综合能源系统有利于实现多能互济、能源高效利用。以含电、热、冷、氢负荷的园区综合能源系统为研究对象，分析了可再生能源制氢系统及掺氢燃气轮机运行中多种能源的耦合及梯级利用特性，考虑了掺氢比对燃气轮机效率以及热电比的影响，以系统运行成本最小为目标函数，建立了阶梯式碳交易机制下的园区综合能源系统优化调度模型。采用分段线性化和大M法将包含多个0–1变量和连续变量的非线性模型转化为混合整数规划模型，并调用Cplex求解器实现快速求解。算例分析表明，所提调度策略可有效提高园区能源系统运行经济性，合理调控燃气轮机掺氢比有利于降低园区系统的碳排放。
（来源：中国电力 作者：张栋顺,1,全恒立,1,谢桦,2,许志鸿2,陶雅芸1,王慧圣1 ）
1. 国核电力规划设计研究院有限公司，北京 100094
2. 北京交通大学 电气工程学院，北京 100044
与单一供能系统相比，综合能源系统（integrated energy system，IES）在适应分布式能源快速发展、满足多元用能需求方面，具有可靠、经济、环保、高效等显著优势[1-2]。实现多能互济、能源高效利用的关键是IES内部能源的协调优化调度[3]。在中国“双碳”目标背景下，研究降低碳排放的IES调度策略具有重要意义。
在能源系统中，电和气具有紧密耦合特性，电转气（power to gas，P2G）技术在很多IES中得以应用，当前研究成果大多讨论的是电制氢以及氢气甲烷化的P2G过程[4-6]。随着氢能相关技术的快速发展，在IES中氢气的传输和利用不再局限于P2G中的氢气甲烷化方式，氢气直接混入天然气网为燃气轮机供能是一种新兴的氢能利用方式[7]。氢混天然气作为燃料，相较于P2G方式无需甲烷制备系统，省去了中间耗能环节，能源利用效率更高[8]，且掺氢后燃气轮机具有低碳燃烧、动力增强及发电效率提高等特点[9]。文献[10]对燃气轮机的天然气掺氢燃烧以及排放特性进行了模拟研究。文献[11]指出混氢天然气能够在天然气管网的低压管线中进行存储。文献[12]考虑了绿氢注入天然气网的过程，对IES系统进行了低碳调度。文献[13]考虑了可再生能源电解水制氢、储氢以及燃气轮机掺氢过程，建立了以系统运行成本最低、可再生能源消纳最大为目标的电-热-氢IES调度模型。文献[14]利用可再生能源制氢，并将氢气掺入天然气网，提升了系统的经济性和可再生能源消纳能力。文献[15] 从中国不同阶段的氢能需求、碳减排能力等角度，综合评估了氢混天然气的应用前景。上述研究成果表明以氢混天然气为燃料具有工程应用价值。文献[16]分析了掺氢比对系统低碳性和经济性的影响。文献[17]分析了掺氢比对IES碳排放的影响。但是以上文献对掺氢比对燃气轮机效率和热电比的影响考虑不足。
本文面向含电-热-冷-氢负荷的IES建立优化调度模型，考虑电解水制氢设备及燃气轮机运行中多种能源的耦合及梯级利用特性，建立了考虑掺氢比对发电效率和热电比影响的燃气轮机运行特性模型，构建了基于分段线性化的阶梯碳交易机制模型。以某工业园区示范系统为算例，分析碳交易机制和掺氢比对IES经济性和环保性的影响。
1 电-热-冷-氢园区IES系统
园区IES系统中含有电、热、冷、氢4种能源形式的用能需求，同时配置多种储能装置和能量转换设备。
1.1 园区IES系统结构
IES系统结构如图1所示。园区IES与上级电网和外部天然气管网连接，保障IES能量供应。园区内部安装有光伏发电阵列（photovoltaic，PV）、风电机组（wind turbine，WT）。能量转换设备在向目标能源形式转换的同时能够实现能量的梯级利用，而且可以满足整体负荷需求，促进系统稳定运行。园区IES中的能量转换设备包括：燃气轮机（gas turbine，GT）、碱性电解槽（alkaline electrolyzer，ALK）、热交换器（heat exchanger，HE）、电锅炉（electric boiler，EB）、压缩式制冷机（compression electric refrigerator group，CERG）以及吸收式制冷机（absorption chiller，AC）。风电与光伏发电功率受控于风光自然资源，具有随机性和波动性。储能系统具有能量时空灵活调控的优势，可有效提高能量利用率和IES运行经济性。储能设置了电储能（electrical energy storage，EES）和热储能（thermal energy storage，TES）2种储能装置。
图 1IES系统结构
Fig.1Topology schematic diagram of IES
园区IES中多种能量的流动呈现复杂性和多样性。其中，ALK和GT是实现能量转换的关键设备。ALK实现电能到氢能和热能的转换。一方面，ALK生产的氢气不仅可以满足园区氢负荷，也可以混入天然气中形成氢混天然气为GT提供燃料；另一方面，ALK制氢过程中产生的余热可通过HE吸收，满足供热系统中热负荷或进行TES。氢混天然气GT可以同时提供热能和电能。冷负荷则由CERG和AC提供。EB能够实现电能到热能的转换，提供热能。EES与TES灵活调控能量保证园区IES的能量平衡，进一步提升园区IES的运行经济性。
3 算例分析
3.1 算例系统介绍
以图1所示的某工业园区IES为算例，设置相关数据如表1所示。可再生能源出力和电、热、冷、氢的负荷如图2所示，电价采用分时电价，购电价格如表2所示。
图 2可再生能源出力和负荷曲线
Fig.2Renewable energy power curve and load curve
3.2 计算结果及分析
3.2.1 园区IES调度结果
以24 h为调度周期，当燃气轮机掺氢比为8%时，各设备电功率的调度结果如图3所示。
图 3 电功率平衡
Fig.3 Power balance of electricity
该园区的电能来自风光、燃气轮机发电以及上级电网，在00:00—05:00时，光伏不发电，电能主要由风电提供。在06:00—09:00时，光伏发电功率较少，随着电负荷的增加，风光发电已不能满足系统的电能需求，需要从上级电网购电。在14:00—16:00时，系统的产氢需求较大，ALK消耗大量电能，可再生能源发电不能满足ALK的用能需求，同时GT发电的效率较低，因此向上级电网大量购电。在电价高峰期17:00—19:00中，EES放电来满足系统的电能需求。由此可见，风光被全额消纳，实现了可再生能源的充分利用，通过EES和TES调控能量时空平衡，降低了碳排放。
园区IES中ALK产生的氢气量与氢负荷和GT消耗的氢气量实时平衡，如图4所示。
图 4 氢气量平衡
Fig.4 Balance of hydrogen volumes
由图4可以看出，ALK产生的氢气主要用来满足氢负荷的需求，同时将少部分氢气提供给GT。在GT的运行过程中，其输入的燃料为氢气和天然气，燃料体积如图5所示。
图 5 燃气轮机燃料体积
Fig.5 Fuel volume of GT
由图4和图5可以看出，GT以氢混天然气为燃料，降低了天然气的消耗，减少了购气费用，同时也减小了碳排放量。园区IES中GT、EB、ALK是产热的主要设备，热功率平衡调度结果如图6所示。
图 6 热功率平衡
Fig.6 Power balance of heat
由图6可以看出，在电价高峰期，EB停止运行，热能由GT和ALK提供，当GT出力较小时，EB为热负荷提供热能。TES在夜间热负荷较低时储热，并在白天热负荷较高时放热，维持系统的热功率平衡。
园区IES中储能系统不仅能够维持系统的功率平衡，而且可以提升可再生能源的消纳能力，EES和TES的充放能功率如图7所示。
图 7 储能系统充放功率
Fig.7 Energy storage system charging and discharging power
由图7可知，EES的充电时间集中在夜间00:00—01:00和23:00—24:00，此时电价较低且风电功率较大，EES储存多余的风电，避免了弃风。EES的放电时间主要在09:00—13:00以及17:00—19:00，该时段EES放电来满足负荷需求，避免了系统在电价高峰时期购电带来的成本。TES的蓄热时间集中在夜间02:00—05:00和22:00—23:00，通过电锅炉将多余的电能转换为热能进行存储，提升了系统的电热灵活性，并进一步消纳了夜间的风电功率。TES的放热时间同样在09:00—13:00以及17:00—19:00，该时段热负荷较高，TES放热来满足热负荷需求，避免了系统在电价高峰期使用电锅炉供热带来的购电成本。
园区IES中AC和CERG可以为IES的冷负荷供能，图8为园区IES中制冷设备的调度结果。
图 8 冷功率平衡
Fig.8 Power balance of cold
由图8可知，为了满足该园区的冷负荷，设计的调度策略充分利用了高效率的CREG设备，冷负荷均由CERG满足。通过CERG制冷进一步消纳了风光发电功率，提高了可再生能源消纳能力，且避免了弃风弃光带来的惩罚成本，提升了系统运行经济性。
3.2.2 不同碳交易机制对比
当系统掺氢比固定为8%时，考虑阶梯式碳交易机制和传统碳交易机制2种情况下的园区IES运行成本、碳交易成本和碳排放量如表3所示。
通过对比可以看出，采用传统碳交易机制会产生更多的碳交易成本，导致系统总成本升高。采用阶梯式碳交易机制不但降低了系统的碳交易成本，减少了系统的碳排放量，而且可以提升系统的经济性，使总成本最小化。因此，在双碳背景下，建议相关决策部门推进阶梯式碳交易机制的发展。
3.2.3 掺氢比对IES经济性的影响
在考虑阶梯式碳交易机制下，设置燃气轮机的掺氢比分别为0、3%、8%、11%、14%、17%和20%。图9为掺氢比对IES设备运行和启停成本的影响。
图 9 掺氢比与设备成本关系
Fig.9 Effect of hydrogen blending ratio on device costs
由图9可知，改变掺氢比时，设备运行成本最高和最低相差55元，同时启停成本在掺入一定量氢气后保持不变，因此掺氢比对园区IES的设备运行成本和启停成本影响较小。
掺氢比对系统碳交易和购电购气成本的影响如图10所示。
图 10 掺氢比与碳交易和购能成本关系
Fig.10 Effect of hydrogen blending ratio on carbon trading and energy purchse costs
随着掺氢比的逐渐增大，燃气轮机所需天然气量逐渐减少，购气量相应减少，同时减少了系统的碳排放量，使得碳交易成本明显下降。这表明燃气轮机氢混天然气技术的发展有助于推进双碳目标的实现。但是当氢气比例逐渐增多时，需要电解槽消耗更多的电能来生产氢气，使得系统的购电量增加。
掺氢比对园区IES弃风弃光惩罚成本和运行总成本的影响如图11所示。
图 11 掺氢比与风光消纳和总成本关系
Fig.11 Effect of hydrogen blending ratio on the wind and light consumption and total operating costs
该园区风电和光伏是全额消纳，弃风弃光成本为0，改变掺氢比不会影响系统的风光消纳。当掺氢比较小时，园区IES减少的碳交易成本大于购电增加的成本，系统总运行成本呈现下降趋势；当掺氢比较大时，购电会产生更多的成本，此时园区IES的总成本反而会升高。因此，为兼顾园区IES的经济性和环保性，掺氢比应该控制在合理范围内。
4 结论
针对含电、热、冷、氢负荷的园区IES，建立了考虑阶梯式碳交易机制与氢混天然气的优化调度模型，求解得到的调度策略可降低园区IES碳排放和提升运行经济性。
1）通过比较分析不同掺氢比对IES经济性的影响，表明在燃气轮机运行安全范围内，适量增大掺氢比可以提升系统的经济性和环保性。
2）对比分析碳交易机制的计算结果，采用阶梯式碳交易机制有助于减少IES的碳排放量。在中国双碳目标下，建议推进能源系统碳交易机制的改革，发展燃气轮机混氢技术。
