計及氫氣天然氣混合運輸的氫耦合綜合能源系統優化調度

邱 彬，慕會賓，王 凱，張志超，楊 楨

（1.遼寧工程技術大學電氣與控制工程學院，葫蘆島 125105；2.國網遼寧省電力有限公司葫蘆島供電公司，葫蘆島 125105）

綜合能源系統IES（integrated energy system）將區域內電能、天然氣、熱能等多種能源進行合理規劃整合，滿足區域電熱氣各類負荷的同時，實現多種能量協調規劃、經濟運行和能源互補[1]。氫氣作為清潔能源因其具有無碳排放、熱值高的特點，逐漸被廣泛應用于各類能源領域。近些年來，與氫能源相關的氫氣制成、存儲、運輸領域高速發展，在一定程度上解決了氫能利用過程中存在的問題，使得氫氣供能更為普及。將氫氣作為中間能量存儲媒介，實現IES中電-氣網絡的雙向耦合，可以減少IES中由于電力負荷波動產生對上游電網的影響，并且將氫氣直接注入天然氣管道能夠進一步提高能源利用效率，同時電-氣之間能量形式轉換的靈活性增強。

目前，如何將氫能與IES結合以增大可再生能源消納、提高系統運行經濟性成為研究熱點[2]。文獻[3]提出通過IES形成多元消納技術和多元存儲技術來增加可再生能源的就地消納，并驗證了多元存儲技術的優越性；文獻[4]通過燃氣-蒸汽聯合循環機組將電熱冷氣等多種能源耦合成多能源系統，利用P2G（power-to-gas）技術進行棄風消納，并研究了P2G設備的啟停控制策略；文獻[5]提出含電轉氣的變效率熱電聯產調度模型，在P2G技術的電解水環節引入儲氫，并通過氫燃料電池熱電聯產促進氫能高品位的使用；文獻[6]考慮電制氣中電解槽與甲烷化反應槽的成本差異和電解水與及甲烷化反應的能量轉化差異，并提出了反映氫氣注入天然氣網絡、電制氣投資運行過程的P2G最優容量規劃模型，進一步提高了能源利用效率。現階段的相關研究多著眼于IES與氫能的局部耦合上，尚未形成完善的氫儲能系統，由此實現電-氫-氣之間的靈活經濟調度。

針對以上問題，本文提出一種計及氫氣天然氣混合運輸的氫耦合綜合能源系統模型。首先，以氫儲能技術為基礎，構建氫氣與電能之間、氫氣與天然氣之間轉換的數學模型，以日運行費用最低為目標函數，加入IES中各項機組運行約束，并考慮供熱網絡傳輸、氣網傳輸相關動態特性。然后根據某地區各負荷曲線和分時電價進行案例計算。最后對算例結果進行分析對比，驗證本文所提計及氫氣天然氣混合運輸的氫耦合綜合能源系統優化調度研究在平抑電負荷波動、消納可再生能源、提高能源利用效率和降低運行成本方面具有優越性。

1 基于氫能耦合的IES設計

1.1 氫儲能系統

氫氣因其密度小、性質活潑而難以存儲。液化儲氫、壓縮氫氣儲氫和合金固體儲氫分別由于存儲條件苛刻、存儲上限不高和存儲價格偏高因素并未能完全解決儲氫問題。物理吸附儲氫和有機物儲氫的潛力巨大，但目前仍處于研究階段。地下儲氫被認為是一種長期大量儲氫的主要方法，法國國家氣體公司和Imperial Chemical Industries公司已經分別在Beynes、Teeside地區進行地下氫氣存儲。儲氫技術的成熟完善為氫氣的高效利用提供了保障，本文將以地下儲氫方式對氫儲能系統進行建模，其中包括氫存儲和釋放過程中的損耗以及儲氫系統隨著時間增長而造成的損耗。

1.2 氫能耦合環節

P2G技術是將電能通過電解水產生氫氣后制成甲烷通入天然氣網絡的技術，實現廉價盈余的電能到燃氣的轉換。P2G包含電解水和甲烷化反應兩個部分，即

能量轉化效率分別能達到75%～85%和75%～80%[7]。由于氫氣轉化為甲烷伴隨著較大能量損失，近年來將氫氣直接注入天然氣管道的研究成為熱點。

氫燃料電池HFC（hydrogen fuel cell）熱效率高，無污染，能將化學能高效轉化為電能。HFC根據電解質分為堿性、固體氧化物和質子交換燃料電池等種類，能量轉換效率為40%～80%[8]。HFC可以實現IES氫-電耦合，在用電高峰期補充IES電力供應。

工業上可通過常通過水蒸氣重整反應制得氫氣，在大規模供應場合可達5 000 m3/h的供應量。天然氣制氫由天然氣蒸汽轉化制轉化氣和變壓吸附提純氫氣兩部分組成，壓縮并脫硫后天然氣與水蒸氣混合后，在鎳催化劑作用下于820～950℃將天然氣轉化為H2、CO和CO2的轉化氣，轉化氣通過變壓吸附過程得到高純度的氫氣[9]。重整反應可以實現天然氣到氫氣高效轉換，為氫耦合的IES氫能來源提供保證。

1.3 氫氣天然氣混合傳輸模型

P2G技術的相關研究普遍將P2G設備建模視為整體進行分析[6]，如果將電解水產生的氫氣直接注入天然氣管道加以利用，可避免制成甲烷而引起額外的能量損耗。但將氫氣注入天然氣管道會導致不同成分的氣體混合，為確保氫氣天然氣混合輸送的可行性，需要考慮燃氣互換性和管道輸送工況變化的影響，并且需要計算混合氣體相關參數。

將氫氣加入天然氣中導致燃氣成分改變時，用戶的燃氣工況會產生變化，進而影響燃具的性能，甚至無法工作。不同燃氣混合必須考慮燃氣的互換性，常通過計算燃氣華白數和燃燒勢來衡量燃氣的互換性。根據文獻[10]參數計算得出結論：若混氫天然氣中氫氣的體積分數小于23%，可保證對終端用戶等效氣源供給。氫氣與天然氣混合導致燃氣高熱值發生變化，為確保輸氣功率不變，需要微小提高燃氣輸送壓強[10]，即

式中：pmix和pgas分別為混合氣體輸送壓強和常規天然氣輸送壓強，Mpa；ψ為增壓比，其值略大于1。當2種以上的氣體混合，需要根據各種氣體成分計算出混合氣體相關參數。若混合氣體中氫氣的體積分數是φH，則混合氣體相關參數計算公式[11]為

式中：Mmix、MH、MC分別為混合氣體、氫氣、甲烷的摩爾質量，g/mol；ρmix、ρH、ρC分別為混合氣體、氫氣、甲烷的密度，kg/m3；Hmix、HH、HC分別為混合氣體、氫氣、甲烷的熱值，kJ/kg；R和Rmix分別為理想氣體常數和混合氣體常數。

此外，熱電聯產機組利用發電后的廢熱回收實現滿足部分供熱需求，最高能量利用潛力可達60%～70%。熱泵機組將低品位熱能轉化為高品位的熱能，能夠實現電能到熱能的高效轉化，使供熱來源更加靈活。本文將以電力、熱力和燃氣三大能量網絡為基礎模型，結合氫儲能系統，完善電-熱-氫-氣間耦合形式，從而達到提高能源利用效率，提高系統運行經濟性的目的。

2 優化模型

2.1 優化模型架構

計及氫氣天然氣混合運輸的氫耦合IES優化調度模型架構如圖1所示。系統模型通過從上游電網和天然氣網絡購買電、氣來承擔區域內電力負荷、氣負荷和熱負荷供應。電力網絡、風電機組、熱電聯產機組和氫燃料電池滿足系統電力負荷以及電解水裝置和熱泵供電。熱泵和熱電聯產機組滿足區域熱負荷需求。天然氣網絡購氣、氫氣混入、氫氣甲烷化共同承擔系統氣負荷，并維持甲烷和氫氣日產生量和消耗量平衡。

圖1 優化模型Fig.1 Optimization model

2.2 目標函數

2.3 約束條件

2.3.1 耦合環節模型

2.3.2 能量平衡約束

2.3.3 網絡傳輸模型

2.3.4 設備自身約束

本文優化模型求解過程需要首先獲取地區的電、熱、氣負荷數據曲線，構建該地區的電力網絡、氣網絡、供熱網絡傳輸模型，以及各耦合環節模型，綜合考慮IES能量平衡約束和各設備自身約束，以經濟最優為目標函數進行優化計算，最后根據計算結果制定該地區各設備出力計劃。本文通過通用優化求解軟件LINGO進行算例模型進行求解。

3 算例分析

3.1 算例說明

本文基于如圖2所示的簡化7節點天然氣網絡和8節點供熱網絡構成的系統模型，選取北方某地區一日電、熱、氣負荷量作為算例進行測試計算。其中文本電力負荷包含電力傳輸損耗。算例系統參數以及8節點供熱網絡、7節點天然氣網絡的參數分別如表1～表3所示。

圖2 IES系統模型Fig.2 Model of IES

表1 算例系統參數Tab.1 System parameters of example

表2 8節點供熱網絡參數[15]Tab.2 Parameters of 8-node heating network[15]

表3 7節點氣網絡參數[16]Tab.3 Parameters of 7-node gas network[16]

圖2供熱網絡中LH1～LH4為系統熱負荷，①～⑦為供熱管道，H1～H8為供熱網絡節點，其中H1為供熱網絡換熱首站，承擔系統熱量供應；燃氣網絡中S為上游天然氣源，LG1～LG5為系統氣負荷，（1）～（6）為燃氣傳輸管道，G1～G7為燃氣網絡節點，NC為壓縮機組；BUS為電力母線。系統的日電熱氣負荷曲線如圖3所示，風電機組出力與分時電價如圖4所示。

圖3 系統日電熱氣負荷Fig.3 Daily electrical,heating and natural gas loads of system

圖4 風電出力與分時電價曲線Fig.4 Curves of wind power output and TOU electricity price

本算例調度周期為24 h，單位調度間隔為1 h。為計算方便，設同一時刻LH1～LH4、LG1～LG5的熱、氣負荷量相等。為驗證本文所提優化調度模型的優勢，該算例分析將從平抑電力波動和氫消納能力兩方面進行算例分析。

3.2 平抑電力波動

為研究本文所提優化模型的氫耦合傳輸特性，本節構建3組場景進行分析，場景設置如表4所示。

表4 場景設置Tab.4 Setting of scenarios

3組場景分別在電熱氣負荷相同、分時電價和天然氣價格相同情況下進行算例求解，得到不同場景下系統日購電、購氣和總費用如表5所示。可知，場景2較場景1購電費用增加6 182元，購氣費用減少7 314元，總費用減少1 134元；場景3較場景1購電費用125 374元，購氣費用增加114 541元，總費用減少10 833元；場景3總費用最低，經濟性最優。

表5 場景1到場景3購電費與購氣費Tab.5 Electricity and gas purchase fees under Scenarios 1-3元

場景1～場景3的各部分機組日各小時出力情況和購電情況分別如圖5～圖7所示。場景1僅設置傳統的P2G模型，風電機組、熱電聯產機組和電網購電3部分承擔系統電力負荷供應與電解水的電能消耗，且實時保持電功率平衡。在1～7 h時段，分時電價處于較低水平，電力負荷需求較低，系統電解水裝置運行，使得這一時段電力供應需求增大。將剩余的風電和部分從電網上游購電電量進行電解水反應，并將產生的氫氣進一步通過甲烷化反應槽生成甲烷通入燃氣網絡，彌補燃氣需求，實現“填谷”作用。通過P2G裝置實現電-氣-電的轉化具有能量存儲的功能，但其必然伴隨著較多能量的消耗，并不如燃料電池的存儲效率。

圖5 場景1電功率出力情況Fig.5 Electric power output under Scenario 1

場景2在場景1的基礎上省去P2G中的甲烷化反應裝置，將產生的氫氣直接通入燃氣管道與天然氣混合，避免氫氣生成甲烷產生額外能量消耗，進一步提升了可再生資源的能量利用效率。

場景3在實現氫氣與天然氣直接混合供氣的基礎上設置完整的P2G裝置、重整反應裝置以及HFC。1～8 h時段系統處于電力負荷低谷，通過電解水將風電和部分低價電力轉化為氫能，混氫裝置將氫氣直接通入天然氣管道來進行燃氣供應。甲烷化反應裝置將部分氫氣轉化為甲烷，進一步提高的燃氣管道傳輸的氫氣總量。在滿足燃氣供應后，氫儲能裝置將剩余氫氣存儲。11～13 h和19～23 h時段電力負荷處于高峰，重整反應裝置和HFC將天然氣和存儲的氫氣轉化為電能補充該時段電力供應。由此實現電-氫-氣之間靈活能量轉換，達到平緩IES購電波動，減少系統對上游電網的影響。同時，氫儲能系統作為中間環節起到了能量存儲與緩沖作用，為IES的優化調度提供了更高的靈活性。

不同場景下24 h購電量如圖8所示。方案1和方案3分別對應未加入和加入完整氫儲能系統和相關耦合設備的24 h購電量曲線。本文所提優化調度模型將11～13 h和19～23 h的電力負荷峰值轉移至1～7 h，實現了電力負荷的削峰填谷，起到了抑制電力負荷波動的作用。

3.3 氫氣消納能力

氫氣混入燃氣網絡使能源利用效率大幅提高，可再生能源消納能力增強，但由于氫氣與天然氣混合存在體積分數上限，隨著氫氣混入的同時，IES從上游天然氣氣源的購氣量下降，導致可消納氫氣的混入量下降。本節將對比3種方案從氫氣消納量的角度來驗證氫儲能系統在進一步提高氫氣消納和能源高效利用方面的優越性。

基本參數設置同上一節不變，氣負荷供應量增大，不斷增大風電機組裝機容量百分比，計算3種方案下的1日內系統運行總費用、上游氣源總購氣量、總混氫量和單位天然氣混氫量。

方案1：僅設置P2G的電解水裝置和混氫裝置。

方案2：在方案1基礎上加設甲烷反應裝置。

方案3：在方案2的基礎上加設氫氣儲能系統。

方案1～方案3算例仿真結果分別如表6～表8和圖9所示。當裝機容量較低時，風電機組發電功率可以完全消納，對IES負荷波動性影響不大。當裝機容量不斷增大，某段時刻的風電出力無法完全消納時，傳統風電機組會提高棄風率來減小風電波動對電網產生的影響。3種方案通過加設電-氣網絡的耦合過程，均可實現可再生能源的消納。

表6 方案1的仿真結果Tab.6 Simulation results under Scheme 1

表7 方案2的仿真結果Tab.7 Simulation results under Scheme 2

表8 方案3的仿真結果Tab.8 Simulation results under Scheme 3

圖9 不同風電裝機容量下3種方案購氣量和氫氣混入量Fig.9 Quantities of gas purchase and mixed hydrogen in three schemes under different wind power installed capacities

方案1的氫氣混入量隨著風電機組裝機容量提升而提升，導致從上游氣源購氣量不斷降低。但受限于氫氣體積占比，這導致燃氣管道的氫氣消納能力降低，單位氣源天然氣消納氫氣量仍處于較低水平。

方案2在方案1的基礎上增設甲烷化反應通道，實現氫氣直接混入和甲烷化反應后通入兩種方式結合，將部分氫氣進行甲烷化反應生成甲烷，增大甲烷含量，進一步提高燃氣管道的氫氣消納能力。方案3在方案2基礎上增設氫儲能系統，氫氣生成量較大而燃氣管道無法消納時將氫氣進行存儲，在氣負荷量增大時進行氫氣的混入，進一步提高了燃氣管道的氫氣消納能力，能源利用效率進一步提高。

4 結論

本文提出計及氫氣天然氣混合運輸的氫耦合綜合能源系統優化調度，通過氫儲能系統將氫氣作為能源傳遞媒介，實現電力網絡和燃氣網絡雙向可逆能量流動，并將氫氣天然氣混合輸運技術應用于燃氣網絡，結論如下：

（1）以氫能為耦合雙向連接電力網絡和燃氣網絡，可以實現電力負荷的削峰填谷，起到抑制負荷波動的作用，并且具有一定的經濟效益。

（2）氫氣天然氣混合輸送能夠避免生成甲烷額外產生的能量損耗，氫儲能裝置可以實現氫氣天然氣混合輸送過程中燃氣網絡氫消納能力的進一步增強，能源利用效率有所提高。

（3）如何考慮動態參數下的氫氣天然氣混合傳輸模型以及不確定性因素下的實際動態傳輸過程仍需要進一步研究。