电-氢-碳综合能源系统协同经济调度

2022-11-21于丽芳李燕雪朱明晞张瑞聪邹徐欢刘皓明

电力需求侧管理 2022年6期

于丽芳，李燕雪，朱明晞，张瑞聪，邹徐欢，刘皓明

（1.河海大学能源与电气学院，南京 211100；2.国网（北京）综合能源规划设计研究院有限公司，北京 100052；3.国网国际发展有限公司市场开发部，北京 100031；4.国网综合能源服务集团有限公司，北京 100052）

0 引言

目前随着传统化石能源的逐渐枯竭和环境问题的日益凸显，推动能源结构转型和碳减排工作将成为国家未来发展战略中的重要一环。氢能源由于具有绿色高效，季节级、大容量存储等突出优势，被认为是未来能源替代的终极解决方案［1］。在双碳目标愿景下，研究以电和氢为能源载体，实现“源-网-储-荷”耦合互动的电氢综合能源系统（integrated energy system，IES）的网络和设备的协同规划策略，对促进可再生能源消纳和碳减排具有重要的经济价值和环境价值。

在IES模型的优化研究方面，文献［2］以电转气设备为桥梁耦合电力网络和天然气网络，从而建立实现电-气-电能量闭环的IES模型，实现电气互换。随着氢能源应用不断挖掘和技术手段的发展，氢元素逐渐引入IES模型中。文献［3］基于价格型需求响应，建立考虑电转气（power to gas，P2G）全过程的电-氢-气模型，高效利用中间产物氢能，降低能源损耗。文献［4］在综合能源系统模型中加入风电场耦合制氢模型，研究对电制氢的不同控制，实现电氢能量之间的优势转化。文献［5］在电解水制氢模型中加入氢储能设备，提高系统消纳特性。在上述研究中忽略了电转气设备的低碳特性，未对电转气两阶段运行过程细化建模。

目前，随着双碳战略的深入发展，国内外很多学者研究在碳交易机制下IES的优化配置及优化运行方面的经济特性和消纳特性。文献［6］深入挖掘了氢能的发展潜能，提出未来电氢协同发展的必要性，建立碳交易下的综合能源系统基本模型。文献［7］通过考虑风电调度、多网耦合以及灵活调节出力3个方面关系，评估了电-氢和电-气技术在多能源网络中的作用，分析其对多能耦合效率和系统经济运行的有效性。文献［8］考虑多能源需求的不确定性，建立计及碳交易机制的P2G和风电联合运行的混合整数非线性规划调度模型，研究分析其风电消纳和碳减排能力。文献［9］考虑能源枢纽系统，在电力和天然气系统中提出了双层优化规划模型，从而提高系统运行经济性。上述研究中在促进碳减排方面有一定效果，但缺乏考虑在碳交易机制下，电氢耦合模式整体优化调度带来的碳氢收益。

通过上述分析，本文基于电氢碳系统协同运行从经济利用、实现电网互动调节以及参与碳交易市场等角度建立面向用户多元化用能需求的综合能源系统。

1 基于电-氢-碳耦合的综合能源系统模型

本文考虑了电力、供暖、冷却、天然气和氢气供应需求，构建基于电氢碳协同的IES模型架构，如图1所示。其中由风电机组、光伏机组、电网以及冷热电联供（combined cool heat and power，CCHP）机组、氢燃料电池、微型燃气轮机等能源转换设备平衡电负荷能量需求；由CCHP机组、氢燃料电池、微型燃气轮机平衡热负荷能量需求；由CCHP机组和吸收式制冷机平衡冷负荷能量需求；由电转气设备和天然气网平衡气负荷能量需求。

图1 电氢碳协同的综合能源系统Fig.1 IES with electricity-hydrogen-carbon synergy

基于P2G两阶段运行原理，合理调度设备运行方式，实现电、氢、碳、气能量流协同一体化。其机理如图2所示［10］。

图2 电转气运行机理Fig.2 Power to gas operation mechanism

P2G技术第一阶段利用电解槽设备电解水，实现电氢耦合。在此基础上通过引入储氢罐和氢燃料电池设备，在用电低谷时期，利用电解槽将过剩电能转化为氢能，存储于储氢罐中；在用电高峰时期以氢气为燃料，利用氢燃料电池发电和制热满足用户需求，从而促进了可再生能源的消纳，其功能作用与蓄电池相似。第二阶段引入碳捕集设备，将系统内CCHP和微型燃气轮机等设备燃烧产生的CO2捕获，提供给甲烷反应器，产生的甲烷注入天然气网，供其他能源转换设备使用，提高了能源利用效率，并在一定程度上减少CO2排放。

（1）电解槽

电解槽通过电解水产生氢气和氧气，制氢功率可以表示为

式中：Pp2g1in,t为电解槽的输入电功率；α1为电解槽的制氢效率；Pp2g1in,min和Pp2g1in,max分别为电解槽的最小和最大输入电功率；ΔPp2g1,min和ΔPp2g1,max分别为电解槽爬坡下、上限。

（2）储氢罐

通过储氢罐实现多余风电能量向负荷高发时段转移，有效平抑风光出力随机性和负载需求突变引起的波动，同时也是氢燃料电池的燃料提供者。忽略氢能压缩过程中的损耗，储氢罐模型为

式中：Ehs,t、Ehs,t-1分别为t时段和t-1时段的储氢罐的储能量；δhs为氢储能的自耗能率；Δt为优化运行间隔时长；Phs,cha,t、Phs,dis,t分别为氢储能在t时段充氢和放氢功率；ηhs,cha、ηhs,dis分别为储氢罐的充放氢效率。

氢储能设备的最大充/放能功率约束、始末能量约束和状态约束的约束条件如下

式中：SOChs,min、SOChs,max分别为氢储能的最小和最大荷能状态；Ehs,N为氢储能的额定容量；γhs,cha、γhs,dis分别为氢储能的最大充能和放能倍率；Ehs(0)和Ehs(T)分别为氢储能在当天开始和结束时段储能储氢量；Ehs,t为t时刻储氢罐储存的容量。

（3）燃料电池

氢燃料电池是将高品位氢能与电能、热能联系起来的桥梁，是实现电、氢、热能耦合的关键。氢燃料电池电能产出模式是基于氧化还原反应，在电堆模块中由于电子运动产生电势，进而将产生的电能输送给电网。热能产出模式是伴随着氢发电过程产生，将电堆反应产生的热能进行回收，利用换热器对循环热力系统回水进行加热以供应热负荷。氢燃料电池的模型为

式中：Phfc,e,t、Phfc,h,t分别为氢燃料电池的发电功率和制热功率；β1、β2分别为氢燃料电池发电和制热效率；Phfcin,t为t时段输入到氢燃料电池的功率；Phfcin,min、Phfcin,max分别为氢燃料电池的最小和最大输入功率；ΔPhfcin,min、ΔPhfcin,max分别为氢燃料电池的爬坡下、上限。

（4）甲烷反应器

甲烷反应器的制气功率可以表示为

式中：Pp2g2in,t为电解槽的输入电功率；α2为电解槽的制氢效率；Pp2g2in,min、Pp2g2in,max分别为电解槽的最小和最大的输入电功率；ΔPp2g2,min、ΔPp2g2,max分别为电解槽爬坡下、上限。

（5）碳捕集设备

碳捕集设备可以将系统内的热电联产和微型燃气轮机等设备燃烧产生的CO2捕获并将其提供给P2G技术中的甲烷反应器，减少CO2排放。碳捕集所消耗的电功率可以表示为

式中：Qco2,t为碳捕集设备的捕获的CO2量；γ为计算CO2量的系数；χ为碳捕集设备所消耗的电能与所捕获的CO2之间的对应系数；Pe,t为系统内发电设备在t时段发出的有功功率之和；aco2、bco2和cco2分别为微型燃气轮机和CCHP机组CO2的排放系数。

（6）CCHP机组

CCHP机组作为区域综合能源系统中最重要的多能耦合设备，基于“温度对口，梯级利用的原理”，可以高效的将清洁能源天然气转换为电能、热能和冷能，其数学模型［11］为

式中：Pcchp,g,t为CCHP机组在t时段的天然气消耗功率；Pcchp,e,t为CCHP机组在t时段的输出电功率；Pwhb,h,t为CCHP机组中余热回收锅炉在t时段的输出热功率；ηcchp,e、ηcchp,loss分别为CCHP机组的发电效率和热能自耗散率；Pcchp,c,t为CCHP机组在t时段的冷功率；Plr,h,t为溴化锂制冷机组在t时段从燃气轮机吸收的热功率；ηlr为溴化锂制冷机冷热转换效率；Pcchp,h,t为CCHP机组在t时段的输出热功率；rl,cchp、ru,cchp分别为CCHP机组的上、下爬坡速率限制；Pcchp,e,min、Pcchp,e,max分别为CCHP机组输出电功率的下、上限。

（7）微型燃气轮机

微型燃气轮机通过燃烧天然气将化学能转化为电能和热能，具有投资成本较少、污染物排放较低、制热效率高等优点。微型燃气轮机模型为

式中：Pmt,e,t为微型燃气轮机时刻的输出电功率；Pmts,t为微型燃气轮机在t时刻消耗的输入功率；ηmt为微型燃气轮机发电效率；Pmt,h,t为微型燃气轮机时刻的输出热功率；ηr为热损失系数；rl,mt、ru,mt分别为微型燃气轮机的上、下爬坡速率限制。

（8）电制冷机组

电制冷机的电功率与冷功率之间的关系为

式中：Pec,t为t时刻电制冷机输入功率；Pecc,t为t时刻电制冷机的制冷功率；ηec为电制冷机的转换效率；Pec,min、Pec,max分别为最小和最大制冷功率。

2 碳交易成本计算

碳交易是由政府通过对能耗企业的控制排放而实现碳排放量控制的市场交易机制。以此促进各能源企业进行技术革新，加强节能减排技术的研发，促进国家“碳减排”、“碳中和”目标的达成［12］。

本文中IES的碳排放配额包括外购电力、CCHP机组和微型燃气轮机机组直接或间接消费而产生的CO2，可表示为

式中:E0为系统的碳排放权配额；Ee,buy、Ecchp、Emt分别为外购电力、热电联产机组、微型燃气轮机组的碳排放权配额；χe、χg分别为燃煤机组单位电力消耗、燃天然气机组单位天然气消耗的碳排放权配额；Pe,buy,t为t时段上级购电量；Pcchp,e,t、Pcchp,h,t、Pcchp,c,t和Pmt,e,t、Pmt,h,t分别为t时段CCHP和微型燃气轮机组输出的电热冷功率；T为调度周期。

系统的实际碳排放量表示为

式中:Eco2为IES的实际碳排放量；Ee,buy为外购电能的实际碳排放量；Ee,IES为系统内设备运行时总的碳排放量；Eccs为碳捕集设备捕获的的CO2量；a1、b1、c1和a2、b2、c2分别为燃煤机组和耗天然气型供能设备的碳排放计算系数。

因此，碳交易成本可表示为

式中：Cco2为碳交易成本；ε为碳交易成本系数。

3 电氢碳协同系统的低碳经济调度策略

基于图1电氢碳协同运行系统架构，综合考虑在碳交易机制下多种能源转换装置从而建立电-氢-碳综合能源系统协同调度架构。

3.1 目标函数

经济调度模型的目标是满足IES内各负荷用能需求的基础上系统经济和环境成本最小，目标函数如下

式中:Cm为设备运行维护成本；Ceg为能源外购成本；Cdg,cut为弃风弃光成本；Cp2g为电转气设备的售氢收益。

（1）设备运行维护成本

式中：awt、apv、acchp、ap1、ap2、ahs、amt、aec、accs、ahfc分别为风电、光电、热电联产机组、电解槽、甲烷反应器、储氢罐、微型燃气轮机、电制冷机、碳捕集和燃料电池的单位维护成本；Pwt,t、Ppv,t、Pcchp,e,t、Pcchp,h,t、Pcchp,c,t、Pp2g1,t、Pp2g2,t、Phs,cha,t、Phs,dis,t、Pmt,t、Pmth,t、Pecc,t、Pccs,t、Phfc,e,t、Phfc,h,t分别为t时段风电、光电、CCHP机组、电解槽、甲烷反应器、储氢罐、微型燃气轮机、电制冷机、碳捕集和燃料电池的输出功率。

（2）能源外购成本

式中：be和bg分别为上级电网单位电价和天然气网气源的单位价格；Pe,buy,t和Pg,buy,t分别为t时段从上级主网购买的电量与天然气量。

（3）弃风弃光的成本

式中：cwc和cpc分别为风力和光伏发电弃风弃光成本系数；Pwc,t和Ppc,t分别为t时段弃风弃光功率。

（4）售氢收益

式中：dH2为市场上氢气价格；VH2为电转气设备的氢气产生量。

3.2 约束条件

约束条件主要包括：能量供需平衡约束和设备约束，其中设备约束条件在第1节已论述。

（1）电力平衡约束

式中：Ppl,t为t时段的电力负荷需求。

（2）热功率平衡约束

式中：Phl,t为t时段的热负荷需求。

（3）冷功率平衡约束

式中：Pcl,t为t时段的冷负荷需求。

（4）燃气功率平衡约束

式中：Pgl,t为t时段的气负荷需求。

（5）氢功率平衡约束

（6）购电购气限制约束

式中：Pg,min和Pg,max分别为购气功率的最小和最大限值；Pe,min和Pe,max分别为购电功率的最小和最大限值。

4 算例分析

4.1 算例设置

采用图1所示系统，算例中设置电网与大电网单向相连，系统无法向大电网倒送电能，气网与外网双向相连，同时系统中热网和冷网与外界没有交互。由此，以一天24 h为一个调度周期，单位调度时段为1 h。设置IES系统包括60 MW的风力发电机组，40 MW的光伏发电机组，25 MW的CCHP机组、35 MW的微型燃气轮机、35 MW的电转气设备、15 MW的燃料的电池、35 MW储氢系统、15 MW电制冷机以及10 MW碳捕集设备。典型日内风光出力预测曲线如图3所示。

图3 风光出力预测Fig.3 Forecasting of wind and photovoltaic output

碳交易的成本根据上海环境能源交易所的数据约取60元/t，同时外购电价取0.54元/kWh，天然气价格取3.5元/Nm3。IES内部典型日的电、热、冷、气负荷预测曲线分别如图4所示。

图4 负荷需求预测Fig.4 Load demand forecasting

4.2 不同调度模式分析

为了分析比较所提出的碳交易机制下的优化调度策略的有效性和经济性，本文设置了3种调度模式。

模式1：常规模式，传统燃气轮机热电联产；

模式2：电氢模式，在模式1的基础上，引入电转气技术和氢燃料电池，实现氢能与电能双向耦合；

模式3：电氢碳模式，在模式2的基础上，综合考虑碳捕集设备碳收益和电转气设备的氢收益，实现电氢碳协同。

3种模式的调度结果及外购能源情况分别如表1所示。从消纳特性分析，常规模式的风光利用率为75.97%，图5为常规模式的弃风弃光情况，在0：00—4：00，8：00—16：00和22：00—24：00时段，风光资源丰富，常规模式下系统供大于求，可再生能源出力富余，无法被IES完全消纳；在电氢和电氢碳模式下，由于增加了电转气设备，将富余的风电和光伏发电转换为氢能或者天然气进行存储，在用电高峰期和可再生能源出力不足的情况下进行发电或转化为其他形式的能量供负荷使用，使得风能和光伏的利率有了极大的提升，风光出力可被完全消纳，提高能源利用效率。

表1 3种模式调度结果Table 1 Scheduling results of three models

图5 常规模式中弃风弃光情况Fig.5 Wind and photovoltaic abandonment in conventional mode

从环境角度分析，本文中的IES碳排放源包括微型燃气轮机、CCHP机组以及外购电力。常规模式主要依赖微型燃气轮机和CCHP机组实现能量转换，因此碳排放量较高，为2.169 t。电氢模式由于加装了电转气等用电设备，导致其外购电力增加了30.93 MW。但是考虑电转气两阶段运行，在第一阶段产生清洁氢，可用于氢燃料电池发电以及供热，从而降低了CCHP机组和微型燃气轮机的供能出力。总体来看，电氢模式的CO2的排放量相比于常规模式降低18.14%。在电氢碳模式中一方面由于加装了碳捕集设备，可以捕获能源转换和利用的过程中产生的CO2；另一方面考虑电转气设备的氢收益，提高氢燃料电池的出力，从而使得外购电力相对电氢模式减少了10.24 MW，碳排放量降低了22.66%，具有明显的环境效益，促进了碳减排战略的发展。

从经济角度分析，相对于常规模式，电氢模式由于加装了电转气、储氢罐和燃料电池设备，虽然增加了设备的运行维护成本，但促进了可再生能源消纳，减少了弃风弃光成本；同时通过出售氢气的方式增加了系统的收益以及由于碳排放的减少，降低了碳成本，从而使得运行成本降低了109.65万元。在电氢碳模式中，碳捕集设备通过回收系统产生的CO2供给电转气的第二阶段使用，减少外购CO2的成本，减少了P2G购买碳额度的成本和CCHP机组的碳排放，双重作用下进一步降低了整个系统的运行成本。可以预见，随着碳交易权市场的不断发展和完善，电氢碳模式由于碳排放量的降低所带来经济效益讲进一步增加。图6为电氢碳模式的调度结果。

图6 电氢碳模式调度结果Fig.6 Scheduling results of electricity-hydrogencarbon model

由图6(a)可知，风光机组发电供给用户电负荷和其他能量转换设备运转，系统可以完全消纳风光发电；在5：00—7：00和17：00—21：00时段，风光机组发电功率无法满足IES系统负荷需求，需向上级电网购买电量。由图6(b)可知，由微型燃气轮机、CCHP机组和燃料电池能够满足热负荷能量需求。由图6(c)可知，电制冷和溴化锂制冷机满足冷负荷需求。由图6(d)可知，由于电转气技术的成本限制，在气功率平衡约束中，主要由外购天然气保持供需平衡。由图6(e)可知，从氢平衡角度看，电解槽第一阶段所产生的氢气，大部分储存于储氢罐中，该部分氢气可用于加氢站供氢燃料电池汽车使用，通过出售氢气来获取收益，另一部分用于系统内氢燃料电池发电和供热。