考虑可靠性和经济性的综合能源系统优化配置方法

任洪波，李 通，李琦芬，吴 琼*，杨涌文，赵鹏翔

(1.上海电力大学能源与机械工程学院，上海 200090；2.国网综合能源服务集团有限公司, 北京 100052)

作为能源互联网的物理载体，综合能源系统的提出打破了冷、热、电、气等多元能源形式独立规划、独立设计、单独运行的固有模式，确立了以多能互补、供需互动为本质特征的新一代能源技术架构[1-2]。综合能源系统是能源生产和消费革命大背景下，积极应对国际国内能源、经济和环境三难困境，着力构建清洁低碳、安全高效现代能源体系的有效手段，必将成为未来中国能源基础设施的主要承载形式。

在综合能源系统构建过程中，安全、可靠是前提和基础，是综合能源系统应用与推广的先决条件。然而，正是由于其“综合”特性，使得其对系统可靠性的影响呈现两面性。一方面，综合能源系统中，多类型异质能源设备耦合集成，多元能源网络双向互动，单元设备、单段网络故障可能引起连锁反应和级联失效，从而影响系统整体供能可靠性[3]；另一方面，综合能源系统多元能源、网络、负荷彼此协调配合，互为补充、互为备份，在提高系统灵活性和自由度的同时，亦会有效增强整体供能可靠性与自愈能力[4]。

自综合能源概念提出以来，其可靠性分析便引起了中外学者的广泛关注[5-6]。张弛等[7]以能源集线器为基本架构，提出了基于粒子群-内点混合优化算法的综合能源系统可靠性评估算法，并探讨了可再生能源渗透率对系统可靠性的影响。胡枭等[8]立足于需求侧能源转换设备的转供能力，构建了综合能源系统的可靠性评价指标，并借助序贯蒙特卡洛模拟法进行评估。倪伟等[9]提出了基于马尔可夫过程蒙特卡洛法的综合能源系统可靠性评估方法，重点探讨了不同能量转换设备对系统可靠性的贡献度。Jiang等[10]构建了基于冷热电三联供的综合能源系统可靠性评估模型，并探讨了冗余设计对系统可靠性与经济性的影响。Liu等[11]分析了储能系统对增强医疗中心供能可靠性的效果。Recalde等[12]则从网侧层面探讨了涵盖风电、光伏和潮汐发电的综合能源系统的可靠性布局。

总体而言，目前中外针对综合能源系统的可靠性研究已渗透源、网、荷、储诸环节，但既有研究大多集中于可靠性评估领域，提出了一系列创新性评估指标和评估方法，极大提升了对综合能源系统可靠性的认识深度。在综合能源系统中，多元异质能源技术的组合、配置是影响其可靠性的关键要因；为此，有必要在系统初期规划设计阶段，将可靠性因素纳入整体考量框架，从源头解决其可靠性问题。然而，既有综合能源系统规划相关研究大多着眼于经济性[13]、节能性[14]、环境性[15]等规划目标，对可靠性的考虑尚不够充分。

针对上述中外研究现状，在常规综合能源系统经济性优化配置模型的基础上，引入可靠性约束，形成兼顾经济性与可靠性的综合能源系统优化规划框架，并引入相应可靠性评价指标对优化结果进行评估分析。

1 考虑可靠性的系统经济性优化配置模型

1.1 综合能源系统物理结构

所谓综合能源系统，是指在常规外购能源基础上，综合运用燃气内燃机、燃气轮机、光伏等分布式发电装置，燃气锅炉、吸收式制冷机、热泵等冷热源设备，兼顾蓄电、蓄冷、蓄热等储能设备，以满足特定用户的冷、热、电等多元负荷需求。文中所考虑的综合能源系统结构如图1所示。热电联产机组(文中采用燃气内燃机)、光伏和外网购电共同满足电负荷，并引入储能装置进行调节；电制冷机和吸收式制冷机共同满足冷负荷；热负荷则由燃气内燃机余热供应，不足部分由燃气锅炉补足。此外，系统采用并网不上网模式，本地发电不允许上网。

图1 综合能源系统结构

1.2 优化模型目标函数

以经济性作为综合能源系统优化设计的主导目标，而可靠性则通过后续约束条件予以体现。为此，模型目标函数设为系统年总费用最小，包括年化投资费、年运维费和外部能源购置费用表示为

minC=Cinv+Com+Cbuy

(1)

式(1)中:C为综合能源系统年总费用，元；Cinv为年化投资费，元；Com为年运维费，元；Cbuy为年购电购气费，元。

1.2.1 年化投资费

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

FeesPees,mrees+FabPab,mrab+

FecoolPecool,mrecool

(2)

式(2)中:Fchp、Fgb、FPV、Fees、Fab、Fecool分别为热电联产机组、燃气锅炉、光伏设备、蓄电设备、吸收式制冷机、电制冷机的单位投资成本，元/kW；Pchp,m、Pgb,m、PPV,m、Pees,m、Pab,m、Pecool,m分别为上述各机组的装机容量，kW；rchp、rgb、rpv、rees、rab、recool分别为各机组的资金回收系数。

以热电联产机组为例，其资金回收系数表示为

(3)

式(3)中:i为贴现率；n为热电联产的使用年限。

1.2.2 运行维护费用

简单起见，主要考虑热电联产机组的运维费，其计算公式为

(4)

式(4)中:Com,chp为热电联产机组的单位运维成本，元/(kW·h)；Pchp,self为热电联产的逐时发电自用量；Pchp,sto为热电联产的逐时售电量，kW。

1.2.3 外部能源购置费用

系统外部能源购置主要包括电和天然气两部分，计算公式为

(5)

式(5)中:Cum为容量单价，元/kW；Pum电网合同容量，kW；i为月份，i=1,2,…,12;θ为超合同量惩罚费用，元；Cu为分时电价，元/(kW·h)；Pu为逐时购电功率，kW；τ为天然气低位发热量，kW·h/m3；ηe为热电联产机组发电效率；Cchp为热电联产机组用气价，元/m3；Cgb为燃气锅炉用气价，元/m3;Qgb为燃气锅炉逐时热功率，kW。

针对电费计算，采用两部制分时电价机制，分别计算基本电费和电度电费；天然气消费则包括热电联产机组用气和锅炉用气，并且考虑了针对燃气分布式能源的优惠气价。

1.3 优化模型约束条件

优化模型的约束条件主要由三部分组成，分别为确保供需实时平衡的能量平衡约束、设备相关技术约束，以及系统可靠性约束。

1.3.1 能量平衡约束

根据前述综合能源系统结构图，文中能量平衡需兼顾考虑冷、热、电三种能源形式的实时平衡。

(1)电平衡约束。就需求而言，电负荷除直接电力需求外，还包括由电制冷引发的间接需求；供给侧则有热电联产机组、光伏发电、蓄电池放电以及大网电力共同满足，表达式为

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

Pd(t)+Pecool(t)

(6)

式(6)中:PPV为光伏发电自用量，kW；Pdisees为蓄电装置逐时放电功率，kW；Pd为逐时电负荷，kW；Pecool为制冷机逐时耗电功率，kW。

(2)热平衡约束。

Qgb(t)+Qchp，h(t)≥Qd(t)

(7)

式(7)中:Qgb为燃气锅炉逐时热出力，kW；Qchp,h为热电联产机组余热供热量，kW；Qd为逐时热负荷，kW。

(3)冷平衡约束。

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

(8)

式(8)中:COP，ecool为电制冷机性能系数；Pecool为电制冷机逐时出力，kW；Qchp,c为热电联产机组余热供冷量，kW；COP，ab为吸收式制冷机组的性能系数；Qc为逐时热负荷，kW。

1.3.2 设备约束

设备约束主要是指针对热电联产机组、电制冷机、吸收式制冷机、光伏发电装置、燃气锅炉、蓄电装置等设备的技术约束。

(1)热电联产机组。对于热电联产机组，一方面，其发电量受制于装机容量；同时，余热回收量与发电量成线性关系，表达式分别为

Pchp,self(t)+Pchp,sto(t)≤Pchp,m

(9)

Qchp,c(t)+Qchp,h(t)=Pchp(t)ηh/ηe

(10)

式中:Pchp,m为热电联产机组额定容量，kW；ηh为热电联产机组余热回收效率。

(2)电制冷机和吸收式制冷机。电制冷机和吸收式制冷机逐时制冷量受制于其额定容量，表达式分别为。

0≤Pecool(t)COP,ecool≤Qecool,m

(11)

0≤Qchp,c(t)COP,ab≤Qab,m

(12)

式中:Qecool,m为电制冷机额定容量，kW；Qab,m为吸收式制冷机额定容量，kW。

(3)燃气锅炉。针对燃气锅炉，同样，其逐时热出力不能超过其额定容量，表达式为

0≤Qgb(t)≤Qgb,m

(13)

式(13)中:Qgb,m为燃气锅炉的额定容量，kW。

(4)光伏发电装置。光伏发电装置出力主要取决于本地太阳辐射量和可安装面积，表示为

G(t)Aλ=PPV,self(t)+PPV,sto(t)

(14)

0≤A≤Amax

(15)

式中:G为逐时太阳辐射，kW/m2；A为太阳能光伏板面积，m2；λ为光伏组件发电效率；PPV,sto为光伏发电储能量，kW。Amax为光伏电池板最大安装面积，m2。

(5)蓄电装置。蓄电装置作为电力供需间的缓冲单元，在任意时间段，其蓄电量等于前一时刻蓄电量与本时间段充放电差值之和，具体约束为

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为蓄电池蓄电量，kW；ε为自放电率；Pees,m为蓄电池额定容量，kW；Pchees和Pdisees分别为蓄电池的充、放电功率，kW；μch和μdis分别为蓄电池的充放电效率。

此外，为避免蓄电池同时充放电，需增加如下约束条件，即

0≤Pchess(t)≤Mfin

(20)

0≤Pdiscees(t)≤Mfout

(21)

fin+fout≤1

(22)

式中:fin、fout为0-1变量，表示充放电状态；M为一足够大正整数。

1.3.3 供电可靠性约束

本文中，供电可靠性通过本地可控发电装机容量与电网合同容量予以约束，即

Pchp,m+Pum≥max[pd(t)+Pecool(t)]α

(23)

式(23)中:α为比例设定值。

2 综合能源系统可靠性评价指标

综合能源系统的可靠性即为能源系统在规定时间和规定条件下满足特定供能需求的概率。以供能侧设备或系统故障率为切入点，侧重于探讨综合能源系统中引入可控分布式电源设备(如热电联产机组)后系统的供电可靠性。在并网运行的综合能源系统中，根据电力负荷、分布式电源容量和电网合同需量间的关系，可确定系统可靠供电概率[16]，公式为

(24)

式(24)中:K为系统可靠供电概率；M为公共电网的故障率；N为单体分布式电源设备故障率。

简单起见，本文中假设只有一台分布式电源设备。

3 算例分析

3.1 研究对象及负荷分析

以上海某医院为研究对象，基于所构建模型对综合能源系统进行优化配置分析。图2为该医院全年各月典型日逐时冷热电负荷。全年电负荷相对平稳，负荷峰值为418 kW；冷负荷需求集中在4—10月，最大冷负荷约2 044 kW；热负荷主要用于生活用水和供暖需求，峰值为1 266 kW。

图2 医院典型日逐时能源负荷

3.2 技术和经济参数设定

作为综合能源系统优化配置模型的主要输入条件，用户所采用能源价格和相关能源设备技术特性的设定至关重要，将对最终设备选型配置产生很大影响。针对所选定研究对象，其电价采用一般工商业两部制分时电价，需量电价为37.8元/kW，电度电价有夏季和非夏季之分，如图3所示。天然气价格则根据用气设备具有一定的差异性，分布式热电联产机组享受优惠气价，为2.7元/m3，燃气锅炉用气价格为3.87元/m3。

图3 上海一般工商业分时电价

表1所示为本文中所考虑各供能和储能设备的技术参数[17-20]，表2则为各设备的投资和运维费用[18-20]。

表1 设备技术参数

表2 设备投资与运维费用

3.3 场景设定

为进行对比分析，设定3个典型场景。场景1为常规能源系统，即全部电力需求由电网供应，冷、热负荷分别由电制冷机和燃气锅炉满足；场景2考虑热电联产机组和光伏两种分布式电源设备；场景3在场景2的基础上，增加蓄电装置。

3.4 结果与讨论

3.4.1 优化配置结果

基于前述参数设定，应用本文所构建的优化模型，确立三个场景下系统设备配置如表3所示。总体而言，可靠性约束的引入使得燃气内燃机装机容量也相对较高，在场景2和场景3中，其装机均高于电力负荷峰值(图2)。此外，在场景3中，由于考虑了储能设备，相比于场景2，燃气内燃机、吸收式制冷机和燃气锅炉容量均有所下降，而光伏发电装置容量则提升了50%以上。由此可见，蓄电池的引入可以促进可再生能源的渗透率提升。另一方面，燃气内燃机、光伏发电等分布式发电系统的配置可以显著降低用户与电网的合同需量，但蓄电池的导入则提高了合同需量。

表3 设备优化配置结果

基于上述系统配置，系统年化成本和可靠性指标均可确定，如表4所示。

表4 系统经济性与可靠性结果

总体而言，与常规供能系统(场景1)相比，综合能源系统兼具良好的经济性与可靠性。通过系统优化配置，场景2和场景3的年总费用分别降低16.6% 和17.3%；虽然本地发电装置的导入增加了系统初投资和运维费用，但外部购能费用(特别是电费)大幅减少使得系统整体经济性提升。另一方面，根据本文引入的可靠性评估指标，由于多种供能模块间的相互补充和备份，系统平均供电可靠率也得到了一定程度提升。特别是储能装置的引入，通过缓和供需平衡矛盾，进一步提升了综合能源系统的经济性与可靠性。

3.4.2 优化运行策略

图4为场景3中典型日电、冷、热负荷逐时平衡图。对于电负荷需求而言，09：00—17：00时间段太阳能辐射条件更好，主要由光伏设备供能。而22:00—05:00时间段电价较低，主要从大电网购电以满足用电需求；在其他时间段，燃气内燃机在发挥了较大作用，蓄电池则作为补充。由于所配置燃气内燃机容量相对较小，冬季热负荷主要由燃气锅炉提供，占比近80%。就冷负荷而言，同样，利用内燃机余热的吸收式制冷机只在白天提供了部分冷量，超过88%的夏季冷负荷由电制冷机提供。

图4 典型日冷热电负荷平衡图

3.4.3 可靠性约束的影响分析

本文中，系统可靠性约束主要考量的是本地可控发电装机容量与电网合同容量满足峰值负荷的能力。由表5可以看出，引入可靠性约束使得系统总费用有所增加。此外，系统的容量配置也会受到影响。引入可靠性约束后，间隙性、不可控的光伏装机有所下降，而相可控的燃气内燃机容量则提升了约15%；此外，储能设备容量以及电网合同需量均有较有较大幅度提高。由此可见，对综合能源系统而言，可靠性与经济性是一对矛盾的统一体，可靠性的提升可能会是一定的经济利益为代价；而大电网、可控分布式电源、储能设备均是提升系统可靠性的重要元素。

表5 可靠性约束对优化配置的影响

3.4.4 基本电价改革效果分析

如前所示，本文中所探讨案例采用了两部制分时电价结构，其基本电费一直以来均按变压器容量或合同最大需量计算。2018年以来，国家发改委出台了降低一般工商业电价的一系列措施，其中一项即为两部制电价用户可按实际最大需量缴纳基本电费。本文中探讨了上述两部制电价制度调整对综合能源系统设备配置及其效果的影响，结果如表6所示。总体而言，将基本电费的结算依据改为实际需量后，年总供能费用降低了约2%。就设备配置而言，调整后，光伏发电和储能容量均得到大幅提升，分别增加了约17%和34%；相反，燃气内燃机的装机容量则减少了约20%。

表6 基本电价改革措施对优化配置的影响

由此可见，两部制电价制度改革可以在一定程度上降低用户用能成本。如图5所示，由于配置了本地分布式电源，全年除7—10月外，其他月份的实际需量均低于原合同需量，从而有效降低了基本电费。特别是冬季，由于供暖需求较高，燃气内燃机等分布式电源出力较高，使得实际需量得到大幅降低；2月和3月实际需量甚至将为0，即本地发电完全可以自给自足。

图5 不同电价制度下电网逐月需求量变化

4 结论

良好的经济性与可靠性是综合能源系统应用与推广的前提与基础。在常规经济性分析的基础上，将可靠性约束引入综合能源系统的优化设计框架，构建了兼顾经济性与可靠性的综合能源系统优化配置模型，并提出了基于设备故障率的系统可靠性评估指标。通过典型案例的仿真分析，可获得以下结论。

(1)在综合能源系统中，通过源侧多元互补，系统供能可靠性得到一定程度提升，特别是储能装置的引入可进一步提升系统经济性与可靠性。

(2)综合能源系统可靠性的提升可能会牺牲部分经济效益，在实际规划设计过程中需要权衡考虑。

(3)近期出台的两部制电价改革方案可以有效降低用户整体用能成本，并在一定程度上促进了可再生能源的渗透。