考慮電轉氣精細化模型的氣電聯合微網日前優化調度

趙有林，邱曉燕，趙長樞，張浩禹，張楷，李凌昊

（四川大學電氣工程學院，四川 成都 610065）

隨著全球環境污染及能源短缺問題的加劇，可再生能源的發展受到越來越多的重視，我國提出在2030年可再生能源達到一次能源消費比重的20%，預計風電消費比重將達到10%[1]。但是由于風電出力隨機性大、波動性強及電網建設不同步等原因使得目前棄風現象較為嚴重，因此大規模、高比例風電的建設發展進入瓶頸期。在風電場投建電轉氣（power to gas，P2G）系統，將過剩的風電轉化成天然氣存儲在氣網中，為大規模、高比例風電的消納提供了新途徑[2]。目前，有關P2G消納新能源發電的研究已經逐步展開：文獻[3]利用P2G技術和燃氣輪機解決了電-氣綜合能源系統凈負荷削峰填谷問題，但只考慮了燃氣輪機電出力，忽略了熱出力；文獻[4]對P2G消納風電的效益進行了分析，但并未考慮機組出力的爬坡功率約束，使調度結果出現偏差；文獻[5]從促進風電調度方面對P2G進行研究，但對P2G系統的建模比較粗略；文獻[6]將P2G應用于微網，驗證了P2G有利于改善微網中的棄風現象，文中雖然分析了電轉氫的優勢，但研究過程仍只考慮將風電轉化成甲烷存儲在氣網中，使得P2G應用于微網時能量損失過大；文獻[7]評估了P2G在微網系統負荷低谷時期對可再生能源的消納能力，但其將氫氣直接注入到天然氣網，沒有考慮氫氣對天然氣管道造成的危害。上述文獻都證明了P2G有利于風電的消納，但只將P2G設備看成是能量型儲能[8]，即將風電直接轉化成甲烷存儲到天然氣網中，雖然存儲容量大，但是轉化效率低、能量損失大且經濟性差。

鑒于此，文獻[9-10]將P2G分為電轉氫和氫氣甲烷化兩個過程進行研究，形成電-氫-電高效型儲能和電-天然氣-電能量型儲能兩種模式。但是對甲烷化環節處理過于簡單，并未考慮啟停過程。實際上甲烷化啟停過程中存在冷、熱啟動和長、短期停車多個狀態，各狀態相互轉化的時間達到h級[11-12]，所以這種方法難以保障調度結果的準確性。

因此，本文在把P2G過程精細化為電轉氫和氫氣甲烷化兩個環節的基礎上，考慮了甲烷化環節短期停車至熱啟動過程的耗時耗能特性，建立了甲烷化環節的啟動模型和運行模型?；谏鲜瞿Ｐ吞岢隽藲怆娐摵衔⒕W的日前優化調度方法，并考慮了機組出力的爬坡功率約束，以期促進風電消納，提高電轉氣設備的利用率，優化氣電聯合微網的機組出力。

1 氣電聯合微網能量流動及P2G精細化建模

1.1 微網結構及能量流動

將P2G精細化為電轉氫和氫氣甲烷化兩個環節，其中電轉氫環節運行成本低、轉化效率高（75%～80%），但存儲容量有限。甲烷化環節運行成本高，將電轉化成甲烷能量損失大、效率低（55%～60%），但轉化成的天然氣可以存儲在天然氣網中，存儲容量大。當微網中配備的高壓儲氫罐能夠存儲由盈余風電轉化的氫氣時，只需啟用電轉氫環節消納風電，否則就要啟動甲烷化環節將盈余風電產生的氫氣轉化成天然氣存儲在天然氣網之中。當微網出現電功率缺額時，開啟氫氧燃料電池和燃氣輪機為微網供電。這樣就分別構成了電-氫-電高效型閉環流動圈和電-天然氣-電能量型閉環流動圈。微網結構及能量流動如圖1所示。

圖1 氣電聯合微網能量流動圖Fig.1 Energy flow diagram of microgrid in gas-electricity combined system

1.2 P2G精細化建模

1.2.1 電轉氫模型

1.2.2 儲氫罐模型

電解水產生的氫氣要經過壓縮機加壓存儲在儲氫罐中。儲氫罐模型為

1.2.3 氫氣甲烷化模型

甲烷化啟停包含冷、熱啟動及長、短期停車多個狀態，流程如圖2所示。長期停車使甲烷化反應器內溫度變化大，會造成催化劑失活，影響機組使用壽命，且冷啟動過程耗時長、啟動成本高。因此將甲烷化裝置投入到微網運行后，若要停用甲烷化裝置，只需通入氮氣稍微降低反應器溫度和壓強使甲烷化裝置處于短期停車狀態；若要啟用只需小幅提溫提壓使甲烷化環節熱啟動即可。

圖2 甲烷化啟停流程圖Fig.2 Start stop diagram of methanation

熱啟動過程中使甲烷化反應器溫度和壓力達到運行條件需要一定的時間，因此將甲烷化過程進一步精細化為考慮耗時耗能的啟動模型和運行模型。

1）考慮耗時耗能的啟動模型如下：

式中：Pm,H為甲烷化反應的啟動壓強；λ為氫氣注入甲烷化反應器的壓縮系數；mH,t為單位時間注入甲烷化反應器的氫氣；P為甲烷化熱啟動耗能；μt為（0，1）變量，甲烷化啟動時為1，否則為0；Pt為單位時間對甲烷化反應器供能；t0，t1分別為甲烷化環節開啟的時間和啟動完成的時間。

2）運行模型如下：

2 考慮P2G精細化的氣電聯合微網日前優化調度模型

在P2G精細化建?；A上，構建氣電聯合微網的日前優化調度模型，模型考慮了負荷供給成本、P2G運行成本、棄風成本和甲烷化售氣收益。負荷供給成本包括從天然氣網的購氣費用和從主網的購電成本，其中從主網購電量要用電功率缺額減去氫氧燃料電池發電量。P2G運行成本包括電轉氫的運行成本和甲烷化環節成本。

2.1 目標函數

以微網系統日運行成本最小為目標：

式（5）中，各項成本計算如下式：

式中：CP2H為電轉氫的運行成本；CH2G為氫氣甲烷化的成本。

式中：C0為熱啟動成本；C1為甲烷化單位時間運行成本，T1為甲烷化環節運行時間。

甲烷化環節是絕熱的[13]，所以不考慮短期停車時的成本。

2.2 約束條件

1）功率平衡約束。電能、熱能、天然氣功率平衡如下式：

2）機組出力約束如下：

式中：PEB,max，PEB,min分別為電鍋爐出力的上、下限；ΔPEB,up，ΔPEB,down分別為電鍋爐的上、下爬坡速率。

式中：PGB,max，PGB,min分別為燃氣鍋爐出力的上、下限；ΔPGB,up，ΔPGB,down分別為燃氣鍋爐的上、下爬坡速率。

式中：PG,max，PG,min分別為燃氣輪機出力的上、下限；ΔPG,up，ΔPG,down分別為燃氣輪機的上、下爬坡速率。

式中：PHO,max，PHO,min分別為氫氧燃料電池出力的上、下限；ΔPHO,up，ΔPHO,down分別為氫氧燃料電池的上、下爬坡速率。

式中：PP2H,max，PP2H,min分別為電轉氫過程出力的上、下限；PH2G,max，PH2G,min分別為氫氣甲烷化過程設備出力的上、下限。

3）儲氫罐約束如下：

2.3 模型求解

文中將日前優化調度模型的求解過程分為求解甲烷化啟停時間和發電機組有功出力兩部分，然后采用遺傳算法求解，流程如圖3所示。

圖3 遺傳算法求解流程圖Fig.3 Genetic algorithm solving flow chart

3 算例分析

P2G消納風電產生的天然氣需存儲在氣網中，氣網也要向燃氣輪機提供天然氣來供給電負荷，所以雖未對氣負荷進行分析，但還是以圖4所示的氣電聯合微網為基礎進行仿真計算，來驗證文中所建模型的有效性。

圖4 氣電聯合微網結構圖Fig.4 Microgrid structure of gas-electricity combined

調度周期T取24 h，時間間隔為1 h。其中，分時電價如表1所示；天然氣氣價3.46元/m3；電轉氫運行成本0.16元/（kW·h），甲烷化環節運行成本0.4元/（kW·h），電轉氫效率0.8，甲烷化效率0.75，甲烷化環節啟動過程耗能34 kW·h，耗氫20 m3[11]；棄風成本3元/（kW·h）；燃氣輪機熱效率0.4，電效率為0.37；燃氣鍋爐額定功率為100 kW，效率為0.9；電鍋爐額定功率70 kW，效率為0.9。

表1 分時電價Tab.1 Prices of electric at different time

風電出力、電負荷及熱負荷原始數據曲線如圖5所示。

圖5 原始數據曲線Fig.5 Raw data curves

為分析考慮甲烷化啟停過程的P2G設備精細化模型在調度過程中的經濟性和準確性，設定了4個方案進行對比：

方案1：不投入P2G設備；

方案2：投入P2G設備，不考慮P2G精細化模型；

方案3：投入P2G設備，考慮P2G精細化模型，不考慮甲烷化啟停過程；

方案4：投入P2G設備，考慮P2G精細化模型，考慮甲烷化啟停過程。

4種方案各環節的成本如表2所示。

表2 不同方案下成本對比Tab.2 Cost comparison under different schemes

由表2可知方案2、方案3和方案4的棄風成本都很低，總成本相較于方案1分別降低了21.84%，26.48%和25.24%。由此可以得出P2G設備的引入能夠有效提高微網對風電的消納能力和微網運行的經濟性。

下面根據表2和各設備有功出力優化結果，對不同方案造成調度結果的差異進行分析。方案1各設備的出力情況如圖6和圖7所示。

圖6 方案1各設備電出力Fig.6 Electric output of equipment in scheme 1

由圖6和圖7可知：1：00—6：00和23：00—24：00兩個時段盈余風電為正，聯絡線上無功率交換，主要由電鍋爐對風電進行消納，由于場景一沒有配置P2G設備，所以多余風電只能棄掉，從而造成棄風成本比較大，達到了1 215元。此時熱負荷較高，電鍋爐滿額出力仍不能滿足熱負荷需求，由于燃氣輪機在產熱的同時也要發電，會導致微網接納風電的空間變小，從而加劇棄風現象，所以熱負荷缺額由燃氣鍋爐補充。7：00—10：00時段盈余風電開始為負，此時分時電價低于燃氣輪機的發電成本，故優先從外網購電來滿足電功率缺額，熱負荷也優先由電鍋爐提供。在11：00—15：00和19：00—22：00兩個時段分時電價高于燃氣輪機發電成本，所以優先考慮燃氣輪機供電，由于爬坡功率的限制，只能逐漸增加燃氣輪機發電量，電功率缺額仍要從外網購電來補充。電鍋爐由于滑坡功率的限制，也只能逐漸減少其熱功率，余下熱負荷由燃氣輪機和燃氣鍋爐提供。16：00—18：00時段分時電價低于燃氣輪機發電成本，由于燃氣輪機滑坡功率和電鍋爐爬坡功率的限制，只能逐漸減少燃氣輪機出力，逐漸增加電鍋爐出力。從而得出方案1中各有功電源和設備在24 h內的運行策略。

圖7 方案1各設備熱出力Fig.7 Thermal output of equipment in scheme 1

根據4種方案在棄風消納和從外網購電的差異對4種方案做詳細對比，差異圖如圖8所示。

圖8 4種方案差異圖Fig.8 Difference chart of four schemes

方案2相較于方案1投運了P2G設備，因此方案 2可以將方案1在 1：00—5：00和 23：00—24：00兩個時段的棄風功率轉化成天然氣進行存儲，從而使棄風成本僅為87元。由于氫氣甲烷化過程有最低耗氫量[14]，而 3：00，5：00和23：00的棄風量較少，盈余風電轉化的氫氣不足以滿足甲烷化耗氫，需要額外購電，可見啟用P2G設備消納風電并不具備經濟性，所以此時仍會有少量棄風。

方案3和方案4將P2G精細化為電轉氫和甲烷化兩個環節，由于電解槽有快速的啟停能力，負荷變化可以從0至100%[15]，所以電轉氫能夠對3：00，5：00和23：00少量的盈余風電進行消納，見圖8。另外P2G精細化使得中間過程有氫氣的存儲，所以在11：00—15：00和19：00—22：00兩個分時電價高的時段引入氫氧燃料電池補充發電，從而使購電成本降低了108元。因為氫氧燃料電池爬坡和滑坡功率的限制，所以氫氧燃料電池出力也只能逐步增加和減少。由于精細化過程不再讓盈余電量全都轉化成甲烷，所以甲烷產量減少，售氣收益降低。

根據方案3和方案4電轉氣精細化出力的情況如圖9和圖10所示，進一步分析甲烷化環節啟停對電轉氣出力的影響。

圖9 方案3電轉氣精細化出力Fig.9 Refined output of power to gas in scheme 3

圖10 方案4電轉氣精細化出力Fig.10 Refined output of power to gas in scheme 4

由圖9和圖10可知：方案4甲烷化環節在24：00開啟，在1：00啟動完成，然后一直運行到5：00關停；而方案3甲烷化環節在3：00多啟停一次。這是由于方案3不考慮甲烷化啟停過程，當棄風電量較少時直接停運，由電轉氫對風電進行消納。而方案4考慮了甲烷化啟停過程的耗時耗能特性，為了滿足經濟性，在3：00仍繼續使甲烷化裝置運行。因為甲烷化環節難以實現即時啟停，所以采用方案3的調度方法會在實際操作中出現偏差。

另外，方案4甲烷化裝置熱啟動過程中需要耗能耗氫，所以在24：00需要一部分風電用于甲烷化環節啟動。在運行過程中存在最低耗氫量，所以在3：00需要從儲氫罐中補充甲烷化反應所需的氫氣。所以方案4中用于電轉氫的風電和用于甲烷化反應的氫氣相對較少，使得方案4成本比方案3多62.42元。

方案3和方案4中儲氫罐內氫氣體積變化如圖11所示。

圖11 儲氫罐內氫氣體積變化Fig.11 Hydrogen volume change in hydrogen storage tank

由圖11可知，隨著電轉氫的運行（23：00—5：00），儲氫罐內的儲氫量在逐漸增加。方案4由于3：00盈余風電產氫量不足以維持甲烷化設備運行，所以需要消耗儲氫罐內的氫氣，使得3：00儲氫罐內的氫氣減少。電負荷高峰時段需要氫氧燃料電池發電來減少系統的運行成本，所以在（11：00—15：00，19：00—22：00）儲氫罐內的儲氫量在逐漸減少，直至降到儲氫罐內氫氣容量下限（10 m3）。

4 結論

本文將P2G與高風電滲透率微網相結合，在考慮甲烷化啟動過程耗時耗能特性構建P2G精細化模型的基礎上，提出了氣電聯合微網的日前優化調度方法。在算例分析中通過對不同方案進行對比得出：

1）對P2G的精細化建模提高了P2G過程的運行效率和對風電的消納能力，降低了P2G運行成本，實現了對P2G系統的高效利用。

2）考慮甲烷化啟動過程的耗時耗能特性，使調度方法符合實際操作規程，提高了調度結果的準確性。

3）日前優化調度方法能夠優化機組出力，保證微網系統運行的經濟性。