CN111489083B - 考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法 - Google Patents

Abstract

本发明提出一种考虑富氧燃烧技术的电‑气‑热综合能源系统低碳经济调度方法，其特点是，包括：富氧燃烧电厂电能时移特性分析、富氧燃烧电厂净输出功率模型构建、富氧燃烧电厂的电碳特性分析、电‑气‑热综合能源系统低碳经济调度模型构建等步骤，通过挖掘富氧燃烧电厂运行机理，研究其内部电能时移特性，构建净输出功模型并分析其电碳特性；其次，考虑电‑气‑热综合能源系统对富氧燃烧电厂的协调作用，基于其运行机理设定约束条件，建立以运行成本、维护成本、折旧成本最低为目标函数的电‑气‑热综合能源系统低碳经济调度模型。具有科学合理，适用性强，效果佳等优点。

Description

考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度 方法

技术领域

本发明涉及一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法。

背景技术

随着经济的不断发展，化石燃料被大量利用，由此带来的全球变暖问题日趋加剧。我国电力行业是主要的能源消耗者，具有较大的碳排放，但通过能源转型能实现碳减排，构建综合能源系统是实现能源转型的重要举措。综合能源系统是一种内含电、气、热等多种能源，通过能源转换设施、储存设施的协调优化所形成的产供销一体化系统，可实现能源的高效利用，而综合能源系统低碳运行的研究主要集中在两方面，其一是政策类，如建立碳交易机制等；其二是技术类，如碳捕集技术等。通过二者协调配合能够实现整体系统的低碳经济运行。

当前，将碳交易引入综合能源系统是实现低碳运行的主要研究方法，碳交易是一种通过建立合法的碳排放权，并可利用市场对碳排放权进行交易的市场机制。文献[1]将碳交易引入电-气综合能源系统，证明碳交易有利于综合系统的低碳性和经济性，推动低碳机组的发展。文献[2]在电-气-热区域综合能源系统中引入碳交易，证明碳交易的设立有利于清洁机组上网，推动系统低碳经济运行。

上述研究中，火电作为二氧化碳的主要产生源仍为综合能源系统供应基荷，因此仅引入碳交易机制并不能实现碳排量的骤降，需要形成技术手段和政策机制协调配合，如文献[3-5]。

文献[3-5]通过将碳捕集技术与碳税、碳交易机制等市场机制相结合，实现综合能源系统的低碳经济运行。碳捕集技术指对燃煤电厂进行低碳化改造的技术，主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧技术，其中燃烧前捕集技术只能应用于新建电厂，而富氧燃烧技术和燃烧后捕集技术能对传统燃煤电厂进行低碳化改造，文献[3-5]所应用的碳捕集技术为燃烧后捕集技术，存在改造投资成本高、最高碳捕集水平较低等缺陷。而近年来碳捕集技术中的富氧燃烧技术对上述问题有所改善，但鲜有在综合能源系统中引入富氧燃烧技术并配合碳交易机制的研究。

富氧燃烧技术是碳捕集技术的一种，其对传统燃煤电厂进行低碳化改造，工作原理是将氧气与循环CO₂流的混合气代替空气输入燃煤电厂的燃烧室，产生高浓度CO₂流，更易于CO₂压缩纯化装置进行捕获。富氧燃烧电厂具有相对成本低、易规模化、可改造存量机组等诸多优势，被认为是最可能大规模推广和商业化的碳捕集技术之一。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是，提出一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法，其科学合理，适用性强，效果佳，成本低，能够计及综合能源系统的协调配合，提高经济性和降低碳排放量。

解决其技术问题采用的技术方案是：一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法，其特征是，它通过考虑富氧燃烧电厂的运行特点及电-气-热综合能源系统的协调配合，构建了电-气-热综合能源系统协调调度模型，其具体包括以下步骤：

步骤一，富氧燃烧电厂电能时移特性分析：

富氧燃烧电厂的电能损耗主要集中于空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置；为应对快速变负荷要求，空分制氧装置配有储存液态氧的隔热储氧罐；富氧燃烧电厂的电能主要流向电负荷、空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置，正常运行情况下，电负荷用电能最多，空分制氧装置其次，碳捕集压缩纯化装置最少；当电负荷过多时通过降低空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置的功率为电负荷提供支撑，而富氧燃烧过程所需氧气量和燃料量成正比，此时空分制氧装置不能产生足够的氧气，但缺少的氧气能从储氧罐中获取；因此，富氧燃烧电厂能够利用储氧罐在多时段进行电能调节，在电负荷低谷时让空分制氧装置满功率运行，在电负荷高峰时减少空分制氧装置的出力，其中的氧气差值利用储氧罐进行调整，实现电能的时移；

步骤二，富氧燃烧电厂净输出功率模型构建：

富氧燃烧电厂产生的电能主要流向空分制氧装置、碳捕集压缩纯化装置与电负荷，用(1)式表示：

P_Z＝P_N+P_CPU+P_ASU (1)

式中，P_Z为火电厂的输出总功率；P_N为火电厂的净输出功率；P_CPU为碳捕集压缩纯化装置所需功率；P_ASU为空分制氧装置所需功率；

设常规火电厂的碳排放强度为E_G，其燃烧化石能源所产生的CO₂总量E_Z为：

E_Z＝E_GP_Z (2)

若富氧燃烧电厂的碳捕集水平为α，则所能捕获的CO₂量E_B为：

E_B＝αE_Z (3)

此时，空分制氧装置所需功率P_ASU和碳捕集压缩纯化装置所需功率P_CPU为(4)式：

式中，O_C为空分制氧装置产生氧气量；O_CQ为储氧罐供氧量；O_Z为进行富氧燃烧所需氧气量；β为空分制氧装置单位时间制造单位氧气所需电能；δ为碳捕集压缩纯化装置单位时间捕捉单位CO₂所需电能；χ为富氧燃烧电厂进行富氧燃烧产生单位功率所需氧气量；

从而推出净输出功率为(5)式：

P_N＝(1-αδE_G-βχ)P_Z+βO_CQ (5)

从中得知富氧燃烧电厂净输出功率和碳捕集水平、空分制氧装置的制氧量、储气罐供氧量有关，改变储氧罐的充放氧能够改变某一时段的净输出功率，因此富氧燃烧能够利用储氧罐做到电能时移；

富氧燃烧电厂存在两种运行模式，一是富氧运行，二是空气运行，这两种模式能够相互切换，另外在空气燃烧的过程中，碳捕集压缩纯化装置不进行捕碳，但这并不影响空分制氧装置的制氧，其能将产生的氧气装入储氧罐中；

步骤三，富氧燃烧电厂的电碳特性分析：

考虑空分制氧装置是否投运对富氧燃烧电厂运行的影响，分别对空分制氧装置投运时和空分制氧装置停运时的电碳特性进行分析，电碳特性指电厂净输出功率和二氧化碳净排放量的关系；

1)空分制氧装置投运

在空分制氧装置运行时，由于存在储氧罐，空分制氧装置能够在限定内的功率区间运行，即在火电厂最小运行功率时，能够使空分制氧装置以最大功率运行，在火电厂最大运行功率时，使空分制氧装置以最小功率运行，因此火电厂具有更深的调峰深度；而碳捕集压缩纯化装置能够根据当前火电厂输出总功率调节碳捕集电能；净碳排放量为火电厂实际排放量减去捕碳量，则空分制氧装置运行时电碳特性关系为(6)式：

式中，E_JP为净排碳量；α_max为最大碳捕集水平；

2)空分制氧装置停运

在空分制氧装置停运时，由于存在储氧罐，富氧燃烧电厂依旧能工作在碳捕集状态，则空分制氧装置停运时电碳特性关系为(7)式：

当储氧罐的储氧量不足时，富氧燃烧电厂需退出富氧运行状态，转为空气运行状态；

步骤四，电-气-热综合能源系统低碳经济调度模型构建：

电-气-热综合能源系统，其中，电负荷、电转气设备的用电由风电场、火电厂、燃气轮机进行电能的供给，热负荷的用热由燃气轮机、燃气锅炉、储热罐进行热能供给，气负荷、燃气轮机、燃气锅炉的用气由电转气设备、气源、储气罐进行气能供给；

利用储热罐协调燃气轮机出力支撑空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置的运行；燃气轮机是以天然气为原材料，通过燃烧天然气使空气膨胀推动汽轮机转动从而获取电能，其高温烟气通过余热锅炉能够获取热能，因此会出现以热定电的情况；通过加入储热罐能在一定程度打破以热定电，从而使燃气轮机能在电负荷峰值时提供更多的电能，减小火电厂净出力，增加对空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置的电能输送，提高碳捕集水平；

在电-气-热综合能源系统中，电转气设备能够将弃风接纳转换成天然气，同时能接收一部分富氧燃烧电厂捕捉到的CO₂，从而节约封存成本和购买高纯度CO₂成本，使经济性得到改善；

以电-气-热综合能源系统运行成本、碳捕集设备折旧成本以及维护成本最小为目标，考虑各机组、元件的约束条件构建低碳经济调度模型；其中电-气-热综合能源系统运行成本包括碳交易成本、火电燃料成本、外购天然气成本、运输封存CO₂成本、外购CO₂成本，而碳捕集设备包括燃烧后捕集电厂中的吸收塔、再生塔、压缩机以及富氧燃烧电厂中的碳捕集压缩纯化装置、空分制氧装置，目标函数如下：

min F＝min(C_T+C_H+C_Q+C_W+C_YF+C_MCO2+C_TB)

式中，F为电-气-热综合能源系统总成本；C_T为电-气-热综合能源系统碳交易成本；C_H为电-气-热综合能源系统火电燃料成本；C_Q为外购天然气成本；C_W为火电厂维护成本；C_YF为运输封存CO₂成本；C_MCO2为外购CO₂成本，指购买高纯度CO₂供给电转气设备的成本；C_TB为碳捕集设备折旧成本；σ为单位碳排放权交易价格；E_c为电-气-热综合能源系统的实际碳排放量；N1为火电厂的个数；N2为燃气机组的个数；D_k1为第k1个火电厂的碳排量配额；D_k2为第k2个燃气机组的碳排放配额；P_k1,t为第k1个火电厂t时段的输出电功率；a_k1、b_k1、c_k1为火电厂的成本系数；μ_gas为购买天然气价格；G_RZ为天然气热值；Z_er为单位电能所能转化的热能；R_rg,k2,t为第k2个燃气机组为燃气锅炉时t时段输出的热功率；P_k2,t为第k2个燃气机组为燃气轮机时t时段输出的电功率；η_rg为燃气锅炉的热效率；η_rq为燃气轮机的电效率；Q_P2G,t为t时段电转气设备产生的天然气量；C_CG为火电厂成本；ρ_CG为火电厂维护系数；C_TL为脱硫装置成本；ρ_TL为脱硫装置维护系数；C_TX为脱硝装置成本；ρ_TX为脱硝装置维护系数；C_GZ为富氧燃烧改造锅炉成本；C_ASU为空分制氧装置成本；ρ_ASU为空分制氧装置维护系数；C_CPU为碳捕集压缩纯化装置成本；ρ_CPU为碳捕集压缩纯化装置维护系数；C_RHGZ为燃烧后捕集电厂锅炉改造成本；C_TBJ为燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的成本；ρ_TB为燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的维护系数；μ_YF为运输封存单位CO₂的成本；B_CO2为捕捉到的CO₂总量；B_P2G为捕捉到的CO₂供电转气设备用掉的量；μ_CO2为外购单位CO₂所需价格；θ_CO2为输入电转气设备单位电功率所需CO₂量；P_P2G,t为t时段输入电转气设备的电功率；N_T为富氧燃烧电厂中空分制氧装置、碳捕集压缩纯化装置和燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的折旧年限；ω为折旧率；P_CY为单位体积储氧罐价格；V_CY为储氧罐体积；N_C为储氧罐折旧年限；

约束条件包括功率平衡约束、富氧燃烧电厂约束、电转气设备约束、风电场约束、燃气轮机约束、燃气锅炉约束、储氧\热\气罐约束；

1)功率平衡约束

对于电负荷、热负荷、气负荷分别满足功率平衡约束，如下：

式中，P_el,t为t时段的电负荷；P_k1J,t为t时段k1火电厂净输出功率；P_k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所供电功率；P_wind,t为风电在t时段的输出电功率；P_P2G,t为t时段输入电转气设备的电功率；R_rl,t为t时段的热负荷；R_rg,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气锅炉时所供热功率；R_rq,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所供热功率；σ_rx为储热罐充放热效率；R_Xr,t为t时段储热罐充热量；R_Fr,t为t时段储热罐放热量；Q_ql,t为t时段的气负荷；Q_QY,t为t时段的气源出力；Q_XQ,t为t时段的储气罐充气量；Q_FQ,t为t时段的储气罐放气量；Q_P2G,t为t时段的电转气设备产气量；Q_rg,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气锅炉时所需天然气量；Q_rq,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所需天然气量；

2)富氧燃烧电厂约束

富氧燃烧电厂需要满足火电平衡约束、空分制氧装置制氧约束、空分制氧装置出力约束、碳捕集压缩纯化装置工作约束、捕碳量约束、碳捕集水平约束、净排碳量约束、氧气平衡约束、富氧燃烧所需氧气量约束、火电出力限值约束、火电出力爬坡约束为(10)式：

式中，P_kl,t为t时段k1火电厂的总电功率；P_ASUk1,t为k1火电厂在t时段的空分制氧装置所需功率；P_CPUk1,t为k1火电厂在t时段碳捕集压缩纯化装置的所需功率；β为空分制氧装置单位时间制造单位氧气所需电能；O_Ck1,t为k1火电厂的空分制氧装置在t时段产生氧气量；λ_ASU为空分制氧装置最小运行系数；P_ASUk1max为火电厂k1的空分制氧装置最大功率；δ为碳捕集压缩纯化装置单位时间捕捉单位CO₂所需电能；E_Bk1,t为k1火电厂在t时段的捕碳量；ζ为0-1变量，ζ＝1表示富氧燃烧电厂处于富氧燃烧状态，ζ＝0表示富氧燃烧电厂不处于富氧燃烧状态；α为碳捕集水平；E_Gk1为k1火电厂的碳排放强度；α_max为最大碳捕集水平；E_JPk1,t为k1火电厂在t时段的净排碳量；O_Zk1,t为k1火电厂在t时段进行富氧燃烧所需氧气量；O_FQk1,t为火电厂k1的储氧罐t时段放氧量；O_XQk1,t为火电厂k1的储氧罐t时段充氧量；O_QYLk1,t为t时段k1火电厂允许弃氧量；χ为富氧燃烧电厂进行富氧燃烧产生单位功率所需氧气量；P_k1min为火电厂k1最小出力值；P_k1max为火电厂k1最大出力值；P_k1Xmin为火电厂k1最大下爬坡率；P_k1Smax为火电厂k1最大上爬坡率；

3)电转气设备约束

电转气设备主要满足其最大功率约束为：

0≤P_P2G,t≤P_P2Gmax (11)

式中，P_P2Gmax为电转气设备运行的最大功率；

4)风电场约束

风电场主要满足其最大功率约束为：

0≤P_wind,t≤P_W,t (12)

式中，P_w,t为风电预测功率；

5)燃气轮机约束

燃气轮机主要满足出力上下限约束、爬坡率约束和热电比约束为：

P_k2min≤P_k2,t≤P_k2max (13)

P_k2Xmin≤P_k2,t-P_k2,t-1≤P_k2Smax (14)

式中，P_k2min为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最小电功率；P_k2max为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大电功率；P_k2Xmin为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大下爬坡率；P_k2Smax为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大上爬坡率；Ψ_REC为燃气轮机的热电比；

6)燃气锅炉约束

燃气锅炉主要满足出力上下限约束和爬坡率约束为：

R_rg,k2min≤R_rg,k2,t≤R_rg,k2max (16)

R_rg,k2Xmin≤R_rg,k2,t-R_rg,k2,t-1≤R_rg,k2Smax (17)

式中，R_rg,k2min为第k2个燃气机组为燃气锅炉时最小热功率；R_rg,k2max为第k2个燃气机组为燃气锅炉时最大热功率；R_rg,k2Xmin为第k2个燃气机组为燃气锅炉时的最大下爬坡率；R_rg,k2Smax为第k2个燃气机组为燃气锅炉时的最大上爬坡率；

7)储氧/气/热罐约束

约束包括储氧/气/热容量上下限约束，储氧/气/热周期始末相等约束，充放氧/气/热限值约束，储氧/气/热平衡约束为：

0≤E_chu,t≤E_chumax (18)

E_chu，1＝E_chu，24 (19)

0≤E_X,t≤ωE_Xmax (20)

0≤E_F,t≤(1-ω)E_Fmax (21)

E_chu,t＝E_chu,t-1+E_X,t-E_F,t (22)

式中，E_chu,t为储氧/气/热罐在t时段的储氧/气/热量；E_chumax为储氧/气/热罐容量上限；E_chu,1为储氧/气/热罐在周期内初始储氧/气/热量；E_chu,24为储氧/气/热罐在周期结束时储氧/气/热量；E_X,t为t时段的充氧/气/热量；E_F,t为t时段的放氧/气/热量；E_Xmax和E_Fmax分别为单位时段充氧/气/热和放氧/气/热量上限；ω为二进制变量，当ω＝1时进行充氧/气/热，当ω＝0时进行放氧/气/热。

本发明提出一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法，其特点是，将富氧燃烧技术引入电-气-热综合能源系统，考虑富氧燃烧技术的投资成本和低碳效益，同时计及综合能源系统的协调配合，提高经济性的同时降低碳排量。首先，通过挖掘富氧燃烧电厂运行机理，研究其内部电能时移特性，构建净输出功模型并分析其电碳特性；其次，考虑电-气-热综合能源系统对富氧燃烧电厂的协调作用，基于其运行机理设定约束条件，建立以运行成本、维护成本、折旧成本最低为目标函数的电-气-热综合能源系统低碳经济调度模型。具有科学合理，适用性强，效果佳等优点。

附图说明

图1本发明的考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法方框图；

图2是燃煤火电厂分别为常规电厂、燃烧后捕集电厂、富氧燃烧电厂下火电厂出力图；

图3是燃煤火电厂分别燃烧后捕集电厂、富氧燃烧电厂下系统碳捕集总量图；

图4是燃煤火电厂分别为常规电厂、燃烧后捕集电厂、富氧燃烧电厂下系统净碳排量图。

具体实施方式

下面利用附图和实施例对本发明一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法作进一步说明。

参照图1，本发明的一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法，其包括富氧燃烧电厂的运行特点及与电-气-热综合能源系统的协调配合，构建了电-气-热综合能源系统协调调度模型，其具体包括以下步骤：

步骤一，富氧燃烧电厂电能时移特性分析：

与常规火电厂相比，富氧燃烧电厂的电能损耗主要集中于空分制氧装置(AirSeparation Unit，ASU)和碳捕集压缩纯化装置(Compression Purification Unit，CPU)；为应对快速变负荷要求，ASU一般配有隔热储氧罐，能接收ASU制造的液态氧；富氧燃烧电厂的电能主要流向三个部分，分别为电负荷、ASU、碳捕集CPU，正常运行情况下，电负荷用电能最多，ASU其次，碳捕集CPU最少；当电负荷过多时通过降低ASU和碳捕集CPU的功率为电负荷提供支撑，而富氧燃烧过程所需氧气量和燃料量成正比，此时ASU不能产生足够的氧气，但缺少的氧气能从储氧罐中获取；因此，富氧燃烧电厂能够利用储氧罐在多时段进行电能调节，在电负荷低谷时让ASU满发，在电负荷高峰时减少ASU的出力，其中的的氧气差值利用储氧罐进行调整，实现电能的时移；

步骤二，富氧燃烧电厂净输出功率模型构建：

富氧燃烧电厂产生的电能主要流向ASU、碳捕集CPU与电负荷，用(1)式表示：

P_Z＝P_N+P_CPU+P_ASU (1)

式中，P_Z为火电厂的输出总功率；P_N为火电厂的净输出功率；P_CPU为碳捕集CPU所需功率；P_ASU为ASU所需功率；

设常规火电厂的碳排放强度为E_G，其燃烧化石能源所产生的CO₂总量E_Z为：

E_Z＝E_GP_Z (2)

若富氧燃烧电厂的碳捕集水平为α，则所能捕获的CO₂量E_B为：

E_B＝αE_Z (3)

此时，ASU所需功率P_ASU和碳捕集CPU所需功率P_CPU为(4)式：

式中，O_C为ASU产生氧气量；O_CQ为储氧罐供氧量；O_Z为进行富氧燃烧所需氧气量；β为ASU单位时间制造单位氧气所需电能；δ为碳捕集CPU单位时间捕捉单位CO₂所需电能；χ为富氧燃烧电厂进行富氧燃烧产生单位功率所需氧气量；

从而推出净输出功率为(5)式：

P_N＝(1-αδE_G-βχ)P_Z+βO_CQ (5)

从中得知富氧燃烧火电厂净输出功率和碳捕集水平、ASU制氧量、储气罐供氧量有关，改变储氧罐的充放氧能够改变某一时段的净输出功率，因此富氧燃烧能够利用储氧罐做到电能时移；

富氧燃烧电厂存在两种运行模式，一是富氧运行，二是空气运行，这两种模式能够相互切换，另外在空气燃烧的过程中，碳捕集CPU不进行捕碳，但这并不影响ASU制氧，其能将产生的氧气装入储氧罐中；

步骤三，富氧燃烧电厂的电碳特性分析：

考虑ASU是否投运对富氧燃烧电厂运行的影响，分别对ASU投运时和ASU停运时的电碳特性进行分析，电碳特性指电厂净输出功率和二氧化碳净排放量的关系；

1)ASU投运

在ASU运行时，由于存在储氧罐，ASU能够在限定内的功率区间运行，即在火电厂最小运行功率时能使ASU以最大功率运行，在火电厂最大运行功率时使ASU以最小功率运行，因此火电厂具有更深的调峰深度；而碳捕集CPU能够根据当前火电厂输出总功率调节碳捕集电能；净碳排放量为火电厂实际排放量减去捕碳量，则ASU投运时电碳特性关系式为(6)式：

式中，E_JP为净排碳量；α_max为最大碳捕集水平；

2)ASU停运

在ASU停运时，由于存在储氧罐，富氧燃烧电厂依旧能工作在碳捕集状态，则ASU停运时电碳特性关系式为(7)式：

当储氧罐的储氧量不足时，富氧燃烧电厂需退出富氧运行状态，转为空气运行状态；

步骤四，电-气-热综合能源系统低碳经济调度模型构建：

电-气-热综合能源系统，其中，电负荷、电转气(power to gas，P2G)设备的用电由风电场、火电厂、燃气轮机进行电能的供给，热负荷的用热由燃气轮机、燃气锅炉、储热罐进行热能供给，气负荷、燃气轮机、燃气锅炉的用气由P2G设备、气源、储气罐进行气能供给；

利用储热罐协调燃气轮机出力支撑ASU和碳捕集CPU的运行；燃气轮机是以天然气为原材料，通过燃烧天然气使空气膨胀推动汽轮机转动从而获取电能，其高温烟气通过余热锅炉能够获取热能，因此会出现以热定电的情况；通过加入储热罐能在一定程度打破以热定电，从而使燃气轮机能在电负荷峰值时提供更多的电能，减小火电厂净出力，增加对ASU和碳捕集CPU的电能输送，提高碳捕集水平；

在电-气-热综合能源系统中，P2G设备能够将弃风接纳转换成天然气，同时能接收一部分富氧燃烧电厂捕捉到的CO₂，从而节约一定的封存成本和购买高纯度CO₂成本，使经济性得到改善；

以电-气-热综合能源系统运行成本、碳捕集设备折旧成本以及维护成本最小为目标，考虑各机组、元件的约束条件构建低碳经济调度模型；其中，电-气-热综合能源系统运行成本包括碳交易成本、火电燃料成本、外购天然气成本、运输封存CO₂成本、外购CO₂成本，而碳捕集设备包括燃烧后捕集电厂中的吸收塔、再生塔、压缩机以及富氧燃烧电厂中的碳捕集CPU、ASU，目标函数如下：

min F＝min(C_T+C_H+C_Q+C_W+C_YF+C_MCO2+C_TB)

式中，F为电-气-热综合能源系统总成本；C_T为电-气-热综合能源系统碳交易成本；C_H为电-气-热综合能源系统火电燃料成本；C_Q为外购天然气成本；C_W为火电厂维护成本；C_YF为运输封存CO₂成本；C_MCO2为外购CO₂成本，指购买高纯度CO₂供给P2G设备的成本；C_TB为碳捕集设备折旧成本；σ为单位碳排放权交易价格；E_c为电-气-热综合能源系统的实际碳排放量；N1为火电厂的个数；N2为燃气机组的个数；D_k1为第k1个火电厂的碳排量配额；D_k2为第k2个燃气机组的碳排放配额；P_k1,t为第k1个火电厂t时段的输出电功率；a_k1、b_k1、c_k1为火电厂的成本系数；μ_gas为购买天然气价格；G_RZ为天然气热值；Z_er为单位电能所能转化的热能；R_rg,k2,t为第k2个燃气机组为燃气锅炉时t时段输出的热功率；P_k2,t为第k2个燃气机组为燃气轮机时t时段输出的电功率；η_rg为燃气锅炉的热效率；η_rq为燃气轮机的电效率；Q_P2G,t为t时段P2G设备产生的天然气量；C_CG为火电厂成本；ρ_CG为火电厂维护系数；C_TL为脱硫装置成本；ρ_TL为脱硫装置维护系数；C_TX为脱硝装置成本；ρ_TX为脱硝装置维护系数；C_GZ为富氧燃烧改造锅炉成本；C_ASU为ASU成本；ρ_ASU为ASU维护系数；C_CPU为碳捕集CPU成本；ρ_CPU为碳捕集CPU维护系数；C_RHGZ为燃烧后捕集电厂锅炉改造成本；C_TBJ为燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的成本；ρ_TB为燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的维护系数；μ_YF为运输封存单位CO₂的成本；B_CO2为捕捉到的CO₂总量；B_P2G为捕捉到的CO₂供P2G设备用掉的量；μ_CO2为外购单位CO₂所需价格；θ_CO2为输入P2G设备单位电功率所需CO₂量；P_P2G,t为t时段输入P2G设备的电功率；N_T为富氧燃烧电厂中ASU、碳捕集CPU和燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的折旧年限；ω为折旧率；P_CY为单位体积储氧罐价格；V_CY为储氧罐体积；N_C为储氧罐折旧年限；

约束条件包括功率平衡约束、富氧燃烧电厂约束、P2G设备约束、风电场约束、燃气轮机约束、燃气锅炉约束、储氧\热\气罐约束；

1)功率平衡约束

对于电负荷、热负荷、气负荷分别满足功率平衡约束，如下：

式中，P_el,t为t时段的电负荷；P_k1J,t为t时段k1火电厂净输出功率；P_k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所供电功率；P_wind,t为风电在t时段的输出电功率；P_P2G,t为t时段输入P2G设备的电功率；R_rl,t为t时段的热负荷；R_rg,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气锅炉时所供热功率；R_rq,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所供热功率；σ_rx为储热罐充放热效率；R_Xr,t为t时段储热罐充热量；R_Fr,t为t时段储热罐放热量；Q_ql,t为t时段的气负荷；Q_QY,t为t时段的气源出力；Q_XQ,t为t时段的储气罐充气量；Q_FQ,t为t时段的储气罐放气量；Q_P2G,t为t时段的P2G设备产气量；Q_rg,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气锅炉时所需天然气量；Q_rq,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所需天然气量；

2)富氧燃烧电厂约束

富氧燃烧电厂需要满足火电平衡约束、ASU制氧约束、ASU出力约束、碳捕集CPU工作约束、捕碳量约束、碳捕集水平约束、净排碳量约束、氧气平衡约束、富氧燃烧所需氧气量约束、火电出力限值约束、火电出力爬坡约束为(10)式：

式中，P_kl,t为t时段k1火电厂的总电功率；P_ASUk1,t为k1火电厂在t时段的ASU所需功率；P_CPUk1,t为k1火电厂在t时段碳捕集CPU的所需功率；β为ASU单位时间制造单位氧气所需电能；O_Ck1,t为k1火电厂的ASU在t时段产生氧气量；λ_ASU为ASU最小运行系数；P_ASUk1max为火电厂k1的ASU最大功率；δ为碳捕集CPU单位时间捕捉单位CO₂所需电能；E_Bk1,t为k1火电厂在t时段的捕碳量；ζ为0-1变量，ζ＝1表示富氧燃烧电厂处于富氧燃烧状态，ζ＝0表示富氧燃烧电厂不处于富氧燃烧状态；α为碳捕集水平；E_Gk1为k1火电厂的碳排放强度；α_max为最大碳捕集水平；E_JPk1,t为k1火电厂在t时段的净排碳量；O_Zk1,t为k1火电厂在t时段进行富氧燃烧所需氧气量；O_FQk1,t为火电厂k1的储氧罐t时段放氧量；O_XQk1,t为火电厂k1的储氧罐t时段充氧量；O_QYLk1,t为t时段k1火电厂允许弃氧量；χ为富氧燃烧电厂进行富氧燃烧产生单位功率所需氧气量；P_k1min为火电厂k1最小出力值；P_k1max为火电厂k1最大出力值；P_k1Xmin为火电厂k1最大下爬坡率；P_k1Smax为火电厂k1最大上爬坡率；

3)P2G设备约束

P2G设备主要满足其最大功率约束为：

0≤P_P2G,t≤P_P2Gmax (11)

式中，P_P2Gmax为P2G设备运行的最大功率；

4)风电场约束

风电场主要满足其最大功率约束为：

0≤P_wind,t≤P_W,t (12)

式中，P_w,t为风电预测功率；

5)燃气轮机约束

燃气轮机主要满足出力上下限约束、爬坡率约束和热电比约束为：

P_k2min≤P_k2,t≤P_k2max (13)

P_k2Xmin≤P_k2,t-P_k2,t-1≤P_k2Smax (14)

式中，P_k2min为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最小电功率；P_k2max为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大电功率；P_k2Xmin为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大下爬坡率；P_k2Smax为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大上爬坡率；Ψ_REC为燃气轮机的热电比；

6)燃气锅炉约束

燃气锅炉主要满足出力上下限约束和爬坡率约束为：

R_rg,k2min≤R_rg,k2,t≤R_rg,k2max (16)

R_rg,k2Xmin≤R_rg,k2,t-R_rg,k2,t-1≤R_rg,k2Smax (17)

式中，R_rg,k2min为第k2个燃气机组为燃气锅炉时最小热功率；R_rg,k2max为第k2个燃气机组为燃气锅炉时最大热功率；R_rg,k2Xmin为第k2个燃气机组为燃气锅炉时的最大下爬坡率；R_rg,k2Smax为第k2个燃气机组为燃气锅炉时的最大上爬坡率；

7)储氧/气/热罐约束

约束包括储氧/气/热容量上下限约束，储氧/气/热周期始末相等约束，充放氧/气/热限值约束，储氧/气/热平衡约束为：

0≤E_chu,t≤E_chumax (18)

E_chu，1＝E_chu，24 (19)

0≤E_X,t≤ωE_Xmax (20)

0≤E_F,t≤(1-ω)E_Fmax (21)

E_chu,t＝E_chu,t-1+E_X,t-E_F,t (22)

式中，E_chu,t为储氧/气/热罐在t时段的储氧/气/热量；E_chumax为储氧/气/热罐容量上限；E_chu,1为储氧/气/热罐在周期内初始储氧/气/热量；E_chu,24为储氧/气/热罐在周期结束时储氧/气/热量；E_X,t为t时段的充氧/气/热量；E_F,t为t时段的放氧/气/热量；E_Xmax和E_Fmax分别为单位时段充氧/气/热和放氧/气/热量上限；ω为二进制变量，当ω＝1时进行充氧/气/热，当ω＝0时进行放氧/气/热。

本实施例是以某电网实际负荷、风电出力为依据，在IEEE-30节点电网、7节点气网和6节点热网系统进行算例分析，并设定三种不同的场景进行对比，以此验证本方法所构建模型的有效性。

实施例计算条件说明如下：

1)IEEE-30节点电网、7节点气网和6节点热网系统中包括4个火电厂，容量分别为200MW、50MW、35MW、30MW，一个80MW燃气轮机，一个200MW风电场，一个150MW的P2G设备，以及一个80MW燃气锅炉，1个100MWh的储热罐，1个10000m³的储气罐，2个最大速率为50000m³/h的气源。

2)所设定的三种场景分别是：

场景一：燃煤火电厂为常规火电厂的电-气-热综合能源系统低碳调度模型；

场景二：将燃煤火电厂改造为燃烧后捕集电厂的电-气-热综合能源系统低碳调度模型；

场景三：将燃煤火电厂改造为富氧燃烧电厂的电-气-热综合能源系统低碳调度模型。

在上述场景下，应用本发明方法的优化调度结果如下：

1、富氧燃烧技术在减少系统碳排量和电能时移方面的作用与效果。

图2是燃煤火电厂分别为常规电厂、燃烧后捕集电厂、富氧燃烧电厂下火电厂出力图。图3是燃煤火电厂分别燃烧后捕集电厂、富氧燃烧电厂下系统碳捕集总量图。图4是燃煤火电厂分别为常规电厂、燃烧后捕集电厂、富氧燃烧电厂下系统净碳排量图。

从图2得知，富氧燃烧火电厂相较于燃烧后捕集电厂在“削峰填谷”方面更具优势，在1-9点、19-24点非火电高发时期大多数时间场景三火电出力高于场景二，在10-18点火电高发时期，场景三火电出力小于等于场景二，原因在于ASU和储氧罐的协调配合，实现了电能时移。

从图2和图3得知，场景二在电负荷峰值时(10-18点)不能达到正常的碳捕集水平(和火电厂输出总功率同比例变化)，而场景三碳捕集量随其电厂输出功率同比例变化，原因在于富氧燃烧电厂的电能时移特性；其在电负荷低谷时利用ASU产生更多的氧气储存在氧气罐中，消耗更多的火电功率；在电负荷峰值时利用储存的氧气进行碳捕集，使ASU无需耗费过多的电能，同时不降低碳捕集水平。

从图4得知，相较于场景二，场景三的系统净碳排放量在24h内都较小，原因在于富氧燃烧电厂具有更高的碳捕集水平，同时通过储氧罐进行电能时移，使峰时有足够的电能捕碳，保持正常碳捕集水平，最终实现碳排量的降低。

2、验证本方法所构建综合能源系统对低碳经济调度的有效性

表1为三种场景下综合能源系统的火电燃料成本、外购天然气成本、运输封存CO₂成本、外购CO₂成本、碳捕集设备折旧成本、维护成本、总成本与排碳量的具体数值。

表1系统成本表

由表1能看出，场景二相对于场景一总成本上升了10424元，即0.437％，而碳排量减少了3659.7t，即67.43％；场景三相对于场景一总成本下降了51726元，即2.177％，且碳排量下降了4263.6t，即78.55％；场景三相对于场景二在总成本上下降了2.614％，在碳排量上下降了11.12％，能够证明富氧燃烧电厂在低碳经济调度方面的有效性。

参考文献：

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[3]卢志刚，杨宇，耿丽君，等.基于Benders分解法的电热综合能源系统低碳经济调度[J].中国电机工程学报，2018，38(7)：1922-1934.

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Zhou Renjun，Xiao Junwen，Tang Xiafei，et al.Coordinated Optimization ofCarbon Utilization between Power-to-gas Renewable Energy Accommodation andCarbon Capture Power Plant[J].Electric Power Automation Equipment，2018，38(07)：61-67.

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本发明实施例中的计算条件、图例等仅用于对本发明作进一步的说明，并非穷举，并不构成对权利要求保护范围的限定，本领域技术人员根据本发明实施例获得的启示，不经过创造性劳动就能够想到其它实质上等同的替代，均在本发明保护范围内。

Claims (1)

1.一种考虑富氧燃烧技术的电-气-热综合能源系统低碳经济调度方法，其特征是，它通过考虑富氧燃烧电厂的运行特点及电-气-热综合能源系统的协调配合，构建了电-气-热综合能源系统协调调度模型，其具体包括以下步骤：

步骤一，富氧燃烧电厂电能时移特性分析：

富氧燃烧电厂的电能损耗集中于空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置；为应对快速变负荷要求，空分制氧装置配有储存液态氧的隔热储氧罐；富氧燃烧电厂的电能流向电负荷、空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置，正常运行情况下，电负荷用电能最多，空分制氧装置其次，碳捕集压缩纯化装置最少；当电负荷过多时通过降低空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置的功率为电负荷提供支撑，而富氧燃烧过程所需氧气量和燃料量成正比，此时空分制氧装置不能产生足够的氧气，但缺少的氧气能从储氧罐中获取；因此，富氧燃烧电厂能够利用储氧罐在多时段进行电能调节，在电负荷低谷时让空分制氧装置满功率运行，在电负荷高峰时减少空分制氧装置的出力，其中的氧气差值利用储氧罐进行调整，实现电能的时移；

步骤二，富氧燃烧电厂净输出功率模型构建：

富氧燃烧电厂产生的电能流向空分制氧装置、碳捕集压缩纯化装置与电负荷，用(1)式表示：

P_Z＝P_N+P_CPU+P_ASU (1)

式中，P_Z为火电厂的输出总功率；P_N为火电厂的净输出功率；P_CPU为碳捕集压缩纯化装置所需功率；P_ASU为空分制氧装置所需功率；

设常规火电厂的碳排放强度为E_G，其燃烧化石能源所产生的CO₂总量E_Z为：

E_Z＝E_GP_Z (2)

若富氧燃烧电厂的碳捕集水平为α，则所能捕获的CO₂量E_B为：

E_B＝αE_Z (3)

此时，空分制氧装置所需功率P_ASU和碳捕集压缩纯化装置所需功率P_CPU为(4)式：

式中，O_C为空分制氧装置产生氧气量；O_CQ为储氧罐供氧量；O_Z为进行富氧燃烧所需氧气量；β为空分制氧装置单位时间制造单位氧气所需电能；δ为碳捕集压缩纯化装置单位时间捕捉单位CO₂所需电能；χ为富氧燃烧电厂进行富氧燃烧产生单位功率所需氧气量；

从而推出净输出功率为(5)式：

P_N＝(1-αδE_G-βχ)P_Z+βO_CQ (5)

从中得知富氧燃烧电厂净输出功率和碳捕集水平、空分制氧装置的制氧量、储气罐供氧量有关，改变储氧罐的充放氧能够改变某一时段的净输出功率，因此富氧燃烧能够利用储氧罐做到电能时移；

富氧燃烧电厂存在两种运行模式，一是富氧运行，二是空气运行，这两种模式能够相互切换，另外在空气燃烧的过程中，碳捕集压缩纯化装置不进行捕碳，但这并不影响空分制氧装置的制氧，其能将产生的氧气装入储氧罐中；

步骤三，富氧燃烧电厂的电碳特性分析：

考虑空分制氧装置是否投运对富氧燃烧电厂运行的影响，分别对空分制氧装置投运时和空分制氧装置停运时的电碳特性进行分析，电碳特性指电厂净输出功率和二氧化碳净排放量的关系；

1)空分制氧装置投运

在空分制氧装置运行时，由于存在储氧罐，空分制氧装置能够在限定内的功率区间运行，即在火电厂最小运行功率时，能够使空分制氧装置以最大功率运行，在火电厂最大运行功率时，使空分制氧装置以最小功率运行，因此火电厂具有更深的调峰深度；而碳捕集压缩纯化装置能够根据当前火电厂输出总功率调节碳捕集电能；净碳排放量为火电厂实际排放量减去捕碳量，则空分制氧装置运行时电碳特性关系为(6)式：

式中，E_JP为净排碳量；α_max为最大碳捕集水平；

2)空分制氧装置停运

在空分制氧装置停运时，由于存在储氧罐，富氧燃烧电厂依旧能工作在碳捕集状态，则空分制氧装置停运时电碳特性关系为(7)式：

当储氧罐的储氧量不足时，富氧燃烧电厂需退出富氧运行状态，转为空气运行状态；

步骤四，电-气-热综合能源系统低碳经济调度模型构建：

电-气-热综合能源系统，其中，电负荷、电转气设备的用电由风电场、火电厂、燃气轮机进行电能的供给，热负荷的用热由燃气轮机、燃气锅炉、储热罐进行热能供给，气负荷、燃气轮机、燃气锅炉的用气由电转气设备、气源、储气罐进行气能供给；

利用储热罐协调燃气轮机出力支撑空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置的运行；燃气轮机是以天然气为原材料，通过燃烧天然气使空气膨胀推动汽轮机转动从而获取电能，其高温烟气通过余热锅炉能够获取热能，因此会出现以热定电的情况；通过加入储热罐能在一定程度打破以热定电，从而使燃气轮机能在电负荷峰值时提供更多的电能，减小火电厂净出力，增加对空分制氧装置和碳捕集压缩纯化装置的电能输送，提高碳捕集水平；

在电-气-热综合能源系统中，电转气设备能够将弃风接纳转换成天然气，同时能接收一部分富氧燃烧电厂捕捉到的CO₂，从而节约封存成本和购买高纯度CO₂成本，使经济性得到改善；

以电-气-热综合能源系统运行成本、碳捕集设备折旧成本以及维护成本最小为目标，考虑各机组、元件的约束条件构建低碳经济调度模型；其中电-气-热综合能源系统运行成本包括碳交易成本、火电燃料成本、外购天然气成本、运输封存CO₂成本、外购CO₂成本，而碳捕集设备包括燃烧后捕集电厂中的吸收塔、再生塔、压缩机以及富氧燃烧电厂中的碳捕集压缩纯化装置、空分制氧装置，目标函数如下：

minF＝min(C_T+C_H+C_Q+C_W+C_YF+C_MCO2+C_TB)

式中，F为电-气-热综合能源系统总成本；C_T为电-气-热综合能源系统碳交易成本；C_H为电-气-热综合能源系统火电燃料成本；C_Q为外购天然气成本；C_W为火电厂维护成本；C_YF为运输封存CO₂成本；C_MCO2为外购CO₂成本，指购买高纯度CO₂供给电转气设备的成本；C_TB为碳捕集设备折旧成本；σ为单位碳排放权交易价格；E_c为电-气-热综合能源系统的实际碳排放量；N1为火电厂的个数；N2为燃气机组的个数；D_k1为第k1个火电厂的碳排量配额；D_k2为第k2个燃气机组的碳排放配额；P_k1,t为第k1个火电厂t时段的输出电功率；a_k1、b_k1、c_k1为火电厂的成本系数；μ_gas为购买天然气价格；G_RZ为天然气热值；Z_er为单位电能所能转化的热能；R_rg,k2,t为第k2个燃气机组为燃气锅炉时t时段输出的热功率；P_k2,t为第k2个燃气机组为燃气轮机时t时段输出的电功率；η_rg为燃气锅炉的热效率；η_rq为燃气轮机的电效率；Q_P2G,t为t时段电转气设备产生的天然气量；C_CG为火电厂成本；ρ_CG为火电厂维护系数；C_TL为脱硫装置成本；ρ_TL为脱硫装置维护系数；C_TX为脱硝装置成本；ρ_TX为脱硝装置维护系数；C_GZ为富氧燃烧改造锅炉成本；C_ASU为空分制氧装置成本；ρ_ASU为空分制氧装置维护系数；C_CPU为碳捕集压缩纯化装置成本；ρ_CPU为碳捕集压缩纯化装置维护系数；C_RHGZ为燃烧后捕集电厂锅炉改造成本；C_TBJ为燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的成本；ρ_TB为燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的维护系数；μ_YF为运输封存单位CO₂的成本；B_CO2为捕捉到的CO₂总量；B_P2G为捕捉到的CO₂供电转气设备用掉的量；μ_CO2为外购单位CO₂所需价格；θ_CO2为输入电转气设备单位电功率所需CO₂量；P_P2G,t为t时段输入电转气设备的电功率；N_T为富氧燃烧电厂中空分制氧装置、碳捕集压缩纯化装置和燃烧后捕集电厂中吸收塔、再生塔、压缩机的折旧年限；ω为折旧率；P_CY为单位体积储氧罐价格；V_CY为储氧罐体积；N_C为储氧罐折旧年限；

约束条件包括功率平衡约束、富氧燃烧电厂约束、电转气设备约束、风电场约束、燃气轮机约束、燃气锅炉约束、储氧\热\气罐约束；

1)功率平衡约束

对于电负荷、热负荷、气负荷分别满足功率平衡约束，如下：

式中，P_el,t为t时段的电负荷；P_k1J,t为t时段k1火电厂净输出功率；P_k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所供电功率；P_wind,t为风电在t时段的输出电功率；P_P2G,t为t时段输入电转气设备的电功率；R_rl,t为t时段的热负荷；R_rg,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气锅炉时所供热功率；R_rq,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所供热功率；σ_rx为储热罐充放热效率；R_Xr,t为t时段储热罐充热量；R_Fr,t为t时段储热罐放热量；Q_ql,t为t时段的气负荷；Q_QY,t为t时段的气源出力；Q_XQ,t为t时段的储气罐充气量；Q_FQ,t为t时段的储气罐放气量；Q_P2G,t为t时段的电转气设备产气量；Q_rg,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气锅炉时所需天然气量；Q_rq,k2,t为t时段k2燃气机组为燃气轮机时所需天然气量；

2)富氧燃烧电厂约束

富氧燃烧电厂需要满足火电平衡约束、空分制氧装置制氧约束、空分制氧装置出力约束、碳捕集压缩纯化装置工作约束、捕碳量约束、碳捕集水平约束、净排碳量约束、氧气平衡约束、富氧燃烧所需氧气量约束、火电出力限值约束、火电出力爬坡约束为(10)式：

式中，P_kl,t为t时段k1火电厂的总电功率；P_ASUk1,t为k1火电厂在t时段的空分制氧装置所需功率；P_CPUk1,t为k1火电厂在t时段碳捕集压缩纯化装置的所需功率；β为空分制氧装置单位时间制造单位氧气所需电能；O_Ck1,t为k1火电厂的空分制氧装置在t时段产生氧气量；λ_ASU为空分制氧装置最小运行系数；P_ASUk1max为火电厂k1的空分制氧装置最大功率；δ为碳捕集压缩纯化装置单位时间捕捉单位CO₂所需电能；E_Bk1,t为k1火电厂在t时段的捕碳量；ζ为0-1变量，ζ＝1表示富氧燃烧电厂处于富氧燃烧状态，ζ＝0表示富氧燃烧电厂不处于富氧燃烧状态；α为碳捕集水平；E_Gk1为k1火电厂的碳排放强度；α_max为最大碳捕集水平；E_JPk1,t为k1火电厂在t时段的净排碳量；O_Zk1,t为k1火电厂在t时段进行富氧燃烧所需氧气量；O_FQk1,t为火电厂k1的储氧罐t时段放氧量；O_XQk1,t为火电厂k1的储氧罐t时段充氧量；O_QYLk1,t为t时段k1火电厂允许弃氧量；χ为富氧燃烧电厂进行富氧燃烧产生单位功率所需氧气量；P_k1min为火电厂k1最小出力值；P_k1max为火电厂k1最大出力值；P_k1Xmin为火电厂k1最大下爬坡率；P_k1Smax为火电厂k1最大上爬坡率；

3)电转气设备约束

电转气设备满足其最大功率约束为：

0≤P_P2G,t≤P_P2Gmax (11)

式中，P_P2Gmax为电转气设备运行的最大功率；

4)风电场约束

风电场满足其最大功率约束为：

0≤P_wind,t≤P_W,t (12)

式中，P_w,t为风电预测功率；

5)燃气轮机约束

燃气轮机满足出力上下限约束、爬坡率约束和热电比约束为：

P_k2min≤P_k2,t≤P_k2max (13)

P_k2Xmin≤P_k2,t-P_k2,t-1≤P_k2Smax (14)

式中，P_k2min为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最小电功率；P_k2max为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大电功率；P_k2Xmin为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大下爬坡率；P_k2Smax为第k2个燃气机组为燃气轮机时的最大上爬坡率；Ψ_REC为燃气轮机的热电比；

6)燃气锅炉约束

燃气锅炉满足出力上下限约束和爬坡率约束为：

R_rg,k2min≤R_rg,k2,t≤R_rg,k2max (16)

R_rg,k2Xmin≤R_rg,k2,t-R_rg,k2,t-1≤R_rg,k2Smax (17)

式中，R_rg,k2min为第k2个燃气机组为燃气锅炉时最小热功率；R_rg,k2max为第k2个燃气机组为燃气锅炉时最大热功率；R_rg,k2Xmin为第k2个燃气机组为燃气锅炉时的最大下爬坡率；R_rg,k2Smax为第k2个燃气机组为燃气锅炉时的最大上爬坡率；

7)储氧/气/热罐约束

约束包括储氧/气/热容量上下限约束，储氧/气/热周期始末相等约束，充放氧/气/热限值约束，储氧/气/热平衡约束为：

0≤E_chu,t≤E_chumax (18)

E_chu，1＝E_chu，24 (19)

0≤E_X,t≤ωE_Xmax (20)

0≤E_F,t≤(1-ω)E_Fmax (21)

E_chu,t＝E_chu,t-1+E_X,t-E_F,t (22)

式中，E_chu,t为储氧/气/热罐在t时段的储氧/气/热量；E_chumax为储氧/气/热罐容量上限；E_chu,1为储氧/气/热罐在周期内初始储氧/气/热量；E_chu,24为储氧/气/热罐在周期结束时储氧/气/热量；E_X,t为t时段的充氧/气/热量；E_F,t为t时段的放氧/气/热量；E_Xmax和E_Fmax分别为单位时段充氧/气/热和放氧/气/热量上限；ω为二进制变量，当ω＝1时进行充氧/气/热，当ω＝0时进行放氧/气/热。

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