电-气-储区域综合能源系统协同规划方法研究

杜振东， 徐世泽， 张盈哲， 郭亦宗， 郭创新

(1.浙江华云电力工程设计咨询有限公司，浙江 杭州 310014；2.浙江大学 电气工程学院，浙江 杭州 310027)

0 引 言

随着可再生能源发展以及用户用能趋向多样性，电、气和热耦合程度不断加深，区域综合能源系统(regional integrated energy system, RIES)发展技术和市场应用越来越广泛[1-4]。因此，针对区域综合能源系统规划方法的研究具有必要性。

目前，国内外学者针对区域综合能源系统规划展开了部分研究，大多立足于特定工业园区或场景建立规划模型[5-7]。在能源转换设备方面，随着电转气(power to gas, P2G)技术、热电联产设备(combined heat and power, CHP)技术的进步,工业园区内更多采用电-气综合能源系统[8-9]。文献[10]考虑投资成本、运行成本和可靠性成本，从经济性最优的角度优化含电转气装置的区域综合能源系统；文献[11]在进行电-气综合能源系统规划时考虑了风电场和P2G设备的协同扩建，并研究其对系统扩建方案、风电消纳的影响；文献[12]基于能源集线器的思想，在电-气协同规划时用机会约束规划的方法，提高了系统安全性；文献[13-14]提出了计及电/热柔性负荷的区域综合能源系统储能优化配置方法。但是上述文献较少针对储能电池、输气管道、储气设备和P2G设备等电-气多能存储系统多种设备的优化配置模型的研究。

本文提出了电-气-储区域综合能源系统的协同规划方法。首先，构建电-气-储区域综合能源系统能源集线器(energy hub, EH)结构，分析在已有电-气耦合系统的基础上增加储能设备后的协同规划方法；然后，建立电-气-储区域综合能源系统规划模型，以规划期内总成本最小为目标，建立储电、储气、电网络拓扑和气网络拓扑的数学模型；将原有非线性的规划模型通过引入辅助变量转化为易于求解的混合整数线性规划问题，最后调用CPLEX求解得到结果。算例部分设计了三种规划场景，对比验证了电-气联合规划相较于单独规划的经济优势以及接入储能后能够进一步减小成本，并分析了储电和储气的接入对网络拓扑规划结果的影响。

1 电-气-储综合能源系统描述

图1 电-气-储能源集线器结构

电-气耦合的区域综合能源系统能量来源于外部配网级电力网和天然气网，电网络和气网络拓扑较为多样。引入储能后，为更好地描述电-气-储综合能源系统特征，建立能源集线器结构，如图1所示。

区域综合能源网的负荷特性会影响储能系统优化配置结果，同时，储能的接入会在一定程度上影响电网络拓扑和气网络拓扑内的线路建设情况及设备类型选择。因此，需要对电-气-储区域综合能源系统进行协同规划。

2 协同规划模型及求解

2.1 目标函数

本文所提电-气-储协同规划模型投资主体为综合能源服务商，目标函数为使电-气-储耦合网络系统在满足用户用能需求的情况下，总成本最小，其公式为：

minC=C1+C2+C3+C4

(1)

式中：C1为投资成本;C2为维护成本;C3为向上级网络购电/购气交易成本;C4为储能投资成本。

本文将整个规划过程分为两个阶段完成。在第一阶段规划中，公式为:

(2)

(3)

(4)

式中：逻辑变量Xy,f,θ和xy,f,θ分别为设备f(电力线路、天然气管道或P2G设备)选型θ在第y年是否存在和在第y年年初是否投建的0-1变量;Cinv,f,θ和Cmnt,f,θ分别为待建设备f选型θ的投资成本和维护成本;CBUYe和CBUYg分别为电力和天然气的单位购买成本;a和i为区域电网络拓扑节点;b和m为区域气网络拓扑节点;Pe,ysh,ai和Fg,ysh,bm分别为电力线路ai和天然气管道bm在第y年第s季度第h小时的潮流;ΩSUB、ΩGATE、ΩEL、ΩGL分别为变电站节点、天然气站节点、电力线路和天然气管道集合。

在第二阶段规划中，综合能源网中多能存储的投资规划主要包括储能电池和储气装置两个部分：

(5)

2.2 约束条件

2.2.1 储能约束条件

(1) 储能电池约束

(6)

(7)

(8)

(9)

(2) 储气系统约束

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

2.2.2 电网络拓扑约束条件

对任意节点其潮流总输入与总输出保持平衡：

(17)

式中：i、j、k为电网络拓扑节点;Pe,ysh,ij和Pe,ysh,ki分别为电力线路ij和ki在第y年第s季度第h小时的潮流;PP2G,ysh,i为节点i处P2G设备在第y年第s季度第h小时的输出电功率;ΩEBUS为电网络节点集合。

对于每条电力线路，存在线路潮流约束：

0≤Pe,ysh,ij≤ze,ysh,ijPel,max,ij∀y,∀s,∀h

(18)

式中：Pel,max,ij为电力线路ij的潮流上限值；ze,ysh,ij为电力线路ij的方向辅助变量。具体地说，当线路ij上存在从节点i流向节点j的潮流时，ze,ysh,ij值为1；当没有i流向j方向潮流时，ze,ysh,ij值为0。这里需要说明的是，ze,ysh,ij与ze,ysh,ji从两个方向联合表征该线路的潮流方向。

对于待投建线路的选择，须遵循潮流上下限约束。方向辅助变量ze,ysh,ij在线路i-j方向上没有潮流时将Pe,ysh,ij限制为0。

(19)

式中：ze,ysh,ij为方向辅助变量;Pel,max,ij,θ、Xy,ij,θ分别为电力线路ij选型θ的潮流上限和第y年是否存在的0-1变量。

2.2.3 气网络拓扑约束条件

对任意天然气节点，其潮流总输入与潮流总输出平衡，可表示为：

(20)

式中：m、n、l为天然气网络节点；Fg,ysh,mn和Fg,ysh,lm分别为天然气管道mn和lm在第y年第s季度第h小时的潮流；Fcchp,ysh,m为节点m处P2G设备在第y年第s季度第h小时的耗气流量；Dg,ysh,m为节点m在第y年第s季度第h小时的天然气负荷需求；ΩGBUS为配气网节点集合。

节点气压与管道潮流具有如下关系：

(21)

式中：sign(Fg,ysh,mn-Fg,ysh,nm)为天然气管道mn中的潮流方向；pysh,m和pysh,n分别为对应线路的两个节点m和n的气压大小；Cmn为线路mn的天然气管道常数。

同时，天然气网络任意节点气压均不能超过其气压上限：

pysh,m≤pmax,m∀m∈ΩGBUS,∀y,∀s,∀h

(22)

式中：pmax,m为配气网节点m的气压上限。

需要说明的是，由于天然气网潮流约束、气站输出约束及网络辐射状约束与电网络拓扑类似，这里不再赘述。

2.2.4 网络拓扑的逻辑约束条件

(23)

(24)

Xy-1,f,θ≤Xy,f,θ

(25)

式中：ΩS和ΩTYPE分别为待建设备集合及其可选类型集合;T为规划年限。以此保证投建设备的唯一性以及建成设备的不可拆除性。

3 算例分析

上文提出了电-气-储区域综合能源系统协同规划模型，本节设定3种规划场景，将所提方法应用于浙江省某实际园区的电-气-储规划算例。对比规划结果，验证所提方法的优越性，并分析储能的接入对电-气配网联合规划的影响。

3.1 算例数据

浙江省某区域12节点电网络拓扑结构、10节点天然气网络拓扑结构和用户负荷分别如图2、图3所示。电-气网络通过待建的P2G设备相互耦合。

图2 12节点电网络拓扑结构

图3 10节点天然气网络拓扑结构

算例采用浙江省峰谷分时电价，如表1所示。天然气网按统一价格3 元/m2，热值系数取为9.7 kW/m3。

表1 峰谷分时电价

除此之外，本算例探讨了锂电池、储气罐这两种储电和储气设备的投资建设对综合能源系统扩建规划的影响。选取浙江省储能市场的储能设备，给出锂电池和储气罐设备的储能主要元件参数如表2所示。

表2 储能主要元件参数

为验证上述所提规划方法对电-气-储综合能源系统协同规划的适用性以及储能接入对规划结果的影响，设计算例场景如下：

场景1：电网络与天然气网络独立规划。

场景2：经P2G耦合的电-气系统协同规划。

场景3：接入储电和储气，经P2G耦合的电-气-储区域综合能源系统协同规划。

3.2 算例结果与分析

调用CPLEX求解器求解得到3种场景下的最优规划方案如表3所示。电力线路和天然气管道规划结果以“初节点-末节点(投建类型)”的形式给出，P2G规划结果以“所在电网络节点(投建类型)”给出，以1～3为容量由小到大的3种设备类型。

表3 3种场景下的最优规划方案

求解得到了储电和储气系统的投资功率配置、容量配置以及各部分成本结果，如表4所示。

场景2与场景1对比验证了经过P2G互联的电-气协同规划具有经济优势。相较场景1，电网络节点3由线路2-3供电改为由设有P2G的节点6供电。在设备容量方面，由于P2G的接入使得电转气更加灵活，可以将低价时段的电能转化为天然气使用，使得算例结果中电力线路5-9和10-12的线路容量降低，天然气网络中2-7管道容量降低。在成本方面，P2G设备的引入会加入P2G投资成本，但线路和管道的容量减小，总体表现为减小了2.7万元年投资成本和1.66万元维护成本，并且由于电-气转化更为灵活，使得向上级电网和气网购买成本减少5.58万元，总成本减少10.14万元。

场景3与场景2对比验证了储电和储气设备接入后的电-气-储协同规划能够进一步实现经济优势，同时使得系统运行更加灵活。相较场景2，电网络节点和天然气网络节点的线路连接情况未变；在设备容量方面，由于储电和储气设备的接入使得能量供应的时间可以被改变，可以将低谷电价时段的电能存储并在高峰电价时段供应负荷，使得算例结果中电力线路连接P2G设备的7-10线路容量有所降低，天然气网络中1-4和7-8管道容量也有所降低。在成本方面，储电和储气设备的引入会加入储能投资成本，使得总体投资成本增加5.3万元，但由于储能的接入使得能量供应的时间可以被改变，能够更灵活地使用低价电，向上级电网和气网购买成本减少10.25万元，总成本减少5.89万元。

4 结束语

分析区域综合能源系统内各元件特性以及拓扑结构，本文提出了电-气-储区域综合能源系统规划方法。主要研究成果如下：

(1)分析储能对电-气耦合系统的影响，建立了电-气-储能源集线器结构。

(2)建立区域综合能源系统内各元件的约束条件，以成本最低的经济性为目标，提出了电-气-储协同规划模型。

(3)验证了电-气网络耦合的协同规划比单独规划更具经济优势，并且验证了储能的接入对于进一步减小成本和提高系统灵活性有较大作用，实现了电-气-储系统的协同规划。

本文提出的电-气-储规划方法对于后续相关研究打下了基础，而在未来的研究中将会考虑更加复杂的网络拓扑结构和能源形式。