure of micro-energy network

2.1 供給環節

供給部分包括外部電、熱、天然氣能源網絡，其能源集線器的矩陣表達式為

(1)

式中：Ps、Hs、Qs分別為電、熱、氣的供給能量；Pbuy為微能網向外部微電網的購電功率；Pre為接入微能網的新能源發電注入功率；Phub為外部能源集線器向微能網提供的電功率；Hhn為外部熱網向微能網單向輸送熱量；Hhub為外部能源集線器向微能網提供的熱量；Qgn為外部氣網向微能網單向輸送氣量；Qhub為外部能源集線器向微能網提供的氣量。

2.2 傳輸環節

在能源的傳輸環節中，通過電轉氣系統、電熱鍋爐、燃氣鍋爐和熱電聯產系統等能源轉換裝置，將能源側“供應”與負荷側“需求”連接起來。在電-熱-氣系統的傳輸環節中，由于這3種能源間具有分配關系和轉換關系，故本文將其進一步細分為能源分配階段和轉換階段。

2.2.1 能源分配階段

為了不失一般性，本文在建模時同時考慮了P2G系統、電熱鍋爐、燃氣鍋爐和CCHP這4種能源轉換裝置。假設電負荷需求量為Pload，電熱鍋爐的電功率的需求量為PEB，熱負荷需求量為Hload，燃氣鍋爐的天然氣量需求量為QGB，熱電聯產系統的天然氣量需求量為QCHP，則結合式(1)中注入微能網的Ps、Hs、Qs，可通過式(2)得到以上電-熱-氣需求量。

(2)

式中：λload、λEB、λP2G分別為電力供給源Ps分配給電負荷、電熱鍋爐、P2G系統的分配系數；βload、βGB、βCHP分別為天然氣供給源Qs分配給氣負荷、燃氣鍋爐、熱電聯產系統的分配系數。以上分配系數應分別滿足

(3)

2.2.2 能源轉換階段

通過將供給源的電-熱-氣按照分配系數λload、λEB、λP2G、βload、βGB、βCHP分配至P2G系統、電熱鍋爐、燃氣鍋爐和冷熱電聯產系統后，即進行電-熱-氣的能源轉換輸出，相應的輸出量分別用Pout、Hout、Qout表示。此外，CCHP的溴化鋰裝置還可輸出冷氣量Lout。因此，能源轉換可用式(4)表達。

(4)

此時，將式(2)和式(4)聯立，可形成傳輸環節的矩陣表示式，即：

(5)

2.3 儲能環節

微能網中的儲能元件主要是儲能電池、用于儲熱的蓄熱槽以及天然氣儲氣罐。假設儲電、儲熱、儲氣總量分別是PBS、HHS、QGS，則電-熱-氣的總輸出為Pout′、Hout′、Qout′和Lout′， 即：

(6)

2.4 消耗環節

消耗環節主要是指民用或者工業用戶側進行需求側管理的過程。例如，根據熱慣性原理，可以在用戶側進行空調輪控、暖氣調控，利于減少電負荷、熱負荷；或者根據工業可控負荷協議，對某些工業用戶采取限氣、限熱、限冷、限電的需求側管理手段，合理調控用戶側的能源消耗總量。

假設電-熱-氣的總輸出為Pout″、Hout″、Qout″和Lout″， 與式(6)類似，其表達式為。

(7)

式中：PCut、HCut、QCut和LCut分別為參與需求側調控的電負荷、熱負荷、氣負荷和冷負荷的總量。

綜上所述，根據供給環節、傳輸環節、儲能環節、消耗環節的建模，可得微能網的能源集線器模型為：

(8)

式中C*為式(5)中形成的耦合矩陣。

3 微能網群的能源轉供優化模型

在需求側中，由于電-熱-氣的負荷配比不均衡，以及電-熱-氣的多能負荷特性(如高位負荷錯峰、峰谷差等特性)差異較大，使得微能網之間具備多能互補、多能互供的協調運行模式。因此，為充分挖掘微能網之間協調優化的巨大潛力，在協調過程中，應充分發揮微能網中可再生能源發電設備、電-熱-氣能源轉換裝置和電-熱-氣儲能元件的能源生產能力，通過與上級外部能源集線器的協調，實現能源的轉供優化。

在能源轉供優化中，本文將能源轉供過程分為2個階段：1)微能網內部的多能源轉供優化；2)微能網間協同的多能源轉供優化。具體形式如圖3所示。

第1階段是從微能網內解決某種“特定”能源短缺，通過對該微能網內部的其他形式能源進行挖掘及轉化，實現多能的負荷平衡。在物理上，主要通過微能網內部的各種能源轉換設備實現能源轉供。例如P2G機組可實現電轉氣，燃氣發電機組可實現氣轉電，熱泵可實現電轉熱，燃氣鍋爐可實現氣轉熱。

圖3 微能網群能源轉供的2個階段Fig.3 Two phases of energy transfer in micro-energy network group

第2階段是在某微能網無法實現自身多能負荷平衡的情況下，通過其他微能網解決該微能網“特定”能源“內部”供不應求的問題。在物理上，主要通過電網和管道經能源集線器實現能源轉供，其中，電能通過中低壓配電網絡實現互聯，熱能、氣能通過熱氣管網實現互聯，以優化內部能源消耗比例為目標，對其他微能網進行合理調控，使得外部能源集線器可“分配”的“特定”能源更符合實際需求，以解決該微能網“特定”能源短缺問題。在該階段中，由于電能可雙向傳輸，因此微能網中接入的新能源系統發電既可就地消納，也可余電上網；但是天然氣是通過壓力閥逐級傳輸，而熱能也盡可能避免遠距離傳輸，以防止出現大量熱能損耗，故熱能和天然氣僅考慮外部能源集線器向微能網單向傳輸，而不考慮反向傳輸的情況。

根據第2節提出的微能網模型，并結合微能網群能源轉供的2個階段可知，第1階段的控制對象是某個具體的微能網；而第2階段的控制對象是微能網群。因此，根據第2節的微能網模型，將微能網群能源轉供的2個階段按供給環節、傳輸環節、儲能環節和消耗環節分別列寫出控制變量，具體內容見表1。其中，Ω、Φ和Π分別表示多個受控微能網參與網間多能源轉供的傳輸環節、儲能環節和消耗環節的控制變量集合。

表1 微能網群能源轉供優化的控制變量Tab.1 Decision variables of the optimal energy transfer in micro-energy network group

3.1 第1階段：微能網內部的多能源轉供優化

3.1.1 目標函數

第1階段的能源轉供優化總費用是由供給環節的能源轉供生產成本增量，傳輸環節的損耗成本增量、儲能環節的儲能成本增量、消耗環節的能源負荷響應成本增量共同構成的。

轉供后的生產成本增量ΔF1為：

ΔF1=Ce·ΔPbuy+Cr·ΔPre+Cq·ΔQgn+Ch·ΔHhn

(9)

式中：ΔPbuy、ΔPre、ΔQgn、ΔHhn分別為能源轉供后的外部購電增量、可再生能源發電增量、外部購氣增量和外部購熱增量；Ce、Cr、Cq和Ch分別為外部購電成本、可再生能源發電成本、外部購氣成本和外部購熱成本。

相應地，儲能成本增量ΔF2為：

ΔF2=CPs·ΔPBS+CHs·ΔHHS+CQs·ΔQGS

(10)

式中：ΔPBS、ΔHHS、ΔQGS分別為能源轉供后的電、熱和氣儲能增量；CPs、CHs、CQs分別為儲電成本、儲熱成本和儲氣成本。

負荷響應成本增量ΔF3為：

ΔF3=CPc·ΔPcut+CHc·ΔHcut+CQc·ΔQcut+CLc·ΔLcut

(11)

式中：ΔPcut、ΔHcut、ΔQcut、ΔLcut分別為能源轉供后的電、熱、氣和冷負荷的響應增量；CPc、CHc、CQc、CLc分別為電負荷、熱負荷、氣負荷和冷負荷的響應成本。

綜上所述，所建第1階段能源轉供優化的總成本應最低，其目標函數F為：

minF=ΔF1+ΔF2+ΔF3

(12)

3.1.2 運行約束3.1.2.1 微能網功率平衡約束

微能網的功率平衡約束是電、熱、氣各自能源網絡滿足功率平衡，即式(8)。

3.1.2.2 “供給環節”的能源輸送約束

微能網與外部電網、外部熱網和外部氣網之間可以進行功率交換，即實現電能、熱能和天然氣的交易。微能網的輸入增量ΔPbuy、ΔHhn、ΔQgn應分別滿足：

(13)

(14)

(15)

3.1.2.3 “傳輸環節”的能源轉換裝置的分配約束

首先，能源轉換裝置的分配約束即λload、λEB、λP2G、βload、βGB、βCHP需滿足式(3)。其次，各個能源轉換裝置的轉換約束如下。

1)對于熱電聯產系統而言，其電能、熱能和冷氣的增量ΔPCHP、ΔHCHP、ΔLCHP應滿足：

(16)

(17)

2)對于燃氣鍋爐而言，其熱能的增量ΔHGB應滿足：

ΔHGB=ΔQGB·LHV·ηGB

(18)

(19)

3)對于電熱鍋爐而言，其熱能的增量ΔHEB應滿足：

ΔHEB=ΔPEB·ηEB

(20)

(21)

4)對于P2G系統而言，其天然氣增量ΔQP2G應滿足：

(22)

(23)

3.1.2.4 “儲能環節”的儲能容量約束

“儲能環節”的儲能裝置分別是儲能電池、蓄熱槽和儲氣罐。考慮到本文研究對象為靜態時段，故不考慮儲能裝置在全天的控制策略，僅將儲能約束簡化為在滿能或零蓄能時的狀態，故儲能能源(儲電、儲熱、儲氣)EBS在充放能過程中最大功率約束應滿足：

(24)

(25)

3.1.2.5 “消耗環節”的儲能容量約束

消耗環節的需求側管理可控電、熱、氣、冷負荷增量ΔPCut、ΔHCut、ΔQCut和ΔLCut應滿足：

(26)

(27)

(28)

(29)

3.2 第2階段：微能網間協同的多能源轉供優化

3.2.1 目標函數

在第2階段，微能網的能源轉供優化總費用主要是其他微能網的生產調整費用，為了簡化模型，本文從外部能源集線器向微能網提供的“電-熱-氣”的增量ΔPhub、ΔHhub、ΔQhub進行描述。所建第2階段的轉供優化總成本應最低，其目標函數G為：

minG=CPh·ΔPhub+CHh·ΔHhub+CQh·ΔQhub

(30)

式中：CPh、CHh、CQh分別為外部能源集線器的電、熱、氣的調整成本。

3.2.2 運行約束

3.2.2.1 外部能源集線器功率平衡約束

外部能源集線器應滿足電-熱-氣的功率平衡，并忽略網絡的功率損耗，即：

(31)

(32)

(33)

3.2.2.2 第2階段的調整量約束

外部能源集線器向各個微能網提供的電-熱-氣的增量ΔPhub、ΔHhub、ΔQhub應滿足增減能力約束，即：

(34)

(35)

(36)

在微能網群能源轉供優化模型解決能源短缺問題時，應先進行第1階段，當第1階段無法解決能源缺額問題時，再進行第2階段。此外，由于該模型是一個混合整數線性規劃問題，本文采用CPLEX進行求解。

4 算例分析

4.1 算例基礎數據

圖4 某微能網群的網架結構圖Fig.4 Diagram of micro-energy network group structure

表2 各個能源集線器(EH)輸入/出量參數Tab.2 Parameters of energy hubs

在圖4的能源集線器下接有一個微能網，其網絡結構見圖5。外部能源網絡向該微能網的供能增量參數見表3，各能源轉換裝置的參數見表4，各儲能裝置的參數見表5，各可控負荷的參數見表6。所建轉供模型的所有目標函數中的單位成本系數見表7。此外，天然氣低熱值LHV為9.7。

圖5 某微能網的網架結構圖Fig.5 Diagram of micro-energy network structure

表3 外部能源網的供能增量參數Tab.3 Energy supply parameters of external energy networkkW

表4 能源轉換裝置的參數Tab.4 Parameters of energy conversion devices

表5 儲能裝置的參數Tab.5 Parameters of energy storage devices

表6 各個可控負荷的參數Tab.6 Parameters of each controllable loadkW

表7 目標函數中的單位成本系數Tab.7 Unit cost coefficient in objective function

為了便于分析，本文假設該微能網中的電負荷重載，并設置2種不同的算例條件進行對比分析，具體數據見表8。

表8 算例1和2的設置條件Tab.8 Setting conditions of examples 1 and 2

4.2 算例分析

4.2.1 算例1情形下的能源轉供分析

在表8的算例1設置條件中，可以看出當前總電負荷為400 kW，通過微能網群能源轉供第1階段可以從熱網和氣網實現電能轉換，最大可增加200 kW，滿足此時用戶用電最大需求600 kW。圖6給出了用戶用電需求從400 kW至600 kW時各個購能增量ΔPbuy、ΔQgn、ΔHhn，轉供前后的電、熱和氣儲能增量ΔPBS、ΔHHS、ΔQGS，以及轉供后的電、熱和氣負荷的響應增量ΔPcut、ΔHcut、ΔQcut、ΔLcut的變化。

圖6 各個購能增量的轉供前后變化圖Fig.6 Diagram of unit energy transfer solution of purchasing multi-energy

從圖6可以看出，從轉供路徑來看，在用戶的氣負荷和熱負荷并沒有變化的前提下，當用戶用電需求在400～600 kW時，首先是不斷提供更多的電能；當還不能滿足用戶用電需求時，再增加ΔQgn、ΔHhn，用于生產出更多的電能；然后，減少儲能元件中ΔPBS的電能存儲，加大新增的熱、氣ΔHHS、ΔQGS儲存；最后，僅需中斷的電負荷ΔPcut=3 kW，不需要對熱、氣、冷負荷進行可控負荷中斷，即可實現整個微能網的電、熱、氣和冷負荷的平衡。

從轉供經濟成本看，根據表7可知，外部購能的成本增量ΔF1的所有系數均小于儲能的成本增量F2的所有系數、儲能的成本增量ΔF2的所有系數低于可控負荷成本增量ΔF3的所有系數，這表明微能網群能源轉供第1階段按照外部購能優先，剩余能源采用儲能吸收，最后再進行中斷負荷的轉供策略。其整個能源增量轉移路徑見圖7。

圖7 微能網的能源增量轉移路徑Fig.7 Increment energy transfer path of micro-energy networks

綜上所述，當電能出現“短缺”時，會導致電、熱、氣的增量變化，促使微能網在微能網群能源轉供第1階段實現熱、氣到電的能源轉移，實現能源轉供優化結果。

4.2.2 算例2情形下的能源轉供分析

在表8的算例2設置條件中，可以看出當前總電負荷為630 kW，且通過算例1可知供電最大增量為200 kW，通過微能網群能源轉供第1階段無法解決用戶630 kW的電能負荷需求，需要進行微能網群能源轉供第2階段。

根據第3.2節微能網群能源轉供第2階段的優化模型，給出外部能源集線器的最優轉供結果，如圖8所示。

圖8 外部能源集線器的最優轉供結果Fig.8 Optimal transfer solution of external energy hub

根據圖8和表2可知，能源集線器1的電能是由外部能源集線器4供給的，通過微能網群能源轉供第2階段可以減少對能源集線器2的電能注入30 kW，用于補充能源集線器1的電能短缺，再對能源集線器1按照算例1的方式進行微能網群能源轉供第1階段，最終實現微能網群能源轉供優化。

5 結論

為了實現微能網群高效運行，本文提出一種基于多能源協同的微能網群能源轉供優化模型。通過算例對微能網群能源轉供模型進行測試分析，結果表明：本文建立的基于能源集線器互聯的微能網群模型，理清了微能網內部和微能網之間的能源轉供關系。

本文提出的能源轉供優化模型能夠對微能網群中的多種能源進行合理的“轉化”、“轉供”及“互供”。該模型優先在微能網層面解決能源的短缺問題，其次在外部能源集線器層面能“主動”改善“能量流”的分布，提高微能網解決能源短缺問題的能力。這樣的微能網群能源轉供優化方案，對微能網群的安全高效運行和可靠供應具有重要的理論與實際意義。