在全球变暖问题日趋严重的背景下, “双碳”战略目标的提出对我国乃至全世界绿色、高效、可持续发展具有重要意义^[1]。作为碳排放的主体之一, 综合能源系统(Integrated Energy System, IES)被认为是通过促进可再生能源消纳和级联多能源利用来减少碳排放的有效途径^[2]。深化能源改革、如期实现碳减排是实现人民美好生活愿望的基础, 也是中国能源转型的迫切需要^[3]。

IES是一种集多种能源于一体、统一规划、优化运作的能源系统, 可促进能源可持续发展^[4]。作为未来最重要的能源形式之一, 探索IES的减排潜能是实现“双碳”目标的必由之路。当前已有许多研究者将碳排放指标加入IES规划模型中, 引入碳捕集技术, 打造新型低碳的IES。文献[5]以低碳排放为目标, 搭建了计及风电、光伏和储能的IES低碳经济调度模型, 采用粒子群算法验证了该模型可提高风电消纳, 有效降低碳排放量。文献[6]通过配置一定容量的电转气装置(Power To Gas, P2G)厂站, 构成电-气双向耦合的IES, 解决风电消纳问题, 同时在目标函数中引入碳排放成本, 使得建设P2G厂站后耦合系统在尽可能消纳风电的同时, 拥有较好的经济性和低碳性。文献[7]构想了一套包含储氢、储碳的合作机制, 并建立了含碳捕集装置(Carbon Capture System, CCS)的IES低碳经济调度模型, 通过增加储氢、储碳设备, 使CCS和P2G耦合运行更具灵活性, 完成碳循环, 降低了系统综合运行成本和碳排放量。文献[8]针对双碳目标下低碳IES规划面临的挑战, 在考虑富氧燃烧空分系统及储氧罐灵活运行的基础上, 采用双层规划方法将碳捕集设备精细化运行模型整合到低碳IES规划模型中。文献[9]在IES低碳模型的基础上考虑富氧燃烧技术, 给出了富氧燃烧电厂的净出力模型, 并将其与燃烧后捕集电厂的调度结果进行对比, 结果表明, 该模型能在低成本下实现更低碳排放。文献[10]根据350 MW富氧燃烧机组的耗氧量和变负荷特性, 在满足变负荷需求的条件下, 确定设备内的O₂和液氧的产出率, 得到最佳的O₂产量。文献[11]提出了一种考虑富氧燃烧装置(Oxygen Enriched Combustion Plant, OECP)与P2G耦合的广义储能IES低碳优化调度模型, 以减少碳排放, 提高可再生能源消纳, 降低IES运行成本。

本文提出了一种考虑富氧燃烧空分系统, P2G、CCS及多种储能联合运行的电-气IES低碳模型, 并通过构建多种不同场景下的调度模型, 调用CPLEX程序进行求解。通过对比分析, 验证了所提模型的有效性。

使用O₂与CO₂混合气取代助燃空气技术产生更高浓度CO₂流是燃煤电厂经济、成熟的大规模捕获CO₂的技术^[12]。富氧燃烧电厂内设储氧设备和碳捕集系统, 具有能量时移特性, 即使电厂在负荷高峰期, 依然可以保持氧气的充足供应, 维持较高的碳捕集水平。

OECP的工作原理是将由空分系统(Air Separation Unit, ASU)产生的O₂与CO₂混合气取代空气输入燃烧室, 经燃烧后CO₂高浓度聚集, 使CO₂更容易被CCS捕获。其详细原理和三塔空分流程参考文献[13-14]。OECP工作原理如图 1所示。

富氧燃烧电厂包括OECP、ASU、储氧装置、CCS等。其中, OECP除了向电负荷供电, 还需将部分电能分别传输给ASU和CCS。机组向ASU和CCS供电, ASU将空气中的O₂分离, CCS将空气中以及机组输出的高温烟气(内含高浓度CO₂)净化压缩, 将捕获的CO₂与O₂混合输入机组, 供OECP燃烧发电。

日内负荷有低谷期和高峰期。当负荷处于低谷期时, ASU产出的部分O₂输入OECP, 剩余O₂将转化成液氧以储氧罐的形式储存。同时, 富余的电能将通过P2G转化为天然气, 这样不仅可以避免能源浪费, 还可以促进风电等可再生能源的消纳。其中, P2G分为电解水制氢和氢气甲烷化两个阶段。电解水分解出来的O₂可转入储氧装置, 输入储氧罐。CCS捕获的CO₂并未全部供给, 富余的CO₂同样转入储碳装置。当氢气甲烷化反应发生时, 储碳装置将CO₂生成天然气输入气网; 富余的H₂输入储氢装置。当负荷处于高峰期时, 富氧燃烧机组将优先考虑对负荷进行供电。由于ASU及CCS供电量相应减少, 使得产生的O₂及CO₂相应减少。此时, 储氧、储碳装置发挥作用, 向OECP输送混合气, 以保证发电机组的效率。同时, 储氢装置可向燃氢的燃气轮机输送H₂, 将H₂转化为电能以缓解ASU供电压力, 增加对CCS的供电, 以保证较高的碳捕集水平, 减少碳排放。

根据富氧燃烧电厂的能量时移特性及能量守恒定律, 富氧燃烧机组输出功率可分为电负荷能耗、ASU能耗和CCS能耗; OECP的氧气供应分别来自ASU、储氧设备以及P2G;富氧燃烧电厂的碳排放除了CCS捕获的CO₂, 还有输入储碳设备和P2G的CO₂。

$ P^t=P_{\mathrm{LOAD}}^t+P_{\mathrm{ASU}}^t+P_{\mathrm{CCS}}^t $

(1)

$ O^t=O_{\mathrm{ASU}}^t+O_{\mathrm{OS}}^t+O_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t $

(2)

$ E^t=E_{\mathrm{CE}}^t+E_{\mathrm{CCS}}^t+E_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t $

(3)

式中: t——调度周期;

P^t—富氧燃烧电厂输出功率;

P_LOAD^t——OECP供给电负荷;

P_ASU^t、P_CCS^t——ASU、CCS的功率;

O^t——富氧燃烧机组所需的O₂量;

O_ASU^t、O_OS^t、O_P2G^t——ASU、储氧设备、P2G供应的O₂量;

E^t——富氧燃烧电厂碳排放量;

E_CE^t——OECP碳排放量;

E_CCS^t——CCS捕获的CO₂量;

E_P2G^t——P2G消耗的CO₂量。

其中, P_ASU^t、P_CCS^t、O^t、E_CCS^t、E^t可分别表示为

$ P_{\mathrm{ASU}}^t=\alpha_{\mathrm{ASU}} O_{\mathrm{ASU}}^t $

(4)

$ P_{\mathrm{CCS}}^t=\beta_{\mathrm{CCS}} E_{\mathrm{CCS}}^t $

(5)

$ O^t=\gamma_{\mathrm{OECP}} P^t $

(6)

$ E_{\mathrm{CCS}}^t=\delta_{\mathrm{CCS}} E^t $

(7)

$ E^t=\chi_{\mathrm{OECP}} P^t $

(8)

式中: α_ASU——ASU产生单位O₂所需的能耗系数, MW/m³;

β_CCS——CCS捕获单位CO₂所需的能耗系数, MW/m³;

γ_OECP——OECP产生单位功率的耗氧系数, MW/m³;

δ_CCS——CCS的碳捕集水平;

χ_OECP——OECP的碳排放强度, m³/MW。

因此, 可以得出富氧燃烧电厂的净输出功率为

$ \begin{gathered} P_{\mathrm{N}}^t=P_{\mathrm{LOAD}}^t=\left(1-\alpha_{\mathrm{ASU}} \gamma_{\mathrm{OECP}}-\beta_{\mathrm{CCS}} \delta_{\mathrm{CCS}} \chi_{\mathrm{OECP}}\right) P^t+ \\ \alpha_{\mathrm{ASU}}\left(O_{\mathrm{OS}}^t+O_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t\right) \end{gathered} $

(9)

由此可见, 富氧燃烧电厂的净输出功率P_N^t与ASU的O₂产量、CCS的碳捕集水平、储氧设备供氧量等因素相关, 因此可通过控制储氧设备的充氧、放氧量来改变OECP某段时间的净输出功率。

仅仅将CCS与P2G和ASU进行耦合存在一些缺陷。一方面, P2G的电解水制氢反应和氢气甲烷化反应只会在电能富余时刻进行, 合成甲烷需要CO₂的参与, 但CCS捕集CO₂的过程却贯穿整个系统运行周期, CO₂流量供求失衡会导致成本增加和能源浪费, 对环境造成污染。另一方面, 系统负荷需求一直变化。在电负荷高峰时期, 需要有足够的O₂保证OECP的正常运转, 同时需要有足够的电力保证ASU正常工作, 否则富氧燃烧机组的效率下降, 增加能耗, 造成电能更加短缺, 形成恶性循环。此外, IES调度不仅应考虑日内调度, 还应考虑我国季节差异性。夏季电能需求量大, 气负荷需求较低; 冬季风电高发消纳困难, 而气负荷需求量巨大。

因此, 本文提出一种计及储氧、储碳、储氢的多种储能合作、互补的运行模式。负荷低谷期, 发电需求量较低, 此时有充足的电量可接入ASU与P2G。ASU通过持续的空分操作产生O₂, 除供应OECP进行富氧燃烧发电之外仍有富余, P2G通过持续的电解水反应也会产生大量O₂, 可将ASU与P2G所产生的富余O₂输入储氧罐储存起来, 保证电能的充分利用。负荷高峰期, OECP出力优先考虑对负荷的供应, ASU产氧量相应下降, 此时将负荷低峰期时输入储氧罐的O₂与CO₂混合输入燃烧室, 保证富氧燃烧机组的正常运行和电力的正常供应。CCS的碳捕集过程贯穿整个调度周期, 负荷高峰期时没有富余电能供应P2G进行反应, 富余的CO₂可输入储碳设备封存。这样, 在负荷低谷期间, 尤其是在冬季, 储碳设备可向P2G设备氢甲烷化反应供应CO₂, 减少成本和碳排放量。同时, P2G设备进行电解水反应时产生大量H₂, 除了供应甲烷化反应, 富余H₂存入储氢设备。这样, 在负荷高峰期间, 尤其是夏季电能需求量大时, 可将H₂和天然气输入燃气电厂产生电能, 缓解负荷需求和ASU压力, 保证CCS捕获CO₂的能力处于较高水平。

在OECP与P2G之间建立合作机制, 通过储氧、储氢、储碳3种储气装置可以在负荷低谷期消耗富氧燃烧电厂产生的富余电能及风能, 有效促进可再生能源全消纳。在负荷高峰期通过3种储气装置的协调运行, 将O₂输入OECP进行发电, 将CO₂输入P2G进行甲烷化反应产生天然气, 将H₂和天然气输入燃气电厂产生电能, 将气体间接地转换回电能, 防止电能浪费, 降低碳排放。IES低碳调度能流框架如图 2所示。

储氧、储氢、储碳联合运行, 在一定程度上可以缓解日内调度的负荷差异性并将季节负荷需求差异转化为季节负荷互补, 实现IES的低碳调度。储氧、储碳、储氢及P2G等设备模型如下。

(1) 储氧设备

$ E_{\mathrm{O}_2}^t=E_{\mathrm{O}_2}^{t-1}+\left(Q_{\mathrm{O}_2}^{\text {in }, t}-Q_{\mathrm{O}_2}^{\text {out }, t}\right) {\mathit{\Delta}} t, \forall t $

(10)

$ E_{\mathrm{O}_2, \min }^t \leqslant E_{\mathrm{O}_2}^t \leqslant E_{\mathrm{O}_2, \text { max }}^t $

(11)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{O}_2}^{\mathrm{in}, t} \leqslant Q_{\mathrm{O}_2, \max }^{\mathrm{in}, t} $

(12)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{O}_2}^{\text {out }, t} \leqslant Q_{\mathrm{O}_2, \text { max }}^{\text {out } t} $

(13)

$ E_{\mathrm{O}_2, 0}^t=E_{\mathrm{O}_2, \mathrm{~N}}^t $

(14)

式中: E_O2^t——储氧设备在时刻t的O₂容量, m³;

Q_O2^{in, t}、Q_O2^{out, t}——储氧设备在时刻t输入、输出O₂的流量, m³;

E_{O2, max}^t、E_{O2, min}^t——储氧设备O₂存储容量的上、下限, m³;

Q_{O2, max}^{in, t}、Q_{O2, max}^{out, t}——储氧设备最大输入、输出O₂流量, m³;

E_{O2, 0}^t、E_{O2, N}^t——储氧设备在一个调度周期初始、结束时刻的O₂容量, m³。

$ Q_{\mathrm{O}_2}^{\mathrm{in}}=Q_{\mathrm{O}_2}^{\mathrm{in}, \mathrm{PG}}+Q_{\mathrm{O}_2}^{\mathrm{in}, \mathrm{ASU}} $

(15)

式中: Q_O2^{in, P2G}、Q_O2^{in, ASU}——P2G设备电解水反应和ASU注入储氧设备的O₂流量, m³;

Δt——时间步长, h。

(2) 储碳设备

$ E_{\mathrm{CO}_2}^t=E_{\mathrm{CO}_2}^{t-1}+\left(Q_{\mathrm{CO}_2}^{\text {in }, t}-Q_{\mathrm{CO}_2}^{\text {out }, }\right) {\mathit{\Delta}} t, \forall t $

(16)

$ E_{\mathrm{CO}_2, \min }^t \leqslant E_{\mathrm{CO}_2}^t \leqslant E_{\mathrm{CO}_2, \max }^t $

(17)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{CO}_2, t}^{\mathrm{in}, } \leqslant Q_{\mathrm{CO}_2, \max }^{\mathrm{in}, } $

(18)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{CO}_2}^{\text {out } t} \leqslant Q_{\mathrm{CO}_2, \max }^{\text {out } t} $

(19)

$ E_{\mathrm{CO}_2, 0}^t=E_{\mathrm{CO}_2, \mathrm{~N}}^t $

(20)

式中: E_CO2^t——储碳设备在时刻t的CO₂容量, m³;

Q_CO2^{in, t}、Q_CO2^{out, t}——储碳设备在时刻t注入、输出CO₂的流量, m³;

E_{CO2, max}^t、E_{CO2, min}^t——储碳设备CO₂存储容量的上、下限, m³;

Q_CO2^{in, t}、Q_CO2^{out, t}——储碳设备注入、输出CO₂流量, m³;

Q_{CO2, max}^{in, t}、Q_{CO2, max}^{out, t}——储碳设备最大注入、最大输出CO₂流量, m³;

E_{CO2, 0}^t、E_{CO2, N}^t——储碳设备在一个调度周期初始、结束时刻的CO₂容量, m³。

$ Q_{\mathrm{CO}_2}^{\text {in }}=Q_{\mathrm{CO}_2}^{\text {in, fuel }}+Q_{\mathrm{CO}_2}^{\text {in, air }} $

(21)

式中: Q_CO2^{in, fuel}——碳捕集系统从富氧燃烧机组排出烟气中的CO₂流量, m³;

Q_CO2^{in, air}——空气中捕获注入储碳系统的CO₂流量, m³。

(3) 储氢设备

$ Q_{\mathrm{H}_2}^{\mathrm{in}}=Q_{\mathrm{H}_2}^{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}} $

(22)

$ E_{\mathrm{H}_2}^t=E_{\mathrm{H}_2}^{t-1}+\left(Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {in, } t}-Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out }, t}\right) {\mathit{\Delta}} t, \forall t $

(23)

$ E_{\mathrm{H}_2, \min }^t \leqslant E_{\mathrm{H}_2}^t \leqslant E_{\mathrm{H}_2, \max }^t $

(24)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{H}_2}^{\mathrm{in}, t} \leqslant Q_{\mathrm{H}_2, \max }^{\mathrm{in}, t} $

(25)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out } t} \leqslant Q_{\mathrm{H}_2, \text { max }}^{\text {out } t} $

(26)

$ E_{\mathrm{H}_2, 0}^t=E_{\mathrm{H}_2, \mathrm{~N}}^t $

(27)

式中: Q_H2ⁱⁿ——注入储氢设备的氢气容量, m³;

Q_H2^P2G——P2G装置电解水反应产氢量, m³;

E_H2^t——储氢设备在时刻t的储氢量, m³;

E_{H2, max}^t、E_{H2, min}^t——储氢设备的上、下限，m³;

Q_H2^{in, t}、Q_H2^{out, t}——储氢设备时刻t注入、输出氢气量, m³;

Q_{H2, max}^{in, t}、Q_{H2, max}^{out, t}——储氢设备的最大注入、输出量, m³;

E_{H2, 0}^t、E_{H2, N}^t——储氢设备在一个调度周期初始、结束时刻的H₂容量, m³。

此外, 甲烷化反应所用的H₂是由储氢设备供给的, 应符合以下约束条件。

$ Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out }}=Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out,G }}+Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out }, \mathrm{M}} $

(28)

$ Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out, G}} \geqslant 0 $

(29)

$ Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out, M}} \geqslant 0 $

(30)

式中: Q_H2^{out, G}、Q_H2^{out, M}——储氢设备向甲烷化反应和燃气电厂供应的H₂量, m³。

(4) P2G设备

P2G中电解水制氢反应的产氢量可表示为

$ Q_{\mathrm{H}_2}^{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}=\frac{P_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}} \eta_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^{\mathrm{H}_2} \zeta}{V_{\mathrm{HH}}^{\mathrm{H}_2}} $

(31)

式中: P_P2G——系统输入P2G的功率, MW;

η_P2G^H₂——P2G电解水制氢反应的制氢效率, 一般取0.73;

ζ——等值热能系数, kJ/MW;

V_HH^H₂——H₂的高热值, kJ/m³。

$ \omega_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}} P_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}, \min } \leqslant P_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}} \leqslant \omega_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}} P_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}, \max } $

(32)

式中: ω_P2G——P2G的运行状态, 0-1变量;

P_{P2G, min}——P2G允许输入的最小功率, MW;

P_{P2G, max}——P2G允许输入的最大功率, MW。

P2G甲烷化反应所需的H₂均来自电解水反应制氢量, 因此反应产生的甲烷量取决于储氢设备可供给的H₂量。甲烷化反应消耗的CO₂量Q_CO2^P2G和产生的CH₄量Q_CH4^P2G分别可表示为

$ Q_{\mathrm{CO}_2}^{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}=\left(Q_{\mathrm{H}_2}^{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}+Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out }, \mathrm{M}}\right) \tau_{\mathrm{H}_2-\mathrm{CO}_2} $

(33)

$ Q_{\mathrm{CH}_4}^{\mathrm{P2G}}=\left(Q_{\mathrm{H}_2}^{\mathrm{P2G}}+Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out, }, \mathrm{M}}\right) \tau_{\mathrm{H}_2-\mathrm{CH}_4} $

(34)

式中: τ_H2－CO2、τ_H2－CH4——H₂与CO₂、CH₄之间的反应系数, 均取0.25。

本文将传统燃煤发电机组改造为含OECP的富氧燃烧发电机组, 并接入ASU和CCS形成低碳富氧燃烧电厂。在富氧燃烧电厂与P2G建立合作机制的基础上, 考虑日内负荷差异性及季节负荷互补性, 加入储氧、储碳、储氢等设备, 通过能量时移特性削峰填谷, 达到提高可再生能源消纳、减少碳排放、平衡负荷需求的目的。该IES由富氧燃烧电厂、风电场及燃气电厂接入电网向电负荷供电, 由P2G和天然气井接入气网供应气负荷。

本文将以系统运行成本最小为目标, 在电力网络、天然气网络及各设备、各元件的约束条件下构建IES低碳经济调度模型。其中, 系统运行成本F由能源消耗成本C_E^t、储能成本C_ES^t、P2G成本C_P2G^t、燃气电厂运行成本C_G2P^t及碳排放成本C_CE^t组成。模型为

$ \min F=\min \left(C_{\mathrm{E}}^t+C_{\mathrm{ES}}^t+C_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t+C_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}}+C_{\mathrm{CE}}^t\right) $

(35)

$ C_{\mathrm{E}}^t=\sum\limits_{t=1}^T\left(\rho_e P^t+\rho_g Q_{\text {gas }}^t\right) $

(36)

$ \begin{aligned} C_{\mathrm{ES}}^t= & \sum\limits_{t=1}^T \rho_{\mathrm{ES}}\left(Q_{\mathrm{CO}_2}^t+Q_{\mathrm{O}_2}^t+Q_{\mathrm{H}_2}^t-\right. \\ & \left.Q_{\mathrm{CO}_2}^{t, \text { out }}-Q_{\mathrm{O}_2}^{t, \text { out }}-Q_{\mathrm{H}_2}^{t, \text { out }}\right) \end{aligned} $

(37)

$ C_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t=\varphi \sum\limits_{t=1}^T \eta_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}} P_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t $

(38)

$ C_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}}^t=\varphi \sum\limits_{t=1}^T\left(\eta_{\mathrm{H} 2 \mathrm{P}} Q_{\mathrm{H}_2}^{t, \text { out }}+\eta_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}} Q_{\text {gas }}^{t, \text { out }}\right) $

(39)

$ C_{\mathrm{CE}}^t=\lambda_{\mathrm{CE}} \sum\limits_{t=1}^T\left(1-\delta_{\mathrm{CCS}}\right) E^t $

(40)

式中: ρ_e、ρ_g——富氧燃烧机组发电成本、天然气井采气成本, 元;

Q_gas^t、Q_gas^{t, out}——天然气井开采的天然气量、输入燃气电厂的天然气量, m³;

η_P2G、η_H2P、η_G2P——P2G电转气效率、燃气电厂燃氢发电效率、燃气电厂燃气发电效率;

φ——P2G设备和燃气电厂成本系数, 元/m³;

λ_CE——碳排放惩罚成本, 元/m³。

电力、天然气能量平衡约束为

$ P^t+P_{\mathrm{W}}^t+P_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}}^t=P_{\mathrm{LOAD}}^t+P_{\mathrm{ASU}}^t+P_{\mathrm{CCS}}^t+P_{\mathrm{P} 2 \mathrm{G}}^t $

(41)

$ Q_{\text {gas }}^t=Q_{\mathrm{LOAD}}^t+Q_{\mathrm{gas}}^{t, \text { out }} $

(42)

式中: P_W^t——风电场输入电网的功率, MW;

P_G2P^t——燃气电厂输入电网的功率;

P_P2G^t——电转气设备消耗的电能;

Q_LOAD^t——气负荷消耗的天然气量, m³。

富氧燃烧电厂约束为

$ P_{\min }^t \leqslant P^t \leqslant P_{\max }^t $

(43)

$ 0<O^t \leqslant O_{\max }^t $

(44)

$ 0<E_{\mathrm{CCS}}^t<E^t $

(45)

式中: P_max^t、P_min^t——OECP出力上、下限, MW;

O_max^t——ASU能从空气分离出的最大氧气量, m³。

计及储氧、储碳、储氢的约束条件如式(10)~式(30)所述。

假设电力网络的电能主要来自富氧燃烧机组和风电机组出力, 网络潮流方程为

$ \left\{\begin{array}{l} P_W+P_i-U_i \sum\limits_{j \in i} U_j\left(G_{i j} \cos \theta_{i j}+\right. \\ \;\;\;\left.B_{i j} \sin \theta_{i j}\right)=0 \\ Q_i-U_i \sum\limits_{j \in i} U_j\left(G_{i j} \sin \theta_{i j}-B_{i j} \cos \theta_{i j}\right)=0 \end{array}\right. $

(46)

式中: P_W——风电机组输入节点i的有功功率, MW;

P_i、Q_i——OECP输入节点i的有功、无功功率, MW;

U_i、U_j——节点i和节点j的电压幅值, V;

G_ij、B_ij——节点间的电导和电纳, S;

θ_ij——节点i和节点j之间的相角差。

约束条件为

$ P_{\min } \leqslant P_i \leqslant P_{\max } $

(47)

$ Q_{\min } \leqslant Q_i \leqslant Q_{\max } $

(48)

$ U_{\min } \leqslant U_i \leqslant U_{\max } $

(49)

$ -\theta_{i, \max } \leqslant \theta_i \leqslant \theta_{i, \max } $

(50)

式中: P_max、P_min——输入节点i的有功功率最大、最小值, MW;

Q_max、Q_min——输入节点i的无功功率最大、最小值, MW;

U_max、U_min——节点i电压的最大、最小值, V;

θ_{i, max}——电压相角极值, 通常取π/2。

天然气井是天然气生产的主要来源, 因此气井对气网中节点k天然气供应约束条件为

$ Q_{\mathrm{gaa}, \text { min }}^t \leqslant Q_{\mathrm{ga}, k}^t \leqslant Q_{\mathrm{gas}, \text { max }}^t $

(51)

式中: Q_{gas, k}^t——时刻t气井对节点k的出气量, m³;

Q_{gas, max}^t、Q_{gas, min}^t——时刻t气井对节点k出气量的上、下限, m³。

天然气在输送过程中, 由于其管道两端均存在节点压力损耗, 因此输气流量由高压节点向低压节点流动。同时, 管道的流速又取决于管道长度、直径、工作温度及管道两端压力^[15]。对于所给定的管道, 可用如下的Weymouth方程描述其两端节点压力函数。

$ \begin{cases}F_{k l}=\operatorname{sgn}\left(p_k, p_l\right) \times C_{k l} \;\;\;\;\;\; \sqrt{\left|p_k^2-p_l^2\right|} \\ \operatorname{sgn}\left(p_k, p_l\right)= \begin{cases}1, & \;\;\;p_k \geqslant p_l \\ -1, & \;\;\;p_k<p_l\end{cases} \end{cases} $

(52)

$ \underline{p_k} \leqslant p_k \leqslant \overline{p_k} $

(53)

式中: F_kl——节点k和节点l间的管道流速, m/s;

p_k、p_l——节点k和节点l处的压力, N;

C_kl——管道常数, 与管道长短、管道半径、摩擦力、气温等因素相关;

sgn(p_k、p_l)——天然气输送方向的符号函数, m/(N·s): 其中当节点k处的压力大于节点l处的压力时, 取值为1, 而当节点k处的压力小于节点l处的压力时, 取值为-1。

式(53)表示管道的节点压力必须约束在一定的范围内。

P2G的约束条件如式(31)~式(34)所述。

燃气电厂约束为

$ P_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}, \text { min }} \leqslant P_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}} \leqslant P_{\mathrm{G} 2 \mathrm{P}, \text { max }} $

(54)

$ 0 \leqslant Q_{\mathrm{H}_2}^{\text {out }} \leqslant Q_{\mathrm{H}_2} $

(55)

$ 0 \leqslant Q_{\text {gas }}^{\text {out }} \leqslant Q_{\text {gas }, \text { max }}^{\text {out }} $

(56)

式中: P_{G2P, max}、P_{G2P, min}——燃气电厂功率出力的上、下限, MW;

Q_H2——电转气设备电解水反应产生的氢气量;

Q_{gas, max}^out——天然气网络注入燃气电厂所允许的最大天然气量, m³。

本文以改进的IEEE-30节点电网和7节点天然气网为实例, 对上述电-气IES低碳模型进行仿真。系统结构如图 3所示。该模型各部分组成见表 1。

将IEEE-30节点电网的节点8、节点11、节点13改造成富氧燃烧机组, 节点1、节点2改造为燃气轮机和燃氢轮机, 节点5改造为风电机组; 天然气网通过P2G设备、储氢设备及燃氢轮机与电网相连。其中, 负荷情况和机组参数等具体数值参考文献[8]。此外, 在电网调度周期之内, 要求系统旋转备用功率为总负荷的30%;P2G所允许的最小、最大输入功率分别为10 MW、100 MW; CCS运行能耗固定, 按0.5%的装机容量计算; 碳排放惩罚成本取值120元/t, 外购CO₂的价格为500元/t, 燃气电厂中燃气机组和燃氢机组出力上、下限取值分别为80 MW、10 MW。

本文以24 h为周期, 1 h为步长, 采用CPLEX求解器对所建立的模型进行优化求解, 在不同场景下进行仿真实验。基于以上网络模型, 针对图 4的负荷曲线, 设定3种不同仿真场景进行对比分析。场景1为基于传统燃煤电厂的IES调度模型。场景2为包含CCS的燃煤电厂的IES低碳调度模型。场景3为基于多储能互联的含富氧燃烧电厂的IES低碳调度模型。

将图 4中的预测数值及前文所述参数代入目标函数, 计算得出的系统运行成本如表 2所示。

由表 2可知, 引入CCS后碳排放较传统IES明显降低。场景3不仅极大限度地减小了碳排放量, 而且还促进了风电的消纳。与场景2相比, 场景3中虽然系统运行成本增加, 但碳排放成本减少。由此可见, 引入OECP和各种储能装置虽然会引起系统运行成本的小幅度提升, 但降低的碳排放量非常可观, 富氧燃烧技术及多储能互联的引入对IES低碳经济调度具有明显的效果。3种场景下的风电消纳情况如图 5所示。

图 6为不同场景下电厂出力对比。

由图 6可知, 相较于传统燃煤电厂与碳捕集电厂, 富氧燃烧电厂在对负荷“削峰填谷”方面更具优势。在1∶00至7∶00, 21∶00至24∶00之间, 负荷处于低谷期, 此时是非电厂出力高发时期。在此期间, 场景3的富氧燃烧电厂出力高于场景2的燃煤电厂出力。在10∶00至18∶00之间, 负荷处于高峰期, 此时是电厂出力高发期。在此期间, 场景3的电厂出力小于场景2的电厂出力。其他时刻, 场景3与场景2的出力情况基本持平。这是因为ASU与储氧设备配合运行时, 负荷低谷期, 风电和富余电能通过P2G产生天然气和H₂, 实现富余电能全消纳, ASU利用部分电能继续产生富氧, 存入储氧设备; 负荷高峰期, 储氧设备输出富氧, 间接降低了ASU能耗, 加上储氢设备和气网向燃气电厂输送H₂和天然气, 使燃气电厂出力, 缓解电网负荷需求, 达到负荷转移效果。

图 7为不同场景下碳捕集量对比。

由图 7可知, 场景3中CCS的碳捕集量与富氧燃烧电厂的出力情况成正比, 但在10∶00至18∶00之间处于负荷高峰期。场景2中CCS的碳捕集量在大部分时段低于正常值, 这是由富氧燃烧电厂的能量时移特性造成的。在负荷低谷期, 为了消纳富余电能, 在P2G运行的同时, ASU继续工作产生O₂, 存入储氧设备; 在负荷高峰期, 存储的O₂供给OECP发电, 降低ASU能耗, 缓解负荷紧张情况, 以保证对CCS的正常供电, 使碳捕集始终处于较高的水平。OECP所产生烟气输入CCS, 捕集尽可能多的CO₂存入储碳装置。在P2G第二阶段的甲烷化反应时, 将CO₂输送至P2G产生天然气送入气网, 以缓解冬季或某些时刻气负荷缺额的问题。

为了更好对比不同场景下P2G运行情况, 考虑季节性差异, 电转气设备选择在气负荷需求较高的冬季典型日进行分析。冬季不同场景下电转气装置产气量对比如图 8所示。

由图 8可知, 相较与场景1, 场景2因引入了CCS消耗了一部分电能, 因此输入P2G的功率降低, P2G产气量降低。场景3通过引入储氢与储碳设备, 可以实现P2G两个反应阶段的解耦。在电负荷低谷期时, 包括风电在内的富裕电能供给ASU和CCS, P2G正常运行, 产生的O₂、CO₂、H₂存入相应的储能装置封存; 当气负荷处于高峰期时, 储碳和储氢设备接入P2G进行甲烷化反应产出天然气接入气网。在冬季气负荷需求量大时, 热能需求同样增大, 因此在19∶00至22∶00之间电网会向P2G供电, 甲烷化反应释放巨大热量, 可捕集起来满足居民热负荷的需求。

本文在传统IES低碳经济调度基础上, 引入富氧燃烧技术, 将传统燃煤电厂改造为富氧燃烧电厂。利用富氧燃烧电厂的能量时移特性, 同时接入储氧、储氢、储碳等储能装置, 考虑日内负荷差异性和季节负荷差异性, 形成多能互补的多种储能联合运行模式, 并构建了基于富氧燃烧技术和多能互补的IES低碳经济调度模型。在系统运行成本基本不变的基础上, 明显降低了碳排放量。

(1) 与基于燃煤电厂含CCS的IES调度相比, 基于富氧燃烧电厂的多储能互联IES运行成本增加1.45%, 但碳排放量降低34.16%。这说明了富氧燃烧电厂及多储能互联的配合运行在低碳经济调度方面更具优势。

(2) 空分系统与储氧、储氢设备的灵活配合能使电厂在负荷高峰期出力下降2.05%。这证明富氧燃烧电厂具有更好的削峰填谷效果。

(3) 碳捕集系统与储碳、储氧设备的灵活配合能使ASU在系统高峰期降低能耗, 保证碳捕集系统电能的充足供应。在负荷高峰期, 富氧燃烧电厂的碳捕集量较含碳捕集装置的燃煤电厂高13.82%。这证明富氧燃烧电厂更能实现低碳目标。

(4) 电转气设备与储碳、储氢设备的配合能使电制氢和电转气解耦, 使电转气设备运行灵活。储碳设备的接入则无需外购CO₂, 降低了成本; 储氢设备的接入使电转气装置可以达到包含可再生能源在内的富余电能全消纳。