CN116739238A - 一种综合能源系统低碳经济调度方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种综合能源系统低碳经济调度方法，涉及综合能源系统优化调度技术领域，该方法包括：根据碳捕集电厂的构成和运行参数，建立碳捕集电厂运行模型；基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型；将碳捕集电厂运行模型与所有的氢能利用模型结合为综合能源系统，基于综合能源系统的约束条件和成本核算模型，获取总成本最小的综合能源系统调度模型。在降低综合能源系统运行经济成本的同时实现深度脱碳减排，并有效提升系统的风电消纳率以及能源利用效率。解决了现有技术中综合能源系统运行经济成本高，系统的风电消纳率及能源利用效率不足的问题。
Description
技术领域
本发明涉及综合能源系统优化调度技术领域，具体涉及一种综合能源系统低碳经济调度方法。
背景技术
当前，以可再生发电技术、碳捕集技术和氢能技术为代表的低碳技术正处于快速发展阶段。由于我国仍将长期处在以煤炭为主导的能源结构，为此有必要推动可再生能源、燃煤清洁发电与氢能生产利用共存，促进高碳能源和低碳能源协同发展，助力实现综合能源系统低碳经济转型。
已有的燃煤电厂通过引入碳捕集装置可改造为碳捕集电厂。传统的分流式碳捕集电厂包括碳吸收、再生和压缩三个碳捕集环节：燃煤发电的CO2烟气一部分通过烟气分流装置直接排入大气，另一部分被吸收塔的溶剂吸收形成高浓度富液，再生塔抽取燃煤发电循环蒸汽对富液进行加热，受热分离的CO2气体通入压缩机进行处理，至此完成碳捕集流程，再生塔加热余下的低浓度贫液重新流回吸收塔实现溶剂的循环利用。
现有技术中对碳捕集电厂参与综合能源系统的运行方式考虑较为单一，多考虑分流式运行方式，未能充分发挥其灵活运行优势，且多与能效较低的电转气进行结合，未考虑对电转气用能环节进行优化，未能充分挖掘电转气中间环节的氢能利用价值，不利于能效优化及综合能源结构的清洁转型。
发明内容
针对现有技术中存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种综合能源系统低碳经济调度方法，能够解决现有技术中综合能源系统运行经济成本高，系统的风电消纳率及能源利用效率不足的问题。
为达到以上目的，本发明采取的技术方案是：
本方案提供一种综合能源系统低碳经济调度方法，包括：
根据碳捕集电厂的构成和运行参数，建立碳捕集电厂运行模型；
基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型；
将碳捕集电厂运行模型与所有的氢能利用模型结合为综合能源系统，基于综合能源系统的约束条件和成本核算模型，获取总成本最小的综合能源系统调度模型。
在一些可选的方案中，所述碳捕集电厂的吸收塔和再生塔之间设置有用于平衡进出吸收塔和再生塔溶液量的富液罐和贫液罐，基于富液罐和贫液罐的模型，建立所述碳捕集电厂运行模型；
所述碳捕集电厂运行模型为：
其中，PG(t)为t时段燃煤机组的总发电功率，PCCPP，e(t)为t时段碳捕集电厂的净输出功率，Pcapture(t)为t时段碳捕集电厂的碳捕集能耗，Pbase为t时段碳捕集电厂的基础能耗，Pope(t)为t时段碳捕集电厂的运行能耗，为碳捕集运行能耗系数，EG(t)为t时段燃煤机组的CO2总生成量，εG为燃煤机组的碳排放强度，λ(t)为烟气分流比，Ec1(t)为t时段吸收塔的CO2吸收量，Ec2(t)为t时段再生塔所需处理的CO2再生量，μ1为CO2吸收效率，μ2为CO2再生效率，ERich(t)为t时段富液罐的CO2流出量，Ecapture(t)为t时段的实际CO2捕获量。
在一些可选的方案中，所述富液罐和贫液罐的模型为：
其中，Erich(t)为t时段富液罐的CO2流出量，为富液罐的CO2溶液密度，vpoor(t)为t时段贫液罐的溶液流出量，vrich(t)为t时段富液罐的溶液流出量，Vpoor(t)为t时段贫液罐的溶液储量，Vrich(t)为t时段富液罐的溶液储量，/>为贫液罐的最大储液体积，为富液罐的最大储液体积，T为一个调度周期。
在一些可选的方案中，所述的基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型，包括：
所述两段式电转气包括电解槽和甲烷反应器，两段式电转气的氢能利用模型为：
其中，Pe，EL(t)为t时段电解槽的输入功率，为t时段电解槽的输出功率，ηEL为电解槽的能量转换效率，/>为t时段甲烷反应器的输入功率，PMR，g(t)为t时段甲烷反应器的输出功率，ηMR，g为甲烷反应器的能量转换效率；
所述氢燃料电池的氢能利用模型为：
其中，为t时段氢燃料电池的输入功率，PHFC，e(t)为t时段氢燃料电池的输出功率，ηHFC，e为燃料电池的发电效率；
所述储氢罐的氢能利用模型为：
其中，SHyS(t)为t时段储氢罐的储存容量，为t时段的储氢功率，/>为t时段的释氢功率，/>为储氢效率，/>为释氢效率，/>为储氢容量上限，/>为储氢容量下限，/>为单次最大储氢功率，/>为单次最大储释氢功率，为储氢充放状态变量，/>为释氢充放状态变量；
所述燃气掺氢热电联产的氢能利用模型为：
其中，κ(t)为t时段的燃气掺氢比，为t时段通过燃气掺氢装置输入热电联产机组的氢气功率，Pg，CHP(t)为t时段通过燃气掺氢装置输入热电联产机组的天然气功率，PCHP(t)为t时段输入热电联产机组的混合燃气功率，/>为氢气低位热值，/>为天然气低位热值，LHVmix为混合燃气低位热值，PCHP，e(t)为t时段热电联产机组的输出电功率，PCHP，h(t)为t时段热电联产机组的输出热功率，ηCHP为热电联产机组的综合效率，/>为热电比可调上限，/>为热电比可调下限。
在一些可选的方案中，所述成本核算模型中，总成本包括燃煤成本、购气成本、碳交易成本和碳封存成本。
在一些可选的方案中，所述成本核算模型为：
其中，F为总成本，Fcoal为燃煤成本，Fgas为购气成本，为碳交易成本，为碳封存成本，ccoal为燃煤机组的单位发电成本，Pg，buy(t)为t时段系统的购气功率，cgas为天然气购买单价，δcs为封存单位CO2所需的成本，EP2G(t)为t时段电转气运行所需的CO2量，/>为CO2气体密度，φh-e为热电转换系数。
在一些可选的方案中，根据综合能源系统的初始碳排放配额和实际碳排放量，基于阶梯定价机制核算碳交易成本。
在一些可选的方案中，根据公式：
EOIES＝EOCCPP+EOCHP
确定所述初始碳排放配额；
其中，EOIES为综合能源系统的初始碳排放配额，EOCCPP为碳捕集电厂的初始碳排放配额，EOCHP为热电联产机组的初始碳排放配额，为燃煤机组的供电基准值，/>为燃气机组的供电基准值，/>为燃气机组的供热基准值，φh-e为热电转换系数；
根据公式：
EIES＝ECCPP+ECHP+EGB
确定所述实际碳排放量；
其中，EIES为综合能源系统的实际碳排放量，ECCPP为碳捕集电厂的实际碳排放量，ECHP为热电联产机组的实际碳排放量，EGB为燃气锅炉的实际碳排放量，EG(t)为t时段碳捕集电厂的CO2总生成量，Ecapture(t)为t时段碳捕集电厂的CO2捕获量，为天然气的单位热值含碳量，/>为天然气的碳氧化率；
根据公式：
ΔE＝EIES-EOIES
确定所述碳交易成本；
其中，ΔE为碳交易量，c为碳交易基准价格；α为碳交易价格增长率；d为碳排放量区间步长。
在一些可选的方案中，所述约束条件包括功率平衡约束、风力发电约束、碳捕集电厂运行约束、能量转换设备运行约束和储能设备运行约束；
所述功率平衡约束包括电功率平衡约束、热功率平衡约束、气功率平衡约束和氢功率平衡约束；
所述碳捕集电厂运行约束包括燃煤机组的总出力上下限及爬坡约束、烟气分流约束和碳捕集系统运行能耗约束；
所述能量转换设备运行约束包括电解槽、甲烷反应器、氢燃料电池、热电联产和燃气锅炉的输入功率上下限及爬坡约束；
所述储能设备运行约束包括储液罐、储氢罐和储热罐的运行约束。
在一些可选的方案中，所述电功率平衡约束为：
PCCPP，e(t)+PWG(t)+PCHP，e(t)+PHFC，e(t)＝Pe，EL(t)+Pe，Load(t)
所述热功率平衡约束为：
所述气功率平衡约束为：
PMR，g(t)+Pg，buy(t)＝Pg，CHP(t)+Pg，GB(t)+Pg，Load(t)
所述氢功率平衡约束为：
所述风力发电约束为：
所述燃煤机组的总出力上下限及爬坡约束为：
所述烟气分流约束为：λmin≤λ(t)≤λmax
所述碳捕集系统运行能耗约束为：
所述能量转换设备运行约束为：
其中，Pe，Load(t)为t时段系统的电负荷需求，Ph，Load(t)为t时段系统的热负荷需求，Pg，Load(t)为t时段系统的气负荷需求，Pg，GB(t)为t时段燃气锅炉的输入功率，PGB，h(t)为t时段燃气锅炉的输出功率，为t时段储热罐的储热功率，/>为t时段储热罐的放热功率，PWG(t)为t时段风力发电机组的实际发电出力，/>为t时段风力发电机组的预测发电出力，/>为燃煤机组的总出力上限，/>为燃煤机组的总出力下限，/>为燃煤机组的爬坡功率上限，/>为燃煤机组的爬坡功率下限，λmax为烟气分流装置的烟气分流比上限，λmin为烟气分流装置的烟气分流比下限，τ为再生塔和压缩机的最大运行工况系数，/>为第i种能量转换设备的设备容量，/>为第i种能量转换设备的爬坡功率上限，/>为第i种能量转换设备的爬坡功率下限，i＝1～n，n为能量转换设备种类数。
与现有技术相比，本发明的优点在于：本方案根据碳捕集电厂的构成和运行参数，建立碳捕集电厂运行模型；基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型；将碳捕集电厂运行模型与所有的氢能利用模型结合为综合能源系统，基于综合能源系统的约束条件和成本核算模型，获取总成本最小的综合能源系统调度模型。在降低综合能源系统运行经济成本的同时实现深度脱碳减排，并有效提升系统的风电消纳率以及能源利用效率。解决了现有技术中综合能源系统运行经济成本高，系统的风电消纳率及能源利用效率不足的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例中综合能源系统低碳经济调度方法的流程示意图；
图2为本发明实施例中碳捕集电厂的结构示意图；
图3为本发明实施例中各氢能利用模型的结构示意图；
图4为本发明实施例中综合能源系统的系统框架示意图；
图5为本发明实施例中基于阶梯定价机制的碳交易价格示意图；
图6为本发明实施例中典型负荷及风电出力预测曲线示意图；
图7为本发明实施例中分组3的碳捕集电厂内部功率分配情况示意图；
图8为本发明实施例中分组3的碳捕集电厂内部碳流分配情况示意图；
图9为本发明实施例中分组3的电功率平衡示意图；
图10为本发明实施例中分组4的电功率平衡示意图；
图11为本发明实施例中分组4的氢功率平衡示意图。
具体实施方式
为使本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
以下结合附图对本发明的实施例作进一步详细说明。
如图1-图4所示，本发明提供一种综合能源系统低碳经济调度方法，包括：
S1：根据碳捕集电厂的构成和运行参数，建立碳捕集电厂运行模型。
S2：基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型。
S3：将碳捕集电厂运行模型与所有的氢能利用模型结合为综合能源系统，基于综合能源系统的约束条件和成本核算模型，获取总成本最小的综合能源系统调度模型。
在一些可选的实施例中，所述碳捕集电厂的吸收塔和再生塔之间设置有用于平衡进出吸收塔和再生塔溶液量的富液罐和贫液罐，基于富液罐和贫液罐的模型，建立所述碳捕集电厂运行模型；
所述碳捕集电厂运行模型为：
其中，PG(t)为t时段燃煤机组的总发电功率，PCCPP，e(t)为t时段碳捕集电厂的净输出功率，Pcapture(t)为t时段碳捕集电厂的碳捕集能耗，Pbase为t时段碳捕集电厂的基础能耗，Pope(t)为t时段碳捕集电厂的运行能耗，为碳捕集运行能耗系数，EG(t)为t时段燃煤机组的CO2总生成量，εG为燃煤机组的碳排放强度，λ(t)为烟气分流比，Ec1(t)为t时段吸收塔的CO2吸收量，Ec2(t)为t时段再生塔所需处理的CO2再生量，μ1为CO2吸收效率，μ2为CO2再生效率，Erich(t)为t时段富液罐的CO2流出量，Ecapture(t)为t时段的实际CO2捕获量。
在本实施例中，当Erich(t)为正值时，表示CO2从富液罐流向再生塔，当Erich(t)为负值时，表示CO2从吸收塔流向富液罐。
在本实施例中，碳捕集能耗主要存在于碳再生与压缩环节，由燃煤机组自身的发电出力承担。现有技术中，传统的分流式碳捕集电厂在碳吸收与再生环节相互耦合，当供电需求较高时，燃煤机组的碳生成量较多，此时若加大碳吸收力度，会使再生与压缩环节的能耗提高，从而导致电厂净出力水平下降，无法较好地兼顾捕碳与供电需求。在碳捕集电厂的吸收塔和再生塔之间设置富液罐和贫液罐，通过富液罐和贫液罐来平衡进出吸收塔和再生塔的溶液量，使得再生塔所处理的碳量不再需要与吸收塔所吸收的碳量相匹配，能够兼顾捕碳与供电需求。
在一些可选的实施例中，所述富液罐和贫液罐的模型为：
其中，Erich(t)为t时段富液罐的CO2流出量，为富液罐的CO2溶液密度，vpoor(t)为t时段贫液罐的溶液流出量，vrich(t)为t时段富液罐的溶液流出量，Vpoor(t)为t时段贫液罐的溶液储量，Vrich(t)为t时段富液罐的溶液储量，/>为贫液罐的最大储液体积，为富液罐的最大储液体积，T为一个调度周期。
在本实施例中，当vpoor(t)为负值时，则表示t时段贫液罐的溶液流入量，当vrich(t)为负值时，则表示t时段富液罐的溶液流入量。同一时刻下，贫液罐流入量与富液罐流出量保持一致。
在一些可选的实施例中，所述的基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型，包括：
所述两段式电转气包括电解槽和甲烷反应器，两段式电转气的氢能利用模型为：
其中，Pe，EL(t)为t时段电解槽的输入功率，为t时段电解槽的输出功率，ηEL为电解槽的能量转换效率，/>为t时段甲烷反应器的输入功率，PMR，g(t)为t时段甲烷反应器的输出功率，ηMR，g为甲烷反应器的能量转换效率；
所述氢燃料电池的氢能利用模型为：
其中，为t时段氢燃料电池的输入功率，PHFC，e(t)为t时段氢燃料电池的输出功率，ηHFC，e为燃料电池的发电效率；
所述储氢罐的氢能利用模型为：
其中，SHyS(t)为t时段储氢罐的储存容量，为t时段的储氢功率，/>为t时段的释氢功率，/>为储氢效率，/>为释氢效率，/>为储氢容量上限，/>为储氢容量下限，/>为单次最大储氢功率，/>为单次最大储释氢功率，为储氢充放状态变量，/>为释氢充放状态变量；
所述燃气掺氢热电联产的氢能利用模型为：
其中，κ(t)为t时段的燃气掺氢比，为t时段通过燃气掺氢装置输入热电联产机组的氢气功率，Pg，CHP(t)为t时段通过燃气掺氢装置输入热电联产机组的天然气功率，PCHP(t)为t时段输入热电联产机组的混合燃气功率，/>为氢气低位热值，/>为天然气低位热值，LHVmix为混合燃气低位热值，PCHP，e(t)为t时段热电联产机组的输出电功率，PCHP，h(t)为t时段热电联产机组的输出热功率，ηCHP为热电联产机组的综合效率，/>为热电比可调上限，/>为热电比可调下限。
在本实施例中，各氢能利用模型包括了制氢、储氢和用氢三个环节。制氢环节在电解槽中进行，电解槽将富余风电转换为氢气，产生的氢气可提供给用氢环节或储氢环节；储氢环节在储氢罐中进行，储氢罐将过剩的风电以氢能的形式存储，并在负荷需求高峰时段为系统分担供能压力；用氢环节包括甲烷反应器、氢燃料电池和燃气掺氢热电联产三种用氢设备，甲烷反应器可将氢气转换为天然气，氢燃料电池可将氢气转换为电能，燃气掺氢热电联产可将氢气转换为电能和热能。
在本实施例中，储氢罐的氢能利用模型考虑储存容量约束、单次储氢/释氢约束、储释状态互补约束和周期储量守恒约束。储氢充放状态变量和释氢充放状态变量均有0和1两种状态，储氢充放状态变量和释氢充放状态变量不同时为1表示储氢罐不能同时进行储氢和释氢行为。燃气掺氢热电联产包括燃气掺氢装置和热电联产机组。燃气掺氢装置可使天然气和氢气按比例混合，混合燃气在设定掺氢比范围内可直接送入燃气轮机进行掺烧；热电联产机组的产电和产热效率之和为常数，热电比在设定范围内可调，能够根据实时的电热需求灵活调整电热出力比例。
在一些可选的实施例中，所述成本核算模型中，总成本包括燃煤成本、购气成本、碳交易成本和碳封存成本。
在一些可选的实施例中，所述成本核算模型为：
其中，F为总成本，Fcoal为燃煤成本，Fgas为购气成本，为碳交易成本，为碳封存成本，ccoal为燃煤机组的单位发电成本，Pg，buy(t)为t时段系统的购气功率，cgas为天然气购买单价，δcs为封存单位CO2所需的成本，EP2G(t)为t时段电转气运行所需的CO2量，/>为CO2气体密度，φh-e为热电转换系数。
在本实施例中，综合能源系统的用气需求优先由电转气提供，当电转气产能不足时，系统将从天然气市场购气进行补充。
在一些可选的实施例中，根据综合能源系统的初始碳排放配额和实际碳排放量，基于阶梯定价机制核算碳交易成本。
在一些可选的实施例中，根据公式：
EOIES＝EOCCPP+EOCHP
确定所述初始碳排放配额；
其中，EOIES为综合能源系统的初始碳排放配额，EOCCPP为碳捕集电厂的初始碳排放配额，EOCHP为热电联产机组的初始碳排放配额，为燃煤机组的供电基准值，/>为燃气机组的供电基准值，/>为燃气机组的供热基准值，φh-e为热电转换系数；
根据公式：
EIES＝ECCPP+ECHP+EGB
确定所述实际碳排放量；
其中，EIES为综合能源系统的实际碳排放量，ECCPP为碳捕集电厂的实际碳排放量，ECHP为热电联产机组的实际碳排放量，EGB为燃气锅炉的实际碳排放量，EG(t)为t时段碳捕集电厂的CO2总生成量，Ecapture(t)为t时段碳捕集电厂的CO2捕获量，为天然气的单位热值含碳量，/>为天然气的碳氧化率，44/12表示二氧化碳与碳的相对分子质量之比；
根据公式：
ΔE＝EIES-EOIES
确定所述碳交易成本；
其中，ΔE为碳交易量，c为碳交易基准价格；α为碳交易价格增长率；d为碳排放量区间步长。
在本实施例中，综合能源系统纳入碳配额管理的主体包括碳捕集电厂和热电联产机组，燃气锅炉虽有碳排放产生，但其不具备发电能力，故不予发放碳配额；热电联产机组由供电和供热量共同分配碳配额；碳捕集电厂由供电量分配碳配额。
在本实施例中，综合能源系统的实际碳排放量为碳捕集电厂、热电联产机组和燃气锅炉的实际碳排放量之和；碳捕集电厂的实际碳排放量为调度周期内各时段碳捕集电厂的净碳排放量之和；热电联产机组和燃气锅炉参照化石燃料燃烧排放的核算要求对天然气燃烧产生的碳排放量进行计算。
在本实施例中，阶梯定价机制的原理是碳交易价格随碳交易量的增大或减小呈阶梯变化，碳交易量为综合能源系统的实际碳排放量与初始碳排放配额的差值。如图5所示，当碳交易量大于零时，实际碳排放量大于初始碳排放配额，系统需支付一定的碳排放费用，此时碳交易成本为正值；当碳交易量小于零时，实际碳排放量小于初始碳排放配额，系统可以将盈余的碳配额出售以获利，此时碳交易成本为负值。
在本实施例中，当碳捕集电厂完成整个捕集流程后，还需进行碳封存处理，捕集完成的CO2可以先提供给电转气作为反应原料，剩余部分再进行封存，可以节省碳封存成本；各时段的碳封存量等于经再生塔处理后的实际碳捕集量减去电转气的CO2利用量。
在一些可选的实施例中，所述约束条件包括功率平衡约束、风力发电约束、碳捕集电厂运行约束、能量转换设备运行约束和储能设备运行约束；
所述功率平衡约束包括电功率平衡约束、热功率平衡约束、气功率平衡约束和氢功率平衡约束；
所述碳捕集电厂运行约束包括燃煤机组的总出力上下限及爬坡约束、烟气分流约束和碳捕集系统运行能耗约束；
所述能量转换设备运行约束包括电解槽、甲烷反应器、氢燃料电池、热电联产和燃气锅炉的输入功率上下限及爬坡约束；
所述储能设备运行约束包括储液罐、储氢罐和储热罐的运行约束。
在一些可选的实施例中，所述电功率平衡约束为：
PCCPP，e(t)+PWG(t)+PCHP，e(t)+PHFC，e(t)＝Pe，EL(t)+Pe，Load(t)
所述热功率平衡约束为：
所述气功率平衡约束为：
PMR，g(t)+Pg，buy(t)＝Pg，CHP(t)+Pg，GB(t)+Pg，Load(t)
所述氢功率平衡约束为：
所述风力发电约束为：
所述燃煤机组的总出力上下限及爬坡约束为：
所述烟气分流约束为：λmin≤λ(t)≤λmax
所述碳捕集系统运行能耗约束为：
所述能量转换设备运行约束为：
其中，Pe，Load(t)为t时段系统的电负荷需求，Ph，Load(t)为t时段系统的热负荷需求，Pg，Load(t)为t时段系统的气负荷需求，Pg，GB(t)为t时段燃气锅炉的输入功率，PGB，h(t)为t时段燃气锅炉的输出功率，为t时段储热罐的储热功率，/>为t时段储热罐的放热功率，PWG(t)为t时段风力发电机组的实际发电出力，/>为t时段风力发电机组的预测发电出力，/>为燃煤机组的总出力上限，/>为燃煤机组的总出力下限，/>为燃煤机组的爬坡功率上限，/>为燃煤机组的爬坡功率下限，λmax为烟气分流装置的烟气分流比上限，λmin为烟气分流装置的烟气分流比下限，τ为再生塔和压缩机的最大运行工况系数，/>为第i种能量转换设备的设备容量，/>为第i种能量转换设备的爬坡功率上限，/>为第i种能量转换设备的爬坡功率下限，i＝1～n，n为能量转换设备种类数。
综上所述，综合能源系统包括碳捕集电厂运行模型和各氢能利用模型。所述综合能源系统包括：能量供给模块、能量转换与存储模块和能量需求模块三个部分组成。能量供给模块包括上级电网、上级气网、风电和煤料；能量转换与存储模块包括碳捕集电厂、两段式电转气、储氢罐、氢燃料电池、燃气掺氢热电联产、燃气锅炉和储热罐；能量需求模块包括电负荷、热负荷和气负荷；系统的系统的用电需求由上级电网、碳捕集电厂、风力发电机组、热电联产机组和氢燃料电池提供，用热需求由热电联产机组、燃气锅炉和储热罐提供，用气需求由电转气和上级气网提供。
以下为具体实例，用于帮助对本发明方案的说明和理解。
实例中，采用仿真平台MATLAB R2020b，通过YALMIP编程对实施例中的数学模型进行构建，并调用CPLEX数学求解器对所构建的模型进行优化求解。
实施例以T＝24h为一个调度周期，典型负荷需求曲线及风电出力预测曲线参见图6，其中电负荷峰值为500MW，热负荷峰值为200MW，气负荷峰值为100MW，风电额定容量为450MW。系统设备参数如表1所示，碳成本计算参数如表2所示。天然气和氢气低位热值分别取39MJ/m3和11MJ/m3，热电转换系数为3600MJ/MWh，单位体积天然气的购买价格为3.79元/m3。
表1
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表2
| 参数 | 数值 |
| 燃煤机组的供电基准值(吨/MWh) | 0.7159 |
| 燃气机组的供电基准值(吨/MWh) | 0.2201 |
| 燃气机组的供热基准值(吨/GJ) | 0.0557 |
| 天然气单位热值含碳量(吨/GJ) | 0.01532 |
| 天然气碳氧化率 | 99％ |
| 碳交易基准价格(元/吨) | 140 |
| 碳交易价格增长率 | 0.3 |
| 碳交易配额区间步长(吨) | 200 |
| 单位碳封存成本(元/吨) | 40 |
为验证考虑碳捕集电厂与各氢能利用的综合能源系统低碳经济调度模型的有效性，设置如下四组验证分组进行对比分析：
分组1：不考虑碳捕集系统，以传统燃煤电厂参与系统运行；
分组2：不考虑储液罐，以传统分流式碳捕集电厂参与系统运行；
分组3：考虑储液罐，以灵活运行的碳捕集电厂参与系统运行；
分组4：在分组3的基础上考虑氢能多元化利用结构，即本发明所提供的综合能源系统低碳经济调度模型。
上述四种验证分组的优化结果数据如表3所示。
表3
由表3可知，分组4在经济指标和低碳指标上均取得了四种分组中的最优结果，其相比分组1的总成本和碳排放量降幅分别达17.41％和70.37％，充分证明本发明所提出的综合能源系统低碳经济调度模型具有明显的低碳经济效益。
分组3相比分组1与分组2的净碳排放量和总成本明显降低，验证了本发明中碳捕集电厂运行模型在低碳经济调度方面的有效性。三个分组弃风率依次下降，说明考虑储液罐的碳捕集电厂相比传统分流式碳捕集电厂的间接消纳风电能力更强；此外，分组3相比前两种分组的燃煤成本明显增加、购气成本明显减少，说明分组3倾向于强制提高燃煤出力并降低燃气出力。分组4在分组3的基础上加入氢能多元利用结构，燃煤成本显著降低，节省费用达36.31万元，净碳排放量减少327.84吨，弃风率从20.23％直接减为0，验证了本发明中氢能多元利用结构在低碳经济调度方面的有效性，其不仅能够配合碳捕集电厂深度消纳弃风，还能抑制燃煤机组强制出力，改善系统供能结构。
为进一步说明本发明所提出的碳捕集电厂运行模型的灵活运行特性，本实例对分组3碳捕集电厂内部的调度结果进行分析，如图7和图8所示，图7为分组3的碳捕集电厂内部功率分配情况示意图，图8为分组3的碳捕集电厂内部碳流分配情况示意图。
由图7可知，在负荷低谷且风电高发期，电厂保持最低总出力并提高碳捕集能耗以压缩净出力水平；在负荷高峰期且风电低发期，电厂加大总出力并降低碳捕集能耗以提高净出力水平，说明碳捕集电厂通过调节碳捕集能耗实现了净出力的灵活调控。
由图8可知，负荷高峰期，电厂不进行碳再生，吸收塔将负荷高峰期产生的CO2全部吸收至富液罐暂存；负荷低谷期，富液罐暂存的CO2和吸收塔吸收的CO2一同流入再生塔，此时电厂加大碳再生力度，碳捕集能耗得以大幅提高。由此充分说明了本发明所示的碳捕集电厂运行模型所具有的灵活运行优势。
为进一步说明本发明所提出的氢能利用模型的有效性，本实例将分组3和分组4的调度出力结果进行对比。
如图9和图10所示，在风电高发时段，分组3的碳捕集电厂已将净出力压缩至极低水平，但系统仍不能完全消纳风电，而分组4的电解槽可利用富余风电电解水制氢，进而将碳捕集电厂调节能力外的弃风全部吸收，分担了碳捕集电厂的风电消纳压力，碳捕集电厂不再需要通过强制出力换取更多风电消纳，高峰期部分燃煤发电被氢燃料电池发电替代，使得燃煤成本大幅降低。
如图11所示，电解槽制取的氢气大部分送入储氢罐，少部分送入甲烷反应器，储氢罐在负荷高峰将氢气供给氢燃料电池，因为相比氢转甲烷再进行燃气供能，氢燃料电池发电减少了一个转换环节，提高了能源利用效率，同时氢燃料电池产电更加清洁；此外储氢罐将富余风电以氢气的形式转移至风电低谷期进行释放，实现了风电的移峰填谷，平抑了风电的波动。由此证明了本发明所提氢能利用模型的有效性。
为进一步验证氢能多元利用相比氢能单一利用的低碳经济优势和能效优势，本实施例根据氢能利用方式的多元化程度不同，设置四组对比分组：
分组5：不考虑氢能利用，即与分组3相同；
分组6：只考虑甲烷反应器用氢；
分组7：考虑甲烷反应器和氢燃料电池用氢；
分组8：考虑甲烷反应器、氢燃料电池、热电联产掺氢，即与分组4相同。
上述四种验证分组的优化结果数据如表4所示。
表4
| 组别 | 总成本/万元 | 净碳排放量/吨 | 能源利用效率 |
| 5 | 439.53 | 1978.71 | 81.26％ |
| 6 | 411.98 | 1776.94 | 84.25％ |
| 7 | 399.44 | 1661.02 | 85.25％ |
| 8 | 398.82 | 1650.87 | 85.31％ |
由表4可知，随着氢能利用结构的不断完善，系统的总成本和净碳排放量逐渐降低，能源利用效率不断被优化，证明各氢能利用模型组合应用相比氢能单一利用结构更具低碳经济效益和高效供能优势。
分组6只有电-氢-气-电/热这一氢能利用路径，存在较高的能量转换损耗，但由于利用的是原本被弃置的风电，即使存在一定损耗，能效依然比分组5要高；分组7加入氢燃料电池，增加电-氢-电这一利用路径，减少了能量转换环节，不仅能效得到提高，成本和碳排放也因氢燃料电池对煤电的绿电替代得到明显优化；分组8加入热电联产掺氢，增加了电-氢-电/热这一利用路径，通过对制氢-储氢-多元用氢设备的合理调度，实现了电-热-气-氢多能源耦合，能源利用效率得到进一步提高。
在本申请的描述中，需要说明的是，术语“上”、“下”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本申请和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本申请的限制。除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。
需要说明的是，在本申请中，诸如“第一”和“第二”等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。
以上所述仅是本申请的具体实施方式，使本领域技术人员能够理解或实现本申请。对这些实施例的多种修改对本领域的技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本申请的精神或范围的情况下，在其它实施例中实现。因此，本申请将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所申请的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。
Claims (10)
1.一种综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，包括：
根据碳捕集电厂的构成和运行参数，建立碳捕集电厂运行模型；
基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型；
将碳捕集电厂运行模型与所有的氢能利用模型结合为综合能源系统，基于综合能源系统的约束条件和成本核算模型，获取总成本最小的综合能源系统调度模型。
2.如权利要求1所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述碳捕集电厂的吸收塔和再生塔之间设置有用于平衡进出吸收塔和再生塔溶液量的富液罐和贫液罐，基于富液罐和贫液罐的模型，建立所述碳捕集电厂运行模型；
所述碳捕集电厂运行模型为：
其中，PG(t)为t时段燃煤机组的总发电功率，PCCPP，e(t)为t时段碳捕集电厂的净输出功率，Pcapture(t)为t时段碳捕集电厂的碳捕集能耗，Pbase为t时段碳捕集电厂的基础能耗，Pope(t)为t时段碳捕集电厂的运行能耗，为碳捕集运行能耗系数，EG(t)为t时段燃煤机组的CO2总生成量，εG为燃煤机组的碳排放强度，λ(t)为烟气分流比，Ec1(t)为t时段吸收塔的CO2吸收量，Ec2(t)为t时段再生塔所需处理的CO2再生量，μ1为CO2吸收效率，μ2为CO2再生效率，Erich(t)为t时段富液罐的CO2流出量，Ecapture(t)为t时段的实际CO2捕获量。
3.如权利要求2所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述富液罐和贫液罐的模型为：
其中，Erich(t)为t时段富液罐的CO2流出量，为富液罐的CO2溶液密度，vpoor(t)为t时段贫液罐的溶液流出量，vrich(t)为t时段富液罐的溶液流出量，Vpoor(t)为t时段贫液罐的溶液储量，Vrich(t)为t时段富液罐的溶液储量，/>为贫液罐的最大储液体积，/>为富液罐的最大储液体积，T为一个调度周期。
4.如权利要求1所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述的基于两段式电转气、氢燃料电池、储氢罐和燃气掺氢热电联产的运行参数，构建对应的氢能利用模型，包括：
所述两段式电转气包括电解槽和甲烷反应器，两段式电转气的氢能利用模型为：
其中，Pe，EL(t)为t时段电解槽的输入功率，为t时段电解槽的输出功率，ηEL为电解槽的能量转换效率，/>为t时段甲烷反应器的输入功率，PMR，g(t)为t时段甲烷反应器的输出功率，ηMR，g为甲烷反应器的能量转换效率；
所述氢燃料电池的氢能利用模型为：
其中，为t时段氢燃料电池的输入功率，PHFC，e(t)为t时段氢燃料电池的输出功率，ηHFC，e为燃料电池的发电效率；
所述储氢罐的氢能利用模型为：
其中，SHyS(t)为t时段储氢罐的储存容量，为t时段的储氢功率，/>为t时段的释氢功率，/>为储氢效率，/>为释氢效率，/>为储氢容量上限，/>为储氢容量下限，/>为单次最大储氢功率，/>为单次最大储释氢功率，/>为储氢充放状态变量，/>为释氢充放状态变量；
所述燃气掺氢热电联产的氢能利用模型为：
其中，κ(t)为t时段的燃气掺氢比，为t时段通过燃气掺氢装置输入热电联产机组的氢气功率，Pg，CHP(t)为t时段通过燃气掺氢装置输入热电联产机组的天然气功率，PCHP(t)为t时段输入热电联产机组的混合燃气功率，/>为氢气低位热值，/>为天然气低位热值，LHVmix为混合燃气低位热值，PCHP，e(t)为t时段热电联产机组的输出电功率，PCHP，h(t)为t时段热电联产机组的输出热功率，ηCHP为热电联产机组的综合效率，/>为热电比可调上限，/>为热电比可调下限。
5.如权利要求1所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述成本核算模型中，总成本包括燃煤成本、购气成本、碳交易成本和碳封存成本。
6.如权利要求5所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述成本核算模型为：
其中，F为总成本，Fcoal为燃煤成本，Fgas为购气成本，为碳交易成本，/>为碳封存成本，ccoal为燃煤机组的单位发电成本，Pg，buy(t)为t时段系统的购气功率，cgas为天然气购买单价，δcs为封存单位CO2所需的成本，EP2G(t)为t时段电转气运行所需的CO2量，/>为CO2气体密度，φh-e为热电转换系数。
7.如权利要求6所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，根据综合能源系统的初始碳排放配额和实际碳排放量，基于阶梯定价机制核算碳交易成本。
8.如权利要求7所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，根据公式：
EOIES＝EOCCPP+EOCHP
确定所述初始碳排放配额；
其中，EOIES为综合能源系统的初始碳排放配额，EOCCPP为碳捕集电厂的初始碳排放配额，EOCHP为热电联产机组的初始碳排放配额，为燃煤机组的供电基准值，/>为燃气机组的供电基准值，/>为燃气机组的供热基准值，φh-e为热电转换系数；
根据公式：
EIES＝ECCPP+ECHP+EGB
确定所述实际碳排放量；
其中，EIES为综合能源系统的实际碳排放量，ECCPP为碳捕集电厂的实际碳排放量，ECHP为热电联产机组的实际碳排放量，EGB为燃气锅炉的实际碳排放量，EG(t)为t时段碳捕集电厂的CO2总生成量，Ecapture(t)为t时段碳捕集电厂的CO2捕获量，为天然气的单位热值含碳量，/>为天然气的碳氧化率；
根据公式：
ΔE＝EIES-EOIES
确定所述碳交易成本；
其中，ΔE为碳交易量，c为碳交易基准价格；α为碳交易价格增长率；d为碳排放量区间步长。
9.如权利要求1所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述约束条件包括功率平衡约束、风力发电约束、碳捕集电厂运行约束、能量转换设备运行约束和储能设备运行约束；
所述功率平衡约束包括电功率平衡约束、热功率平衡约束、气功率平衡约束和氢功率平衡约束；
所述碳捕集电厂运行约束包括燃煤机组的总出力上下限及爬坡约束、烟气分流约束和碳捕集系统运行能耗约束；
所述能量转换设备运行约束包括电解槽、甲烷反应器、氢燃料电池、热电联产和燃气锅炉的输入功率上下限及爬坡约束；
所述储能设备运行约束包括储液罐、储氢罐和储热罐的运行约束。
10.如权利要求9所述的综合能源系统低碳经济调度方法，其特征在于，所述电功率平衡约束为：
PCCPP，e(t)+PWG(t)+PCHP，e(t)+PHFC，e(t)＝Pe，EL(t)+Pe，Load(t)
所述热功率平衡约束为：
所述气功率平衡约束为：
PMR，g(t)+Pg，buy(t)＝Pg，CHP(t)+Pg，GB(t)+Pg，Load(t)
所述氢功率平衡约束为：
所述风力发电约束为：
所述燃煤机组的总出力上下限及爬坡约束为：
所述烟气分流约束为：λmin≤λ(t)≤λmax
所述碳捕集系统运行能耗约束为：
所述能量转换设备运行约束为：
其中，Pe，Load(t)为t时段系统的电负荷需求，Ph，Load(t)为t时段系统的热负荷需求，Pg，Load(t)为t时段系统的气负荷需求，Pg，GB(t)为t时段燃气锅炉的输入功率，PGB，h(t)为t时段燃气锅炉的输出功率，为t时段储热罐的储热功率，/>为t时段储热罐的放热功率，PWG(t)为t时段风力发电机组的实际发电出力，/>为t时段风力发电机组的预测发电出力，/>为燃煤机组的总出力上限，/>为燃煤机组的总出力下限，/>为燃煤机组的爬坡功率上限，/>为燃煤机组的爬坡功率下限，λmax为烟气分流装置的烟气分流比上限，λmin为烟气分流装置的烟气分流比下限，τ为再生塔和压缩机的最大运行工况系数，/>为第i种能量转换设备的设备容量，/>为第i种能量转换设备的爬坡功率上限，/>为第i种能量转换设备的爬坡功率下限，i＝1～n，n为能量转换设备种类数。
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