考慮風電消納的電-熱綜合能源系統經濟運行研究

陳 琦，李紅偉，周海林

(西南石油大學，四川 成都 610500)

0 引 言

綜合能源系統作為能源互聯網的重要組成部分，將電、熱等多種能源耦合，提高能源利用率，促進可再生能源消納[1-2]。常見的可再生能源形式包括風電、光伏等。由于風電在我國更為普遍，并網規模較大，且特點更為突出，因此本文以風電作為可再生能源代表，完成關于可再生能源消納問題的研究。隨著風電場并網規模日益增大，風電又具有隨機性、波動性等特征，棄風等問題逐漸凸顯。根據資料顯示，2017 年我國新能源棄電總量為 492×108kWh，其中，棄風電量高達 419×108kWh[3]。因此，可再生能源消納問題成為了研究熱點。目前，關于我國的新能源消納問題存在明顯的地域與時段集中分布的特征，例如棄風問題主要出現在新疆、甘肅等地，時間集中在供暖季及夜間電負荷低谷時段。本文針對的是棄風問題較為嚴重的“三北”地區。

為解決棄風問題，促進可再生能源的消納，出現了大量有關于以燃氣輪機為主要設備的熱電聯產（combined heat and power, CHP）機組的區域綜合能源系統的研究并得到了廣泛的應用，CHP機組在實現能源的梯級利用的同時，還具有良好的社會效益[4]。但由于CHP機組受到“以熱定電”的約束，不具有良好的可調節性，將電鍋爐設備和P2G（power to gas）設備引入綜合能源系統中成為有效解決辦法。P2G設備將多余的風電轉化為人造天然氣進行傳輸與儲存，實現了電力與天然氣的雙向流動，加深了電、氣之間的耦合，促進了可再生能源的消納。目前，電轉天然氣完整的化學反應綜合能量轉換效率為 49%～65%[5]。

針對綜合能源系統經濟優化運行的研究一直以來都是研究的重點之一。文獻[6]以區域能源供應商凈收益最大為目標，建立綜合能源系統日前優化調度模型并驗證其有效性，但考慮的系統成本較單一；文獻[7]提出了一種基于電熱聯合調度的區域并網型微電網運行優化模型，將燃料成本、電能交互成本及機組啟停成本等考慮到總成本中，利用cplex求解驗證得到聯合調度模型可實現最優運行，但未考慮風電問題；文獻[8]考慮了風電不確定性并建立優化調度模型，仿真分析不同運行模式下的系統運行收益，得出最佳模式，但其能源模型單一；文獻[9]將蓄冷、儲熱、儲電以及混合儲能分別考慮進綜合能源系統中討論其經濟性與可行性，但未考慮需求響應。

鑒此，本文將電鍋爐與P2G及儲氣設備結合起來，引入綜合能源系統中，并且考慮需求響應，將設備初始投資費用及運維成本考慮到系統運行總成本中，并使得總成本最小，風電消納最大為目標，建立綜合能源系統經濟優化調度模型，算例驗證方案的可行性，最終得出最優方案。

1 系統結構模型

綜合能源系統結構如圖1所示，本文針對的是滿足電負荷與熱負荷的區域綜合能源系統。系統中含有上級電網、上級氣網、CHP機組、風電機組、電鍋爐、P2G及儲氣設備，上級電網、風電機組及CHP機組供給電負荷，熱負荷由CHP機組及電鍋爐提供。P2G及電鍋爐用電直接由風電提供，在凌晨及夜間風電過剩而電負荷較小時將風電轉化為熱能供熱，或轉化為天然氣儲存起來。

圖1 綜合能源系統結構圖

2 綜合能源系統經濟調度模型

本文假設綜合能源系統由統一的調度機構負責調度，綜合能源系統的經濟優化運行必須保證其總費用最小。總費用包括設備初始投資等年值成本、設備運維成本、年化系統購能成本及需求響應補償。考慮到風電機組是利用自然資源發電，故在此不考慮風電出力費用[10]。目標函數可表示為：

式中：Fz、Fe、Fg——系統運行總成本、購電費用、購氣費用；

Finv——該系統總的設備初始投資等年值費用；

Fem——總的設備運行維護費用；

FDR——需求響應補償；

Cinv(i)——第i個設備的初始投資費用；

r——貼現率，取6%；

y——規劃年限，取10年；

mf和mv——設備的固定和可變的運行維護成本系數；

Pi——設備的輸出功率；

Ce、Cg、Pin、Gin——電價、氣價、系統購電功率和購氣功率；

Pint、Pshif——可中斷、可轉移負荷；

Cint、Cshif——對應的補償費用。

2.1 約束條件

2.1.1 CHP 機組約束

熱電聯產機組分為抽汽式與背壓式。對于背壓式的CHP機組，其電出力完全由熱出力決定，即電熱比為固定的。而抽汽式CHP機組可通過調節抽汽量來調整熱電比[11]。本文考慮的CHP機組都運行在固定熱電比模式，即使是抽汽式機組，不調節抽汽量，實際運行情況中也是固定的熱電比。CHP機組的運行約束為：

2.1.2 電鍋爐約束

電鍋爐安裝簡單，易于控制，維修方便，因此被廣泛應用于綜合能源系統之中[6]。電鍋爐產熱功率與用電功率的關系：

2.1.3 P2G 約束

在晚間風電高發、電負荷低谷時段，可利用P2G設備，將過剩的風電轉化為天然氣直接供給CHP機組產熱或存儲在儲氣罐[12]，提高了系統接納風電的能力。P2G運行約束如下：

2.1.4 儲氣設備

儲氣設備在P2G產有多余天然氣時將天然氣儲存起來，增強了系統的靈活性，有效降低系統成本費用，實現天然氣的合理分配。儲氣設備的約束為

式(21)表示為了給下一個周期留有調節余量，一般一個周期的初始量與最后的容量相等。

2.1.5 能量平衡約束

在綜合能源系統中必須滿足電力平衡與熱力平衡約束。

1）電力平衡約束

2.2 模型求解

本文所建立的綜合能源系統經濟調度模型為混合整數線性規劃模型，可以利用成熟的商業軟件進行求解。本文在Matlab運行環境下調用YALMIP工具箱中的mosek求解器對模型進行求解。

3 算例分析

本文算例數據采用文獻[13]的電、熱負荷數據以及風電出力數據并進行改進，如圖2所示。

圖2 電、熱負荷及風電出力曲線

由圖2可以看出，風力發電在00:00-06:00及23:00-24:00出力較大，而在白天時段出力較小。

CHP機組作為電熱綜合能源系統中最具代表的熱電聯供設備，不僅將電熱兩種能源形式高度耦合，實現熱電聯供，更能為系統減小供能所帶來的成本。但其缺點也較為明顯。由于熱電聯產機組“以熱定電”的特性，機組在夜間及凌晨加大供熱，同時，電出力也增加，導致該時段棄風尤為嚴重。因此，本文以僅含有熱電聯產機組等基本元件作為參考方案一；在方案一的基礎上增加1 MW的電鍋爐，作為方案二；在方案二的基礎上增加1 MW的P2G設備及儲氣設備，作為方案三，儲氣容量為2 MWh；在方案三的基礎上考慮需求響應作為方案四。CHP機組的電、熱轉換效率分別為0.35、0.65；電鍋爐的轉換效率為0.9；P2G設備的制氣效率為0.6[14]。

本文采用的分時電價如表1所示[11]。

表1 分時電價

各方案下CHP電、熱出力如圖3所示。由于CHP機組為固定熱電比，電出力與熱出力只存在比例關系，故此處未再給出。由圖可知，在方案一情況下，由于熱負荷在夜間較大，而熱負荷完全由CHP機組滿足，故CHP機組在00:00-08:00及23:00-24:00出力較大，導致夜間過剩的風電無法消納，從而棄風量較大；方案二中增設了電鍋爐設備，一方面消納過剩的風電轉化為熱能，另一方面轉換而來的熱能供給熱負荷，減小了CHP機組的熱出力，同時CHP機組電出力也減小，在00:00-07:00及23:00-24:00時段可以看出方案二與方案三相比方案一的CHP機組出力明顯減小，過剩的風電供給電負荷，進一步消納棄風量；方案三增設P2G及儲氣設備，利用夜間風電制氣并儲存，消納了過剩風電，制出的天然氣供給CHP消耗，減少了系統購氣成本。此外，CHP機組在10:00-15:00及18:00-21:00這樣的電價峰時段工作，增大電出力，減少系統在電價峰時段的購電成本，從而使得系統購能成本減小。

圖3 CHP熱出力

方案二與方案三中電鍋爐的運行狀態如圖4所示；可以看出，電鍋爐在00:00-07:00及23:00-24:00時段工作，因為此時風電過剩，電鍋爐將過剩的風電轉化為熱能供熱，減少棄風量的同時，使得CHP機組出力減少，促使更多的風能供電，同時減少了購氣成本。而在08:00-22:00時段，電價相對較高，此時電鍋爐不工作，將此時段的風電完全供給電負荷，減少從上級電網的購電，從而降低系統的購能成本。從圖4可以看出兩個方案中電鍋爐的運行狀態差別不大，這是因為方案三的P2G及儲氣設備對于系統的風電消納起到了更大的作用。

圖4 電鍋爐運行狀態圖

方案三下的天然氣平衡如圖5所示；由圖5可以看出，P2G在00:00-07:00以及23:00-24:00時段制氣，因為此時的風電過剩，P2G利用多余的風電制造天然氣，一部分供給CHP機組利用，CHP機組所需燃氣完全由P2G提供，無需購氣，降低系統購能成本；多余的部分儲存在儲氣設備中。而在08:00-22:00時段，電價相對較高，應將風電先滿足電負荷，且P2G本身成本較高，所以此時段P2G不工作。在01:00-07:00時段儲氣設備將P2G產出的多余的天然氣儲存起來，在08:00-12:00時段，P2G不再產氣時，儲氣設備放氣并供給CHP機組使用，減少綜合能源系統向上級氣網的購氣量，有效降低了系統購能成本。綜合能源系統只在08:00-23:00時段購氣且儲氣設備的放氣減少了一部分購能，購氣成本明顯比前面的兩個方案減少。

圖5 方案三下的天然氣平衡

3個方案下的棄風功率如圖6所示。可以看出3個方案下的棄風都主要集中在00:00-08:00以及22:00-24:00時段，只是由于凌晨及夜間的風電過剩。方案一的棄風量是最大的，這是由于熱負荷完全由CHP機組提供，而夜間的熱負荷較大，電負荷較小，CHP機組加大出力以滿足熱負荷，導致了大量風電棄風。方案二中加入了電鍋爐設備，將這多余的風電用來轉化為熱能，不僅滿足了一部分的熱負荷，減少CHP機組的出力，同時減少系統購氣量，還進一步地消納了風電，所以與方案一相比，在00:00-07:00時段以及24:00時刻的棄風量大大減少。方案三在方案二的基礎上增設了P2G及儲氣設備，利用過剩風電制氣，傳輸或者儲存起來，在00:00-07:00時段棄風相比于方案二有明顯減少。P2G及儲氣設備的引入一方面給綜合能源系統產生人造天然氣供給使用，減少了天然氣的購入，節省了系統購能成本；另一方面，利用多余的風電進行制氣，加強了電力與天然氣之間的聯系，增加了風電消納量，另外儲氣設備相對于儲電設備等來說成本更小，壽命更長，是儲能設備考慮的首選。

圖6 棄風功率示意圖

方案四中考慮電需求響應后的電負荷如圖7所示。需求響應需要提前與用戶簽訂協議，在電負荷高峰時期或電價峰時段對一些負荷進行轉移或切除，以此平抑負荷波動，減小購電成本。為了彌補用戶，需對參與需求響應的用戶進行補償。由圖7可知，考慮需求響應后，電負荷峰值時段負荷被中斷或轉移，將負荷轉移到電價谷時段，降低了購電成本，電負荷趨于平緩。

圖7 需求響應后的電負荷

在4個方案下系統的總成本以及棄風量如表2所示。其中年化投資費用包括設備初始投資費用和設備運行維護費用，年化運行費用包括購電和購氣費用。值得注意的是，初始投資費用等均為等年值費用，故成本均以一年計算。可以看出，4個方案下的運行成本依次減少，但由于在方案二和方案三中增設其他設備，年化投資費用相對增大，方案四中需要考慮需求響應補償費用，但總的費用呈減小趨勢。從棄風量上看，方案四相比于方案一棄風量減少了13.25 MW，達到了有效降低棄風量的目的。

表2 成本與棄風量

4 結束語

本文針對風電消納問題，提出了引入電鍋爐、P2G及儲氣設備和需求響應的區域綜合能源系統，經過分析得出以下結論：

1) 電鍋爐、P2G等設備的引入增加了系統的靈活性與高效性，減少了系統的成本，加深了綜合能源系統能流之間的耦合。

2) 考慮到區域綜合能源系統與上級電網等的能源交互存在限制，所以需要將需求響應考慮到系統運行中，保證系統運行的安全性與靈活性。

3) 本文只考慮了風電一種可再生能源形式，而可再生能源還有多種形式，且研究中并未考慮其不確定性所帶來的影響，在未來的研究中可從這兩個方向進行更加深入的研究。