考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法

技术领域

本发明涉及综合能源系统运行优化技术领域，尤其是涉及考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法。

背景技术

在温室效应日益严峻的背景下，国家倡导绿色、低碳发展。国家加快抽水蓄能项目建设，抽水蓄能电站在启停次数、启停时间与灵活性上较火电机组更具优势，同时也为构建新能源为主体的新型电力系统提供了保障。

目前已有的关于抽水蓄能电站对于综合能源系统的方法研究具有片面性，未能全面从经济效益与风险、环境效益、动态发电价格约束、系统稳定性等多方面、全维度进行分析，分析结果有限，从而不能全面掌握抽水蓄能电站对于综合能源系统运行的最佳经济效益。

发明内容

为了克服上述问题，本发明的目的是提供考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法，该方法搭建了含有精细化P2G和奖惩阶梯式碳交易的综合能源系统，利用P2G制CO2过程与阶梯式碳交易降低系统碳排放量；同时，考虑抽水蓄能电站的低碳环保性，利用源于碳量的动态电价来激励抽水蓄能电站参与综合能源系统的调度过程，有机结合P2G与碳交易过程进一步降低整体系统的碳排放量与抽水蓄能电站蓄水成本，使综合能源系统的优化配置结果更符合实际要求，对于推动节能减排和新能源未来发展具有重要意义。

本发明采用的技术方案是：所述调度方法将综合能源系统作为上层优化系统，将抽水蓄能电站作为下层优化系统，包括以下步骤：

S01：构建考虑抽水蓄能电站的综合能源系统模型，所述综合能源系统包括风机、燃气锅炉、热电联产机组、电储能、热储能、氢储能、气储能、氢燃料电池、P2G，所述P2G包含两部分，其中一部分利用电解槽将电能转化为氢能，另一部分利用甲烷反应器将一部分氢能和CO2合成天然气，该部分又称为甲烷化过程；

所述综合能源系统集合多种异质能源，包括电能、天然气、氢能、热能，所述电能中的电负荷由风电、电储能、上级电网、氢燃料电池与热电联产机组提供，所述氢能由电解槽、氢储能提供，所述天然气由气网、气储能与甲烷化过程提供，所述热能中的热负荷由热储能、热电联产机组与燃气锅炉提供；

S02：构建含抽水蓄能电站综合能源系统的双层调度模型，其中上层以综合能源系统的日运行成本最优为目标函数C，上层目标函数C包括购能成本、弃风成本与碳交易成本，下层以抽水蓄能电站的运行成本F最小为目标函数；

S03：考虑约束条件；

S04：考虑动态电价机制；

S05：采用动态电价机制将约束条件带入双层调度模型进行求解。

进一步的，所述热电联产机组又称CHP,其包含燃气轮机、余热锅炉，数学模型为：

式中，

分别表示CHP电、热功率转换能效；

和/>

和/>

和/>

所述氢燃料电池HFC的数学模型为：

式中，

和/>

和/>

和/>

和/>

所述P2G中的电解槽又称EL，其设备模型为：

式中,

ξ

和/>

和/>

所述P2G中的甲烷反应器又称MR，其设备模型为：

式中，

ξ

和/>

和/>

进一步的，所述目标函数C为：

C＝min(C

式中，C为总日运行成本，C

所述购能成本为：

式中，p

和/>

所述弃风成本为：

式中，

所述碳交易成本为：

式中，E

所述目标函数F的表达式为：

式中，F

进一步的，所述约束条件包括电功率平衡，热功率平衡，氢气功率平衡，天然气功率平衡，风电约束，抽水蓄能机组蓄水、发电约束，抽水蓄能电站库容约束，热电联产机组CHP约束、电解槽EL约束、甲烷反应器MR约束、氢燃料电池HFC约束。

进一步的，所述电功率平衡表达式为：

式中，

所述热功率平衡表达式为：

式中，

所述氢气功率平衡表达式为：

式中，

所述天然气功率平衡表达式为：

式中，

所述风电约束表达式为：

所述抽水蓄能机组蓄水、发电约束表达式为：

式中，

所述抽水蓄能电站库容约束表达式为：

式中，V

进一步的，所述动态电价机制下的某一时刻碳量的计算表达式为：

式中，

其中，抽水蓄能电站的动态蓄水、发电价格确定表达式为：

式中，σ为电价调整系数。

进一步的，所述双层调度模型采用CPLEX进行求解，所述求解步骤为：

S051：在抽水蓄能电站的计划调度方案下求解综合能源系统中各个机组的出力水平以及系统的碳排放量；

S052：将本次的碳排放量与上次优化得到的碳量水平比较得到新的相对碳量水平；

S053：根据相对碳量水平计算抽水蓄能电站的动态发电价格，求解得到抽水蓄能电站的发电、蓄水功率；

S054：通过上下两层的迭代输出最优的调度方案与成本。

本发明的有益效果：

本发明考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法，在抽水蓄能电站参与综合能源系统优化运行、挖掘抽水蓄能调度潜力的背景下，考虑精细化P2G与碳交易过程，利用基于碳量引导的抽水蓄能电站发电、蓄能方式来实现与综合能源系统的交互，采用碳量来引导抽水蓄能电站运行方式的电价机制相比分时电价有更好的经济性与低碳性，能降低综合能源系统的运行成本，提高抽水蓄能电站的收益，同时在减少碳排放方面也有突出成效；

本发明考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法，该方法是一种用于调节电力供应和需求之间不平衡的能源储存系统，其可以将多余的电力在高峰期存储起来，然后在用电高峰期释放出来，用来平衡电力供应和需求之间的差异，其能够利用每个时刻系统的碳量来引导抽水蓄能电站的蓄水、发电行为，挖掘抽水蓄能电站对降低综合能源系统碳排放的潜力，通过抽水蓄能电站的蓄水、发电行为来改变系统内其他机组的出力大小，实现降碳的目的。

本发明考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法，热电比可调的热电联产机组相比恒定热电比的热电联产机组有利于系统低碳经济调度，在灵活供能时也可实现能量的梯级利用。

本发明考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法，P2G的甲烷化过程与碳交易机制结合有利于降低综合能源系统的碳交易成本，进一步减少碳排放，同时在动态电价作用下，也有利于提升抽水蓄能电站的效益。

附图说明

图1为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法系统结构图；

图2为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法的流程图；

图3为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法分时电价下碳量的柱形图；

图4为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在动态电价下的电力调度结果柱形图；

图5为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在分时电价下的电力调度结果柱形图；

图6为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在动态电价下的热调度结果柱形图；

图7为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在分时电价下的热调度结果柱形图；

图8为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在动态电价下的天然气调度结果柱形图；

图9为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在分时电价下的天然气调度结果柱形图；

图10为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在动态电价下的氢气调度结果柱形图；

图11为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后在分时电价下的氢气调度结果柱形图；

图12为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后电价的折线图；

图13为发明提出的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法优化后抽水蓄能电站库容的折线图。

具体实施方式

下面结合附图及实施例描述本发明的具体实施方式：

需要说明的是，本说明书所附图中示意的结构，比例，大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰，比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容得能涵盖的范围内。

同时，本说明书中所引用的如“上”，“下”，“左”，“右”，“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。

如图1～13所示，其示出了本发明的具体实施方式：本发明公开的考虑抽水蓄能电站的综合能源系统双层低碳调度方法，其特征在于，所述调度方法将综合能源系统作为上层优化系统，将抽水蓄能电站作为下层优化系统，包括以下步骤：

S01：构建考虑抽水蓄能电站的综合能源系统模型，所述综合能源系统包括风机、燃气锅炉、热电联产机组、电储能、热储能、氢储能、气储能、氢燃料电池、P2G，所述P2G包含两部分，其中一部分利用电解槽将电能转化为氢能，另一部分利用甲烷反应器将一部分氢能和CO2合成天然气，该部分又称为甲烷化过程；

所述综合能源系统集合多种异质能源，包括电能、天然气、氢能、热能，所述电能中的电负荷由风电、电储能、上级电网、氢燃料电池与热电联产机组提供，所述氢能由电解槽、氢储能提供，所述天然气由气网、气储能与甲烷化过程提供，所述热能中的热负荷由热储能、热电联产机组与燃气锅炉提供；

S02：构建含抽水蓄能电站综合能源系统的双层调度模型，其中上层以综合能源系统的日运行成本最优为目标函数C，上层目标函数C包括购能成本、弃风成本与碳交易成本，下层以抽水蓄能电站的运行成本F最小为目标函数；

S03：考虑约束条件；

S04：考虑动态电价机制；

S05：采用动态电价机制将约束条件带入双层调度模型进行求解。

进一步的，所述热电联产机组又称CHP,其包含燃气轮机、余热锅炉，数学模型为：

式中，

分别表示CHP电、热功率转换能效；

和/>

和/>

和/>

所述氢燃料电池HFC的数学模型为：

式中，

和/>

和/>

和/>

和/>

所述P2G中的电解槽又称EL，其设备模型为：

式中,

ξ

和/>

和/>

所述P2G中的甲烷反应器又称MR，其设备模型为：

式中，

ξ

和/>

和/>

进一步的，所述目标函数C为：

C＝min(C

式中，C为总日运行成本，C

所述购能成本为：

式中，p

和/>

所述弃风成本为：

式中，

所述碳交易成本为：

式中，E

所述目标函数F的表达式为：

式中，F

进一步的，所述约束条件包括电功率平衡，热功率平衡，氢气功率平衡，天然气功率平衡，风电约束，抽水蓄能机组蓄水、发电约束，抽水蓄能电站库容约束，热电联产机组CHP约束、电解槽EL约束、甲烷反应器MR约束、氢燃料电池HFC约束。

进一步的，所述电功率平衡表达式为：

式中，

所述热功率平衡表达式为：

式中，

所述氢气功率平衡表达式为：

式中，

所述天然气功率平衡表达式为：

式中，

所述风电约束表达式为：

所述抽水蓄能机组蓄水、发电约束表达式为：

式中，

所述抽水蓄能电站库容约束表达式为：

式中，V

所述热电联产机组CHP、电解槽EL、甲烷反应器MR、氢燃料电池HFC的约束条件参考式(1)，式(2)，式(3)，式(4)。

进一步的，所述动态电价机制下的某一时刻碳量的计算表达式为：

/>

式中，

其中，抽水蓄能电站的动态蓄水、发电价格确定表达式为：

式中，σ为电价调整系数。

进一步的，所述双层调度模型采用CPLEX进行求解，所述求解步骤为：

S051：在抽水蓄能电站的计划调度方案下求解综合能源系统中各个机组的出力水平以及系统的碳排放量；

S052：将本次的碳排放量与上次优化得到的碳量水平比较得到新的相对碳量水平；

S053：根据相对碳量水平计算抽水蓄能电站的动态发电价格，求解得到抽水蓄能电站的发电、蓄水功率；

S054：通过上下两层的迭代输出最优的调度方案与成本。

为了验证该方法所提的调度策略与模型的有效性，以搭建的电-热-气耦合的综合能源系统IES与抽水蓄能电站PSPP模型为具体仿真对象，表1为电网的分时电价数据。

表1电网分时电价

系统中其他参数设置如表2所示。

表2参数设置

分时电价下的碳量水平如图3所示。

仿真结果分析

(1)系统的电、热、气供需分析

使用该方法优化后，所述综合能源系统的电在不同电价机制下的供需情况分别如图4、5所示。

由图4、图5可知，无论在分时电价机制还是动态电价机制下，本文构建的系统都无需向电网购电，HFC与CHP全天都提供电能，说明HFC与CHP是低碳经济的电能来源，在峰时段，PSPP都发电为系统提供能量，在平、谷时段利用多余的电能进行蓄水，通过对比可以发现，在12:00-14:00，动态电电价机制下的风电消纳明显高于分时电价，具有较高的新能源消纳水平，有利于提高系统低碳经济性。

所述综合能源系统的热在不同电价机制下的供需情况分别如图6、7所示。

由图6、图7可知，本文的热负荷主要HFC供能，由于CHP在12:00-17:00供电较多，其也为热能补给做出巨大贡献，热调度在该时段减少HFC发热，并利用热储能存储多余热量，在CHP供热少的时段，释放热能，实现系统经济调度。

所述综合能源系统的天然气在不同电价机制下的供需情况分别如图8、9所示。

由图8、图9可知，天然气主要来源于气网，CHP与GB为消耗天然气的主要机组，CHP主要工作在9:00-20:00，GB主要工作在早晨与午夜，两种不同机组一般不存在同时工作情况，除非系统存在热功率缺额。

所述综合能源系统的氢气在不同电价机制下的供需情况分别如图10、11所示。

由图10、图11可知，两种电价机制下HFC都需要消耗的大量的氢气，整体呈现出“中间低，两头高”的趋势，与CHP的出力与耗气趋势相反，两者为互补的机组。

电-热-气耦合的IES与PSPP之间各自的成本如表3所示。

表3IES与PSPP的各部分成本

由表3可知，在两种电价机制下，IES中碳交易成本为IES日运行成本的主要部分，其中，动态电价下的碳交易成本比分时电价降低8.6％，约607万元；购能成本与弃风成本分别比分时电价下降低2.2％与47.8％。抽水蓄能电站在分时电价下的成本为-21.58万元，动态电价下的成本为-22.01元。不难发现，动态电价机制无论在IES的运行成本方面还是PSPP的运行成本方面都更具经济优势，同时也具备更低的碳排放量，说明本文的动态电价相比分时电价有利于低碳经济调度。

(2)电价与抽水蓄能电站PSPP的运行情况

由图8可知，PSPP的发电与蓄能电价在3、10、12、22与23点略有提高，表明此时IES的碳量在上述时间点偏大，所以系统通过提高PSPP的动态发电价格来引导PSPP发电，减少系统其余机组的出力，降低系统碳排放量。

从图9可发现PSPP的在8、12、22点等时段进行发电，两种电价下的水库库容主要区别在3点与9点，PSPP通过调整运行方案获得更大收益。

为了体现精细化P2G与CHP热电比可调在不同电价机制下的效果，本文设置4种场景，场景1：不含MR过程与CHP热电比恒定；场景2：不含MR与CHP热电比可调；场景3：含有MR与热电比恒定；场景4：含有MR与热电比可调。4种情景的运行成本如表4所示。

表4不同情景下IES与PSPP的各部分成本

由表4可知，在动态电价机制下，IES的运行成本与PSPP运行成本都明显低于分时电价下的成本。其中，情景2的IES的成本降低最明显，相比分时电价，降幅达到8.3％。

对比场景1与2，可以发现热电比可调的CHP机组，更有利于系统对风电的消纳与降低碳排放量。分时电价下场景2比场景1降低碳交易成本约506.2万元，整体实现运行成本降低546.5万元。动态电价机制下，场景2比场景1降低碳交易成本约692.1万元，整体实现运行成本降低719.4万元。由此可见动态电价机制的优越性。类比场景4与场景3，也可得出在考虑MR过程后，热电比可调的CHP也有出色的降碳、节约效果。

对比场景2与4，可以发现考虑P2G甲烷化过程，能进一步降低系统的运行成本、碳排放成本，提高系统对风电的消纳水平。动态电价机制下，情景4的IES成本比情景2降低约3.2％，碳交易成本降低约2.7％。

上面结合附图对本发明优选实施方式作了详细说明，但是本发明不限于上述实施方式，在本领域普通技术人员所具备的知识范围内，还可以在不脱离本发明宗旨的前提下做出各种变化。

不脱离本发明的构思和范围可以做出许多其他改变和改型。应当理解，本发明不限于特定的实施方式，本发明的范围由所附权利要求限定。