基于可分離熱電燃?xì)廨啓C(jī)模型的電-氣-熱聯(lián)合系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行研究

黃海濤，林建, 查俊吉

(上海電力大學(xué) 電氣工程學(xué)院，上海 200090)

0 引 言

隨著世界環(huán)境問(wèn)題和能源危機(jī)的凸顯，發(fā)展清潔可再生能源以及提高能源利用率已成為世界各國(guó)研究的熱點(diǎn)問(wèn)題。電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)(Integrated Power、Gas And Heat Energy Systems，IPGHES)近年來(lái)得到了廣泛關(guān)注，與傳統(tǒng)能源系統(tǒng)相比，IPGHES具有較高的能源利用效率，是能源互聯(lián)網(wǎng)的重要載體。

熱電聯(lián)產(chǎn)(Combined Heat and Power，CHP)是當(dāng)前IPGHES的主要耦合設(shè)備，提高CHP運(yùn)行靈活性，并利用氣、熱形式豐富的儲(chǔ)能設(shè)備，能夠增強(qiáng)IPGHES對(duì)風(fēng)電等間歇性清潔能源的消納[1-5]。故基于CHP的IPGHES的優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行成為了研究熱點(diǎn)[6-8]。為此，文獻(xiàn)[9-11]建立了含儲(chǔ)熱設(shè)備的CHP與風(fēng)電聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度模型；文獻(xiàn)[12]則在系統(tǒng)中加裝電熱鍋爐和儲(chǔ)熱罐 ；文獻(xiàn)[13-15]通過(guò)熱回收循環(huán)，解耦熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電輸出，增強(qiáng)CHP電力輸出能力。電轉(zhuǎn)氣(Power to Gas, P2G)技術(shù)配合儲(chǔ)氣庫(kù)存儲(chǔ)，可以進(jìn)一步增強(qiáng)系統(tǒng)對(duì)風(fēng)電功率波動(dòng)的平抑，文獻(xiàn)[16-18]研究了考慮電轉(zhuǎn)氣的IPGHES調(diào)度運(yùn)行問(wèn)題。然而，以上研究中所采用的CHP模型，多采用固定熱電比運(yùn)行方式，難以同時(shí)協(xié)調(diào)最優(yōu)電熱出力以滿足系統(tǒng)負(fù)荷需求[19-21]；鮮有考慮天然氣管網(wǎng)損耗對(duì)IPGHES系統(tǒng)調(diào)度運(yùn)行的影響。

因此，文章以解耦CHP電熱輸出入手，提出一種可分離熱電CHP機(jī)組運(yùn)行模型。在分別對(duì)電網(wǎng)和含天然氣網(wǎng)損的氣網(wǎng)建模基礎(chǔ)上，考慮P2G技術(shù)，構(gòu)建IPGHES運(yùn)行調(diào)度模型。在系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度決策中充分考慮天然氣網(wǎng)損對(duì)系統(tǒng)安全運(yùn)行的影響，利用可分離熱電CHP機(jī)組靈活輸出特性和P2G消納富余風(fēng)電，使系統(tǒng)整體運(yùn)行成本得以降低。

1 電氣熱綜合能源系統(tǒng)建模

1.1 天然氣系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)模型

在研究綜合能源系統(tǒng)的混合能量潮流時(shí)，考慮到電、氣、熱系統(tǒng)具有不同的時(shí)間常數(shù)，暫態(tài)耦合過(guò)程較為復(fù)雜，通常天然氣網(wǎng)絡(luò)和熱力網(wǎng)采用動(dòng)態(tài)模型進(jìn)行求解。而在調(diào)度運(yùn)行分析中，模型所考慮的時(shí)間尺度較大，暫態(tài)過(guò)程可以忽略，因此采用天然氣系統(tǒng)的穩(wěn)態(tài)分析模型。

1.1.1 天然氣管網(wǎng)數(shù)學(xué)模型

天然氣在管道中穩(wěn)態(tài)流動(dòng)的一般流動(dòng)方程可由伯努利方程推導(dǎo)而來(lái)。假設(shè)氣體在管網(wǎng)中的流動(dòng)中動(dòng)能變化忽略不計(jì)、忽略氣體通過(guò)管壁向周圍介質(zhì)的傳熱(恒溫)、氣體壓縮系數(shù)為常數(shù)，則流動(dòng)方程為：

(1)

式中p1為管道首端壓力；p2為管道末端壓力；C為常數(shù)，其值與管段半徑有關(guān)；pn為絕對(duì)壓力；Tn為絕對(duì)溫度；f為管道摩阻因子；S為氣體相對(duì)密度；L為管段長(zhǎng)度；T為氣體溫度；Z為壓縮系數(shù)；D為管道內(nèi)徑；Qn為管段流量。

1.1.2 天然氣管道輸損計(jì)算模型

天然氣管道輸送損耗是指天然氣在管道傳輸過(guò)程中管道進(jìn)銷氣量與管存量之間的差值[22-23]，以下簡(jiǎn)稱管道輸損。可描述為：

ΔQl=Qin+Ql1-(Qout+Ql2)

(2)

式中ΔQl為管道輸損；Qin為管段輸入流量；Ql1為期初管存量；Qout為管段輸出流量；Ql2為期末管存量。

天然氣管道輸損是由于天然氣在流動(dòng)過(guò)程中會(huì)與管道內(nèi)壁之間產(chǎn)生粘滯損失和牽引損失[24-25]。它主要取決于管壁摩阻因子。管壁摩阻因子的計(jì)算公式為：

(3)

(4)

式中Re為雷諾數(shù)；ν為天然氣流速；ρ為天然氣密度；μ為動(dòng)力粘度系數(shù)。

在計(jì)算系統(tǒng)附加損耗時(shí)，常常引入效率因子[10]。將效率因子Ei引入到一般流動(dòng)方程中可得：

(5)

1.1.3 儲(chǔ)氣庫(kù)模型

在天然氣系統(tǒng)中設(shè)置儲(chǔ)氣庫(kù)可在時(shí)空上調(diào)節(jié)天然氣氣源的出力，并提高供氣可靠性。當(dāng)用氣負(fù)荷達(dá)到高峰時(shí)，儲(chǔ)氣庫(kù)可作為氣源點(diǎn)，保證天然氣負(fù)荷需求；在負(fù)荷降到低谷時(shí)，儲(chǔ)氣庫(kù)可作為負(fù)荷，消納儲(chǔ)存天然氣。儲(chǔ)氣庫(kù)的數(shù)學(xué)模型可表示為：

Si,t=Si,t-1+υt·Si,in,t-(1-υt)·Si,out,t

(6)

式中Si,t表示儲(chǔ)氣庫(kù)i在t時(shí)刻的儲(chǔ)氣總量；υt表示儲(chǔ)氣庫(kù)的運(yùn)行狀態(tài)，考慮儲(chǔ)氣庫(kù)同一時(shí)刻只能運(yùn)行在進(jìn)氣或者出氣其中一鐘方式，υt取1表示進(jìn)氣，υt取0表示出氣。Si,in,t表示儲(chǔ)氣庫(kù)i在t時(shí)刻的進(jìn)氣量，Si,out,t表示儲(chǔ)氣庫(kù)i在t時(shí)刻的出氣量，儲(chǔ)氣庫(kù)運(yùn)行時(shí)應(yīng)滿足如下約束條件：

Si·min≤Si,t≤Si·max

(7)

0≤Si,in≤Sin·max

(8)

0≤Si,out≤Sout·max

(9)

式中Si·min、Si·max分別為儲(chǔ)氣庫(kù)儲(chǔ)氣量的上下限；Sin·max、Sout·max分別為儲(chǔ)氣庫(kù)進(jìn)、出氣量上限。

1.1.4 天然氣壓縮機(jī)站模型

當(dāng)天然氣在管道內(nèi)運(yùn)輸時(shí)，由于摩擦阻力，氣體將損失部分初始能量并導(dǎo)致壓力損失，這部分損失將由安裝在壓縮機(jī)站的壓縮機(jī)來(lái)補(bǔ)償。反之在低壓配氣側(cè)則需要降低天然氣的壓力，以滿足負(fù)荷要求。根據(jù)運(yùn)行方式的不同，壓縮機(jī)可分為不同種類?？紤]實(shí)際應(yīng)用情況以及模型求解，采用原動(dòng)機(jī)為電動(dòng)機(jī)的往復(fù)式壓縮機(jī)，模型為：

(10)

式中pcp為原動(dòng)機(jī)消耗功率；η為多變指數(shù)；p1、p2分別為首端和末端壓力；φ為壓縮機(jī)總效率。

1.2 電力系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)模型

電力系統(tǒng)采用極坐標(biāo)形式的交流潮流穩(wěn)態(tài)模型，節(jié)點(diǎn)功率平衡方程為：

(11)

式中Pi和Qi分別為節(jié)點(diǎn)i的有功功率和無(wú)功功率；Gij和Bij分別為支路ij的電導(dǎo)和電納；θij為節(jié)點(diǎn)i和節(jié)點(diǎn)j的電壓相角差。

1.3 耦合系統(tǒng)模型

1.3.1 可分離熱電燃?xì)廨啓C(jī)模型

基于天然氣的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，是現(xiàn)今綜合能源系統(tǒng)最核心的耦合運(yùn)行方式。根據(jù)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組輸出熱電比是否可調(diào)節(jié)，可將其分為固定熱電比機(jī)組和可分離熱電機(jī)組。固定熱電比機(jī)組往往實(shí)行“以熱定電”模式，其供電出力受供熱出力限制，導(dǎo)致電力系統(tǒng)的調(diào)峰能力受到限制，并進(jìn)一步制約了綜合能源系統(tǒng)中風(fēng)電的消納。因此，采用可分離熱電機(jī)組作為綜合能源系統(tǒng)的關(guān)鍵耦合元件，并使用多面體可行操作區(qū)域中的凸極點(diǎn)組合來(lái)描述可分離熱電機(jī)組的發(fā)電功率和產(chǎn)熱功率，表示為：

(12)

(13)

(14)

1.3.2 電轉(zhuǎn)氣

P2G技術(shù)是利用富余電能將水電解產(chǎn)生氫氣或者甲烷的過(guò)程。由于當(dāng)前并無(wú)氫氣傳輸網(wǎng)絡(luò)，因此文中P2G特指利用電能產(chǎn)生甲烷的過(guò)程。電轉(zhuǎn)氣的過(guò)程可由如下化學(xué)方程式表示：

(15)

圖1 CHP機(jī)組功率輸出Fig.1 CHP unit power output

P2G的完整化學(xué)反應(yīng)綜合能量轉(zhuǎn)換效率約為45%～60%[8]，數(shù)學(xué)模型表示為：

(16)

1.3.3 燃?xì)忮仩t

在系統(tǒng)中，熱負(fù)荷由CHP機(jī)組和燃?xì)忮仩t共同承擔(dān)，鍋爐模型表示為：

(17)

2 考慮P2G及儲(chǔ)氣的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

綜合考慮電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)的安全運(yùn)行約束，以電氣熱綜合能源系統(tǒng)總運(yùn)行成本最低為優(yōu)化目標(biāo)。為促進(jìn)風(fēng)電的消納，將棄風(fēng)成本考慮進(jìn)系統(tǒng)總運(yùn)行成本中。故目標(biāo)函數(shù)表示為：

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

(24)

2.2 約束條件

2.2.1 電力子系統(tǒng)約束

(1)節(jié)點(diǎn)功率平衡約束

(25)

(2)機(jī)組發(fā)電容量限制約束

Pi,min≤Pi,t≤Pi,max?i∈G

(26)

式中Pi,min和Pi,max分別為機(jī)組的有功出力上下限。

(3)機(jī)組爬坡約束

-Rd≤Pi,t-Pi,t-1≤Ru

(27)

式中Rd和Ru分別為機(jī)組的向下爬坡速率與向上爬坡速率。

(4)機(jī)組啟停時(shí)間約束

(28)

(29)

式中ui,t為機(jī)組i在t時(shí)刻的運(yùn)行狀態(tài)，1為啟動(dòng)，0為停機(jī)；TS和TO分別為機(jī)組最小關(guān)停/開(kāi)機(jī)時(shí)間。

(5)支路潮流約束

|Pij,t|≤Pijmax

(30)

式中Pijmax為支路i-j潮流上限。

2.2.2 天然氣子系統(tǒng)約束

由式(5)可知，天然氣管網(wǎng)流量損耗將導(dǎo)致節(jié)點(diǎn)壓力的下降，因而在天然氣系統(tǒng)約束中加入管網(wǎng)流量損失。

(1)節(jié)點(diǎn)氣流量平衡約束

對(duì)于天然氣節(jié)點(diǎn)i,其滿足流入流量等于流出流量，表示為：

(31)

(2)天然氣管道流量約束

|Qij|≤Qij_max

(32)

式中Qij為流過(guò)管道i-j的流量；Qij_max為管道流量上限。

(3)節(jié)點(diǎn)壓力約束

(33)

2.2.3 耦合系統(tǒng)約束

(1)CHP機(jī)組出力約束

hmin≤hi,t≤hmax

(34)

(35)

(2)P2G機(jī)組約束

QP2Gmin≤QP2G,i,t≤QP2Gmax

(36)

式中QP2Gmin和QP2Gmax分別為P2G機(jī)組的產(chǎn)氣下限和上限。

(3)加壓站運(yùn)行約束

(37)

(4)燃?xì)忮仩t約束

(38)

3 算例分析

3.1 算例描述

以IEEE 30節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)和比利時(shí)20節(jié)點(diǎn)天然氣系統(tǒng)耦合形成電氣熱聯(lián)合系統(tǒng)為案例，應(yīng)用IBM大規(guī)模非線性優(yōu)化軟件CPLEX，設(shè)計(jì)三個(gè)場(chǎng)景開(kāi)展系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行計(jì)算，驗(yàn)證分析可分離熱電CHP模型與P2G對(duì)IPGHES運(yùn)行的影響。

3.1.1 IPGHES系統(tǒng)描述

該系統(tǒng)由IEEE 30節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)和比利時(shí)20節(jié)點(diǎn)天然氣系統(tǒng)[22]耦合而成。其中，電力系統(tǒng)包括6臺(tái)發(fā)電機(jī)組、30個(gè)節(jié)點(diǎn)和41條支路，總裝機(jī)容量為480 MW；天然氣系統(tǒng)包括2個(gè)氣源點(diǎn)、4個(gè)儲(chǔ)氣庫(kù)、20個(gè)節(jié)點(diǎn)、21條燃?xì)夤艿篮?臺(tái)加壓站。

系統(tǒng)中耦合情況為：電力系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)1、2通過(guò)燃?xì)廨啓C(jī)與天然氣系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)Gent、Namur和熱力網(wǎng)連接；位于電力系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)11的風(fēng)電場(chǎng)與天然氣系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)Loenhout儲(chǔ)氣庫(kù)通過(guò)P2G相連(需要說(shuō)明的是，為最大限度消納風(fēng)電和防止天然氣管道阻塞或運(yùn)行越限，電轉(zhuǎn)氣所產(chǎn)生天然氣并非直接注入天然氣管道，而是暫存于儲(chǔ)氣設(shè)施)；天然氣系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)Mons通過(guò)燃?xì)忮仩t與熱力網(wǎng)相連。

3.1.2 場(chǎng)景設(shè)計(jì)

在IPGHES優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行研究中取24 h為一個(gè)運(yùn)行周期，以1 h為一個(gè)運(yùn)行時(shí)段。一個(gè)周期內(nèi)電、氣、熱負(fù)荷和風(fēng)電場(chǎng)出力預(yù)測(cè)如圖2所示。

圖 2 電、氣、熱負(fù)荷和風(fēng)電預(yù)測(cè)出力Fig.2 Prediction of wind power output and load of electricity, natural gas and heat

以不同CHP機(jī)組、是否含P2G，設(shè)計(jì)了三種場(chǎng)景，以最優(yōu)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行為目標(biāo)，計(jì)算該IPGHES系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行策略并比對(duì)分析。三種場(chǎng)景為：

(1)場(chǎng)景一。CHP采用固定熱電比運(yùn)行模式，不含P2G設(shè)備；

(2)場(chǎng)景二。CHP采用可分離熱電機(jī)組模型，不含P2G設(shè)備；

(3)場(chǎng)景三。CHP采用可分離熱電機(jī)組模型，并設(shè)置P2G及儲(chǔ)氣設(shè)施。

3.2 IPGHES優(yōu)化調(diào)度結(jié)果分析

3.2.1 天然氣網(wǎng)絡(luò)損耗對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的影響

選取系統(tǒng)08:00時(shí)，分別在考慮網(wǎng)損及不考慮網(wǎng)損的方式下計(jì)算天然氣系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)壓力，計(jì)算結(jié)果如圖3所示?？紤]網(wǎng)損的運(yùn)行模式相較未考慮網(wǎng)損的運(yùn)行模式，節(jié)點(diǎn)壓力在遠(yuǎn)離氣源點(diǎn)時(shí)，呈現(xiàn)出較大偏差，其中節(jié)點(diǎn)20的壓力偏差最高達(dá)到了1.33 bar，已造成天然氣系統(tǒng)越節(jié)點(diǎn)壓力下限運(yùn)行。由此可見(jiàn)，在實(shí)際運(yùn)行情況中，若忽略天然氣網(wǎng)絡(luò)損耗，極易產(chǎn)生節(jié)點(diǎn)越限運(yùn)行的安全問(wèn)題，導(dǎo)致優(yōu)化結(jié)果與實(shí)際不符。而在低壓短距離配氣網(wǎng)中，損失偏差較小，對(duì)IPGHES的運(yùn)行優(yōu)化結(jié)果影響可忽略不計(jì)。因此，在系統(tǒng)優(yōu)化決策中將天然氣管網(wǎng)損耗列入系統(tǒng)運(yùn)行約束條件。

圖3 天然氣系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)壓力Fig.3 Node pressure of natural gas system

3.2.2 IPGHES在不同場(chǎng)景下的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果分析

三種場(chǎng)景下系統(tǒng)的棄風(fēng)量、棄風(fēng)成本、用氣成本、火電機(jī)組發(fā)電成本和綜合運(yùn)行成本如表1所示。系統(tǒng)在采用CHP熱電分離運(yùn)行模式后，綜合成本較以熱定電模式減少了7.5%；在加入P2G及儲(chǔ)氣庫(kù)后，系統(tǒng)棄風(fēng)量大大減少，綜合運(yùn)行成本降低了11.8%。不同場(chǎng)景下棄風(fēng)量、各個(gè)設(shè)備的發(fā)電、發(fā)熱和產(chǎn)氣情況如圖4～圖6所示。

表1 不同場(chǎng)景優(yōu)化結(jié)果Tab.1 Optimal results of different scenarios

圖4 場(chǎng)景一下發(fā)電和供熱出力Fig.4 Power generation and heat outputs in scenario 1

圖5 場(chǎng)景二下發(fā)電和供熱出力Fig.5 Power generation and heat outputs in scenario 2

圖6 場(chǎng)景三下發(fā)電和供熱出力Fig.6 Power generation and heat outputs in scenario 3

(1)可分離熱電燃?xì)廨啓C(jī)模型分析

分析對(duì)比圖4～圖6可知，在01:00～07:00，電力負(fù)荷處于低谷時(shí)段，熱力負(fù)荷處于高峰時(shí)段，運(yùn)行成本相對(duì)低廉的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供應(yīng)大部分用電負(fù)荷和熱負(fù)荷。在場(chǎng)景一以熱定電運(yùn)行模式下，CHP機(jī)組發(fā)電出力受發(fā)熱出力限制，在系統(tǒng)用電負(fù)荷達(dá)到高峰時(shí)恰好處于熱負(fù)荷低谷，此時(shí)CHP機(jī)組發(fā)熱量減少，導(dǎo)致發(fā)電出力隨之減少，系統(tǒng)中火電機(jī)組大量出力以滿足用電需求。

場(chǎng)景二在01:00～06:00時(shí)，熱力負(fù)荷處于高峰時(shí)段，此時(shí)大量熱力負(fù)荷由CHP機(jī)組供給，不足的部分由燃?xì)忮仩t承擔(dān)，CHP機(jī)組此時(shí)處于“多電多熱”運(yùn)行模式。在10:00～19:00時(shí)，電力負(fù)荷達(dá)到高峰，而熱力負(fù)荷達(dá)到低谷，此時(shí)，火電機(jī)組大量增加出力以滿足負(fù)荷需求，CHP機(jī)組熱力輸出下降，燃?xì)忮仩t增加出力以滿足供熱需求。此時(shí)，CHP機(jī)組處于“多電少熱”運(yùn)行模式。在16:00～20:00，熱力負(fù)荷和電力負(fù)荷同時(shí)達(dá)到高峰，此時(shí)CHP機(jī)組以“多電多熱”模式運(yùn)行。

由此可得，采用可分離熱電燃?xì)廨啓C(jī)模型能夠有效地協(xié)調(diào)CHP機(jī)組的發(fā)電功率和產(chǎn)熱功率，CHP機(jī)組可根據(jù)電力負(fù)荷和熱力負(fù)荷的波動(dòng)，靈活地在可運(yùn)行區(qū)域內(nèi)選擇最合適的運(yùn)行方式，打破了CHP機(jī)組以熱定電模式的局限性，有效地提高了CHP機(jī)組的運(yùn)行效率和靈活性，提高了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

(2)風(fēng)電消納分析

由圖2可見(jiàn)，在01:00～07:00，電力負(fù)荷處于低谷時(shí)段，此時(shí)可用風(fēng)電處于高峰時(shí)段，受限于線路傳輸容量，大量風(fēng)電無(wú)法消納而溢出。分析對(duì)比表1及圖4～圖6，場(chǎng)景二棄風(fēng)量為641.74 MW·h，而考慮了P2G技術(shù)配合儲(chǔ)氣庫(kù)協(xié)同優(yōu)化的場(chǎng)景三卻達(dá)到了零棄風(fēng)。如圖7所示，場(chǎng)景三在風(fēng)電出力高峰時(shí)段通過(guò)P2G將富余的風(fēng)電轉(zhuǎn)化為天然氣存儲(chǔ)到儲(chǔ)氣庫(kù),電轉(zhuǎn)氣在風(fēng)電出力達(dá)到峰值時(shí)開(kāi)始運(yùn)行，同時(shí)儲(chǔ)氣庫(kù)在此時(shí)段處于進(jìn)氣狀態(tài)。在10:00～19:00,電力負(fù)荷達(dá)到高峰，儲(chǔ)氣設(shè)備向天然氣系統(tǒng)輸送天然氣，驅(qū)動(dòng)燃?xì)鈾C(jī)組進(jìn)行發(fā)電，以滿足高峰電力負(fù)荷需求。在20：00之后，風(fēng)電再次達(dá)到高峰，此時(shí)P2G將無(wú)法消納的部分風(fēng)電轉(zhuǎn)為天然氣存入儲(chǔ)氣庫(kù)，以備下一個(gè)周期使用。若選取容量適宜的儲(chǔ)氣設(shè)備，則可達(dá)到對(duì)富余風(fēng)能的100%回收利用，從而減少系統(tǒng)的運(yùn)行成本。算例充分驗(yàn)證了P2G技術(shù)與儲(chǔ)氣庫(kù)協(xié)同優(yōu)化能夠極大地提高IPGHES的風(fēng)電消納能力，并有效降低綜合運(yùn)行成本。

圖7 不同場(chǎng)景下天然氣出力Fig.7 Natural gas outputs under different scenarios

此外，由圖7(a)可見(jiàn),氣源出氣量與天然氣負(fù)荷總需求存在明顯差值，這是由于考慮了天然氣網(wǎng)絡(luò)的管道損耗，這部分損耗在本系統(tǒng)中約占總負(fù)荷的8.5%。

4 結(jié)束語(yǔ)

在電氣熱綜合能源系統(tǒng)的背景下提出采用可分離熱電燃?xì)廨啓C(jī)模型并計(jì)及電轉(zhuǎn)氣技術(shù)，建立了考慮天然氣管網(wǎng)損耗的電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，分析對(duì)比了在不同運(yùn)行場(chǎng)景下的可再生能源的消納情況和綜合運(yùn)行成本，所得結(jié)論如下：

(1)可分離熱電燃?xì)廨啓C(jī)模型能突破傳統(tǒng)以熱定電運(yùn)行模式下CHP機(jī)組的出力不均衡限制，可協(xié)調(diào)滿足系統(tǒng)的熱負(fù)荷和電負(fù)荷，提高系統(tǒng)運(yùn)行的靈活性和經(jīng)濟(jì)性，并且為可再生能源的消納提供了條件；

(2)電轉(zhuǎn)氣配合儲(chǔ)氣設(shè)施極大地提高了電氣熱綜合能源系統(tǒng)對(duì)風(fēng)電的消納吸收能力，協(xié)調(diào)了系統(tǒng)負(fù)荷側(cè)和電源側(cè)，有效改善了系統(tǒng)機(jī)組出力，提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性和安全性；

(3)考慮了天然氣管網(wǎng)損耗，使得電-氣-熱綜合能源的優(yōu)化結(jié)果更具一般性。

下一步，綜合考慮熱力網(wǎng)是綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行的研究重點(diǎn)。