考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法

1.本发明涉及电氢区域综合能源系统运行方法，具体是一种考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法。

背景技术：

2.随着氢燃料技术的发展，氢能作为一种终端能源应用潜力巨大，以电氢为核心的区域综合能源系统也成为最具前景的区域终端能源系统形态。利用分布式新能源电解制氢不仅可以就近满足氢能需求，还有助于分布式新能源的消纳，相比于集中式制氢方式，具有较好的经济效益。

3.现有研究均有效说明了氢能系统对系统经济低碳运行有显著的提升作用，但并未深入挖掘氢能系统的产热特性，导致氢能系统存在能源利用率低的问题。氢能在产、储、用过程中，需经过多次能量形式转换，使得能量利用效率较低，大大限制了氢能的应用和发展。一方面，在制氢侧，传统商业碱性和质子膜电解水系统电解效率仅为51％～70％，近20％～30％的能量以热能形式散失；另一方面，在用氢侧，甲烷化能量利用效率为75～80％，氢燃料电池产电效率为60％左右，电转气转电(power to gas to power,p2g2p)全过程效率不足40％。为提高氢能利用效率，现有技术中以优化氢能利用为切入点，提出了将电转气过程细化为电制氢、氢气甲烷化两阶段，优先使用氢气热电联产或者氢燃料电池车燃料供给，富余的氢气再进行甲烷化，从而减少能量转换，提高能效，但这些技术未从根本上解决低能效的问题。

4.热回收技术给上述问题带来根本性解决方法。不同类型电解水、氢燃料电池和甲烷化等氢能设备运行将产生大量高品位余热，理论上可以进行热回收利用，从而提高系统能源利用率。其中，现有技术中心建立了碱性电解水和质子膜电解水的电转氢、热模型，并应用到电热综合能源系统优化运行中，但该技术仅针对电解水设备产热特性分析，并未涉及高温电解水以及其他氢能设备。此外，也有针对甲烷化装置、氢燃料电池进行余热回收利用以实现能源的多级利用的技术。但总的来说，目前针对于氢能系统热回收的优化运行方法仅停留在单一设备，尚未系统性地考虑氢能系统热回收利用对氢能的产、储、用过程的影响，同时这些方法中的模型对氢能设备变效率、多工况等运行特性也表达不足，无法准确表征氢能系统与外部电力系统、供热系统的协调互动能力。

技术实现要素：

5.本发明的目的是提供一种考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法，以解决现有技术中的模型仅针对单一设备，同时对氢能设备变效率、多工况等运行特性也表达不足，无法准确表征氢能系统与外部电力系统、供热系统的协调互动能力，进而无法最大化的优化考虑氢能系统热回收的电氢能源系统的运行的技术问题。

6.本发明中的考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法，电氢能源系统中的设备包括电解水装置、氢燃料电池、甲烷化装置和电热联产装置；

7.包括以下步骤：

8.s1获取能源系统历史运行数据并得到典型日源荷曲线；

9.s2根据设备运行参数建立考虑氢能系统热回收的设备运行模型；

10.s3根据能源系统拓扑结构建立能源系统模型；

11.s4以系统运行成本最小为目标，建立考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行模型；

12.s6求解所述的优化运行模型，以得到电氢区域综合能源系统日前运行计划。

13.进一步的，能源系统的运行数据包括新能源出力数据、电负荷数据、气负荷、热负荷、和氢负荷数据。

14.进一步的，所述考虑氢能系统热回收的设备运行模型，包括：

15.1)低温和高温电解水热回收运行模型，包括

16.对于单个电解池，电解所需电压可表示为：

17.u

cell

(t

ed

,i

cell

)＝u

rev

+u

ohm

+u

act

+u

con

[0018][0019]

式中，u

cell

为电解电压，与t

ed

和电解电流密度i

cell

相关，可分为可逆电压u

rev

、欧姆极化电压u

ohm

、活化极化电压u

act

和浓差极化电压u

con

；u

th

为电解理论所需最小电压，与温度相关，在800℃为1.29v，而在25℃时为1.48v；ne为氢的摩尔电子数，f为法拉第常数；

[0020]

电解水电解能量流模型可表示为：

[0021][0022]

式中，p

ed,el

为高温电解水电解能耗；p

ed,h

为高温电解水用于产氢的能耗；n

cell

为电解池数目；s

cell

为电解池的有效面积；

[0023]

采用集总方程表征低温电解水在运行的热力学过程，具体如下：

[0024][0025]

式中，led代表低温电解水；c

led

为低温电解槽的等效热容；为t时刻低温电解槽的热损；为t时刻低温电解槽可回收的热能；

[0026]

高温电解水系统热力学过程具体如下：

[0027][0028]

式中，hed代表高温电解水；c

hed

为高温温电解槽的等效热容；为t时刻出料气体的热能；k

rec

为出料气体与进料气体热交换系数；为t时刻高温电解槽的热损；为t时刻高温电解水预热装置能耗，为t时刻高温电解槽加热能耗，假设加热均采用电加热，即：

[0029]

p

thed,heat

+p

thed,fur

＝η

eb

p

teb

[0030]

式中，为t时刻电解水电加热功耗，η

eb

为电加热工作效率；

[0031]

建立热稳态模型如下：

[0032][0033][0034]

将电解水热损功耗表示为：

[0035][0036]

式中，r

ed

为电解槽的等效热阻，ta为环境温度；

[0037]

保持在一定温度范围内，即：

[0038][0039]

低温和高温电解水系统最终回收热能分别表示为：

[0040][0041]

式中，分别为t时刻低温电解水和高温电解水回收的热能，η

ed,he

为换热装置的换热效率；

[0042]

2)甲烷化热回收运行模型，包括，

[0043]

反应原料和产物需满足物质的量平衡关系，有：

[0044][0045]

式中，分别为t时刻反应器消耗二氧化碳和氢气的速率；分别为t时刻反应器产生甲烷的速率和摩尔速率；为反应产生甲烷和氢气的物质的量比例；例；分别为二氧化碳、氢气和甲烷的相对分子质量；

[0046]

甲烷化过程产热表示如下：

[0047][0048]

式中，为t时刻甲烷化产热功耗；η

mr

为甲烷化反应的效率；

△

h为甲烷化产生单位摩尔甲烷而释放的热量，为165kj/mol；

[0049]

甲烷化装置最终回收的热能表达如下：

[0050][0051]

式中，为t时刻甲烷化装置回收的热能；η

mr,heat

为甲烷化装置换热器效率；

[0052]

3)氢燃料电池热回收模型，包括，

[0053]

氢燃料电池热电联产物理模型，表征为：

[0054][0055]

其中：

[0056][0057]

式中，为t时刻氢燃料电池耗氢量，分别为t时刻氢燃料电池发电功率、产热功率，η

fc,e

、η

fc,h

为氢燃料电池发电效率和产热效率；

[0058]

4)氢能系统热回收模型，包括，

[0059]

氢能系统热回收利用模型，表达如下：

[0060][0061]

式中，为t时刻氢能系统热回收利用的热能；η

he

为换热装置换热效率。

[0062]

进一步的，所述能源系统模型包括：

[0063]

1)配电网潮流模型，具体如下：

[0064][0065][0066][0067][0068][0069]

式中，分别为节点i、j电压的平方；p

ij

、q

ij

分别为支路ij的有功、无功功率；pi、qi分别为节点i、j的净流入有功、无功功率；r

ij

、x

ij

分别为支路ij的电阻和电抗；分别为支路ij的电阻和电抗；分别为节点电压最小值、最大值的平方，v0为平衡节点电压的平方；s

ij,max

为支路ij的线路最大传输容量；

[0070]

2)配热网潮流模型，包括，

[0071]

各节点水流平衡表示为：

[0072]adhnwij

＝w

node

[0073]

式中，a

dhn

为热网节点支路关联矩阵，w

ij

为支路水流矩阵，w

node

为节点水流矩阵；

[0074]

节点水头表示为：

[0075][0076]

式中，p

w,i

为i节点的水头；k为水管等效粗糙程度参数；l

ij

为节点i、j水管长度；为水的密度，d为水管内径；w

ij

为节点ij水流速度；

[0077]

节点供水和回水温度表示为：

[0078][0079]

式中，t

is

、t

ir

分别为节点i供水和回水温度；分别为热源、热负荷节点供

水和回水温度；分别为热源、热负荷节点水流速度；e(i)为以i节点为末节点的节点集合，s(i)为以i节点为始节点的节点集合；

[0080]

热源和热负荷节点的释放和吸收的热能表示为：

[0081][0082]

式中，分别为热源释放的热能和热负荷吸收的热能；cw为工质的比热容；

[0083]

3)热电联产机组运行模型，包括，

[0084]

热电联产机组模型表示为：

[0085][0086]

式中，p

chp

、q

chp

分别为热电联产机组产电、产热功率，a

chp

、b

chp

、c

chp

分别为热电联产机组运行的边界向量；

[0087]

热电联产机组机组耗气量表示为：

[0088][0089]

式中，为t时刻热电联产机组耗气量，η

chp

为热电联产机组运行效率，lhv

gas

为天然气的低热值。

[0090]

进一步的，所述日前优化运行模型如下：

[0091][0092][0093][0094][0095][0096][0097]

式中，分别为t时刻系统购能成本、运维成本、碳排放成本、弃负荷惩罚成本、售能收入；为t时刻系统从上级电网购电的单位价格，为t时刻系统与上级电网的交互功率，当时，表示从上级电网购电，反之则向电网倒送电能。针对式中的绝对值非线性项，引入辅助变量并增加约束将其线性化；c

gas,buy

为购气单位价格，为t时刻天然气购气量；n为所有设备的集合，包括电解水、氢燃料电池、chp等，为第n个设备单位运维成本，p

t,n

为t时刻第n个设备的功耗；c

em

为单位碳排放成本，λe、λ

gas

分别为用电、用气的单位碳排放，λh为氢气工业生产的单位碳排放，系统可以通过向氢能市场售氢从而减少工业制氢产生的碳排；c

e,p

、c

heat,p

、c

gas,p

、c

h,p

分别为弃电、弃热、弃气、弃氢单位惩罚价格，分别为t时刻系统弃电功率、弃热功率、弃气量和弃氢量；c

h,sell

为售氢单位价格，为t时刻系统售氢量；

[0098]

该模型的约束条件包括：

[0099]

热网安全运行约束

[0100]wij

≤w

ij,max

[0101]

p

w,i,min

≤p

w,i

≤p

w,i,max

[0102][0103]

式中，w

ij,max

为节点ij最大水流速度；p

w,i,max

、p

w,i,min

分别为节点i的最大和最小水头；ts分别为节点i最大和最小供水水温；分别为节点i最大和最小回水水温；

[0104]

热电联产机组爬坡约束：

[0105][0106]

式中，分别为热电联产机组最大爬坡功率；

[0107]

设备运行功耗约束：

[0108][0109]

式中，p

πt

为t时刻设备π的功耗；u

πt

为t时刻设备π的0-1状态变量，为1则为设备工作；分别为设备π的最大、最小功耗；

[0110]

气流量平衡约束：

[0111][0112]

式中，g

t

为t时刻气网总气负荷，为甲烷密度；

[0113]

氢能平衡约束

[0114][0115]

式中，m

th

为t时刻系统氢负荷；

[0116]

进一步的，氢燃料电池的氢热电关系以如下近似表达式：

[0117][0118]

式中，p1、p2、q1、q2分别为氢燃料电池电功率和热功率的线性拟合系数。

[0119]

本发明建立的模型不再仅针对单一设备，同时对氢能设备变效率、多工况等运行特性也进行了表达，能准确表征氢能系统与外部电力系统、供热系统的协调互动能力，进而可以最大化的优化考虑氢能系统热回收的电氢能源系统的运行的技术问题。

附图说明

[0120]

图1为本发明实施例中的碱性电解水热回收原理图；

[0121]

图2为本发明实施例中的高温电解水热回收原理图；

[0122]

图3高温电解水热回收原理图；

[0123]

图4为本发明实施例中的低温和高温电解水产出特性图；

[0124]

图5为本发明实施例中的氢燃料电池热回收原理图

[0125]

图6氢燃料电池输入与输出功率关系曲线图。

[0126]

图7本发明实施例中仿真实验所用的ieee33氢能系统仿真网络得示意图；

[0127]

图8为本发明实施例中仿真实验所用的日前源荷预测曲线示意图；

[0128]

图9为本发明实施例中仿真实验得到的电解水优化运行结果示意图；

[0129]

图10为本发明实施例中仿真实验得到的为电氢系统优化运行结果示意图。

具体实施方式

[0130]

下面结合实施例对本发明作进一步说明，但不应该理解为本发明上述主题范围仅限于下述实施例。在不脱离本发明上述技术思想的情况下，根据本领域普通技术知识和惯用手段，做出各种替换和变更，均应包括在本发明的保护范围内。

[0131]

本实施例中的，包括以下步骤：

[0132]

考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法，电氢能源系统中的设备包括电解水装置、氢燃料电池、甲烷化装置和电热联产装置(chp)。

[0133]

包括以下步骤：

[0134]

s1获取能源系统历史运行数据并得到典型日源荷曲线；

[0135]

s2根据设备运行参数建立考虑氢能系统热回收的设备运行模型；

[0136]

s3根据能源系统拓扑结构建立能源系统模型；

[0137]

s4以系统运行成本最小为目标，建立考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行模型；

[0138]

s6求解所述的优化运行模型，以得到电氢区域综合能源系统日前运行计划。

[0139]

能源系统的运行数据包括新能源出力、电负荷、气负荷、热负荷、氢负荷。

[0140]

本实施例中，考虑氢能系统热回收的设备运行模型如下：

[0141]

1)低温和高温电解水热回收运行模型

[0142]

电解水技术分为两大类，分别是以碱性电解、质子交换膜电解为代表的低温电解水技术和以高温固体氧化电解为代表的高温电解水技术，两类电解技术均存在热回收利用潜力。其中，低温电解技术热回收原理类似，以碱性电解水热回收利用为例。图1为碱性电解水系统热回收原理图。电解液经循环泵进入碱性电解槽电解生成氢气和氧气，反应温度约为70～90℃，由于反应温度较低，电解电压除了电解制氢外，还需要克服电解极化反应，该部分能量最终以热量形式散失，使得电解液温度升高。反应完后的高温电解废液(60～80℃)可以通过热交换装置回收反应余热，同时达到冷却碱液的作用。冷却后的低温电解废液可以经处理后进入下一次的电解循环中，从而提高碱液利用率。由此可知，碱性电解水的热回收热源为电解反应过程释放的热量，回收介质为高温电解废液。

[0143]

与低温电解水系统不同，为保证原料气体和电解槽反应温度要求，高温电解水系统除了高温电解槽外，还包括辅助设备以提供必要的热能供应，如预热装置、热交换装置和电炉。图2为高温电解水热回收原理图。常温液态水h2o(l,ta)通过预热装置和热交换装置1吸热，形成高温水蒸气h2o(g,t

ed

)，经高温电解槽电解生成高温氢气、氧气，高温产物通过热交换装置1对进料气体加热达到余热的初步回收利用，气体温度降低为t

out

(100～130℃)。该部分气体通过热交换装置2冷却至常温，进一步回收余热至热网，最终产物经处理存储到储氢罐、储氧罐中。

[0144]

低温电解水和高温电解水在电解反应原理上相同，因此以下变量表述不再区别低温和高温电解水。对于单个电解池，电解所需电压可表示为：

[0145]ucell

(t

ed

,i

cell

)＝u

rev

+u

ohm

+u

act

+u

con

???????????????????

(1)

[0146][0147]

式中，u

cell

为电解电压，与t

ed

和电解电流密度i

cell

相关，可分为可逆电压u

rev

、欧姆极化电压u

ohm

、活化极化电压u

act

和浓差极化电压u

con

；u

th

为电解理论所需最小电压，与温度相关，在800℃为1.29v，而在25℃时为1.48v；ne为氢的摩尔电子数，f为法拉第常数。对于低温电解水，电解电压u

cell

大于u

th

，因此在低温条件下，电解反应为放热反应；而对于高温电解，u

cell

的情况复杂许多。当u

cell

》u

th

时，电解过程对外表现为放热，当u

cell

《u

th

时，高温电解水系统表现为吸热。根据，电解水电解能量流模型可表示为：

[0148][0149]

式中，p

ed,el

为高温电解水电解能耗；p

ed,h

为高温电解水用于产氢的能耗；n

cell

为电解池数目；s

cell

为电解池的有效面积。消除式中i

cell

，可得p

ed,el

、p

ed,h

和t

ed

三者之间关系函数，具体如下：

[0150][0151]

根据低温、高温电解水经验方程，可得出不同类型电解水p

ed,el

、p

ed,h

和t

ed

函数关系见图3。

[0152]

fig 3the output characteristics oflow-temperture and high-temperature electrolysis systems

[0153]

低温电解水在运行中，可以采用集总方程对其热力学过程表征，具体如下：

[0154][0155]

式中，led代表低温电解水；c

led

为低温电解槽的等效热容；为t时刻低温电解槽的热损；为t时刻低温电解槽可回收的热能。对于高温电解水系统，由于具有辅助装置供热和内部热循环系统，其热力学过程与低温电解水不同，具体如下：

[0156][0157]

式中，hed代表高温电解水；c

hed

为高温温电解槽的等效热容；为t时刻出料气体的热能；k

rec

为出料气体与进料气体热交换系数；为t时刻高温电解槽的热损；为t时刻高温电解水预热装置能耗，为t时刻高温电解槽加热能耗，本实施例假设加热均采用电加热，即：

[0158]

p

thed,heat

+p

thed,fur

＝η

eb

p

teb

???????????????????????

(7)

[0159]

式中，为t时刻电解水电加热功耗，η

eb

为电加热工作效率。考虑到电解槽热时间常数通常远远大于调度时间尺度，可给出热稳态模型如下：

[0160][0161]

[0162]

可以看出，电解槽有明显的储热特征，储热容量取决于等效热容。对于低温电解水和高温电解水，电解水热损功耗可表示为：

[0163][0164]

式中，r

ed

为电解槽的等效热阻，ta为环境温度。对于电解槽正常工作，需在一定温度范围内，即：

[0165][0166]

考虑到换热器和水泵工作效率，低温和高温电解水系统最终回收热能可分别表示为：

[0167][0168]

式中，分别为t时刻低温电解水和高温电解水回收的热能，η

ed,he

为换热装置的换热效率。

[0169]

2)甲烷化热回收运行模型

[0170]

甲烷化反应是强放热反应，由于剧烈的反应热会导致反应效率降低甚至催化剂烧结，因此对反应器温度控制十分重要。甲烷化装置一般由多个反应器级联运行，反应器之间采用冷却、循环装置进行温度控制。图4为一种常用的甲烷化制作工艺图，由两个甲烷化反应器和一个补充甲烷化反应器组成，原料气经循环压缩机和预热装置进入两个甲烷化反应器，反应后的气体经过热交换装置冷却后进入下一个反应器继续反应，最终的反应气体经过气液分离器分离甲烷和水蒸汽，形成最后的产品气。在不同反应器之间存在热交换装置，用于反应气体降温，同时达到热回收的目的。

[0171]

根据甲烷化反应原理，反应原料和产物需满足物质的量平衡关系，即：

[0172][0173]

式中，分别为t时刻反应器消耗二氧化碳和氢气的速率；分别为t时刻反应器产生甲烷的速率和摩尔速率；n

ch4-h

为反应产生甲烷和氢气的物质的量比例；例；分别为二氧化碳、氢气和甲烷的相对分子质量。

[0174]

因此甲烷化过程产热如下：

[0175][0176]

式中，为t时刻甲烷化产热功耗；η

mr

为甲烷化反应的效率；

△

h为甲烷化产生单位摩尔甲烷而释放的热量，为165kj/mol。

[0177]

甲烷化装置最终回收的热能可表示为：

[0178][0179]

式中，为t时刻甲烷化装置回收的热能；η

mr,heat

为甲烷化装置换热器效率。

[0180]

3)氢燃料电池热回收模型

[0181]

氢燃料电池通过氢气与氧气在氢燃料电池堆的氧化还原反应产生电能，经变流器将生成的电能送至电网。同时，通过热交换装置可以回收电堆的余热，并与区域热网相连，

达到热电联产的作用，总效率可达80～90％。氢燃料电池热回收原理见图5。

[0182]

本实施例选择高温固体氧化物氢燃料电池为研究对象，氢燃料电池热电联产物理模型可按如下经验方程表征为：

[0183][0184]

其中：

[0185][0186]

式中，为t时刻氢燃料电池耗氢量，分别为t时刻氢燃料电池发电功率、产热功率，η

fc,e

、η

fc,h

为氢燃料电池发电效率和产热效率。氢燃料电池的氢热电关系如图6所示，对其进行线性拟合，可得如下近似表达式：

[0187][0188]

式中，p1、p2、q1、q2分别为氢燃料电池电功率和热功率的线性拟合系数。

[0189]

4)氢能系统热回收模型

[0190]

氢能系统内部设置有热能管理系统，该系统通过控制电解水、氢燃料电池、甲烷化设备的冷却质流速和温度，从而控制设备运行温度和回收的热能。氢能系统与外界热网通过热交换装置和热泵相连，实现与外部供热系统耦合。本实施例基于能量守恒定律，建立了氢能系统热回收利用模型，具体如下：

[0191][0192]

式中，为t时刻氢能系统热回收利用的热能；η

he

为换热装置换热效率。

[0193]

本实施例中的能源系统模型如下：

[0194]

1)配电网潮流模型

[0195]

lindistflow潮流模型广泛应用在辐射状配网潮流计算建模中，具体如下：

[0196][0197][0198][0199][0200][0201]

式中，分别为节点i、j电压的平方；p

ij

、q

ij

分别为支路ij的有功、无功功率；pi、qi分别为节点i、j的净流入有功、无功功率；r

ij

、x

ij

分别为支路ij的电阻和电抗；分别为支路ij的电阻和电抗；分别为节点电压最小值、最大值的平方，v0为平衡节点电压的平方；s

ij,max

为支路ij的线路最大传输容量。

[0202]

2)配热网潮流模型

[0203]

对于配热网，各节点水流平衡可表示为：

[0204]adhnwij

＝w

node (25)

[0205]

式中，a

dhn

为热网节点支路关联矩阵，w

ij

为支路水流矩阵，w

node

为节点水流矩阵。节点水头可表示为：

[0206][0207]

式中，p

w,i

为i节点的水头；k为水管等效粗糙程度参数；l

ij

为节点i、j水管长度；为水的密度，d为水管内径；w

ij

为节点ij水流速度。

[0208]

配热网一般配热距离较短，可以忽略热网传输热损，因此对于每个节点，节点供水和回水温度可表示为：

[0209][0210]

式中，分别为节点i供水和回水温度；分别为热源、热负荷节点供水和回水温度；分别为热源、热负荷节点水流速度；e(i)为以i节点为末节点的节点集合，s(i)为以i节点为始节点的节点集合。

[0211]

对每个热源和热负荷节点，释放和吸收的热能可表示为：

[0212][0213]

式中，分别为热源释放的热能和热负荷吸收的热能；cw为工质的比热容。

[0214]

3)热电联产机组运行模型

[0215]

热电联产机组通过燃烧天然气产生电能和热能，其数学模型可表示为：

[0216][0217]

式中，p

chp

、q

chp

分别为热电联产机组产电、产热功率，a

chp

、b

chp

、c

chp

分别为热电联产机组运行的边界向量。热电联产机组机组耗气量可表示为：

[0218][0219]

式中，为t时刻热电联产机组耗气量，η

chp

为热电联产机组运行效率，lhv

gas

为天然气的低热值。

[0220]

本实施例中建立的日前优化运行模型如下：

[0221]

(1)本实施例所提优化模型的目标是区域综合能源系统运行成本c最小，运行成本包括购能成本、运维成本、碳排放成本、弃负荷惩罚成本和售能收入，具体如下：

[0222][0223]

[0224][0225][0226][0227][0228]

式中，分别为t时刻系统购能成本、运维成本、碳排放成本、弃负荷惩罚成本、售能收入；为t时刻系统从上级电网购电的单位价格，为t时刻系统与上级电网的交互功率，当时，表示从上级电网购电，反之则向电网倒送电能。针对式中的绝对值非线性项，引入辅助变量并增加约束将其线性化；c

gas,buy

为购气单位价格，为t时刻天然气购气量；n为所有设备的集合，包括电解水、氢燃料电池、chp等，为第n个设备单位运维成本，p

t,n

为t时刻第n个设备的功耗；c

em

为单位碳排放成本，λe、λ

gas

分别为用电、用气的单位碳排放，λh为氢气工业生产的单位碳排放，系统可以通过向氢能市场售氢从而减少工业制氢产生的碳排；c

e,p

、c

heat,p

、c

gas,p

、c

h,p

分别为弃电、弃热、弃气、弃氢单位惩罚价格，分别为t时刻系统弃电功率、弃热功率、弃气量和弃氢量；c

h,sell

为售氢单位价格，为t时刻系统售氢量。

[0229]

(2)约束条件

[0230]

热网安全运行约束

[0231]

为保障热网安全稳定运行，需满足如下约束：

[0232]wij

≤w

ij,max

?????????????????????????????

(37)

[0233]

p

w,i,min

≤p

w,i

≤p

w,i,max

?????????????????????????

(38)

[0234][0235]

式中，w

ij,max

为节点ij最大水流速度；p

w,i,max

、p

w,i,min

分别为节点i的最大和最小水头；头；分别为节点i最大和最小供水水温；分别为节点i最大和最小回水水温。

[0236]

1)热电联产机组爬坡约束

[0237][0238]

式中，分别为热电联产机组最大爬坡功率。

[0239]

2)设备运行功耗约束

[0240]

为保障系统安全稳定运行，系统中设备运行功耗需满足：

[0241][0242]

式中，p

πt

为t时刻设备π的功耗，包括电解水、氢燃料电池、甲烷化装置等；u

πt

为t时刻设备π的0-1状态变量，为1则为设备工作；分别为设备π的最大、最小功耗。

[0243]

3)气流量平衡约束

[0244]

式中，g

t

为t时刻气网总气负荷，为甲烷密度。

[0245]

4)氢能平衡约束

[0246]

电解水产生的氢气用于氢负荷、售卖给氢能市场、甲烷化或者氢燃料电池反应，具体如下：

[0247][0248]

式中，为t时刻系统氢负荷。

[0249]

本实施例还对本发明中的发放进行了算例仿真，用于仿真的中的ieee33氢能系统仿真网络如图7所示。其中，氢能系统接入电网n10节点、热网h3节点、气网g1节点。光伏、风电机组分别接入电网n22、n25、n33节点。chp机组接入电网n18、热网h7和气网g6节点。从上级电网购电电价采用分时电价。系统、设备相关参数见表1。低温、高温温电解水相关参数见表。

[0250]

图8为用于仿真的地区日前源荷预测曲线，包括新能源出力、电负荷、气负荷、热负荷、氢负荷。

[0251]

仿真中，采用商业软件求解优化运行模型，并得到电氢区域综合能源系统日前运行计划。

[0252]

为研究氢能系统热回收对区域综合能源系统运行的影响，本实施例设置如下场景进行对比分析。

[0253]

场景1：电解水装置采用低温电解水，不考虑氢能系统热回收；

[0254]

场景2：电解水装置采用低温电解水，同时考虑氢能系统热回收用；

[0255]

场景3：电解水装置采用高温电解水，不考虑氢能系统热回收；

[0256]

场景4：电解水装置采用高温电解水，同时考虑氢能系统热回收利用。

[0257]

图9为场景2、4中低温和高温电解水电解槽温度和热回收运行结果。由图可知，考虑热回收后，低温电解水和高温电解水运行结果有显著差异，主要体现在热回收能力qed和运行温度ted。在热回收qed方面，低温电解水最大热回收功耗约为700kw，高温电解水最大热回收功耗为500kw，相同容量的低温电解水热回收能力高于高温电解水，主要原因在于高温电解水产生的热量一部分用于内部热循环，输出热能较少。

[0258]

在运行温度ted方面，低温电解水约在0:00～6:00点、11:00～16:00升温，7:00～11:00、16:00～23:00降温，高温电解水仅在11:00～15:00升温，19:00～24:00降温。由此可知，低温电解水和高温电解水均在19:00～23:00时间段降温，主要原因在于此时段氢能需求较低，且热能需求较高，为满足晚间热需求，电解水将降低电解槽反应温度，提高产热效率的同时，释放电解水存储的热能。然而，低温电解水和高温电解水的运行温度在0:00～8:00点差别较大，主要原因在于该时段热负荷较大，高温电解槽运行在低温可以获得较大的热能输出，而低温电解水为满足8:00～9:00的氢负荷早高峰需求，需要提高反应温度从而获得较大的氢能输出。由此可知，电解水系统具备一定的电热灵活调节和储热能力，可以根据外界能量需求控制热回收和运行温度，实现电、热、氢多能协调运行。

[0259]

为说明氢能系统热回收对于电网运行的影响，以场景3、4运行结果为例进行对比分析。图10为场景3、4中电解水用电、chp发电和弃风光结果。由图可知，场景3弃风光主要发生在夜间3:00～5:00点，原因在于chp以“以热定电”模式运行，为满足该时段高热负荷需求，其电能功率调节范围受到限制，而此时段风电出力较大，大量风电难以消纳，因此产生了弃风。在场景4中，系统夜间弃风量为0，主要原因在于氢能系统热能回收利用降低了chp机组的热能输出压力，增大了其电能功率的调节范围，进一步减少了弃风。由此可知，氢能

系统热回收可以有效促进系统电、热协同运行，缓解chp机组电、热耦合运行特征，促进风电消纳。

[0260]

表1不同场景系统运行成本和弃风光率结果

[0261][0262]

*单位：万元

[0263]

表1为4个场景下系统运行成本和弃风光率结果。场景1、2运行总成本分别为9.36万元、7.03万元，场景3、4运行总成本分别为8.53万元、6.95万元，考虑氢能系统热回收后，总成本分别降低24.9％、18.6％。在弃风光率上，各个场景分别为10.25％、0.22％、8.8％、0.09％。由此可知，氢能系统热回收对于系统运行效益有显著提升作用，主要原因在于氢能系统热回收降低了chp机组的供热需求和弃风量，从而减少了购气成本和购电成本。由此可知，氢能系统热回收可有效降低系统运行成本和弃风光，进一步体现氢能系统热回收的优越性。

[0264]

表2热回收对氢能设备能效的影响

[0265][0266]

表2为热回收对氢能设备能效的影响结果。由表可知，热回收可以显著提升氢能设备能效，低温电解水、高温电解水、氢燃料电池和甲烷化能效绝对增量分别为23.8％、14.1％、33.3％、12.6％。技术特征：

1.考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法，其特征在于，电氢能源系统中的设备包括电解水装置、氢燃料电池、甲烷化装置和电热联产装置；包括以下步骤：s1获取能源系统历史运行数据并得到典型日源荷曲线；s2根据设备运行参数建立考虑氢能系统热回收的设备运行模型；s3根据能源系统拓扑结构建立能源系统模型；s4以系统运行成本最小为目标，建立考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行模型；s6求解所述的优化运行模型，以得到电氢区域综合能源系统日前运行计划。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，能源系统的运行数据包括新能源出力数据、电负荷数据、气负荷、热负荷、和氢负荷数据。3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述考虑氢能系统热回收的设备运行模型，包括：1)低温和高温电解水热回收运行模型，包括对于单个电解池，电解所需电压可表示为：u

cell

(t

ed

,i

cell

)＝u

rev

+u

ohm

+u

act

+u

con

式中，u

cell

为电解电压，与t

ed

和电解电流密度i

cell

相关，可分为可逆电压u

rev

、欧姆极化电压u

ohm

、活化极化电压u

act

和浓差极化电压u

con

；u

th

为电解理论所需最小电压，与温度相关，在800℃为1.29v，而在25℃时为1.48v；n

e

为氢的摩尔电子数，f为法拉第常数；电解水电解能量流模型可表示为：式中，p

ed,el

为高温电解水电解能耗；p

ed,h

为高温电解水用于产氢的能耗；n

cell

为电解池数目；s

cell

为电解池的有效面积；采用集总方程表征低温电解水在运行的热力学过程，具体如下：式中，led代表低温电解水；c

led

为低温电解槽的等效热容；为t时刻低温电解槽的热损；为t时刻低温电解槽可回收的热能；高温电解水系统热力学过程具体如下：式中，hed代表高温电解水；c

hed

为高温温电解槽的等效热容；为t时刻出料气体的热能；k

rec

为出料气体与进料气体热交换系数；为t时刻高温电解槽的热损；为t时刻高温电解水预热装置能耗，为t时刻高温电解槽加热能耗，假设加热均采用电加热，即：p

thed,heat

+p

thed,fur

＝η

eb

p

teb

式中，为t时刻电解水电加热功耗，η

eb

为电加热工作效率；建立热稳态模型如下：建立热稳态模型如下：将电解水热损功耗表示为：式中，r

ed

为电解槽的等效热阻，t

a

为环境温度；保持在一定温度范围内，即：低温和高温电解水系统最终回收热能分别表示为：式中，分别为t时刻低温电解水和高温电解水回收的热能，η

ed,he

为换热装置的换热效率；2)甲烷化热回收运行模型，包括，反应原料和产物需满足物质的量平衡关系，有：式中，分别为t时刻反应器消耗二氧化碳和氢气的速率；分别为t时刻反应器产生甲烷的速率和摩尔速率；为反应产生甲烷和氢气的物质的量比例；为反应产生甲烷和氢气的物质的量比例；分别为二氧化碳、氢气和甲烷的相对分子质量；甲烷化过程产热表示如下：式中，为t时刻甲烷化产热功耗；η

mr

为甲烷化反应的效率；

△

h为甲烷化产生单位摩尔甲烷而释放的热量，为165kj/mol；甲烷化装置最终回收的热能表达如下：q

tmr

＝η

mr,he

p

tmr,heat

式中，为t时刻甲烷化装置回收的热能；η

mr,heat

为甲烷化装置换热器效率；3)氢燃料电池热回收模型，包括，氢燃料电池热电联产物理模型，表征为：其中：

式中，为t时刻氢燃料电池耗氢量，分别为t时刻氢燃料电池发电功率、产热功率，η

fc,e

、η

fc,h

为氢燃料电池发电效率和产热效率；4)氢能系统热回收模型，包括，氢能系统热回收利用模型，表达如下：式中，为t时刻氢能系统热回收利用的热能；η

he

为换热装置换热效率。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述能源系统模型包括：1)配电网潮流模型，具体如下：1)配电网潮流模型，具体如下：1)配电网潮流模型，具体如下：1)配电网潮流模型，具体如下：1)配电网潮流模型，具体如下：式中，分别为节点i、j电压的平方；p

ij

、q

ij

分别为支路ij的有功、无功功率；p

i

、q

i

分别为节点i、j的净流入有功、无功功率；r

ij

、x

ij

分别为支路ij的电阻和电抗；分别为支路ij的电阻和电抗；分别为节点电压最小值、最大值的平方，v0为平衡节点电压的平方；s

ij,max

为支路ij的线路最大传输容量；2)配热网潮流模型，包括，各节点水流平衡表示为：a

dhn

w

ij

＝w

node

式中，a

dhn

为热网节点支路关联矩阵，w

ij

为支路水流矩阵，w

node

为节点水流矩阵；节点水头表示为：式中，p

w,i

为i节点的水头；k为水管等效粗糙程度参数；l

ij

为节点i、j水管长度；为水的密度，d为水管内径；w

ij

为节点ij水流速度；节点供水和回水温度表示为：式中，分别为节点i供水和回水温度；分别为热源、热负荷节点供水和

回水温度；分别为热源、热负荷节点水流速度；e(i)为以i节点为末节点的节点集合，s(i)为以i节点为始节点的节点集合；热源和热负荷节点的释放和吸收的热能表示为：式中，分别为热源释放的热能和热负荷吸收的热能；c

w

为工质的比热容；3)热电联产机组运行模型，包括，热电联产机组模型表示为：式中，p

chp

、q

chp

分别为热电联产机组产电、产热功率，a

chp

、b

chp

、c

chp

分别为热电联产机组运行的边界向量；热电联产机组机组耗气量表示为：式中，为t时刻热电联产机组耗气量，η

chp

为热电联产机组运行效率，lhv

gas

为天然气的低热值。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述日前优化运行模型如下：5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述日前优化运行模型如下：5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述日前优化运行模型如下：5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述日前优化运行模型如下：5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述日前优化运行模型如下：5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述日前优化运行模型如下：式中，分别为t时刻系统购能成本、运维成本、碳排放成本、弃负荷惩罚成本、售能收入；为t时刻系统从上级电网购电的单位价格，为t时刻系统与上级电网的交互功率，当时，表示从上级电网购电，反之则向电网倒送电能。针对式中的绝对值非线性项，引入辅助变量并增加约束将其线性化；c

gas,buy

为购气单位价格，为t时刻天然气购气量；n为所有设备的集合，包括电解水、氢燃料电池、chp等，为第n个设备单位运维成本，p

t,n

为t时刻第n个设备的功耗；c

em

为单位碳排放成本，λ

e

、λ

gas

分别为用电、用气的单位碳排放，λ

h

为氢气工业生产的单位碳排放，系统可以通过向氢能市场售氢从而减少工业制氢产生的碳排；c

e,p

、c

heat,p

、c

gas,p

、c

h,p

分别为弃电、弃热、弃气、弃氢单位惩罚价格，分别为t时刻系统弃电功率、弃热功率、弃气量和弃氢量；c

h,sell

为售氢单位价格，为t时刻系统售氢量；

该模型的约束条件包括：热网安全运行约束w

ij

≤w

ij,max

p

w,i,min

≤p

w,i

≤p

w,i,max

式中，w

ij,max

为节点ij最大水流速度；p

w,i,max

、p

w,i,min

分别为节点i的最大和最小水头；分别为节点i的最大和最小水头；分别为节点i最大和最小供水水温；分别为节点i最大和最小回水水温；热电联产机组爬坡约束：式中，分别为热电联产机组最大爬坡功率；设备运行功耗约束：式中，p

πt

为t时刻设备π的功耗；u

πt

为t时刻设备π的0-1状态变量，为1则为设备工作；分别为设备π的最大、最小功耗；气流量平衡约束：式中，g

t

为t时刻气网总气负荷，为甲烷密度；氢能平衡约束式中，为t时刻系统氢负荷；6.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述氢燃料电池热回收模型中，氢燃料电池的氢热电关系以如下近似表达式表达：式中，p1、p2、q1、q2分别为氢燃料电池电功率和热功率的线性拟合系数。

技术总结

本发明涉及电氢区域综合能源系统运行方法，具体是一种考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行方法，包括获取能源系统历史运行数据并得到典型日源荷曲线；根据设备运行参数建立考虑氢能系统热回收的设备运行模型；根据能源系统拓扑结构建立能源系统模型；以系统运行成本最小为目标，建立考虑氢能系统热回收的电氢能源系统日前优化运行模型；求解所述的优化运行模型以得到电氢区域综合能源系统日前运行计划。解决了现有技术中的模型仅针对单一设备，同时对氢能设备变效率、多工况等运行特性也表达不足，进而无法最大化的优化考虑氢能系统热回收的电氢能源系统的运行的技术问题。问题。问题。

技术研发人员：任洲洋 罗潇

受保护的技术使用者：重庆大学

技术研发日：2023.01.17

技术公布日：2023/5/16