一种计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方法

1.本发明涉及综合能源系统优化调度技术领域，特别是一种计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方法。


背景技术：

2.以风电、光伏为主的新能源高比例并网是支撑我国“碳达峰
·
碳中和”战略、新型电力系统构建的重要举措。然而传统电网灵活性调节资源相对有限，间歇性新能源出力为电力系统安全经济运行带来了挑战。电制氢技术、天然气管道掺氢技术的逐步成熟为解决该问题提供了新的思路。具体而言，电制氢技术可将过剩的新能源转化为氢气(绿氢)注入天然气管道，利用天然气管道实现氢能的远距离传输与高效利用，从而为高比例新能源消纳、电力与天然气行业低碳化转型提供支撑。电转气作为连接电力系统和天然气系统的重要耦合单元，具备快速响应能力和灵活调节特性，在提升系统新能源消纳能力、降低系统碳排放量、支撑电网调峰等方面充当了重要角色。相比于电转气效率60％～65％，电制氢效率(一般可达70％～80％)更高，因而电制氢经济可行性更优。值得注意的是，氢能是一种零碳、清洁、可与电双向转化的灵活性能源载体，有望在电力系统各环节发挥调节作用。发展氢能，可有效优化能源结构，降低能源行业对于传统化石能源的依赖，促进能源结构低碳化转型。然而，当前输氢管道网络尚不成熟，且对于计及电制氢的综合能源系统的调度，同时计及调峰与灵活备用的辅助服务研究相对较少。
3.基于此，电-气-氢混联综合能源系统优化调度需充分考虑以下两个方面：一是，在计及电制氢的电-气混联综合能源系统优化调度的基础上，分析电制氢对系统调峰与备用的影响；二是，考虑绿氢注入对输气网调度的影响，并进一步分析新能源渗透率、管道混氢比限制对于综合能源系统调度的影响。


技术实现要素：

4.技术问题：本发明所要解决的技术问题是克服现有技术的不足而提供一种计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方法，本发明计及了绿氢注入对电-气混联综合能源系统优化调度的影响，以及电网辅助服务以支撑高比例新能源消纳，量化评估了电制氢及多能协同对于支撑新能源消纳及提高系统运行灵活性的价值，分析了新能源渗透率、管道混氢比限制对于综合能源系统调度结果的影响机理。本发明可以实现新能源及时充分消纳、多能流交互耦合互济协调能力有效提升和系统经济平稳运行，有望为高比例新能源与绿氢渗透下综合能源系统经济运行及辅助服务提供技术参考。
5.技术方案：本发明提出一种计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方法，该方法包括以下步骤：
6.步骤1、获取综合能源系统运行参数，所述运行参数包括发电机组、电制氢、线路、气源、管道、压缩机的参数信息；
7.步骤2、获取电负荷、气负荷及风光出力的场景信息；
8.步骤3、基于获取的电负荷、气负荷及风光出力的场景信息，根据电制氢及含绿氢注入的天然气管道的运行机理，建立满足电制氢运行约束和计及绿氢注入的天然气网络运行约束的天然气系统模型；
9.步骤4、建立满足多个电力约束的电力系统模型，并考虑电力系统所需的灵活调节能力，提出一种满足系统调峰和备用需求的技术方案；
10.步骤5、根据所述的天然气系统模型、电力系统模型以及提出的技术方案，建立计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度模型；
11.步骤6、基于所述的计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度模型，以天然气系统运行成本、电力系统运行成本和调峰成本之和最小为目标函数，利用非线性优化求解器求解该模型，对所述的天然气系统和电力系统进行优化调度，得到计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方案。
12.进一步的，步骤3中，天然气系统模型包含的电制氢运行约束和计及绿氢注入的天然气网络运行约束；
13.1)电制氢运行约束
[0014][0015][0016][0017]
式中：表示t时刻电制氢h消耗的电功率p
p2h
；表示t时刻电制氢h制备出的氢气能量e
p2h
；表示t时刻电制氢h产生的氢气流量f
p2h
；为t时刻电制氢h能产生的最大氢气能量；为氢气的高热值；η
p2h
为电制氢能量转换效率；
[0018]
2)计及绿氢注入的天然气网络运行约束
[0019][0020][0021][0022][0023]
[0024][0025][0026][0027][0028][0029]
0≤α≤α
max
(b-14)
[0030][0031][0032][0033]
式中：下标w表示天然气的气源；下标m与n表示天然气节点；gw(m)为与节点m相连接的气源点集合；为t时刻气源w的天然气供应能量es；下标h表示电制氢；gh(m)为与节点m相连接的电制氢集合；下标e表示气负荷；ge(m)为与节点m相连接的气负荷集合；为t时刻气负荷e的实际消耗功率(能量)ed；下标v表示发电机组；gg(m)为与节点m相连接的燃气轮机组集合；为t时刻燃气轮机组v消耗的气体能量eg；下标k表示天然气压缩机；gk(m)为与节点m相连接的压缩机集合；g(m)为与节点m相连接的天然气管道集合；e
mn,t
为t时刻管道m-n首端的气体能量；为t时刻流过压缩机k的气体能量ec；为压缩机k消耗的气体能量占输送能量的百分比；为t时刻流过管道m-n的平均气体流量；π
m,t
为t时刻节点m的压力；π
n,t
为t时刻节点n的压力；w
mn
为管道m-n的weymouth常数，f
mn,t
为t时刻管道m-n首端的气体流量；f
nm,t
为t时刻管道m-n末端的气体流量；l
mn,t
为t时刻管道m-n的管存量；k
mn
为管道m-n的管存常数；h
m,t
为t时刻节点m的热值；h
n,t
为t时刻节点n的热值；为t时刻管道m-n首端的气体热值h
l
；为t时刻管道m-n末端的气体热值h
l
；为t时刻气源w的天然气供应流量fs；h
gas
为天然气高热值，取值为38.29mj/m3；为t时刻流过压缩机k的气体流量fc；
为t时刻气负荷e的需求能量e
l
；与分别为气源w最小与最大的天然气供应能量；为气源w爬坡上限；为压缩机k的传输能量；与分别为节点m的压力上下限；为t时刻压缩机k入口压力值；为t时刻压缩机k出口压力值；与分别为压缩机k压缩比上下限；α为混氢比；α
max
为最大混氢比，gpi为天然气管道集合；l
min
为天然气系统管存最小值，l
mn,t
表示管道m-n在最后时段t的管存量。
[0034]
进一步的，步骤4中，电力系统模型包含的电力系统运行约束：
[0035][0036][0037][0038][0039][0040][0041][0042][0043]
式中：下标i和j表示电力母线；下标r表示新能源机组；下标d表示电负荷；下标ref表示参考母线；uv(i)为与母线i连接的发电机机组集合；ur(i)为与母线i连接的新能源机组集合；ud(i)为与母线i连接的电负荷集合；uh(i)为与母线i连接的电制氢单元集合；u(i)为与母线i连接的线路集合；为t时刻机组v的有功出力pg；为t时刻新能源机组r的上网功率pw。为t时刻电负荷d的需求功率p
l
；为t时刻电负荷d的实际吸收功率pd；θ
i,t
为t时刻母线i的电压相角；θ
j,t
为t时刻母线j的电压相角；x
ij
和分别为线路ij电纳与最大传输容量；与分别为机组v发电功率上下限；为机组v调整量的最大值为机组v调整量的最大值为t时刻新能源机组r的日前预测功率p
cal
；与分别为电制氢h最小与最大转换功率；θ
ref,t
为t时刻参考母线ref的电压相角。
[0044]
进一步的，步骤4中，提出的一种满足系统调峰和备用需求的技术方案如下：
[0045]
1)满足调峰需求的技术方案
[0046]
通过引入经济折算系数ε将调峰需求变为调峰成本，与系统运行成本一起构成综合成本最低目标，调峰的同时还考虑系统运行的经济性。
[0047]
minf＝fe+fg+f
p
(b-26)
[0048]
式中，fe为电力系统运行成本，fg为天然气系统运行成本，f
p
为调峰成本；
[0049][0050]
式中：ωc为燃煤机组集合；ωg为燃气轮机组集合；t表示时间断面数；为燃煤机机组发电成本系数；为燃气轮机机组运维成本系数；为切电负荷成本系数；为气源w的供气成本系数；为切气负荷成本系数；ε为经济折算系数，p
tnl
和分别表示系统在t时刻的净负荷p
nl
和平均净负荷其计算公式如下：
[0051][0052]
2)满足备用需求的技术方案
[0053]
系统的备用需求由常规发电机组和电制氢提供，以平抑由于负荷、风电、光伏功率预测偏差产生的功率平衡问题。
[0054][0055][0056][0057][0058]
[0059][0060]
式中：表示t时刻系统需要的上灵活备用ru；表示t时刻系统需要的下灵活备用rd；与分别表示t时刻风电k和光伏s日前预测功率p
cal
；αk、αs与αd分别表示风电k、光伏s和负荷d的fr系数，表示t时刻常规机组v提供的上灵活备用容量p
g,u
；表示t时刻常规机组v提供的下灵活备用容量p
g,d
；表示t时刻电制氢h提供的上灵活备用容量p
p2h,u
；表示t时刻电制氢h提供的下灵活备用容量p
p2h,d
；表示常规机组v的上爬坡速率与其最大容量的比值坡速率与其最大容量的比值表示常规机组v的下爬坡速率与其最大容量的比值表示常规机组v的下爬坡速率与其最大容量的比值表示电制氢h的上爬坡速率与其最大容量的比值表示电制氢h的上爬坡速率与其最大容量的比值表示电制氢h的下爬坡速率与其最大容量的比值
附图说明
[0061]
图1是本发明方法流程图；
[0062]
图2是综合能源系统算例图；
[0063]
图3电制氢和气电出力图；
[0064]
图4各时段灵活下备用构成。
具体实施方式
[0065]
下面结合附图和具体实施例，进一步阐明本发明，应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等同形式的修改均落于本技术所附权利要求所限定的范围。
[0066]
本发明提出一种计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方法，该方法包括以下步骤：
[0067]
步骤1、获取综合能源系统运行参数，所述运行参数包括发电机组、电制氢、线路、气源、管道、压缩机的参数信息；
[0068]
步骤2、获取电负荷、气负荷及风光出力的场景信息；
[0069]
步骤3、基于获取的电负荷、气负荷及风光出力的场景信息，根据电制氢及含绿氢注入的天然气管道的运行机理，建立满足电制氢运行约束和计及绿氢注入的天然气网络运行约束的天然气系统模型；
[0070]
步骤4、建立满足多个电力约束的电力系统模型，并考虑电力系统所需的灵活调节能力，提出一种满足系统调峰和备用需求的技术方案；
[0071]
步骤5、根据所述的天然气系统模型、电力系统模型以及提出的技术方案，建立计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度模型；
[0072]
步骤6、基于所述的计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度模型，以天然气系统运行成本、电力系统运行成本和调峰成本之和最小为目标函数，利用非线性优化求解器求解该模型，对所述的天然气系统和电力系统进行优化调度，得到计及辅助服务的电-气-氢混联综合能源系统优化调度方案。
[0073]
其中，步骤3中，天然气系统模型包含的电制氢运行约束和计及绿氢注入的天然气网络运行约束；
[0074]
1)电制氢运行约束
[0075][0076][0077][0078]
式中：表示t时刻电制氢h消耗的电功率p
p2h
；表示t时刻电制氢h制备出的氢气能量e
p2h
；表示t时刻电制氢h产生的氢气流量f
p2h
；为t时刻电制氢h能产生的最大氢气能量；为氢气的高热值；η
p2h
为电制氢能量转换效率；
[0079]
2)计及绿氢注入的天然气网络运行约束
[0080][0081][0082][0083][0084][0085][0086]
[0087][0088][0089][0090]
0≤α≤α
max
(b-14)
[0091][0092][0093][0094]
式中：下标w表示天然气的气源；下标m与n表示天然气节点；gw(m)为与节点m相连接的气源点集合；为t时刻气源w的天然气供应能量es；下标h表示电制氢；gh(m)为与节点m相连接的电制氢集合；下标e表示气负荷；ge(m)为与节点m相连接的气负荷集合；为t时刻气负荷e的实际消耗功率(能量)ed；下标v表示发电机组；gg(m)为与节点m相连接的燃气轮机组集合；为t时刻燃气轮机组v消耗的气体能量eg；下标k表示天然气压缩机；gk(m)为与节点m相连接的压缩机集合；g(m)为与节点m相连接的天然气管道集合；e
mn,t
为t时刻管道m-n首端的气体能量；为t时刻流过压缩机k的气体能量ec；为压缩机k消耗的气体能量占输送能量的百分比；为t时刻流过管道m-n的平均气体流量；π
m,t
为t时刻节点m的压力；π
n,t
为t时刻节点n的压力；w
mn
为管道m-n的weymouth常数，f
mn,t
为t时刻管道m-n首端的气体流量；f
nm,t
为t时刻管道m-n末端的气体流量；l
mn,t
为t时刻管道m-n的管存量；k
mn
为管道m-n的管存常数；h
m,t
为t时刻节点m的热值；h
n,t
为t时刻节点n的热值；为t时刻管道m-n首端的气体热值h
l
；为t时刻管道m-n末端的气体热值h
l
；为t时刻气源w的天然气供应流量fs；h
gas
为天然气高热值，取值为38.29mj/m3；为t时刻流过压缩机k的气体流量fc；为t时刻气负荷e的需求能量e
l
；与分别为气源w最小与最大的天然气供应能量；为气源w爬坡上限；为压缩机k的传输能量；与分别为节点m的压力上下限；为t时刻压缩机k入口压力值；为t时刻压缩机k出口压力值；与分别为压缩机k压缩比上下限；α为混氢比；α
max
为最大混氢比，gpi为天然气管道集合；l
min
为天然气系统管存最小值，l
mn,t
表示管道m-n在最后时段t的管存量。
[0095]
其中，步骤4中，电力系统模型包含的电力系统运行约束：
[0096][0097][0098][0099][0100][0101][0102][0103][0104]
式中：下标i和j表示电力母线；下标r表示新能源机组；下标d表示电负荷；下标ref表示参考母线；uv(i)为与母线i连接的发电机机组集合；ur(i)为与母线i连接的新能源机组集合；ud(i)为与母线i连接的电负荷集合；uh(i)为与母线i连接的电制氢单元集合；u(i)为与母线i连接的线路集合；为t时刻机组v的有功出力pg；为t时刻新能源机组r的上网功率pw。为t时刻电负荷d的需求功率p
l
；为t时刻电负荷d的实际吸收功率pd；θ
i,t
为t时刻母线i的电压相角；θ
j,t
为t时刻母线j的电压相角；x
ij
和分别为线路ij电纳与最大传输容量；与分别为机组v发电功率上下限；为机组v调整量的最大值为机组v调整量的最大值为t时刻新能源机组r的日前预测功率p
cal
；与分别为电制氢h最小与最大转换功率；θ
ref,t
为t时刻参考母线ref的电压相角。
[0105]
其中，步骤4中，提出的一种满足系统调峰和备用需求的技术方案如下：
[0106]
1)满足调峰需求的技术方案
[0107]
通过引入经济折算系数ε将调峰需求变为调峰成本，与系统运行成本一起构成综合成本最低目标，调峰的同时还考虑系统运行的经济性。
[0108]
minf＝fe+fg+f
p
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(b-26)
[0109]
式中，fe为电力系统运行成本，fg为天然气系统运行成本，f
p
为调峰成本；
[0110][0111]
式中：ωc为燃煤机组集合；ωg为燃气轮机组集合；t表示时间断面数；为燃煤机
机组发电成本系数；为燃气轮机机组运维成本系数；为切电负荷成本系数；为气源w的供气成本系数；为切气负荷成本系数；ε为经济折算系数，p
tnl
和分别表示系统在t时刻的净负荷p
nl
和平均净负荷其计算公式如下：
[0112][0113]
2)满足备用需求的技术方案
[0114]
系统的备用需求由常规发电机组和电制氢提供，以平抑由于负荷、风电、光伏功率预测偏差产生的功率平衡问题。
[0115][0116][0117][0118][0119][0120][0121]
式中：表示t时刻系统需要的上灵活备用ru；表示t时刻系统需要的下灵活备用rd；与分别表示t时刻风电k和光伏s日前预测功率p
cal
；αk、αs与αd分别表示风电k、光伏s和负荷d的fr系数，表示t时刻常规机组v提供的上灵活备用容量p
g,u
；表示t时刻常规机组v提供的下灵活备用容量p
g,d
；表示t时刻电制氢h提供的上灵活备用容量p
p2h,u
；表示t时刻电制氢h提供的下灵活备用容量p
p2h,d
；表示常规机组v的上爬
坡速率与其最大容量的比值坡速率与其最大容量的比值表示常规机组v的下爬坡速率与其最大容量的比值表示常规机组v的下爬坡速率与其最大容量的比值表示电制氢h的上爬坡速率与其最大容量的比值表示电制氢h的上爬坡速率与其最大容量的比值表示电制氢h的下爬坡速率与其最大容量的比值
[0122]
算例分析
[0123]
本发明采用图2所示的修改的比利时24节点电力系统与20节点天然气系统；其中电力节点2，6，8，13，15及22的燃气轮机组分别与天然气节点4，4，4，6，11及13相连。电力系统总装机容量为19.95gw，其中新能源与燃气轮机组装机容量占总装机容量百分比分别为30％与17％。此外，电制氢的设备输入端分别与电网节点2，3，5，6，7，8，9相连，输出端分别与天然气网络节点2，2，3，4，11，4，7相连。本说明通过gams优化平台实现，采用ipopt求解器求解非线性规划问题。
[0124]
基于该算例，采用本发明的方法通过对比场景1(不考虑辅助服务模型，目标函数仅为系统运行成本目标)以及场景3(考虑辅助服务模型，目标函数综合考虑系统运行成本目标和调峰目标)的电制氢和燃气轮机组出力(图3)，考虑场景3下各机组提供的灵活下备用量(图4)，模拟电制氢及多能协同对于支撑新能源消纳及提高系统运行灵活性的价值(结果参见图3和图4)以及绿氢注入对于系统经济调度结果的影响(结果参见表1)。说明了电制氢与燃气机组可为电网辅助服务提供重要支撑，尤其是燃气轮机组凭借其快速调节能力，主要承担了灵活调节任务。提高天然气管道最大掺氢比有利于降低系统运行成本(表1)。
[0125]
表1不同掺氢比例下的系统成本
[0126][0127]
本发明不仅能通过电制氢和燃气轮机组协同作用提高系统消纳新能源的能力，还能有效利用电制氢和多能协同的运行灵活性，提高系统稳定灵活运行，降低系统运行成本，提高系统的低碳性和经济性。
[0128]
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围内。