含P2G弃风启停的电—气互联综合能源系统优化运行

2022-05-13粟世玮赵一鸣韩紫烨

电力科学与技术学报 2022年2期

粟世玮，赵一鸣，邹宇，韩紫烨

(1.三峡大学电气与新能源学院，湖北宜昌 443000；2.三峡大学梯级水电站运行与控制湖北省重点实验室，湖北宜昌 443000；3.广西电网有限责任公司钦州供电局，广西钦州 535000)

近些年来，环境、能源问题越来越被中国重视，加快能源转型、加大新能源发电比例成为电力发展的重要任务。包含电转气(power-to-gas，P2G)的电—气互联综合能源系统因P2G本身具有的能量转换功能逐渐成为了经济和环保的风电消纳途经，同时，由于天然气占比较高，P2G具有吸碳性，它也成为了良好的清洁功能平台，有良好的低碳潜力和效益。

目前，电—气互联综合能源系统的优化调度正受到国内外学者的关注。文献[1]对P2G消纳风电的经济性方面展开了研究；文献[2]通过算例分析验证了P2G设备与电锅炉都具有消纳弃风效果，但仅考虑机组运行成本最小无法发挥P2G消纳弃风潜力；文献[3]在兼顾经济性的同时加入分段弃风惩罚因子；文献[4]引入经济折算系数，将削峰填谷目标投影到经济维度，验证了电转气具有削峰填谷功能；文献[5]提出了一种消纳弃风双层优化模型，使系统在运行时成本更低；文献[6-7]提出了低碳经济调度模型，通过算例仿真验证了电—气联合系统可以减少碳排放，但没有考虑系统运行时P2G设备吸收的二氧化碳量；文献[8-12]引入碳交易市场，通过对发电机组分配碳排放额，若机组碳排放量低于此额度给予奖励，高于此额度给予惩罚。研究证明，在此政策刺激下，燃气电厂与P2G设备出力会大幅提高，火电厂出力会下降，以减少系统的总碳排放量。

但以上文献并没有考虑到，在国家发电机组单位电量的碳排放配额为0.759 8 t/(MW·h)条件下，当考虑P2G设备的吸碳性且当下碳交易价格较高时，极大可能存在P2G设备与燃气轮机的碳排放收益超过成本，并且随着P2G的发展，成本会进一步降低。在系统无弃风时，将导致P2G也会作为负荷运行，以降低系统的总成本，但因为弃风已被完全消纳，此时P2G并无实际作用。当P2G作为负荷运行时，输入功率会全部来源于燃气轮机的出力，这部分的额外出力并没有实际效益，虽然此时系统的总成本得到减少，但碳排放总量却增加，故应约束P2G设备，使P2G设备仅在系统存在弃风时运行，即设置P2G弃风启停约束。

本文对含P2G弃风启停的电—气互联综合能源系统消纳弃风能力与低碳排放能力进行研究，建立含P2G弃风启停的电—气互联综合能源系统多目标优化模型，并且通过设置约束条件使P2G在有弃风时开启、无弃风时关闭，减少额外的碳排放，使系统兼顾弃风量、碳排放量的同时达到经济成本最小目标，此模型相较与其他模型更具有实际效益。分别设置3种场景利用YALMIP调用CPLEX求解器进行求解，最后，进行P2G有、无启停的对比，比较2种情况下碳排放量及经济效益，验证P2G弃风启停的必要性。

1 含P2G的电气互联综合能源系统

1.1 电转气技术原理

在电—气联合系统中，P2G可以将夜间难以消纳的风电转换为天然气，同时燃气轮机可以在电负荷高时使用P2G产生的天然气进行发电[13]，通过电解水反应产生氧气和氢气，化学方程式为

因为氢气易爆炸、不易储存且远距离传输困难，而天然气较氢气有更高的单位能量密度，更易储存运输且更加环保，故将电解水产生的氢气进一步与二氧化碳合成为天然气：

CO2+2H2→CH4+2H2O

P2G转换公式为

(1)

式中Hg为天然气高热值，取为39 MJ/m3；λ为转换效率，取为0.6[14]。

1.2 P2G弃风启停策略

在系统运行过程中，应保证P2G的输入功率全部来源于弃风功率，当系统无弃风时，必须保证P2G设备处于关闭状态。故加入函数：

(2)

式中Pl,t为弃风功率；PP2G,min、PP2G,max分别为电转气最小、最大功率，同时满足ZonoffPP2G,min≤PP2G,t≤ZonoffPP2G,max。Zonoff为0时电转气功率必然为0，使电转气设备输入功率全部来源于为弃风。

1.3 电气互联综合能源系统

含P2G的电—气互联综合能源系统如图1所示，P2G与燃气轮机将电力与天然气网络双向连接起来[15]，两者协同可以在消纳弃风的同时减少系统净负荷。此外，电—气互联综合能源系统也会使碳排放量降低，天然气作为一种清洁能源，减少二氧化碳排放量60%和氮氧化合物排放量50%，改善环境质量。燃气轮机可以替代部分火电机组出力，从而在电源侧减少二氧化碳排放，同时，因为P2G在第2个反应阶段吸收二氧化碳，故P2G本身也具有减少碳排的功能，实现低碳排放。在环境保护越加重要的今天，电—气互联综合能源系统具有可观的前景。

图1 电气互联综合能源系统Figure 1 Schematic diagram of the integrated electrical and natural gas energy system

2 电—气互联综合能源系统优化模型

2.1 目标函数

本文的目标函数由三部分组成：机组运行成本最小、弃风惩罚及碳排放权函数。将弃风量与碳排放量折算到经济维度后与机组运行成本一同构成多目标函数。若系统中含有N台火电机组，M台燃气轮机，Y台风电机组，X台P2G设备，J个气源点，Q个储气罐，则系统总成本：

minF=f1+f2+f3

(3)

式中f1、f2、f3分别为机组运行成本最小、弃风惩罚、碳排放权函数。

(4)

式中CG、CP2G、CN、CS分别为火电机组燃料价格、P2G单位出力成本、气源点j处的天然气价格、第q个储气罐的存储价格；PP2G,x,t为t时刻第x台P2G设备的出力；QN,j,t为t时刻气源点j的供应流量；Qs,q,t为t时刻储气罐q的流入流量；fG(PG,n,t)为火电机组的热耗函数，关系式为

(5)

式中ai、bi、ci为火电机组耗量特性曲线参数。

f2=λPl,t

(6)

式中λ为分段弃风惩罚因子，即

在碳交易市场中，f3对企业设置碳排放权配额，对超出配额的排放设立惩罚，对低于配额的排放给予奖励，充分调动企业节能减排的积极性。

(7)

式中CCO2为碳交易价格，取40 $/t；χN为火电机组单位发电量碳排放量，取为1.2 t/(MW·h)；χM为燃气轮机单位发电量碳排放量，取为0.48 t/(MW·h)；χX为P2G单位发电量碳吸放量，取为-0.2 t/(MW·h)；χq为单位发电量的碳排放分配额，取为0.759 8 t/(MW·h)。

2.2 电力网络常规约束

电力网络约束包括电功率平衡、发电机组功率、P2G功率、节点电压、平衡节点相角以及线路功率约束。

1)电功率平衡约束。

(8)

式中PG,n,t、Pg,m,t、Pw,y,t分别为第n台火电机组、第m台燃气轮机、第y台风电机在时段t内发出的电功率；PP2G,x,t为第x台P2G在时段t内吸收的电功率。

2)发电机组功率约束。

(9)

式中Pw,t、PG,t、Pg,t分别为t时刻风电机组、火电机组、燃气轮机出力。

3)P2G功率约束。

PP2G,min

(10)

式中PP2G,t为t时刻P2G消耗功率。

4)节点电压约束。

Ui,min≤Ui,t≤Ui,max

(11)

式中Ui,min、Ui,max分别为节点i电压幅值的下限、上限。

5)平衡节点相角约束。

tanθbal,t-fbal,t/ebal,t=0

(12)

式中θbal,t为平衡节点在t时刻的电压相角；fbal,t、ebal,t分别为平衡节点在t时刻的电压虚部、实部。

6)线路功率约束。

Pl,min≤Pl,t≤Pl,max

(13)

式中Pl,min、Pl,max分别为t时刻线路功率的下限、上限。

2.3 天然气网络约束

1)气源点约束。

Qj,min≤Qj,t≤Qj,max

(14)

式中Qj,min、Qj,max分别为气源点j供应流量的下限、上限。

2)管道流量约束。管道内气体流量通常用非线性方程描述：

(15)

(16)

式(15)、(16)中xn为天然气管道传输系数；xb、xa分别为两端节点b、a的气压；λab为管道内天然气传输方向。

Fn,min≤Fn,ab≤Fn,max

(17)

式中Fn,min、Fn,max分别为管道内流量下限、上限。

3)管存。管存与管道两端的平均压力和管道参数成正比，表达式为

(18)

式中Mab为与管道长度、半径等有关的常数。

4)储气罐约束。

(19)

5)压缩机。压缩机的天然气流入量与流出量关系式为

Fk,out=Fk,inσ(xb-xa)

(20)

式中σ为压缩机常数。

(21)

式中Rk,min、Rk,max分别为压缩机的下限、上限。

6)节点能量平衡约束。天然气网络与电力网络类似，同样存在节点流量平衡。

(22)

2.4 求解方法

YALMIP是一种通过调用CPLEX、GLPX等高性能求解器求解非线性规划问题的数学高级建模系统，它提供了一种统一、简单的建模语言，实现了建模和算法二者的分离。本文建立的模型为非线性规划模型，适合调用CPLEX求解器求解。

3 算例分析

3.1 算例结构

本文采用算例为IEEE 6节点电力系统与7节点天然气系统，如图2所示，其中，第1、3、5台发电机为燃煤火电机组，第2、4台发电机为燃气轮机，分别接入到天然气系统的1、3节点。气源W1、W2的成本系数为0.036 M$/Mm3，P2G的成本系数为20 $/(MW·h)，储气设备的使用成本为0.02 M$/Mm3。一日内电负荷、风电可用出力、气负荷曲线如图3所示，主要设备参数如表1所示。

图2 修改的电—气互联综合能源系统结构Figure 2 Structure of a modified integrated electrical and natural-gas energy systems

图3 电负荷、气负荷、风电场可用出力曲线Figure 3 Electricity,gas and wind power output curve

表1 设备主要参数Table 1 The main parameters of the equipment

3.2 场景说明

设置3种场景进行对比分析，即①系统不考虑P2G，目标函数仅考虑f1、f2；②系统考虑P2G，目标函数仅考虑f1、f2；③系统考虑P2G，目标函数综合考虑f1、f2、f3。计算3种场景下风电、P2G、燃气轮机出力，分别如图4～6所示；3种场景下碳排放量及成本如表2所示。

图4 各场景风电场功率曲线Figure 4 Wind power output under each scenario

图5 各场景P2G功率曲线Figure 5 P2G power profiles under each scenario

图6 各场景燃气轮机功率曲线Figure 6 Gas turbine output power under each scenario

表2 各场景下优化结果Table 2 The main parameters of the equipment

3.3 消纳弃风效果分析

由图4～6各场景对比可以看出，场景1在消纳弃风函数的刺激下，弃风率达到了6.6%，且01:00—06:00、20:00—24:00时弃风现象较为严重，09:00—16:00时风电全部消纳。在此场景下，燃气轮机运行成本高于燃煤火电机组，不会参与到系统运行，机组运行成本最低，但综合成本最高。在此条件下加入P2G后，弃风率明显降低，达到2.3%，期间，夜晚难以消纳的风电被P2G利用，转换为天然气进行储存，且在白天被燃气轮机利用，由此看出，当加入电转气后消纳弃风效果显著，但机组运行成本较场景1、2有所增加，这是因为电转气设备目前依然存在运行成本较高、转换效率较低等缺点，使机组运行成本上升。当目标函数考虑碳排放目标时，由于P2G的吸碳性与燃气轮机的低碳排放，进一步刺激P2G、燃气轮机出力，电转气一天内消纳风电量自645.17 MW增加到764.2 MW，燃气轮机出力自1 327 MW增加到4 114 MW，风电被完全消纳，同时机组运行成本进一步增加，经济性降低。

3.4 碳排放效果分析

由表2可以看出，场景1碳排放量全部来自于燃煤火电机组，碳排放量最高，场景2中加入P2G，燃气轮机日间出力增加的同时火电机组出力下降，使得碳排放量降低，较场景1减少6.7%，场景3中加入碳排放权函数，进一步刺激P2G与燃气轮机出力，此时碳排放量较场景1约减少13%，碳排放成本约减少41%。这是由于加入碳排放权函数后，P2G与燃气轮机的碳排放量小于分配额，产生碳排放收益，系统会优先调用碳排放量更小的燃气轮机出力，同时刺激P2G出力，使得系统碳排放量减少。

3.5 P2G有无启停分析

当碳交易价格为40 $/t、单位发电量的碳排放分配额为0.759 8 t/(MW·h)时，P2G设备与燃气轮机的碳排放收益高于成本。此时不考虑P2G设备弃风启停函数Zonoff，仅使P2G满足最大最小功率约束，即P2G在无弃风条件下可以开启。在场景3下进行仿真，P2G无弃风启停时功率如图7所示，其余仿真结果如表3所示。

图7 场景3下P2G无弃风启停日间出力曲线Figure 7 P2G output power without wind curtailment start-stop device under scenario 3

表3 场景3有无弃风启停优化结果对比Table 3 Results comparison of scenario 3 with or without wind curtailment start-stop device

通过图7可以得出，在场景3下，P2G无弃风启停时出力较有启停时增加，且在无弃风时段09:00—12:00时运行，此时P2G充当负荷，仅在碳交易市场中获取利益，并无实际效益。电转气日消耗功率由764.2 MW增加为1 037 MW，增加的功率全部来自燃气轮机。如表3所示，机组运行成本由于P2G与燃气轮机出力增加而升高，相应的由于P2G与燃气轮机碳排放收益大于成本，出力越多则净收益越大，使系统总的碳排放成本减少，但碳排放量增加130.9 t，对低碳排放形成反作用。综上，当P2G设备与燃气轮机的碳排放收益高于成本时，应使得P2G输入电能全部来源弃风，否则会扰乱碳交易市场秩序，破坏公平。