区域多能源电网可再生能源发电容量规划及投资收益优化模型

张 涛， 刘树森， 王 闯， 居 辉

（1.国网盘锦供电公司， 辽宁 盘锦 124010； 2.中广核新能源投资（深圳）有限公司辽宁分公司， 辽宁 沈阳110000； 3.沈阳工业大学， 辽宁 沈阳 110870）

0 前言

在“再电气化”的能源发展背景下，越来越多的电制氢、电制热、电制天然气、氢燃料电池、甲烷燃料电池、化学电池储能、天然气储能、氢气储能、热储能等多能源转换、存储、消费元件接入了传统的电力系统中。 可以预见，随着电动汽车、氢燃料电池汽车、集中和分布式风电、集中和分布式光伏、光热发电等新能源供能和消费规模的不断扩大，随着物联网等信息物理融合技术的飞速发展和技术普及，未来将会形成以传统电网为核心的多能源形式紧密耦合和高效协调的多能源电网[1]，[2]。

目前，国内外针对多能源系统和电网电源容量规划所开展的研究显示，区域多能源电网中可再生能源的配置容量，一方面决定了多能源电网的协调自治能力及其功能质量，另一方面也在很大程度上影响着区域多能源电网的投资收益效率。 文献[3]以提高多能源系统协同优化水平和运行效益，缩短投资回收周期为目标，在研究虚拟储能、可再生能源协调配置、分时电价等因素关系的基础上， 提出了虚拟储能容量与收益协调优化模型，提高了多能源系统中储能优化配置水平。文献[4]为解决在综合能源系统规划中，多能源供能设备利用率对系统容量规划制约问题， 在可再生能源供能、多种类负荷不确定性研究的基础上，提出一种能够有效提高设备利用小时数的多能源系统容量优化配置模型。 文献[5]针对多个多能源系统规划协调问题，基于多能源线性化模型，研究能源网络与能源枢纽分层协调规划模型， 提出了能够较好兼容多能源组成部分和系统分层调度的多能源系统规划方法。

以上研究主要是针对多能源系统或电网容量规划问题， 在满足多能源系统或电网的电力需求前提下， 以最小容量或最大投资收益为目标而进行系统规划或电源容量优化。目前，针对多能源设备大规模接入电网后的源荷不确定性、 多能源转换协调以及电网可靠性等综合因素制约下， 以可再生能源比例提升与投资收益兼顾的可再生能源发电容量规划的研究尚少。

本文首先以地区级多能源电网中电、热、燃气等多种类型能源的供能、转换、存储、消费的协调自治优化、电网建设投资收益最大化为目标，研究实现多能源系统供能质量、供能效率、供能收益等因素的相互协同，优化区域多能源系统可再生能源发电容量规划方法；然后，研究区域多能源电网中，多能源负荷在不确定性下的价格响应，建立基于分时段供能价格响应及供能质量控制成本约束的可再生能源投资收益优化模型；最后，结合东北某城市多能源电力系统运行数据，根据传统电网、热网和燃气网供能、储能参数，对该系统可再生能源配置容量和投资收益进行优化仿真分析。 研究结果表明，可再生能源发电容量规划及投资效益优化模型，能够在兼容供能质量和供能价格时段特性的前提下，较好地提升电网可再生能源容量配置和投资收益水平。

1 区域多能源电网结构

在传统的电力系统基础上， 接入较大规模的可再生能源发电、电制热锅炉、电制天然气及天然气燃料电池、 热电联产机组形成多能源电力系统， 能够同时满足一定地理区域内的电、热、天然气等多种能源形式的负荷需求。一般意义上的区域级多能源电力系统如图1 所示。 该区域级多能源电力系统， 不仅能够通过系统内部的能源转换与存储， 实现高效的区域内多种能源自治运行，同时还可与上级燃气网、电网进行能量交互， 为上级能源主干网络提供一定的峰谷调节能力。 因此，区域级多能源电力系统，是实现能源互联网的重要综合能源供给、转换、存储和消费单元。 区域级多能源电力系统在为内部负荷和外部网络提供能源时都可产生收益， 区域内可再生能源发电规模在较大程度上决定了系统总运行成本和投资收益。

图1 区域级多能源电力系统拓扑模型Fig.1 Regional-level multi-energy electric power system topology model

在图1 所示的区域多能源电网中， 以电网为主要能源载体，电、热、燃气3 种能源网络经过3种能源间的转换与存储单元， 实现网间能源形式的交互。 电、热、燃气可以根据区域内3 种能源消费的实时状态进行转换、存储和分配，该特性能够协调各类能源供给与消费的不同峰谷特性， 平衡地区内能源总量消费的时间特征。因此，在区域多能源电网内可再生能源发电规划过程中， 充分考虑可再生能源发电特性、 多种类能源形式间的转换和存储特性、电网内多能源负荷特性、多能源消费收益之间的协调优化， 能够有效地提高可再生能源规划及其投资收益水平。

2 考虑不确定性的多能源转换约束模型

2.1 多源负荷不确定性模型

将区域多能源电网中的电、热、气负荷分为可调节负荷和不可调节负荷， 考虑不确定性的多能源电网负荷模型为

式中：PM-U，PM-C分别为多能源电网内的不可控负荷、可控负荷需求值；fMU，fMC分别为多能源电网内的不可控负荷、可控负荷的时间特性；ζ，ξ 为可控负荷调节时间参数；ΔLU，ΔLC分别为不可控负荷、可控负荷的不确定性；ts，te分别为电网一个调度周期的开始时间、结束时间。

2.2 可再生能源功率不确定性模型

考虑可再生能源输出功率不确定性， 区域多能源系统中可再生能源功率特性为

式中：PRE为多能源电网中总可再生能源发电输出功率； fRE为多能源电网中可再生能源发电时间特性； ΔLR为可再生能源发电出力的不确定性。

2.3 多能源转换约束模型

考虑系统内包含上级电网、火电机组、热电机组、可再生能源发电、上级燃气网等电、热、燃气供给单元和能源转换、存储单元，多能源电网内电、热、气负荷和供能单元间的功率平衡模型为

式中：PM-E，PM-T，PM-G分别为区域多能源电网中电、热、 气负荷的需求功率；PEG，PGG，PRE，PCP，PCL分别为区域多能源电网中上级电网、上级气网、可再生能源、热电机组、火电机组输入电网的功率；κ11～κ35分别为区域多能源电网中各能源供给单元与各种类负荷间的供能效率或能源转换系数。

3 考虑价格响应的可再生能源收益模型

3.1 多能源电网可再生能源价格响应模型

在多能源电网中， 将所有能源供给资源分为两类：一是由区域内可再生能源供能的能源供给，即区域可再生能源供给单元； 二是由其他能源供给资源供能的能源供给， 即区域非可再生能源供给单元。 考虑区域可再生能源供给单元和区域非可再生能源供给单元， 在一个调度周期内[ts，te]，分别以价格 PRIRE（t），PRIURE（t）向负荷供能。 此时，为保证调度周期内各自的多能源供能质量， 区域可再生能源供给单元和区域非可再生能源供给单元的供能成本为

CRE，CURE分别是与可再生供能、 非可再生供能质量无关的基础供能成本。 这一成本的高低是由可再生能源和非可再生能源供能设备的发展水平决定的，属于固有成本，无法通过容量优化配置去影响其大小。

ϑRCQRE，ϑUCQURE是为保证系统供能质量而随着系统中多能源供给、转换、存储与需求之间的波动及波动的不确定性， 对供能系统进行调节所产生的供能成本。 区域多能源电网内部协调运行水平越高，对应的调节成本就越小。ϑR，ϑU为单位供能调节成本参数。 该参数与多能源电网总的调度运行控制系统投入有关， 与可再生能源的装机容量配置无关， 在进行容量配置时， 可认为其为常数。 CQRE，CQURE为供能可靠性成本，也即装机容量成本。 CQRE，CQURE与系统协调运行能力无关，与系统中可再生供能和非可再生供能设备装机容量有关。 装机容量越大，装机容量成本越高，系统的可靠性也越高，供能质量也越好。 装机容量成本为

式中：ρR，ρU为单位装机容量成本参数。

在上述供能质量成本下， 区域多能源电网中负荷对价格的响应：

式中：σ 为供能价格响应参数；γ 为供能质量响应参数；PL（0）为系统初始能源消费需求。

3.2 可再生能源供能收益模型

在可再生能源装机容量一定的区域多能源电网中，可再生能源供能收益可表示为

式中：ERN1=PRIRE（t）-CRE-ϑRCQRE（t）；φ 为可再生能源供能收益折现率；e-φt表示可再生能源发电设备投运后， 在当前投资额度下的供能收益与折现率r 成负指数关系，随着时间推移，初期投资所投入设备的供能能力或保证一定质量的供能能力将呈指数形式下降。

式（8）表明，较高的可再生能源装机容量能够带来较高的可再生能源供能可靠性， 相应地增加供能收入；装机容量增大也带来成本增加，质量水平的提高会带来需求增大； 质量提高也会带来可再生能源投资成本增加。因此，可再生能源容量规划的优化， 即是在可再生能源供能收益和可靠性之间找到最优解。

4 可再生能源容量与收益优化模型

在区域多能源电网的可再生能源容量规划中， 假设可再生能源设备的技术经济参数保持恒定， 系统经济调度策略能够较好地满足运行成本优化。 同时考虑区域多能源电网可再生能源容量优化与收益优化的目标函数为

可再生能源容量优化与收益优化的约束函数主要有多能源电网实时功率平衡约束和多能源电网实时运行状态约束。

（1）多能源电网实时功率平衡约束

在区域多能源电网内，电、热、燃气能源供给与需求间功率约束为

式中：PME（t）为多能源电网中各电、热、燃气能源消费单元的能源需求；PSUP（t）为多能源电网中各电、热、燃气能源供给单元的出力；PLOS（t）为多能源电网中电、热、燃气网络能源损耗。

（2）多能源电网实时运行状态约束

为保证区域多能源电网内电、热、燃气能源供给可靠性和供能质量， 多能源电网应满足的运行约束为

式中：PELSUP（t）为区域多能源电网中所有电源在时刻 t 的输出功率函数；PGSSUP（t）为区域多能源电网燃气供能设备在时刻t 的输出功率函数；PTHSUP（t）为区域多能源电网热力供能设备在时刻t 的输出功率函数；UEL（t）为电网节点在时刻t的电压波动函数；EBT（t）为多能源电网内储能系统储能设备在时刻t 的荷能状态函数。

5 仿真算例分析

以东北某地区级多能源电网实际运行数据为基础，结合阶梯电价、燃气价格和热力价格，仿真分析可再生能源在不同配置规模下的系统运行特性与投资收益。 该地区多能源电网电、热、气典型日负荷曲线如图2 所示。 区域级多能源电力系统参数如表1 所示。

图2 区域级多能源电力系统电、热、气典型日负荷曲线Fig.2 Multi-energy load curves of regional-level multi-energy electric power system

表1 区域多能源电网非可再生供能参数Table 1 Non-renewable energy supply parameters of regional-level multi-energy electric power system

根据目前采用的电、热、燃气供能系统分时段供能价格机制， 本文设定多能源电网中供能价格的时段特性如表2 所示。同时，考虑区域多能源电网中对综合供能质量的要求和可再生能源不确定性对供能可靠性的影响， 本文针对不同的系统供能可靠性指标要求， 分析对应的可再生能源容量配置情况，如表3 所示。

表2 多能源供能分时段价格Table 2 Prices of multi-energy supply at each time

表3 不同供能质量水平下所需的可再生能源配置Table 3 Necessary configuration of renewable energy devices under different energy supplement quality

表3 数据表明， 随着对供能可靠性要求的增加，可再生能源容量配置需求呈现加速上升趋势，相应也将导致初始投资和后期运维费用增加。

考虑如表4 所示的可再生能源投资和运维成本等收益参数要求，在给定的投资收益要求下，设区域多能源电网供能可靠性要求为0.998 以上，且按表2 实行阶段供能价格机制， 则表1 所示的多能源电网中可再生能源容量配置优化结果如表5 所示。

表4 可再生能源发电设备投资收益参数Table 4 Parameters of renewable energy equipment investment and benefit

表5 多能源电网可再生能源最优配置Table 5 Optimal configuration of renewable energy in multi-energy electric power system

由表5 数据可知， 采用本文的可再生能源容量配置与投资收益协调优化方法， 能够较好地兼顾两者关系，在确保较高的供能可靠性前提下，实现较小的容量配置和较好的投资收益。

6 结论

在进行区域多能源电网中的可再生能源容量配置时， 不仅要考虑供能区域内的多种类负荷的不确定性和可再生能源出力的不确定性对供能质量的影响， 同时也须要考虑可再生能源供能与非可再生能源供能协调所带来的供能质量控制成本， 方可有效协调不确定性与供能质量控制间的技术经济优化问题。

区域多能源电网采用分时段供能价格机制，不仅能有效提升系统多能源供能协调自治水平，减小可靠性成本， 还能够有效优化可再生能源容量配置，提升多能源电网供能收益水平。

针对特定的区域多能源电网中的电、热、燃气负荷需求特性及非可再生能源供能设备参数，本文提出的可再生能源容量配置及其投资收益优化模型， 在相同供能质量要求下， 容量配置减小了12.4%，投资回收周期缩短了17%。