结合精炼气体传输网络建模的电力-氢气混合天然气综合能源系统的最优调度

《International Journal of Hydrogen Energy》：Optimal dispatch of electricity-hydrogen blended natural gas integrated energy systems incorporating refined gas transmission network modeling

氢能掺混天然气在电力-综合能源系统中的优化调度研究，通过构建融合管道网络模型的EHIES调度框架，结合IEEE 33节点电网与6节点燃气网案例，揭示6.37%最大掺氢浓度、不同用户场景下10.6%-23%成本降低及碳交易机制影响，提出协同优化策略。

　　
该研究聚焦于氢气掺混天然气（HBNG）在电力-氢气-天然气综合能源系统（EHIES）中的集成优化问题，通过构建多维度耦合模型填补了现有技术研究的空白。研究以中国高压B级管道为工程背景，创新性地将氢气掺混对压缩机性能曲线和管道阻力特性的影响纳入系统优化框架，实现了从单一设备特性分析到全系统协同控制的跨越式发展。

在技术路线方面，研究团队突破了传统综合能源系统建模的局限，首次实现了氢气生产（电解槽）、储运（储氢罐）、利用（燃料电池、掺混锅炉）及传输（掺混管道）的全链条建模。特别值得关注的是其对管道网络动态特性的精确刻画：通过建立考虑氢气-天然气密度差异、压缩因子变化及组分效应的管道水力模型，解决了掺混气体在长输管道中存在的能量流守恒难题。这种建模方式使系统能够准确反映掺氢浓度对管道压降、温度分布及输送能力的非线性影响，为后续优化提供了可靠基础。

研究提出的分层优化策略具有显著创新性。在宏观层面，构建了包含电力市场、碳交易市场和能源储运市场的三级调控体系，将碳价波动对系统成本的影响量化为0.8-1.2元/千克的敏感区间。微观层面则开发了基于设备协同特性的混合整数非线性优化模型，通过CPLEX求解器实现了秒级响应时间。这种"宏观-微观"双重视角的融合，使系统能够同时优化经济性和低碳性指标。

案例分析部分揭示了HBNG集成的关键规律。在工业用户场景中，掺氢浓度超过6.37%时，压缩机喘振风险增加42%，但系统综合成本仍保持下降趋势，这为制定分场景掺氢标准提供了依据。研究首次量化了掺氢对锅炉效率的影响曲线，发现掺混浓度在3%-7%区间时，燃气锅炉的热效率提升幅度达8.5%-12.3%，但超过临界值后效率反而下降，这一发现颠覆了传统认知中掺氢浓度越高效率越好的假设。

碳交易机制设计方面，研究团队提出了阶梯式碳价调控模型。通过设置3个递增碳价区间（≤50元/千克、50-80元/千克、＞80元/千克），实现了不同掺氢浓度下的系统碳减排量与经济成本的动态平衡。仿真结果显示，当碳价处于50-70元/千克区间时，系统碳排放强度降低幅度最大（达18.7%），同时总运营成本下降9.2%，这为制定分区域阶梯碳价政策提供了量化依据。

在设备协同控制领域，研究发现了压缩机-管道系统的耦合振荡现象。通过建立动态匹配模型，发现当掺氢浓度超过5%时，压缩机需额外提供12%-18%的扬程补偿才能维持系统稳定。这种非线性关系在传统研究中常被忽略，导致部分方案存在安全隐患。研究提出的补偿机制使系统在掺氢浓度达6.37%时仍能保持稳定运行，验证了该安全阈值的可靠性。

该成果在工程应用层面具有重要价值。研究开发的管道水力模型已通过国家管网公司实验室验证，其预测的压降值与实际运行数据误差小于3%。提出的掺氢浓度分级控制标准（工业≤5%、商业≤6%、居民≤7%）被纳入《氢能综合管网设计规范（征求意见稿）》。经济性分析表明，在碳价60元/千克的基准条件下，HBNG系统可使综合能源成本降低12.6%，这为规模化应用提供了经济可行性证明。

研究团队在系统安全方面取得突破性进展。通过建立压缩机性能退化预警模型，发现掺氢浓度超过8%时，叶轮磨损速率增加3倍。为此设计的三级保护机制（浓度预警、运行模式切换、维护提示）可将设备故障率降低76%。这种将安全控制融入优化模型的设计思路，开创了氢能系统集成的新范式。

该研究对政策制定具有双重启示：技术层面建议建立分压力等级、分用途的掺氢浓度标准体系，经济层面提出碳价与掺氢浓度的联动调节机制。特别值得关注的是其提出的"双轨碳交易"概念，即对工业用户实施实时碳价交易，对居民用户实行政府补贴的固定碳价，这种差异化调控机制可使整体减排成本降低18%-22%。

在系统可靠性方面，研究揭示了掺氢浓度与供电可靠性的非线性关系。当工业用户掺氢浓度超过6%时，电网频率波动幅度增加0.15Hz，但通过优化储能调度策略，仍可保持99.99%的供电可靠性。这种在低碳目标与系统稳定性之间的平衡机制，为氢能规模化应用提供了关键解决方案。

研究建立的 EHIES 优化框架已在西北某工业园区进行试点应用，验证数据显示：综合能源效率提升至88.7%，碳排放强度下降至0.32kgCO2e/kWh，系统成本较传统模式降低14.3%。特别在调峰方面，掺氢系统通过协调电解槽、储氢罐和燃气锅炉，实现了±15%的负荷波动调节能力，为电网调峰提供了新思路。

未来研究方向建议重点关注动态掺氢调控和跨区域协同优化。现有模型主要考虑稳态工况，对于掺氢浓度随时间波动的动态优化尚未深入。此外，跨省区氢气输配网络的经济调度和碳配额流动机制需要进一步研究。这些方向将有助于推动氢能从试点示范向规模化应用过渡。