（山西大學(xué) 電力與建筑學(xué)院，太原030013）

隨著化石燃料的枯竭和環(huán)境污染問(wèn)題變得更加嚴(yán)重，當(dāng)前重要任務(wù)是推動(dòng)能源轉(zhuǎn)型。能源互聯(lián)網(wǎng)可以將各種能源的生產(chǎn)、傳輸、存儲(chǔ)和消費(fèi)高度結(jié)合，將推動(dòng)能源利用朝著優(yōu)化結(jié)構(gòu)、提高效率、節(jié)能減排的方向發(fā)展[1]。隨著分布式電源、能量轉(zhuǎn)化裝置以及儲(chǔ)能技術(shù)的發(fā)展，綜合能源系統(tǒng)在能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展中得到了越來(lái)越廣泛的應(yīng)用，通過(guò)整合多種能源，實(shí)現(xiàn)多種能源的轉(zhuǎn)化和分配，提高了能源系統(tǒng)的整體效益，降低了供能成本，提高環(huán)境效益[2]。

傳統(tǒng)的用戶側(cè)微網(wǎng)容量最優(yōu)配置僅考慮電能的使用，未涉及能源的耦合與多能互補(bǔ)協(xié)調(diào)運(yùn)行[3]。在綜合能源系統(tǒng)背景下，在用戶側(cè)建立小型分布式綜合能源聚合商，如建立區(qū)域綜合能源系統(tǒng)，綜合能源供用單元將是未來(lái)發(fā)展和研究的重心[4-5]。在用戶側(cè)建立綜合負(fù)荷聚合商，通過(guò)各個(gè)能源設(shè)備運(yùn)行和調(diào)度，實(shí)現(xiàn)各種能源的協(xié)調(diào)優(yōu)化，滿足多能源用戶的需求，使得能源的綜合利用率得到提高。

關(guān)于能源互聯(lián)的優(yōu)化配置和運(yùn)行方法，已經(jīng)有了很多研究。文獻(xiàn)[6]研究了風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，建立單目標(biāo)優(yōu)化方程，分別對(duì)獨(dú)立運(yùn)行和并網(wǎng)時(shí)風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和蓄電池的容量配置進(jìn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[7]根據(jù)用戶側(cè)電熱冷負(fù)荷互補(bǔ)特性，以經(jīng)濟(jì)成本最小為規(guī)劃模型，建立用戶側(cè)多能互補(bǔ)的最優(yōu)配置規(guī)劃方案。文獻(xiàn)[8]以經(jīng)濟(jì)成本最小為規(guī)劃模型，建立多個(gè)分布式設(shè)備互聯(lián)和電熱冷負(fù)荷協(xié)調(diào)運(yùn)行的規(guī)劃方案。文獻(xiàn)[9]考慮可再生能源消納，提出含電轉(zhuǎn)氣技術(shù)的綜合能源系統(tǒng)模型，充分利用氣電互聯(lián)特性，建立綜合能源系統(tǒng)最優(yōu)調(diào)度模型。文獻(xiàn)[10]設(shè)計(jì)了“源-網(wǎng)-荷-儲(chǔ)”協(xié)調(diào)優(yōu)化的能源互聯(lián)網(wǎng)基本架構(gòu)，建立多目標(biāo)優(yōu)化模型，提出系統(tǒng)的優(yōu)化配置及運(yùn)行策略方案。文獻(xiàn)[11]同時(shí)考慮設(shè)備配置優(yōu)化和運(yùn)行調(diào)度，充分利用可再生能源對(duì)儲(chǔ)能進(jìn)行優(yōu)化，提出了用戶側(cè)能源系統(tǒng)配置和優(yōu)化調(diào)度聯(lián)合規(guī)劃方案。文獻(xiàn)[12-13]提出包含電熱儲(chǔ)能系統(tǒng)的容量配置方案，構(gòu)建了配置與運(yùn)行相結(jié)合的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化配置模型。綜上，較少文章涉及含電熱氣負(fù)荷和儲(chǔ)氣的多能系統(tǒng)配置和運(yùn)行聯(lián)合優(yōu)化，因此本文提出一種在用戶側(cè)建立區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的方案，根據(jù)用戶的用能特性，選擇分布式設(shè)備，并建立多目標(biāo)優(yōu)化模型，以綜合成本和碳排放量為目標(biāo)對(duì)容量配置和調(diào)度運(yùn)行策略進(jìn)行優(yōu)化，通過(guò)非支配排序遺傳算法求解，最終提出一種綜合負(fù)荷聚合商最優(yōu)化配置和運(yùn)行方法。通過(guò)優(yōu)化能源配置和調(diào)度運(yùn)行降低自身能源購(gòu)置成本增加可再生能源消納量，同時(shí)減少碳排量。

1 綜合負(fù)荷聚合商規(guī)劃方案設(shè)計(jì)

1.1 綜合負(fù)荷聚合商基本結(jié)構(gòu)

本文構(gòu)建的綜合負(fù)荷聚合商結(jié)構(gòu)如圖1所示，包含電熱氣儲(chǔ)能裝置以及多種能源環(huán)節(jié)：光伏發(fā)電機(jī)組（photovoltaic generation，PV）、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組（combined heat and power，CHP）、電轉(zhuǎn)氣（power to gas，P2G）和燃?xì)忮仩t（gas boiler，GB），綜合負(fù)荷聚合商可以實(shí)現(xiàn)能源的生產(chǎn)、傳輸、轉(zhuǎn)換和消費(fèi)，同時(shí)也連接能源供應(yīng)商與用戶負(fù)荷，通過(guò)系統(tǒng)多能耦合裝置滿足用戶用能需求。終端用戶包括電熱氣負(fù)荷等。電負(fù)荷由PV、CHP、外購(gòu)電和電儲(chǔ)能滿足，熱負(fù)荷由CHP、GB 和熱儲(chǔ)能滿足，氣負(fù)荷由外購(gòu)氣、P2G和儲(chǔ)氣設(shè)備滿足。

圖1 綜合負(fù)荷聚合商配置結(jié)構(gòu)Fig.1 Configuration structure of comprehensive load aggregator

1.2 內(nèi)部元件建模

1.2.1 分布式發(fā)電

文中新能源發(fā)電主要是光伏發(fā)電。光伏出力可表示為[14]

式中：Pt，PV為時(shí)刻t光伏出力；N為光伏板的數(shù)量；ηPV為光伏逆變器轉(zhuǎn)化效率；Rt為時(shí)刻t 的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度；RS為標(biāo)準(zhǔn)條件下的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度；PS為光伏板在標(biāo)準(zhǔn)條件下的額定功率；Tt為時(shí)刻t 的環(huán)境溫度；Ts為標(biāo)準(zhǔn)條件下溫度為25 ℃；標(biāo)準(zhǔn)輻射度為1000 W/m2；CT為光伏發(fā)電溫度系數(shù)。

1.2.2 能量轉(zhuǎn)化裝置

能量轉(zhuǎn)化裝置輸入輸出關(guān)系可統(tǒng)一描述為

式中：Pt，out和Pt，in分別為時(shí)刻t能量轉(zhuǎn)化裝置輸出和輸入的功率；η為能量轉(zhuǎn)換效率。文中電轉(zhuǎn)氣、燃?xì)忮仩t、熱電聯(lián)產(chǎn)產(chǎn)熱和產(chǎn)電的轉(zhuǎn)換效率分別為60%、75%、35%和35%。

1.2.3 儲(chǔ)能裝置

本文電儲(chǔ)能采用蓄電池，熱儲(chǔ)能采用儲(chǔ)熱水罐，天然氣儲(chǔ)能采用高壓儲(chǔ)氣罐。儲(chǔ)能裝置模型為

式中：j表示能源設(shè)備類型；i表示能源類型；Wt為單位時(shí)間儲(chǔ)能裝置的能量；σ為自損耗系數(shù)；ηc和ηd分別為儲(chǔ)能裝置的存儲(chǔ)能量的效率和放能的效率；Pt，c和Pt，d分別為單位時(shí)間儲(chǔ)能裝置存儲(chǔ)能量的功率和放能的功率；Δt為單位時(shí)間間隔。

2 綜合負(fù)荷聚合商多目標(biāo)優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

2.1.1 經(jīng)濟(jì)優(yōu)化模型最優(yōu)規(guī)劃配置的經(jīng)濟(jì)目標(biāo)是使綜合負(fù)荷聚合商總成本C 最小，包括折舊成本Cd、運(yùn)行維護(hù)成本Co和能源成本Cen。

式中：j表示能源設(shè)備類型；i表示能源類型；c表示設(shè)備容量；v表示單位容量投資成本；r表示年利率，取6%；Y為預(yù)估的設(shè)備使用壽命；β為單位運(yùn)行維護(hù)成本；Pt，out為時(shí)刻t 設(shè)備輸出功率；C為單位功率能源的購(gòu)買價(jià)格；Pt，buy為時(shí)刻t 購(gòu)買的能源功率。

2.1.2 環(huán)境優(yōu)化模型

對(duì)環(huán)境影響最大的是CO2的排放量，因此綜合負(fù)荷聚合商最優(yōu)規(guī)劃配置的環(huán)境目標(biāo)是使CO2的排放量最小。CO2的排放量包含從燃?xì)夤举?gòu)買天然氣的等效碳排放量和從電網(wǎng)購(gòu)電的等效碳排放量。

2.2 約束條件

2.2.1 供需平衡約束

2.2.2 設(shè)備容量約束

能源設(shè)備的裝機(jī)容量必須大于或等于額定容量。

2.2.3 儲(chǔ)能裝置運(yùn)行約束

式中：Cj，i為儲(chǔ)能裝置的容量分別為儲(chǔ)能的上限和下限分別為蓄能功率的上限和放能功率的上限分別為0-1變量，決定儲(chǔ)能裝置是儲(chǔ)能狀態(tài)還是放能狀態(tài)或者不運(yùn)行。式（18）表示在每個(gè)周期起始時(shí)刻儲(chǔ)能裝置存儲(chǔ)的能量是一致的。

3 求解方法

改進(jìn)的非支配排序遺傳算法（NSGAⅡ），提出了快速非支配排序算法，可以直接求出多目標(biāo)優(yōu)化問(wèn)題的非劣解集，采用擁擠度和擁擠度比較算子進(jìn)行選擇性排序，引入精英策略，更有利于保持好的個(gè)體及加速向Pareto 前沿收斂[16]。因此本文采用非支配遺傳算法求解。具體的求解過(guò)程如圖2所示。利用NSGAⅡ求出Pareto 前沿后，建立傳統(tǒng)供能方式的總成本和碳排放量正交，確定Pareto 前沿最優(yōu)解范圍，從而選取最優(yōu)解。

4 算例分析

4.1 參數(shù)設(shè)置

針對(duì)提出的模型和算法，本文以山西某地區(qū)為例，建立區(qū)域綜合能源系統(tǒng)，該系統(tǒng)有電/熱/氣負(fù)荷需求。選取的時(shí)間段為1 天，單位調(diào)度時(shí)間Δt=1 h，用戶典型日的電、氣、熱負(fù)荷數(shù)據(jù)如圖3所示。冬季典型日光伏出力如圖4所示。電價(jià)和天然氣價(jià)格如表1所示。

圖2 非支配排序遺傳算法求解流程Fig.2 Non-dominated sorting genetic algorithmsolution flow chart

圖3 用戶典型日負(fù)荷數(shù)據(jù)Fig.3 Typical daily load data of users

圖4 光伏輸出功率Fig.4 PV output power

表1 電價(jià)和天然氣價(jià)格Tab.1 Electricity price and natural gas price

本文對(duì)比了3種不同的綜合負(fù)荷聚合商方案，方案1是傳統(tǒng)的供能方式，用戶電能由電網(wǎng)提供，電用戶熱能由熱泵提供，天然氣負(fù)荷由天然氣網(wǎng)滿足。因此僅包含變壓器和電熱泵2種類型的能量轉(zhuǎn)換裝置。方案2 僅有熱電聯(lián)產(chǎn)裝置不包含P2G，含變壓器、燃?xì)鈨?nèi)燃機(jī)和燃?xì)忮仩t3種類型的能量轉(zhuǎn)換裝置，內(nèi)燃機(jī)和電網(wǎng)提供電能，天然氣負(fù)荷由天然氣網(wǎng)提供，內(nèi)燃機(jī)和燃?xì)忮仩t提供熱能。方案3是由各種分布式設(shè)備構(gòu)成的綜合負(fù)荷聚合商模型。各設(shè)備的參數(shù)如表2所示，各儲(chǔ)能元件參數(shù)如表3所示。P2G 運(yùn)行成本中，P2G 運(yùn)行參數(shù)參考文獻(xiàn)[17-18]，生成單位天然氣所需CO2系數(shù)α=0.2 t/（MW·h），CO2價(jià)格系數(shù)CCO2=90 美元/t，額定容量0.5 MW，日均投資成本1400 美元。

表2 設(shè)備參數(shù)Tab.2 Device parameters

表3 各儲(chǔ)能系統(tǒng)參數(shù)Tab.3 Parameters of each energy storage system

4.2 算例結(jié)果分析

三種不同場(chǎng)景的優(yōu)化結(jié)果，總成本和環(huán)境效益比較如表4所示，方案1 選擇的設(shè)備最少，投資成本最低，但是能源成本比較高。方案2 因?yàn)闊犭娐?lián)產(chǎn)減少了運(yùn)行維護(hù)成本。方案3 因?yàn)檫x擇的能量轉(zhuǎn)化裝置類型最多，以及目前P2G 的投資成本較高，所以方案3 的投資成本和維護(hù)成本比方案1 和2都高，但是能源購(gòu)買成本最低，總成本最少，碳排放量最小。因此，本文提出的綜合負(fù)荷聚合商模型比傳統(tǒng)的供能方式和只有熱電聯(lián)產(chǎn)的系統(tǒng)具有更好的經(jīng)濟(jì)性和環(huán)境效益。

表4 三種不同方案比較Tab.4 Comparison of three different schemes

所提出的綜合負(fù)荷聚合商模型的各設(shè)備運(yùn)行調(diào)度如圖5所示，從圖5（a）中可以看出，在電價(jià)低谷時(shí)段01：00—07：00 和23：00—24：00，此時(shí)沒(méi)有光伏發(fā)電，用戶用電負(fù)荷由CHP 供電和電網(wǎng)滿足，儲(chǔ)電設(shè)備不工作。時(shí)段07：00—16：00 光伏發(fā)電，用戶用電由光伏發(fā)電和CHP 共同滿足，蓄電池進(jìn)行電能存儲(chǔ)，電轉(zhuǎn)氣將多余的電能轉(zhuǎn)換為天然氣，充分利用光伏發(fā)電。在電價(jià)峰時(shí)段19：00—22：00，向電網(wǎng)購(gòu)電的價(jià)格高于熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行成本，因此CHP 設(shè)備以額定功率運(yùn)行發(fā)電，減少系統(tǒng)購(gòu)能成本，蓄電池開(kāi)始放電，此時(shí)用戶用電負(fù)荷由CHP 機(jī)組、蓄電池和向電網(wǎng)購(gòu)電滿足。

從圖5（b）中可以看出，在電價(jià)低谷時(shí)段01：00—07：00 和23：00—24：00，CHP 供電成本高于向電網(wǎng)購(gòu)電成本，熱負(fù)荷主要由燃?xì)忮仩t供給，不足的部分由CHP 供熱滿足，此時(shí)儲(chǔ)熱設(shè)備開(kāi)始蓄熱。時(shí)段07：00—16：00 光伏發(fā)電，因?yàn)闊犭娐?lián)產(chǎn)電熱耦合，此時(shí)要減少CHP 供電，燃?xì)忮仩t以額定功率運(yùn)行，不足的部分由CHP 滿足。在時(shí)段17：00—22：00，電價(jià)為峰時(shí)段和平時(shí)段，CHP 輸出電功率增大直到以額定功率運(yùn)行（輸出熱功率也增大），熱負(fù)荷不足的部分由儲(chǔ)熱設(shè)備放能和燃?xì)忮仩t共同供給。

從圖5（c）中可以看出在氣價(jià)低谷時(shí)段01：00—07：00 和23：00—24：00，用戶需求由向上級(jí)氣網(wǎng)購(gòu)氣來(lái)滿足。時(shí)段07：00—16：00 光伏發(fā)電，電轉(zhuǎn)氣將剩余的電能轉(zhuǎn)換為天然氣供用戶使用，并且進(jìn)行天然氣存儲(chǔ)。在氣價(jià)峰時(shí)段19：00—22：00，儲(chǔ)氣設(shè)備放氣，用戶消耗的天然氣由上級(jí)氣網(wǎng)和儲(chǔ)氣設(shè)備放氣共同滿足。

圖5 場(chǎng)景3 各設(shè)備出力情況Fig.5 Output of each equipment of scenario 3

5 結(jié)語(yǔ)

本文通過(guò)對(duì)綜合負(fù)荷聚合商建立包含系統(tǒng)綜合成本最小和碳排量最小的多目標(biāo)優(yōu)化調(diào)度模型，利用非支配排序遺傳算法求非劣解。并且通過(guò)山西某地區(qū)實(shí)例對(duì)所提方法進(jìn)行驗(yàn)證，算例結(jié)果表明提出的綜合負(fù)荷聚合商配置模型可以使用戶側(cè)綜合成本降低，碳排量減少。在分時(shí)電價(jià)作用下，綜合負(fù)荷聚合商實(shí)時(shí)調(diào)控購(gòu)能策略以及各分布式設(shè)備運(yùn)行調(diào)度，實(shí)現(xiàn)多能互補(bǔ)和能量梯級(jí)利用。由于儲(chǔ)氣裝置和P2G 的應(yīng)用，有效增加了可再生能源的消納，緩解了高峰時(shí)段的供電壓力，降低了能源成本和碳排放量，同時(shí)提升了系統(tǒng)的靈活性和可靠性。