謝 敏，盧燕旋，葉佳南，董凱元，謝宇星，劉明波

（1.華南理工大學(xué) 電力學(xué)院，廣東 廣州 510640；2.廣東省綠色能源技術(shù)重點實驗室，廣東 廣州 510640）

0 引言

高比例風(fēng)光接入電網(wǎng)具有強波動性和間歇性，如何建立清潔、高效、靈活的新型能源結(jié)構(gòu)體系，促進風(fēng)光消納是迫在眉睫的問題［1］。氫能作為一種優(yōu)質(zhì)的二次能源，是新能源大規(guī)模發(fā)展和利用的重要載體［2-3］。 《氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展中長期規(guī)劃（2021 — 2035年）》表明，電制氫技術(shù)將會成為促進風(fēng)光大規(guī)模就地消納的有效途徑。然而，當(dāng)前純氫管網(wǎng)建設(shè)成本高，氫氣運輸技術(shù)尚不成熟，利用混氫天然氣（hydrogen enriched compressed natural gas，HCNG）技術(shù)將氫氣注入天然氣管道，可以實現(xiàn)氫氣的大規(guī)模消納和長距離運輸［4］。有關(guān)學(xué)者已從氫脆現(xiàn)象［5］、天然氣管道泄漏風(fēng)險［6］、摻氫比［5］等方面論證了HCNG技術(shù)的可行性［7］。

隨著電制氫技術(shù)和HCNG 技術(shù)的逐步成熟，氫能在提升系統(tǒng)新能源消納能力、降低系統(tǒng)碳排放量等方面的作用不斷增強［3，8］。通過集成氫與電、冷、熱、氣等異質(zhì)能源，緊密耦合配電網(wǎng)與天然氣網(wǎng)，構(gòu)建含氫能和HCNG 能滲透的城市綜合能源系統(tǒng)（urban integrated energy system，UIES），有機協(xié)調(diào)多能耦合互補與負荷側(cè)資源，能夠有效發(fā)揮UIES 促進新能源消納、減少碳排放的作用［9-10］。在供能側(cè)，電制氫技術(shù)與HCNG 技術(shù)可提升風(fēng)光并網(wǎng)空間；在用能側(cè)，需求響應(yīng)技術(shù)可促進風(fēng)光消納［11］。因此，充分考慮電制氫技術(shù)與HCNG 技術(shù)的特點，同時結(jié)合需求響應(yīng)資源靈活能力，積極發(fā)揮氫能與HCNG 能的耦合調(diào)度潛力，可以有效推動UIES低碳轉(zhuǎn)型。

目前已有部分研究將電制氫技術(shù)、HCNG 技術(shù)應(yīng)用于UIES 優(yōu)化調(diào)度。文獻［12］結(jié)合風(fēng)電制氫技術(shù)研究含氫能的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。文獻［13］研究氫儲能在解決季節(jié)性供需不平衡、降低系統(tǒng)運行成本方面的有效性。文獻［14］計及光伏出力不確定性，提出含氫燃料電池（hydrogen fuel cell，HFC）的氫能綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟運行策略。上述文獻證實了電制氫技術(shù)促進新能源消納的有效性，但其研究主要圍繞新能源制氫、氫儲能、HFC運行等環(huán)節(jié)展開，未結(jié)合HCNG 技術(shù)和加氫站用氫環(huán)節(jié)挖掘UIES 中氫能的多元利用潛力。文獻［15］結(jié)合電轉(zhuǎn)氣、氫儲能、燃氣摻氫等技術(shù)研究綜合能源系統(tǒng)的調(diào)度策略，但未考慮天然氣網(wǎng)的運行約束與摻氫比的動態(tài)變化。文獻［16］綜合比較天然氣網(wǎng)摻氫運輸與本地儲氫供應(yīng)，認為前者能有效降低系統(tǒng)運行成本，但其研究未能發(fā)揮氫能調(diào)度潛力與負荷資源響應(yīng)能力。文獻［17］建立氣電耦合系統(tǒng)低碳優(yōu)化調(diào)度模型，驗證了氣網(wǎng)摻氫在降低碳排放和促進風(fēng)光消納方面的有效性，但未考慮氫能的多元利用。

基于上述背景，本文從促進風(fēng)光消納、實現(xiàn)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行2 個角度出發(fā)，結(jié)合電制氫技術(shù)、HCNG 技術(shù)和需求響應(yīng)技術(shù)，綜合考慮源-網(wǎng)-荷-氫協(xié)同優(yōu)化，建立電-氫-HCNG 耦合的UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度模型，并通過不同場景下的對比分析驗證所提模型的有效性。本文的主要工作包括以下3 個方面：①建立電-氫-HCNG 耦合的UIES，并基于電解水裝置、儲氫罐、HFC 等設(shè)備的特性與HCNG 技術(shù)的特點，對電-氫-HCNG 耦合單元進行精細化建模，充分挖掘氫能的利用潛力；②在UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度中考慮HCNG 熱值變化、摻氫比限制等因素，使調(diào)度結(jié)果更具有實際參考價值；③在UIES 用戶單元中引入需求響應(yīng)機制，充分發(fā)揮用戶側(cè)負荷資源的靈活調(diào)節(jié)能力，進一步促進風(fēng)光消納。

1 電-氫-HCNG耦合的UIES架構(gòu)

傳統(tǒng)的電-氣耦合的UIES［18］由城市配電網(wǎng)與天然氣網(wǎng)耦合而成，系統(tǒng)中燃氣輪機、電解水裝置和甲烷化裝置構(gòu)成了電-氣耦合單元，其中甲烷化裝置將系統(tǒng)制取的氫氣合成可直接大規(guī)模儲存或輸送的天然氣，存在電、氣、氫等能源形式的相互轉(zhuǎn)化。本文所提電-氫-HCNG 耦合的UIES 由城市配電網(wǎng)與混氫天然氣網(wǎng)（hydrogen enriched compressed natural gas network，HCNGN）耦合而成，系統(tǒng)中混氫燃氣輪機（hydrogen mixed gas turbine，HMGT）、電解水裝置、HFC、儲氫罐、加氫站等構(gòu)成電-氫-HCNG 耦合單元。該單元基于HCNG 技術(shù)、HFC 運行、加氫站用氫等技術(shù)路線實現(xiàn)對氫能的綜合利用，存在電、氣、氫、HCNG 等能源形式的耦合互補。對比之下，電-氫-HCNG 耦合的UIES 能流形式豐富，氫能利用途徑更加多元化、清潔化。

電-氫-HCNG耦合的UIES基本結(jié)構(gòu)如圖1所示。供給側(cè)由火電機組、風(fēng)電、光伏、HCNG 等提供能量；負荷側(cè)包括電、氫、冷、熱、氣5 種負荷。UIES 中，當(dāng)棄風(fēng)棄光現(xiàn)象頻發(fā)或電網(wǎng)電力富余時，電解水裝置制取氫氣，實現(xiàn)電能流與氫能流的轉(zhuǎn)化。制取的氫氣一部分由儲氫罐儲存并供給用戶單元，一部分以一定比例注入HCNGN，形成HCNG，實現(xiàn)氫能流與HCNG 流的轉(zhuǎn)化，同時，HCNG 供給用戶單元內(nèi)部HMGT 發(fā)電，實現(xiàn)HCNG 流與電能流的轉(zhuǎn)化。當(dāng)城市配電網(wǎng)用戶單元電能缺額或處于用電高峰時，HFC 利用氫氣發(fā)電，實現(xiàn)氫能流與電能流的轉(zhuǎn)化。此外，系統(tǒng)中HMGT、吸附式制冷機、余熱回收鍋爐、電鍋爐與電制冷機構(gòu)成了冷-熱-電耦合單元，進一步實現(xiàn)電能流與熱能流、電能流與冷能流、熱能流與冷能流之間的相互轉(zhuǎn)化。

圖1 電-氫-HCNG耦合的UIES示意圖Fig.1 Schematic diagram of electricity-hydrogen-HCNG coupled UIES

本文所建立的UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度模型基于以下研究邊界：

1）不考慮風(fēng)光出力的不確定性；

2）假設(shè)HFC 發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生的熱能很少，不考慮電池的余熱利用環(huán)節(jié)［19］；

3）假設(shè)HCNGN 氣源點供氣流速與摻氫點氫氣注入流速已達到穩(wěn)定的流速；

4）不考慮摻氫過程的能量損耗與溫度變化；

5）不考慮HCNGN管道的管存。

2 電-氫-HCNG耦合單元運行模型

基于前述分析，本文將電-氫-HCNG 耦合單元分為制氫單元、儲氫單元、用氫單元以及HCNG 單元，具體如圖2所示。圖中為t時刻第n個制氫單元電解水裝置制氫的體積流量；為t時刻第n個制氫單元電解水裝置直接注入天然氣管道的氫氣體積流量為t時刻第n個制氫單元電解水裝置注入儲氫單元儲存的氫氣體積流量；為t時刻從第n個儲氫單元采出的總氫氣體積流量；為t時刻從第n個儲氫單元采出注入天然氣管道的氫氣體積流量為t時刻從第n個儲氫單元采出供給用氫單元的氫氣體積流量；VST，n，t為t時刻第n個儲氫單元的氫氣容積；NTank，n為第n個儲氫單元中儲氫罐的數(shù)量；QMH，n，t為t時刻第n個制氫單元與儲氫單元注入HCNGN 的氫氣體積流量之和；QNG，t為t時 刻 氣 源供應(yīng)的天然氣體積流量；QMH，all，t為t時刻注入HCNGN 中的總氫氣體積流量；QHCNG，t為t時刻HCNGN中形成的HCNG體積流量。

圖2 電-氫-HCNG耦合單元示意圖Fig.2 Schematic diagram of electricity-hydrogen-HCNG coupled unit

2.1 制氫單元

制氫單元主要設(shè)備為電解水裝置，用途為將電力系統(tǒng)過剩的風(fēng)光出力轉(zhuǎn)化為氫氣，運行模型為：

式中：ηP2G為電解水裝置的效率；PP2G，n，t為t時刻第n個制氫單元電解水裝置的輸入電功率；ξHHVH2為氫氣高熱值；PP2G，n，max為第n個制氫單元電解水裝置的輸入電功率上限；Δt為時間步長。

2.2 儲氫單元

儲氫單元是由多個儲氫罐組成的集群［20］，其氫氣來源于制氫單元，主要用途為向用氫單元和HCNG單元提供氫氣。運行模型為：

2.3 用氫單元

用氫單元由用戶單元中的加氫站與HFC 組成。加氫站的氫氣主要供給氫燃料汽車等用氫設(shè)備。對于HFC，考慮電池發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)產(chǎn)生電能，運行模型如下：

式 中：PHFC，l，t為t時 刻 第l個 用 戶 單 元 中HFC 的 輸出電功率；ηHFC為HFC 的效率；為t時 刻 第l個用戶單元中HFC 所需的氫氣體積流量；PHFC，l，max、PHFC，l，min分別為第l個用戶單元中HFC 的輸出電功率上、下限；ΔPHFC，l，max為第l個用戶單元中HFC 的最大爬坡功率。

2.4 HCNG單元

HCNG 單元將電制氫所得氫氣注入現(xiàn)有天然氣管道形成HCNG。考慮HCNG 中具有2種成分，即以甲烷為主要成分的天然氣與氫氣，定義摻氫比為HCNG 中含氫氣的比例。由GB 17820 — 2018《天然氣》中相關(guān)指標，設(shè)定摻氫比上限為10 %［21］。摻氫比約束為：

式中：xH2，i，t為t時刻氣網(wǎng)節(jié)點i的摻氫比。

受氫氣熱值低等性質(zhì)的影響，HCNG 的熱值與傳統(tǒng)天然氣不同，其計算方法為：

2.5 氫氣體積流量平衡關(guān)系

結(jié)合圖2，UIES 中氫氣體積流量需滿足3 個平衡關(guān)系：①制氫單元制氫的氫氣體積流量等于注入儲氫單元儲存的氫氣體積流量和直接注入天然氣管道的氫氣體積流量之和，如式（15）所示；②用氫單元消耗的氫氣體積流量應(yīng)與儲氫單元采出的氫氣體積流量保持平衡，如式（16）所示；③注入HCNGN的氫氣體積流量等于制氫單元直接注入天然氣管道的氫氣體積流量與從儲氫單元采出的氫氣體積流量之和，如式（17）所示。

式中：L為用戶單元的數(shù)量；為t時刻第l個用戶單元中加氫站所需的氫氣體積流量；N為制氫單元、儲氫單元的數(shù)量。

3 UIES低碳優(yōu)化調(diào)度模型

3.1 目標函數(shù)

本文以電-氫-HCNG 耦合的UIES 日內(nèi)經(jīng)濟調(diào)度成本F最小為目標，目標函數(shù)如下：

式中：Cop為UIES 的運行維護成本；Cp為懲罰成本；Cdr為用戶單元需求響應(yīng)成本；Ct為系統(tǒng)碳排放成本。各成本的表達式見附錄A式（A1）—（A8）。

3.2 系統(tǒng)及元件運行約束

3.2.1 城市配電網(wǎng)運行約束

計及城市配電網(wǎng)中電解水裝置用電、火電機組出力、風(fēng)電場和光伏電站實際出力、用戶單元購電以及城市配電網(wǎng)的電負荷，城市配電網(wǎng)需滿足電功率平衡，具體如式（19）所示。

式中：G為火電機組的數(shù)量；Pg，t為t時刻第g臺火電機組的出力；W為風(fēng)電場的總數(shù)；Pw，t為t時刻第w座風(fēng)電場的實際出力；V為光伏電站的總數(shù)；Pv，t為t時刻第v座光伏電站的實際出力為t時刻第l個用戶單元向城市配電網(wǎng)的購電功率；Lud，t為t時刻城市配電網(wǎng)的電負荷。

城市配電網(wǎng)中火電機組、風(fēng)電場和光伏電站的運行約束見附錄A式（A9）—（A11）。

3.2.2 HCNGN運行約束

HCNGN 運行約束包括管道流量與節(jié)點氣壓約束、節(jié)點能量與組分平衡約束［22］、氣源供氣流量約束與壓縮機約束。各約束的表達式見附錄A 式（A12）—（A20）。

3.2.3 用戶單元需求響應(yīng)

用戶單元需求響應(yīng)主要考慮電負荷的需求響應(yīng)，即電負荷削減與調(diào)度周期內(nèi)時間維度上的電負荷轉(zhuǎn)移。本文冷、熱負荷已轉(zhuǎn)化為電功率形式，故不考慮冷、熱負荷的需求響應(yīng)。

將用戶單元電負荷分為固定電負荷、可削減電負荷和可轉(zhuǎn)移電負荷3 個部分，其中固定電負荷不參加需求響應(yīng)，具體如式（20）所示。

式中：Lus，l，t為t時刻第l個用戶單元的電負荷；L、L和L分別為t時刻第l個用戶單元的固定電負荷、可削減電負荷、可轉(zhuǎn)移電負荷。

用戶單元電負荷中可削減電負荷與可轉(zhuǎn)移電負荷的具體模型見附錄A式（A21）—（A27）。

3.2.4 用戶單元內(nèi)部運行設(shè)備

考慮商業(yè)園區(qū)、工業(yè)園區(qū)及居民小區(qū)3 種不同類型的用戶單元。商業(yè)園區(qū)和居民小區(qū)包含HMGT、光伏機組、電儲能、HFC 等設(shè)備，工業(yè)園區(qū)包含HMGT、光伏機組、電儲能、HFC 等設(shè)備以及冷熱耦合設(shè)備，即電鍋爐、電制冷機、余熱回收鍋爐和吸附式制冷機。本文以工業(yè)園區(qū)為例介紹用戶單元內(nèi)部設(shè)備運行約束。

園區(qū)內(nèi)部設(shè)備運行滿足的冷、熱、電功率平衡約束分別如式（21）—（23）所示。

式中：CEC，t為t時刻電制冷機輸出側(cè)的供冷功率；CAC，t為t時刻吸附式制冷機輸出側(cè)的供冷功率；Cus，t為t時刻園區(qū)內(nèi)部的冷負荷；HRH，t為t時刻余熱回收鍋爐輸出側(cè)的放熱功率；HEH，t為t時刻電鍋爐輸出側(cè)的放熱功率；Hus，t為t時刻園區(qū)內(nèi)部的熱負荷；PHT，t為t時刻HMGT 輸出的電功率；P為t時刻用戶單元向城市配電網(wǎng)的購電功率；PPV，t為t時刻光伏機組的實際出力；PCH，t、PDIS，t分別為t時刻電儲能的充、放電功率；PHFC，t為t時刻HFC 的輸出電功率；PEH，t為t時刻電鍋爐的用電功率；PEC，t為t時刻電制冷機的用電功率；Lus，t為t時刻園區(qū)內(nèi)部的電負荷。

HMGT 為城市配電網(wǎng)與HCNGN 之間的重要耦合設(shè)備，運行模型如下：

式中：ηHT為HMGT 的發(fā)電效率；VHT，t為t時刻HMGT所需的HCNG體積；ξ為t時刻HMGT在HCNGN接入節(jié)點i處的HCNG熱值；PHT，max、PHT，min分別為HMGT的出力上、下限；Qcab，t為t時刻HMGT 的二氧化碳排放量；εNG為天然氣的二氧化碳排放因子。

作為重要的冷-熱-電耦合設(shè)備，HMGT輸出的余熱功率與吸收式制冷機、余熱回收鍋爐的集熱功率需滿足如下平衡條件：

式中：ηRE為HMGT 的余熱輸出效率；HHT，t為t時刻HMGT 輸出的余熱功率；H為t時刻余熱回收鍋爐輸入側(cè)的集熱功率；H為t時刻吸附式制冷機輸入側(cè)的集熱功率。

園區(qū)內(nèi)部光伏機組、電儲能、余熱回收鍋爐、吸附式制冷機、電鍋爐與電制冷機的運行約束見附錄A式（A28）—（A33），HFC運行模型見式（10）—（12）。

3.3 模型總結(jié)與求解

電-氫-HCNG 的UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度模型由式（18）、（A1）—（A8）所示目標函數(shù)與式（1）—（17）、（19）—（28）、（A9）—（A33）所示約束條件構(gòu)成，為混合整數(shù)非線性規(guī)劃模型。本文采用GAMS 42 進行建模，并調(diào)用求解器DICOPT 進行求解。具體實現(xiàn)流程見附錄A圖A1。

4 算例分析

采用某實際10 kV 及以上102 節(jié)點城市配電網(wǎng)和8 節(jié)點HCNGN 對所提模型進行仿真驗證，調(diào)度周期為1 d，步長為1 h，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖見附錄B 圖B1。城市配電網(wǎng)中，節(jié)點15 接有容量為50 MW 的火電機組，節(jié)點27、38分別接有容量為200 MW 的大型風(fēng)電場，節(jié)點20、45分別接有容量為80 MW 的光伏電站，電解水裝置與儲氫單元分別接入節(jié)點20、27、38、45。商業(yè)園區(qū)、工業(yè)園區(qū)和居民小區(qū)3 類用戶單元分別接入節(jié)點24、32、41。HCNGN 中，節(jié)點1、7 為氣源點，節(jié)點3、4 為摻氫點，節(jié)點5 為氣負荷接入點。系統(tǒng)運行參數(shù)見附錄B 表B1、B2，電、氣、冷、熱、氫負荷及風(fēng)電、光伏預(yù)測出力見附錄B 圖B2、B3，分時電價、分時氣價見附錄B圖B4。

4.1 不同場景下系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度結(jié)果對比分析

為驗證所提模型對優(yōu)化UIES 運行的整體效用，設(shè)置3個場景進行對比分析：

1）場景1，UIES不考慮電-氫-HCNG耦合單元；

2）場景2，UIES考慮傳統(tǒng)的電-氣耦合單元；

3）場景3，UIES 考慮電-氫-HCNG 耦合單元，即本文所提模型。

4.1.1 系統(tǒng)運行成本分析

不同場景下系統(tǒng)的運行成本見附錄C 表C1。相比場景1，場景2 與場景3 棄風(fēng)棄光成本分別降低9.32 % 和29.55 %。結(jié)合附錄C 圖C1 所示不同場景下的天然氣網(wǎng)調(diào)度情況可知，場景2 利用氫氣制取甲烷并注入天然氣網(wǎng)，系統(tǒng)78.26 % 的用氣需求由電-氣耦合單元滿足，氣源供氣成本減少了76.94 %，用戶單元燃氣輪機出力成本降低，機組出力增加，用戶單元購電成本降低，系統(tǒng)總成本最低。場景3 考慮了電-氫-HCNG 耦合單元，氫能運行維護成本的大幅增加使得系統(tǒng)總成本增加，但場景3 系統(tǒng)碳排放成本最低。且場景3 制氫單元制取的氫氣一部分注入天然氣管道形成了HCNG，氣源供氣總量相比場景1 減少了2.15 %，氣源供氣成本降低。說明電-氫-HCNG 耦合單元能夠有效降低系統(tǒng)的棄風(fēng)棄光成本，提高系統(tǒng)運行的環(huán)境效益。

4.1.2 系統(tǒng)風(fēng)光消納情況分析

不同場景下的系統(tǒng)風(fēng)光消納情況如圖3 所示?？紤]電制氫后，系統(tǒng)的風(fēng)光利用率η提高。其中，場景2 在天然氣網(wǎng)運行約束與甲烷化裝置反應(yīng)效率影響下，系統(tǒng)氫能利用能力不足，風(fēng)光利用率η較場景1僅提高了2.79 %。場景3風(fēng)光利用率較場景1提高了6.81 %，用氫單元與HCNG 單元的氫能利用需求進一步促進系統(tǒng)消納風(fēng)光出力制取氫氣。

圖3 不同場景下的風(fēng)光消納情況Fig.3 Consumption of wind power and photovoltaics in different cases

進一步，由附錄C 圖C2 所示不同場景下的電解水裝置輸入功率曲線可知，電解水裝置主要運行在（00:00，04:00］、［16:00，24:00］等高風(fēng)電時段，且場景3 中電解水裝置總用電量相較于場景2 增加了380.59 MW·h?？梢姡?氫-HCNG 耦合單元能夠更好地挖掘氫能利用潛力，促進UIES 新能源風(fēng)光大規(guī)模就地消納。

4.1.3 系統(tǒng)碳排放情況分析

不同場景下的系統(tǒng)碳排放情況見附錄C 表C2。相比場景1 和場景2，場景3 系統(tǒng)碳排放總量分別降低了0.47 % 和1.89 %，且系統(tǒng)度電碳排放量最低。這是因為場景3 考慮電制氫與氫能的多元利用，系統(tǒng)部分電負荷由HFC 滿足，而HFC 運行過程中不產(chǎn)生碳排放。且在HCNG 低碳減排特性作用下，用戶單元中HMGT 碳排放量減少。可見，氫能的多元利用有利于減少系統(tǒng)碳排放，實現(xiàn)UIES的低碳調(diào)度。

綜上，對比傳統(tǒng)的電-氣耦合，本文所提電-氫-HCNG 耦合的UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度模型，在提高風(fēng)光利用率、促進系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型方面更具積極作用。

4.2 氫氣產(chǎn)生與利用情況分析

為研究所提模型下用氫單元對氫氣產(chǎn)生與利用情況的影響，設(shè)置2個場景進行對比分析：

1）場景4，電-氫-HCNG 耦合單元中不考慮用氫單元；

2）場景5，電-氫-HCNG 耦合單元中考慮用氫單元，即本文所提模型。

不同場景下的氫氣產(chǎn)生與利用情況如圖4 所示。由圖4（b）可知：在調(diào)度周期內(nèi)，系統(tǒng)84.27 % 的氫氣用于供給加氫站的氫負荷，5.4 % 的氫氣用于HFC 發(fā)電，0.63 % 的氫氣注入天然氣管道，其余氫氣儲存在儲氫罐中。這說明用氫單元中氫負荷用氫是促進風(fēng)光消納的主要途徑。對比圖4（a），當(dāng)系統(tǒng)不考慮用氫單元時，電解水裝置總制氫量減少，為考慮用氫單元后的31.52 %。在調(diào)度周期內(nèi)，系統(tǒng)僅有0.67 % 的氫氣注入天然氣管道形成HCNG，其余氫氣注入儲氫罐中儲存。可見，系統(tǒng)電解水裝置的制氫總量與用氫單元的用氫需求密切相關(guān)，用氫單元不僅能夠促進系統(tǒng)消納風(fēng)光，還能增加注入天然氣管道的氫氣總量。

圖4 不同場景下的氫氣產(chǎn)生與利用情況Fig.4 Hydrogen generation and utilization in different cases

進一步觀察各個時刻下系統(tǒng)的制氫總量與耗氫總量發(fā)現(xiàn)，儲氫單元可在系統(tǒng)氫氣富余時儲存氫氣，在系統(tǒng)氫氣不足時采出氫氣，能夠有效平衡系統(tǒng)氫氣的制取與消納，實現(xiàn)對氫氣的靈活調(diào)度。

4.3 用戶單元優(yōu)化調(diào)度結(jié)果分析

4.3.1 用戶單元多能流優(yōu)化結(jié)果分析

本文用戶單元計及園區(qū)內(nèi)部冷、熱、電等多種能量形式的平衡。其中商業(yè)園區(qū)和居民小區(qū)能量形式簡單，以電能流為主進行內(nèi)部優(yōu)化；工業(yè)園區(qū)能量形式豐富，以冷、熱、電能流為主進行多能協(xié)調(diào)優(yōu)化。本文所提模型用戶單元的多能流優(yōu)化結(jié)果如附錄C圖C3所示。

由圖C3（a）—（c）的電功率平衡結(jié)果可知，向上級配電網(wǎng)購電為用戶單元的主要電能來源，用戶單元內(nèi)部光伏機組全額消納。受天然氣價格與氣源供氣成本影響，HMGT 發(fā)電成本高。商業(yè)園區(qū)與居民小區(qū)用電負荷水平低，HMGT 多數(shù)時刻處于最小出力狀態(tài)。工業(yè)園區(qū)用電負荷水平較高，且工業(yè)園區(qū)HMGT 在平衡系統(tǒng)電功率的同時，需平衡系統(tǒng)冷、熱功率，實現(xiàn)園區(qū)內(nèi)部多能耦合，因此HMGT出力較商業(yè)園區(qū)與居民小區(qū)多。受分時電價激勵，各用戶單元內(nèi)部儲能在負荷低谷時刻充電，在負荷高峰時刻放電，儲能在實現(xiàn)峰谷套利的同時也具有削峰填谷、平緩用電壓力的作用。HFC則主要在用戶單元負荷水平高的時刻出力，以進一步平衡系統(tǒng)的用電功率。

由圖C3（d）—（e）的工業(yè)園區(qū)冷功率、熱功率平衡結(jié)果可知，工業(yè)園區(qū)冷、熱負荷主要由電制冷機與電鍋爐滿足。HMGT 作為冷-熱-電功率平衡的重要耦合設(shè)備，發(fā)電過程中產(chǎn)生的余熱可由余熱回收鍋爐和吸附式制冷機收集利用。由于余熱回收鍋爐的運行維護成本高于吸附式制冷機，因此吸附式制冷機的集熱功率大于余熱回收鍋爐。當(dāng)吸附式制冷機、余熱回收鍋爐供冷、供熱不足時，電制冷機與電鍋爐進一步利用光伏機組、儲能及HFC 提供的電能進行制冷、制熱，當(dāng)電能不足時，需向上級配電網(wǎng)購電以維持運行狀態(tài)?？梢?，工業(yè)園區(qū)內(nèi)部實現(xiàn)了不同能量形式之間的協(xié)調(diào)轉(zhuǎn)化。

4.3.2 用戶單元需求響應(yīng)情況分析

為研究本文所提模型用戶單元需求響應(yīng)情況，設(shè)置2個場景進行對比分析：

1）場景6，用戶單元不考慮需求響應(yīng)；

2）場景7，用戶單元考慮需求響應(yīng)，即本文所提模型。

用戶單元考慮需求響應(yīng)前、后的電能量優(yōu)化調(diào)度結(jié)果見附錄C 表C3?？紤]電負荷需求響應(yīng)后，商業(yè)園區(qū)、工業(yè)園區(qū)以及居民小區(qū)的總負荷分別削減了8.10 %、2.19 % 和5.30 %，商業(yè)園區(qū)、居民小區(qū)的用戶購電量相應(yīng)減少。受冷-熱-電功率平衡的影響，需求響應(yīng)前、后，工業(yè)園區(qū)用單元的購電量變化較小。進一步對比發(fā)現(xiàn)，場景7系統(tǒng)總成本較場景6減少了0.14萬元，碳排放成本減少了0.01萬元，系統(tǒng)碳排放量減少了0.19 t，說明用戶單元需求響應(yīng)起到促進系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行的作用。

圖5為場景7用戶單元參與需求響應(yīng)前、后的電負荷變化情況?？上鳒p電負荷在用電高峰時段有一定削減，且削減量在合理范圍內(nèi)，部分可轉(zhuǎn)移電負荷在負荷高峰時段轉(zhuǎn)移至［01:00，09:00］、［20:00，24:00］等風(fēng)光出力高的負荷低谷時段?？梢?，本文所提模型下，用戶單元通過價格信號參與需求響應(yīng)，實現(xiàn)了高峰時段的電負荷削減與轉(zhuǎn)移，起到了明顯的削峰填谷作用，有利于促進新能源消納。

圖5 場景7用戶單元需求響應(yīng)調(diào)度結(jié)果Fig.5 Scheduling results of demand response of user units in Case 7

4.3.3 用戶單元碳排放情況分析

基于4.1節(jié)設(shè)置的場景，以工業(yè)園區(qū)為例進行分析，其碳排放情況見附錄C 圖C4。場景2 工業(yè)園區(qū)碳排放總量與度電碳排放量最高，這是因為工業(yè)園區(qū)燃氣輪機發(fā)電成本下降，機組出力增加，園區(qū)耗氣產(chǎn)生的碳排放量較場景1 增加了0.919 t。場景3 園區(qū)內(nèi)燃氣輪機為HMGT，且園區(qū)內(nèi)部含HFC，HFC 發(fā)電消耗氫氣，不產(chǎn)生碳排放，相比場景1，園區(qū)碳排放總量減少了17.23 %?？梢姡啾葌鹘y(tǒng)燃氣輪機供電，天然氣管道摻氫生成HCNG 并供給HMGT 燃燒出力可減少用戶單元的碳排放，促進用戶低碳轉(zhuǎn)型。

4.4 HCNG熱值變化與摻氫比上限影響分析

4.4.1 HCNG熱值變化影響分析

為說明考慮HCNGN 各節(jié)點熱值變化的必要性、研究HCNG 熱值變化對調(diào)度結(jié)果的影響，本節(jié)針對氫氣注入天然氣網(wǎng)后各節(jié)點HCNG 熱值的不同計算方式，設(shè)置3個場景進行對比分析：

1）場景8，假設(shè)HCNG熱值為天然氣高熱值；

2）場景9，假設(shè)各時段氫氣在氣網(wǎng)中混合均勻，即HCNGN各節(jié)點熱值相同；

3）場景10，假設(shè)HCNGN 各節(jié)點熱值不同，按式（14）計算HCNG熱值，即本文所提模型。

不同場景下節(jié)點3的熱值變化結(jié)果如圖6所示。其中，場景8 在13:00 節(jié)點3 處熱值與場景10 相比差8.07 %。場景9 假設(shè)HCNGN 各節(jié)點處熱值相同，導(dǎo)致13:00節(jié)點3處HCNG熱值與場景10相比差6.82 %。進一步觀察發(fā)現(xiàn)，02:00 節(jié)點3 處的HCNG 熱值為36.02 MJ／m3，但此時節(jié)點3 處摻氫比為0.001 54，實際HCNG 熱值應(yīng)為36.40 MJ／m3，可見，受其他節(jié)點熱值影響，節(jié)點3 處HCNG 熱值偏高。在［05:00，08:00］等沒有氫氣注入的時段，3 個場景下節(jié)點3 處HCNG熱值相同。

圖6 不同場景下節(jié)點3的熱值變化結(jié)果Fig.6 Heat value results at Bus 3 in different cases

不同場景下系統(tǒng)的運行成本見附錄C 表C4。場景8 假設(shè)下電解水裝置制取的氫氣全部供給用氫單元，系統(tǒng)氣負荷需求僅由天然氣滿足，氣源供氣成本高，系統(tǒng)總成本較場景10 增加了3.06 萬元。場景9 假設(shè)下部分節(jié)點熱值較實際偏高，系統(tǒng)滿足相同能量氣負荷所需的天然氣體積減少，氣源供氣成本下降，總成本較場景10 減少了0.19 萬元。進一步對比發(fā)現(xiàn)，場景10 的系統(tǒng)棄風(fēng)棄光成本與碳排放成本最低。這說明考慮HCNGN 節(jié)點熱值變化的優(yōu)化調(diào)度模型能夠有效提高系統(tǒng)風(fēng)光利用率，降低系統(tǒng)碳排放量。

綜上，考慮HCNG 熱值變化能夠有效反映HCNGN 各節(jié)點熱值的實際情況，且本文所提熱值計算方式下的UIES 調(diào)度模型在促進系統(tǒng)新能源消納、減少碳排放方面更為有效。

4.4.2 摻氫比上限影響分析

為研究天然氣管道摻氫比上限對調(diào)度結(jié)果的影響，設(shè)置4個場景進行對比分析：

1）場景11，摻氫比上限為5 %；

2）場景12，摻氫比上限為10 %，即本文所提模型；

3）場景13，摻氫比上限為15 %；

4）場景14，摻氫比上限為20 %。

不同場景下系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度結(jié)果見附錄C 表C5。隨著摻氫比上限的提高，系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度總成本減少，風(fēng)光利用率提高，氫氣注入總量增加，氣源供氣量減少，碳排放量減少。對比場景11，場景14 系統(tǒng)總成本減少了0.53% ，注入天然氣網(wǎng)的氫氣在制氫總量中的占比增加了1.26 %，系統(tǒng)風(fēng)光利用率提高了0.3 %，碳排放量減少了7.22 t?？梢姡岣邠綒浔壬舷抻欣谔岣唢L(fēng)光利用率，減少系統(tǒng)碳排放，促進HCNG 技術(shù)對氫能的利用。進一步，計算HCNG 碳減排系數(shù)［4］，由計算結(jié)果可知，隨著摻氫比上限的不斷增大，HCNG 碳減排系數(shù)由0.002 5 kg／m3增加為0.014 9 kg／m3，增大了4.96 倍，HCNG 碳減排的能力大幅提高。綜上，對于電-氫-HCNG 耦合的UIES，增大摻氫比上限能夠有效降低運行成本，提升新能源消納水平，促進電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型。

調(diào)度周期內(nèi)，HCNGN 節(jié)點1及節(jié)點7為氣源點，注入傳統(tǒng)天然氣，節(jié)點摻氫比為0；節(jié)點6 為氣負荷節(jié)點，因節(jié)點無用氣需求，摻氫比為0；HCNGN 其余節(jié)點的摻氫比變化曲線見附錄C 圖C5?？梢?，不同的摻氫比上限會顯著影響HCNGN 節(jié)點的氫氣注入情況，且考慮HCNG 的組分追蹤之后，摻氫比上限與HCNG 中摻氫比的關(guān)系呈非線性而非正比例?？紤]到HCNG熱值計算模型與摻氫比有關(guān)，本文以節(jié)點8為例，進一步分析摻氫比上限對HCNGN 節(jié)點熱值的影響，結(jié)果如圖7所示。

圖7 不同場景下節(jié)點8的熱值變化結(jié)果Fig.7 Heat value results at Bus 8 in different cases

場景11 — 14 下，HCNG 熱值的最小值分別為34.62、32.80、30.97、29.15 MJ／m3。依據(jù)GB 17820 —2018《天然氣》中的相關(guān)標準，場景11 下的HCNG熱值符合一類天然氣的熱值標準（熱值大于等于34.00 MJ／m3）；場景12 下，［00：00，02：00］等時段的HCNG熱值低于34.00 MJ／m3，但仍符合二類天然氣的熱值標準（熱值大于等于31.40 MJ／m3）；隨著摻氫比上限的進一步增加，HCNG熱值下降，場景13和場景14 下的HCNG 熱值低于31.40 MJ／m3，已不符合二類天然氣的熱值標準［21］。由此可知，雖然提高摻氫比上限能夠進一步促進UIES 低碳經(jīng)濟運行，但當(dāng)摻氫比上限為15 % 以及20 % 時，存在節(jié)點HCNG熱值降低的情況，對天然氣系統(tǒng)的安全運行提出了更高的要求。

5 結(jié)論

針對新能源大規(guī)模并網(wǎng)產(chǎn)生的棄風(fēng)棄光問題，本文計及電制氫技術(shù)、HCNG 技術(shù)、氫能綜合利用單元，并考慮用戶單元需求響應(yīng)，建立一體化源-網(wǎng)-荷-氫協(xié)同優(yōu)化框架下電-氫-HCNG 耦合的UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度模型，得到結(jié)論如下。

1）通過考慮電制氫技術(shù)、HCNG 技術(shù)以及需求響應(yīng)技術(shù)，電-氫-HCNG 耦合的UIES 風(fēng)光利用率提高了6.81 %，碳排放總量減少了1.89 %。說明本文所提模型能夠有效提高系統(tǒng)清潔能源的消納水平，減少整個能源系統(tǒng)的碳足跡。

2）電-氫-HCNG 耦合單元借助電解水制氫、HFC發(fā)電、加氫站用氫、HCNG 等技術(shù)路線，參與UIES 的優(yōu)化運行，代替系統(tǒng)火電機組、氣源等承擔(dān)部分用電、用氣需求，提升了系統(tǒng)運行經(jīng)濟性、靈活性和低碳性。

3）通過將本文所提的電-氫-HCNG 耦合的UIES與傳統(tǒng)的電-氣耦合的UIES 的對比分析發(fā)現(xiàn)，雖然氫能利用帶來了額外的儲氫成本與運行成本，但本文所提能源利用技術(shù)路線和優(yōu)化模型在提升系統(tǒng)風(fēng)光消納能力、減少碳排放等方面具有顯著優(yōu)勢。

4）對于UIES 優(yōu)化調(diào)度，本文所提模型可有效實現(xiàn)用戶單元內(nèi)部多能耦合互補，提升綜合能源利用率。同時考慮在天然氣管道中摻入氫氣并供給HMGT 燃燒出力可減少用戶單元碳排放，實現(xiàn)用戶側(cè)低碳轉(zhuǎn)型。

5）通過不同場景下的HCNG 熱值變化與摻氫比上限影響分析，說明在UIES 低碳優(yōu)化調(diào)度中考慮HCNG 熱值變化、摻氫比限制等因素具有實際意義，所得結(jié)果可以為實際工程最大摻氫比的設(shè)定、HCNG 熱值計算、含氫氣注入的天然氣系統(tǒng)運行提供參考。

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