黃國日，劉偉佳，文福拴,2，董朝陽，鄭宇，張睿

(1.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州市 310027；2.文萊科技大學(xué)電機與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410；3.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院，廣州市 510080)

具有電轉(zhuǎn)氣裝置的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃

黃國日1，劉偉佳1，文福拴1,2，董朝陽3，鄭宇3，張睿3

(1.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州市 310027；2.文萊科技大學(xué)電機與電子工程系，文萊斯里巴加灣 BE1410；3.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院，廣州市 510080)

近年來隨著天然氣發(fā)電比重的不斷增加和電轉(zhuǎn)氣(power to gas，P2G)技術(shù)的逐步成熟，電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的耦合程度隨之加深，只針對電力系統(tǒng)的規(guī)劃方法已經(jīng)不能滿足電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的規(guī)劃和運行需求。在此背景下，考慮熱電聯(lián)產(chǎn)(combined heat and power，CHP)機組和電轉(zhuǎn)氣裝置，對電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃問題做了些初步研究。首先，引入能源中心概念，其中能源載體可從某種形式轉(zhuǎn)換成其他形式，如熱電聯(lián)產(chǎn)機組，并對能源中心進行建模。在此基礎(chǔ)上，構(gòu)建了包含能源中心和電轉(zhuǎn)氣裝置等的綜合能源系統(tǒng)的非線性模型并進行線性化處理。之后，以電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的投資成本、運行成本以及表征可靠性的能量短缺成本之和最小為規(guī)劃目標(biāo)，采用基于通用代數(shù)建模系統(tǒng)(general algebraic modeling system，GAMS)平臺的CPLEX求解器對常規(guī)發(fā)電機組、熱電聯(lián)產(chǎn)機組、電轉(zhuǎn)氣廠站、燃?xì)忮仩t、輸電線路和天然氣管道的選址定容問題進行優(yōu)化，并對規(guī)劃方案的可靠性以及電轉(zhuǎn)氣廠站消納間歇性可再生能源的效益進行評估。最后，用綜合能源模擬系統(tǒng)對所提出的方法做了說明。

綜合能源系統(tǒng)；協(xié)同規(guī)劃；能源中心；熱電聯(lián)產(chǎn)(CHP)；電轉(zhuǎn)氣(P2G)

0 引 言

與其他一次能源相比，天然氣具有效率高、清潔環(huán)保等優(yōu)點。隨著天然氣開采技術(shù)的發(fā)展，天然氣的成本有所下降，在發(fā)電行業(yè)的滲透率趨于提高。到2035年被用于發(fā)電的天然氣總量預(yù)計可達 7 600 TW·h[1]?？梢灶A(yù)見，天然氣在未來的能源消費結(jié)構(gòu)中會起到重要的作用。

在傳統(tǒng)的電力系統(tǒng)規(guī)劃與運行中，由于電力和天然氣系統(tǒng)的耦合性較低，通常不考慮天然氣供給可靠性對電力系統(tǒng)的影響。隨著近幾年來天然氣發(fā)電比重的增加，以及電轉(zhuǎn)氣(power to gas，P2G)技術(shù)的逐漸成熟并商業(yè)化運行，電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的耦合程度明顯加深，已有一些學(xué)者[2-8]對電力系統(tǒng)和天然氣網(wǎng)絡(luò)的耦合模型進行了研究。文獻[2-5]提出了綜合能源系統(tǒng)中的能量流概念，并指出耦合模型中應(yīng)該包括節(jié)點電壓和氣壓約束、功率平衡約束和輸氣管道潮流上下限約束等。文獻[6-8]分析了電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)日益加深的耦合對電力系統(tǒng)可靠性的影響。

考慮到電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的耦合日益加深，且其能夠帶來經(jīng)濟效益和可靠性提升[8]，電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃問題近年來受到了越來越多的關(guān)注。例如，澳大利亞在2009年合并了對天然氣系統(tǒng)和電力系統(tǒng)的監(jiān)管，并成立了對這2個系統(tǒng)進行統(tǒng)一規(guī)劃與管理的國家能源市場運營機構(gòu) (Australian energy market operator，AEMO)。文獻[9]針對電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)融合程度不斷加深的趨勢，指出了應(yīng)該開展“氣電協(xié)同規(guī)劃”，并綜述了這方面的研究現(xiàn)狀和面臨的機遇與挑戰(zhàn)。

熱電聯(lián)產(chǎn)(combined heat and power，CHP)機組具有高效、反應(yīng)快、建設(shè)時間短等優(yōu)點，成為了“氣電協(xié)同規(guī)劃”中得到越來越多關(guān)注的能源轉(zhuǎn)換設(shè)備之一[10]。文獻[11]針對城鎮(zhèn)能源分配網(wǎng)絡(luò)，對分布式CHP機組的分布和容量進行了優(yōu)化。文獻[12]考慮了天然氣系統(tǒng)和電力系統(tǒng)的物理約束，提出了一個能夠?qū)ヂ?lián)的能源中心進行優(yōu)化設(shè)計的方法框架，可對CHP機組、為用戶供熱的燃?xì)忮仩t等選址和定容。文獻[13]提出了能源中心的擴展規(guī)劃模型，用于優(yōu)化輸電線路、燃?xì)忮仩t和CHP機組的選址和定容。

P2G技術(shù)的出現(xiàn)加強了氣電耦合且使電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)形成了閉環(huán)運行。簡言之，P2G技術(shù)就是通過電解H2O產(chǎn)生H2和O2，再將H2和CO2催化產(chǎn)生CH4。CH4是天然氣最重要的成分，P2G轉(zhuǎn)化的CH4可直接注入天然氣網(wǎng)絡(luò)進行運輸或存儲，此外P2G還有利于增強系統(tǒng)接納間歇性可再生能源發(fā)電出力的能力。不過，到目前為止，針對P2G的選址和定容方面的研究報道尚不多見。

針對“氣電協(xié)同規(guī)劃”方面的研究最近幾年才開始，尚有許多值得研究或進一步研究的問題[14-18]。在此背景下，本文研究具有電轉(zhuǎn)氣裝置的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃問題。首先對包括CHP機組的能源中心進行建模；接著，建立包含多個能源中心和P2G廠站的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的非線性模型并進行線性化處理，進而構(gòu)建具有線性潮流分布特征的綜合能源系統(tǒng)模型；然后，分析綜合能源系統(tǒng)的經(jīng)濟性和可靠性指標(biāo)，并對常規(guī)發(fā)電機組、CHP機組、P2G廠站、燃?xì)忮仩t、輸電線路和天然氣管道進行選址和定容，并評估P2G廠站消納風(fēng)電所產(chǎn)生的經(jīng)濟效益，采用基于通用代數(shù)建模系統(tǒng)(general algebraic modeling system，GAMS)平臺的CPLEX求解器對協(xié)同規(guī)劃模型進行求解；最后，采用包括9個能源中心的綜合能源算例測試系統(tǒng)對所構(gòu)建的協(xié)同規(guī)劃模型進行說明。

1 P2G技術(shù)

前已述及，P2G技術(shù)指利用電能將H2O和CO2轉(zhuǎn)化為H2或CH4的過程，主要分為電轉(zhuǎn)H2和電轉(zhuǎn)CH42類[19]?？紤]到天然氣網(wǎng)絡(luò)對H2的消納能力非常有限[20]，本文后面所論及的P2G均指可直接接入天然氣網(wǎng)絡(luò)的電轉(zhuǎn)CH4。

P2G的實現(xiàn)過程主要包括電解水和氫氣甲烷化2個步驟[21-22]，如圖1所示。第一步為采用電解H2O產(chǎn)生H2和O2；第二步為氫氣甲烷化，也被稱為Sabatier催化反應(yīng)[20]，即利用第一步產(chǎn)生的H2在高溫加壓環(huán)境下與CO2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，產(chǎn)生CH4和H2O。

圖1 P2G實現(xiàn)流程圖Fig.1 Implementation procedure of P2G

目前，P2G完整實現(xiàn)過程的綜合能量轉(zhuǎn)換效率為49%～65%[20]。如圖1所示， P2G廠站通過消納間歇性可再生能源的富余發(fā)電出力，一方面可平衡可再生能源發(fā)電出力的波動，另一方面實現(xiàn)能量從電力系統(tǒng)到天然氣系統(tǒng)的流動。同時，P2G廠站與燃?xì)鈾C組(natural gas-fired plants，NGFP)或CHP機組把電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)連接成為閉環(huán)的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)，實現(xiàn)了能量的雙向流動，拓展了電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)在能源方面的協(xié)同利用。

2 能源中心與綜合能源系統(tǒng)建模

能源中心集成了電能、天然氣、熱能、燃油和生物質(zhì)能等多種能源載體間的相互轉(zhuǎn)化、分配和存儲功能，可被視為多輸入、多輸出單元。其中，輸入端為能源供給方，輸出端為負(fù)荷需求方。假設(shè)輸入端有ζ種能源載體，輸出端有ξ種能源載體，則能源中心輸出端和輸入端的轉(zhuǎn)化關(guān)系可以表示為：

(1)

L=CP

(2)

式中：P和L分別表示能源中心輸入端和輸出端的能源載體在某時段的功率向量；C表示能源中心輸出端和輸入端的耦合矩陣，耦合系數(shù)cξζ由能源中心內(nèi)部的各能源轉(zhuǎn)換器效率、調(diào)度系數(shù)和拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)確定[10]，描述了能源中心輸入端的能源載體經(jīng)能源中心轉(zhuǎn)換為輸出端的能源載體的穩(wěn)態(tài)綜合轉(zhuǎn)換系數(shù)。

圖2為包含CHP機組的簡單能源中心的模型[13,23-24]。圖2展示了能源中心內(nèi)部電能(e)、天然氣(g)和熱能(h)3種能源載體間的相互轉(zhuǎn)化和分配。

圖2 能源中心模型Fig.2 Energy center model

圖2中：Le和Lh分別為輸出端的電負(fù)荷和熱負(fù)荷；Pe和Pg分別為輸入端的電功率和天然氣功率；εe和εh分別表示由電負(fù)荷代替熱負(fù)荷和由熱負(fù)荷代替電負(fù)荷的功率；υ為天然氣調(diào)度系數(shù)，用于描述輸入的天然氣在CHP機組和燃?xì)忮仩t的分配比例。輸出端的電負(fù)荷由輸入端的電功率經(jīng)變壓器轉(zhuǎn)化及CHP機組提供；輸出端的熱負(fù)荷由輸入端的天然氣經(jīng)CHP機組和燃?xì)忮仩t轉(zhuǎn)化為熱能來提供。同時，考慮到部分熱負(fù)荷與電負(fù)荷具有一定程度的相互替代性，熱負(fù)荷較高時部分熱負(fù)荷可由電力代替，而電負(fù)荷較高時部分電負(fù)荷可由熱代替。由于在該簡單能源中心中沒有串聯(lián)的能源轉(zhuǎn)換器，能量流在能源中心內(nèi)部只經(jīng)過一個能源轉(zhuǎn)換器，這樣可直接構(gòu)造能源中心輸入端和輸出端的耦合矩陣C[25]。該簡單能源中心的輸入端和輸出端的轉(zhuǎn)化關(guān)系可表示為

(3)

綜合能源系統(tǒng)可抽象為由多個能源中心、P2G廠站、常規(guī)發(fā)電機組和分布式可再生能源發(fā)電機組等經(jīng)由能源網(wǎng)絡(luò)互相連接而成[12-13]。各個能源中心的能源輸入端在綜合能源系統(tǒng)中相當(dāng)于負(fù)荷，能源載體通過能源網(wǎng)絡(luò)耦合矩陣在各個能源中心之間進行分配。這種建模方法也適用于對區(qū)域配電系統(tǒng)、微網(wǎng)等不同規(guī)模的能源系統(tǒng)進行建模[25]。本節(jié)對包含多個能源中心、常規(guī)發(fā)電機組、P2G廠站、風(fēng)電機組的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)進行建模，如圖3所示。

圖3 綜合能源系統(tǒng)Fig.3 Integrated energy system

在圖3中，P2G廠站在電力系統(tǒng)中充當(dāng)負(fù)荷，而在天然氣系統(tǒng)中則相當(dāng)于氣源。假設(shè)在圖3所示的綜合能源系統(tǒng)中有N個能源中心、L條輸電線路、P條天然氣管道，根據(jù)節(jié)點功率平衡原則，可以用式(4)—(8)描述在穩(wěn)態(tài)運行情況下電力和天然氣在各個能源中心之間的潮流分布情況。

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

3 協(xié)同規(guī)劃模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

所提出的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃模型以規(guī)劃期內(nèi)電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的投資成本、運行成本以及象征可靠性的能量短缺成本之和最小作為優(yōu)化目標(biāo)，如式(9)所示。

(9)

式中：ctotal表示規(guī)劃期內(nèi)的總成本；T表示規(guī)劃年限；cinv(τ)、cop(τ)和cENS(τ)分別表示規(guī)劃期內(nèi)第τ年的投資成本、運行成本和能量短缺成本；λ表示折現(xiàn)率。

3.1.1 投資成本

投資成本包括規(guī)劃期內(nèi)新增常規(guī)發(fā)電機組、輸電線路、CHP機組、燃?xì)忮仩t、P2G廠站和天然氣管道的投資成本。規(guī)劃期內(nèi)第τ年的投資成本的具體計算公式為：

(10)

(11)

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

3.1.2 運行成本

運行成本包括氣源點、風(fēng)電、CHP機組、P2G廠站、常規(guī)發(fā)電機組和燃?xì)忮仩t的運行成本。規(guī)劃期內(nèi)第τ年的運行成本的具體計算公式為：

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

3.1.3 能量短缺成本

電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的能量短缺成本包括缺電成本和缺熱成本。對于規(guī)劃期內(nèi)第τ年的能量短缺成本的具體計算公式為

(24)

3.2 約束條件

約束條件主要包括新設(shè)施安裝條件約束和物理運行約束2個方面。

3.2.1 安裝條件約束

在任一能源中心i、輸電線路j或天然氣管道k處新增設(shè)施時都要受安裝條件約束(假設(shè)規(guī)劃期內(nèi)都最多只能新增1個設(shè)施)，可用式(25)—(30)表示。

(25)

(26)

(27)

(28)

(29)

(30)

3.2.2 電力系統(tǒng)運行約束

(1)常規(guī)發(fā)電機組出力約束：

(31)

(2)風(fēng)電機組運行約束。風(fēng)電機組出力與各時刻的平均風(fēng)速和風(fēng)機的輸出特性相關(guān)[26]。風(fēng)電機組在任意時刻的最大輸出功率和風(fēng)速的關(guān)系[27]可用式(32)—(35)表示：

(32)

(33)

(34)

(35)

(3)輸電網(wǎng)絡(luò)約束。輸電網(wǎng)絡(luò)約束包括節(jié)點功率平衡和輸電線路潮流上下限約束。當(dāng)采用直流潮流法求解潮流時，節(jié)點電功率平衡約束、輸電線路有功功率和節(jié)點電壓相位之間的線性關(guān)系可由式(36)—(40)表示。式(36)左端為有功負(fù)荷，右端為有功輸入；式(37)和(38)分別表示原有和新增輸電線路傳輸?shù)挠泄β逝c節(jié)點電壓相位之間的關(guān)系；式(39)表示輸電線路傳輸?shù)挠泄β什怀^其允許上限。

(36)

(37)

(38)

(39)

(40)

(4)備用容量約束。電力系統(tǒng)在任意時刻的備用容量約束可用式(41)表示：

(41)

3.2.3 天然氣系統(tǒng)約束

天然氣系統(tǒng)建模是一個非常復(fù)雜的非線性問題。 非線性的天然氣潮流約束常使得問題的可行域呈現(xiàn)非凸特性，難以求得全局最優(yōu)解[13]。在短期優(yōu)化調(diào)度時，需要精確評估天然氣系統(tǒng)參數(shù)，難以避免非線性。然而，對于長期規(guī)劃問題而言，非線性問題的存在會明顯增加問題的求解難度。為提高計算效率，在長期規(guī)劃問題中采用線性的天然氣系統(tǒng)模型而犧牲一定的模型精確性是值得的[13]。這里對非線性的天然氣系統(tǒng)運行模型做線性化處理。

(1)燃?xì)忮仩t運行約束。燃?xì)忮仩t的運行約束可用式(42)和(43)表示：

(42)

(43)

(2)氣源點出力約束。氣源點的出力約束可用式(44)表示：

(44)

(3)天然氣網(wǎng)絡(luò)約束。原有或新增的天然氣管道輸送容量約束可用式(45)表示：

(45)

能源中心的節(jié)點熱功率平衡約束可用式(46)表示：

(46)

3.2.4 綜合能源系統(tǒng)約束

綜合能源系統(tǒng)通過CHP機組和P2G廠站構(gòu)成能量雙向流動的閉環(huán)系統(tǒng)，可以用式(4)—(8)表示穩(wěn)態(tài)情況下電力和天然氣潮流約束。

(1)CHP機組運行約束。CHP機組的運行約束可用式(47)—(49)表示：

(47)

(48)

(49)

(2)P2G廠站出力約束。P2G廠站的出力約束可用式(50)表示：

(50)

(3)可靠性約束。為評估綜合能源系統(tǒng)的可靠性，引入允許切負(fù)荷量來表示可靠性指標(biāo)。能源中心年度切電、切熱負(fù)荷量約束可分別用式(51)和式(52)描述：

(51)

(52)

3.3 模型求解方法及流程

基于上述目標(biāo)函數(shù)和約束條件，電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃數(shù)學(xué)模型可概括為

(53)

式中：f(x)表示目標(biāo)函數(shù)；g(x)表示等式約束向量；h(x)表示不等式約束向量；hmax和hmin分別表示h(x)的上下限向量；x1表示決策變量中的連續(xù)變量向量；x2表示決策變量中的0-1變量向量。

式(53)所描述的是一個0-1型混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，這里采用基于GAMS平臺的CPLEX12.3對問題進行求解。GAMS是一個數(shù)學(xué)規(guī)劃高級建模系統(tǒng)，結(jié)合自身高級的建模能力，通過調(diào)用高性能求解器 (如CPLEX，IPOPT，MINOS，MOSEK等)對大規(guī)模優(yōu)化問題進行求解。具體求解流程如圖4所示。

圖4 綜合能源系統(tǒng)規(guī)劃模型的求解流程圖Fig.4 Flowchart of solving planning model for an integrated energy system

4 算例分析

對MATPOWER5.1的9節(jié)點測試系統(tǒng)進行改進，形成如圖5所示的9節(jié)點能源中心測試系統(tǒng)，來說明所提出的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)協(xié)同規(guī)劃模型。所構(gòu)造的9節(jié)點能源中心測試系統(tǒng)包括3個常規(guī)發(fā)電機組、2個氣源點、1個風(fēng)電場、4個燃?xì)忮仩t、9條輸電線路和9條天然氣管道，且每個能源中心的內(nèi)部結(jié)構(gòu)都與圖2類似，具體參數(shù)詳見附錄中的表A1—A6。給定規(guī)劃周期為10年，年均折現(xiàn)率為6%?？紤]規(guī)劃周期內(nèi)負(fù)荷隨季節(jié)變化的影響，規(guī)劃期第1年夏季和冬季的電負(fù)荷和熱負(fù)荷的日負(fù)荷預(yù)測曲線變化趨勢分別如圖6和圖7所示，且給定規(guī)劃周期內(nèi)電負(fù)荷和熱負(fù)荷的年均增長率分別為5%和2%。常規(guī)發(fā)電機組、CHP機組、P2G廠站、燃?xì)忮仩t、輸電線路和天然氣管道在各個能源中心或支路的候選容量等參數(shù)見附錄中的表A3—A8。

圖5 9節(jié)點綜合能源測試系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.5 System configuration of 9-bus integrated energy test system

圖6 規(guī)劃期第1年能源中心夏季和冬季典型日的電負(fù)荷預(yù)測曲線Fig.6 Typical daily electric load prediction profile of energy center in summer and winter of the first planning year

圖7 規(guī)劃期第1年能源中心夏季和冬季典型日的熱負(fù)荷預(yù)測曲線Fig.7 Typical daily thermal load prediction profile of energy center in summer and winter of the first planning year

為說明所建立的電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)協(xié)同規(guī)劃模型，下面針對4種情形進行分析。

情形1：電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)未通過P2G廠站和CHP機組形成閉環(huán)的能源系統(tǒng)，即電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)解耦規(guī)劃。

情形2：電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)通過CHP機組形成天然氣到電能的單向流動，形成單向電-氣混聯(lián)系統(tǒng)。

情形3：電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)通過P2G廠站形成電能到天然氣的單向流動，形成單向電-氣混聯(lián)系統(tǒng)。

情形4：電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)通過P2G廠站和CHP機組形成閉環(huán)的電-氣混聯(lián)系統(tǒng)。

下面介紹上述4種情形下的規(guī)劃結(jié)果并做具體分析。圖8展示了情形1下的規(guī)劃結(jié)果。在規(guī)劃期內(nèi)新增常規(guī)發(fā)電機組和燃?xì)忮仩t以滿足電負(fù)荷和熱負(fù)荷的增長需要。圖8中括號中的數(shù)字表示相應(yīng)的投資數(shù)額，如在規(guī)劃期第6年于能源中心3處投資6.852×106$的常規(guī)發(fā)電機組。

圖8 情形1的規(guī)劃結(jié)果Fig.8 Planning results in Case 1

圖9展示了情形2下的規(guī)劃結(jié)果。在規(guī)劃期的第4年分別于能源中心3和5處，以及第6年于能源中心7處投產(chǎn)CHP機組以滿足熱負(fù)荷和電力負(fù)荷的增長。在這種情況下，電負(fù)荷和熱負(fù)荷除了可以通過各自系統(tǒng)單獨供應(yīng)，還可以通過CHP機組獲得。

圖9 情形2的規(guī)劃結(jié)果Fig.9 Planning results in Case 2

圖10展示了情形3下的規(guī)劃結(jié)果。由于熱負(fù)荷和電負(fù)荷的增長，需要在規(guī)劃期內(nèi)新增P2G廠站、常規(guī)發(fā)電機組和燃?xì)忮仩t。電力系統(tǒng)富余電力通過P2G廠站轉(zhuǎn)化為天然氣，既能平衡間歇性可再生能源的發(fā)電出力波動，還可以把能量轉(zhuǎn)化為另一種形式的能源儲存起來。

圖10 情形3的規(guī)劃結(jié)果Fig.10 Planning results in Case 3

圖11展示了情形4下的規(guī)劃結(jié)果。在規(guī)劃期內(nèi)的第1年在能源中心3處新增P2G廠站，在第4年和第5年分別于能源中心5和能源中心3、7處新增CHP機組。在電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)間實現(xiàn)了能量的雙向流動，既可以把電力系統(tǒng)中的富余電力轉(zhuǎn)化為天然氣儲存起來，也能夠把天然氣轉(zhuǎn)化為電力滿足電負(fù)荷需求。

圖11 情形4的規(guī)劃結(jié)果Fig.11 Planning results in Case 4

表1對上述4種情形下的規(guī)劃結(jié)果進行了對比。情形4的投資成本和運行成本比情形2高，說明P2G廠站增加了系統(tǒng)的投資成本和運行成本；不過，情形4的能量短缺成本比情形2低，說明P2G廠站可以提高系統(tǒng)可靠性。同時，P2G廠站可以消納風(fēng)電，將富余電力轉(zhuǎn)化為天然氣，注入到天然氣系統(tǒng)中。情形2和情形4兩種情況下的風(fēng)電消納能力如圖12所示。在情形2中，對于風(fēng)電出力較大的深夜和凌晨 (23:00—06:00)，由于電力負(fù)荷低和系統(tǒng)運行約束，導(dǎo)致棄風(fēng)；而在情形4中，由于存在P2G廠站，可將富余電力轉(zhuǎn)化為天然氣，消納風(fēng)電，減少棄風(fēng)情況的發(fā)生。若考慮到消納風(fēng)電的經(jīng)濟效益，情形4的總成本會更加接近甚至優(yōu)于情形2。情形2或情形4在成本和可靠性方面都分別優(yōu)于情形1或情形3，說明通過CHP機組實現(xiàn)電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的耦合，不僅有利于減少成本，還能提高系統(tǒng)可靠性。情形1在成本和可靠性方面都優(yōu)于情形3，說明僅通過P2G廠站實現(xiàn)電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的耦合，在成本和可靠性方面沒有取得收益。情形4在運行成本和可靠性方面遠(yuǎn)優(yōu)于情形1，說明聯(lián)合采用P2G廠站和CHP機組實現(xiàn)電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的閉環(huán)運行可以取得明顯的經(jīng)濟效益。

表1 4種情形下的規(guī)劃結(jié)果比較
Table 1 Comparisons of planning results in four cases 106$

圖12 Case 2和Case 4的風(fēng)電日出力曲線Fig.12 Wind power daily output curves in Case 2 and 4

5 結(jié) 語

本文首先將復(fù)雜的非線性電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)模型線性化，構(gòu)建了具有線性穩(wěn)態(tài)潮流特征的綜合能源系統(tǒng)模型，在此基礎(chǔ)上提出了電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)協(xié)同規(guī)劃模型。該協(xié)同規(guī)劃模型可在滿足電負(fù)荷和熱負(fù)荷需求的情況下，優(yōu)化新增常規(guī)發(fā)電機組、輸電線路、CHP機組、燃?xì)忮仩t、P2G廠站和天然氣管道的選址和定容，以及評估規(guī)劃方案的經(jīng)濟性和可靠性。針對所構(gòu)造的9節(jié)點綜合能源測試系統(tǒng)，采用GAMS/CPLEX工具求解所建立的協(xié)同規(guī)劃模型，得到以下結(jié)果。

(1)CHP機組可實現(xiàn)電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)間的耦合，引入CHP機組有利于降低系統(tǒng)規(guī)劃的投資成本和運行成本，同時提高系統(tǒng)的可靠性。

(2)僅通過P2G廠站實現(xiàn)電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的耦合，在當(dāng)前的技術(shù)條件下難以取得經(jīng)濟收益。聯(lián)合應(yīng)用P2G廠站和CHP機組既有利于降低成本，也可以改善可靠性。

(3)P2G廠站可以消納風(fēng)電出力，減少棄風(fēng)，取得顯著的經(jīng)濟效益。

[1]BIROL F.World energy outlook 2010 [R/OL].(2010-11-11)[2016-04-22].http://www.oecd.org/berlin/46389140.pdf

[2]AN S，LI Q，GEDRA T W.Natural gas and electricity optimal power flow [C]// Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2003 IEEE PES.IEEE, 2003: 138-143.

[3]MARTINEZ-MARES A， FUERTE-ESQUIVEL C R.A unified gas and power flow analysis in natural gas and electricity coupled networks [J].IEEE Transactions on Power Systems，2012，27(4): 2156-2166.

[4]UNSIHUAY C， LIMA J W M，DE SOUZA A C Z.Modeling the integrated natural gas and electricity optimal power flow [C]// Power Engineering Society General Meeting, 2007.IEEE.IEEE, 2007: 1-7.

[5]MUNOZ J， JIMENEZ-REDONDO N， PEREZ-RUIZ J， et al.Natural gas network modeling for power systems reliability studies [C]// Power Tech Conference Proceedings, 2003 IEEE Bologna.IEEE, 2003: 8.

[6]LI T，EREMIA M，SHAHIDEHPOUR M.Interdependency of natural gas network and power system security [J].IEEE Transactions on Power Systems，2008，23(4): 1817-1824.

[7]SHAHIDEHPOUR M，F(xiàn)U Y，WIEDMAN T.Impact of natural gas infrastructure on electric power systems [J].Proceedings of the IEEE，2005，93(5): 1042-1056.

[8]CHAUDRY M，JENKINS N，STRBAC G.Multi-time period combined gas and electricity network optimisation [J].Electric Power Systems Research，2008，78(7): 1265-1279.

[9]董朝陽，趙俊華，文福拴，等.從智能電網(wǎng)到能源互聯(lián)網(wǎng): 基本概念與研究框架 [J].電力系統(tǒng)自動化，2014，38(15): 1-11.

DONG Zhaoyang，ZHAO Junhua，WEN Fushuan，et al.From smart grid to energy internet: basic concept and research framework [J].Automation of Electric Power Systems，2014，38(15): 1-11.

[10]GEIDL M.Integrated modeling and optimization of multi-carrier energy systems [D].Graz，Austria: Graz University of Technology，2007.

[11]ZHANG X，KARADY G G，ARIARATNAM S T.Optimal allocation of CHP-based distributed generation on urban energy distribution networks [J].IEEE Transactions on Sustainable Energy，2014，5(1): 246-253.

[12]SALIMI M，GHASEMI H，ADELPOUR M，et al.Optimal planning of energy hubs in interconnected energy systems: a case study for natural gas and electricity [J].IET Generation，Transmission & Distribution，2015，9(8): 695-707.

[13]ZHANG X，SHAHIDEPOUR M，ALABDULWAHAB A，et al.Optimal expansion planning of energy hub with multiple energy infrastructures [J].IEEE Transactions on Smart Grid，2015，6(5): 2302-2311.

[14]UNSIHUAY-VILA C，MARANGON-LIMA J W，DE SOUZA A C Z，et al.A model to long-term，multiarea，multistage，and integrated expansion planning of electricity and natural gas systems [J].IEEE Transactions on Power Systems，2010，25(2): 1154-1168.

[15]SALDARRIAGA C A，HINCAPIE R A， SALAZAR H.A holistic approach for planning natural gas and electricity distribution networks [J].IEEE Transactions on Power Systems，2013，28(4): 4052-4063.

[16]UNSIHUAY C，MARANGON-LIMA J W.Integrated power generation and natural gas expansion planning [C]// Power Tech, 2007 IEEE Lausanne.IEEE, 2007: 1404-1409.

[17]劉開俊.能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展路徑探究 [J].電力建設(shè)，2015，36(10): 5-10.

LIU Kaijun.Development path exploration of energy internet [J].Electric Power Construction，2015，36(10): 5-10.

[18]黎靜華，桑川川.能源綜合系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃與運行框架 [J].電力建設(shè)，2015，36(8): 41-48.

LI Jinghua，SANG Chuanchuan.Discussion on optimal planning and operation framework for integrated energy system [J].Electric Power Construction，2015，36(8): 41-48.

[19]BUNGER U，LANDINGER H，PSCHORR-SCHOBERER E，et al.Power-to-gas (PtG) in transport status quo and perspectives for development [EB/OL].(2014-05-16)[2015-04-22].http://www.bmvi.de/SharedDocs/EN/Anlagen/UI-MKS/mks-studie-ptg-transport-status-quo-and-perspectives-for-development.pdf.

[20]JENTSCH M，TROST T，STERNER M.Optimal use of power-to-gas energy storage systems in an 85% renewable energy scenario [J].Energy Procedia，2014，46: 254-261.

[21]BAUMANN C，SCHUSTER R，MOSER A.Economic potential of power-to-gas energy storages [C]// 2013 10th International Conference on the European Energy Market (EEM).IEEE, 2013: 1-6.

[22]GAHLEITNER G.Hydrogen from renewable electricity: an international review of power-to-gas pilot plants for stationary applications [J].International Journal of Hydrogen Energy，2013，38(5): 2039-2061.

[23]賈宏杰，王丹，徐憲東，等.區(qū)域綜合能源系統(tǒng)若干問題研究 [J].電力系統(tǒng)自動化，2015，39(7): 198-207.

JIA Hongjie，WANG Dan，XU Xiandong，et al.Research on some key problems related to integrated energy systems [J].Automation of Electric Power Systems，2015，39(7): 198-207.

[24]陳勝，衛(wèi)志農(nóng)，孫國強，等.電-氣混聯(lián)綜合能源系統(tǒng)概率能量流分析 [J].中國電機工程學(xué)報，2015，35(24): 6331-6340.

CHEN Sheng，WEI Zhinong，SUN Guoqiang，et al.Probabilistic energy flow analysis in integrated electricity and natural-gas energy systems[J].Proceedings of the CSEE，2015，35(24): 6331-6340.

[25]王業(yè)磊，趙俊華，文福拴，等.具有電轉(zhuǎn)氣功能的多能源系統(tǒng)的市場均衡分析 [J].電力系統(tǒng)自動化，2015，39(21): 1-10, 65.

WANG Yelei，ZHAO Junhua，WEN Fushuan，et al.Market equilibrium of multi-energy system with power-to-gas functions [J].Automation of Electric Power Systems，2015，39(21): 1-10, 65.

[26]茆美琴，孫樹娟，蘇建徽.包含電動汽車的風(fēng)/光/儲微電網(wǎng)經(jīng)濟性分析[J].電力系統(tǒng)自動化，2011，35(14): 30-35.

MAO Meiqin， SUN Shujuan， SU Jianhui.Economic analysis of a microgrid with wind/photovoltaic/storages and electric vehicles[J].Automation of Electric Power Systems，2011，35(14): 30-35.

[27]趙俊華，文福拴，薛禹勝，等.計及電動汽車和風(fēng)電出力不確定性的隨機經(jīng)濟調(diào)度[J].電力系統(tǒng)自動化，2010，34(20): 22-29.

ZHAO Junhua，WEN Fushuan，XUE Yusheng，et al.Power system stochastic economic dispatch considering uncertain outputs from plug-in electric vehicles and wind generators[J].Automation of Electric Power Systems，2010，34(20): 22-29.

(編輯 景賀峰)

附錄A

表A1 氣源點參數(shù)
Table A1 Parameters of gas suppliers

Collaborative Planning of Integrated Electricity and Natural Gas Energy Systems with Power-to-Gas Stations

HUANG Guori1，LIU Weijia1，WEN Fushuan1,2，DONG Zhaoyang3，ZHENG Yu3，ZHANG Rui3

(1.School of Electrical Engineering，Zhejiang University，Hangzhou 310027，China；2.Department of Electrical and Electronic Engineering，Universiti Teknologi Brunei，Bandar Seri Begawan BE1410，Brunei；3.Electric Power Research Institute of China Southern Power Gird，Guangzhou 510080，China)

The increasing penetration of natural gas power generation and ever-developing power to gas (P2G) technology in recent years have promoted the coupling between the power system and the natural gas system than ever before.This coupling has introduced new challenges to the planning of integrated electricity and natural gas energy systems, as the existing power system planning models normally overlook the impacts of natural gas or other energy systems.Given this background, this paper studies the collaborative planning of integrated energy systems with combined heat and power (CHP) plants and P2G stations.First, the energy center concept is introduced and modeled, and in an energy center various kinds of energy conversion such as CHP can be carried out.A nonlinear model for an integrated energy system with multiple interconnected energy centers and P2G stations is next presented and linearized.Then, this paper takes the minimum overall cost as planning objectives including investment cost, operation cost and energy shortage cost characterizing the reliability of integrated energy systems, optimizes the location sizing problems of traditional generating units, CHP plants, P2G stations, gas-fired boilers, transmission lines and natural gas pipelines with using general algebraic modeling system(GAMS) -based CPLEX solver, and evaluates the reliability of the planning scheme and the benefit generated by P2G stations in promoting the capability of accommodating intermittent renewable energy.Finally, the effectiveness of the proposed collaborative planning model is demonstrated by a sample integrated energy system.

integrated energy systems; collaborative planning; energy center; combined heat and power (CHP); power to gas (P2G)

表A2 風(fēng)電機組參數(shù)Table A2 Parameters of the wind turbine unit

表A3 現(xiàn)有和候選常規(guī)發(fā)電機組參數(shù)Table A3 Parameters of the existing and candidate generating units

表A4 現(xiàn)有和候選燃?xì)忮仩t參數(shù)Table A4 Parameters of the existing and candidate gas-fired boilers

表A5 現(xiàn)有和候選輸電線路參數(shù)Table A5 Parameters of the existing and candidate transmission lines

表A6 現(xiàn)有和候選天然氣管道參數(shù)Table A6 Parameters of the existing and candidate natural gas pipelines

表A7 候選CHP機組參數(shù)Table A7 Parameters of candidate CHP units

表A8 候選P2G廠站參數(shù)Table A8 Parameters of candidate P2G stations

國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃項目(973項目)(2013CB228202)；國家自然科學(xué)基金項目(51477151，51361130152)；南方電網(wǎng)公司科技項目 (WYKJ00000027)

Project supported by the National Basic Research Program of China (973 Program) (2013CB228202); National Natural Science Foundation of China (51477151，51361130152)

TM 715

A

1000-7229(2016)09-0001-13

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.09.001

2016-05-01

黃國日(1990)，男，碩士研究生，主要從事電動汽車與能源互聯(lián)網(wǎng)方面的研究工作；

劉偉佳(1989)，男，博士，主要從事電力系統(tǒng)恢復(fù)和智能電網(wǎng)方面的研究工作；

文福拴(1965)，男，博士，教授，博士生導(dǎo)師，主要從事電力系統(tǒng)故障診斷與系統(tǒng)恢復(fù)、電力經(jīng)濟與電力市場、智能電網(wǎng)與電動汽車等方面的研究工作；

董朝陽(1971)，男，“千人計劃”特聘專家，講座教授，主要從事電力系統(tǒng)安全性、電力系統(tǒng)規(guī)劃與管理、電力市場仿真與風(fēng)險管理、數(shù)據(jù)挖掘等方面的研究工作；

鄭宇(1986)，男，博士，工程師，主要從事智能配電網(wǎng)規(guī)劃與運行研究工作；

張睿(1983)，女，博士，副研究員，主要從事電力系統(tǒng)穩(wěn)定性分析及控制、數(shù)據(jù)挖掘、智能電網(wǎng)和能源互聯(lián)網(wǎng)研究工作。