基于CLH-SOFC 氣轉(zhuǎn)電技術(shù)的熱電解耦I(lǐng)ES 優(yōu)化調(diào)度

邱 彬，門佳麗，王 凱，慕會賓，楊 楨

（1.遼寧工程技術(shù)大學(xué)電氣與控制工程學(xué)院，葫蘆島 125105；2.遼寧省電力有限公司葫蘆島供電公司，葫蘆島 125080）

近年來，可再生能源技術(shù)不斷成熟，能源利用逐步向多能互補、多能協(xié)調(diào)的形式轉(zhuǎn)變，能源互聯(lián)網(wǎng)概念的提出已然是多種能源網(wǎng)間相互耦合集成的必然發(fā)展趨勢[1]。綜合能源系統(tǒng)IES（integrated energy system）作為能源互聯(lián)網(wǎng)的形式之一，構(gòu)建國內(nèi)互聯(lián)的區(qū)域IES是發(fā)展我國“新能源體系”的重要途徑[2]。我國IES充分考慮電、氣、熱、冷等不同形式能源的生產(chǎn)、輸送、分配、轉(zhuǎn)換、存儲和消費各個環(huán)節(jié)的協(xié)同耦合，真正實現(xiàn)能量的梯級利用，實現(xiàn)各能源系統(tǒng)的高效協(xié)調(diào)，打破各能源單獨規(guī)劃、獨立運行及電、熱、冷獨立供應(yīng)的傳統(tǒng)模式[3]。

目前，IES 采用的熱電聯(lián)供CHP（combined heat and power）系統(tǒng)大多是以“以熱定電”的模式運行，即以供熱負荷的大小來確定發(fā)電量。但實際上，CHP機組往往很難實現(xiàn)熱電負荷的最優(yōu)供給配置，燃氣輪機以恒定熱電比輸出，當熱負荷水平較低而電負荷水平較高時，為了滿足IES 中熱負荷的需求，燃氣輪機出力受限，難以同時滿足用戶對電能和熱能的需求。通過解耦傳統(tǒng)CHP 機組的熱電強耦合關(guān)系來靈活調(diào)節(jié)熱電比，可以實現(xiàn)能量的梯級利用，提高CHP機組的電出力調(diào)節(jié)能力[4-7]。

國內(nèi)外學(xué)者針對包含CHP 機組的IES 熱電解耦提出了多種方法，文獻[8]建立了含新能源、儲能系統(tǒng)ESS（energy storage system）及冷熱電聯(lián)供CCHP（combined cooling，heating and power）系統(tǒng)的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)RIES（regional integrated energy system）的聯(lián)合調(diào)度模型，并考慮了可再生能源出力隨機性，提高了能源利用率，但文中采用恒定熱電比在一定程度上未將熱電解耦。文獻[9]通過配置儲熱設(shè)備，在提高熱電機組供熱穩(wěn)定性和靈活性的基礎(chǔ)上，對其運行方式進行優(yōu)化并進一步提高了經(jīng)濟性，但運行過程中無法實現(xiàn)電、熱能量的雙向轉(zhuǎn)換。文獻[10]建立了電轉(zhuǎn)氣P2G（power-to-gas）、CHP 與風(fēng)電聯(lián)合調(diào)度模型，結(jié)合有機朗肯循環(huán)ORC（organic Rankine cycle）來打破熱電耦合，將用電高峰部分余熱資源進行發(fā)電，實現(xiàn)了CHP熱電比的靈活調(diào)節(jié)。文獻[11]采用了補燃裝置，通過調(diào)整補燃率靈活解耦CHP熱電比，提高了系統(tǒng)的風(fēng)電消納能力，但補燃燃油增加了系統(tǒng)的污染排放，不符合我國能源系統(tǒng)清潔低碳的發(fā)展要求。文獻[12]在引入電解水制氫的基礎(chǔ)上加入儲氫裝置，并將燃氣輪機、氫燃料電池與ORC 余熱發(fā)電系統(tǒng)進行耦合，改善系統(tǒng)的熱電耦合性能，促進了多種能源的高效利用，但忽略了儲氫困難及熱量損失等問題。上述研究通過不同方式實現(xiàn)了熱電聯(lián)產(chǎn)解耦，但未考慮平抑IES電負荷波動，減少對上游電網(wǎng)的影響，同時為實現(xiàn)熱電解耦而投入的大量設(shè)備導(dǎo)致能源利用效率低下，這與節(jié)能減排的理念相違背。

針對以上問題，本文基于追蹤熱負荷FTL（following thermal load）策略[13]，從靈活解耦CHP機組熱電比出發(fā)，以經(jīng)濟性最優(yōu)、能量利用最大化為目標優(yōu)化系統(tǒng)運行，提出了一種基于化學(xué)鏈制氫與固體燃料電池相結(jié)合CLH-SOFC（chemical looping hydrogen generation-solid oxide fuel cell）的熱電解耦優(yōu)化調(diào)度模型，結(jié)合ORC 余熱發(fā)電系統(tǒng)、電轉(zhuǎn)熱設(shè)備等構(gòu)建IES模型。通過算例分析得出不同場景下設(shè)備出力情況，驗證本文所提模型在提高多能耦合利用效率與改善系統(tǒng)經(jīng)濟運行方面的有效性，同時還減小電負荷波動對上游電網(wǎng)產(chǎn)生的影響。

1 含CLH-SOFC 熱電解耦優(yōu)化模型

通過CHP 機組及其他能量轉(zhuǎn)化設(shè)備可以將電力網(wǎng)絡(luò)、天然氣網(wǎng)絡(luò)和熱網(wǎng)絡(luò)進行耦合[14]。傳統(tǒng)CHP機組包含燃氣輪機和余熱鍋爐兩部分，以固定的效率模式運行，當負荷熱電比發(fā)生變動時不能靈活調(diào)整。因此，本文通過設(shè)計包含化學(xué)鏈制氫技術(shù)、氫燃料電池、ORC 余熱回收發(fā)電技術(shù)等對CHP機組進行熱電解耦，使其可以根據(jù)不同熱電負荷情況，靈活調(diào)整設(shè)備出力，達到降低系統(tǒng)運行成本，提高系統(tǒng)能源利用效率，減少負荷波動對上游電網(wǎng)產(chǎn)生的影響。

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

本文的IES 熱電解耦優(yōu)化調(diào)度模型結(jié)構(gòu)如圖1所示，IES 通過從上游購買電、氣以滿足區(qū)域內(nèi)電、熱、氣負荷需求。天然氣網(wǎng)絡(luò)通過從上游氣網(wǎng)購買天然氣以滿足CLH-SOFC 集成系統(tǒng)、燃氣輪機用氣和氣負荷需求。風(fēng)電機組出力、CHP 機組出力、CLH-SOFC集成系統(tǒng)出力及上游電網(wǎng)購電共同承擔系統(tǒng)電力負荷供應(yīng)和空氣源熱泵所需電功率。其中，本文的CHP機組在包含燃氣輪機和余熱鍋爐的基礎(chǔ)上，增設(shè)了ORC 余熱發(fā)電裝置，實現(xiàn)熱電解耦運行方式。供熱網(wǎng)絡(luò)中CHP 系統(tǒng)余熱鍋爐和空氣源熱泵共同承擔IES的熱負荷供應(yīng)。

圖1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 System structure

1.2 基于ORC 發(fā)電技術(shù)的CHP 解耦

傳統(tǒng)CHP 由燃氣輪機和余熱利用裝置組成。天然氣作為燃料經(jīng)過燃氣輪機將化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能供電的同時釋放熱能，通過余熱回收裝置供熱。熱電比作為描述CHP 組出力的技術(shù)指標用來表示CHP熱電功率比值，即

其中

式中：λCHP為CHP 機組的熱電比；ECHP、QCHP分別為CHP 機組輸出電功率、熱功率，kW；FCHP為CHP機組天然氣消耗量，m3；ηCHP,e、ηCHP,q分別為天然氣通過CHP 機組的電能、熱能轉(zhuǎn)換效率；QLHV為天然氣低熱值，本文取值為37.62 MJ/Nm3；Δt為最小調(diào)度時間間隔，本文取值為1 h。

由于燃氣輪機在出力過程中發(fā)電和發(fā)熱效率保持不變，而余熱鍋爐的熱效率也相對穩(wěn)定，所以認為CHP 機組是以恒定熱電比出力的。難以適應(yīng)熱電負荷比變工況運行的情況。

ORC 余熱發(fā)電系統(tǒng)將燃氣輪機釋放的排煙熱回收進行發(fā)電，分擔用戶用電負荷，引入ORC 余熱發(fā)電促進引導(dǎo)富余熱能向高需求電能轉(zhuǎn)化，可優(yōu)化系統(tǒng)的熱電耦合性能[15-16]。

ORC 發(fā)電裝置包括換熱器（蒸發(fā)器）、工質(zhì)泵、膨脹機，ORC余熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率ηORC,e為

式中：QORC,in為ORC余熱發(fā)電系統(tǒng)吸收煙氣的熱量，kW；h7、h8分別為燃氣輪機排出煙氣在換熱器進出口的焓值，kJ/kg；h9、h10s分別為工質(zhì)在膨脹機進口時的焓值和工質(zhì)在等熵膨脹后出口的焓值，kJ/kg；h11、h12s分別為有機工質(zhì)在工質(zhì)泵進口的等熵后焓值和在工質(zhì)泵出口的焓值，kJ/kg；mto為有機工質(zhì)的流量，kg；WP、WE分別為工質(zhì)泵和膨脹機做功，kW；ηP、ηE分別為工質(zhì)泵和膨脹機的等熵效率。

ORC系統(tǒng)產(chǎn)生的電量為

式中：ηORC,e為ORC 發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率；EORC為ORC系統(tǒng)產(chǎn)生的電量，kW。

1.3 CLH-SOFC 發(fā)電系統(tǒng)

CLH-SOFC發(fā)電系統(tǒng)廣義上就是將天然氣重整制氫技術(shù)與固體氧化物燃料電池系統(tǒng)集成起來的系統(tǒng)[17]。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示。CLH基于化學(xué)鏈燃燒，是一種金屬氧化物氧化還原的水裂解制氫過程，CLH 系統(tǒng)主要由還原反應(yīng)器和氧化反應(yīng)器組成，燃料在還原反應(yīng)器還原金屬氧化物顆粒，同時生成CO2和H2O。還原后的金屬氧化物被輸送到氧化反應(yīng)器，進而分解水產(chǎn)生H2。一般來說，氫氣儲存極為困難，氫氣易爆的特點也使其儲運的安全性要求極高。固體氧化物燃料電池可以實現(xiàn)氫能源的高效利用。因此，將CLH系統(tǒng)與固體氧化物燃料電池結(jié)合起來，CLH系統(tǒng)可以吸收固體氧化物燃料電池的余熱，生產(chǎn)的H2作為固體氧化物燃料電池的燃料。構(gòu)建CLH-SOFC發(fā)電系統(tǒng)的數(shù)學(xué)模型為

圖2 CLH-SOFC 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.2 Structure of CLH-SOFC system

式中：EC-S為CLH-SOFC 集成系統(tǒng)的發(fā)電量，kW；FC-S為時間段內(nèi)系統(tǒng)耗氣量，m3；ηC-S為CLH-SOFC發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率；LHV 為甲烷低熱值，本文取值為814 kJ/mol；ρCH4為甲烷密度，g/m3；MCH4為甲烷的摩爾質(zhì)量，g/mol。

系統(tǒng)中的CO2分離子系統(tǒng)可以將CO2和H2O 從煙道氣體的其他成分中分離出來，CO2的回收難度較低。CLH效率可達到45%，由于制氫過程中損失減少和余熱的回收，新型集成發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率可以達到60%，同時減少CO2的排放。該系統(tǒng)不僅能夠?qū)崿F(xiàn)能量的梯級利用，而且進一步提高了余熱熱能品位。

1.4 其他設(shè)備數(shù)學(xué)模型

1.4.1 燃氣輪機

燃氣輪機作為一種通過燃燒天然氣進行發(fā)電的高效裝置已經(jīng)成為IES 中的關(guān)鍵技術(shù)設(shè)備，發(fā)電的同時會伴隨大量煙氣余熱排出。因此，燃氣輪機的出力數(shù)學(xué)模型為

式中：EGT為燃氣輪機發(fā)電量，kW；QGT為燃氣輪機產(chǎn)生的熱量，kW；FGT為燃氣輪機的耗氣量，m3；ηGT為燃氣輪機發(fā)電效率；ηloss為燃氣輪機實際工作中的熱量損失率。

1.4.2 余熱鍋爐

余熱鍋爐將燃氣輪機排出的功后高溫煙氣進行回收，并轉(zhuǎn)換為高品位熱能加以利用，燃氣輪機與余熱鍋爐組成的燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)可以進一步提高熱效率。余熱鍋爐的數(shù)學(xué)模型為

式中：QWHB,out為余熱鍋爐輸出的熱量，kW；QWHB,in為輸入余熱鍋爐的熱量，kW；ηWHB為余熱鍋爐制熱效率。

1.4.3 空氣源熱泵

空氣源熱泵作為一種可以將低品位的空氣熱源轉(zhuǎn)換為高品位熱源的節(jié)能裝置，是IES 可靠的產(chǎn)熱裝置。當CHP 機組出力不能同時滿足熱電負荷時，可以通過調(diào)節(jié)空氣源熱泵出力來解耦熱電比，維持系統(tǒng)能量平衡?？諝庠礋岜卯a(chǎn)生的熱量為

式中：QASHP為空氣源熱泵產(chǎn)生的熱量，kW；EASHP為空氣源熱泵制熱消耗的電量，kW；COPASHP為空氣源熱泵的制熱系數(shù)。

2 基于CLH-SOFC 熱電解耦運行模型求解

本文優(yōu)化調(diào)度模型的求解需要先獲取某地區(qū)電、熱、氣負荷數(shù)據(jù)和分時電價、氣價信息，以日運行費用最低為目標函數(shù)，計算出各個時段各機組出力情況，根據(jù)計算結(jié)果指定24 h 各機組出力計劃，起到優(yōu)化調(diào)度運行、降低日運行費用、平抑負荷波動的作用。

2.1 目標函數(shù)

優(yōu)化運行調(diào)度的關(guān)鍵在于在保證能源能夠可靠供應(yīng)的前提下降低成本[18]，因此本文提出的優(yōu)化模型以購能成本CIES最低為目標函數(shù)，包括從大電網(wǎng)購買電量的成本Cgrid和購買天然氣成本CF兩部分費用，即

式中：T為1 個總的調(diào)度周期，h；t為1 個周期內(nèi)第t個調(diào)度時間間隔，本文最小調(diào)度時間間隔取1 h；cF為天然氣價格，￥/m3；Ft為t時段內(nèi)天然氣消耗量，m3；FGT,t、FC-S,t分別為t時段內(nèi)燃氣輪機和CLHSOFC 系統(tǒng)耗氣量，m3；cgrid,t為t時段的分時電價，￥/（kW·h）；Egrid,t為t時段向電網(wǎng)購買的電量，kW·h。本文所有公式參數(shù)中的t均為該參數(shù)在t時段內(nèi)的值，之后不再贅述。

2.2 系統(tǒng)約束條件

2.2.1 能量平衡約束

電能總線、氣網(wǎng)總線及熱能總線上的能量流動應(yīng)時刻保持動態(tài)平衡。因此，t時段內(nèi)電、熱、氣功率約束關(guān)系如下。

（1）電平衡關(guān)系為

（2）氣平衡關(guān)系為

（3）熱平衡關(guān)系為

式中：EGT,t為t時段燃氣輪機發(fā)電量，kW；EC-S,t為t時段CLH-SOFC 集成系統(tǒng)的發(fā)電量，kW；EORC,t為t時段ORC 系統(tǒng)產(chǎn)生的電量，kW；EASHP,t為t時段空氣源熱泵制熱消耗的電量，kW；Fgas,t為t時耗氣量，m3；Eload,t、Fload,t、Qload,t分別為t時段系統(tǒng)電、熱、氣負荷值，kW；QWHB,out,t為t時段余熱鍋爐輸出的熱量，kW；QASHP,t為t時段空氣源熱泵產(chǎn)生的熱量，kW；EW,t為t時段風(fēng)電機組出力，kW。

2.2.2 余熱分配約束

本文通過ORC余熱發(fā)電裝置和余熱鍋爐分別接收燃氣輪機余熱回收利用，實現(xiàn)熱電解耦的目的。

t時段燃氣輪機產(chǎn)生的熱量為

式中：QGT,t為t時段燃氣輪機產(chǎn)生的熱量，kW；QWHB,in,t為t時段輸入余熱鍋爐的熱量，kW；QORC,in,t為t時段ORC 余熱發(fā)電系統(tǒng)吸收煙氣的熱量，kW；α1、α2分別為燃氣輪機產(chǎn)生的排煙余熱進入余熱鍋爐和ORC余熱發(fā)電系統(tǒng)的熱量分配比例。

2.2.3 設(shè)備安全運行約束

為了保證系統(tǒng)安全可靠運行，應(yīng)考慮機組在可控范圍內(nèi)出力及爬坡約束。

（1）燃氣輪機出力及爬坡約束為

式中：PGT,t為t時段燃氣輪機出力，kW；PGT_max、PGT_min分別為燃氣輪機出力上限、下限，kW；ΔPGT_max、ΔPGT_min分別為燃氣輪機出力爬坡上限、下限，kW。

（2）ORC余熱發(fā)電系統(tǒng)出力及爬坡約束為

式中：t時段EORC,t為ORC 余熱發(fā)電系統(tǒng)出力，kW；EORC_max、EORC_min分別為ORC 余熱發(fā)電系統(tǒng)出力上限、下限，kW；ΔEORC_max、ΔEORC_min分別為ORC余熱發(fā)電系統(tǒng)出力爬坡上限、下限，kW。

（3）CLH-SOFC集成系統(tǒng)出力及爬坡約束為

式中：t時段EC-S,t為CLH-SOFC集成系統(tǒng)出力，kW；EC-S_max、EC-S_min分別為CLH-SOFC 出力上限、下限，kW；ΔEC-S_max、ΔEC-S_min分別為CLH-SOFC 系統(tǒng)出力爬坡上限、下限，kW。

（4）空氣源熱泵出力及爬坡約束為

式中：QASHP,t為t時段空氣源熱泵出力，kW；QASHP_max、QASHP_min分別為空氣源熱泵制熱出力上限、下限，kW；ΔQASHP_max、ΔQASHP_min分別為空氣源熱泵出力爬坡上限、下限，kW。

此外，本文根據(jù)實際情況考慮了風(fēng)電并網(wǎng)的發(fā)電量，風(fēng)電機組出力小于風(fēng)電預(yù)測值，即

式中：EW,t為t時段風(fēng)機出力，kW；EWP,t為t時段風(fēng)電功率預(yù)測值，kW。

3 算例分析

3.1 場景描述

本文采用6節(jié)點電網(wǎng)、6節(jié)點熱網(wǎng)和6節(jié)點氣網(wǎng)構(gòu)建電熱氣耦合系統(tǒng)進行算例分析，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如附錄A 中附圖A-1 所示，設(shè)備運行基本性能參數(shù)設(shè)置如附表A-1 所示。通過優(yōu)化求解軟件LINGO 對模型進行計算求解。分時電價與電負荷數(shù)據(jù)如圖3所示。風(fēng)電機組出力、氣負荷與電負荷數(shù)據(jù)如圖4所示。為驗證本文所提出的基于CLH-SOFC 氣轉(zhuǎn)電技術(shù)的熱電解耦I(lǐng)ES優(yōu)化調(diào)度模型在電-熱-氣互聯(lián)系統(tǒng)中的削峰填谷、降低運行成本的效果，本節(jié)分別對比以下3個場景進行算例分析。

圖3 分時電價與電負荷曲線Fig.3 Curves of time-of-use tariff and power load

圖4 氣負荷、熱負荷與風(fēng)電出力曲線Fig.4 Curves of gas load,heat load and wind power output

（1）場景1：基礎(chǔ)場景，CHP 模型熱電耦合運行。

（2）場景2：在場景1的基礎(chǔ)上加入ORC余熱發(fā)電裝置，實現(xiàn)CHP模型熱電解耦運行。

（3）場景3：在場景2 的基礎(chǔ)上加入CLH-SOFC模型，實現(xiàn)負荷曲線的進一步優(yōu)化。

3.2 結(jié)果分析

對3 種場景下模型分別進行優(yōu)化求解，得到不同場景下系統(tǒng)購電費用、購氣費用和日運行總費用如表1所示，可以看出，場景2相較場景1購氣費用升高了24 040.5￥，但購電費用降低了26 007.3￥，總運行費用降低了1 966.9￥。場景3在場景2的基礎(chǔ)上購氣費用升高了21 105.31￥，購電費用降低了27 146.2￥，總運行費用降低了6 040.8￥，經(jīng)濟性進一步改善。

表1 不同場景下系統(tǒng)購電、氣費用Tab.1 Power and gas purchase costs of system under different scenarios

不同場景下IES從上游電網(wǎng)購電量如表2、圖5所示，可以看出，場景2 比場景1 購電量減少了34 705 kW·h，場景3比場景1購電量減少了69 815.9 kW·h，說明ORC 裝置可以提升CHP 系統(tǒng)燃氣輪機出力，減低系統(tǒng)購電量，CLH-SOFC在此基礎(chǔ)上進步加強了氣-電耦合，進一步降低了系統(tǒng)購電量。場景2的負荷峰谷差和標準差相較于場景1分別減少了19.2%和23.0%，場景3的負荷峰谷差和標準差相較于場景2分別減少了24.2%和30.5%，說明對于上游電網(wǎng)而言場景3的負荷波動最小，起到了平抑負荷的作用。

表2 不同場景下系統(tǒng)購電量Tab.2 Power purchase of system under different scenarios

由圖5 可知，場景1 中t=9～12 h 和t=17～21 h時電力負荷處于高峰，分時電價也處于高峰時段，由場景2引入ORC裝置使得燃氣輪機出力增加，從而導(dǎo)致高峰時段系統(tǒng)的購電量降低。場景3 加入CLH-SOFC 裝置，加強IES 系統(tǒng)中天然氣網(wǎng)絡(luò)和電力網(wǎng)絡(luò)的耦合，在電力負荷高峰時段增大氣負荷購入量為系統(tǒng)補充電力供應(yīng)，從而降低系統(tǒng)在電力峰值時期的購電量，起到削峰填谷的作用。

圖5 不同場景下系統(tǒng)各時段購電曲線Fig.5 Power purchase curves of system at different time intervals under different scenarios

不同場景下系統(tǒng)各部分的電功率出力情況如圖6～圖8所示。場景1為傳統(tǒng)CHP 供電模式，CHP機組、風(fēng)電機組和電網(wǎng)購電共同承擔系統(tǒng)電力負荷供應(yīng)和熱泵耗電。由于傳統(tǒng)CHP 機組熱電比為定值，常采用“以熱定電”的模式，熱負荷波動不大且處于較低水平，導(dǎo)致CHP 機組出力受限，向上游電網(wǎng)的購電量巨大，電力負荷波動時會對上游電網(wǎng)產(chǎn)生影響。

圖6 場景1 電功率出力情況Fig.6 Electric power output under Scenario 1

圖7 場景2 電功率出力情況Fig.7 Electric power output under Scenario 2

圖8 場景3 電功率出力情況Fig.8 Electric power output under Scenario 3

場景2在場景1的基礎(chǔ)上加設(shè)ORC余熱發(fā)電裝置，在t=6～22 h時電價處于較高水平，ORC裝置開始工作，將CHP中燃氣輪機產(chǎn)生的部分余熱通過ORC裝置。優(yōu)勢在于當電力負荷處于較高水平時，將部分通入余熱鍋爐的余熱回收，通過ORC裝置產(chǎn)生電能提供電力供應(yīng)，改變了CHP的熱電比。除此之外，ORC 將部分余熱回收，導(dǎo)致余熱鍋爐產(chǎn)熱下降，燃氣輪機增大出力，這讓CHP的電出力增加，進一步補充了電力負荷的電能供給。相較于場景1 起到了平抑負荷波動作用，減少了對上游電網(wǎng)產(chǎn)生的影響。

場景3 在場景2的基礎(chǔ)上增設(shè)了CLH-SOFC 裝置，加強了天然氣網(wǎng)絡(luò)和電力網(wǎng)絡(luò)的熱電耦合。在t=8～14 h和t=16～22 h時電價峰值時段，此時通過CLH-SOFC 裝置將天然氣轉(zhuǎn)化為電能，進一步減少負荷峰值時段向電網(wǎng)上游的購電量，同時相較于傳統(tǒng)燃料電池，CLH-SOFC系統(tǒng)能源利用效率更高，加強了能量的梯級利用，降低了CO2的回收難度，在經(jīng)濟性和環(huán)保性上具有優(yōu)勢。

場景3 下的系統(tǒng)熱功率出力曲線和分時電價情況如圖9 所示。場景3 中，熱泵和CHP 共同承擔系統(tǒng)熱負荷供應(yīng)，其中熱負荷包含用戶熱負荷供應(yīng)和供熱系統(tǒng)熱功率損耗。在t=0～7 h和t=22～24 h時系統(tǒng)電價處于較低水平且供熱需求量較大，此時熱泵出力增加。在t=8～21 h時系統(tǒng)電價處于較高水平且供熱需求量較小，此時CHP 機組出力較大，滿足系統(tǒng)熱負荷供應(yīng)，以達到系統(tǒng)經(jīng)濟運行的目的。熱泵的加入導(dǎo)致系統(tǒng)電-熱耦合增強且能量利用效率較高，在電力谷值時段增大了電力需求，起到了“填谷”的作用。

圖9 場景3 系統(tǒng)熱功率出力曲線Fig.9 Thermal power output curve of system under Scenario 3

4 結(jié)論

本文基于ORC 余熱發(fā)電技術(shù)和CLH-SOFC 集成系統(tǒng)模型，提出一種電-氣耦合的CHP 解耦優(yōu)化調(diào)度模型，對傳統(tǒng)熱電比固定的CHP 系統(tǒng)進行優(yōu)化改進，主要結(jié)論如下。

（1）將ORC 余熱發(fā)電裝置引入傳統(tǒng)CHP 系統(tǒng)中可以增大熱負荷較低情況下燃氣輪機機組的出力上限，改變了CHP的熱電比，達到了CHP 解耦的效果。

（2）CLH-SOFC 集成系統(tǒng)模型的加入，增強了IES 中電-氣耦合，進一步提高了系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性，起到了“削峰填谷”的作用，降低了由于負荷波動對上游電網(wǎng)產(chǎn)生的影響。

（3）本文提出的基于CLH-SOFC 氣轉(zhuǎn)電技術(shù)的熱電解耦I(lǐng)ES 優(yōu)化調(diào)度模型可以實現(xiàn)CHP 機組的熱電解耦，但CHP機組出力增加會降低系統(tǒng)可再生能源的消納能力，需要對提升優(yōu)化模型的可再生能源消納能力做進一步研究。

附錄A

附圖A-1 電熱氣耦合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.A-1 Structure of power-heating-gas coupling system

附表A-1 設(shè)備運行基本性能參數(shù)設(shè)置Tab.A-1 Setting of basic performance parameters for equipment operation