CN111899121B - 基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法 - Google Patents

基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法。所述方法步骤为：采集区域能源***内的日前预测电负荷和热负荷数据、能源转换设备参数以及能源储存设备参数；根据采集的能源转换设备参数以及能源储存设备参数建立含有电转气设备的区域能源转换器模型；基于采集到的日前预测电负荷和热负荷数据确定能源转换器动作临界值，根据能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式；根据能源转换器的动作临界值和它的5种运行模式确定区域能源***源荷协调运行方案。该方法操作方便，利用多能互补对电负荷削峰填谷，可减少机组容量建设并延缓电网升级，促使天然气、电能以及热能多种能源市场联系更加紧密。

Description

基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法
技术领域
本发明涉及区域综合能源***源荷协调运行技术领域，尤其涉及一种基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法。
背景技术
目前我国电、气、热不同形式的能源在建设规划和实际运行中，都是分开操作的，能源综合利用效率较低，没有充分发挥各种能源的优势。考虑到能源之间的强耦合性以及较低的能源利用效率，多能源的集中协同优化发展有利于提高能源综合利用效率，促进多能源网络之间的融合。
有的专利(石岩,张荣华,赵金勇,等.基于随机规划和模型预测控制的区域能源互联网调度方法[P].CN107895971A,2018.04.10.)基于随机规划和模型预测控制优化区域能源互联网调度运行。有的专利(李伟,朱守真；白晓民,等.基于博弈论的区域能源互联网规划的数学模型和规划方法[P].CN109657946A,2019.04.19.)利用博弈论提出了一种区域能源互联网规划的数学模型和规划方法。有的专利(谢胤喆,吴俊宏,杨鹏,等.一种区域能源互联网动态运行优化方法[P].CN106651047A,2017.05.10.)构建了一个混合整数线性规划模型实现区域能源互联网动态运行优化。上述专利均研究了多能源协同优化运行，但都需要求解复杂的数学模型。
为此，本发明基于电转气等能源转换、储存设备，提出一种通过设定设备动作临界值来确定区域能源***源荷协调运行的简易方法，以促进区域内多种能源协调运行，实现区域内电负荷、热负荷削峰填谷。相对于其他方法，本发明不需要进行复杂的优化计算，亦不需要增加额外终端设备，因此本发明具有操作方便、减少电力公司人力成本、提高效率的特点。
发明内容
本发明的目的在于解决区域综合能源***源荷协调运行的问题，有助于调峰填谷，减少机组容量建设并延缓电网升级，促使天然气、电能以及热能多种能源市场联系更加紧密。
本发明的目的至少通过如下技术方案之一实现。
基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，包括以下步骤：
S1、采集区域能源***内的日前预测电负荷和热负荷数据、能源转换设备参数以及能源储存设备参数；
S2、根据步骤S1中采集的能源转换设备参数以及能源储存设备参数建立含有电转气设备的区域能源转换器模型；
S3、基于采集到的日前预测电负荷和热负荷数据确定能源转换器动作临界值，根据能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式；
S4、根据能源转换器的动作临界值和它的5种运行模式确定区域能源***源荷协调运行方案。
进一步地，步骤S1中，所述能源转换设备包括电转气设备、燃气轮机和燃气锅炉；所述能源储存设备指天然气储存装置；所述能源转换设备参数包括设备的能源转换效率、最小/大出力功率，能源储存设备参数包括储存设备容量、最大充放能功率以及充放能效率。
进一步地，步骤S2中，所述区域能源转换器包括电转气设备、天然气储存装置、燃气轮机以及燃气锅炉，用于实现电转气和热电联供功能。
进一步地，所述电转气设备具体如下：
Figure GDA0004199856750000031
式中，GP2G(t)和PP2G(t)分别为t时段电转气设备的天然气功率和电功率，t＝1,2,…,T；T为计量周期内总时间断面数；ηP2G为电转气设备的产天然气效率；PP2G.min为电转气设备的最小用电功率；PP2G.max为电转气设备的最大用电功率。
进一步地，所述天然气储存装置具体如下：
每个时段的储气总容量不能超过设备容量，每个时段的充放气容量不能超过设备每小时最大充放气能力，即：
Figure GDA0004199856750000032
式中，Cg(t)为第t个时段天然气储气装置的储气容量；Δt为单位时间段；CS为储气设备的总容量；
Figure GDA0004199856750000033
和/>
Figure GDA0004199856750000034
分别为第t个时段天然气储气装置的充气功率和放气功率；
Figure GDA0004199856750000035
和/>
Figure GDA0004199856750000036
分别为天然气储气装置的充气效率和放气效率；GCg.max为储气设备的最大充放气能力。
进一步地，所述燃气轮机具体如下：
Figure GDA0004199856750000037
式中，PGT(t)，GGT(t)，HGT(t)分别为燃气轮机的电功率，天燃气功率和热功率；ηPGT和ηHGT分别为燃气轮机的发电效率和产热效率；PGT.min为燃气轮机的最小出力电功率；PGT.max为燃气轮机的最大出力电功率。
进一步地，所述燃气锅炉具体如下：
HGB(t)＝ηGBGGB(t)；
式中，HGB(t)和GGB(t)分别为t时段燃气锅炉的热功率和天然气功率；ηGB为燃气锅炉的产热效率。
进一步地，步骤S3中，所述能源转换器动作临界值包括电负荷功率高临界值PHcr、电负荷功率低临界值PLcr以及热负荷功率临界值HHcr，三个临界值的计算公式如下：
Figure GDA0004199856750000041
式中，PYD为裕度电功率；γP为电负荷裕度系数；Pmax为日电负荷最大值；Pmin为日电负荷最小值；Pav为日平均电负荷；
HHcr计算公式如下所示：
Figure GDA0004199856750000042
式中，HYD为裕度热功率；γH为热负荷裕度系数；Hmax为日热负荷最大值；Hmin为日热负荷最小值；Hav为日平均热负荷。
进一步地，步骤S3中，所述能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式，具体如下：
电负荷低于PLcr时，能源转换器处于运行模式一，电转气设备工作，消耗电网电力，生成天然气，储气装置储气，燃气轮机不工作；用户所需电能由电网直接供应，热能由燃气锅炉燃烧天然气供应，燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，全部由天然气网提供；
电负荷大于PLcr但小于PHcr时，电转气设备和燃气轮机都不工作，电负荷由电网直接供应，热负荷由燃气锅炉燃烧天然气供应；燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，若热负荷功率低于HHcr，天然气为天然气网单独供应，即能源转换器处于运行模式二；若热负荷功率超过HHcr，天然气为储气装置和天然气网共同供应，即能源转换器处于运行模式三；
电负荷大于PHcr时，电转气设备不工作，电能由电网和燃气轮机共同供应，热能由燃气轮机和燃气锅炉共同供应；燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，若热负荷功率低于HHcr，天然气为天然气网单独供应，即能源转换器处于运行模式四；若热负荷功率超过HHcr，天然气为储气装置和天然气网共同供应，即能源转换器处于运行模式五；
在上述5种运行模式中，电转气设备、燃气轮机、燃气锅炉工作时均以其最大功率运行，天然气储气装置工作时也以最大充放气能力运行。
进一步地，步骤S4中，所述根据能源转换器的动作临界值和它的5种运行模式确定区域能源***源荷协调运行方案，具体如下：
将各时段预测电负荷P(t)和热负荷H(t)与能源转换器动作临界值PHcr、PLcr、HHcr比较，若P(t)<PLcr，能源转换器以模式一运行；若PLcr<P(t)<PHcr且H(t)<HHcr，能源转换器以模式二运行；若PLcr<P(t)<PHcr且H(t)>HHcr，能源转换器以模式三运行；若P(t)>PHcr且H(t)<HHcr，能源转换器以模式四运行；若P(t)>PHcr且H(t)>HHcr，能源转换器以模式五运行。
相比于现有技术，本发明的有益效果在于：
(1)有助于调峰填谷，减少机组容量建设并延缓电网升级，促使天然气、电能以及热能多种能源市场联系更加紧密；
(2)设定能源转换器动作临界值控制区域内多种能源协调运行，不需要进行复杂的优化计算，亦不需要增加额外终端设备，无需在低压配电网中增加采集终端，操作方便。
附图说明
图1是基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法的流程图；
图2为本发明实施例中某区域能源***接线示意图；
图3为本发明实施例中区域能源转换器结构示意图；
图4a和图4b分别为本发明实施例中区域能源***日前预测电负荷、热负荷曲线示意图；
图5a和图5b分别为本发明实施例中区域能源***源荷协调运行后的电负荷、热负荷曲线示意图；
图6为本发明实施例中能源转换器5种运行模式划分示意图。
具体实施方式
以下结合附图和实施例对本发明的具体实施做进一步说明。
实施例：
基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，如图1所示，包括以下步骤：
S1、采集区域能源***内的日前预测电负荷和热负荷数据、能源转换设备参数以及能源储存设备参数；
所述能源转换设备包括电转气设备、燃气轮机和燃气锅炉；所述能源储存设备指天然气储存装置；所述能源转换设备参数包括设备的能源转换效率、最小/大出力功率，能源储存设备参数包括储存设备容量、最大充放能功率以及充放能效率。
如图2所示，本实施例中，区域能源***包含一个能源中心和三个负荷中心，以及与它们相连接的天然气网络和电力网络。节点1是多能源***中电力网络和的天然气网络的平衡节点，与火电厂G1连接，并在节点1处天然气网络接入上级天然气网N1。节点2、节点3、节点4全为负荷节点，每个负荷节点都接有一个能源转换器，分别为H2、H3和H4，能源转换器的结构如图3所示。节点2、节点3的日前预测电负荷和热负荷数据如图4a所示，节点4的日前预测电负荷和热负荷数据图4b所示。能源转换器内部，燃气轮机发电效率ηPGT为0.3，产热效率ηHGT为0.4，运行最小出力电功率PGT。min为0，最大出力电功率PGT。max为20MW。电转气设备最小出力功率PP2G。min为0，最大出力功率PP2G。max为40MW，ηP2G为0.8。天然气储气装置容量CS为3000MW，每时段最大充放气能力GCg.max为40MW，充放气效率
Figure GDA0004199856750000071
和/>
Figure GDA0004199856750000072
均为0.9。锅炉的产热效率ηGB为0.75，最小出力功率为0，本实施例中，燃气锅炉都能满足热负荷需求。
S2、根据步骤S1中采集的能源转换设备参数以及能源储存设备参数建立含有电转气设备的区域能源转换器模型；
所述区域能源转换器包括电转气设备、天然气储存装置、燃气轮机以及燃气锅炉，用于实现电转气和热电联供功能。
所述电转气设备具体如下：
Figure GDA0004199856750000073
式中，GP2G(t)和PP2G(t)分别为t时段电转气设备的天然气功率和电功率，t＝1,2,…,T；T为计量周期内总时间断面数；ηP2G为电转气设备的产天然气效率；PP2G.min为电转气设备的最小用电功率；PP2G.max为电转气设备的最大用电功率。
所述天然气储存装置具体如下：
每个时段的储气总容量不能超过设备容量，每个时段的充放气容量不能超过设备每小时最大充放气能力，即：
Figure GDA0004199856750000081
式中，Cg(t)为第t个时段天然气储气装置的储气容量；Δt为单位时间段；CS为储气设备的总容量；
Figure GDA0004199856750000082
和/>
Figure GDA0004199856750000083
分别为第t个时段天然气储气装置的充气功率和放气功率；
Figure GDA0004199856750000084
和/>
Figure GDA0004199856750000085
分别为天然气储气装置的充气效率和放气效率；GCg.max为储气设备的最大充放气能力。
所述燃气轮机具体如下：
Figure GDA0004199856750000086
式中，PGT(t)，GGT(t)，HGT(t)分别为燃气轮机的电功率，天燃气功率和热功率；ηPGT和ηHGT分别为燃气轮机的发电效率和产热效率；PGT.min为燃气轮机的最小出力电功率；PGT.max为燃气轮机的最大出力电功率。
所述燃气锅炉具体如下：
HGB(t)＝ηGBGGB(t)；
式中，HGB(t)和GGB(t)分别为t时段燃气锅炉的热功率和天然气功率；ηGB为燃气锅炉的产热效率。
S3、基于采集到的日前预测电负荷和热负荷数据确定能源转换器动作临界值，根据能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式；
所述能源转换器动作临界值包括电负荷功率高临界值PHcr、电负荷功率低临界值PLcr以及热负荷功率临界值HHcr，三个临界值的计算公式如下：
Figure GDA0004199856750000091
式中，PYD为裕度电功率；γP为电负荷裕度系数；Pmax为日电负荷最大值；Pmin为日电负荷最小值；Pav为日平均电负荷；
HHcr计算公式如下所示：
Figure GDA0004199856750000092
式中，HYD为裕度热功率；γH为热负荷裕度系数；Hmax为日热负荷最大值；Hmin为日热负荷最小值；Hav为日平均热负荷。
本实施例中，计算节点2、节点3的能源转换器动作临界值PLcr、PHcr和HHcr时，电负荷裕度系数γP和热负荷裕度系数γH均取0.15，计算可得PLcr为230.5MW，PHcr为267.5MW，HHcr为214.2MW；计算节点4的能源转换器动作临界值PLcr、PHcr和HHcr时，电负荷裕度系数γP取0.15和热负荷裕度系数γH取0，计算可得PLcr为193.4MW，PHcr为222.6MW，HHcr为229.4MW。
图6所示，所述能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式，其中，①、②、③、④、⑤分别表示运行模式一、运行模式二、运行模式三、运行模式四、运行模式五；具体如下：
电负荷低于PLcr时，能源转换器处于运行模式一，电转气设备工作，消耗电网电力，生成天然气，储气装置储气，燃气轮机不工作；用户所需电能由电网直接供应，热能由燃气锅炉燃烧天然气供应，燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，全部由天然气网提供；
电负荷大于PLcr但小于PHcr时，电转气设备和燃气轮机都不工作，电负荷由电网直接供应，热负荷由燃气锅炉燃烧天然气供应；燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，若热负荷功率低于HHcr，天然气为天然气网单独供应，即能源转换器处于运行模式二；若热负荷功率超过HHcr，天然气为储气装置和天然气网共同供应，即能源转换器处于运行模式三；
电负荷大于PHcr时，电转气设备不工作，电能由电网和燃气轮机共同供应，热能由燃气轮机和燃气锅炉共同供应；燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，若热负荷功率低于HHcr，天然气为天然气网单独供应，即能源转换器处于运行模式四；若热负荷功率超过HHcr，天然气为储气装置和天然气网共同供应，即能源转换器处于运行模式五；
在上述5种运行模式中，电转气设备、燃气轮机、燃气锅炉工作时均以其最大功率运行，天然气储气装置工作时也以最大充放气能力运行。
S4、根据能源转换器的动作临界值和它的5种运行模式确定区域能源***源荷协调运行方案，具体如下：
将各时段预测电负荷P(t)和热负荷H(t)与能源转换器动作临界值PHcr、PLcr、HHcr比较，若P(t)<PLcr，能源转换器以模式一运行；若PLcr<P(t)<PHcr且H(t)<HHcr，能源转换器以模式二运行；若PLcr<P(t)<PHcr且H(t)>HHcr，能源转换器以模式三运行；若P(t)>PHcr且H(t)<HHcr，能源转换器以模式四运行；若P(t)>PHcr且H(t)>HHcr，能源转换器以模式五运行。
本实施例中，区域能源***三个能源转换器在各时段的工作状态如下表所示：
表1
Figure GDA0004199856750000111
根据表1所示能源转换器运行策略，协调区域能源***源荷运行后，节点2、节点3的电负荷、热负荷曲线如图5a所示，节点4的电负荷、热负荷曲线如图5b所示。由图5a和图5b可知，三个节点电力***供应的电负荷峰谷差显著减少，同时白天的热负荷高峰时段即节点2、节点3从时段8开始至时段22，节点4从时段8开始至时段20，燃气轮机工作供应部分热能，三个节点需要输出的热负荷减少。
综上所述，通过某区域能源***的仿真分析，验证了采用本发明提供的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法的有效性。
上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其他任何未背离本发明的精神实质和原理下所作的修改、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1、采集区域能源***内的日前预测电负荷和热负荷数据、能源转换设备参数以及能源储存设备参数；
S2、根据步骤S1中采集的能源转换设备参数以及能源储存设备参数建立含有电转气设备的区域能源转换器模型；
S3、基于采集到的日前预测电负荷和热负荷数据确定能源转换器动作临界值，根据能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式；所述能源转换器动作临界值包括电负荷功率高临界值PHcr、电负荷功率低临界值PLcr以及热负荷功率临界值HHcr，三个临界值的计算公式如下：
Figure FDA0004199856740000011
式中，PYD为裕度电功率；γP为电负荷裕度系数；Pmax为日电负荷最大值；Pmin为日电负荷最小值；Pav为日平均电负荷；
HHcr计算公式如下所示：
Figure FDA0004199856740000012
式中，HYD为裕度热功率；γH为热负荷裕度系数；Hmax为日热负荷最大值；Hmin为日热负荷最小值；Hav为日平均热负荷；
所述能源转换器动作临界值将能源转换器划分为5种运行模式，具体如下：
电负荷低于PLcr时，能源转换器处于运行模式一，电转气设备工作，消耗电网电力，生成天然气，储气装置储气，燃气轮机不工作；用户所需电能由电网直接供应，热能由燃气锅炉燃烧天然气供应，燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，全部由天然气网提供；
电负荷大于PLcr但小于PHcr时，电转气设备和燃气轮机都不工作，电负荷由电网直接供应，热负荷由燃气锅炉燃烧天然气供应；燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，若热负荷功率低于HHcr，天然气为天然气网单独供应，即能源转换器处于运行模式二；若热负荷功率超过HHcr，天然气为储气装置和天然气网共同供应，即能源转换器处于运行模式三；
电负荷大于PHcr时，电转气设备不工作，电能由电网和燃气轮机共同供应，热能由燃气轮机和燃气锅炉共同供应；燃气锅炉和燃气轮机所需要的天然气，若热负荷功率低于HHcr，天然气为天然气网单独供应，即能源转换器处于运行模式四；若热负荷功率超过HHcr，天然气为储气装置和天然气网共同供应，即能源转换器处于运行模式五；
在上述5种运行模式中，电转气设备、燃气轮机、燃气锅炉工作时均以其最大功率运行，天然气储气装置工作时也以最大充放气能力运行；
S4、根据能源转换器的动作临界值和它的5种运行模式确定区域能源***源荷协调运行方案。
2.根据权利要求1所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，步骤S1中，所述能源转换设备包括电转气设备、燃气轮机和燃气锅炉；所述能源储存设备指天然气储存装置；所述能源转换设备参数包括设备的能源转换效率、最小/大出力功率，能源储存设备参数包括储存设备容量、最大充放能功率以及充放能效率。
3.根据权利要求1所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，步骤S2中，所述区域能源转换器包括电转气设备、天然气储存装置、燃气轮机以及燃气锅炉，用于实现电转气和热电联供功能。
4.根据权利要求3所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，所述电转气设备具体如下：
Figure FDA0004199856740000031
式中，GP2G(t)和PP2G(t)分别为t时段电转气设备的天然气功率和电功率，t＝1,2,…,T；T为计量周期内总时间断面数；ηP2G为电转气设备的产天然气效率；PP2G.min为电转气设备的最小用电功率；PP2G.max为电转气设备的最大用电功率。
5.根据权利要求3所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，所述天然气储存装置具体如下：
每个时段的储气总容量不能超过设备容量，每个时段的充放气容量不能超过设备每小时最大充放气能力，即：
Figure FDA0004199856740000032
式中，Cg(t)为第t个时段天然气储气装置的储气容量；Δt为单位时间段；CS为储气设备的总容量；
Figure FDA0004199856740000033
和/>
Figure FDA0004199856740000034
分别为第t个时段天然气储气装置的充气功率和放气功率；/>
Figure FDA0004199856740000035
和
Figure FDA0004199856740000036
分别为天然气储气装置的充气效率和放气效率；GCg.max为储气设备的最大充放气能力。
6.根据权利要求3所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，所述燃气轮机具体如下：
Figure FDA0004199856740000041
式中，PGT(t)，GGT(t)，HGT(t)分别为燃气轮机的电功率，天然气功率和热功率；ηPGT和ηHGT分别为燃气轮机的发电效率和产热效率；PGT.min为燃气轮机的最小出力电功率；PGT.max为燃气轮机的最大出力电功率。
7.根据权利要求3所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，所述燃气锅炉具体如下：
HGB(t)＝ηGBGGB(t)；
式中，HGB(t)和GGB(t)分别为t时段燃气锅炉的热功率和天然气功率；ηGB为燃气锅炉的产热效率。
8.根据权利要求1所述的基于电转气设备的区域能源***源荷协调运行简易方法，其特征在于，步骤S4中，所述根据能源转换器的动作临界值和它的5种运行模式确定区域能源***源荷协调运行方案，具体如下，
将各时段预测电负荷P(t)和热负荷H(t)与能源转换器动作临界值PHcr、PLcr、HHcr比较，若P(t)<PLcr，能源转换器以模式一运行；若PLcr<P(t)<PHcr且H(t)<HHcr，能源转换器以模式二运行；若PLcr<P(t)<PHcr且H(t)>HHcr，能源转换器以模式三运行；若P(t)>PHcr且H(t)<HHcr，能源转换器以模式四运行；若P(t)>PHcr且H(t)>HHcr，能源转换器以模式五运行。
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