计及氢气天然气混合运输的氢耦合综合能源系统优化调度

邱 彬，慕会宾，王 凯，张志超，杨 桢

（1.辽宁工程技术大学电气与控制工程学院，葫芦岛 125105；2.国网辽宁省电力有限公司葫芦岛供电公司，葫芦岛 125105）

综合能源系统IES（integrated energy system）将区域内电能、天然气、热能等多种能源进行合理规划整合，满足区域电热气各类负荷的同时，实现多种能量协调规划、经济运行和能源互补[1]。氢气作为清洁能源因其具有无碳排放、热值高的特点，逐渐被广泛应用于各类能源领域。近些年来，与氢能源相关的氢气制成、存储、运输领域高速发展，在一定程度上解决了氢能利用过程中存在的问题，使得氢气供能更为普及。将氢气作为中间能量存储媒介，实现IES中电-气网络的双向耦合，可以减少IES中由于电力负荷波动产生对上游电网的影响，并且将氢气直接注入天然气管道能够进一步提高能源利用效率，同时电-气之间能量形式转换的灵活性增强。

目前，如何将氢能与IES结合以增大可再生能源消纳、提高系统运行经济性成为研究热点[2]。文献[3]提出通过IES形成多元消纳技术和多元存储技术来增加可再生能源的就地消纳，并验证了多元存储技术的优越性；文献[4]通过燃气-蒸汽联合循环机组将电热冷气等多种能源耦合成多能源系统，利用P2G（power-to-gas）技术进行弃风消纳，并研究了P2G设备的启停控制策略；文献[5]提出含电转气的变效率热电联产调度模型，在P2G技术的电解水环节引入储氢，并通过氢燃料电池热电联产促进氢能高品位的使用；文献[6]考虑电制气中电解槽与甲烷化反应槽的成本差异和电解水与及甲烷化反应的能量转化差异，并提出了反映氢气注入天然气网络、电制气投资运行过程的P2G最优容量规划模型，进一步提高了能源利用效率。现阶段的相关研究多着眼于IES与氢能的局部耦合上，尚未形成完善的氢储能系统，由此实现电-氢-气之间的灵活经济调度。

针对以上问题，本文提出一种计及氢气天然气混合运输的氢耦合综合能源系统模型。首先，以氢储能技术为基础，构建氢气与电能之间、氢气与天然气之间转换的数学模型，以日运行费用最低为目标函数，加入IES中各项机组运行约束，并考虑供热网络传输、气网传输相关动态特性。然后根据某地区各负荷曲线和分时电价进行案例计算。最后对算例结果进行分析对比，验证本文所提计及氢气天然气混合运输的氢耦合综合能源系统优化调度研究在平抑电负荷波动、消纳可再生能源、提高能源利用效率和降低运行成本方面具有优越性。

1 基于氢能耦合的IES设计

1.1 氢储能系统

氢气因其密度小、性质活泼而难以存储。液化储氢、压缩氢气储氢和合金固体储氢分别由于存储条件苛刻、存储上限不高和存储价格偏高因素并未能完全解决储氢问题。物理吸附储氢和有机物储氢的潜力巨大，但目前仍处于研究阶段。地下储氢被认为是一种长期大量储氢的主要方法，法国国家气体公司和Imperial Chemical Industries公司已经分别在Beynes、Teeside地区进行地下氢气存储。储氢技术的成熟完善为氢气的高效利用提供了保障，本文将以地下储氢方式对氢储能系统进行建模，其中包括氢存储和释放过程中的损耗以及储氢系统随着时间增长而造成的损耗。

1.2 氢能耦合环节

P2G技术是将电能通过电解水产生氢气后制成甲烷通入天然气网络的技术，实现廉价盈余的电能到燃气的转换。P2G包含电解水和甲烷化反应两个部分，即

能量转化效率分别能达到75%～85%和75%～80%[7]。由于氢气转化为甲烷伴随着较大能量损失，近年来将氢气直接注入天然气管道的研究成为热点。

氢燃料电池HFC（hydrogen fuel cell）热效率高，无污染，能将化学能高效转化为电能。HFC根据电解质分为碱性、固体氧化物和质子交换燃料电池等种类，能量转换效率为40%～80%[8]。HFC可以实现IES氢-电耦合，在用电高峰期补充IES电力供应。

工业上可通过常通过水蒸气重整反应制得氢气，在大规模供应场合可达5 000 m3/h的供应量。天然气制氢由天然气蒸汽转化制转化气和变压吸附提纯氢气两部分组成，压缩并脱硫后天然气与水蒸气混合后，在镍催化剂作用下于820～950℃将天然气转化为H2、CO和CO2的转化气，转化气通过变压吸附过程得到高纯度的氢气[9]。重整反应可以实现天然气到氢气高效转换，为氢耦合的IES氢能来源提供保证。

1.3 氢气天然气混合传输模型

P2G技术的相关研究普遍将P2G设备建模视为整体进行分析[6]，如果将电解水产生的氢气直接注入天然气管道加以利用，可避免制成甲烷而引起额外的能量损耗。但将氢气注入天然气管道会导致不同成分的气体混合，为确保氢气天然气混合输送的可行性，需要考虑燃气互换性和管道输送工况变化的影响，并且需要计算混合气体相关参数。

将氢气加入天然气中导致燃气成分改变时，用户的燃气工况会产生变化，进而影响燃具的性能，甚至无法工作。不同燃气混合必须考虑燃气的互换性，常通过计算燃气华白数和燃烧势来衡量燃气的互换性。根据文献[10]参数计算得出结论：若混氢天然气中氢气的体积分数小于23%，可保证对终端用户等效气源供给。氢气与天然气混合导致燃气高热值发生变化，为确保输气功率不变，需要微小提高燃气输送压强[10]，即

式中：pmix和pgas分别为混合气体输送压强和常规天然气输送压强，Mpa；ψ为增压比，其值略大于1。当2种以上的气体混合，需要根据各种气体成分计算出混合气体相关参数。若混合气体中氢气的体积分数是φH，则混合气体相关参数计算公式[11]为

式中：Mmix、MH、MC分别为混合气体、氢气、甲烷的摩尔质量，g/mol；ρmix、ρH、ρC分别为混合气体、氢气、甲烷的密度，kg/m3；Hmix、HH、HC分别为混合气体、氢气、甲烷的热值，kJ/kg；R和Rmix分别为理想气体常数和混合气体常数。

此外，热电联产机组利用发电后的废热回收实现满足部分供热需求，最高能量利用潜力可达60%～70%。热泵机组将低品位热能转化为高品位的热能，能够实现电能到热能的高效转化，使供热来源更加灵活。本文将以电力、热力和燃气三大能量网络为基础模型，结合氢储能系统，完善电-热-氢-气间耦合形式，从而达到提高能源利用效率，提高系统运行经济性的目的。

2 优化模型

2.1 优化模型架构

计及氢气天然气混合运输的氢耦合IES优化调度模型架构如图1所示。系统模型通过从上游电网和天然气网络购买电、气来承担区域内电力负荷、气负荷和热负荷供应。电力网络、风电机组、热电联产机组和氢燃料电池满足系统电力负荷以及电解水装置和热泵供电。热泵和热电联产机组满足区域热负荷需求。天然气网络购气、氢气混入、氢气甲烷化共同承担系统气负荷，并维持甲烷和氢气日产生量和消耗量平衡。

图1 优化模型Fig.1 Optimization model

2.2 目标函数

2.3 约束条件

2.3.1 耦合环节模型

2.3.2 能量平衡约束

2.3.3 网络传输模型

2.3.4 设备自身约束

本文优化模型求解过程需要首先获取地区的电、热、气负荷数据曲线，构建该地区的电力网络、气网络、供热网络传输模型，以及各耦合环节模型，综合考虑IES能量平衡约束和各设备自身约束，以经济最优为目标函数进行优化计算，最后根据计算结果制定该地区各设备出力计划。本文通过通用优化求解软件LINGO进行算例模型进行求解。

3 算例分析

3.1 算例说明

本文基于如图2所示的简化7节点天然气网络和8节点供热网络构成的系统模型，选取北方某地区一日电、热、气负荷量作为算例进行测试计算。其中文本电力负荷包含电力传输损耗。算例系统参数以及8节点供热网络、7节点天然气网络的参数分别如表1～表3所示。

图2 IES系统模型Fig.2 Model of IES

表1 算例系统参数Tab.1 System parameters of example

表2 8节点供热网络参数[15]Tab.2 Parameters of 8-node heating network[15]

表3 7节点气网络参数[16]Tab.3 Parameters of 7-node gas network[16]

图2供热网络中LH1～LH4为系统热负荷，①～⑦为供热管道，H1～H8为供热网络节点，其中H1为供热网络换热首站，承担系统热量供应；燃气网络中S为上游天然气源，LG1～LG5为系统气负荷，（1）～（6）为燃气传输管道，G1～G7为燃气网络节点，NC为压缩机组；BUS为电力母线。系统的日电热气负荷曲线如图3所示，风电机组出力与分时电价如图4所示。

图3 系统日电热气负荷Fig.3 Daily electrical,heating and natural gas loads of system

图4 风电出力与分时电价曲线Fig.4 Curves of wind power output and TOU electricity price

本算例调度周期为24 h，单位调度间隔为1 h。为计算方便，设同一时刻LH1～LH4、LG1～LG5的热、气负荷量相等。为验证本文所提优化调度模型的优势，该算例分析将从平抑电力波动和氢消纳能力两方面进行算例分析。

3.2 平抑电力波动

为研究本文所提优化模型的氢耦合传输特性，本节构建3组场景进行分析，场景设置如表4所示。

表4 场景设置Tab.4 Setting of scenarios

3组场景分别在电热气负荷相同、分时电价和天然气价格相同情况下进行算例求解，得到不同场景下系统日购电、购气和总费用如表5所示。可知，场景2较场景1购电费用增加6 182元，购气费用减少7 314元，总费用减少1 134元；场景3较场景1购电费用125 374元，购气费用增加114 541元，总费用减少10 833元；场景3总费用最低，经济性最优。

表5 场景1到场景3购电费与购气费Tab.5 Electricity and gas purchase fees under Scenarios 1-3元

场景1～场景3的各部分机组日各小时出力情况和购电情况分别如图5～图7所示。场景1仅设置传统的P2G模型，风电机组、热电联产机组和电网购电3部分承担系统电力负荷供应与电解水的电能消耗，且实时保持电功率平衡。在1～7 h时段，分时电价处于较低水平，电力负荷需求较低，系统电解水装置运行，使得这一时段电力供应需求增大。将剩余的风电和部分从电网上游购电电量进行电解水反应，并将产生的氢气进一步通过甲烷化反应槽生成甲烷通入燃气网络，弥补燃气需求，实现“填谷”作用。通过P2G装置实现电-气-电的转化具有能量存储的功能，但其必然伴随着较多能量的消耗，并不如燃料电池的存储效率。

图5 场景1电功率出力情况Fig.5 Electric power output under Scenario 1

场景2在场景1的基础上省去P2G中的甲烷化反应装置，将产生的氢气直接通入燃气管道与天然气混合，避免氢气生成甲烷产生额外能量消耗，进一步提升了可再生资源的能量利用效率。

场景3在实现氢气与天然气直接混合供气的基础上设置完整的P2G装置、重整反应装置以及HFC。1～8 h时段系统处于电力负荷低谷，通过电解水将风电和部分低价电力转化为氢能，混氢装置将氢气直接通入天然气管道来进行燃气供应。甲烷化反应装置将部分氢气转化为甲烷，进一步提高的燃气管道传输的氢气总量。在满足燃气供应后，氢储能装置将剩余氢气存储。11～13 h和19～23 h时段电力负荷处于高峰，重整反应装置和HFC将天然气和存储的氢气转化为电能补充该时段电力供应。由此实现电-氢-气之间灵活能量转换，达到平缓IES购电波动，减少系统对上游电网的影响。同时，氢储能系统作为中间环节起到了能量存储与缓冲作用，为IES的优化调度提供了更高的灵活性。

不同场景下24 h购电量如图8所示。方案1和方案3分别对应未加入和加入完整氢储能系统和相关耦合设备的24 h购电量曲线。本文所提优化调度模型将11～13 h和19～23 h的电力负荷峰值转移至1～7 h，实现了电力负荷的削峰填谷，起到了抑制电力负荷波动的作用。

3.3 氢气消纳能力

氢气混入燃气网络使能源利用效率大幅提高，可再生能源消纳能力增强，但由于氢气与天然气混合存在体积分数上限，随着氢气混入的同时，IES从上游天然气气源的购气量下降，导致可消纳氢气的混入量下降。本节将对比3种方案从氢气消纳量的角度来验证氢储能系统在进一步提高氢气消纳和能源高效利用方面的优越性。

基本参数设置同上一节不变，气负荷供应量增大，不断增大风电机组装机容量百分比，计算3种方案下的1日内系统运行总费用、上游气源总购气量、总混氢量和单位天然气混氢量。

方案1：仅设置P2G的电解水装置和混氢装置。

方案2：在方案1基础上加设甲烷反应装置。

方案3：在方案2的基础上加设氢气储能系统。

方案1～方案3算例仿真结果分别如表6～表8和图9所示。当装机容量较低时，风电机组发电功率可以完全消纳，对IES负荷波动性影响不大。当装机容量不断增大，某段时刻的风电出力无法完全消纳时，传统风电机组会提高弃风率来减小风电波动对电网产生的影响。3种方案通过加设电-气网络的耦合过程，均可实现可再生能源的消纳。

表6 方案1的仿真结果Tab.6 Simulation results under Scheme 1

表7 方案2的仿真结果Tab.7 Simulation results under Scheme 2

表8 方案3的仿真结果Tab.8 Simulation results under Scheme 3

图9 不同风电装机容量下3种方案购气量和氢气混入量Fig.9 Quantities of gas purchase and mixed hydrogen in three schemes under different wind power installed capacities

方案1的氢气混入量随着风电机组装机容量提升而提升，导致从上游气源购气量不断降低。但受限于氢气体积占比，这导致燃气管道的氢气消纳能力降低，单位气源天然气消纳氢气量仍处于较低水平。

方案2在方案1的基础上增设甲烷化反应通道，实现氢气直接混入和甲烷化反应后通入两种方式结合，将部分氢气进行甲烷化反应生成甲烷，增大甲烷含量，进一步提高燃气管道的氢气消纳能力。方案3在方案2基础上增设氢储能系统，氢气生成量较大而燃气管道无法消纳时将氢气进行存储，在气负荷量增大时进行氢气的混入，进一步提高了燃气管道的氢气消纳能力，能源利用效率进一步提高。

4 结论

本文提出计及氢气天然气混合运输的氢耦合综合能源系统优化调度，通过氢储能系统将氢气作为能源传递媒介，实现电力网络和燃气网络双向可逆能量流动，并将氢气天然气混合输运技术应用于燃气网络，结论如下：

（1）以氢能为耦合双向连接电力网络和燃气网络，可以实现电力负荷的削峰填谷，起到抑制负荷波动的作用，并且具有一定的经济效益。

（2）氢气天然气混合输送能够避免生成甲烷额外产生的能量损耗，氢储能装置可以实现氢气天然气混合输送过程中燃气网络氢消纳能力的进一步增强，能源利用效率有所提高。

（3）如何考虑动态参数下的氢气天然气混合传输模型以及不确定性因素下的实际动态传输过程仍需要进一步研究。