CN112736939A - 掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法 - Google Patents

掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法 Download PDF

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CN112736939A CN202011446544.2A CN202011446544A CN112736939A CN 112736939 A CN112736939 A CN 112736939A CN 202011446544 A CN202011446544 A CN 202011446544A CN 112736939 A CN112736939 A CN 112736939A
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Abstract

本发明提供了一种掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，所述制氢储氢装置优化容量配置方法包括：(1)：建立所述掺氢天然气综合能源系统的设备物理模型；(2)：在满足系统基础安全运行的约束条件基础上，考虑储氢设备的跨季节性存储能力，以系统年运行成本与系统设备投资等年值成本之和最低为目标函数，建立掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型；(3)：采用混合整数线性规划，求解制氢/储氢设备的最佳容量配置；(4)：通过修改系统模型与目标函数，求解电储能设备的最佳容量配置；(5)：利用二分法遍历的方法，确定在何种价格区间下，掺氢天然气的加入将优于传统电储能设备，实现储能方式升级。

Description

掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法
技术领域
本发明属于电能源系统设备容量配置优化技术领域，特别涉及一种掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法。
背景技术
随着社会的发展，能源消费结构、利用方式都有着长足的进步，随着终端用户对于能源需求的进一步提高，冷、热、电一站式的能源服务正在逐步替代传统的单一能源供应，综合能源系统(integrated energy system，IES)，通过电力、冷热等多种能源形式，实现多能耦合的统一规划，在满足系统用户对多种能源需求的基础上，可以有效达到提高能源利用率，是未来能源网络的重要研究方向之一。
随着用户用能需求的提升，用户用能的峰谷特性差异更加凸显，而随着具有反调峰特性的可再生能源的大量接入能源系统，对于用能低谷时段多余能源的利用问题进一步突出。传统解决策略通常采用安装电储能装置来存储谷时富余电能，但随着电储能技术逐渐进入瓶颈，技术突破逐渐放缓，寻找新的储能方式变得迫在眉睫。近年来，电转气(powerto gas，P2G) 技术的不断发展，利用电能制取存储容量更大，存储时间更长的气体燃料，成为了一种重要的储能方式。
P2G技术主要通过电能制取氢气或甲烷，一方面，电制甲烷的效率较低，在制取过程中存在大量的能量损耗，经济性较低；而另一方面，电制氢气虽然是一种清洁能源，且制取效率相对较高，但是现阶段对于纯氢能源的利用还存在着不小的缺陷，纯氢燃机技术的不纯熟，氢气运输的困难，都限制了氢能的直接使用。因此，将电制氢气掺入天然气中，制成掺氢天然气供系统使用，将会是一种P2G技术实际运用的重要分支。
掺氢天然气，相比于纯天然气有着更高的燃烧速率，更少的污染物排放，是一种更为清洁的燃料，与此同时，在一定的浓度限制下，掺氢天然气可以通过投资安装制取存储设备在现有系统中，直接利用现有系统设备进行使用，这将会是一种向未来能源使用过渡的可行方式。因此研究掺氢天然气综合能源系统中的制氢储氢设备容量配置问题将会是未来综合能源系统的重要发展方向。
虽然已有文献提出了关于利用掺氢天然气来提高综合能源系统的可再生能源消纳能力，但是对于系统中制氢储氢设备的容量配置优化，以及投资成本对于设备选择的影响还处于探索阶段，因此问题的关键在于提出一种掺氢天然气综合能源系统中的制氢储氢装置优化容量配置方法。
发明内容
本发明提供一种掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，为今后输变电设备迈入全面复合化奠定了基础。
本发明具体为一种掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，所述制氢储氢装置优化容量配置方法包括以下步骤：
步骤(1)：建立所述掺氢天然气综合能源系统的设备物理模型；
步骤(2)：在满足系统基础安全运行的约束条件基础上，考虑储氢设备的跨季节性存储能力，以系统年运行成本与系统设备投资等年值成本之和最低为目标函数，建立掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型；
步骤(3)：采用混合整数线性规划，求解制氢/储氢设备的最佳容量配置；
步骤(4)：通过修改系统模型与目标函数，求解电储能设备的最佳容量配置；
步骤(5)：利用二分法遍历的方法，确定在何种价格区间下，掺氢天然气的加入将优于传统电储能设备，实现储能方式升级。
所述掺氢天然气综合能源系统的设备物理模型包括：使用掺氢天然气的热电联产CHP燃气机组运行模型，掺氢天然气系统的制氢/储氢模型，吸附式制冷机、锅炉等能量转换装置模型。
所述使用掺氢天然气的热电联产CHP燃气机组运行模型：
Figure RE-GDA0002991621600000021
PCHP为所述CHP燃气机组电功率，
Figure RE-GDA0002991621600000022
为所述CHP 燃气机组热水回收功率，
Figure RE-GDA0002991621600000023
为所述CHP燃气机组烟气回收功率，
Figure RE-GDA0002991621600000024
和νng分别表示注入所述CHP燃气机组中燃料的氢气与天然气的注入速率，其单位为Nm3/h。
所述掺氢天然气系统的制氢/储氢模型包括制氢设备模型和储氢设备模型，
所述制氢设备模型采用电解制氢设备模型：电解槽的输入电功率与氢气输出速率之间的关系为
Figure RE-GDA0002991621600000025
Pae为所述电解制氢设备输入电功率，ηae为所述电解制氢设备的运行效率，设为70％，GHV为氢气的高位热值，设为12740kJ/Nm3，
Figure RE-GDA0002991621600000026
为输出氢气输出速率；
所述储氢设备模型，定义所述储氢设备在结束t时刻调度动作之后的实际状态为当前整个时段的存储状态，所述储氢设备中当前时段存储的氢气量与所述储氢设备上一时刻储氢量以及当前时刻氢气计划输入与输出量有关：
Figure RE-GDA0002991621600000031
Figure RE-GDA0002991621600000032
和
Figure RE-GDA0002991621600000033
分别为当前时刻与上一时刻的所述储氢设备储氢量，
Figure RE-GDA0002991621600000034
为当前时刻注入所述CHP燃气机组的氢气速率，
Figure RE-GDA0002991621600000035
为当前时刻电解设备的制氢速率。
所述吸附式制冷机、锅炉等能量转换装置模型包括电制冷机、电锅炉、燃气锅炉、吸收式制冷机，
所述电制冷机模型为
Figure RE-GDA0002991621600000036
Figure RE-GDA0002991621600000037
为电制冷机的输入电功率，单位为 kW；
Figure RE-GDA0002991621600000038
为电制冷机的输出冷功率，单位为kW；COPec为电制冷机的制热能效比，设为4；
所述电锅炉模型为
Figure RE-GDA0002991621600000039
Figure RE-GDA00029916216000000310
为电锅炉的输入电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA00029916216000000311
为所述电锅炉的输出热功率，单位为kW；ηeb为所述电锅炉的电热转换效率，设为95％；
所述燃气锅炉模型为
Figure RE-GDA00029916216000000312
Figure RE-GDA00029916216000000313
为所述燃气锅炉的输入燃料速率，单位为Nm3/h；
Figure RE-GDA00029916216000000314
为所述燃气锅炉的输出热功率，单位为kW；LHVgb为所述燃气锅炉燃料的低位热值，设为35880kJ/Nm3；ηgb为所述燃气锅炉效率，设为60％；Δt表示调度时间间隔；
所述吸收式制冷机采用溴化锂吸收式冷温水机，模型为
Figure RE-GDA00029916216000000315
Figure RE-GDA00029916216000000316
为所述吸收式制冷机的输入电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA00029916216000000317
为所述吸收式制冷机的输出热功率，单位为kW；COPac为吸收式制冷机的制热能效比，设为1.3。
步骤(2)中建立所述掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型的过程为：
首先，建立所述目标函数，使所述掺氢天然气综合能源系统的年运行维护费用以及新增设备的投资年值成本之和最小，包括以下内容：
(1)计算所述综合能源系统年运行维护成本：
Figure RE-GDA0002991621600000041
Figure RE-GDA0002991621600000042
为所述综合能源系统的一整年总的运行维护成本，
Figure RE-GDA0002991621600000043
为所述综合能源系统与主电网交互功率造成的成本，包括购电成本与弃风弃光惩罚成本；
Figure RE-GDA0002991621600000044
为所述CHP燃气机组燃料成本；
Figure RE-GDA0002991621600000045
为所述燃气锅炉燃料成本；
Figure RE-GDA0002991621600000046
为可再生能源运维成本，包括光伏运维成本和风电运维成本；
Figure RE-GDA0002991621600000047
为所述制氢/储氢设备运行维护成本；Di表示为4个季节的天数；i表示4个季节的典型日， i＝spr，sum，aut，win；
Figure RE-GDA0002991621600000048
Figure RE-GDA0002991621600000049
分别为所述综合能源系统在t时刻的购电价格与弃风弃光惩罚价格，
Figure RE-GDA00029916216000000410
根据市场分时电价确定，
Figure RE-GDA00029916216000000411
设为0.1元/kW·h；
Figure RE-GDA00029916216000000412
分别为所述综合能源系统在t时刻从主电网购买电功率以及向主电网输送的电功率；cng为天然气销售价格，设为3.45元/Nm3；νng·CHP(t) 为t时刻注入所述CHP燃气机组的天然气速率；νng·gb(t)为t时刻注入燃气锅炉的天然气速率；
Figure RE-GDA00029916216000000413
分别为光伏、风电出力的单位运维成本，设为0.01元/kW·h；PPV(t)、PWT(t)分别为t时刻光伏、风电出力；
Figure RE-GDA00029916216000000414
为所述制氢/储氢设备的单位运维成本，设为0.01元/kW·h；
Figure RE-GDA0002991621600000051
与
Figure RE-GDA0002991621600000052
分别为t时刻为所述制氢/储氢设备的输入、输出氢气速率；
(2)计算新增设备投资成本：
Figure RE-GDA0002991621600000053
Cinv为所述新增设备投资成本；IR为折现率，设为10％；I为所述新增设备的投资生命周期，设为10年；cae为电解槽设备的单位容量成本，单位为元/kW，设为2000元/kW；
Figure RE-GDA0002991621600000054
为电解槽设备的配置容量，单位为kW；
Figure RE-GDA0002991621600000055
为所述储氢设备的单位容量成本，单位为元/Nm3，设为 200元/Nm3；
Figure RE-GDA0002991621600000056
为储氢设备的配置容量，单位为Nm3；
(3)建立目标函数：
Figure RE-GDA0002991621600000057
其次，建立所述模型约束条件，包括等式约束、不等式约束、混合整数不等式约束；
所述等式约束包括系统母线功率平衡约束、系统设备运行等式约束；
所述系统母线功率平衡约束：
Figure RE-GDA0002991621600000058
LE、LH和 LC分别为电负荷功率、热负荷功率和冷功率负荷，
Figure RE-GDA0002991621600000059
为烟气母线上输出功率；
所述系统设备运行等式约束：
所述热电联产CHP燃气机组运行等式约束满足
Figure RE-GDA00029916216000000510
所述制氢设备电转气过程等式约束
Figure RE-GDA00029916216000000511
所述储氢设备运行过程等式约束
Figure RE-GDA00029916216000000512
所述电制冷机运行等式约束
Figure RE-GDA00029916216000000513
所述电锅炉运行等式约束
Figure RE-GDA00029916216000000514
所述燃气锅炉运行等式约束
Figure RE-GDA00029916216000000515
所述吸收式制冷机运行等式约束
Figure RE-GDA0002991621600000061
所述不等式约束包括设备功率约束、掺氢天然气系统约束：
所述设备功率约束包括所述CHP燃气机组注入燃料速率的限制
Figure RE-GDA0002991621600000062
所述 CHP燃气机组输出功率限制0≤PCHP≤1000；所述CHP燃气机组爬坡功率约束为 |PCHP(t)-PCHP(t-1)|≤500Δt，PCHP(t)为当前调度时刻的所述CHP燃气机组电功率出力， PCHP(t-1)为上一调度时刻的所述CHP燃气机组电功率出力，Δt表示调度时间间隔；系统中各个设备自身功率运行上下限限制要求不等式约束为：
Figure RE-GDA0002991621600000063
Figure RE-GDA0002991621600000064
为电解槽制氢的输入电功率的上限，是需要求解的决策变量；
所述掺氢天然气系统约束包括氢气体积浓度不等式约束0≤ε≤20％；管道流速约束
Figure RE-GDA0002991621600000065
所述储氢装置的容量约束
Figure RE-GDA0002991621600000066
Figure RE-GDA0002991621600000067
为所述储氢装置的最大容量，单位为Nm3，是需要求解的决策变量；
所述混合整数不等式约束考虑所述掺氢天然气综合能源系统与主电网之间的交互功率约束：
Figure RE-GDA0002991621600000068
Xgrid(t)为调度时刻t的售买电状态，值为1 时表示所述掺氢天然气综合能源系统向主电网购电，值为0时，则表示所述掺氢天然气综合能源系统向所述主电网送电。
再次，建立掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型：
Figure RE-GDA0002991621600000069
最后，根据所述目标函数、所述约束条、所述掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型求解出所述掺氢天然气综合能源系统各设备的调度出力，以及所述制氢储氢装置的容量设置。
步骤(3)是基于步骤(2)中所述的容量优化模型，采用混合整数线性规划，利用求解器，进行求解，得到在当前设备投资成本下的所述制氢/储氢设备的最佳容量配置。
步骤(4)修改所述系统模型和所述目标函数的过程包括：
(1)修改步骤(1)中的所述掺氢天然气综合能源系统运行模型，在系统运行模型中添加电储能装置模型
Figure RE-GDA0002991621600000071
Wes(t)、Wes(t-1)分别为当前时刻与上一时刻的所述电储能设备储能量，单位为kWh；σes为设备自放电率，设为 4％；
Figure RE-GDA0002991621600000072
与
Figure RE-GDA0002991621600000073
分别为当前时刻的充/放电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA0002991621600000074
与
Figure RE-GDA0002991621600000075
分别为充/放电效率，设为95％；
(2)修改所述掺氢天然气综合能源系统运行维护成本，添加所述电储能设备的运维成本，删除所述制氢储氢设备成本，
Figure RE-GDA0002991621600000076
i为4个季节的典型日，i＝spr，sum，aut，win；
Figure RE-GDA0002991621600000077
为所述电储能设备的运维成本，
Figure RE-GDA0002991621600000078
Figure RE-GDA0002991621600000079
为所述电储能设备的单位运维成本，设为 0.05元/kW·h；
Figure RE-GDA00029916216000000710
与
Figure RE-GDA00029916216000000711
分别为当前时刻的充/放电功率，单位为kW；
(3)修改新增设备投资成本，增加所述电储能设备的投资成本，删除所述制氢储氢设备的投资成本，
Figure RE-GDA00029916216000000712
ces为所述电储能设备的单位容量成本，设为700元/kW·h；
Figure RE-GDA0002991621600000081
为所述电储能设备的配置容量，单位为kWh，是需要求解的决策变量；
(4)添加系统模型约束条件：Wes(0)＝Wes(Nt)，Wes(0)为所述电储能设备初始状态；Wes(Nt)为所述电储能设备调度周期结束时状态；
(5)所述电储能设备的容量约束
Figure RE-GDA0002991621600000082
Figure RE-GDA0002991621600000083
是所述电储能设备储能容量上限，是需要求解的决策变量；
所述电储能设备充放电约束
Figure RE-GDA0002991621600000084
通过0-1变量 Xes(t)进行约束；
最后，基于步骤(2)中所述的容量优化模型，采用混合整数线性规划，利用求解器，进行求解，得到在当前设备投资成本下的所述电储能设备的最佳容量配置，以及此时的所述电储能系统投资成本等年值与电储能系统年运行成本之和。
步骤(5)中所述储能方式升级过程为：针对新增设备投资成本中电解槽设备的单位容量成本cec与储氢设备的单位容量成本
Figure RE-GDA0002991621600000085
进行二分法遍历求解，得到在不同的成本情况下，掺氢天然气综合能源系统的投资成本与运行成本之和，当计算所得与电储能系统结果相当时停止遍历，其结果则为当储氢/制氢设备成本下降到何种价格区间时，才能与电储能设备相当。
与现有技术相比，有益效果是：所述制氢储氢装置优化容量配置方法充分考虑了氢气的跨季节存储能力，通过计及新增设备投资成本与系统年运行维护成本，建立了掺氢天然气综合能源系统中的制氢储氢装置优化容量配置方法，并通过与添加电储能设备的综合能源系统进行比较，得出在何种价格区间下，可以与传统电储能设备进行竞争，以此来进一步提高可再生能源的利用，降低系统的运行成本。
附图说明
图1为本发明掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法的工作流程图。
图2为实施例中原始综合能源系统结构图。
图3为实施例中添加制氢储氢设备的掺氢天然气综合能源系统结构图。
图4为实施例中添加电储能设备的综合能源系统结构图。
图5为实施例中不同方案的弃风弃光功率对比图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法的具体实施方式做详细阐述。
本发明实施例中的原始综合能源系统结构如图2所示，添加制氢储氢设备的掺氢天然气综合能源系统如图3所示，添加电储能设备的综合能源系统结构如图4所示。系统根据系统能量种类形式，以电气、烟气、热水、空气等几种集中母线的方式进行搭建，系统中的核心设备为CHP燃气机组，在本发明中，CHP机组以天然气或掺氢天然气作为机组燃料。热电联产机组通过能源的阶梯利用，将化学能转化为电能与热能，同时提供给系统用户，部分低品位废热则通过余热回收装置进行回收，得到再次利用。分布式可再生能源主要以风能与太阳能为主，通过风电机组与光伏电池板作为可再生能源出力接入综合能源系统中提供电能。系统中其他能源转换装置主要包括电热锅炉、电制冷机、燃气锅炉与吸收式制冷机。此外，系统还可以与外部电网进行电功率交互，当系统自身无法满足负荷需求时，可以从外部电网进行购电，多余电能则可以进行能力存储或向外部电网传输。系统负荷主要包括3部分：用户电负荷功率由可再生能源、CHP机组提供，此外还可以与外部电网进行交互；热负荷则由CHP 机组和余热锅炉提供，还有部分则由电锅炉与燃气锅炉提供；冷负荷则全部由电制冷机、吸收式制冷机供给。各设备的参数见表1，各季节中，各负荷值见表2，可再生能源出力预测值见表3，市场电价、气价见表4。
表1系统运行参数
Figure RE-GDA0002991621600000091
Figure RE-GDA0002991621600000101
Figure RE-GDA0002991621600000111
表2算例中各负荷预测值表
Figure RE-GDA0002991621600000112
Figure RE-GDA0002991621600000121
表3算例中可再生能源出力预测值、与电价、气价表
Figure RE-GDA0002991621600000122
Figure RE-GDA0002991621600000131
本发明实施例提出的一种掺氢天然气综合能源系统中的制氢储氢装置优化容量配置方法，如图1所示，包括以下步骤：
步骤(1)：建立掺氢天然气综合能源系统运行模型，该模型主要包括3个方面：一、使用掺氢天然气的热电联产CHP燃气机组运行模型，二、掺氢天然气系统的制氢/储氢模型，三、吸附式制冷机、锅炉等能量转换装置模型；
步骤(2)：在满足系统基础安全运行的约束条件基础上，考虑储氢设备的跨季节性存储能力，以系统年运行成本与系统设备投资等年值成本之和最低为目标函数，建立掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型。
步骤(3)：基于上述容量优化模型，采用混合整数线性规划，求解制氢/储氢设备的最佳容量配置，并通过修改系统模型与目标函数，求解电储能设备的最佳容量配置；最后，利用二分法遍历的方法，确定在何种价格区间下，掺氢天然气的加入将优于传统电储能设备，实现储能方式升级。
在所述步骤(1)掺氢天然气综合能源系统运行模型包括3个方面：使用掺氢天然气的热电联产CHP燃气机组运行模型，掺氢天然气系统的制氢/储氢模型，以及吸附式制冷机、锅炉等能量转换装置模型。且为了利于接下来的计算，将系统内所有运行设备采用线性化处理，建立掺氢天然气综合能源系统运行模型的过程为：
步骤(101)热电联产CHP燃气机组模型：
燃气机组通常以天然气(甲烷)等能源作为主要燃料，在发电的同时，将发电产生的热废水通过回收装置，作为热源为系统热负荷提供能量，同时出口温度较高的烟气废气也可以通过烟气换热器，为系统提供热能。
用掺氢天然气的燃气机组与使用单一燃料的机组不同，混合燃料中成分的不同，将对机组的工作状态产生不同的影响。氢气的热值只有甲烷的三分之一，因此掺氢天然气的热值将会受到混合气体中氢气体积分数的影响，同时化学性质的不同，也将使得使用掺氢天然气的 CHP机组，将有别于传统天然气CHP机组的发电方式，氢气的注入会对CHP机组燃烧热值以及发电、发热效率造成不同的影响。
燃料低位热值LHV，以及机组的发电效率ηCHP·e与热水回收效率ηCHP·water受到掺氢天然气中的氢气浓度影响，可以通过氢气体积分数ε进行表示，为了便于接下来的模型计算，在考虑精度的基础上，采用线性表示，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000141
Figure RE-GDA0002991621600000142
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000143
和νng分别表示注入CHP燃气机组中燃料的氢气与天然气的注入速率，其单位为Nm3/h。
CHP机组的电功率，热水回收功率以及热烟气回收功率通过注入燃料量、燃料的低位热值，以及机组各个效率进行计算，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000144
式中，PCHP为CHP机组电功率，
Figure RE-GDA0002991621600000145
为CHP机组热水回收功率，
Figure RE-GDA0002991621600000146
为CHP机组烟气回收功率，Δt表示调度时间间隔。其中燃料低位热值LHV、发电效率ηCHP·e与热水回收效率ηCHP·water采用式，烟气回收效率ηCHP·smoke由于与燃料相关性不大，取为常数，取ηCHP·smoke＝15％。νCHP为注入机组的燃料速率，其单位为Nm3/h，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000147
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000148
为注入CHP机组的掺氢天然气的等值氢气速率，单位为Nm3/h；νng为注入CHP机组的掺氢天然气的等值天然气速率，单位为Nm3/h。
根据式-，将上述热电联产机组的电、热等出力进行数值计算之后，通过线性拟合的方式，利用注入机组的天然气与氢气速率线性表示机组的电功率与热水回收输出功率与烟气回收输出功率，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000151
步骤(102)制氢/储氢设备模型：
与掺氢天然气系统有关的设备主要包括有电解制氢设备，以及储氢装置两部分。
(1)制氢设备模型：
在电制氢的过程中，电解槽的输入电功率与氢气输出速率之间的关系可以利用式表示。
Figure RE-GDA0002991621600000152
式中，Pae为电解设备输入电功率，ηae为电解设备的运行效率，设为70％，GHV为氢气的高位热值，设为12740kJ/Nm3，
Figure RE-GDA0002991621600000153
为输出氢气速率。
(2)储氢设备模型：
制取的氢气主要存储在储氢罐或者地下储氢库中，储氢设备工作是一个连续过程，为简化数学表达方式，定义储氢设备在结束t时刻调度动作之后的实际状态为当前整个时段的存储状态，储氢装置中当前时段存储的氢气量与储氢装置上一时刻储氢量以及当前时刻氢气计划输入与输出量有关：
Figure RE-GDA0002991621600000154
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000155
和
Figure RE-GDA0002991621600000156
分别为当前时刻与上一时刻的储氢设备储氢量，
Figure RE-GDA0002991621600000157
为当前时刻注入CHP机组的氢气速率，
Figure RE-GDA0002991621600000158
为当前时刻电解设备的制氢速率。
步骤(103)能量转换装置模型：
综合能源系统能够实现多种能源形式之间的相互转换，以满足用户能源需求的多样性，起到能源互补的作用，系统通过各种能量转换装置实能源之间的相互转化，包括有电制冷机，电锅炉，燃气锅炉，以及吸收式制冷机等。
(1)电制冷机模型：
电制冷机通过电力驱动压缩机，利用制冷液蒸发吸热的原理，将电能转化为冷能，用于为系统冷负荷提供能量，其输出与输入之间可通过制热能效比(coefficientofperformance， COP)表示。电制冷机的运行模型可表示为：
Figure RE-GDA0002991621600000159
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000161
为电制冷机的输入电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA0002991621600000162
为电制冷机的输出冷功率，单位为kW；COPec为电制冷机的制热能效比，设为4。
(2)电锅炉模型：
电锅炉将电能转化为热能供系统热负荷使用，其通过电流的热效应来加热循环水，通过自身换热器为热网供能，不产生其余污染物。其自身电热转换效率较高，在电能丰富的调度时刻，可以有效地作为供热装置，取代余热锅炉、燃煤锅炉等效率较低的设备，满足部分或全部用户热负荷需求。其输入电功率与输出热功率之间可表示为：
Figure RE-GDA0002991621600000163
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000164
为电锅炉的输入电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA0002991621600000165
为电锅炉的输出热功率，单位为kW；ηeb为电锅炉的电热转换效率，设为95％。
(3)燃气锅炉模型：
燃气锅炉是最为传统的供热装置，其通过燃烧将燃料中的能量转换成热能，为用户提供热能，其输出能量受到燃烧效率，燃料热值，以及燃料注入速率影响，其输出热功率与输入燃料速率的关系如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000166
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000167
为燃气锅炉的输入燃料速率，单位为Nm3/h；
Figure RE-GDA0002991621600000168
为燃气锅炉的输出热功率，单位为kW；LHVgb为锅炉燃料的低位热值，设为35880kJ/Nm3；ηgb为燃气锅炉效率，设为60％；Δt表示调度时间间隔。
(4)吸收式制冷机模型：
吸收式制冷机(absorptionchiller，AC)的典型设备有溴化锂吸收式冷温水机，该设备主要利用多余的热能量转化为冷热能输出，该设备的原理是利用蒸发制冷剂以及吸收溶液的特性，利用水作为制冷剂，以溴化锂溶液作为吸收剂，该设备主要通过吸收热量来带动内部的制冷循环，最终实现制冷的效果。本发明采用简化模型，设置溴化锂吸收式制冷机按照恒定不变的能量转换系数将吸收的热量转化为输出的冷能，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000169
式中，
Figure RE-GDA00029916216000001610
为吸收式制冷机的输入电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA00029916216000001611
为吸收式制冷机的输出热功率，单位为kW；COPac为吸收式制冷机的制热能效比，设为1.3。
进一步，步骤(2)中所述建立掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型的过程为：
步骤(201)建立目标函数：
对于掺氢天然气综合能源系统，设备的容量优化配置的目标函数是使该系统的年运行维护费用以及新增设备的投资等年值成本之和最小。具体步骤如步骤(2011)-(2013)：
步骤(2011)系统运行维护成本：
含有制氢/储氢谁被的综合能源系统，系统设备运行维护成本主要包括了热电联产CHP 燃气机组燃料成本，燃气锅炉燃料成本，可再生能源运维成本以及制氢/储氢设备运行维护成本。且由于CHP机组设备所用掺氢天然气中氢气来自于系统本身P2G设备，天然气则由外部购入，因此具体系统年运行维护成本如下所示：
Figure RE-GDA0002991621600000171
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000172
为系统的一整年总的运行维护成本，
Figure RE-GDA0002991621600000173
为系统与主电网交互功率造成的成本，包括购电成本与弃风弃光惩罚成本；
Figure RE-GDA0002991621600000174
为CHP机组燃料成本；
Figure RE-GDA0002991621600000175
为燃气锅炉燃料成本；
Figure RE-GDA0002991621600000176
为可再生能源运维成本，包括光伏运维成本以及风电运维成本；
Figure RE-GDA0002991621600000177
为制氢/储氢设备运行维护成本；Di表示为4个季节的天数；i表示4个季节的典型日，i＝spr,sum,aut,win。所述
Figure RE-GDA0002991621600000178
计算方法如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000181
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000182
分别为系统在t时刻的购电价格与弃风弃光惩罚价格，
Figure RE-GDA0002991621600000183
根据市场分时电价确定，
Figure RE-GDA0002991621600000184
设为0.1元/kW·h；
Figure RE-GDA0002991621600000185
分别为系统在t时刻从主电网购买电功率以及向主电网输送的电功率；cng为天然气销售价格，设为3.45元/Nm3；νng·CHP(t)为t时刻注入CHP机组的天然气速率；νng·gb(t)为t时刻注入燃气锅炉的天然气速率；
Figure RE-GDA0002991621600000186
分别为光伏、风电出力的单位运维成本，设为0.01元/kW·h；PPV(t)、PWT(t)分别为t时刻光伏、风电出力；
Figure RE-GDA0002991621600000187
为制氢/储氢设备的单位运维成本，设为0.01元/kW·h；
Figure RE-GDA0002991621600000188
与
Figure RE-GDA0002991621600000189
分别为t时刻为制氢/储氢设备的输入、输出氢气速率。
步骤(2012)新增设备投资成本：
综合能源系统添加掺氢天然气系统的设备，在进行系统设备优化容量配置计算的时候，需要考虑新增设备的投资成本。在计算过程中，投资成本通常以等年值的形式进行计算，如式所示。
Figure RE-GDA00029916216000001810
式中，Cinv为新增设备投资成本；IR为折现率，设为10％；I为设备的投资生命周期，设为10年；cae为电解槽设备的单位容量成本，单位为元/kW，设为2000元/kW；
Figure RE-GDA0002991621600000191
为电解槽设备的配置容量，单位为kW；
Figure RE-GDA0002991621600000192
为储氢设备的单位容量成本，单位为元/Nm3，设为200元/Nm3；
Figure RE-GDA0002991621600000193
为储氢设备的配置容量，单位为Nm3。
步骤(2013)建立目标函数：
设备的容量优化配置的目标函数是使该系统的年运行维护费用以及新增设备的投资等年值成本之和最小，具体目标函数如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000194
步骤(202)建立模型约束条件：
为保证系统安全稳定运行，以及设备自身物理限制，掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型具有约束条件。根据数学表达形式，模型约束条件可以分为等式约束、不等式约束、混合整数不等式约束三类，如式所示。具体步骤如步骤2021)-2023)：
Figure RE-GDA0002991621600000195
式中，y为连续决策变量，x为0-1决策变量，其余为常数系数矩阵。
步骤(2021)等式约束：
等式约束主要包括系统母线功率平衡约束，以及系统设备运行等式约束。
(1)系统母线功率平衡约束：
根据系统能量种类形式，系统以电气、烟气、热水、空气等几种集中母线的方式进行搭建，以此来提高建模的通用性。如式所示，是四条母线上的功率平衡约束。
Figure RE-GDA0002991621600000196
式中：LE、LH和LC分别为电负荷功率、热负荷功率和冷功率负荷，
Figure RE-GDA0002991621600000197
为烟气母线上输出功率。
(2)系统设备运行等式约束：
系统设备运行等式约束由各个设备物理模型决定，热电联产CHP机组运行等式约束满足式，制氢设备电转气过程等式约束满足式，储氢设备运行过程等式约束满足式，电制冷机运行等式约束满足式，电锅炉运行等式约束满足式，燃气锅炉运行等式约束满足式，吸收式制冷机运行等式约束满足式。
步骤(2022)不等式约束：
(1)设备功率约束：
受到设备自身的物理限制约束，设备功率存在限制。CHP机组自身的约束，包括CHP机组燃料注入量限制、CHP机组电、热功率的上下限约束、以及机组爬坡功率约束，约束条件如下：
Figure RE-GDA0002991621600000201
0≤PCHP≤1000 (19)
|PCHP(t)-PCHP(t-1)|≤500Δt (20)
式表示机组注入燃料速率的限制。式为机组输出功率限制。式为机组爬坡功率约束，式中PCHP(t)为当前调度时刻的机组电功率出力，PCHP(t-1)为上一调度时刻的机组电功率出力，Δt表示调度时间间隔。
系统中各个设备自身功率运行上下限限制要求不等式约束如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000202
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000203
为电解槽制氢的输入电功率的上限，是需要求解的决策变量；
(2)掺氢天然气系统约束：
掺氢天然气需要在原有天然气管道中通入氢气，由于氢气化学性质影响，受到管道、设备安全运行的限制，以及终端用户设备的兼容性要求，系统对于氢体积浓度有一定限制。氢气体积浓度不等式约束如式所示。
0≤ε≤20％ (22)
受到输送燃料管道的管径与安全等限制要求，对于输入输出储氢装置的燃料流速，以及CHP机组的注入流速，也同样存在限制。管道流速约束如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000211
储氢装置的容量约束如下：
Figure RE-GDA0002991621600000212
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000213
为储氢装置的最大容量，单位为Nm3，是需要求解的决策变量。
步骤(2023)混合整数不等式约束：
(1)电网交互功率约束
当中小型综合能源系统本身不能满足自身系统负荷需求时，需要通过向主电网购电，以此来满足系统的供能需求。同样的，当综合能源系统的电能富余的时候，也可以将电能反送电网。考虑到线路容量等因素上限，系统与主电网之间的交互功率约束如式所示。主电网与系统之间售电购电不能同时进行，通过0-1变量Xgrid(t)可以表示调度时刻t的售买电状态，值为1时表示系统向主电网购电，值为0时，则表示系统向主电网送电。
Figure RE-GDA0002991621600000214
步骤(203)设备的容量优化配置模型：
根据步骤(201)-(202)，建立考虑储氢设备的跨季节性存储能力的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置容量配置优化模型。模型如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000215
Figure RE-GDA0002991621600000216
至此，根据式的目标函数以及式-式-的约束条件，组成的设备的容量优化配置模型，用于求解出系统各设备的调度出力，以及储氢、制氢设备的容量设置。
再进一步，步骤(3)中，所述建立求解制氢/储氢设备的最佳容量配置方法的过程为：
步骤(301)基于步骤(2)所述的容量优化模型，采用混合整数线性规划，利用求解器，进行求解，得到在当前设备投资成本下的制氢/储氢设备的最佳容量配置；
步骤(302)修改步骤(1)所述的掺氢天然气综合能源系统运行模型，以及步骤(2)所述的容量优化模型，具体步骤如步骤(3021)-(3024)：
步骤(3021)在系统运行模型中添加电储能装置模型：
在峰谷电价机制以及可再生能源发电充沛的情况下，使用电储能装置可以有效消纳新能源，并进行削峰填谷，减小用户用能成本，电储能设备工作是一个连续过程，为简化数学表达方式，定义电储能设备在结束t时刻调度动作之后的实际状态为当前整个时段的电能存储状态，利用上一时段的储能情况，以及当前时段的调度充电功率与放电功率，表示当前时段的储能设备的储能情况，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000221
式中，Wes(t)、Wes(t-1)分别为当前时刻与上一时刻的电储能设备储能量，单位为kWh；σes为设备自放电率，设为4％；
Figure RE-GDA0002991621600000222
与
Figure RE-GDA0002991621600000223
分别为当前时刻的充/放电功率，单位为kW；
Figure RE-GDA0002991621600000224
与
Figure RE-GDA0002991621600000225
分别为充/放电效率，设为95％。
步骤(3022)修改系统运行维护成本：
修改式，在其中添加电储能设备的运维成本，删除制氢储氢设备成本，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000226
式中，i表示4个季节的典型日，i＝spr,sum,aut,win；
Figure RE-GDA0002991621600000227
为电储能设备的运维成本，计算方法如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000228
式中：
Figure RE-GDA0002991621600000229
为电储能设备的单位运维成本，设为0.05元/kW·h；
Figure RE-GDA00029916216000002210
与
Figure RE-GDA00029916216000002211
分别为当前时刻的充/放电功率，单位为kW。
步骤(3023)修改新增设备投资成本：
修改式，在其中增加电储能设备的投资成本，删除制氢储氢设备的投资成本，如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000231
式中，ces为电储能设备的单位容量成本，设为700元/kW·h；为电储能设备的配置容量，单位为kWh，是需要求解的决策变量。
步骤(3024)添加系统模型约束条件：
电储能设备储能过程等式约束满足式，与此同时，由于电能不能长时间存储，为保证调度计划可以实现循环调度，需要保证系统中的电储能设备的始末时刻储能情况相等。其等式约束如下所示：
Wes(0)＝Wes(Nt) (31)
式中，Wes(0)为电储能装置初始状态；Wes(Nt)为电储能装置调度周期结束时状态。
电储能装置的容量约束如下：
Figure RE-GDA0002991621600000235
式中，
Figure RE-GDA0002991621600000232
是电储能设备储能容量上限，是需要求解的决策变量。
电储能设备不能同时充放电，因此在数学模型中，需要通过0-1变量Xes(t)进行约束。考虑到充放电功率的上下限，电储能设备充放电约束如式所示。
Figure RE-GDA0002991621600000233
步骤(3025)采用步骤(301)一样的方式，基于步骤(2)所述的容量优化模型，采用混合整数线性规划，利用求解器，进行求解，得到在当前设备投资成本下的电储能设备的最佳容量配置，以及此时的电储能系统投资成本等年值与电储能系统年运行成本之和；
步骤(303)针对步骤(3)中的新增设备投资成本中电解槽设备的单位容量成本cec与储氢设备的单位容量成本
Figure RE-GDA0002991621600000234
进行二分法遍历求解，采用步骤(301)一样的方式，得到在不同的成本情况下，掺氢天然气综合能源系统的投资成本与运行成本之和，当计算所得与电储能系统结果相当时停止遍历，其结果则为当储氢/制氢设备成本下降到何种价格区间时，才能与电储能设备相当。
本发明所提出的掺氢天然气综合能源系统日前调度的两阶段鲁棒优化模型，调度周期为 24小时，即Nt＝24。
本发明所提出的掺氢天然气综合能源系统日前调度的两阶段鲁棒优化模型，调度时段分辨率Δt为1小时。
如图5所示，展示了本发明实施例的不同投资方式下的综合能源系统的弃风弃光功率(即对外部电网输送的电功率)。从结果中，可以看出，原始系统对于可再生能源的消纳能力最差，在日前调度周期中，冬季典型日弃风弃光率5.35％，夏季典型日弃风弃光11.55％，过渡季典型日弃风弃光9.47％；而安装了传统电储能设备的系统，各个典型日的弃风弃光率分别为 4.86％，10.92％，以及8.59％；而掺氢天然气综合能源系统的弃风弃光率分别为3.25％，10.53％，以及8.04％。可以看出，使用储能设备可以有效提高系统的可再生能源消纳能力，采用掺氢天然气的方式对于可再生能源的消纳能力更高。
如表4所示，是不同投资方案下的系统投资成本等年值与系统年运行维护费用的比较结果。从表中可以看出，安装电储能设备与安装制氢/储氢设备虽然会增加系统投资成本，但是对于系统的年运行费用分别可以下降，87613元与74450元。系统投资成本等年值与系统年运行维护费用之和可以下降，53866元与23910元。在当前的设备成本的情况下，氢能利用虽然可以有效提高系统运行的经济性，但是与传统电储能相比，还有着明显的差距，但是，考虑到氢能利用的未来研究潜力，当制氢电解槽的成本下降41.15％，储氢成本下降25％，掺氢天然气综合能源系统的投资运行的经济性将与采用电储能设备的系统持平，而此时对于可再生能源的消纳能力将进一步提升。
表4实施例中不同方案投资运行成本对比
Figure RE-GDA0002991621600000241
另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述实施例的各个具体技术特征，以及系统中添加其他设备，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对其他可能的组合方式不再另行说明。
最后应该说明的是，结合上述实施例仅说明本发明的技术方案而非对其限制。所属领域的普通技术人员应当理解到，本领域技术人员可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，但这些修改或变更均在申请待批的权利要求保护范围之中。

Claims (9)

1.掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，所述制氢储氢装置优化容量配置方法包括以下步骤：
步骤(1)：建立所述掺氢天然气综合能源系统的设备物理模型；
步骤(2)：在满足系统基础安全运行的约束条件基础上，考虑储氢设备的跨季节性存储能力，以系统年运行成本与系统设备投资等年值成本之和最低为目标函数，建立所述掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型；
步骤(3)：采用混合整数线性规划，求解所述制氢/储氢设备的最佳容量配置；
步骤(4)：通过修改系统模型与目标函数，求解电储能设备的最佳容量配置；
步骤(5)：利用二分法遍历的方法，确定在何种价格区间下，掺氢天然气的加入将优于传统电储能设备，实现储能方式升级。
2.根据权利要求1所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，所述掺氢天然气综合能源系统的设备物理模型包括：使用掺氢天然气的热电联产CHP燃气机组运行模型，掺氢天然气系统的制氢/储氢模型，吸附式制冷机、锅炉等能量转换装置模型。
3.根据权利要求2所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，所述使用掺氢天然气的热电联产CHP燃气机组运行模型：
Figure FDA0002831285510000011
PCHP为所述CHP燃气机组电功率，
Figure FDA0002831285510000012
为所述CHP燃气机组热水回收功率，
Figure FDA0002831285510000013
为所述CHP燃气机组烟气回收功率，
Figure FDA0002831285510000014
和νng分别表示注入所述CHP燃气机组中燃料的氢气与天然气的注入速率，其单位为Nm3/h。
4.根据权利要求3所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，所述掺氢天然气系统的制氢/储氢模型包括制氢设备模型和储氢设备模型，
所述制氢设备模型采用电解制氢设备模型：电解槽的输入电功率与氢气输出速率之间的关系为
Figure FDA0002831285510000015
Pae为所述电解制氢设备输入电功率，ηae为所述电解制氢设备的运行效率，设为70％，GHV为氢气的高位热值，设为12740kJ/Nm3，
Figure FDA0002831285510000016
为输出氢气输出速率；
所述储氢设备模型，定义所述储氢设备在结束t时刻调度动作之后的实际状态为当前整个时段的存储状态，所述储氢设备中当前时段存储的氢气量与所述储氢设备上一时刻储氢量以及当前时刻氢气计划输入与输出量有关：
Figure FDA0002831285510000021
Figure FDA0002831285510000022
和
Figure FDA0002831285510000023
分别为当前时刻与上一时刻的所述储氢设备储氢量，
Figure FDA0002831285510000024
为当前时刻注入所述CHP燃气机组的氢气速率，
Figure FDA0002831285510000025
为当前时刻所述电解制氢设备的制氢速率。
5.根据权利要求4所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，所述吸附式制冷机、锅炉等能量转换装置模型包括电制冷机、电锅炉、燃气锅炉、吸收式制冷机，
所述电制冷机模型为
Figure FDA0002831285510000026
Figure FDA0002831285510000027
为所述电制冷机的输入电功率，单位为kW；
Figure FDA0002831285510000028
为所述电制冷机的输出冷功率，单位为kW；COPec为所述电制冷机的制热能效比，设为4；
所述电锅炉模型为
Figure FDA0002831285510000029
Figure FDA00028312855100000210
为所述电锅炉的输入电功率，单位为kW；
Figure FDA00028312855100000217
为所述电锅炉的输出热功率，单位为kW；ηeb为所述电锅炉的电热转换效率，设为95％；
所述燃气锅炉模型为
Figure FDA00028312855100000211
Figure FDA00028312855100000212
为所述燃气锅炉的输入燃料速率，单位为Nm3/h；
Figure FDA00028312855100000213
为所述燃气锅炉的输出热功率，单位为kW；LHVgb为所述燃气锅炉燃料的低位热值，设为35880kJ/Nm3；ηgb为所述燃气锅炉效率，设为60％；Δt表示调度时间间隔；
所述吸收式制冷机采用溴化锂吸收式冷温水机，模型为
Figure FDA00028312855100000214
Figure FDA00028312855100000215
为所述吸收式制冷机的输入电功率，单位为kW；
Figure FDA00028312855100000216
为所述吸收式制冷机的输出热功率，单位为kW；COPac为吸收式制冷机的制热能效比，设为1.3。
6.根据权利要求5所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，步骤(2)中建立所述掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型的过程为：
首先，建立所述目标函数，使所述掺氢天然气综合能源系统的年运行维护费用以及新增设备的投资年值成本之和最小，包括以下内容：
(1)计算所述综合能源系统年运行维护成本：
Figure FDA0002831285510000031
Figure FDA0002831285510000032
为所述综合能源系统的一整年总的运行维护成本，
Figure FDA0002831285510000033
为所述综合能源系统与主电网交互功率造成的成本，包括购电成本与弃风弃光惩罚成本；
Figure FDA0002831285510000034
为所述CHP燃气机组燃料成本；
Figure FDA0002831285510000035
为所述燃气锅炉燃料成本；
Figure FDA0002831285510000036
为可再生能源运维成本，包括光伏运维成本和风电运维成本；
Figure FDA0002831285510000037
为所述制氢/储氢设备运行维护成本；Di表示为4个季节的天数；i表示4个季节的典型日，i＝spr,sum,aut,win；
Figure FDA0002831285510000038
Figure FDA0002831285510000039
分别为所述综合能源系统在t时刻的购电价格与弃风弃光惩罚价格，
Figure FDA00028312855100000310
根据市场分时电价确定，
Figure FDA00028312855100000311
设为0.1元/kW·h；
Figure FDA00028312855100000312
分别为所述综合能源系统在t时刻从主电网购买电功率以及向主电网输送的电功率；cng为天然气销售价格，设为3.45元/Nm3；νng·CHP(t)为t时刻注入所述CHP燃气机组的天然气速率；νng·gb(t)为t时刻注入燃气锅炉的天然气速率；
Figure FDA00028312855100000313
分别为光伏、风电出力的单位运维成本，设为0.01元/kW·h；PPV(t)、PWT(t)分别为t时刻光伏、风电出力；
Figure FDA00028312855100000314
为所述制氢/储氢设备的单位运维成本，设为0.01元/kW·h；
Figure FDA0002831285510000041
与
Figure FDA0002831285510000042
分别为t时刻为所述制氢/储氢设备的输入、输出氢气速率；
(2)计算新增设备投资成本：
Figure FDA0002831285510000043
Cinv为所述新增设备投资成本；IR为折现率，设为10％；I为所述新增设备的投资生命周期，设为10年；cae为电解槽设备的单位容量成本，单位为元/kW，设为2000元/kW；
Figure FDA0002831285510000044
为电解槽设备的配置容量，单位为kW；
Figure FDA0002831285510000045
为所述储氢设备的单位容量成本，单位为元/Nm3，设为200元/Nm3；
Figure FDA0002831285510000046
为储氢设备的配置容量，单位为Nm3；
(3)建立目标函数：
Figure FDA0002831285510000047
其次，建立所述模型约束条件，包括等式约束、不等式约束、混合整数不等式约束；
所述等式约束包括系统母线功率平衡约束、系统设备运行等式约束；
所述系统母线功率平衡约束：
Figure FDA0002831285510000048
LE、LH和LC分别为电负荷功率、热负荷功率和冷功率负荷，
Figure FDA0002831285510000049
为烟气母线上输出功率；
所述系统设备运行等式约束：
所述热电联产CHP燃气机组运行等式约束满足
Figure FDA00028312855100000410
所述制氢设备电转气过程等式约束
Figure FDA00028312855100000411
所述储氢设备运行过程等式约束
Figure FDA00028312855100000412
所述电制冷机运行等式约束
Figure FDA00028312855100000413
所述电锅炉运行等式约束
Figure FDA00028312855100000414
所述燃气锅炉运行等式约束
Figure FDA00028312855100000415
所述吸收式制冷机运行等式约束
Figure FDA0002831285510000051
所述不等式约束包括设备功率约束、掺氢天然气系统约束：
所述设备功率约束包括所述CHP燃气机组注入燃料速率的限制
Figure FDA0002831285510000052
所述CHP燃气机组输出功率限制0≤PCHP≤1000；所述CHP燃气机组爬坡功率约束为|PCHP(t)-PCHP(t-1)|≤500Δt，PCHP(t)为当前调度时刻的所述CHP燃气机组电功率出力，PCHP(t-1)为上一调度时刻的所述CHP燃气机组电功率出力，Δt表示调度时间间隔；系统中各个设备自身功率运行上下限限制要求不等式约束为：
Figure FDA0002831285510000053
Figure FDA0002831285510000054
为电解槽制氢的输入电功率的上限，是需要求解的决策变量；
所述掺氢天然气系统约束包括氢气体积浓度不等式约束0≤ε≤20％；管道流速约束
Figure FDA0002831285510000055
所述储氢装置的容量约束
Figure FDA0002831285510000056
Figure FDA0002831285510000057
为所述储氢装置的最大容量，单位为Nm3，是需要求解的决策变量；
所述混合整数不等式约束考虑所述掺氢天然气综合能源系统与主电网之间的交互功率约束：
Figure FDA0002831285510000058
Xgrid(t)为调度时刻t的售买电状态，值为1时表示所述掺氢天然气综合能源系统向所述主电网购电，值为0时，则表示所述掺氢天然气综合能源系统向所述主电网送电；
再次，建立掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型：
Figure FDA0002831285510000059
最后，根据所述目标函数、所述约束条、所述掺氢天然气综合能源系统的制氢/储氢设备的容量优化模型求解出所述掺氢天然气综合能源系统各设备的调度出力，以及所述制氢储氢装置的容量设置。
7.根据权利要求6所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，步骤(3)是基于步骤(2)中所述的容量优化模型，采用混合整数线性规划，利用求解器，进行求解，得到在当前设备投资成本下的所述制氢/储氢设备的最佳容量配置。
8.根据权利要求7所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，步骤(4)修改所述系统模型和所述目标函数的过程包括：
(1)修改步骤(1)中的所述掺氢天然气综合能源系统运行模型，在系统运行模型中添加电储能装置模型
Figure FDA0002831285510000061
Wes(t)、Wes(t-1)分别为当前时刻与上一时刻的所述电储能设备储能量，单位为kWh；σes为设备自放电率，设为4％；
Figure FDA0002831285510000062
与
Figure FDA0002831285510000063
分别为当前时刻的充/放电功率，单位为kW；
Figure FDA0002831285510000064
与
Figure FDA0002831285510000065
分别为充/放电效率，设为95％；
(2)修改所述掺氢天然气综合能源系统运行维护成本，添加所述电储能设备的运维成本，删除所述制氢储氢设备成本，
Figure FDA0002831285510000066
i为4个季节的典型日，i＝spr,sum,aut,win；
Figure FDA0002831285510000067
为所述电储能设备的运维成本，
Figure FDA0002831285510000068
Figure FDA0002831285510000069
为所述电储能设备的单位运维成本，设为0.05元/kW·h；
Figure FDA00028312855100000610
与
Figure FDA00028312855100000611
分别为当前时刻的充/放电功率，单位为kW；
(3)修改新增设备投资成本，增加所述电储能设备的投资成本，删除所述制氢储氢设备的投资成本，
Figure FDA0002831285510000071
ces为所述电储能设备的单位容量成本，设为700元/kW·h；
Figure FDA0002831285510000072
为所述电储能设备的配置容量，单位为kWh，是需要求解的决策变量；
(4)添加系统模型约束条件：Wes(0)＝Wes(Nt)，Wes(0)为所述电储能设备初始状态；Wes(Nt)为所述电储能设备调度周期结束时状态；
(5)所述电储能设备的容量约束
Figure FDA0002831285510000073
Figure FDA0002831285510000074
是所述电储能设备储能容量上限，是需要求解的决策变量；
所述电储能设备充放电约束
Figure FDA0002831285510000075
通过0-1变量Xes(t)进行约束；
最后，基于步骤(2)中所述的容量优化模型，采用混合整数线性规划，利用求解器，进行求解，得到在当前设备投资成本下的所述电储能设备的最佳容量配置，以及此时的所述电储能系统投资成本等年值与电储能系统年运行成本之和。
9.根据权利要求7所述的掺氢天然气综合能源系统制氢储氢装置优化容量配置方法，其特征在于，步骤(5)中所述储能方式升级过程为：针对新增设备投资成本中所述电解槽设备的单位容量成本cec与所述储氢设备的单位容量成本
Figure FDA0002831285510000076
进行二分法遍历求解，得到在不同的成本情况下，所述掺氢天然气综合能源系统的投资成本与运行成本之和，当计算所得与所述电储能系统结果相当时停止遍历，其结果则为当所述储氢/制氢设备成本下降到何种价格区间时，才能与所述电储能设备相当。
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