韦古强，胡从川，刘乙学，崔双双，李 红

（1鲁能集团有限公司，北京 100020；2华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206）

随着国民经济由高速发展转为高质量发展，能源领域也确立了更高的发展目标，能源改革势在必行[1]。传统的供能方式互相独立，不能合理利用能源，需要优化能源配置来节约能源成本，因此综合能源系统(integrated energy system，IES)成为最佳的选择。IES整合整个区域内一、二次能源并将供电、供热、供冷、供气等供能方式耦合，在一定区域内进行统一调度来满足用户侧的各种负荷需求，具有提高能源利用率、降低系统运营成本等优点[2-3]。大型园区具有能量需求平稳，用能方式复杂的特点，更适合利用IES来提高系统经济性。例如上海迪士尼度假区通过能源站进行综合能源的调节与控制，有效提高了能源利用效率。天津生态城利用微网系统来提高经济收益[4]。2019年初，国家电网有限公司发布《推进综合能源服务业务发展2019—2020 年行动计划》，IES 迎来发展的黄金时期[5]。

IES 与其他技术耦合能扩大系统的适用范围并有效提高经济性。王俊杰等[6]研究了冷热双蓄技术与热泵耦合的综合能源系统，确认了该系统可以提升净现值，缩短回收周期。陈健等[7]研究了信息通讯技术与综合能源系统的耦合，建立了韧性-经济性两步优化框架来证明其有效性。Gao 等[8]研究了耦合储能的综合能源系统在不同地区的热力学和经济分析。Amir 等[9]研究了耦合压缩空气储能的综合能源系统的可靠性，证实了系统耦合压缩空气储能后有更好的经济效益。由此可知，储能用于IES具有良好的发展空间。在各类储能中，液化空气储能(liquid air energy storage, LAES)作为一种新兴的储能方式，拥有占地面积小、循环效率高等优点[10]。英国Highview公司在英国利兹大学研究团队发明的基础上研制出第一台LAES 装置。2011 年，Highview公司的LAES技术被苏格兰南方能源公司应用于其80 MW生物质热电联厂的350 kW/2.5 MW·h LAES系统中。2014年2月，在英国能源与气候变化部8000000 英镑的资助下，Viridor 公司选择Highview 公司设计并建立了一个5 MW/15 MW·h的LAES 示范工厂，这是LAES 技术的首次商业示范[11]。

综上所述，LAES 与IES 耦合具有研究价值。在实际生活中，经济性是评价系统优劣的重要指标。因此，本文以园区为研究背景，“以热定电”和“以电定热”两种模式为对比，对园区内冷、热、电3种负荷的能源供应方案展开研究。通过夏季和冬季8 种方案的对比找到LAES 与IES 相结合时经济性最优方案。

1 综合能源系统

1.1 园区综合能源系统结构

园区综合能源系统结构如图1 所示。图中绿线、红线、蓝线和黑线分别代表电能、热量、冷量和天然气的输入及输出。园区外电网、LAES 释能阶段和燃气轮机发电满足园区电负荷需求，电热锅炉和余热锅炉满足园区热负荷需求，吸收式制冷机和电制冷机满足园区冷负荷需求，天然气为燃气轮机提供燃料。LAES 系统的储能阶段电能来源为园区外电网、园区内光伏发电系统和燃气轮机发电。

图1 园区综合能源系统结构图Fig.1 Structure diagram of the integrated energy system in the park

1.2 冷热电三联产子系统

冷热电三联产(combined cooling heating and power，CCHP)子系统能同时满足冷、热、电3 种负荷需求，广泛用于IES，能源利用效率可达75%～90%。本文的CCHP系统包括燃气轮机、余热锅炉和吸收式制冷机三部分。燃气轮机利用天然气发电，发电后的余热进入余热锅炉和吸收式制冷机。

1.3 液化空气储能子系统

LAES 子系统结构图如图2 所示，由三部分组成，分别为进气、储气、排气阶段。在进气阶段，利用压缩机将空气压缩，压缩后的空气依次经过换热器、回热器和节流阀进入气液分离器。储气阶段，液态空气存储在液态储罐中，气态空气进入回热器吸热。在排气阶段，液态空气利用液态泵加压，高压空气利用回热器吸热气化变为高温高压空气并在膨胀机中做功[12]。因为LAES 系统的响应速度快、占地面积小、工质来源广等优点，所以本文选择LAES系统进行研究。

图2 LAES子系统原理图Fig.2 Structure diagram of LAES subsystem

LAES系统的循环效率η为[13]

式中，Wc为系统压缩过程的耗功，kJ；We为系统膨胀过程输出功，kJ；Wp为低温液态泵的耗功，kJ。

LAES系统的释能功率为[13]

2 经济性分析模型

2.1 液化空气储能系统

LAES 系统成本为设备购入成本和损耗维护成本，储能总成本Ca为[13]

式中，Ca1为设备购入成本，元；Ca2为损耗维护成本，元。

设备购入成本为[13]

式中，Ca3为单位容量投资成本，元/kW；Ca4为储能容量，kW；Ta为系统使用期限，天。

损耗维护成本为[13]

式中，Ca5为单位维护费，元/(kW·h)。

2.2 光伏发电系统

光伏发电成本为光伏发电设备购入成本，光伏损耗维护成本和光伏补贴[13]

式中，Cb为光伏发电的总成本，元；Cb1为光伏发电设备购入成本，元；Cb4为光伏发电设备损耗维护成本，元；Ch为商业园区光伏发电的单位补贴，元/(kW·h)；Pb为光伏发电实际输出功率，kW；T为时间，h。

光伏发电设备购入成本为[13]

式中，Cb2为单位容量投资成本，元/kW；Cb3为光伏发电设备容量，kW；Tb为光伏发电系统的使用期限，天。

光伏发电损耗维护成本为[13]

式中，Cb5为单位维护费，元/(kW·h)。

2.3 购电成本和购气成本

园区从电网购电时输入功率和成本关系为[13]

式中，Ce为电网购电的总成本，元；Pe为电网输入功率，kW；S1为购电电价，元/(kW·h)；S2为售电电价，元/(kW·h)；Pg为天然气管道的输入功率，kW。

通过管道输入园区的天然气成本为[13]

式中，Ct为天然气成本，元；S3为天然气价格，元/m3；QL为天然气的低热热值，kW·h/m3。

2.4 冷热电三联产系统

CCHP 系统涉及冷、热、电三种能量的转换。CCHP系统模型为[13]

式中，Mc为CCHP系统天然气的使用量，m3；Pc为系统输出电功率，kW；ηc为发电效率。CCHP系统的输出热量Hz为[13]

CCHP系统的冷负荷Uc为[13]

CCHP系统的热负荷Hc为[13]

CCHP 成本包括设备购入成本和损耗维护成本[13]

式中，Cc为总成本，元；Cc1为设备购入成本，元；Cc4为损耗维护成本，元。设备购入成本为[13]

式中，Cc2为单位容量投资成本，元/kW；Cc3为容量，kW；Tc为CCHP系统的使用期限，天。

损耗维护成本为[13]

式中，Cc5为单位维护费，元/(kW·h)。

2.5 电制冷系统和电制热系统

电制热转换的功率为[13]

式中，Hn表示电制热输出热功率，kW；ηn为电热转换效率。

电制冷转换的功率为[13]

式中，Um表示电制冷输出热功率，kW；COP为电制冷制冷系数。

电制冷机和电锅炉的成本同样分为设备购入成本和损耗维护成本，计算式见式(15)～(17)。

2.6 系统约束条件

电力系统输出功率包括光伏输出功率，CCHP输出功率，电网输入功率和LAES释能功率。电力系统消耗功率包括电制冷，电锅炉消耗功率，LAES功率和园区电负荷。电力系统约束条件为[13]

热力系统约束条件包括热负荷约束和冷负荷约束。热负荷中CCHP系统中余热锅炉输出热量加上电锅炉实际输出热量大于等于园区所需热量。冷负荷中CCHP中吸收式制冷机输出冷量加上电制冷实际输出冷量大于等于园区所需冷量。热力系统约束条件为[13]

天然气管道输入的天然气量等于CCHP系统需要的天然气量[13]

2.7 系统总成本

IES 的成本包括购电成本，天然气成本，光伏发电设备成本，CCHP 成本，LAES 装置成本，电制冷电制热装置成本。总成本的数学模型为[13]

式中，C表示整个系统的总成本，元；Cm表示电制冷系统成本，元；Cn表示电制热系统成本，元。

3 计算结果与分析

3.1 算例分析

为了研究园区能源系统的经济性，本文选择2019 年大暑日和2019 年大寒日这2 个典型日来进行计算。各时段能源调度负荷在文献[14]的基础上进行改进，调度负荷如图3所示。

图3 2019年大寒日和大暑日的园区调度负荷Fig.3 Park dispatch load on Great Cold Day and Great Heat Day in 2019

园区电价参考天津市一般工商业电价，分为高峰电价，低谷电价和平段电价。各时段电价和天然气价格的具体数据如表1所示[13]。

表1 各时段电价和天然气价格Table 1 Electricity price and natural gas price in each period

IES 设备参数如表2 和表3 所示。表中列举了IES各设备运行参数及经济性指标。表中部分设备数据参考文献[13]。

表2 IES设备运行参数Table 2 Operating parameters of IES equipment

表3 IES设备经济性指标Table 3 Economy index of IES equipment

3.2 系统配置方案

算例以系统配置LAES 和未配置LAES 作为一种对比，以使用“以电定热”模式运行或使用“以热定电”的模式运行作为另一种对比为大暑日和大寒日的能源负荷设计优化方案。通过对方案经济性对比得出最佳方案。方案中“以热定电”是指系统优先考虑热量的供应，满足热量供应后再确定电量的供应。“以电定热”则是以电量需求为优先考虑，来确定系统的热量需求[15]。配置方案如表4所示。

表4 系统配置方案Table 4 System configuration scheme

3.3 电能输出结果

IES的电能输出结果如图4所示。方案1～4为大寒日的设计方案，电能输出总量相同。方案1和方案2在“以电定热”的模式下运行，优先考虑电负荷需求。为了节约成本，在光伏发电量相同的情况下，方案1的系统中CCHP机组的电能输出高于方案2。方案2的系统中加入了LAES，相比于方案1电网购电量减少。方案3和方案4在“以热定电”的模式下运行，优先考虑热负荷需求，所以CCHP系统的热能和电能输出相同。因为方案3 加入了LAES 系统，所以方案3 的电网购电量比方案4 大大降低。

图4 8种方案的电能出力情况Fig.4 Electricity output of eight schemes

方案5～8 为大暑日的设计方案，由图可知大暑日的用电需求高于大寒日。大暑日的光伏发电量要高于大寒日。类比于方案1～4，方案5 系统中CCHP 机组的电能输出高于方案6，方案6 的系统中加入了LAES，相比于方案5 电网购电量减少。方案7 和方案8 的系统中CCHP 系统的热能和电能输出也相同。因为方案7 加入了LAES 系统，所以方案7的电网购电量比方案8大大降低。

3.4 热能输出结果

热能输出结果如图5 所示，图中的负值表示CCHP机组输出的热量高于园区的热能需求。因为方案2 配置了LAES 系统，所以CCHP 机组输出的电能降低。同时机组中的热量输出也降低。所以方案2 的热量输出低于方案1，节省部分热量损失。方案3 和方案4 都是“以热定电”的模式运行，热量输出结果相同。同理，方案6 的发热量低于方案5，方案7和方案8的热量输出结果相同。

图5 8种方案的热能出力情况Fig.5 Heat output of eight schemes

3.5 经济性对比分析

各个方案的总成本构成如表5 所示。由表5 可知在大寒日，方案1 和方案2 都在“以电定热”的模式下运行，但方案2 的购电成本比方案1 减少元7661，占比36.1%。方案2 的购气成本比方案1 减少16299元，占比26.7%。购电成本减少的原因是方案2 的系统配置了LAES 系统，在电价低谷时段方案2 的LAES 系统储电成本取代了部分在电网购电的成本。购气成本的减少是因为在“以电定热”模式下，为了保证电负荷的需求造成了部分热量的浪费，方案2 的LAES 系统在用电高峰时释电，即满足电负荷需求，又能减少部分热量的浪费。方案3和方案4 的系统都在“以热定电”的模式下运行，所以两种方案的购气成本相同。方案3的购电成本比方案4 减少29506 元，占比53.2%。购电成本的减少是因为方案3 配置了LAES 系统，在电价低谷时段方案3 的LAES 系统储电取代部分电网购电成本。在本算例中，虽然电制冷购电成本和电热锅炉购电成本较低，但园区利用电制冷机和电热锅炉快速响应冷、热负荷的变化，所以不能忽略不计。

表5 8种方案的总成本及其成本构成Table 5 The total cost of eight schemes and their cost structure

方案2 的总成本比方案1 减少3325 元，占比3.2%。虽然方案2配置LAES系统导致其初始建设和运行维护成本比方案1 多花费1762 元。但是，方案2的购能成本比方案1减少5075元。同理，方案3 的总成本比方案4 减少4540 元，占比4.5%。由上述可知，LAES 系统能提高园区的经济性。为了对比在配置LAES系统的前提下采用以“以电定热”模式和“以热定电”模式的经济性，将方案2和方案3的成本进行对比。方案3的总成本比方案2减少4490 元，占比4.5%。方案3 的方案为大寒日的最优方案。

同理，在大暑日的4 种设计方案中，方案7 的购电成本比方案6 减少11150 元，占比63.6%。方案7 的购气成本比方案6 减少18378 元，占比37.1%。方案7的购电成本比方案8减少35879元，占比67.2%。方案6的总成本比方案5减少2363元，占比2.2%。因为方案6配置了LAES系统，所以方案6 的初始建设和运行维护成本比方案5 多花费1181元。而方案6的购能成本方案5减少3545元。同理，方案7的总成本比方案8减少6137元，占比6.1%。将方案6 和方案7 的成本进行对比，方案7的总成本比方案6 减少9814 元，占比9.5%。方案7的方案为大暑日的最优方案。

4 结论

（1）系统采用“以电定热”模式运行时，配置LAES的方案2比未配置LAES的方案1总成本减少3325 元，下降3.2%；方案6 总成本比方案5 减少2363 元，下降2.2%。在算例中，综合能源系统使用“以电定热”的模式运行，会造成一部分热量的浪费。LAES 在“以电定热”模式中的作用是平衡用电负荷。将电价低谷时段的电能储存起来，在用电高峰释放用以降低CCHP 在高峰时段的输出电量，降低部分热量的浪费。系统采用“以热定电”模式运行时，配置LAES 的方案3 比未配置LAES的方案4 总成本减少4540 元，下降4.5%；方案7比方案8 总成本减少6137 元，下降6.1%。LAES在“以热定电”模式中的作用是当CCHP机组为了满足热负荷的需求而降低输出功率时，将电价低谷时段的电能储存起来，在用电高峰释放用以替代直接从外部电网购电从而节约成本，LAES 同样起到平衡用电负荷的作用。

（2）在配置LAES系统的前提下采用“以热定电”模式的方案7的总成本比采用“以电定热”模式的方案6 减少9814 元，下降9.5%；方案3 的总成本比方案2 减少4490 元，下降4.5%。系统配置了LAES时，采用“以热定电”的模式运行的系统比采用“以电定热”模式运行的系统总成本大大降低。因此，方案3为最优方案。

（3）园区的综合能源系统配置LAES 并采用“以热定电”模式运行总成本最低。根据本文的研究，证实了在大型工商业园区使用带有LAES的综合能源系统能达成预期目标，同时通过优化方案能提高园区的经济性，具有现实意义。