孟 明， 薛宛辰， 商 聰

(華北電力大學 電氣與電子工程學院，河北 保定 071003)

0 引 言

新能源發(fā)電的大量并網(wǎng)，一定程度上解決了由于化石能源大量使用帶來的環(huán)境污染以及能源使用可持續(xù)性方面的問題，同時也帶來了規(guī)劃復雜、運行穩(wěn)定欠佳以及棄風棄光等多方面問題。據(jù)統(tǒng)計，2019年，我國可再生能源發(fā)電裝機達到7.94億kW·h，占全部電力裝機量的39.5%，可再生能源全年發(fā)電量2.04萬億kW·h時，同比增長約1761億kW·h時，其中棄風電量169億kW·h時，棄光電量46億kW·h時。盡管近幾年的棄風棄光率有所下降，但棄風棄光量的數(shù)值依舊可觀。

在我國，傳統(tǒng)能源供給系統(tǒng)之間分立運行，協(xié)調性較差，顯然不再適應新能源大量發(fā)電并網(wǎng)的今天。為此，相關部門提出了綜合能源系統(tǒng)(Integrated energy system,IES)的概念，即發(fā)展一個能源生產(chǎn)、傳輸、分配、轉換、存儲、消費等環(huán)節(jié)有機協(xié)調、優(yōu)化一體的能源供應系統(tǒng)。按照地理因素與能源產(chǎn)供銷環(huán)節(jié)劃分，可將IES分為跨區(qū)級、區(qū)域級以及用戶級綜合能源系統(tǒng)三類。其中，區(qū)域級IES連接輸運側與用戶側，結構復雜，系統(tǒng)內包含元件眾多，能源耦合關系復雜[1]。

文獻[2-5]將電轉氣裝置(Power to gas,P2G)、熱電聯(lián)產(chǎn)(Cogeneration, combined heat and power，CHP)機組與儲能裝置相結合，建立了考慮獨立型微電網(wǎng)電、熱儲能系統(tǒng)配置與運行結合的聯(lián)合優(yōu)化模型，但并未考慮市電利用的并網(wǎng)模式下多能存儲微網(wǎng)的儲能優(yōu)化配置，且對于可再生能源出力的隨機性對系統(tǒng)經(jīng)濟調度的影響考慮不夠充分。文獻[6]詳細介紹了國內外多項綜合能源系統(tǒng)示范項目具體情況。對國內外綜合能源系統(tǒng)發(fā)展現(xiàn)狀進行總結，并對未來發(fā)展提出建議，對我國綜合能源系統(tǒng)未來發(fā)展具有指導意義。但并未著重強調儲能裝置結構及作用。文獻[7-8]提出了一種含儲熱的光熱電站與相變儲能的離網(wǎng)型綜合能源供熱系統(tǒng)及其協(xié)調調度策略，文章著重介紹了相變儲熱與光熱電站聯(lián)合調度的建筑供熱系統(tǒng)運行結構，為未來建筑供熱策略提供新思路。文獻[9]提出一種通過先進絕熱壓縮空氣儲能供給熱、電負荷的系統(tǒng)可行域分析方法，分析了可行域特征及其影響因素，為熱-電聯(lián)合綜合能源系統(tǒng)運行分析提供一種新的標尺。文獻[10-13]從儲能技術本身出發(fā)，詳細介紹了地源熱泵與季節(jié)性儲能聯(lián)合供熱的系統(tǒng)結構，運行原理與運行特點，但并未研究其在區(qū)域綜合能源系統(tǒng)中的運行情況。

通過對現(xiàn)有文獻的分析可以看出，現(xiàn)階段對于IES的研究集中于復雜耦合供能系統(tǒng)的規(guī)劃調度建模問題；儲能環(huán)節(jié)在打破傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)“以熱定電”的剛性耦合、提升可再生能源并網(wǎng)率以及保證系統(tǒng)經(jīng)濟穩(wěn)定運行方面起到了至關重要的作用，但目前的研究集中于短期儲能，考慮長、短期儲能相配合的研究較少；對能量轉換模型與優(yōu)化求解模型的研究較為深入，但研究中建立的運行成本大多較為精簡。

有鑒于此，在充分調用區(qū)域系統(tǒng)內風、光及地熱能的基礎上，本文建立了基于地源熱泵系統(tǒng)與混合儲能聯(lián)合供能的區(qū)域IES電-氣-熱聯(lián)合規(guī)劃經(jīng)濟調度模型，并將地下水資源作為長期儲能載體，與傳統(tǒng)短期儲能形式相配合實現(xiàn)能量的季節(jié)性轉移。仿真算例證明，本文所提模型能夠有效反應可再生能源出力及負荷波動對系統(tǒng)運行帶來的影響，且利用長、短期儲能相配合的方式能夠實現(xiàn)能量的季節(jié)性轉移且可有效降低系統(tǒng)的總運行成本，提高可再生能源消納量。

1 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)

1.1 系統(tǒng)結構及運行策略

區(qū)域綜合能源系統(tǒng)以主動配電網(wǎng)、混合儲能、能源轉換等技術為支撐技術[1]，以電力系統(tǒng)為核心，與燃氣系統(tǒng)、熱力系統(tǒng)高度耦合，以分布式可再生能源為主要一次能源，強調能源之間對等開放、即插即用，是能源互聯(lián)網(wǎng)的物理載體。系統(tǒng)內包含設備諸多，源側為風電機組(wind turbine,WT)、光伏機組(photovoltaic,PV)，能量轉換裝置為電轉氣裝置(power to Gas,P2G)、燃料電池(full cell，F(xiàn)C)、CCHP機組、電鍋爐(electric boiler,EB)、燃氣鍋爐(gas boiler,GB)、地源熱泵機組(geothermal heat pumps,HP)，儲能設備為儲電裝置(electricity storage,ESS)、儲氣裝置(gas storage,GSS)、儲熱/冷水罐(thermal/cold storage,HSS/CSS)。本文所建立的地源熱泵系統(tǒng)配合混合儲能供能的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)結構圖如附錄A中圖1所示。

并網(wǎng)運行條件下系統(tǒng)的日前調度目標為系統(tǒng)運行成本值最小。在運行策略的制定時需要考慮以下幾點：(1)充分利用系統(tǒng)內的可再生資源，采用最大功率跟蹤技術使可再生能源機組實現(xiàn)最大出力。(2)系統(tǒng)內包含ESS、GSS等多種能源儲存設備以平抑可再生能源出力波動，解耦能量之間的耦合關系，消納系統(tǒng)多余發(fā)電量。需充分考慮這些設備的容量、輸入輸出功率限度等約束以及其運行成本。(3)HP的循環(huán)水源來自于深層地下水，冬季供熱時，循環(huán)系統(tǒng)將熱量帶入室內，冷量帶出存入地下，夏季相反。供熱/冷量不足部分由電鍋爐與燃氣鍋爐補足。(4)充分考慮運行過程中各機組約束以及調度周期內電價波動等相關約束。

1.2 地源熱泵系統(tǒng)

區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的供熱方式主要有熱電聯(lián)產(chǎn)(Combined Heating and Power，CHP )機組供熱與熱泵機組供熱兩種，CHP機組又分為燃煤CHP與燃氣CHP兩種。本文所采用的冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)包含微型燃氣輪機、余熱回收單元和吸收式制冷機3個部分。其中，微型燃氣輪機主要作為原動機使用，是整個CCHP系統(tǒng)的核心裝置，其單臺機組的功率大小一般在20～350 kW之間。相對于傳統(tǒng)的火力發(fā)電機，微型燃氣輪機具有噪音小、能量損耗低、可控性高、運行維護成本低等方面優(yōu)點，己成為了新形勢下分布式能源領域的主要發(fā)展方向。

熱泵供熱機組分為中水水源熱泵、地源熱泵與空氣源熱泵三種，其中地源熱泵能以地表能量作為熱源，通過少量高品位能源(如電能)驅動，完成熱能從低密度區(qū)域到高密度區(qū)域的轉移。相比于傳統(tǒng)的能量轉換裝置，地源熱泵的COP值可達到4以上，意味著能夠輸出所消耗電能4倍以上的熱能，可以有效減少常規(guī)能源的消耗。熱泵運行中受環(huán)境與地域因素影響小，具有使用壽命長、維護成本低、運行穩(wěn)定性高等優(yōu)點，未來具有廣闊的發(fā)展前景。本文采用以地表水與地下土壤層為低溫熱源，由地表水源熱泵機組、土壤源熱泵系統(tǒng)、建筑物蓄能板換系統(tǒng)組成的供熱空調地源熱泵系統(tǒng)。其結構如圖1所示，該系統(tǒng)適用于建筑面積大、周圍空地面積有限的大型單體建筑和小型建筑群落[12]。

圖1 地源熱泵系統(tǒng)結構Fig. 1 Structure of ground source heat pump system

區(qū)域綜合能源系統(tǒng)冷、熱需求復雜多變，負荷分布呈現(xiàn)季節(jié)性波動規(guī)律，合理制定系統(tǒng)內機組運行策略，能夠有效提高系統(tǒng)運行效率、降低系統(tǒng)運行成本。如圖1所示，單套地源熱泵機組能夠通過閥門的開關配合實現(xiàn)多種工況間的切換。

1.2.1 系統(tǒng)夏季運行策略

為最大程度減少運行費用，夏季應優(yōu)先使用負荷低谷期的蓄冷量進行供冷，若負荷量增大，則可開啟部分土壤源熱泵主機進行直供，若負荷進一步增大，則需要再開啟部分地表水源熱泵進行直供。綜上，夏季地源熱泵系統(tǒng)主要工作于3種工況，即夜間主機蓄冷與直接供冷、白天蓄水池供冷、白天蓄水池與主機聯(lián)合供冷，3中工況下的閥門配合情況如表1所示。

表1 地源熱泵系統(tǒng)夏季不同工況狀態(tài)表Tab.1 State table of different working conditions of ground source heat pump system in summer

1.2.2 系統(tǒng)冬季運行策略

由于夏熱冬冷地區(qū)冬夏負荷差別較大，按夏季負荷設備選型即可滿足冬季負荷需求。與夏季運行情況類似，系統(tǒng)應優(yōu)先使用蓄熱系統(tǒng)供熱，若負荷量增大，則可開啟部分主機與水池進行聯(lián)合供熱。冬季地源熱泵系統(tǒng)同樣有3種工況，3種工況下的閥門開關情況如表2所示。

表2 地源熱泵系統(tǒng)冬季不同工況狀態(tài)表Tab.2 State table of different working conditions of ground source heat pump system in winter

由于CCHP系統(tǒng)內部具有熱、冷和電3種能量的耦合與制約，其調節(jié)靈活性十分有限，不能夠直接滿足復雜的多能源需求。而地源熱泵系統(tǒng)具有較高的可控性，較好的彌補了CCHP系統(tǒng)供能的缺陷。將地源熱泵與CCHP系統(tǒng)配合使用，能夠充分發(fā)揮兩者的互補優(yōu)勢，增強CCHP系統(tǒng)運行的靈活性。

1.3 混合儲能在區(qū)域IES中的作用

地下水蓄能容量大，充分熱循環(huán)周期長達1年，又被稱為長期儲能[13]。本文所研究的區(qū)域IES包含ESS、GSS以及地下水儲熱等多種儲能形式，是一種短期儲能與長期儲能協(xié)調運行的供能方式。當電網(wǎng)電價升高、電負荷增大、系統(tǒng)發(fā)電量不足時，短期儲能裝置由于其具有的循環(huán)周期短，響應快等特點，可以迅速補足供用差額[14]。在電價下降、電負荷減小、系統(tǒng)發(fā)電量富余時，短期儲能裝置可以消納系統(tǒng)多余發(fā)電量，提高能源利用率但維護成本相對較高。長期儲能具有容量大、循環(huán)周期長等特點，如地下水源，其攜帶的地熱能隨外界溫度變化響應慢，與熱泵機組配合組成的地源熱泵機組可長期供給一定區(qū)域內的冷、熱負荷，消耗能量少，污染小，運行維護費用相對較低。2017年，國家先后頒布了《地熱能開發(fā)利用“十三五”規(guī)劃》和《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃(2017-2021)》。對北方地區(qū)供暖系統(tǒng)及其未來發(fā)展方向做出規(guī)劃。政策頒布兩年來，地熱能利用領域取得了技術與應用上的可觀進展[11]。

2 可再生能源出力及負荷隨機性預測模型

在對區(qū)域IES進行優(yōu)化調度時，可再生能源出力具有的隨機波動性將會直接影響系統(tǒng)內設備的運行情況，進而影響系統(tǒng)規(guī)劃的經(jīng)濟性與可行性。此外，目前的負荷預測技術很難實現(xiàn)負荷預測零誤差，具有一定偏差。因此，預測可再生能源出力與各負荷需求是區(qū)域IES優(yōu)化中面臨的主要問題之一[13]。

一方面，簡化可再生能源與負荷的不確定性表達，可有效控制優(yōu)化調度的求解計算量，保證求解可行性，但卻難以體現(xiàn)出功率的波動特征，無法真實準確反映可再生能源出力與負荷波動規(guī)律性對優(yōu)化規(guī)劃的影響。另一方面，過于精細化的不確定性表達雖然可以提高精確度，但將給優(yōu)化調度模型的求解帶來巨大挑戰(zhàn)，甚至于難以求解而導致模型不可用。

2.1 風電、光伏初始場景生成

以風電機組為例，依據(jù)調度中心所下發(fā)的風功率分布，通過以下步驟可得到N組T維的可再生能源出力初始場景集合[14]：

(1)將歷史數(shù)據(jù)進行分類統(tǒng)計和處理，得到四季每小時的風電機組出力分布情況；

(2)利用非參數(shù)擬合方法得到風功率概率密度曲線，再依據(jù)蒙特卡洛隨機模擬方法在每小時的風功率概率密度曲線的基礎上生成N個隨機采樣數(shù)組，進而可得到每個季節(jié)對應的N*T組隨機采樣數(shù)組。其中T為每個場景的時段數(shù)，本文取24；

2.2 初始場景削減

接下來對上述結果進行場景削減。首先運用K-MEANS法進行聚類，從而生成風電的隨機不同概率初始場景，若對每個場景均進行計算不合理也難以實現(xiàn)，因此在保證計算速度和精度的前提下，需要對場景進行縮減，合并部分場景，形成具有一定概率值的有限數(shù)量的典型場景集合。如此，即可最大限度保持樣本特征，又可提高場景的描述效率。

本文采用后向場景削減技術[17]。將原始數(shù)據(jù)的N·T采樣矩陣縮減為Ns·T矩陣，對應模型中的Ns個場景的風電機組出力序列，且可以得到第Ns個場景對應的概率πs。同理地，對應電負荷、氣負荷、熱負荷預測不確定性處理的方式也可以同上，此處不再闡述。

3 區(qū)域IES經(jīng)濟調度模型及求解方法

3.1 風電機組模型

風力發(fā)電是目前發(fā)展最快、應用最廣泛的可再生能源利用形式，具有清潔無污染、可再生、裝機規(guī)模靈活、維護成本低等優(yōu)點。其輸出功率主要由風速和利用系數(shù)決定，由動力學知識可得其輸出功率為

(1)

式中：t為調度時間段數(shù)，θ為當前空氣密度；PWT、vt分別為t時段風機的輸出功率和風速；R與CP分別為風機的葉片半徑、風能利用系數(shù)。

受風速變化因素的影響，風機的輸出功率存在不確定性和間歇性的特點。由風力電機的運行特性可知，當風速小于其切入值時，風力電機的輸出功率為零，處于停機狀態(tài)；當風速大于其切入值時，風力電機開始啟動，并通過控制器調節(jié)發(fā)電機的勵磁轉矩，使得機組在最大功率跟蹤(Maximum Power Point Tracking,MPPT)模式運行，此時風能利用系數(shù)最高；當風速變?yōu)轭~定值時，風機的輸出功率也達到最大；當風速超過其額定值時，槳距調節(jié)裝置動作，增大槳距角，使得輸出功率維持在額定值附近；當風速大于其切出值時，為了保證機組設備安全，風力電機停轉，此時輸出功率為零，槳距角為90°, 則風力電機的輸出功率為

(2)

式中：N為風電場并網(wǎng)風電機組臺數(shù);PN為風電機組額定功率，vω(t)為t時段風電機組運行風速;vrated為風電機組額定風速(一般為15 m/s)，vin、vout為風電機組切入切出風速。

3.2 光伏機組模型

光伏電池板在某一時刻的溫度與外界溫度、光照強度兩個因素有關，其極板溫度的表達為

(3)

式中：Te,t為t時刻光伏電池板的溫度；Tamd為外界環(huán)境溫度；GPV,t為t時段光伏極板接收到的光照強度。

極板的輸出功率隨外界溫度和光照強度的改變而變化，通過標準測試條件的功率值為基準得出，其輸出功率的表達式為

(4)

式中：PPV,t為t時段光伏電池的輸出功率；PSTC、GSTC分別為標準測試條件下光伏電池的輸出功率和光照強度，其中光照強度值為1 000 W/m3；k為功率溫度系數(shù)，取值為-0.004 7/ ℃；Tr為參考溫度，取值為25 ℃。

3.3 CCHP機組模型

CCHP系統(tǒng)以氫氣和天然氣為燃料，在燃氣機組中燃燒時獲得的能量用于發(fā)電。同時，可對燃氣機組中的余熱煙氣進行再利用，即夏季通過驅動吸收制冷機來制冷，或冬季通過余熱回收單元來制熱，分別滿足用戶制冷和供暖需求。CCHP系統(tǒng)能夠將供熱、供冷、供電三者有機結合，實現(xiàn)對能源的梯級利用，有助于減小污染氣體排放，提高能源的利用率，具有良好的社會和經(jīng)濟效益，其天然氣消耗量的數(shù)學模型為

(5)

式中：VMT,t為t時段微型燃氣輪機的耗氣量；PMT,t、ηMT,t分別為t時段微型燃氣輪機的輸出功率與效率;LNG為天然氣低熱值，常取值9.97 kW·h/m3。利用軟件進行函數(shù)擬合可知，其效率與輸出電功率的表達式為

(6)

CCHP系統(tǒng)制冷、制熱功率和輸出電功率之間的關系為

(7)

QMT,c,s,t=ηrecCMTCQMT,s,t

(8)

QMT,h,s,t=ηrecCMTHQMT,s,t

(9)

式中：QMT,s,t為第s個場景下，t時段微燃機的排氣余熱；QMT,c,s,t和QMT,h,s,t分別為t時段CCHP系統(tǒng)的制冷和制熱功率；ηL為散熱損失系數(shù)；ηrec為煙氣的回收率；CMTC與CMTH分別為吸收制冷機和余熱回收單元的制冷和制熱系數(shù)。

3.4 地源熱泵機組模型

以制冷工況為例，地表水源熱泵機組最大制冷量為

Qc,max=Qc,c0·f(Tco,Tci)=Qc,c0·fcc

(10)

式中：Qc,c0為熱泵機組制冷工況下的額定制冷量；Tco為蒸發(fā)器出口水溫；Tci為冷凝器進口水溫；fcc為機組制冷量修正系數(shù)。機組負荷率表示為

(11)

進而可得機組功率表達式：

Pc=Pc0fPLRfpc

(12)

式中：Qload,c為用戶冷負荷需求；Pc為熱泵制冷功率；Pc0為熱泵額定制冷功率；fPLR為熱泵功率負荷率修正系數(shù)；fPc為制冷功率修正系數(shù)。根據(jù)經(jīng)驗公式可知：

fcc=0.997+0.033Tco+0.000 49Tco2-0.007 6Tci

+0.000 000 8Tci2-0.000 2TcoTci

(13)

fPc=0.427+0.000 6Tco-0.000 1Tco2+0.019Tci

+0.000 006Tci2+0.000 25TcoTci

(14)

fPLR=0.251+0.048PLR+0.701PLR2

(15)

假定蓄水池內水流均勻流動，無對流現(xiàn)象。將水池內水流的軸向流動近似為某一水流層隨時間步長上升一層，其某層水流的溫度表達式為

KAs(Ta-Ti)

(16)

式中：Mi為每層水的質量；c為水的比熱容；λ為水的導熱系數(shù)；K為蓄水池傳熱系數(shù)；Ac為蓄水池的橫截面積；As為每一層的圓周側表面積；Ti為第i層水溫；Ta為周圍環(huán)境溫度。

本文采用文獻[18]中使用的土壤源熱泵模型進行土壤源熱泵功耗計算。該模型假設地埋管鋪設位置周圍的土壤均質，經(jīng)驗驗證該模型對于地埋管換熱器性能計算較為精準，且計算速度較快，其計算結果與實際情況十分相近。由于本文重點不在于地源熱泵系統(tǒng)的具體性能研究，因此忽略水泵熱量消耗與板式換熱器散熱部分的建模，且制熱部分模型與制冷模型相近，這里不再重述。

3.5 約束條件

3.5.1 儲能單元約束

儲蓄電池的約束主要為充放電量和儲存量的限制，具體可表示為

(17)

(18)

(19)

(20)

EES,i,min≤EES,i,s,t≤EES,i,max

(21)

EES,i,s,24=EES,i,s,0

(22)

3.5.2 功率平衡約束

(1) 電功率平衡約束

Pe,load,s,t+PHP,s,t+PP2G,s,t+PEB,e,s,t

(23)

(2) 氣量平衡約束

VGT,s,t+VFC,s,t+VGB,s,t

(24)

(3) 熱功率平衡約束

HGB,s,t+HEB,s,t=Hh,load,s,t

(25)

(4) 冷功率平衡約束

(26)

(5) 可控機組(GT、FC)最小開停機約束

(27)

(28)

將式(27)與(28)線性化，得

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

yi,t-zi,t=Ii,t-Ii,t-1

(35)

yi,t+zi,t≤1

(36)

(6) 可控機組爬坡約束

(37)

(7) 聯(lián)絡線、聯(lián)絡管道能流約束

-Pline,max≤PEX,s,t≤Pline,max

(38)

-Vline,max≤VEX,s,t≤Vline,max

(39)

式中：Pline,max、Vline,max分別為聯(lián)絡線功率與聯(lián)絡管道氣流大小最大限制。

3.6 目標函數(shù)

由于區(qū)域IES中存在冷、熱、電、氣 4種能量的耦合，其經(jīng)濟優(yōu)化模型相對于傳統(tǒng)的微電網(wǎng)也更加復雜。因此，在滿足負荷平衡及相關約束條件下，要盡量協(xié)調好各能量間的調度與轉化關系，以提高能源利用率，降低系統(tǒng)總運行成本[14]。本文所構建的日前調度模型目標函數(shù)組成部分如下：

(1) 機組燃料成本

(PP2G,s,t+QEB,s,t)·cE

(40)

(2) 運行維護成本

PHP,s,tKom,CPΔt+|PES,s,t|KESΔt

(41)

式中：PES,s,t為各儲能裝置的實際容量大小。

(3) 啟停成本

(42)

式中：CST,i為各可控機組i的一次啟停成本費用。

(4) 儲能裝置維護費用

(43)

式中:Ci,main為各儲能裝置的單位維護費用。

(5) 電能交互成本

式中：Ccb,t與Crs,t分別為從大電網(wǎng)購電與售電價格。

(6) 天然氣購買成本

(45)

式中：Cgb,t為天燃氣購買價格。

(7) 制熱(制冷)收益

CCH,s,t=CcoQco,s,t+CheQhe,s,t

(46)

式中：Qco,s,t、Qhe,s,t分別為在第s場景下t時段的冷熱負荷；Cco、Che分別為冷(熱)收益的單價。

(8) 棄風、棄光成本

(47)

(48)

(9) 可控機組污染排放成本

(49)

(10) 總成本

3.7 求解模型

上述建立了一個0-1混合整數(shù)線性規(guī)劃模型，其標準形式為

(51)

(52)

式中：優(yōu)化變量x包括能量轉換設備的輸入輸出量、CCHP機組電、熱、冷出力量、HP系統(tǒng)電耗量以及熱、冷出力量、儲能裝置存入以及釋放的能量；等式約束為電、熱、氣功率平衡約束；不等式約束為各設備運行約束。由于A矩陣、b向量以及beq向量中包含可再生能源出力以及負荷量等不確定性變量，因此該線性規(guī)劃問題屬隨機規(guī)劃范疇。

針對上述模型，本文通過Yalmip、Matpower工具箱以及Cplex求解器在Matlab環(huán)境下進行仿真并求解。

4 算例分析

4.1 基礎數(shù)據(jù)

本文以IEEE39節(jié)點系統(tǒng)為研究對象進行仿真，系統(tǒng)內包含PV，WT，1臺EB用于補給供熱不足，2部GSS，2套CCHP機組相鄰布置，2套地源熱泵系統(tǒng)A、B分布于區(qū)域邊緣兩側，1臺P2G裝置用于在電量過剩時生產(chǎn)天然氣，以減少天然氣購入量，1部ESS，其中地源熱泵系統(tǒng)A內主機的最小開機時間為2 h，最小停機時間為2 h，熱泵系統(tǒng)B內主機的最小開機時間為2 h，最小停機時間為1 h。調度時段長度為24 h，調度步長Δt為1 h。分別對區(qū)域綜合能源系統(tǒng)夏季與冬季典型日運行情況進行仿真，可得夏、冬兩季系統(tǒng)運行特征。

仿真過程設定，夏季供冷期，地表水源熱泵處于蓄冷工況時，蒸發(fā)器進出口水溫為12/4 ℃，冷凝器進出口水溫度為30/35 ℃；直供工況下，蒸發(fā)器進出口水溫為13/6 ℃，冷凝器進出口水溫為30/35 ℃。冬季供熱期蓄熱工況下，蒸發(fā)器進出口水溫為5/10 ℃，冷凝器進出口水溫為41/53 ℃；直供工況下，蒸發(fā)器進出口水溫為5/10 ℃，冷凝器進出口水溫為40/45 ℃。土壤源熱泵為輔助系統(tǒng)，即當?shù)乇硭礋岜孟到y(tǒng)出力不足時，啟用土壤源熱泵系統(tǒng)進行能量補給，設定土壤溫度不隨外界氣候變化而變化，夏季主機直供時，蒸發(fā)器進出口水溫為12/4 ℃，冷凝器進出口水溫為30/35 ℃；冬季蓄熱工況下，蒸發(fā)器進出口水溫為26/21 ℃，冷凝器進出口水溫為41/53 ℃；直供工況下，蒸發(fā)器進出口水溫為26/21 ℃，冷凝器進出口水溫為40/45 ℃。各臺熱泵性能參數(shù)見附錄B表1，機組運行維護費用為0.028元/kW。CCHP機組1、2中燃氣輪機功率上、下限，爬坡速率上、下限以及最小開、停機等參數(shù)如附錄B表2所示。兩臺溴冷機冷能能效系數(shù)為1.36，熱能能效系數(shù)為1.2，余熱回收率為90%。機組維護費用為0.025元/kW。天然氣低熱值取9.7 kW·h/m3，向電網(wǎng)買入與賣出電價分時表如附錄B表3所示，單位為元/k·Wh。區(qū)域內的重要負荷為3 MW，在用戶系統(tǒng)與大電網(wǎng)斷開連接后要保證重要負荷能夠不間斷運行2 h。夏季典型日環(huán)境溫度最高35 ℃，最低26 ℃，冬季典型日環(huán)境溫度最高2 ℃，最低-8 ℃。

4.2 算例求解

本文采用K-means硬聚類劃分算法[11]對初始生成的隨機場景集合進行聚類，并利用后向場景縮減技術[12]對聚類結果進行縮減，將原始數(shù)據(jù)的1 000×24采樣矩陣縮減為一個10×24矩陣，相應可得到第i個場景(i=1,…,10)的基礎概率值πi，10個場景的概率密度之和為1，定義電、氣、冷、熱負荷以及可再生能源出力預測概率密度平均值為總場景概率均值。10個場景下的總概率密度值與對應期望值如表3所示。

由上表可知，一次隨機規(guī)劃所得到的10種不同概率模型的最小運行成本期望值有較大波動性，證明考慮可再生能源出力及負荷不確定性對最終系統(tǒng)運行成本的影響具有一定實際意義，但兩者之間并沒有明顯數(shù)值關系。在Matlab中進行多次隨機規(guī)劃可得，每次所得到的10種場景成本期望值大概率穩(wěn)定在某一范圍內，這一數(shù)值范圍代表了該區(qū)域綜合能源微網(wǎng)夏季運行時的平均成本期望。

表3 不同可再生能源出力及負荷預測概率密度下的目標期望Tab.3 Target expectation under different probability density of renewable energy output and load forecasting

4.2.1 夏季系統(tǒng)運行工況分析

首先，針對地源熱泵系統(tǒng)運行工況進行仿真分析，可得地表水源熱泵各機組、土壤源熱泵各機組0∶00-24∶00各時段總制冷量及主機功率如表4所示。

表4 地源熱泵系統(tǒng)夏季運行工況Tab.4 Operating conditions of ground source heat pump system in summer (kW)

由表中數(shù)據(jù)可知，1∶00-7∶00時，地表水源熱泵機組及土壤源熱泵機組處于夜間蓄冷工況下，且由于夜間地表水溫度低于土壤溫度，因此為提高系統(tǒng)蓄冷能效，地表水源熱泵機組承擔主要蓄冷出力；8∶00-10∶00時，系統(tǒng)冷負荷需求逐漸增大，由蓄水池蓄熱與地表水源熱泵機組聯(lián)合供冷；11:00-17:00時段為全天電、冷負荷需求高峰時段，同時也是全天中售購電價高峰時段，且經(jīng)過上午時段的陽光直射，土壤溫度已高于湖水溫度。此時，地源熱泵系統(tǒng)處于蓄冷水池、地表水源熱泵機組與土壤源熱泵機組聯(lián)合供冷工況，且兩套地源熱泵系統(tǒng)的6臺土壤源熱泵機組處于全開狀態(tài)，以提高供冷能效、較少系統(tǒng)耗電量。為評估地源熱泵系統(tǒng)，引入系統(tǒng)綜合性能系數(shù)COP，其定義式為

(53)

式中：Q∑為熱泵系統(tǒng)全供冷量；P∑為熱泵系統(tǒng)全功率消耗量。由此時可得地源熱泵系統(tǒng)夏季運行綜合性能系數(shù)為5.37，較系統(tǒng)的設計參數(shù)低，這是由于在運行過程中，水泵功耗與板式換熱器散熱損失的存在不可忽視，且會一定程度上降低系統(tǒng)能效。系統(tǒng)冷負荷供應關系如圖2所示。

圖2 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)夏季供冷狀態(tài)圖Fig. 2 Cooling state diagram of regional integrated energy system in summer

4.2.2 冬季系統(tǒng)運行工況分析

系統(tǒng)冬季負荷與夏季負荷相差較大，對冬季典型日系統(tǒng)運行情況進行仿真，可得地表水源熱泵各機組、土壤源熱泵各機組0∶00-24∶00各時段總制熱量及主機功率如表5所示。

由表中數(shù)據(jù)可知，冬季用戶供冷量主要由地表水源熱泵各機組夜間蓄冷量提供，土壤源熱泵作為輔助系統(tǒng)，消納可再生能源的夜間富余出力。由計算可得，冬季地源熱泵系統(tǒng)的綜合性能系數(shù)為5.99，低于系統(tǒng)的設計系數(shù)6.4。造成這一現(xiàn)象的主要原因有：(1)實際情況下，熱泵各機組無法運行在設計工況下，冷凝器進出口溫差較?。?2)水泵與板式換熱器有一定功耗及散熱損失，一定程度上降低了機組能效。冬季典型日下，區(qū)域綜合能源系統(tǒng)供熱關系如圖3所示。

表5 地源熱泵系統(tǒng)夏季運行工況Tab.5 Operating conditions of ground source heat pump system in winter (kW)

圖3 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)冬季供熱狀態(tài)圖Fig. 3 Cooling state diagram of regional integrated energy system in winter

4.2.3 系統(tǒng)總體運行狀態(tài)分析

以夏季典型日的系統(tǒng)運行狀態(tài)為例，區(qū)域綜合能源系統(tǒng)電量及氣量平衡關系分別如圖4、5所示。

圖4 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)電量平衡關系Fig. 4 Electricity balance of regional integrated energy system

由圖4可知，系統(tǒng)內電負荷需求與可再生能源出力規(guī)律呈現(xiàn)一定背離，自5∶00時起，電負荷需求量增大，風電機組出力下降，CCHP 機組與光伏機組出力有限，儲電裝置充電量逐漸減小。在5∶00-7∶00時段，電網(wǎng)購入電價較低，供電量主要來自于電網(wǎng)交互。8∶00-10∶00時段，電價抬高，為保證系統(tǒng)經(jīng)濟運行，電網(wǎng)購入電量下降。11∶00-14∶00時段，電價達到全天最高，停止從電網(wǎng)購電，負荷供電量主要由儲電裝置提供，而后電價下降，儲電裝置容量不足，繼續(xù)向電網(wǎng)購電提供電負荷與儲電裝置充電量。20∶00之后，光照量為零，光伏機組出力為零，用電負荷逐漸下降，CCHP機組出力有所增加，與風電機組一同承擔電負荷。

系統(tǒng)內的氣負荷平衡關系如圖5所示，由圖可知，儲氣罐與燃氣鍋爐的作用可以忽略，氣網(wǎng)購入氣量主要用來供給氣負荷與CCHP機組耗氣量。從7∶00起，P2G機組出力隨負荷波動而逐漸增加，以補足氣量供應差。P2G機組運行費用較高，在系統(tǒng)運行成本組分中占比較大，但對系統(tǒng)多余電量消納與轉化起到重要作用。

圖5 區(qū)域綜合能源系統(tǒng)氣量平衡關系Fig. 5 Gas balance of regional integrated energy system

4.2.4 系統(tǒng)運行經(jīng)濟性分析

為驗證長、短期儲能相結合的供能系統(tǒng)具有一定經(jīng)濟優(yōu)勢，本節(jié)對以下2種夏季典型日系統(tǒng)運行方式進行了對比，可再生能源出力及負荷預測曲線選取平均成本期望下的某一場景。

方式1：系統(tǒng)僅包含短期儲能，采用“以熱定電”的熱電聯(lián)產(chǎn)模式。系統(tǒng)內冷、熱負荷由CCHP機組提供，電負荷由GT、可再生能源機組、與大電網(wǎng)交互功率以及ESS裝置提供，氣負荷由天然氣管網(wǎng)交互、P2G裝置提供。該策略在區(qū)域綜合能源系統(tǒng)供能方式中較為常見。

方式2：系統(tǒng)內長、短期儲能相結合，利用地下水資源作為長期儲熱/冷載體將冬季冷能存于地下。熱負荷由地源熱泵機組、CCHP機組供給，不足部分由電鍋爐及燃氣鍋爐補足。電負荷由可再生能源機組、GT、與大電網(wǎng)交互電量以及ESS裝置提供。氣負荷由天然氣管網(wǎng)交互、P2G裝置以及GSS裝置提供。兩種運行方式下的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)最小運行成本如表6所示。

表6 兩種運行方式下系統(tǒng)運行費用對比Tab.6 Comparison of system operation cost under two operation modes (元)

由表中數(shù)據(jù)可知，由于在方式1 的運行條件下，系統(tǒng)內冷、熱負荷主要由CCHP機組供給，耗氣量較大，因此氣網(wǎng)購氣費用明顯偏大，而方式2利用地源熱泵系統(tǒng)吸收室內熱量并將其儲存于地下水中，利用少量低品位能量實現(xiàn)了冷負荷供應與能量的季節(jié)性轉移，大幅度降低了系統(tǒng)購氣成本；在方式1中，CCHP機組的電能生產(chǎn)與冷、熱能生產(chǎn)之間存在較強耦合，為滿足用戶冷熱負荷需求，大量的電能生產(chǎn)量因無法被消納而被輸送至大電網(wǎng)，因此相比方式2，售電收入明顯增加，但這會導致系統(tǒng)孤島運行時經(jīng)濟性極低；相較于方式1，長、短儲能同時投入時，系統(tǒng)儲能裝置維護費用變化不大，但系統(tǒng)的運行維護費用明顯增加，這是由于在方式2運行模式下，系統(tǒng)投入了HP系統(tǒng)作為用戶冷、熱負荷的主要供給來源，且HP系統(tǒng)中的蓄能水池在實際運行中基本無需維護，但系統(tǒng)中的HP機組需要定期維護且維護費用高于CCHP機組；由表中數(shù)據(jù)可知，HP系統(tǒng)的投入使得系統(tǒng)棄風、棄光成本顯著降低，即系統(tǒng)有效吸收了富余的風光出力，并將其轉化為熱能存儲于地表水源中以供給用戶需求。綜上，長、短期儲能相結合的系統(tǒng)運行方式，一定程度上增加了系統(tǒng)運行維護費用，但減少了大量購氣成本、棄風棄光成本等，總體來看，具有更優(yōu)的經(jīng)濟性與環(huán)境效益。

5 結 論

本文建立了含地源熱泵及混合儲能的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)日前調度模型，其中地源熱泵系統(tǒng)由土壤源熱泵機組、地表水源熱泵機組、蓄能水池、板式換熱器及用戶空調系統(tǒng)等組成。分別對夏季與冬季典型日系統(tǒng)運行狀態(tài)進行仿真，分析地源熱泵系統(tǒng)及區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的運行狀態(tài)，可得下述結論：

(1)區(qū)域綜合能源系統(tǒng)中的用戶冷、熱需求主要由地源熱泵系統(tǒng)提供，且系統(tǒng)中的地表水源熱泵各機組承擔主要蓄能作用。夏季運行中，地源熱泵系統(tǒng)的COP值為5.37，冬季運行時，地源熱泵系統(tǒng)的COP值為5.99，均低于設計工況。其主要原因為，實際運行中，水泵消耗與板式換熱器散熱損失不可忽略，且會一定程度上降低系統(tǒng)能效。

(2)地源熱泵系統(tǒng)的加入，能有效吸收負荷低谷期時的風、光富余出力，棄風成本下降至47.2 %，棄光成本下降至42.9 %，提高了可再生能源消納量。且地源熱泵系統(tǒng)能夠利用少量低品位能量生產(chǎn)高品位能量，運行維護成本低，能夠大幅度降低系統(tǒng)運行成本。

(3)短期儲能與長期儲能相結合的系統(tǒng)供能形式，既可實現(xiàn)系統(tǒng)內調壓調頻、保持系統(tǒng)功率平衡，又可實現(xiàn)能量的季節(jié)性轉移，即將夏季的熱量轉移至地表水源及土壤中以供冬季用戶熱能需求，減少了一次能源消耗。

基于地源熱泵的應用范圍，該模型適用于度假區(qū)、游樂場以及住宅聚集區(qū)域的運行規(guī)劃，在接下來的研究中可以考慮以下幾點：

(1)建立能量管理系統(tǒng)以控制系統(tǒng)各機組動態(tài)出力進而實現(xiàn)機組運行成本實時最優(yōu)[20]。

(2)構建系統(tǒng)內污染物排放量最低、可再生能源消納率最優(yōu)等目標相結合的多目標優(yōu)化模型以及系統(tǒng)建設規(guī)劃與運行調度雙層優(yōu)化模型。