考虑燃气热泵配置与运行的区域综合能源系统优化研究

2022-04-06周慧娟周炜然张劲松

浙江电力 2022年3期

姜涛，周慧娟，周炜然，许真，张劲松

（1.国网重庆市电力公司市北供电分公司，重庆 401147；2.国网河南省电力公司营销服务中心，郑州 450000；3.国网四川省电力公司苍溪县供电分公司，四川广元 628000）

0 引言

推进能源产销革命，建立清洁、高效的能源体系，是实现“碳达峰、碳中和”的重要手段。RIES（区域综合能源系统）通过对电、气、热、冷等各类能量进行协同调度，满足区域内用户多元化用能需求的同时，提高了系统综合能源利用效率、降低了污染排放［1-2］。随着多种能源在时间尺度上相关性与互补性逐步加深，如何调度系统中各单元出力，实现各类源荷间有效匹配以提高RIES运行经济性已成为当前国内外研究热点［3-4］。

利用能源耦合机制，通过能量间灵活转换以促进电、气、热、冷等多种能源优势互补，能够有效提高RIES 能源利用效率与运行效益。文献［5］引入P2G（电转气）消纳富余风电，降低了用户用气成本。文献［6］将P2G 细分为电转氢与电转气，分别与氢燃料电池、微燃机相集成改善了系统运行经济性。文献［7］利用基于有机朗肯循环的低温余热发电装置对CHP（热电联产）机组进行热电解耦，提高了系统综合效益。文献［8］建立了含冰蓄冷装置的冷热电联供微网优化运行模型，并对冰蓄冷最优经济运行方式进行了分析。文献［9］研究了含生物质能的全可再生能源系统，采用沼气炉供热削弱CHP机组热电联系，兼顾系统可再生能源消纳水平与运行效益。文献［10］引入地源热泵解耦CCHP（热电冷联产）能量耦合运行约束，降低了用户用能成本。由上述文献可知，现有多能互补研究多从电-气、电-热/冷能源耦合角度展开，通过多种能源子系统间互补协调，以改善不同能源在不同供需背景下的时空不平衡特性，实现系统经济运行。

GHP（燃气热泵）是由燃气发动机和热泵系统组成的新型冷热空调系统，以燃气为驱动源带动热泵工作可实现夏季制冷、冬季供暖，凭借能效高、低排放等优点，在日本、韩国等发达国家已得到了广泛应用［11］。在中国，GHP 技术已经成熟并已商业化，但国内起步较晚从而导致市场发展缓慢，现有研究也多集中于机组物理分析层面，而鲜有其参与的多能互补优化调度研究。文献［12］对含GHP 的综合能源微网可靠性进行评估。文献［13］对快速求解含GHP 的电-气综合能源系统天然气潮流方程进行研究。

为此，本文在RIES 中引入GHP 进行优化调度，通过挖掘气-热/冷能源耦合转换价值，以协调冷、热、电源机组出力，促进区域内多能互补，改善系统运行经济性。同时，为了确定GHP最优容量配置，建立基于GHP配置-运行的RIES双层优化模型，上层以等值年总成本最小寻找其最优配置容量，下层以系统运行成本最低决策各类机组不同环境下调度出力，采用商业优化软件CPLEX进行迭代求解。对不同场景调度结果进行对比分析以验证本文调度模型的可行性与有效性。

1 含GHP的RIES多能互补调度架构

本文研究的含GHP 多能互补RIES 结构及各类能量流动如图1所示。其中，CCHP由燃气轮机与烟气余热型溴冷机组成；电制冷机、燃气锅炉分别作为夏季、冬季调峰冷/热源使用；GHP作为新型供能机组接入系统中进行供热/制冷；风机、光伏为可再生能源发电系统，不计发电成本。

图1 RIES架构

1.1 考虑余热利用的GHP供能模型

1.1.1 GHP工作原理及数学模型

GHP 分为室内机与室外机两部分，其工作原理如图2所示。制冷模式下，燃气发动机驱动压缩机运转对制冷剂进行压缩，制冷剂在蒸发器中将冷量传递给水，冷却水通过风机盘管与室内空气换热，实现机组制冷运行；供热模式下，通过四通换向阀改变制冷剂流向，此时制冷剂吸收室外热量并在冷凝器中与水进行热量交互，通过风机盘管完成制热运行。GHP供热、制冷数学模型［14］为：

图2 GHP工作原理

式中：ηghp，h和ηghp，c分别为燃气热泵供热、制冷能效系数；ηge为燃气发动机效率；Chp，h和Chp，c分别为热泵系统制热、制冷系数；Qghp，h（t）和Qghp，c（t）分别为t时段燃气热泵制热、制冷功率，折算至kW；Lghp（t）为t时段燃气热泵天然气消耗量；Hgas为天然气低热值。

1.1.2 GHP余热利用原理

GHP 中热泵系统由燃气发动机直接驱动，发动机内天然气燃烧的热量除却一部分转化为有功驱动压缩机工作外，其余60%～80%热量均以余热形式排出。其中，可利用余热分为排烟余热与缸套冷却水余热两部分［15］。合理地对该部分余热进行回收，能够提高燃气资源综合利用效率。GHP发动机中天然气燃烧热量流动如图3所示，热量平衡方程可表示［16］为：

图3 GHP天然气燃烧热量流动

式中：Qgas（t）为t时段天然气燃烧热量；Qge（t）、Qfg（t）、Qcl（t）、Qs（t）分别为t时段燃气发动机有效轴功、烟气余热、缸套冷却水余热和不可利用余热；ηfg和ηcl分别为烟气、冷却水热量占天然气总燃烧热量的比例。

根据GHP可利用余热类型，本文采取配置烟气热水型溴化锂机组+板式换热器对其进行回收，原理如图4所示。

图4 GHP余热利用原理

夏季制冷时，烟气及冷却水余热均进入烟气热水型溴化锂机组中驱动机组制冷运行，对外供冷；冬季制热时，烟气余热进入溴化锂机组中制热运行，冷却水余热进入板式换热器中加热供热回水，对外供热。GHP余热供热、制冷数学模型为：

式中：Qgwh，c（t）和Qgwh，h（t）分别为t时段燃气热泵余热制冷、供热功率；βs和βw分别为燃气热泵烟气余热回收效率、缸套冷却水余热回收效率；ηs，c和ηs，h分别为溴冷机烟气余热制冷、制热系数；ηw，c和ηpe，h分别为溴冷机冷却水余热制冷系数、板式换热器制热系数。

1.2 基于能量枢纽的含GHP多能系统能量流模型

为了对多能互补能源系统内部复杂的能量耦合关系进行描述，采用EH（能量枢纽）以耦合矩阵形式对输入能源与负荷需求进行建模分析［17］。同时，由于风机、光伏、电制冷机以及蓄电池作为内部供能设备，并未直接参与输入、输出转换，因此引入修正矩阵S对转换方程进行修正。修正后EH可表示为：

式中：P和L分别为能量枢纽输入、输出能源；C为能源输入、输出的具体转换耦合矩阵。

本文中典型机组建模详见文献［3］，此处不做赘述。根据各类设备出力模型以及系统负荷需求关系，得到GHP优化供能下系统冷、热、电能量平衡表达式，表示为：

式中：Le、Lh、Lc分别为系统电、热、冷负荷；PWT和PPV分别为风电、光伏出力；PEX为联络线交互功率，正值表示系统向主网购电，负值表示售电；PBS为蓄电池电功率，正值表示放电，负值为蓄电；QEC为电制冷机制冷功率；PGAS为系统消耗天然气热量，折算至kW；分别为燃气轮机发电效率、烟气产热效率；ηrec为烟气余热型溴冷机烟气余热回收率；CAM，h和CAM，c分别为烟气余热型溴冷机制热、制冷系数；ηEC和ηGB分别为电制冷机、燃气锅炉效率；λ、v、w分别为天然气分配系数，且λ+v+w=1。

式（11）中能量平衡方程可整理为：

式（12）以耦合矩阵形式对RIES中能源输入与输出关系进行了清晰描述。其中GHP作为新的可调度源参与优化运行后，能够通过调节矩阵C中天然气分配系数λ、v、w，以协调CCHP、电制冷机、燃气锅炉和GHP 调度出力，促进区域内电、气、热、冷能源优势互补，实现系统节能经济运行。优化原理如下。

电、冷负荷趋势存在一致性，电制冷机作为夏季调峰冷源，其使用增加了电价高峰系统对外购电需求，加剧主网调峰压力的同时也导致系统存在较高的购电费用；RIES孤岛运行模式下，由于联络线无法提供调峰电能，系统用能高峰供电、供冷可靠性均不能得到有效保障。GHP 作为燃气调峰冷源，与电力能源具有互补特性，在提供相同制冷功率的同时能够有效降低系统对外电力需求，减小系统购电支出、提高系统供能可靠性。

电、热用能趋势相反，供热模式下，燃气锅炉作为调峰热源承担夜间用热高峰主要热负荷，但其制热效率偏低，在“煤改气”加剧气荒的背景下，如何实现燃气资源充分高效利用迫在眉睫。GHP 作为热泵型燃气机组，通过吸收自然界中低品位热能，转化为高品位热能供热，制热能效较燃气锅炉更高，其使用能够减少系统供暖燃气消耗，促进燃气资源节能高效利用，同时，GHP 兼具夏季制冷功能，一机多用，较燃气锅炉更具优势。

对于GHP可利用余热部分，冬、夏季节分别进行回收供热、制冷，从而实现了余热资源充分利用，进一步提高了燃气资源利用效率，降低了系统运行燃气消耗。

2 基于GHP配置-运行的RIES双层模型

为了确定GHP 的最优容量配置，建立基于GHP配置-运行的RIES规划-调度双层优化模型。上层以最小化GHP综合投资成本为目标，决策其最优容量配置；下层为日前经济调度问题，以各典型日运行成本最低为目标，进而求解系统年运行成本。其中上层模型求解容量配置作为下层模型约束条件，下层模型将年运行成本返回至上层模型，通过调度方案与容量规划内部多次迭代，寻找双层模型最优解。其原理如图5所示。

图5 GHP调度-规划双层模型

2.1 上层模型

上层模型为GHP 规划层，目标函数由GHP等值年投资成本CIN与下层模型传递至上层的RIES年运行成本CRS两部分构成，表示为：

式中：L为燃气热泵及其余热设备种类；Ca、Ea、ra、γa分别为第a种设备单位容量投资成本、配置容量、贴现率和使用年限。

上层模型约束条件主要考虑GHP投资容量约束，表示为：

2.2 下层模型

将上层规划的GHP容量作为下层模型约束条件，同时考虑能量平衡、联络线交互功率等其他约束，以系统年运行成本最低为目标，对各类机组进行优化调度。目标函数表达式为：

式中：Df为供能季f的持续天数；CFC（t）、CEX（t）、CEN（t）、COM（t）分别为t时段系统燃料成本、电能交互成本、环境成本和机组运维成本；CBS（t）为t时段蓄电池损耗成本；T为调度周期。

1）燃料成本

2）运维成本

3）电能交互成本

式中：Pbuy（t）和Psell（t）分别为t时段系统购电、售电功率；Dbuy（t）和Dsell（t）分别为t时段系统与主网间购、售电电价。

4）环境成本

5）蓄电池损耗成本

式中：IBS，iv和EBS，life分别为蓄电池投资成本、其寿命周期内所能处理总能量；αBS和EBS分别为蓄电池单位容量投资成本及其配置容量；η为蓄电池充放效率；N′为使用循环次数。

为保证RIES能够安全可靠运行，需要对系统能量平衡、机组运行状态以及电、气网络进行约束：

1）系统各类能量平衡约束如式（11）所示。

2）可控机组运行约束

3）联络线交互功率约束

4）蓄电池运行约束

5）直流潮流约束

式中：Bij为节点i与节点j之间电纳；θi（t）和θj（t）分别为t时段节点i、j电压相角；为线路i、j间输电功率上限。

6）天然气网络约束

2.3 含GHP 的RIES 能效利用及供能能力评估指标

提高能源利用效率是建设综合能源系统的初衷所在。对GHP 优化供能下RIES 能源利用效率进行计算以验证其节能有效性。能效利用指标计算公式为：

式中：ηrs为RIES 能源利用效率；Le，al（t）为计及电制冷机、蓄电池作用下的t时段系统总用电负荷；ηp为发电厂平均供电效率；ηg为电网传输效率。

当RIES因主网故障或电能质量不佳切换至孤岛模式运行时，系统由可再生能源出力、燃气机组联动运行以及储能装置响应进行协同供能。采用能源供应不足率ηloes对GHP 协调下系统孤岛供能能力进行评估，表达式为：

式中：QAM，h（t）和QAM，c（t）分别为t时段CCHP系统中溴冷机制热、制冷功率。

2.4 模型求解

本文建立的规划-调度双层模型中天然气管道流量为非线性约束，参考文献［6］进行分段线性化处理。模型求解流程如图6所示。其中，上层规划层求解GHP 容量配置为LP（线性规划）模型，下层调度层求解RIES年运行成本为MILP（混合整数线性规划）模型，皆可使用CPLEX 进行求解。本文在CPLEX12.6版本中进行迭代求解。

图6 模型求解流程

3 算例分析

3.1 基础数据

算例系统由IEEE 33 节点配电系统与11 节点低压配气系统［18］耦合而成，其结构如图7 所示。机组参数、电价信息、典型日风、光、负荷预测数据见表1、表2 和图8，GHP 参数取自文献［16，19］，见表3；污染排放数据见表4。供冷季、供热季与过渡季持续时间分别为91 天、123 天、151天；Chp，h=4、Chp，c=5、ra=6%、γa=20、αBS=1 000 元/kWh、N′=1 600、ηp=0.35、ηg=0.9、DCH4=2.54 元/m3、Hgas=9.7 kWh/m3，调度周期T=24 h。

表3 GHP及余热设备参数

表4 污染排放数据

图7 RIES算例结构

图8 RIES典型日风、光、负荷预测出力

表1 机组运行参数

表2 区域综合能源系统电价信息

为了验证GHP 对促进系统多能互补的有效性，设置场景1 为RIES 原始运行场景，场景2 为引入GHP后运行场景。对各典型日两种场景分别进行仿真分析，以验证本文所提调度方法优势。

3.2 GHP容量配置结果

表5为GHP及其余热回收设备容量规划结果。由于GHP能效系数高于传统供热机组，并且单位供冷成本较电制冷更低，因此系统规划较高容量的机组配置以替代燃气锅炉、电制冷机进行供热、供冷，减少系统运行费用。烟气热水型溴冷机、板式换热器容量配置结果为回收GHP额定运行时余热产量对应容量。

表5 GHP规划结果

3.3 优化调度分析

3.3.1 夏季优化结果分析

1）夏季场景1调度结果

该场景调度结果如图9所示。

图9 夏季场景1调度结果

由供电平衡可知，风电、光伏及CCHP 电功率除需满足系统基本电负荷外，还需对电制冷机进行供电以保障供冷平衡，从而限制了系统运行灵活性与经济性。同时，电制冷机的使用增加了非谷时段系统用电需求。在13：00—22：00 电价较高时段，各发电机组及蓄电池电功率不能满足等效用电负荷，供电缺额由RIES 向主网购电补足，加剧主网调峰压力的同时增加了系统购电成本。

2）夏季场景2调度结果

夏季场景2调度结果如图10所示。

图10 夏季场景2调度结果

在01：00—07：00、24：00电价低谷时段，燃气轮机单位发电成本高于系统购电电价，电负荷优先由风电及购电功率提供；GHP 单位制冷成本最低，优先调用进行供冷。

在08：00—23：00 电价较高时段，电网电价均高于燃气轮机单位发电成本，此时燃气轮机尽量满发，以在电能富余时售电获利，供电不足时减少系统外购电能；冷负荷优先由CCHP 供给，供冷缺额由GHP提供。

调度周期内GHP进行协调供冷有效降低了电制冷机出力，实现了气-冷对电-冷能源供应的有效替代，从而验证了天然气与电力能源的互补特性。购电功率在13：00—22：00 电价较高时段较原场景得到了有效减少，缓解主网调峰压力的同时降低了系统购电成本。此外，GHP 的使用有效释放了电价平、峰时段售电空间，提高了系统售电收益。

3.3.2 冬季优化结果分析

冬季典型日场景1 调度结果见图11。用热高峰燃气锅炉满发，供热缺额由CCHP 供给，由于燃气轮机此时段单位发电成本较电网电价偏高，从而导致系统运行经济性较差。

图11 冬季场景1调度结果

图12 为GHP 参与供热后机组调度出力情况。系统热负荷由CCHP、燃气锅炉、GHP 及其余热制热功率共同提供，电负荷由燃气轮机、风电、光伏、蓄电池及交互功率满足。

图12 冬季场景2调度结果

在01：00—07：00、24：00电价低谷时段，系统购电电价低于燃气轮机单位发电成本，电负荷由风电与交互功率提供；GHP 单位制热成本最低，优先调用供热。

在08：00—23：00电网电价较高时段，系统购/售电电价均高于燃气轮机单位发电成本，此时燃气轮机尽量满发以获取经济效益，供电缺额由系统向主网购电补足；热负荷由CCHP 优先供给，供热缺额由GHP及其余热制热功率提供。

GHP 在该配置容量下，与其余热回收设备协同供能有效降低了效率较低的燃气锅炉供热出力，同时提高了燃气轮机调节能力。电价低谷时段，系统根据电网电价引导，选择向主网购电与风电协同供能，从而降低了燃气轮机调度出力，提高了系统运行灵活性与经济性。

过渡季系统调度结果如图13、图14所示。系统运行工况与冬季类似，此处不再赘述。

图13 过渡季场景1调度结果

图14 过渡季场景2调度结果

3.4 成本分析

RIES 运行成本如表6 所示。夏季典型日，GHP 燃气制冷较电制冷成本更低，替代供冷有效扩大了系统售电空间、减少了对外购电需求，调度周期内系统总成本降低了12.53%；过渡季与冬季典型日GHP凭借制热能效优势，通过协调用热高峰电、热源机组出力，有效减少了燃气机组燃料消耗，调度周期内系统总成本分别降低了7.72%和10.16%。

表6 系统运行成本

通过计算，场景1系统年运行成本为284.37万元，场景2 为255.42 万元，降幅为10.18%，进一步考虑GHP等值年投资成本后，系统运行成本降幅为7.36%，从而验证了GHP经济优势。

3.5 节能率及能源供应不足率分析

各场景RIES 指标如表7 所示。夏季典型日GHP 参与供冷有效减少了系统对外购电需求，避免了电能传输过程中能量损失，但系统内燃气机组燃料消耗有所增加，因而调度周期内系统能源利用效率增幅略小，为1.26%；冬季、过渡季典型日RIES 能源利用效率较原场景分别提高了3.94%和3.73%，其原因为GHP 制热能效高于CCHP 及燃气锅炉，供热能耗更低，节能优势更为明显。此外，由于溴冷机和GHP制冷系数均高于制热系数，消耗同等燃料获得的制冷量更多，因而夏季系统能源利用效率更高。

表7 系统节能率及能源供应不足率指标

RIES孤岛运行模式下，由于夏季电制冷的使用使系统电-冷能源耦合程度较高，用电高峰缺乏主网供电支撑，导致系统供电、供冷可靠性较差；而GHP通过燃气进行供冷调峰，实现了天然气对电能有效替代，提升了系统自给供能能力，调度周期内ηloes较原场景降低了3.62%。冬季系统热负荷由燃气机组供热满足，因此孤岛运行模式对供热环节并无影响，ηloes调度周期内无变化。过渡季系统电、热负荷需求较小，通过协调蓄电池与各发电机组调度出力，即可满足系统自身负荷需求，因此该场景系统孤岛供能能力最高。

3.6 天然气价格敏感性及削峰填谷分析

由表6可知，燃气机组燃料费用在系统运行成本中占比较高，因而天然气价格的波动将会直接影响系统运行成本。对天然气价格在±15%区间内波动时系统各场景进行仿真，其运行费用如图15所示。

图15 天然气价格波动对系统运行成本影响

与场景1 相比，在［-15%，15%］燃气价格波动区间内，场景2运行成本均有所降低。其中在夏季典型日，节省成本与气价波动呈现负相关，即与燃气价格上浮相比，节省成本在［-15，0］下调空间内改善更为明显；过渡季、冬季典型日，节省成本与气价波动呈现正相关，当天然气价格正向波动越大，系统节省成本越多。受政策影响，夏季用气低谷与冬季用气高峰，天然气价格会分别进行下调与上浮以平衡燃气使用量，而GHP能够有效跟随季节性天然气价格波动，实现RIES经济运行，具有良好经济效益。

图16 为夏、冬季典型日各场景RIES 燃气消耗量。分析可知，夏季GHP 单位制冷成本最低，参与供冷增加了天然气使用量，调度周期内系统燃气消耗较场景1 增加了12.54%；冬季典型日，由于GHP 制热能效更高，通过协调用热高峰电、热机组出力，有效减少了燃气机组燃料消耗，调度周期内系统燃气消耗量较原场景减少了19.47%。鉴于我国目前存在的天然气季节性需求不均问题，在天然气管网发达的能源系统中广泛推广应用GHP，能够在一定程度削减区域季节性用气峰谷差，缓解冬夏用气不平衡矛盾，促进燃气资源充分均衡利用。