考慮碳交易機制與氫混天然氣的園區(qū)綜合能源系統(tǒng)調(diào)度策略

摘要綜合能源系統(tǒng)有利于實現(xiàn)多能互濟、能源高效利用。以含電、熱、冷、氫負荷的園區(qū)綜合能源系統(tǒng)為研究對象，分析了可再生能源制氫系統(tǒng)及摻氫燃氣輪機運行中多種能源的耦合及梯級利用特性，考慮了摻氫比對燃氣輪機效率以及熱電比的影響，以系統(tǒng)運行成本最小為目標函數(shù)，建立了階梯式碳交易機制下的園區(qū)綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。采用分段線性化和大M法將包含多個0–1變量和連續(xù)變量的非線性模型轉(zhuǎn)化為混合整數(shù)規(guī)劃模型，并調(diào)用Cplex求解器實現(xiàn)快速求解。算例分析表明，所提調(diào)度策略可有效提高園區(qū)能源系統(tǒng)運行經(jīng)濟性，合理調(diào)控燃氣輪機摻氫比有利于降低園區(qū)系統(tǒng)的碳排放。01電-熱-冷-氫園區(qū)IES系統(tǒng)園區(qū)IES系統(tǒng)中含有電、熱、冷、氫4種能源形式的用能需求，同時配置多種儲能裝置和能量轉(zhuǎn)換設(shè)備。1.1

園區(qū)IES系統(tǒng)結(jié)構(gòu)IES系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。園區(qū)IES與上級電網(wǎng)和外部天然氣管網(wǎng)連接，保障IES能量供應(yīng)。園區(qū)內(nèi)部安裝有光伏發(fā)電陣列（photovoltaic，PV）、風電機組（windturbine，WT）。能量轉(zhuǎn)換設(shè)備在向目標能源形式轉(zhuǎn)換的同時能夠?qū)崿F(xiàn)能量的梯級利用，而且可以滿足整體負荷需求，促進系統(tǒng)穩(wěn)定運行。園區(qū)IES中的能量轉(zhuǎn)換設(shè)備包括：燃氣輪機（gasturbine，GT）、堿性電解槽（alkalineelectrolyzer，ALK）、熱交換器（heatexchanger，HE）、電鍋爐（electricboiler，EB）、壓縮式制冷機（compressionelectricrefrigeratorgroup，CERG）以及吸收式制冷機（absorptionchiller，AC）。風電與光伏發(fā)電功率受控于風光自然資源，具有隨機性和波動性。儲能系統(tǒng)具有能量時空靈活調(diào)控的優(yōu)勢，可有效提高能量利用率和IES運行經(jīng)濟性。儲能設(shè)置了電儲能（electricalenergystorage，EES）和熱儲能（thermalenergystorage，TES）2種儲能裝置。圖1

IES系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

Fig.1

TopologyschematicdiagramofIES

園區(qū)IES中多種能量的流動呈現(xiàn)復(fù)雜性和多樣性。其中，ALK和GT是實現(xiàn)能量轉(zhuǎn)換的關(guān)鍵設(shè)備。ALK實現(xiàn)電能到氫能和熱能的轉(zhuǎn)換。一方面，ALK生產(chǎn)的氫氣不僅可以滿足園區(qū)氫負荷，也可以混入天然氣中形成氫混天然氣為GT提供燃料；另一方面，ALK制氫過程中產(chǎn)生的余熱可通過HE吸收，滿足供熱系統(tǒng)中熱負荷或進行TES。氫混天然氣GT可以同時提供熱能和電能。冷負荷則由CERG和AC提供。EB能夠?qū)崿F(xiàn)電能到熱能的轉(zhuǎn)換，提供熱能。EES與TES靈活調(diào)控能量保證園區(qū)IES的能量平衡，進一步提升園區(qū)IES的運行經(jīng)濟性。1.2

制氫設(shè)備耗能特性分析ALK是IES中產(chǎn)生氫氣的核心設(shè)備。在一定的環(huán)境溫度和工作電壓范圍內(nèi)，ALK電解水產(chǎn)生氧氣和氫氣，具有槽體結(jié)構(gòu)簡單、安全可靠、運行壽命長、操作簡便、售價低廉等優(yōu)點。ALK制氫所需的電能可來自風光發(fā)電，也可以在風光發(fā)電不足時從上級電網(wǎng)購電。ALK制氫過程中，輸入電能生產(chǎn)氫氣，且余熱可梯級利用，其能量平衡模型可簡化為式中：為ALK輸入的電功率；為ALK輸出的氫功率；為ALK產(chǎn)生的熱功率；ηH為ALK制氫效率；ηT為ALK產(chǎn)熱效率。ALK的制氫效率與電壓效率和電流效率有關(guān)，在一定的溫度和壓強下，制氫效率可表示為電流效率和電壓效率的乘積，即式中：ηV為電壓效率；ηI為電流效率；Uto為電解水熱中性電壓；Uel為水電解電壓；Iel為電解槽輸入電流。ALK啟動時，設(shè)備需要預(yù)熱，當發(fā)生故障時可緊急停機。ALK在工作過程中存在輸入功率限制，當輸入電功率小于ALK最低產(chǎn)氫功率時，ALK將不會產(chǎn)生氫氣，同時ALK也具有一定程度的過載能力，最大過載運行功率可以達到額定功率的110%~130%。因此，構(gòu)建ALK運行約束為運行功率區(qū)間的20%~110%。1.3

燃氣輪機運行特性分析GT是園區(qū)IES中耦合氣網(wǎng)和電網(wǎng)的關(guān)鍵設(shè)備。IES中ALK產(chǎn)生的氫氣一方面用來滿足氫負荷的需求，另一方面也可以將部分氫氣混入天然氣管道中供給燃氣輪機。天然氣中混入氫氣后，將改變管道內(nèi)原有的天然氣氣質(zhì)條件，對管道的運行工況、設(shè)備性能、安全維護產(chǎn)生影響。當混入天然氣中的氫氣比例較高時，會產(chǎn)生“氫脆”現(xiàn)象，為了維持天然氣管道和燃氣輪機的安全運行，混入天然氣的氫氣比例需要保持在安全范圍內(nèi)。綜合考慮燃氣華白數(shù)以及燃燒熱值，混氫天然氣中氫氣的體積分數(shù)必須小于23%。摻氫比通常表示為GT輸入氣體流量中氫氣的體積流量占總?cè)剂象w積流量的比例，即式中：rNGN,H為GT的摻氫比；為氫氣體積流量；為天然氣體積流量。氫氣和天然氣發(fā)電功率與其體積的對應(yīng)關(guān)系可簡化為式中：為購氣功率；為混入燃氣輪機氫氣的功率；為天然氣的低熱值，取35807kJ/m3；為氫氣的低熱值，取10779kJ/m3。GT的效率和熱電比會受到摻氫比的影響，隨著摻氫比增大，GT的熱電比將隨之減小，發(fā)電效率會隨之增加。綜合考慮燃氣輪機的運行安全性和工作效率，在摻氫比小于23%時，GT輸出熱功率以及電功率與輸入氣體功率可看作線性關(guān)系，即式中：為GT的輸入功率；為GT輸出的電功率；為GT輸出的熱功率；ηGT為GT的效率；rGT為熱電比。02園區(qū)IES調(diào)度模型園區(qū)IES優(yōu)化調(diào)度策略不僅要實現(xiàn)IES低碳環(huán)保，而且要充分使能量實現(xiàn)梯級利用，提升能源利用效率。本文建立的調(diào)度模型以園區(qū)日運行成本最小為目標，包括設(shè)備運行維護成本、設(shè)備啟停成本和能源消耗碳排放成本。優(yōu)化變量為園區(qū)IES內(nèi)部能源轉(zhuǎn)換設(shè)備、耦合設(shè)備和儲能裝置的出力等。2.1

階梯式碳交易機制在碳交易市場中，如果火電廠等碳排放源的碳排放量大于碳排放額，則需要向市場購買碳排放額；如果碳排放量小于碳排放額，那么可以將多余的碳排放額賣給市場。目前，碳交易機制有2種：1）碳交易價格為固定值，即傳統(tǒng)碳交易機制；2）階梯式碳交易機制，碳排放量區(qū)間對應(yīng)不同的單位碳排放權(quán)交易價格，碳排量越大，交易價格越高。圖1中碳排放源有GT和上級電網(wǎng)購電量對應(yīng)的火電機組。其中，碳排放無償配額設(shè)定為式中：DIES為IES消耗能源對應(yīng)的總碳排放配額；λh為燃煤機組的配額系數(shù)；為上級電網(wǎng)購電功率；λg為燃氣機組的配額系數(shù)；β為電轉(zhuǎn)熱折算系數(shù)，GT發(fā)電量對應(yīng)配額按供熱量進行折算；Δt為單位時長。IES運行實際碳排放量為式中：EIES為IES消耗能源對應(yīng)的實際碳排放量；Ebuy_e為上級電網(wǎng)購電對應(yīng)的火電機組實際碳排放量；EGT為GT實際碳排放量；為GT輸出電功率和熱功率之和；a1、b1、c1和a2、b2、c2為碳排放計算參數(shù)。由式（11）（12）可得IES碳交易量為設(shè)階梯式碳交易市場中碳交易基價為ρ元/kg，碳排放區(qū)間長度相等且為d，相鄰區(qū)間碳交易價格增長幅度為σ。碳交易成本可表示為2.2

目標函數(shù)以系統(tǒng)運行成本最小構(gòu)建目標函數(shù)，如式（15）所示，包括GT和ALK的啟停成本、棄風棄光懲罰成本、設(shè)備運行成本、購能成本和碳交易成本。式中：F為系統(tǒng)運行總成本；為碳交易成本；Fpu為棄風棄光懲罰成本；Foc為啟停成本；Fom為設(shè)備運行成本；Fbuy為購能成本。棄風棄光懲罰成本為式中：ccut,pv為單位棄光的懲罰成本；ccut,wt為單位棄風的懲罰成本；為日前光伏出力預(yù)測值；為日前風電出力預(yù)測值；為光伏實際出力；為風電實際出力。GT和ALK的啟停成本為式中：cong為GT的啟動成本；cona為ALK的啟動成本；coffg為GT的停機成本；coffa為ALK的停機成本；和為GT和ALK的啟停狀態(tài)。系統(tǒng)中各設(shè)備的運行成本為式中：com為各種設(shè)備的運行維護成本；為EB的輸入功率；為CERG的輸入功率；為ALK的輸入功率；為AC的輸入功率；為TES的儲熱功率；為TES的放熱功率；為EES的充電功率；為EES的放電功率。購能成本包括IES向上級電網(wǎng)購電成本和向氣網(wǎng)購氣成本，即式中：ce為購電單價；cg為購氣單價。2.3

約束條件1）系統(tǒng)級約束。當風電和光伏均處于發(fā)電低谷且難以滿足負荷要求時，IES可以向上級電網(wǎng)購電或向天然氣網(wǎng)購氣以實現(xiàn)能量平衡。電網(wǎng)和IES之間的交互功率受限于連接線允許的最大功率。氣網(wǎng)和IES之間的功率受限于氣網(wǎng)傳輸?shù)淖畲蠊β?，即式中：為?lián)絡(luò)線允許最大傳輸功率；為氣網(wǎng)允許的最大購氣功率。在此基礎(chǔ)上，IES的運行應(yīng)滿足各能量形式的功率平衡?；谀芰康墓┬杵胶?，可分別建立電功率平衡、熱功率平衡、冷功率平衡、氫功率平衡、天然氣功率平衡，如式（22）~（26）所示。

式中：為電負荷；為熱負荷；為冷負荷；為氫負荷；為EB的效率；ηCERG為CERG的效率；ηAC為AC的效率。2）設(shè)備級約束。①GT運行約束。GT輸入功率和爬坡率約束為式中：分別為GT的最大、最小功率；ΔPGT,up、ΔPGT,down分別為GT爬坡率上、下限。GT的啟停狀態(tài)會影響運行成本，GT的啟停狀態(tài)約束為②ALK運行約束?？紤]到ALK的最小功率限制和過載特性，將其輸入電功率限制為式中：為ALK的額定功率。ALK的啟停狀態(tài)約束為③EES運行約束。EES的充放電功率上下限約束為式中：為儲電安裝功率；表示儲電充放電狀態(tài)，為0–1變量。EES的能量狀態(tài)水平上下限約束為式中：為儲電安裝容量。EES在相鄰調(diào)度時刻的能量關(guān)系約束為式中：為儲電的自損耗系數(shù)和充放能效率系數(shù)。同時，EES在同一調(diào)度時刻不能同時充放電，約束為④TES運行約束。TES的蓄放熱功率上下限約束為式中：為儲熱安裝功率；表示儲熱蓄放熱狀態(tài)，為0–1變量。TES的能量狀態(tài)水平上下限約束為式中：為儲熱安裝容量。TES在相鄰調(diào)度時刻的能量關(guān)系約束為式中：為儲熱的自損耗系數(shù)和充放能效率系數(shù)。同時，TES在同一調(diào)度時刻不能同時蓄放能，約束為⑤能源轉(zhuǎn)換設(shè)備運行約束。為保證IES的穩(wěn)定運行，AC、CERG、EB、HE功率須限制在安全范圍內(nèi)，即式中：為CERG的最大功率；為EB的最大功率；為AC的最大功率；為熱轉(zhuǎn)換器的功率。建立考慮碳交易機制與天然氣混氫的園區(qū)綜合能源系統(tǒng)調(diào)度模型為在階梯式碳交易機制下，IES調(diào)度模型可看作為混合整數(shù)非線性規(guī)劃模型。優(yōu)化的變量包括GT的出力、向上級電網(wǎng)購電功率、IES各設(shè)備出力等連續(xù)變量以及機組啟停狀態(tài)、儲能充放電狀態(tài)等0–1變量。由于式（12）中存在平方項，直接求解難度大，本文對式（12）進行了分段線性化處理。首先將碳排放量對應(yīng)設(shè)定5個區(qū)間，則需要設(shè)置6個分段點[r1,r2,r3,r4,r5,r6]，然后使用6個連續(xù)型輔助變量[w1,w2,w3,w4,w5,w6]與5個0-1型輔助變量[z1,z2,z3,z4,z5]在設(shè)定的每個區(qū)間上實現(xiàn)線性化轉(zhuǎn)換。最終將式（12）中的非線性表達式轉(zhuǎn)化成線性表達式，可表示為其中，連續(xù)變量wi和0–1變量zi滿足該模型是一個包含大量的變量和約束條件的混合整數(shù)線性規(guī)劃模型，而Yalmip具有建模語言簡單、集成多種外部優(yōu)化求解器的優(yōu)點。因此，基于Matlab2018b平臺，采用Yalmip建模，最后調(diào)用Cplex求解器對優(yōu)化模型進行求解。03算例分析3.1

算例系統(tǒng)介紹以圖1所示的某工業(yè)園區(qū)IES為算例，設(shè)置相關(guān)數(shù)據(jù)如表1所示。可再生能源出力和電、熱、冷、氫的負荷如圖2所示，電價采用分時電價，購電價格如表2所示。表1

仿真參數(shù)Table1

Simulationparameters圖2

可再生能源出力和負荷曲線

Fig.2

Renewableenergypowercurveandloadcurve

表2

分時電價Table2

Electricalpricepurchasedfromuppergrid3.2

計算結(jié)果及分析3.2.1

園區(qū)IES調(diào)度結(jié)果以24h為調(diào)度周期，當燃氣輪機摻氫比為8%時，各設(shè)備電功率的調(diào)度結(jié)果如圖3所示。圖3

電功率平衡

Fig.3

Powerbalanceofelectricity

該園區(qū)的電能來自風光、燃氣輪機發(fā)電以及上級電網(wǎng)，在00:00—05:00時，光伏不發(fā)電，電能主要由風電提供。在06:00—09:00時，光伏發(fā)電功率較少，隨著電負荷的增加，風光發(fā)電已不能滿足系統(tǒng)的電能需求，需要從上級電網(wǎng)購電。在14:00—16:00時，系統(tǒng)的產(chǎn)氫需求較大，ALK消耗大量電能，可再生能源發(fā)電不能滿足ALK的用能需求，同時GT發(fā)電的效率較低，因此向上級電網(wǎng)大量購電。在電價高峰期17:00—19:00中，EES放電來滿足系統(tǒng)的電能需求。由此可見，風光被全額消納，實現(xiàn)了可再生能源的充分利用，通過EES和TES調(diào)控能量時空平衡，降低了碳排放。園區(qū)IES中ALK產(chǎn)生的氫氣量與氫負荷和GT消耗的氫氣量實時平衡，如圖4所示。圖4

氫氣量平衡

Fig.4

Balanceofhydrogenvolumes由圖4可以看出，ALK產(chǎn)生的氫氣主要用來滿足氫負荷的需求，同時將少部分氫氣提供給GT。在GT的運行過程中，其輸入的燃料為氫氣和天然氣，燃料體積如圖5所示。圖5

燃氣輪機燃料體積

Fig.5

FuelvolumeofGT由圖4和圖5可以看出，GT以氫混天然氣為燃料，降低了天然氣的消耗，減少了購氣費用，同時也減小了碳排放量。園區(qū)IES中GT、EB、ALK是產(chǎn)熱的主要設(shè)備，熱功率平衡調(diào)度結(jié)果如圖6所示。圖6

熱功率平衡

Fig.6

Powerbalanceofheat

由圖6可以看出，在電價高峰期，EB停止運行，熱能由GT和ALK提供，當GT出力較小時，EB為熱負荷提供熱能。TES在夜間熱負荷較低時儲熱，并在白天熱負荷較高時放熱，維持系統(tǒng)的熱功率平衡。園區(qū)IES中儲能系統(tǒng)不僅能夠維持系統(tǒng)的功率平衡，而且可以提升可再生能源的消納能力，EES和TES的充放能功率如圖7所示。圖7

儲能系統(tǒng)充放功率

Fig.7

Energystoragesystemcharginganddischargingpower

由圖7可知，EES的充電時間集中在夜間00:00—01:00和23:00—24:00，此時電價較低且風電功率較大，EES儲存多余的風電，避免了棄風。EES的放電時間主要在09:00—13:00以及17:00—19:00，該時段EES放電來滿足負荷需求，避免了系統(tǒng)在電價高峰時期購電帶來的成本。TES的蓄熱時間集中在夜間02:00—05:00和22:00—23:00，通過電鍋爐將多余的電能轉(zhuǎn)換為熱能進行存儲，提升了系統(tǒng)的電熱靈活性，并進一步消納了夜間的風電功率。TES的放熱時間同樣在09:00—13:00以及17:00—19:00，該時段熱負荷較高，TES放熱來滿足熱負荷需求，避免了系統(tǒng)在電價高峰期使用電鍋爐供熱帶來的購電成本。園區(qū)IES中AC和CERG可以為IES的冷負荷供能，圖8為園區(qū)IES中制冷設(shè)備的調(diào)度結(jié)果。圖8

冷功率平衡

Fig.8

Powerbalanceofcold

由圖8可知，為了滿足該園區(qū)的冷負荷，設(shè)計的調(diào)度策略充分利用了高效率的CREG設(shè)備，冷負荷均由CERG滿足。通過CERG制冷進一步消納了風光發(fā)電功率，提高了可再生能源消納能力，且避免了棄風棄光帶來的懲罰成本，提升了系統(tǒng)運行經(jīng)濟性。3.2.2

不同碳交易機制對比當系統(tǒng)摻氫比固定為8%時，考慮階梯式碳交易機制和傳統(tǒng)碳交易機制2種情況下的園區(qū)IES運行成本、碳交易成本和碳排放量如表3所示。表3

2種碳交易模式的計算結(jié)果Table3

Calculationresultsforthetwocarbontradingmodels通過對比可以看出，采用傳統(tǒng)碳交易機制會產(chǎn)生更多的碳交易成本，導(dǎo)致系統(tǒng)總成本升高。采用階梯式碳交易機制不但降低了系統(tǒng)的碳交易成本，減少了系統(tǒng)的碳排放量，而且可以提升系統(tǒng)的經(jīng)濟性，使總成本最小化。因此，在雙碳背景下，建議相關(guān)決策部門推進階梯式碳交易機制的發(fā)展。3.2.3

摻氫比對IES經(jīng)濟性的影響在考慮階梯式碳交易機制下，設(shè)置燃氣輪機的摻氫比分別為0、3%、8%、11%、14%、17%和20%。圖9為摻氫比對IES設(shè)備運行和啟停成本的影響。圖9

摻氫比與設(shè)備成本關(guān)系

Fig.9

Effect

ofhydrogenblendingratioondevicecosts

由圖9可知，改變摻氫比時，設(shè)備運行成本最高和最低相差55元，同時啟停成本在摻入一定量氫氣后保持不變，因此摻氫比對園區(qū)IES的設(shè)備運行成本和啟停成本影響較小。摻氫比對系統(tǒng)碳交易和購電購氣成本的影響如圖10所示。圖1