考虑碳交易机制与氢混天然气的园区综合能源系统调度策略

摘要综合能源系统有利于实现多能互济、能源高效利用。以含电、热、冷、氢负荷的园区综合能源系统为研究对象，分析了可再生能源制氢系统及掺氢燃气轮机运行中多种能源的耦合及梯级利用特性，考虑了掺氢比对燃气轮机效率以及热电比的影响，以系统运行成本最小为目标函数，建立了阶梯式碳交易机制下的园区综合能源系统优化调度模型。采用分段线性化和大M法将包含多个0–1变量和连续变量的非线性模型转化为混合整数规划模型，并调用Cplex求解器实现快速求解。算例分析表明，所提调度策略可有效提高园区能源系统运行经济性，合理调控燃气轮机掺氢比有利于降低园区系统的碳排放。01电-热-冷-氢园区IES系统园区IES系统中含有电、热、冷、氢4种能源形式的用能需求，同时配置多种储能装置和能量转换设备。1.1

园区IES系统结构IES系统结构如图1所示。园区IES与上级电网和外部天然气管网连接，保障IES能量供应。园区内部安装有光伏发电阵列（photovoltaic，PV）、风电机组（windturbine，WT）。能量转换设备在向目标能源形式转换的同时能够实现能量的梯级利用，而且可以满足整体负荷需求，促进系统稳定运行。园区IES中的能量转换设备包括：燃气轮机（gasturbine，GT）、碱性电解槽（alkalineelectrolyzer，ALK）、热交换器（heatexchanger，HE）、电锅炉（electricboiler，EB）、压缩式制冷机（compressionelectricrefrigeratorgroup，CERG）以及吸收式制冷机（absorptionchiller，AC）。风电与光伏发电功率受控于风光自然资源，具有随机性和波动性。储能系统具有能量时空灵活调控的优势，可有效提高能量利用率和IES运行经济性。储能设置了电储能（electricalenergystorage，EES）和热储能（thermalenergystorage，TES）2种储能装置。图1

IES系统结构

Fig.1

TopologyschematicdiagramofIES

园区IES中多种能量的流动呈现复杂性和多样性。其中，ALK和GT是实现能量转换的关键设备。ALK实现电能到氢能和热能的转换。一方面，ALK生产的氢气不仅可以满足园区氢负荷，也可以混入天然气中形成氢混天然气为GT提供燃料；另一方面，ALK制氢过程中产生的余热可通过HE吸收，满足供热系统中热负荷或进行TES。氢混天然气GT可以同时提供热能和电能。冷负荷则由CERG和AC提供。EB能够实现电能到热能的转换，提供热能。EES与TES灵活调控能量保证园区IES的能量平衡，进一步提升园区IES的运行经济性。1.2

制氢设备耗能特性分析ALK是IES中产生氢气的核心设备。在一定的环境温度和工作电压范围内，ALK电解水产生氧气和氢气，具有槽体结构简单、安全可靠、运行寿命长、操作简便、售价低廉等优点。ALK制氢所需的电能可来自风光发电，也可以在风光发电不足时从上级电网购电。ALK制氢过程中，输入电能生产氢气，且余热可梯级利用，其能量平衡模型可简化为式中：为ALK输入的电功率；为ALK输出的氢功率；为ALK产生的热功率；ηH为ALK制氢效率；ηT为ALK产热效率。ALK的制氢效率与电压效率和电流效率有关，在一定的温度和压强下，制氢效率可表示为电流效率和电压效率的乘积，即式中：ηV为电压效率；ηI为电流效率；Uto为电解水热中性电压；Uel为水电解电压；Iel为电解槽输入电流。ALK启动时，设备需要预热，当发生故障时可紧急停机。ALK在工作过程中存在输入功率限制，当输入电功率小于ALK最低产氢功率时，ALK将不会产生氢气，同时ALK也具有一定程度的过载能力，最大过载运行功率可以达到额定功率的110%~130%。因此，构建ALK运行约束为运行功率区间的20%~110%。1.3

燃气轮机运行特性分析GT是园区IES中耦合气网和电网的关键设备。IES中ALK产生的氢气一方面用来满足氢负荷的需求，另一方面也可以将部分氢气混入天然气管道中供给燃气轮机。天然气中混入氢气后，将改变管道内原有的天然气气质条件，对管道的运行工况、设备性能、安全维护产生影响。当混入天然气中的氢气比例较高时，会产生“氢脆”现象，为了维持天然气管道和燃气轮机的安全运行，混入天然气的氢气比例需要保持在安全范围内。综合考虑燃气华白数以及燃烧热值，混氢天然气中氢气的体积分数必须小于23%。掺氢比通常表示为GT输入气体流量中氢气的体积流量占总燃料体积流量的比例，即式中：rNGN,H为GT的掺氢比；为氢气体积流量；为天然气体积流量。氢气和天然气发电功率与其体积的对应关系可简化为式中：为购气功率；为混入燃气轮机氢气的功率；为天然气的低热值，取35807kJ/m3；为氢气的低热值，取10779kJ/m3。GT的效率和热电比会受到掺氢比的影响，随着掺氢比增大，GT的热电比将随之减小，发电效率会随之增加。综合考虑燃气轮机的运行安全性和工作效率，在掺氢比小于23%时，GT输出热功率以及电功率与输入气体功率可看作线性关系，即式中：为GT的输入功率；为GT输出的电功率；为GT输出的热功率；ηGT为GT的效率；rGT为热电比。02园区IES调度模型园区IES优化调度策略不仅要实现IES低碳环保，而且要充分使能量实现梯级利用，提升能源利用效率。本文建立的调度模型以园区日运行成本最小为目标，包括设备运行维护成本、设备启停成本和能源消耗碳排放成本。优化变量为园区IES内部能源转换设备、耦合设备和储能装置的出力等。2.1

阶梯式碳交易机制在碳交易市场中，如果火电厂等碳排放源的碳排放量大于碳排放额，则需要向市场购买碳排放额；如果碳排放量小于碳排放额，那么可以将多余的碳排放额卖给市场。目前，碳交易机制有2种：1）碳交易价格为固定值，即传统碳交易机制；2）阶梯式碳交易机制，碳排放量区间对应不同的单位碳排放权交易价格，碳排量越大，交易价格越高。图1中碳排放源有GT和上级电网购电量对应的火电机组。其中，碳排放无偿配额设定为式中：DIES为IES消耗能源对应的总碳排放配额；λh为燃煤机组的配额系数；为上级电网购电功率；λg为燃气机组的配额系数；β为电转热折算系数，GT发电量对应配额按供热量进行折算；Δt为单位时长。IES运行实际碳排放量为式中：EIES为IES消耗能源对应的实际碳排放量；Ebuy_e为上级电网购电对应的火电机组实际碳排放量；EGT为GT实际碳排放量；为GT输出电功率和热功率之和；a1、b1、c1和a2、b2、c2为碳排放计算参数。由式（11）（12）可得IES碳交易量为设阶梯式碳交易市场中碳交易基价为ρ元/kg，碳排放区间长度相等且为d，相邻区间碳交易价格增长幅度为σ。碳交易成本可表示为2.2

目标函数以系统运行成本最小构建目标函数，如式（15）所示，包括GT和ALK的启停成本、弃风弃光惩罚成本、设备运行成本、购能成本和碳交易成本。式中：F为系统运行总成本；为碳交易成本；Fpu为弃风弃光惩罚成本；Foc为启停成本；Fom为设备运行成本；Fbuy为购能成本。弃风弃光惩罚成本为式中：ccut,pv为单位弃光的惩罚成本；ccut,wt为单位弃风的惩罚成本；为日前光伏出力预测值；为日前风电出力预测值；为光伏实际出力；为风电实际出力。GT和ALK的启停成本为式中：cong为GT的启动成本；cona为ALK的启动成本；coffg为GT的停机成本；coffa为ALK的停机成本；和为GT和ALK的启停状态。系统中各设备的运行成本为式中：com为各种设备的运行维护成本；为EB的输入功率；为CERG的输入功率；为ALK的输入功率；为AC的输入功率；为TES的储热功率；为TES的放热功率；为EES的充电功率；为EES的放电功率。购能成本包括IES向上级电网购电成本和向气网购气成本，即式中：ce为购电单价；cg为购气单价。2.3

约束条件1）系统级约束。当风电和光伏均处于发电低谷且难以满足负荷要求时，IES可以向上级电网购电或向天然气网购气以实现能量平衡。电网和IES之间的交互功率受限于连接线允许的最大功率。气网和IES之间的功率受限于气网传输的最大功率，即式中：为联络线允许最大传输功率；为气网允许的最大购气功率。在此基础上，IES的运行应满足各能量形式的功率平衡。基于能量的供需平衡，可分别建立电功率平衡、热功率平衡、冷功率平衡、氢功率平衡、天然气功率平衡，如式（22）~（26）所示。

式中：为电负荷；为热负荷；为冷负荷；为氢负荷；为EB的效率；ηCERG为CERG的效率；ηAC为AC的效率。2）设备级约束。①GT运行约束。GT输入功率和爬坡率约束为式中：分别为GT的最大、最小功率；ΔPGT,up、ΔPGT,down分别为GT爬坡率上、下限。GT的启停状态会影响运行成本，GT的启停状态约束为②ALK运行约束。考虑到ALK的最小功率限制和过载特性，将其输入电功率限制为式中：为ALK的额定功率。ALK的启停状态约束为③EES运行约束。EES的充放电功率上下限约束为式中：为储电安装功率；表示储电充放电状态，为0–1变量。EES的能量状态水平上下限约束为式中：为储电安装容量。EES在相邻调度时刻的能量关系约束为式中：为储电的自损耗系数和充放能效率系数。同时，EES在同一调度时刻不能同时充放电，约束为④TES运行约束。TES的蓄放热功率上下限约束为式中：为储热安装功率；表示储热蓄放热状态，为0–1变量。TES的能量状态水平上下限约束为式中：为储热安装容量。TES在相邻调度时刻的能量关系约束为式中：为储热的自损耗系数和充放能效率系数。同时，TES在同一调度时刻不能同时蓄放能，约束为⑤能源转换设备运行约束。为保证IES的稳定运行，AC、CERG、EB、HE功率须限制在安全范围内，即式中：为CERG的最大功率；为EB的最大功率；为AC的最大功率；为热转换器的功率。建立考虑碳交易机制与天然气混氢的园区综合能源系统调度模型为在阶梯式碳交易机制下，IES调度模型可看作为混合整数非线性规划模型。优化的变量包括GT的出力、向上级电网购电功率、IES各设备出力等连续变量以及机组启停状态、储能充放电状态等0–1变量。由于式（12）中存在平方项，直接求解难度大，本文对式（12）进行了分段线性化处理。首先将碳排放量对应设定5个区间，则需要设置6个分段点[r1,r2,r3,r4,r5,r6]，然后使用6个连续型辅助变量[w1,w2,w3,w4,w5,w6]与5个0-1型辅助变量[z1,z2,z3,z4,z5]在设定的每个区间上实现线性化转换。最终将式（12）中的非线性表达式转化成线性表达式，可表示为其中，连续变量wi和0–1变量zi满足该模型是一个包含大量的变量和约束条件的混合整数线性规划模型，而Yalmip具有建模语言简单、集成多种外部优化求解器的优点。因此，基于Matlab2018b平台，采用Yalmip建模，最后调用Cplex求解器对优化模型进行求解。03算例分析3.1

算例系统介绍以图1所示的某工业园区IES为算例，设置相关数据如表1所示。可再生能源出力和电、热、冷、氢的负荷如图2所示，电价采用分时电价，购电价格如表2所示。表1

仿真参数Table1

Simulationparameters图2

可再生能源出力和负荷曲线

Fig.2

Renewableenergypowercurveandloadcurve

表2

分时电价Table2

Electricalpricepurchasedfromuppergrid3.2

计算结果及分析3.2.1

园区IES调度结果以24h为调度周期，当燃气轮机掺氢比为8%时，各设备电功率的调度结果如图3所示。图3

电功率平衡

Fig.3

Powerbalanceofelectricity

该园区的电能来自风光、燃气轮机发电以及上级电网，在00:00—05:00时，光伏不发电，电能主要由风电提供。在06:00—09:00时，光伏发电功率较少，随着电负荷的增加，风光发电已不能满足系统的电能需求，需要从上级电网购电。在14:00—16:00时，系统的产氢需求较大，ALK消耗大量电能，可再生能源发电不能满足ALK的用能需求，同时GT发电的效率较低，因此向上级电网大量购电。在电价高峰期17:00—19:00中，EES放电来满足系统的电能需求。由此可见，风光被全额消纳，实现了可再生能源的充分利用，通过EES和TES调控能量时空平衡，降低了碳排放。园区IES中ALK产生的氢气量与氢负荷和GT消耗的氢气量实时平衡，如图4所示。图4

氢气量平衡

Fig.4

Balanceofhydrogenvolumes由图4可以看出，ALK产生的氢气主要用来满足氢负荷的需求，同时将少部分氢气提供给GT。在GT的运行过程中，其输入的燃料为氢气和天然气，燃料体积如图5所示。图5

燃气轮机燃料体积

Fig.5

FuelvolumeofGT由图4和图5可以看出，GT以氢混天然气为燃料，降低了天然气的消耗，减少了购气费用，同时也减小了碳排放量。园区IES中GT、EB、ALK是产热的主要设备，热功率平衡调度结果如图6所示。图6

热功率平衡

Fig.6

Powerbalanceofheat

由图6可以看出，在电价高峰期，EB停止运行，热能由GT和ALK提供，当GT出力较小时，EB为热负荷提供热能。TES在夜间热负荷较低时储热，并在白天热负荷较高时放热，维持系统的热功率平衡。园区IES中储能系统不仅能够维持系统的功率平衡，而且可以提升可再生能源的消纳能力，EES和TES的充放能功率如图7所示。图7

储能系统充放功率

Fig.7

Energystoragesystemcharginganddischargingpower

由图7可知，EES的充电时间集中在夜间00:00—01:00和23:00—24:00，此时电价较低且风电功率较大，EES储存多余的风电，避免了弃风。EES的放电时间主要在09:00—13:00以及17:00—19:00，该时段EES放电来满足负荷需求，避免了系统在电价高峰时期购电带来的成本。TES的蓄热时间集中在夜间02:00—05:00和22:00—23:00，通过电锅炉将多余的电能转换为热能进行存储，提升了系统的电热灵活性，并进一步消纳了夜间的风电功率。TES的放热时间同样在09:00—13:00以及17:00—19:00，该时段热负荷较高，TES放热来满足热负荷需求，避免了系统在电价高峰期使用电锅炉供热带来的购电成本。园区IES中AC和CERG可以为IES的冷负荷供能，图8为园区IES中制冷设备的调度结果。图8

冷功率平衡

Fig.8

Powerbalanceofcold

由图8可知，为了满足该园区的冷负荷，设计的调度策略充分利用了高效率的CREG设备，冷负荷均由CERG满足。通过CERG制冷进一步消纳了风光发电功率，提高了可再生能源消纳能力，且避免了弃风弃光带来的惩罚成本，提升了系统运行经济性。3.2.2

不同碳交易机制对比当系统掺氢比固定为8%时，考虑阶梯式碳交易机制和传统碳交易机制2种情况下的园区IES运行成本、碳交易成本和碳排放量如表3所示。表3

2种碳交易模式的计算结果Table3

Calculationresultsforthetwocarbontradingmodels通过对比可以看出，采用传统碳交易机制会产生更多的碳交易成本，导致系统总成本升高。采用阶梯式碳交易机制不但降低了系统的碳交易成本，减少了系统的碳排放量，而且可以提升系统的经济性，使总成本最小化。因此，在双碳背景下，建议相关决策部门推进阶梯式碳交易机制的发展。3.2.3

掺氢比对IES经济性的影响在考虑阶梯式碳交易机制下，设置燃气轮机的掺氢比分别为0、3%、8%、11%、14%、17%和20%。图9为掺氢比对IES设备运行和启停成本的影响。图9

掺氢比与设备成本关系

Fig.9

Effect

ofhydrogenblendingratioondevicecosts

由图9可知，改变掺氢比时，设备运行成本最高和最低相差55元，同时启停成本在掺入一定量氢气后保持不变，因此掺氢比对园区IES的设备运行成本和启停成本影响较小。掺氢比对系统碳交易和购电购气成本的影响如图10所示。图1