考慮可靠性和經濟性的綜合能源系統優化配置方法

任洪波，李 通，李琦芬，吳 瓊*，楊涌文，趙鵬翔

(1.上海電力大學能源與機械工程學院，上海 200090；2.國網綜合能源服務集團有限公司, 北京 100052)

作為能源互聯網的物理載體，綜合能源系統的提出打破了冷、熱、電、氣等多元能源形式獨立規劃、獨立設計、單獨運行的固有模式，確立了以多能互補、供需互動為本質特征的新一代能源技術架構[1-2]。綜合能源系統是能源生產和消費革命大背景下，積極應對國際國內能源、經濟和環境三難困境，著力構建清潔低碳、安全高效現代能源體系的有效手段，必將成為未來中國能源基礎設施的主要承載形式。

在綜合能源系統構建過程中，安全、可靠是前提和基礎，是綜合能源系統應用與推廣的先決條件。然而，正是由于其“綜合”特性，使得其對系統可靠性的影響呈現兩面性。一方面，綜合能源系統中，多類型異質能源設備耦合集成，多元能源網絡雙向互動，單元設備、單段網絡故障可能引起連鎖反應和級聯失效，從而影響系統整體供能可靠性[3]；另一方面，綜合能源系統多元能源、網絡、負荷彼此協調配合，互為補充、互為備份，在提高系統靈活性和自由度的同時，亦會有效增強整體供能可靠性與自愈能力[4]。

自綜合能源概念提出以來，其可靠性分析便引起了中外學者的廣泛關注[5-6]。張弛等[7]以能源集線器為基本架構，提出了基于粒子群-內點混合優化算法的綜合能源系統可靠性評估算法，并探討了可再生能源滲透率對系統可靠性的影響。胡梟等[8]立足于需求側能源轉換設備的轉供能力，構建了綜合能源系統的可靠性評價指標，并借助序貫蒙特卡洛模擬法進行評估。倪偉等[9]提出了基于馬爾可夫過程蒙特卡洛法的綜合能源系統可靠性評估方法，重點探討了不同能量轉換設備對系統可靠性的貢獻度。Jiang等[10]構建了基于冷熱電三聯供的綜合能源系統可靠性評估模型，并探討了冗余設計對系統可靠性與經濟性的影響。Liu等[11]分析了儲能系統對增強醫療中心供能可靠性的效果。Recalde等[12]則從網側層面探討了涵蓋風電、光伏和潮汐發電的綜合能源系統的可靠性布局。

總體而言，目前中外針對綜合能源系統的可靠性研究已滲透源、網、荷、儲諸環節，但既有研究大多集中于可靠性評估領域，提出了一系列創新性評估指標和評估方法，極大提升了對綜合能源系統可靠性的認識深度。在綜合能源系統中，多元異質能源技術的組合、配置是影響其可靠性的關鍵要因；為此，有必要在系統初期規劃設計階段，將可靠性因素納入整體考量框架，從源頭解決其可靠性問題。然而，既有綜合能源系統規劃相關研究大多著眼于經濟性[13]、節能性[14]、環境性[15]等規劃目標，對可靠性的考慮尚不夠充分。

針對上述中外研究現狀，在常規綜合能源系統經濟性優化配置模型的基礎上，引入可靠性約束，形成兼顧經濟性與可靠性的綜合能源系統優化規劃框架，并引入相應可靠性評價指標對優化結果進行評估分析。

1 考慮可靠性的系統經濟性優化配置模型

1.1 綜合能源系統物理結構

所謂綜合能源系統，是指在常規外購能源基礎上，綜合運用燃氣內燃機、燃氣輪機、光伏等分布式發電裝置，燃氣鍋爐、吸收式制冷機、熱泵等冷熱源設備，兼顧蓄電、蓄冷、蓄熱等儲能設備，以滿足特定用戶的冷、熱、電等多元負荷需求。文中所考慮的綜合能源系統結構如圖1所示。熱電聯產機組(文中采用燃氣內燃機)、光伏和外網購電共同滿足電負荷，并引入儲能裝置進行調節；電制冷機和吸收式制冷機共同滿足冷負荷；熱負荷則由燃氣內燃機余熱供應，不足部分由燃氣鍋爐補足。此外，系統采用并網不上網模式，本地發電不允許上網。

圖1 綜合能源系統結構

1.2 優化模型目標函數

以經濟性作為綜合能源系統優化設計的主導目標，而可靠性則通過后續約束條件予以體現。為此，模型目標函數設為系統年總費用最小，包括年化投資費、年運維費和外部能源購置費用表示為

minC=Cinv+Com+Cbuy

(1)

式(1)中:C為綜合能源系統年總費用，元；Cinv為年化投資費，元；Com為年運維費，元；Cbuy為年購電購氣費，元。

1.2.1 年化投資費

Cinv=FchpPchp,mrchp+FgbPgb,mrgb+FPVPPV,mrPV+

FeesPees,mrees+FabPab,mrab+

FecoolPecool,mrecool

(2)

式(2)中:Fchp、Fgb、FPV、Fees、Fab、Fecool分別為熱電聯產機組、燃氣鍋爐、光伏設備、蓄電設備、吸收式制冷機、電制冷機的單位投資成本，元/kW；Pchp,m、Pgb,m、PPV,m、Pees,m、Pab,m、Pecool,m分別為上述各機組的裝機容量，kW；rchp、rgb、rpv、rees、rab、recool分別為各機組的資金回收系數。

以熱電聯產機組為例，其資金回收系數表示為

(3)

式(3)中:i為貼現率；n為熱電聯產的使用年限。

1.2.2 運行維護費用

簡單起見，主要考慮熱電聯產機組的運維費，其計算公式為

(4)

式(4)中:Com,chp為熱電聯產機組的單位運維成本，元/(kW·h)；Pchp,self為熱電聯產的逐時發電自用量；Pchp,sto為熱電聯產的逐時售電量，kW。

1.2.3 外部能源購置費用

系統外部能源購置主要包括電和天然氣兩部分，計算公式為

(5)

式(5)中:Cum為容量單價，元/kW；Pum電網合同容量，kW；i為月份，i=1,2,…,12;θ為超合同量懲罰費用，元；Cu為分時電價，元/(kW·h)；Pu為逐時購電功率，kW；τ為天然氣低位發熱量，kW·h/m3；ηe為熱電聯產機組發電效率；Cchp為熱電聯產機組用氣價，元/m3；Cgb為燃氣鍋爐用氣價，元/m3;Qgb為燃氣鍋爐逐時熱功率，kW。

針對電費計算，采用兩部制分時電價機制，分別計算基本電費和電度電費；天然氣消費則包括熱電聯產機組用氣和鍋爐用氣，并且考慮了針對燃氣分布式能源的優惠氣價。

1.3 優化模型約束條件

優化模型的約束條件主要由三部分組成，分別為確保供需實時平衡的能量平衡約束、設備相關技術約束，以及系統可靠性約束。

1.3.1 能量平衡約束

根據前述綜合能源系統結構圖，文中能量平衡需兼顧考慮冷、熱、電三種能源形式的實時平衡。

(1)電平衡約束。就需求而言，電負荷除直接電力需求外，還包括由電制冷引發的間接需求；供給側則有熱電聯產機組、光伏發電、蓄電池放電以及大網電力共同滿足，表達式為

Pchp，self(t)+PPV,self(t)+Pdisees(t)+Pu(t)=

Pd(t)+Pecool(t)

(6)

式(6)中:PPV為光伏發電自用量，kW；Pdisees為蓄電裝置逐時放電功率，kW；Pd為逐時電負荷，kW；Pecool為制冷機逐時耗電功率，kW。

(2)熱平衡約束。

Qgb(t)+Qchp，h(t)≥Qd(t)

(7)

式(7)中:Qgb為燃氣鍋爐逐時熱出力，kW；Qchp,h為熱電聯產機組余熱供熱量，kW；Qd為逐時熱負荷，kW。

(3)冷平衡約束。

Pecool(t)COP，ecool+Qchp,c(t)COP，ab≥Qc(t)

(8)

式(8)中:COP，ecool為電制冷機性能系數；Pecool為電制冷機逐時出力，kW；Qchp,c為熱電聯產機組余熱供冷量，kW；COP，ab為吸收式制冷機組的性能系數；Qc為逐時熱負荷，kW。

1.3.2 設備約束

設備約束主要是指針對熱電聯產機組、電制冷機、吸收式制冷機、光伏發電裝置、燃氣鍋爐、蓄電裝置等設備的技術約束。

(1)熱電聯產機組。對于熱電聯產機組，一方面，其發電量受制于裝機容量；同時，余熱回收量與發電量成線性關系，表達式分別為

Pchp,self(t)+Pchp,sto(t)≤Pchp,m

(9)

Qchp,c(t)+Qchp,h(t)=Pchp(t)ηh/ηe

(10)

式中:Pchp,m為熱電聯產機組額定容量，kW；ηh為熱電聯產機組余熱回收效率。

(2)電制冷機和吸收式制冷機。電制冷機和吸收式制冷機逐時制冷量受制于其額定容量，表達式分別為。

0≤Pecool(t)COP,ecool≤Qecool,m

(11)

0≤Qchp,c(t)COP,ab≤Qab,m

(12)

式中:Qecool,m為電制冷機額定容量，kW；Qab,m為吸收式制冷機額定容量，kW。

(3)燃氣鍋爐。針對燃氣鍋爐，同樣，其逐時熱出力不能超過其額定容量，表達式為

0≤Qgb(t)≤Qgb,m

(13)

式(13)中:Qgb,m為燃氣鍋爐的額定容量，kW。

(4)光伏發電裝置。光伏發電裝置出力主要取決于本地太陽輻射量和可安裝面積，表示為

G(t)Aλ=PPV,self(t)+PPV,sto(t)

(14)

0≤A≤Amax

(15)

式中:G為逐時太陽輻射，kW/m2；A為太陽能光伏板面積，m2；λ為光伏組件發電效率；PPV,sto為光伏發電儲能量，kW。Amax為光伏電池板最大安裝面積，m2。

(5)蓄電裝置。蓄電裝置作為電力供需間的緩沖單元，在任意時間段，其蓄電量等于前一時刻蓄電量與本時間段充放電差值之和，具體約束為

Pees(t+1)=(1-ε)Pees(t)+

(16)

0≤Pess(t)≤Pess,m

(17)

Pess(0)=0

(18)

Pdisess(0)=0

(19)

式中:Pees為蓄電池蓄電量，kW；ε為自放電率；Pees,m為蓄電池額定容量，kW；Pchees和Pdisees分別為蓄電池的充、放電功率，kW；μch和μdis分別為蓄電池的充放電效率。

此外，為避免蓄電池同時充放電，需增加如下約束條件，即

0≤Pchess(t)≤Mfin

(20)

0≤Pdiscees(t)≤Mfout

(21)

fin+fout≤1

(22)

式中:fin、fout為0-1變量，表示充放電狀態；M為一足夠大正整數。

1.3.3 供電可靠性約束

本文中，供電可靠性通過本地可控發電裝機容量與電網合同容量予以約束，即

Pchp,m+Pum≥max[pd(t)+Pecool(t)]α

(23)

式(23)中:α為比例設定值。

2 綜合能源系統可靠性評價指標

綜合能源系統的可靠性即為能源系統在規定時間和規定條件下滿足特定供能需求的概率。以供能側設備或系統故障率為切入點，側重于探討綜合能源系統中引入可控分布式電源設備(如熱電聯產機組)后系統的供電可靠性。在并網運行的綜合能源系統中，根據電力負荷、分布式電源容量和電網合同需量間的關系，可確定系統可靠供電概率[16]，公式為

(24)

式(24)中:K為系統可靠供電概率；M為公共電網的故障率；N為單體分布式電源設備故障率。

簡單起見，本文中假設只有一臺分布式電源設備。

3 算例分析

3.1 研究對象及負荷分析

以上海某醫院為研究對象，基于所構建模型對綜合能源系統進行優化配置分析。圖2為該醫院全年各月典型日逐時冷熱電負荷。全年電負荷相對平穩，負荷峰值為418 kW；冷負荷需求集中在4—10月，最大冷負荷約2 044 kW；熱負荷主要用于生活用水和供暖需求，峰值為1 266 kW。

圖2 醫院典型日逐時能源負荷

3.2 技術和經濟參數設定

作為綜合能源系統優化配置模型的主要輸入條件，用戶所采用能源價格和相關能源設備技術特性的設定至關重要，將對最終設備選型配置產生很大影響。針對所選定研究對象，其電價采用一般工商業兩部制分時電價，需量電價為37.8元/kW，電度電價有夏季和非夏季之分，如圖3所示。天然氣價格則根據用氣設備具有一定的差異性，分布式熱電聯產機組享受優惠氣價，為2.7元/m3，燃氣鍋爐用氣價格為3.87元/m3。

圖3 上海一般工商業分時電價

表1所示為本文中所考慮各供能和儲能設備的技術參數[17-20]，表2則為各設備的投資和運維費用[18-20]。

表1 設備技術參數

表2 設備投資與運維費用

3.3 場景設定

為進行對比分析，設定3個典型場景。場景1為常規能源系統，即全部電力需求由電網供應，冷、熱負荷分別由電制冷機和燃氣鍋爐滿足；場景2考慮熱電聯產機組和光伏兩種分布式電源設備；場景3在場景2的基礎上，增加蓄電裝置。

3.4 結果與討論

3.4.1 優化配置結果

基于前述參數設定，應用本文所構建的優化模型，確立三個場景下系統設備配置如表3所示。總體而言，可靠性約束的引入使得燃氣內燃機裝機容量也相對較高，在場景2和場景3中，其裝機均高于電力負荷峰值(圖2)。此外，在場景3中，由于考慮了儲能設備，相比于場景2，燃氣內燃機、吸收式制冷機和燃氣鍋爐容量均有所下降，而光伏發電裝置容量則提升了50%以上。由此可見，蓄電池的引入可以促進可再生能源的滲透率提升。另一方面，燃氣內燃機、光伏發電等分布式發電系統的配置可以顯著降低用戶與電網的合同需量，但蓄電池的導入則提高了合同需量。

表3 設備優化配置結果

基于上述系統配置，系統年化成本和可靠性指標均可確定，如表4所示。

表4 系統經濟性與可靠性結果

總體而言，與常規供能系統(場景1)相比，綜合能源系統兼具良好的經濟性與可靠性。通過系統優化配置，場景2和場景3的年總費用分別降低16.6% 和17.3%；雖然本地發電裝置的導入增加了系統初投資和運維費用，但外部購能費用(特別是電費)大幅減少使得系統整體經濟性提升。另一方面，根據本文引入的可靠性評估指標，由于多種供能模塊間的相互補充和備份，系統平均供電可靠率也得到了一定程度提升。特別是儲能裝置的引入，通過緩和供需平衡矛盾，進一步提升了綜合能源系統的經濟性與可靠性。

3.4.2 優化運行策略

圖4為場景3中典型日電、冷、熱負荷逐時平衡圖。對于電負荷需求而言，09：00—17：00時間段太陽能輻射條件更好，主要由光伏設備供能。而22:00—05:00時間段電價較低，主要從大電網購電以滿足用電需求；在其他時間段，燃氣內燃機在發揮了較大作用，蓄電池則作為補充。由于所配置燃氣內燃機容量相對較小，冬季熱負荷主要由燃氣鍋爐提供，占比近80%。就冷負荷而言，同樣，利用內燃機余熱的吸收式制冷機只在白天提供了部分冷量，超過88%的夏季冷負荷由電制冷機提供。

圖4 典型日冷熱電負荷平衡圖

3.4.3 可靠性約束的影響分析

本文中，系統可靠性約束主要考量的是本地可控發電裝機容量與電網合同容量滿足峰值負荷的能力。由表5可以看出，引入可靠性約束使得系統總費用有所增加。此外，系統的容量配置也會受到影響。引入可靠性約束后，間隙性、不可控的光伏裝機有所下降，而相可控的燃氣內燃機容量則提升了約15%；此外，儲能設備容量以及電網合同需量均有較有較大幅度提高。由此可見，對綜合能源系統而言，可靠性與經濟性是一對矛盾的統一體，可靠性的提升可能會是一定的經濟利益為代價；而大電網、可控分布式電源、儲能設備均是提升系統可靠性的重要元素。

表5 可靠性約束對優化配置的影響

3.4.4 基本電價改革效果分析

如前所示，本文中所探討案例采用了兩部制分時電價結構，其基本電費一直以來均按變壓器容量或合同最大需量計算。2018年以來，國家發改委出臺了降低一般工商業電價的一系列措施，其中一項即為兩部制電價用戶可按實際最大需量繳納基本電費。本文中探討了上述兩部制電價制度調整對綜合能源系統設備配置及其效果的影響，結果如表6所示。總體而言，將基本電費的結算依據改為實際需量后，年總供能費用降低了約2%。就設備配置而言，調整后，光伏發電和儲能容量均得到大幅提升，分別增加了約17%和34%；相反，燃氣內燃機的裝機容量則減少了約20%。

表6 基本電價改革措施對優化配置的影響

由此可見，兩部制電價制度改革可以在一定程度上降低用戶用能成本。如圖5所示，由于配置了本地分布式電源，全年除7—10月外，其他月份的實際需量均低于原合同需量，從而有效降低了基本電費。特別是冬季，由于供暖需求較高，燃氣內燃機等分布式電源出力較高，使得實際需量得到大幅降低；2月和3月實際需量甚至將為0，即本地發電完全可以自給自足。

圖5 不同電價制度下電網逐月需求量變化

4 結論

良好的經濟性與可靠性是綜合能源系統應用與推廣的前提與基礎。在常規經濟性分析的基礎上，將可靠性約束引入綜合能源系統的優化設計框架，構建了兼顧經濟性與可靠性的綜合能源系統優化配置模型，并提出了基于設備故障率的系統可靠性評估指標。通過典型案例的仿真分析，可獲得以下結論。

(1)在綜合能源系統中，通過源側多元互補，系統供能可靠性得到一定程度提升，特別是儲能裝置的引入可進一步提升系統經濟性與可靠性。

(2)綜合能源系統可靠性的提升可能會犧牲部分經濟效益，在實際規劃設計過程中需要權衡考慮。

(3)近期出臺的兩部制電價改革方案可以有效降低用戶整體用能成本，并在一定程度上促進了可再生能源的滲透。