含環(huán)境成本和多種儲能的綜合能源微網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行

晏 偉，吳新林，方景剛

（國網(wǎng)江西省電力有限公司 宜春供電公司，江西 宜春 336000）

0 引言

隨著全球變暖以及能源稀缺的問題日益嚴(yán)重，尋求提高能源利用率和減少環(huán)境污染的運(yùn)行方式越來越受到各界重視，冷熱電聯(lián)供（combined cooling，heating and power，CCHP）系統(tǒng)應(yīng)運(yùn)而生［1—2］。CCHP不僅能夠提高能源的利用效率、降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)能源的梯級利用，而且還能夠減輕環(huán)境污染，在實(shí)現(xiàn)能源的節(jié)能減排以及可持續(xù)發(fā)展中發(fā)揮了重要作用［3—5］。隨著 CCHP 聯(lián)供型微網(wǎng)的迅速發(fā)展，CCHP聯(lián)供型綜合能源微網(wǎng)的運(yùn)行優(yōu)化問題也受到許多國內(nèi)外學(xué)者的廣泛關(guān)注。

文獻(xiàn)［6］考慮了可再生能源和電熱負(fù)荷的隨機(jī)性，基于機(jī)會約束理論建立了熱電聯(lián)產(chǎn)的優(yōu)化模型，并采用基于隨機(jī)模擬的PSO算法求解。文獻(xiàn)［7］建立了CCHP 微網(wǎng)的日前優(yōu)化調(diào)度模型，計(jì)及了不同設(shè)備之間的耦合關(guān)系，但目標(biāo)函數(shù)中并未考慮系統(tǒng)運(yùn)行產(chǎn)生的環(huán)境成本。為了實(shí)現(xiàn)CCHP聯(lián)供型微網(wǎng)中冷熱電負(fù)荷之間的調(diào)度及轉(zhuǎn)換，文獻(xiàn)［8］引入地源熱泵和儲能裝置，建立了CCHP 聯(lián)供型微網(wǎng)模型，并采用混合整數(shù)規(guī)劃對模型求解，但未考慮CCHP 系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生的環(huán)境成本。文獻(xiàn)［9］建立了含光伏和儲能的CCHP 聯(lián)供型微網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行模型，以經(jīng)濟(jì)成本和供電方差為目標(biāo)，并將多目標(biāo)轉(zhuǎn)為單目標(biāo)求解。針對CCHP 微網(wǎng)調(diào)度問題，文獻(xiàn)［10］綜合考慮了燃料費(fèi)用和購售電費(fèi)用的結(jié)構(gòu)，建立了以運(yùn)行成本和環(huán)境成本最小的多目標(biāo)優(yōu)化模型，但只考慮了電儲能和CO2氣體的排放。

上述文獻(xiàn)在對CCHP聯(lián)供型綜合能源微網(wǎng)中的研究中取得了一定的進(jìn)展，但大多數(shù)未考慮CCHP綜合能源微網(wǎng)運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生的環(huán)境成本和多種儲能設(shè)備參與優(yōu)化。基于此，本文建立了含環(huán)境成本和多種儲能裝置的CCHP聯(lián)供型綜合能源微網(wǎng)優(yōu)化模型，以運(yùn)行成本、維護(hù)成本、環(huán)境成本等最小為目標(biāo)，采用整數(shù)規(guī)劃方法進(jìn)行求解，并分析了在不同類型電價(jià)模式下系統(tǒng)運(yùn)行成本的變化以及儲能裝置不同容量對系統(tǒng)運(yùn)行成本產(chǎn)生的影響。

1 CCHP綜合能源微網(wǎng)相關(guān)設(shè)備數(shù)學(xué)模型

1.1 微型燃?xì)廨啓C(jī)模型

微型燃?xì)廨啓C(jī)（micro?gas turbine，MT）具有發(fā)電效率高、污染排放小的優(yōu)點(diǎn)，在CCHP微網(wǎng)中得到了廣泛的應(yīng)用。其燃料一般為天然氣，發(fā)電成本數(shù)學(xué)表達(dá)式為

式中:CMT、QMT、PMT、ηMT分別為MT 的發(fā)電成本、天然氣消耗量、輸出功率、發(fā)電效率；λgas為天然氣價(jià)格（本文取2.5元/m3）；H為天然氣低熱值（本文取9.7 kWh/m3［11］）。

1.2 燃料電池模型

燃料電池（fuel cell，F(xiàn)C）是一種將化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能的發(fā)電設(shè)備，具有能夠連續(xù)發(fā)電、能源轉(zhuǎn)換高效、清潔等優(yōu)點(diǎn)［12］，廣泛應(yīng)用于分布式發(fā)電。其發(fā)電成本數(shù)學(xué)表達(dá)式為

式中:CFC、QFC、PFC、ηFC分別為FC的發(fā)電成本、天然氣消耗量、輸出功率、發(fā)電效率。

1.3 余熱鍋爐模型

式中:Qboiler、ηboiler、ηrech分別為余熱鍋爐的產(chǎn)熱量、制熱效率、煙氣余熱回收效率；υ為通入余熱鍋爐的煙氣量占微型燃?xì)廨啓C(jī)煙氣排放量的比例；Qboilermin、Qboilerman分別為余熱鍋爐功率上、下限。

1.4 燃?xì)忮仩t模型

燃?xì)忮仩t（gas boiler，GB）在CCHP系統(tǒng)中主要為補(bǔ)燃作用，即在聯(lián)供系統(tǒng)無法滿足熱負(fù)荷需求時(shí)由燃?xì)忮仩t來滿足。GB的供熱成本數(shù)學(xué)表達(dá)式［13］為

式中:CGB、QGB、PGB、ηGB分別為GB的發(fā)電成本、天然氣消耗量、供熱功率、供熱效率；PGBmin、PGBmax和ΔPGBmin、ΔPGBmax分別為GB的供熱功率上、下限和爬坡功率上、下限。

1.5 儲能裝置模型

儲能裝置在CCHP系統(tǒng)中主要起到削峰填谷的作用，例如電儲能裝置利用分時(shí)電價(jià)存在峰谷差的特點(diǎn)，在夜間利用主網(wǎng)低廉電價(jià)進(jìn)行充電，待到負(fù)荷高峰時(shí)進(jìn)行放電緩解供電壓力，減少高峰時(shí)期高昂電價(jià)電量的購買，從而達(dá)到降低CCHP 系統(tǒng)運(yùn)行成本的目的。儲能裝置的一般模型為

式中:S(t)為儲能裝置在t時(shí)刻的容量；Pch、Pdis、ηch、ηdis分別為儲能裝置的充放電功率與充放電效率；Smin、Smax、Pchmax、Pdismax分別為儲能裝置容量上下限、充放電功率上下限；θch、θdis分別為儲能裝置的充放電狀態(tài)參數(shù)，是0-1變量，表示儲能裝置不能同時(shí)進(jìn)行充、放電；T為調(diào)度周期，本文取T=24 h。

1.6 約束條件

（1）電平衡約束

式中:Pex為微網(wǎng)與大電網(wǎng)的交互功率；Pexmin、Pexmax分別為交互功率的上、下限；Pload為電負(fù)荷。

（2）熱平衡約束

式中:Pboiler為余熱鍋爐的輸出功率；Phch、Phdis分別為蓄熱槽的充、放電功率；Hload為熱負(fù)荷。

（3）冷平衡約束

式中:Psref、Peref分別為吸收式制冷機(jī)和電制冷機(jī)的輸出功率；Pcch、Pcdis分別為蓄冷槽的充、放電功率；Cload為冷負(fù)荷。

2 CCHP綜合能源微網(wǎng)優(yōu)化模型

針對大多數(shù)文獻(xiàn)未考慮CCHP綜合能源微網(wǎng)運(yùn)行時(shí)產(chǎn)生的環(huán)境成本和多種儲能設(shè)備參與優(yōu)化情況，本文建立以運(yùn)行成本、維護(hù)成本、環(huán)境成本等最小的目標(biāo)函數(shù)進(jìn)行優(yōu)化分析。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)函數(shù)為

式中:F為CCHP系統(tǒng)的總運(yùn)行成本；Cf、Cop、Cex、Cen分別為CCHP 系統(tǒng)的燃料成本、運(yùn)維成本、購電成本、環(huán)境成本。

燃料成本為

式中:CMT、CFC、CGB分別為MT、FC、燃?xì)忮仩t的燃料成本。

運(yùn)維成本為

式中:CMTop、CFCop、Cboiler、CBT、Chst、Ccst分別為微型燃?xì)廨啓C(jī)、燃料電池、蓄電池、蓄熱槽、蓄冷槽的維護(hù)費(fèi)用，元/kWh，具體數(shù)值見文獻(xiàn)［14］。

購電成本為

式中:λs、λb分別為微網(wǎng)系統(tǒng)向電網(wǎng)售電與購電的電價(jià)；Psell、Pbuy分別為微網(wǎng)系統(tǒng)向電網(wǎng)售電與購電的功率。

考慮的環(huán)境成本［15］包括兩方面的費(fèi)用:一是由于消耗環(huán)境資源產(chǎn)生的損失，包括消耗資源過程中產(chǎn)生的環(huán)境污染和過度消耗自然資源引起的生態(tài)破壞；二是消耗資源產(chǎn)生污染物排放受到的罰款，即

式中:m為污染物的種類；Vem為第m種污染物的環(huán)境價(jià)值標(biāo)準(zhǔn)；QX,m為不同發(fā)電設(shè)備發(fā)電時(shí)第m種污染物的排放量；Vm為因排放第m種污染物所受的罰款，具體數(shù)值見文獻(xiàn)［15］。

2.2 求解方法

本文所建立的CCHP綜合能源微網(wǎng)優(yōu)化模型為0-1混合整數(shù)規(guī)劃模型，其表達(dá)式的標(biāo)準(zhǔn)形式為

式中:x為MT、FC、GB、余熱鍋爐、吸收式制冷機(jī)等設(shè)備的出力所組成的矩陣；等式約束為冷熱電3 種負(fù)荷和儲能裝置容量的平衡約束；xmin、xmax分別為各設(shè)備的出力上、下限所組成的矩陣。0-1 變量的引入是為了限制儲能裝置充放電。

為求解上述模型，本文采用IBM公司研發(fā)的大型優(yōu)化軟件Cplex求解。

3 算例分析

3.1 算例數(shù)據(jù)

本文所考慮的CCHP聯(lián)供型綜合能源微網(wǎng)中各類設(shè)備有風(fēng)機(jī)（wind turbine，WT）、光伏（photovoltaic，PV）、微型燃?xì)廨啓C(jī)（MT）、燃料電池（FC）、蓄電池、吸收式制冷機(jī)、燃?xì)忮仩t、余熱鍋爐、蓄冷（熱）槽等。其中，風(fēng)電和光伏按最大出力跟蹤負(fù)荷，未考慮其出力不確定性。具體算例數(shù)據(jù)［16］如圖1所示，相關(guān)設(shè)備參數(shù)見文獻(xiàn)［14］及文獻(xiàn)［16］，分時(shí)電價(jià)見文獻(xiàn)［17］。

圖1 風(fēng)電、光伏和負(fù)荷出力預(yù)測曲線Fig.1 Wind power,photovoltaic power and load output prediction curves

3.2 運(yùn)行結(jié)果分析

含環(huán)境成本的綜合能源微網(wǎng)優(yōu)化運(yùn)行結(jié)果如圖2—圖4所示。從圖2中可以看出，在電價(jià)低谷時(shí)段（23:00—次日6:00），由于MT和FC的發(fā)電成本要高于購電成本，故在此時(shí)段MT 和FC 不出力，所需滿足的電負(fù)荷全部通過向電網(wǎng)購電滿足，同時(shí)向蓄電池充電；由于MT在此時(shí)段不出力，此時(shí)段內(nèi)的冷負(fù)荷和熱負(fù)荷全部通過電制冷機(jī)和燃?xì)忮仩t滿足，如圖3—圖4所示。

圖2 CCHP系統(tǒng)電負(fù)荷出力曲線Fig.2 CCHP system electric load output curves

在電價(jià)平時(shí)段（7:00—10:00，16:00—18:00，21:00—22:00），MT和FC發(fā)電成本不再高于購電成本，優(yōu)先出力滿足負(fù)荷。在該時(shí)段中，電負(fù)荷的供給主要由MT滿足，F(xiàn)C起輔助作用；同時(shí)，在低谷時(shí)段儲存電能的蓄電池釋放出電能，不僅可以減小負(fù)荷供給壓力，能利用峰谷電價(jià)差降低了系統(tǒng)的運(yùn)行成本。從圖3—圖4可以看出，該時(shí)段聯(lián)供系統(tǒng)開始發(fā)揮作用，冷熱負(fù)荷的主要供給由聯(lián)供系統(tǒng)滿足，未滿足部分分別由電制冷機(jī)和燃?xì)忮仩t補(bǔ)足。整個(gè)周期中，CCHP系統(tǒng)只在在谷時(shí)段和平時(shí)段向電網(wǎng)購電，用于滿足電負(fù)荷和電儲能裝置需求。在電價(jià)高峰時(shí)段（11:00—15:00，19:00—20:00）同時(shí)也是負(fù)荷高峰時(shí)段，冷、熱、電負(fù)荷的供給與平時(shí)段類似，高峰時(shí)段FC出現(xiàn)了出力。

圖3 CCHP系統(tǒng)冷負(fù)荷出力曲線Fig.3 CCHP system cold load output curves

圖4 CCHP系統(tǒng)熱負(fù)荷出力曲線Fig.4 CCHP system heat load output curves

由圖4 可知，熱儲能裝置在整個(gè)周期中都沒有出力，是因?yàn)楸疚牟扇〉奶烊粴鈨r(jià)格是一個(gè)固定值，在優(yōu)化過程中不能形成電儲能裝置結(jié)合峰谷電價(jià)降低成本的類似機(jī)制，故沒有增加出力來對熱儲能裝置蓄熱；而冷儲能在整個(gè)周期中有出力，是因?yàn)槔湄?fù)荷的輔助供給設(shè)備為電制冷機(jī)，在電價(jià)低谷時(shí)段出力供給冷負(fù)荷和對冷儲能裝置蓄冷。由圖2—圖4分析可知，由于系統(tǒng)含有儲能設(shè)備以及電制冷機(jī)和燃?xì)忮仩t，整個(gè)優(yōu)化運(yùn)行過程中，MT 并沒有以滿足冷負(fù)荷或者熱負(fù)荷為第一要求的情況出力，即未按照“以冷定電”或“以熱定電”出力，實(shí)現(xiàn)了冷熱電的解耦，使得系統(tǒng)的運(yùn)行更加經(jīng)濟(jì)。儲能設(shè)備在優(yōu)化運(yùn)行中起到了削峰填谷、降低系統(tǒng)運(yùn)行成本的作用。

本文所建立的計(jì)及環(huán)境成本的綜合能源微網(wǎng)模型優(yōu)化運(yùn)行成本為37 409.49元，與本文對應(yīng)的傳統(tǒng)分供系統(tǒng)運(yùn)行成本（24 h）為39 436.00元，運(yùn)行成本降低了5.42%，證明了本文所建模型的有效性和可行性。

3.3 不同場景對比分析

為了分析不同場景下系統(tǒng)運(yùn)行成本的變化，進(jìn)一步驗(yàn)證區(qū)域綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行優(yōu)化計(jì)及環(huán)境成本的必要性和分析儲能裝置的效益，本節(jié)另設(shè)立3 種場景進(jìn)行對比分析，且3.2節(jié)設(shè)為場景1。

場景2:不計(jì)及環(huán)境成本的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)；

場景3:含冷熱儲能但不含電儲能的計(jì)及環(huán)境成本的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)；

場景4:含電儲能不含冷熱儲能的計(jì)及環(huán)境成本的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)。

將以上場景通過在Cplex 軟件中求解得到的系統(tǒng)運(yùn)行成本如表1所示。

表1 不同場景下的系統(tǒng)運(yùn)行成本Table 1 System operating costs in different scenarios

由表1可知，當(dāng)不計(jì)及環(huán)境成本優(yōu)化運(yùn)行時(shí)，系統(tǒng)運(yùn)行成本為36 625.10 元，與場景1 相比，雖減少了2.09%，產(chǎn)生的環(huán)境成本卻增加了12.41%。這說明了不含環(huán)境的成本的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化存在以犧牲環(huán)境為代價(jià)而降低運(yùn)行成本的情況（增加微型燃?xì)廨啓C(jī)和燃料電池的出力，減少購電），不符合實(shí)際中環(huán)境友好型社會的要求；而計(jì)及環(huán)境成本的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)會重新調(diào)整各設(shè)備的出力，進(jìn)而避免產(chǎn)生過多的污染氣體排放，進(jìn)一步體現(xiàn)了計(jì)及環(huán)境成本的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的環(huán)保性以及計(jì)及環(huán)境成本的必要性。場景3 與場景1 對比可知，不含電儲能的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)成本增加了1.03%，環(huán)境成本增加了22.99%。這說明引入電儲能裝置不僅能夠時(shí)區(qū)域綜合能源系統(tǒng)利用分時(shí)電價(jià)特點(diǎn)降低運(yùn)行成本，還能降低系統(tǒng)因氣體排放產(chǎn)生的環(huán)境成本，具有很強(qiáng)的環(huán)保性。場景4 與場景1、場景3 對比可以看出，冷熱儲能裝置與電儲能裝置類似，能夠有效地降低系統(tǒng)的運(yùn)行成本以及具備環(huán)保性，但是其作用沒有電儲能裝置明顯。

3.4 儲能裝置容量變化對系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響

為了分析儲能裝置容量變化對系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響，在基于本文所建模型基礎(chǔ)上，通過在軟件中對儲能裝置設(shè)置不同容量進(jìn)行仿真分析，仿真時(shí)每次只對一種儲能裝置容量進(jìn)行調(diào)整，得到數(shù)據(jù)經(jīng)處理后如圖5—圖6 所示。由于熱儲能裝置沒有出力，故其未對系統(tǒng)運(yùn)行成本產(chǎn)生影響。

從圖5中可以看出，系統(tǒng)運(yùn)行成本隨著電儲能裝置容量的增大先降低再增加，在容量為2 000 kWh時(shí)，系統(tǒng)運(yùn)行成本最低；繼續(xù)增大電儲能裝置容量時(shí)，系統(tǒng)運(yùn)行成本不再降低而開始增加。對冷儲能裝置容量對運(yùn)行成本的影響如圖6所示，系統(tǒng)運(yùn)行成本隨著冷儲能裝置容量的增大而降低，但下降幅度比較小。

圖5 電儲能裝置容量對運(yùn)行成本的影響Fig.5 Impact of electric energy storage device capacity on operating costs

圖6 冷儲能裝置容量對運(yùn)行成本的影響Fig.6 Impact of cold energy storage device capacity on operating costs

3.5 不同電價(jià)下系統(tǒng)運(yùn)行成本分析

為了分析CCHP系統(tǒng)在不同類型電價(jià)的運(yùn)行成本，本文設(shè)立平均電價(jià)、分時(shí)電價(jià)、實(shí)時(shí)電價(jià)［17］3 種場景進(jìn)行對比分析，經(jīng)在Cplex 中運(yùn)行后，各場景成本如表2所示。

由表2可以看出，CCHP系統(tǒng)在電價(jià)類型為平均電價(jià)時(shí)，運(yùn)行成本在3種場景中最高，與電價(jià)類型為分時(shí)電價(jià)相比，系統(tǒng)運(yùn)行成本增加了8.57%；當(dāng)電價(jià)類型為實(shí)時(shí)電價(jià)時(shí)，系統(tǒng)運(yùn)行成本在3 種場景中最低，與分時(shí)電價(jià)相比，系統(tǒng)運(yùn)行成本降低了17.32%，效益在3者中很明顯。

表2 不同類型電價(jià)下的系統(tǒng)運(yùn)行成本Table 2 System operating costs under different types of electricity prices

4 結(jié)束語

本文建立了含多種儲能裝置的CCHP聯(lián)供型微網(wǎng)經(jīng)濟(jì)優(yōu)化模型，通過選取適當(dāng)?shù)乃憷M(jìn)行分析，證明了所建模型有效性和可行性，并分析了儲能裝置不同容量對系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響以及在不同類型電價(jià)下系統(tǒng)運(yùn)行成本的變化，得出了以下結(jié)論:

（1）CCHP 聯(lián)供系統(tǒng)配合儲能裝置，能夠有效地利用電價(jià)峰谷差降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，起到削峰填谷的作用。

（2）系統(tǒng)運(yùn)行成本隨電儲能裝置容量的增大先降低后增加；系統(tǒng)運(yùn)行成本隨冷儲能裝置容量的增大而減小，但變化沒有電儲能裝置顯著。

（3）采用實(shí)時(shí)電價(jià)時(shí)，系統(tǒng)運(yùn)行成本最低，采用平均電價(jià)時(shí)，系統(tǒng)運(yùn)行成本最高。在電價(jià)層面，將來采用實(shí)時(shí)電價(jià)或是趨勢。