电-气互联综合能源系统中电转气厂站的规划方法

周姝灿，郭子暄，程鑫，陈雷，左郑敏，钟依庐

(1. 广东电网有限责任公司电网规划研究中心，广东 广州 510080；2. 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司，广东 广州 510663)

电力系统和天然气系统是人类社会运输和使用能源的主要方式，得益于现代通信技术的发展，2个原本相互独立的系统逐渐向多系统耦合的综合能源系统发展[1]。电转气(power-to-gas，P2G)技术为2个系统的耦合提供了关键技术，在综合能源系统中扮演着重要的角色[2-3]。通常，电力系统和天然气系统主要通过天然气发电厂(natural gas-fired plants，NGFP)和P2G厂站进行耦合，NGFP可将天然气转化为电能，P2G可将电能转化为天然气的主要成分甲烷[4-6]。耦合节点在储能、能量转化方面有着巨大潜力，能够辅助综合能源系统的运行，提供备用、削峰填谷、调频等服务，保障电力系统的稳定，实现电力网络和天然气网络中能源的双向流动[7-11]。在多能源综合系统下，仅考虑电力系统的经济目标已经不能满足多能源参与的需求，兼顾经济、安全、环保等多种因素的经济优化问题凸显重要[12-15]。

P2G技术能够将多余的电力转化为甲烷或氢气，存储在天然气管道网络或存储设备中，为可再生能源在电网中的大规模应用提供了新的方案，能部分解决从电力系统到天然气系统的容量和灵活性问题。天然气系统运行与天然气发电厂运行是相互影响且密不可分，而综合能源系统中天然气发电厂对电力系统的影响不可忽视。P2G技术增强了电力系统和天然气系统的耦合，提高了能源的利用效率。随着天然气用户的需求增加，对气源供给侧的要求越来越高，当现有P2G厂站容量不能满足时，需要对P2G厂站进行扩展。因此，如何合理地将天然气系统和电力系统集成在一起，兼顾电力系统和天气系统的经济目标，设计出安全可靠的规划方案至关重要。文献[16]提出了一种计算联合循环发电厂系统最大发电量的模型。文献[17]提出了一种将发电与天然气生产与调度相结合的方法，该方法建模一个优化问题，其目标函数是在管道容量约束条件下最大化发电量。文献[18]详细处理了天然气和电力的稳态潮流方程，旨在用于最优经济调度。文献[19]提出了线性模型来集成热液系统中的电-气长期运营计划，建立了天然气-电力网络的综合潮流模型，并将该模型简化为一个优化问题，其目标函数是在电力系统和天然气管道约束下，使燃气-电力系统的综合运行成本降至最低。文献[20]强调了储能系统的规划选址问题，包括类型选择和容量大小确定。文献[21]考虑了将冷热电联产技术应用于综合能源系统，并构建了以经济成本最低的调度模型作为目标函数。为了满足不同用户对天然气、电、制冷、供热的能源需求，采用冷、热、电相结合的综合运行方式被认为是一种比典型的独立功能系统具有更高效率的运行方式。

P2G厂站的规划旨在合理地选择其安装位置，有效降低发电成本，减少碳气体排放，提高能源的利用效率。以上文献中对P2G厂站安装位置和容量的规划，没有考虑用户需求的增长对电力线路和天然气管道规划的要求。为此，本文构建包含天然气系统、电力系统和P2G厂站的综合能源系统模型，探讨以经济效益最优为目标的P2G厂站选址方案，并评估已建线路的负载能力。

1 P2G技术原理

P2G是一种电化学储能技术，该技术通过将电能转化为甲烷，和NGFP联合实现能量的双向流动，提高电力系统与天然气系统之间的耦合度。同时，P2G厂站可以通过为电力系统提供辅助服务来提高运行的经济性。甲烷可以直接注入到现有的天然气管道或存储设备中进行运输和存储，无需支付任何额外成本，且电转甲烷的应用前景较大。因此，本文考虑了基于电转甲烷技术的P2G厂站。P2G技术是指使用电能将二氧化碳(CO2)和水(H2O)转化为甲烷和氢气(H2)的过程，电转甲烷一般分为2个阶段，其原理如图1所示。

图1 电转甲烷原理Fig.1 Principle of power-to-methane

第1步，通过电解H2O产生H2和O2，其化学方程式为

(1)

第2步，将式(1)产生的H2和CO2转化为甲烷和H2O。式(2)描述了获得甲烷的过程：

(2)

该过程是通过将第1步产生的H2与外界补充的CO2通过催化剂催化进行结合而产生的。

P2G厂站可通过调频服务、节能减排、能量储存等电力系统辅助服务来获得经济收益。同时，当天然气系统气源点的供应量满足不了用户需求时，P2G厂站可以作为备用气源点满足用户需求。

2 天然气系统

2.1 稳态流量模型

天然气通过管道从天然气气源点运输到各个需求点形成天然气传输网络，天然气传输网络的建模考虑3种基本类型的实体：管道、压缩机(由管道表示)和互连点(由节点表示)。因此，天然气系统模型由稳态天然气流量模型、压缩机模型和流量平衡方程3个部分组成，其中线路(包括线路上的压缩机)和连接点用管道和节点进行数学表示。从节点m到节点n的管道稳态流量fmn表示为：

(3)

式中：πm、πn为节点m、n处气体压力；Cmn为管道常数；sgn(πm,πn)表示流动方向，取值为1表示流动方向为节点m到节点n，取值为-1表示流动方向为节点n到节点m。

2.2 压缩机模型

在管道中输送气体的过程中，由于摩擦阻力，气流会损失一部分初始能量从而导致压力损失。为了补偿能量损失并推动气体流动，在天然气传输网络中安装了压缩机站。如图2所示，拓扑网中的压缩机站设立在管道上，由燃气发电机提供动力，抵消压力损失，补偿能量耗损。图2中fk、τk分别为节点m到节点n之间的压缩机k流过的天然气流量和消耗的天然气流量。

经过经验修正与理想气体状态的偏差后，压缩机功率方程为：

(4)

(5)

式(4)、(5)中：Hmn为内部功率消耗，表示通过压缩机的气体流量fmn与气体压力πm和πn之间的关系；Bmn为与压缩机内部温度对应的压缩机效率常数；Zmn为压缩机入口处与比热比有关的气压常数；τmn是为压缩机提供动力而消耗的气体体积；αmn、βmn、γmn为Hmn与τmn之间的转换因子。

2.3 节点平衡方程

天然气系统中，输入节点的气体总量等于输出节点的气体总量。流量平衡方程可以描述为：

(A+U)f+ω-Tτ=0；

(6)

(7)

式(6)、(7)中：A为管道-节点的连接矩阵，代表管道和节点的连接关系；U为压缩机-节点的连接矩阵，代表压缩机和节点的连接关系；f为气体流量向量；T为压缩机-节点关联矩阵；τ为压缩机气体流量消耗向量，压缩机将抽出一部分气体τmn来驱动NGFP，从而运转压缩机k；ω为天然气气体净注入节点的向量，ω=ωS-ωL，ωS和ωL分别为气体供应和气体需求的向量；Amk表示管道k与节点m的连接关系及管道k中气体流向，Umk表示压缩机k与节点m的连接关系及经过压缩机k的气体流向，Tmk表示压缩机k是否消耗节点m的天然气。

3 综合系统经济目标

3.1 目标函数

将电力系统、天然气系统和P2G厂站共同视为综合能源系统的参与者，建立集成的混合整数规划模型，然后采用集中协调的方法来规划综合能源系统。考虑一种新的耦合方式，通过P2G厂站将电能转化为天然气，耦合节点(电力系统和天然气系统)中P2G厂站的规模将影响现有线路的负荷情况，P2G厂站的位置直接影响其对综合能源系统的经济贡献。P2G厂站的规划对综合能源系统有着重大影响，协调规划的数学模型可以简单表示为

max(NE+NG+NP2G).

(8)

式中：NE为电力系统的收益；NG为天然气系统的收益；NP2G为P2G厂站的收益。式(8)中，电力系统、天然气系统和P2G厂站集中管理，由授权的决策者负责整个规划目标，实现综合能源系统的总收入最大化。

3.1.1 电力系统经济目标

电力系统的收益NE简单写成

maxNE=RE,profit-(CE,captital+CE,operation)，

(9)

式中RE,profit、CE,captial、CE,operation分别为电力系统的收入、投资成本、运营成本。电力系统的收益RE,profit包括向P2G厂站和其他用户出售电能的收益。投资成本CE,captial包括为了满足负荷需求在原始网络扩建的电力线路，以及为了使整个能源系统连通所新建的电力线路投资费用。运行成本CE,operation包括非燃气轮机发电成本、燃气轮机发电成本以及P2G厂站为电力系统提供备用服务的成本。计算公式如下：

(10)

(11)

(12)

3.1.2 天然气系统经济目标

天然气系统的收益NG简单写成

maxNG=RG,profit-(CG,capital+CG,operation)，

(13)

式中RG,profit、CG,captial、CG,operation分别为天然气系统的收入、投资成本、运营成本。收入RG,profit来自向NGFP和其他天然气用户出售天然气。CG,captial包括连接P2G厂站和电网的新建天然气管道成本以及为满足其他天然气用户的需求而建设的天然气管道成本。CG,operation由购买气源点的天然气成本和购买P2G厂站生产的天然气成本组成。计算公式如下：

(14)

(15)

(16)

3.1.3 P2G厂站经济目标

P2G厂站的收益NP2G简单写成

maxNP2G=RP2G,profit-(CP2G,capital+CP2G,operation),

(17)

式中RP2G,profit、CP2G,captial、CP2G,operation分别为P2G厂站的运营收入、投资成本、运营成本。计算公式如下：

(18)

(19)

(20)

3.2 约束条件

3.2.1 电力系统约束条件

气电互联系统中电力系统的产、输、配电是同时进行的，整个系统需满足有功功率平衡约束。由于本文使用直流潮流的方法计算线路潮流，不考虑线路的损耗，故总发电功率等于用户负荷与卖给P2G厂站负荷之和；同时还要满足任意时刻任意节点的节点有功功率平衡约束。为了避免线路负荷过大，已经存在和新建的电力线路都需要满足输电线路传输最大容量限制；由于发电机组的技术条件限制，不同类型的发电机组有功出力都必须在一定的范围内。电力系统约束条件如下：

(21)

(22)

(23)

(24)

|Pij,t|≤Pij,max,∀ij∈ΩEL;

(25)

(26)

(27)

(28)

3.2.2 天然气系统约束条件

天然气系统约束条件如下：

(29)

|Sij,t|≤Sij,max,∀ij∈ΩGP;

(30)

(31)

(32)

πi,min≤πi,t≤πi,max,∀i∈ΩGBUS;

(33)

∀ij∈ΩGP;

(34)

∀ij∈ΩGCP;

(35)

∀i∈ΩGBUS;

(36)

(37)

3.2.3 P2G厂站约束条件

P2G厂站约束条件如下：

(38)

(39)

(40)

(41)

(42)

(43)

(44)

(45)

(46)

4 算例仿真

4.1 系统设置

设置综合能源系统的电力系统由10个发电机(4个燃气轮机和6个火力发电机)、17个负荷节点、31条输电线组成。为了满足用户的用电需求，准备10个候选电线可供规划。天然气系统由9个天然气负荷节点、6个气源点、20条天燃气管道和2个压缩机站组成[22]。2个压缩机位于天然气节点4G、14G之间和天然气节点17G、18G之间，其中上标“G”表示在天然气系统中设置的节点，没有上标“G”的节点或线路标号表示该节点位于电力系统中。在电力系统中的节点7、15、21、22上建立4个燃气轮机，这些节点分别对应天然气系统节点20G、16G、4G、12G。为了满足用户的天然气负荷需求，设置15条候选天然气管道可供规划。电力市场和天然气市场的出清价格参考Nord Pool电力市场和欧洲能源交易所(European Energy Exchang，EEX)天然气市场，由于本文不考虑节点价格机制，电力和天然气价格是统一的结算价格[23]。

在该综合能源系统中，将从5个候选P2G厂站位置中规划出3个P2G厂站。此外，将建立3条候选输电线或候选天然气管道用来连接每个候选P2G厂站，最终规划出1条成本最低的输电线或天然气管道。候选P2G厂站参数见表1。

候选的P2G厂站有3种类型：类型1，在天然气系统的节点上建立P2G厂站，则应建造新的输电线将P2G厂站与电力系统相连；类型2，P2G厂站位于电力系统的节点上，则应建造新的天然气管道将P2G厂站连接到天然气系统；类型3，P2G厂站建立在孤立节点，需要额外建立新的输电线或天然气管道。电力系统和天然气系统的耦合节点对为(21，4G)、(22，12G)、(15，16G)和(7，20G)。

表1 候选P2G厂站参数Tab.1 Candidate P2G station parameters

整个综合能源系统的规划年限设为10年；将规划年限内的年折现率设为5%，将P2G厂站的建设成本的5%设为运行成本[2]。使用集中式协调规划方法，将P2G厂站、天然气系统和电力系统看作1个整体，对这个集合体进行求解，获得规划结果。各个电力负荷节点的日总有功负荷(不包括P2G厂站的需求)曲线如图3所示，改进的IEEE 24节点综合能源系统拓扑结构如图4所示。

图3 日总有功负荷曲线Fig.3 Total daily active load curve

4.2 规划结果

本文方法采用集中协调规划的方案，在对含P2G厂站的综合能源系统进行协调规划的结果中，将获得最高收入的方案设置最佳方案。将独立规划方法作为本文的对比方案，即电力系统、天然气系统和P2G系统分别作为独立系统单独求解。独立规划方法中，先规划P2G厂站的位置，然后电力系统根据P2G厂站规划结果调整线路，最后天然气系统根据前两者的结果线路规划。2种方法的规划结果收益信息见表2。可以看到，独立规划方法中的P2G净收益较大，因为P2G规划的优先级最高；本文方法的综合系统净收益最大，相比于独立规划方案有着更好的整体性。

图4 改进的IEEE 24节点综合能源系统拓扑结构Fig.4 Topology structure of improved IEEE 24 node integrated energy system

表2 规划结果的净收益信息Tab.2 Net earnings of planning results 万美元

本文方法中，P2G厂站参与服务的收益信息见表3。可以看出，售气收益是P2G厂站的最大收益组成部分，调频服务收益次之，调频收益包括调频能量和调频容量收益2个部分，最小的是碳排放收益。P2G厂站能够消纳多余的电力并转换为天然气，然后将其出售给天然气系统。同时，在这个转化过程中将消耗一定量的CO2，这将给参与碳交易市场中的综合能源系统带来巨大的利润潜力，并为P2G厂站带来可观的碳交易收入。对于电力系统，与P2G厂站的联合运行可以为电力系统带来可观的售电收入，P2G厂站提供的辅助服务将使电力系统运行更加稳定，同时可以减少由火力发电机产生的大量碳排放。

表3 P2G厂站参与服务的收益信息Tab.3 Earnings of P2G station 万美元

表4为本文方法的P2G厂站选址规划结果，表5为电力系统拓展后的新建输电线和天然气网络拓展后的新建管道的规划结果。可以看出，为了满足用户需求，需要新建2条电力线路、4条天然气管道、3个P2G厂站。

表4 P2G厂站选址结果Tab.4 Site selection results of P2G station

表5 候选天然气管道和电力线路规划结果Tab.5 Planning results of candidate gas pipelines and power lines

5 结束语

本文提出了一个包含P2G厂站、电力系统和天然气系统的综合能源系统协调计划框架，通过修改的IEEE 24节点系统和天然气耦合系统进行规划。结果表明，P2G厂站能够增加综合能源系统的灵活性，消纳多余电力并降低碳排放，对电-气互联综合能源系统有着积极的正向作用。此外，与传统模式下的电力系统和天然气系统单独规划方案相比，本文提出的规划方案能获得更好的整体经济效益。P2G厂站作为储能系统，能够解决电力系统的不稳定性，提供辅助服务，参与碳交易获得除日常运营外的额外收益，并降低CO2排放。