CN113919560A - 一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法 - Google Patents

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CN113919560A CN202111158006.8A CN202111158006A CN113919560A CN 113919560 A CN113919560 A CN 113919560A CN 202111158006 A CN202111158006 A CN 202111158006A CN 113919560 A CN113919560 A CN 113919560A
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Abstract

本发明提供一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法，包括，获取目标规划地区的用电负荷数据、燃气轮机规划使用年限；输入预设的预测模型进行成本预测，获得多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果；与预设的收益结果进行比较，当任一个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果小于所述收益结果时，将该一个燃气轮机容量规划方案输出为一个优选的燃气轮机容量规划方案；选取所需成本最小的一个优选的燃气轮机容量规划方案，输出为最终燃气轮机容量规划。本发明有效为气电互补发电系统的规划建设与合理配置提供一定的参考；保障气电互补综合能源系统安全、可靠和经济运行，保证投资优化方案精确性。

Description

一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法
技术领域
本发明涉及气电互补规划技术领域，特别是涉及一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法。
背景技术
随着能源综合系统的发展，气电互补综合能源系统，将气电两种不同能源耦合互补并实现高效利用，将成为未来能源形式的主流之一。气电互补综合能源系统的规划可按能源生产、传输和消纳等环节进行详尽开展，天然气发电机组等耦合设备的规划是连接生产和消纳的桥梁和纽带，优化规划需要兼顾经济性和可靠性，保证能源的安全、可靠和经济传输是实现能源综合利用的重要工作。
发明内容
本发明的目的在于，提出一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法，保障气电互补综合能源系统安全、可靠和经济运行，本发明保证投资优化方案的精确性。
一方面，提供一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法，包括：
获取目标规划地区的用电负荷数据、燃气轮机规划使用年限；
将所述目标规划地区的用电负荷数据和所述规划使用年限输入预设的预测模型进行成本预测，获得多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果；
将所述多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果与预设的收益结果进行比较，当任一个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果小于所述收益结果时，将该一个燃气轮机容量规划方案输出为一个优选的燃气轮机容量规划方案；
选取所述优选的燃气轮机容量规划中所需成本最小的一个优选的燃气轮机容量规划方案，输出为最终燃气轮机容量规划。
优选地，所述根据燃气轮机容量规划数据通过预设的预测模型对所述规划使用年限内对应的成本进行计算包括：
在燃气轮机容量规划数据状态下，通过所述预设的预测模型计算对应的初始投资成本、年运行成本、年维护成本、年碳排放成本和政府补贴收益；
将所述初始投资成本、所述年运行成本、所述年维护成本及所述年碳排放成本之和减去所述政府补贴收益的结果输出为年成本预测结果；
将所述年成本预测结果乘以规划使用年限，得到成本预测结果。
优选地，所述初始投资成本通过以下公式进行计算：
Figure BDA0003289036910000021
其中，fin表示初始投资成本；r表示资本年利率；N表示设备寿命；k表示系统设备类型；i表示设备序号；Xi表示第i台设备的额定容量；ai表示第i台设备的单位容量价格；bi表示第i台设备的占用土地成本；ci表示第i台设备的安装费用；D表示其它成本。
优选地，所述年运行成本通过以下公式进行计算：
fru＝fcs+fge
Figure BDA0003289036910000022
其中，fru表示年运行成本；fcs表示年燃气成本；fge表示年购电成本，即为运行总时长、单位耗电量与电价相乘的结果；T表示运行总时长，t表示时间序号，a表示燃气价格，P(t)表示燃气消耗量。
优选地，所述年维护成本通过以下公式进行计算：
fma＝γfin
其中，fma表示年维护成本；fin表示初始投资成本；γ为系统维护费用在设备初投资中的占比。
优选地，所述年碳排放成本通过以下公式进行计算：
Figure BDA0003289036910000031
其中，fed表示年碳排放成本；T表示运行总时长；t表示时间序号；I表示设备总数；i表示设备序列号；Pi(t)表示第i台设备的燃气消耗量；
Figure BDA0003289036910000032
表示第i台设备的燃气污染物的单位排放量；φi表示第i台设备的污染物的单位排放价格。
优选地，所述预设的预测模型还用于在对燃气轮机容量规划数据进行预测时，对燃气轮机设置约束条件，其中，所述约束条件包括天然气约束、发电机组约束、功率传输约束中的一种或几种。
优选地，所述天然气约束如下公式所示：
Fs，m+FP2G，m+CG，m-FD，m-FGPG，m-Fm＝0
其中，FP2G，m表示天然气节点的电转气设备注入的天然气；FD，m表示天然气节点的天然气负荷需求；FGPG，m表示天然气节点天然气发电机消耗天然气流量；Fm表示天然气节点注入天然气流量；Fs，m表示天然气节点处气源流量；CG，m表示天然气系统节点的天然气负荷削减量；
通过以下公式进行天然气管道流量约束：
Figure BDA0003289036910000033
其中，Cmn表示天然气传输管道m到n的常数；πm、πn分别表示天然气节点的m、n的气压值；Fmn表示天然气管道m到n的天然气流量。
优选地，所述发电机组约束发电机组出力约束、发电机组的容量约束和发电机组容量利用率约束；
如下公式所示：
Figure BDA0003289036910000034
其中，
Figure BDA0003289036910000035
表示k发电机组t时刻的发电出力；
Figure BDA0003289036910000036
和
Figure BDA0003289036910000037
分别表示最小出力和最大发电出力；k表示发电机组的序号；
通过以下公式进行发电机组爬坡约束：
Figure BDA0003289036910000041
其中，
Figure BDA0003289036910000042
表示k发电机组t-1时刻的发电出力；
Figure BDA0003289036910000043
和
Figure BDA0003289036910000044
分别表示k发电机组出力的最大上升速率和最下降速率；
所述发电机组的容量约束如下公式所示：
FG，min≤FG≤FG，max
其中，FG，min和FG，max分别表示天然气节点的天然气发电机消耗天然气流量的下限和天然气发电机消耗天然气流量的上限；
所述发电机组容量利用率约束如下公式所示：
Figure BDA0003289036910000045
式中，Gk和Pr，G，k分别表示天然气发电机组装置的容量利用率和装置额定容量；PG，k表示天然气发电机装置的实际出力值；Gs，k表示天然气发电机装置处于运行状态的状态集合。
优选地，所述功率传输约束如下公式所示：
Figure BDA0003289036910000046
其中，PL，max表示电力系统线路L的最大功率潮流上限，-PL，max表示电力系统线路L的最大功率潮流下限；
Figure BDA0003289036910000047
表示线路L的输入功率区间。
综上，实施本发明的实施例，具有如下的有益效果：
本发明提供的用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法，首先确定投资建设成本、常规运行成本、资源调度成本等最小为目标，并充分计及机级启停、资源调用运行约束对规划结果的影响；根据气电出力特性，建立气电出力模型及综合成本模型，通过建立的模型对成本进行预测，并根据预测结果判断规划成本最优的方案，有效为气电互补发电系统的规划建设与合理配置提供一定的参考；保障气电互补综合能源系统安全、可靠和经济运行，本发明保证投资优化方案的精确性，避免影响企业效益和社会效益。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，根据这些附图获得其他的附图仍属于本发明的范畴。
图1为本发明实施例中一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法的主流程示意图。
图2为本发明实施例中成本预测结果与收益结果比价的示意图。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明作进一步地详细描述。
如图1所示，为本发明提供的一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法的一个实施例的示意图。在该实施例中，所述方法包括以下步骤：
获取目标规划地区的用电负荷数据、燃气轮机规划使用年限；也就是，获得所规划地区，如工业园区、商业园区或住宅小区等用电负荷数据，并且对该规划地区未来N年用电负荷的预测，如10年、15年等。
将所述目标规划地区的用电负荷数据和所述规划使用年限输入预设的预测模型进行成本预测，获得多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果；也就是通过预测模型预测N年内该燃气轮机容量规划条件下的成本值，由时间和成本的关系可以获得时间-成本曲线，再比较时间-收益曲线和时间-收益曲线，选择时间-收益曲线大于时间-收益曲线区间的燃气轮机容量作为选择的区间，如图2所示。
具体实施例中，通过预设的预测模型对所述规划使用年限内对应的成本进行计算包括：在燃气轮机容量规划数据状态下，通过所述预设的预测模型计算对应的初始投资成本、年运行成本、年维护成本、年碳排放成本和政府补贴收益；将所述初始投资成本、所述年运行成本、所述年维护成本及所述年碳排放成本之和减去所述政府补贴收益的结果输出为年成本预测结果；将所述年成本预测结果乘以规划使用年限，得到成本预测结果。也就是，气电互补能源系统的全寿命周期内总成本等年值fATC包括全寿命周期初投资费用初始投资成本fin、年运行成本fru、年维护成本fma、年碳排放成本fed和政府补贴收益fbt。具体通过第一目标函数表示为F＝minfATC＝min{fin+fru+fma+fcs+fed-fbt}。
进一步的，所述初始投资成本通过以下公式进行计算：
Figure BDA0003289036910000061
其中，fin表示初始投资成本；r表示资本年利率；N表示设备寿命；k表示系统设备类型；i表示设备序号；Xi表示第i台设备的额定容量；ai表示第i台设备的单位容量价格；bi表示第i台设备的占用土地成本；ci表示第i台设备的安装费用；D表示其它成本。
具体地，所述年运行成本通过以下公式进行计算：
fru＝fcs+fge
Figure BDA0003289036910000062
其中，fru表示年运行成本，年运行成本fru包括年燃气成本fcs和年购电成本fge；fcs表示年燃气成本；fge表示年购电成本，即为运行总时长、单位耗电量与电价相乘的结果；T表示运行总时长，t表示时间序号，a表示燃气价格，P(t)表示燃气消耗量。
再具体地，所述年维护成本通过以下公式进行计算：
fma＝γfin
其中，fma表示年维护成本；fin表示初始投资成本；γ为系统维护费用在设备初投资中的占比。
所述年碳排放成本通过以下公式进行计算：
Figure BDA0003289036910000071
其中，fed表示年碳排放成本；T表示运行总时长；t表示时间序号；I表示设备总数；i表示设备序列号；Pi(t)表示第i台设备的燃气消耗量；
Figure BDA0003289036910000072
表示第i台设备的燃气污染物的单位排放量；φi表示第i台设备的污染物的单位排放价格。
进一步的，所述预设的预测模型还用于在对燃气轮机容量规划数据进行预测时，对燃气轮机设置约束条件，其中，所述约束条件包括天然气约束、发电机组约束、功率传输约束中的一种或几种。
具体地，所述天然气约束如下公式所示：
Fs，m+FP2G，m+CG，m-FD，m-FGPG，m-Fm＝0
其中，FP2G，m表示天然气节点的电转气设备注入的天然气；FD，m表示天然气节点的天然气负荷需求；FGPG，m表示天然气节点天然气发电机消耗天然气流量；Fm表示天然气节点注入天然气流量；Fs，m表示天然气节点处气源流量；CG，m表示天然气系统节点的天然气负荷削减量；
通过以下公式进行天然气管道流量约束：
Figure BDA0003289036910000073
其中，Cmn表示天然气传输管道m到n的常数；πm、πn分别表示天然气节点的m、n的气压值；Fmn表示天然气管道m到n的天然气流量。
具体地，所述发电机组约束包括发电机组出力约束、发电机组的容量约束和发电机组容量利用率约束；
所述发电机组出力约束如下公式所示：
Figure BDA0003289036910000074
其中，
Figure BDA0003289036910000075
表示k发电机组t时刻的发电出力；
Figure BDA0003289036910000076
和
Figure BDA0003289036910000077
分别表示最小出力和最大发电出力；k表示发电机组的序号；
通过以下公式进行发电机组爬坡约束：
Figure BDA0003289036910000078
其中，
Figure BDA0003289036910000081
表示k发电机组t-1时刻的发电出力；
Figure BDA0003289036910000082
和
Figure BDA0003289036910000083
分别表示k发电机组出力的最大上升速率和最下降速率；
所述发电机组的容量约束如下公式所示：
FG，min≤FG≤FG，max
其中，FG，min和FG，max分别表示天然气节点的天然气发电机消耗天然气流量的下限和天然气发电机消耗天然气流量的上限；
所述发电机组容量利用率约束如下公式所示：
Figure BDA0003289036910000084
式中，Gk和Pr，G，k分别表示天然气发电机组装置的容量利用率和装置额定容量；PG，k表示天然气发电机装置的实际出力值；Gs，k表示天然气发电机装置处于运行状态的状态集合。
再具体地，所述功率传输约束如下公式所示：
Figure BDA0003289036910000085
其中，PL，max表示电力系统线路L的最大功率潮流上限，-PL，max表示电力系统线路L的最大功率潮流下限；
Figure BDA0003289036910000086
表示线路L的输入功率区间。
将所述多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果与预设的收益结果进行比较，当任一个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果小于所述收益结果时，将该一个燃气轮机容量规划方案输出为一个优选的燃气轮机容量规划方案；
选取所述优选的燃气轮机容量规划中所需成本最小的一个优选的燃气轮机容量规划方案，输出为最终燃气轮机容量规划。
综上，实施本发明的实施例，具有如下的有益效果：
本发明提供的用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法，首先确定投资建设成本、常规运行成本、资源调度成本等最小为目标，并充分计及机级启停、资源调用运行约束对规划结果的影响；根据气电出力特性，建立气电出力模型及综合成本模型，通过建立的模型对成本进行预测，并根据预测结果判断规划成本最优的方案，有效为气电互补发电系统的规划建设与合理配置提供一定的参考；保障气电互补综合能源系统安全、可靠和经济运行，本发明保证投资优化方案的精确性，避免影响企业效益和社会效益。
以上所揭露的仅为本发明较佳实施例而已，当然不能以此来限定本发明之权利范围，因此依本发明权利要求所作的等同变化，仍属本发明所涵盖的范围。

Claims (10)

1.一种用于气电互补能源系统的燃气轮机容量规划方法，其特征在于，包括：
获取目标规划地区的用电负荷数据、燃气轮机规划使用年限；
将所述目标规划地区的用电负荷数据和所述规划使用年限输入预设的预测模型进行成本预测，获得多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果；
将所述多个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果与预设的收益结果进行比较，当任一个燃气轮机容量规划方案在所述规划使用年限内的成本预测结果小于所述收益结果时，将该一个燃气轮机容量规划方案输出为一个优选的燃气轮机容量规划方案；
选取所述优选的燃气轮机容量规划中所需成本最小的一个优选的燃气轮机容量规划方案，输出为最终燃气轮机容量规划。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据燃气轮机容量规划数据通过预设的预测模型对所述规划使用年限内对应的成本进行计算包括：
在燃气轮机容量规划数据状态下，通过所述预设的预测模型计算对应的初始投资成本、年运行成本、年维护成本、年碳排放成本和政府补贴收益；
将所述初始投资成本、所述年运行成本、所述年维护成本及所述年碳排放成本之和减去所述政府补贴收益的结果输出为年成本预测结果；
将所述年成本预测结果乘以规划使用年限，得到成本预测结果。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述初始投资成本通过以下公式进行计算：
Figure FDA0003289036900000011
其中，fin表示初始投资成本；r表示资本年利率；N表示设备寿命；k表示系统设备类型；i表示设备序号；Xi表示第i台设备的额定容量；ai表示第i台设备的单位容量价格；bi表示第i台设备的占用土地成本；ci表示第i台设备的安装费用；D表示其它成本。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，所述年运行成本通过以下公式进行计算：
fru＝fcs+fge
Figure FDA0003289036900000021
其中，fru表示年运行成本；fcs表示年燃气成本；fge表示年购电成本，即为运行总时长、单位耗电量与电价相乘的结果；T表示运行总时长，t表示时间序号，a表示燃气价格，P(t)表示燃气消耗量。
5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述年维护成本通过以下公式进行计算：
fma＝γfin
其中，fma表示年维护成本；fin表示初始投资成本；γ为系统维护费用在设备初投资中的占比。
6.如权利要求5所述的方法，其特征在于，所述年碳排放成本通过以下公式进行计算：
Figure FDA0003289036900000022
其中，fed表示年碳排放成本；T表示运行总时长；t表示时间序号；I表示设备总数；i表示设备序列号；Pi(t)表示第i台设备的燃气消耗量；
Figure FDA0003289036900000023
表示第i台设备的燃气污染物的单位排放量；φi表示第i台设备的污染物的单位排放价格。
7.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设的预测模型还用于在对燃气轮机容量规划数据进行预测时，对燃气轮机设置约束条件，其中，所述约束条件包括天然气约束、发电机组约束、功率传输约束中的一种或几种。
8.如权利要求7所述的方法，其特征在于，所述天然气约束如下公式所示：
Fs，m+FP2G，m+CG，m-FD，m-FGPG，m-Fm＝0
其中，FP2G，m表示天然气节点的电转气设备注入的天然气；FD，m表示天然气节点的天然气负荷需求；FGPG，m表示天然气节点天然气发电机消耗天然气流量；Fm表示天然气节点注入天然气流量；Fs，m表示天然气节点处气源流量；CG，m表示天然气系统节点的天然气负荷削减量；
通过以下公式进行天然气管道流量约束：
Figure FDA0003289036900000031
其中，Cmn表示天然气传输管道m到n的常数；πm、πn分别表示天然气节点的m、n的气压值；Fmn表示天然气管道m到n的天然气流量。
9.如权利要求8所述的方法，其特征在于，所述发电机组约束包括发电机组出力约束、发电机组的容量约束和发电机组容量利用率约束；
所述发电机组出力约束如下公式所示：
Figure FDA0003289036900000032
其中，
Figure FDA0003289036900000033
表示k发电机组t时刻的发电出力；
Figure FDA0003289036900000034
和
Figure FDA0003289036900000035
分别表示最小出力和最大发电出力；k表示发电机组的序号；
通过以下公式进行发电机组爬坡约束：
Figure FDA0003289036900000036
其中，
Figure FDA0003289036900000037
表示k发电机组t-1时刻的发电出力；
Figure FDA0003289036900000038
和
Figure FDA0003289036900000039
分别表示k发电机组出力的最大上升速率和最下降速率；
所述发电机组的容量约束如下公式所示：
FG，min≤FG≤FG，max
其中，FG，min和FG，max分别表示天然气节点的天然气发电机消耗天然气流量的下限和天然气发电机消耗天然气流量的上限；
所述发电机组容量利用率约束如下公式所示：
Figure FDA0003289036900000041
式中，Gk和Pr，G，k分别表示天然气发电机组装置的容量利用率和装置额定容量；PG，k表示天然气发电机装置的实际出力值；Gs，k表示天然气发电机装置处于运行状态的状态集合。
10.如权利要求9所述的方法，其特征在于，所述功率传输约束如下公式所示：
Figure FDA0003289036900000042
其中，PL，max表示电力系统线路L的最大功率潮流上限，-PL，max表示电力系统线路L的最大功率潮流下限；
Figure FDA0003289036900000043
表示线路L的输入功率区间。
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