考慮碳捕集電廠綜合靈活運行下的含P2G 和光熱電站虛擬電廠優化調度

廖躍洪，陳潔，楊彥飛，阿熱帕提·艾尼瓦爾

(新疆大學電氣工程學院,烏魯木齊市 830000)

0 引言

為實現我國2030 年碳達峰和2060 年碳中和“雙碳目標”,清潔能源建設和碳捕集與封存技術(carbon capture and storage,CCS)發展迫在眉睫,是解決化石能源枯竭和溫室效應等問題的重要舉措[1],近年來,碳捕集與封存技術和分布式能源(combined distributed energy resources,CDER)大力發展[2]。CCS 技術是當前實現“雙碳目標”最有效的技術之一。目前,碳捕集電廠運行方式主要有分流運行靈活運行方法(包括煙氣分流和富液分流)、溶液存儲式靈活運行方式2 種類型[3],兩種靈活運行方式組合即為碳捕集電廠綜合靈活運行方式[4]。通過改變碳捕集能耗,進一步增加碳捕集出力范圍、促進消納風電和降低碳排放。碳捕集電廠常與P2G 技術相結合,文獻[5-7]構建了碳捕集電廠-電轉氣(carbon capture power plant-power to gas,CCPP-P2G)系統框架,利用碳捕集電廠捕集的CO2作為P2G 設備的碳原料,降低虛擬電廠(virtual power plant,VPP)碳封存成本、P2G 成本和棄風成本,而CCPP-P2G 系統中碳捕集系統再生塔CO2處理量和吸收塔中吸收CO2量未解耦[8],即碳捕集電廠煙氣分流方式,但未考慮碳捕集機組儲液式靈活運行和綜合靈活運行方式。目前VPP 中碳捕集電廠運行方式大多采用煙氣分流方式,極少研究碳捕集電廠3 種靈活運行方式下各聚合單元協調優化進行對比分析。

另一方面,含儲熱光熱(concentrating solar power,CSP)電站是具有快速靈活調節能力的清潔可再生能源[9],具有接近零碳排放、常規煤電機組相媲美的調節特性和較高的能源利用效率[10]。其次,光熱電站還能提供調峰容量,典型日負荷具有早晚兩高峰特性,通過CSP 電站儲熱裝置將中午的熱功率轉移至晚高峰出力,提高了電力系統的靈活性[11]。

CDER 具有容量小、數量大、布局分散等特點,使得單機接入成本高,給電力系統安全穩定運行帶來了許多技術難題,而VPP 為解決這一難題提供了新思路,VPP 是指通過先進的控制、計量、通信等技術聚合不同類型的CDER,并通過更高層的軟件架構實現CDER 間協調優化運行,促進資源合理優化配置和利用[12-13]。

綜上所述,本文在現有的研究基礎上,建立碳捕集電廠綜合靈活運行下含P2G 和光熱電站虛擬電廠優化調度模型,對比分析碳捕集電廠3 種運行方式下VPP 電廠經濟性,由于所構建的模型為混合整數線性規劃,因此運用商用求解器Cplex 對模型進行求解,算例驗證模型的可行性和優越性。

1 VPP 結構及聚合單元模型

本文VPP 由碳捕集電廠、低碳能源(風電、CSP)和P2G 構成,參與天然氣市場、碳交易市場和電力市場。虛擬電廠結構如圖1 所示。

圖1 虛擬電廠結構Fig.1 Structure of a virtual power plant

1.1 碳捕集機組數學模型

碳捕集電廠分流方式、綜合靈活運行方式原理圖分別如圖2、3 所示。

圖2 碳捕集煙氣分流運行Fig.2 Split operation of carbon capture flue gas

圖3 碳捕集電廠綜合靈活運行Fig.3 Comprehensive and flexible operation of carbon capture power plants

煙氣分流方式通過煙氣旁路系統控制煙氣進入吸收塔比例,其余部分直接排放到大氣中。富液分流方式通過控制富液分流閥使一定比例的富液不進入再生塔,直接返回吸收塔。分流運行方式中吸收塔和再生塔處理的CO2量相等,綜合靈活運行方式中吸收塔與再生塔中間增加貧、富液存儲器,吸收塔和再生塔處理的CO2量可以保持不再相等,該方式下既能實現能量時移又能適應電力系統的調峰特性和最大限度碳減排。碳捕集電廠各種運行方式原理詳見文獻[4],其數學模型如下。

在VPP 中,碳捕集電廠等效出力由碳捕集凈出力和碳捕集能耗組成,碳捕集能耗由固定的能耗和運行能耗組成[14]:

式中:為t時刻碳捕集機組等效出力;為t時刻碳捕集設備能耗;為t時刻碳捕集機組固定能耗;為t時刻碳捕集機組運行能耗。

碳捕集電廠產生的CO2通過煙氣分流裝置,一部分進入碳捕集裝置,另一部分直接排放到大氣中。進入碳捕集設備的CO2由于碳捕集效率問題,又有少量CO2排放到大氣中,這兩部分CO2為碳捕集機組的凈碳排放量。在負荷低谷時,CO2直接進入再生塔處理,在負荷高峰時,CO2通過儲液罐存儲,負荷低谷時再處理儲液罐中的CO2,以此實現“能量轉移”和“碳轉移”。碳捕集捕獲的CO2部分作為P2G的原料,其余的利用碳封存技術封存。碳捕集機組CO2的數學模型如下[15]:

式中:為碳捕集機組t時刻總產碳量;qg為單位電量產生的CO2;為t時刻碳捕集機組等效出力;為碳捕集機組t時刻碳凈排放量;δc為煙氣分流比;βc為碳捕集效率;為t時刻進入吸收塔的CO2;為t時刻再生塔處理的CO2;為t時刻由吸收塔直接進入再生塔處理的CO2;為t時刻流出儲液罐的CO2;ωc為處理單位CO2能耗。

1.2 P2G 模型

目前電轉氣技術一般用于消納棄風棄光,利用棄風棄光電量電解水生成氫氣,該過程為電轉氫過程,氫氣和二氧化碳發生還原反應生成甲烷,稱為甲烷化過程。虛擬電廠中含有碳捕集設備,因此本文中P2G 中的全部CO2原料均由碳捕電廠提供。數學模型如下[16]:

式中:為t時段電轉氣消耗的二氧化碳量;為單位功率消耗的二氧化碳量;為電轉氣的效率;為t時段電轉氣功率;為t時段生成氣體體積;Hg為天然氣熱值,取39 MJ/m3。

1.3 光熱電站及其數學模型

光熱電站類型分為拋物槽式、塔式、蝶式和菲涅爾式4 類,其主要區別在于集熱裝置不同。在蓄能上,槽式和菲涅爾式光熱電站在蓄能上有限制,塔式和蝶式分別通過儲熱罐和蓄電池蓄能。目前槽式和塔式光熱電站已實現商業化,蝶式光熱電站處于開始商業化階段,菲涅爾光熱電站還處于試驗階段。在轉化效率上,蝶式轉化效率最高為25%～46%,其次是塔式,轉化效率為20%～35%,槽式和菲涅爾式最低,均在15%以下。綜上所述,塔式光熱電站技術較為成熟且具有較高轉化效率和明顯的經濟性[17],因此,本文選取塔式含儲熱光熱電站。結構原理如圖4所示。

圖4 光熱電站工作原理Fig.4 Working principle of CSP station

塔式光熱電站通過定日鏡將光能匯聚至塔頂的接收器,接收器溫度升高加熱導熱流體,導熱流體將熱量傳遞到發電單元產生蒸汽驅動汽輪機發電。同時,冗余的熱量流入儲熱罐,控制儲熱罐充放實現熱量的分時利用,從而實現出力平移,具有極佳的調度能力和調峰特性。其數學模型包括集熱裝置吸收的熱功率、儲熱罐容量變化和CSP 電站出力熱功率由集熱裝置直接供熱和儲熱罐供熱,如式(5)所示[18]:

式中:為塔式光熱電站t時段集熱裝置收集的熱功率;ηg-r為CSP 電站光、熱能量轉化效率;S為定日鏡面積;Dt為太陽光在時段t的平均直接輻射量;為集熱裝置熱量直接用于發電的熱功率;為流入儲熱罐的熱功率;為t時段儲熱裝置存儲的熱量;ηnoss為儲熱裝置自耗散系數;為t時段儲熱罐釋放的熱量;為t時段光熱電站出力;ηr-d為光熱電站熱電轉化效率。

1.4 碳交易模型

現行碳交易初始配額無償分配主要有兩種:祖父法和基準法。祖父法是指根據分配參與人(企業)的歷史碳排放水平,根據該參與人近幾年碳排放實際量的平均值為其分配免費碳排放額。基準法主要依據參與人的發電量或用電量為基準對碳初始配額進行分配。祖父法分配方式簡單易行,但對已采取減排措施的參與人在祖父法分配方式下只能獲取較少的無償分配額,在一定程度上減少了減排參與人的碳交易收入,抑制了參與人減排的積極性且缺乏一定的公平性[19]。基準法不同于祖父法對碳排放配額一次性分配,而是根據參與人計劃發電量或用電量進行初步發放,再根據實際發電量或用電量采取多退少補的原則進行份額分配核對,避免了參與人用電波動較大導致的分配不均[20]。因此,本文采用基準法進行碳配額分配,碳排放數學模型如下[13]:

式中:為t時段碳捕集電廠的碳排放配額;ε為單位電量的碳排放基準額度;為t時段碳交易市場碳收益額度;κC為碳交易市場碳交易價格。

2 VPP 優化調度模型

2.1 目標函數

本文的目標函數如式(7)所示:

式中:fvpp為虛擬電廠凈成本;f1為虛擬電廠各聚合單元運行成本;f2為虛擬電廠中其他成本;f3為虛擬電廠收益。

1)虛擬電廠中各聚合單元成本包括碳捕集機組成本、CSP 成本、P2G 成本和風電成本。其數學表達式如下:

式中:a、b、c為碳捕集電廠燃料成本系數;κj-f,r、κj-disc,r分別為集熱裝置直接供熱單位熱功率成本和儲熱罐供熱單位熱功率成本;κpg為單位電轉氣功率運行成本;κw為單位風功率運行成本;為t時段風電出力。

2)虛擬電廠中的其他成本包括碳封存成本和棄風成本。其數學表達式如下:

式中:κcs為封存單位CO2成本;κwa為單位風功率棄風成本;為t時段棄風功率。

3)虛擬電廠中收益包括碳捕集電廠在碳交易市場出售碳配額收益、CSP 電站環境效益和售氣收益。其數學表達式如下:

式中:κeb為單位CSP 功率環境效益系數;κg為單位氣體體積價格。

2.2 約束條件

1)功率平衡約束。

式中:為t時段的電負荷;為t時段風電出力。

2)碳捕集電廠約束條件[21]。

3)P2G 運行約束。

4)CSP 電站及儲熱罐約束[22]。

CSP 約束包括出力上下限約束、爬坡約束,儲熱罐中包括容量上下限約束、充放功率約束和一天內始末容量相等約束。

3 模型線性化處理

碳捕集機組煤耗成本采用的是二次函數,因此我們可以對原模型進行線性化處理。將煤耗函數分為一段線性化,線性化處理模型如下:

式中:Kl,t表示t時段分段線性化后煤耗函數各段斜率;C0表示機組最小運行出力時的煤耗成本;pl,t表示機組分段出力。

4 算例分析

4.1 系統參數

為驗證本文所提模型,文中VPP 由1 臺碳捕集電廠、1 臺光熱電站、風電和電轉氣設備共同聚合而成,碳捕集電廠和電轉氣參數見文獻[14]、光熱電站參數見文獻[15-16]。風電成本為120 元/(MW·h),P2G 設備運行成本為100 元/(MW·h),碳封存成本30 元/(MW·h),碳交易價格為120 元/(MW·h),天然氣交易價格為3 元/m3。風功率、日負荷和太陽輻射指數曲線如圖5 所示。運用Matlab軟件中YALMIP 工具包中的商用求解器Cplex 對本文模型進行優化計算。

圖5 風功率、日負荷和太陽輻射指數Fig.5 Wind power,daily load and solar radiation index

4.2 場景設置及調度分析

為對比P2G與3 種運行方式下對VPP 運行成本的影響,共設置在每種運行方式下含和不含P2G的6種場景:

場景1:煙氣分流靈活方式下不計及P2G;

場景2:煙氣分流靈活方式下計及P2G;

場景3:儲液靈活運行方式下不計及P2G;

場景4:儲液靈活運行方式下計及P2G;

場景5:綜合靈活運行方式下不計及P2G;

場景6:綜合靈活運行方式下計及P2G。

根據所設置的6 種場景,優化得出各聚合單元的收益和成本對比、調度情況對比結果分別如表1、2所示。

表1 收益和成本結果對比Table 1 Comparison of benefits and cost results 萬元

表2 調度情況結果對比Table 2 Comparison of scheduling results

綜合對比分析可知:

1)碳捕集電廠煙氣分流靈活、儲液式靈活和綜合靈活3 種運行方式下含P2G 較不含P2G的VPP 凈成本分別降低2.74 萬、3.32 萬和2.51 萬元。其原因有3方面:a)棄風成本下降。3 種靈活運行方式下棄風量分別降低252.32、305.50 和229.50 MW,棄風成本分別降低1.35 萬、1.59 萬和1.06 萬元。b)P2G的碳原料使得煙氣分流和儲液式碳封存量分別下降30.4、36.0 t,碳封存成本分別降低1 000、1 400 元,綜合靈活運行方式下碳封存量增加了3.2 t,碳封存成本增加了1 000 元,但CO2凈排放量下降21.3 t,在碳交易收益中增加了3 100 元。c)在天然氣市場獲利。3 種靈活運行方式在天然氣市場分別獲利4.68 萬、5.68 萬和4.34萬元。綜上分析:碳捕集電廠3 種靈活運行方式下含P2G 較不含P2G 均提升了VPP 經濟效益。

2)在場景1、3、5 對比分析中可以得出:綜合靈活運行方式較煙氣分流和儲液分流兩種靈活運行方式VPP 凈成本分別降低2.53 萬和5.26 萬元。其原因在于:場景1 中碳捕集設備不含儲液罐,無法將負荷高峰期CO2轉移至負荷低谷期進行捕集,因此碳交易收益場景1 較場景5 下降2.44 萬元。場景3 中碳捕集設備因為無法分流,在負荷高峰期增大碳捕集設備能耗,使碳捕集成本增加22.3 萬元,碳封存成本增加了14.32 萬元,盡管碳交易市場收益較場景5 增加33.36 萬元,但仍小于碳捕集電廠燃料成本和碳封存成本之和。另一方面,場景5 較場景1 和場景3 凈出力分別降低321.8、193.7 MW,棄風電量分別降低136.6 和67.1 MW,因此,綜合靈活運行方式較其他兩種靈活運行方式具有更大的調峰深度,給風電讓出更大的上網空間,使棄風成本分別降低6.04 和2.97萬元。場景2、4、6 對比分析同上,由表1 可以看出,場景6 中經濟效益最優。綜上所述:綜合靈活運行方式優于其他兩種靈活運行方式。

限于篇幅,本文主要對場景6 即綜合靈活運行方式下含P2G的VPP 優化調度進行分析,其他情況不再贅述。碳捕集設備中貧富液罐存儲量、富液罐CO2流入量、流出量以及CO2排放量和處理量分別如圖6—7 所示,兩種運行方式下煙氣分流如圖8 所示,CSP 出力、集熱裝置收集熱功率、儲熱罐充放熱功率如圖9 所示。棄風電量和各機組承擔電負荷功率如圖10 所示。

圖6 儲液罐總儲液量及富液罐CO2流入、流出量Fig.6 Total liquid storage volume of the liquid storage tank and the CO2 inflow and outflow volume of the rich liquid tank

圖7 CO2排放量和捕集量Fig.7 CO2 emissions and capture

圖8 兩種運行方式下碳捕集煙氣分流比Fig.8 Split ratio of carbon capture flue gas in two operating modes

圖9 CSP 出力、集熱功率和儲熱罐充放功率Fig.9 CSP power,heat collection power and heat storage tank charging power

圖10 棄風電量和各機組承擔電負荷功率Fig.10 Waste air power and the electrical load power borne by each unit

由圖6 可知,富液罐在01:00—08:00 和21:00—24:00 時段負荷谷時放出CO2(富液罐儲液量下降、貧液罐儲液量上升)來增大碳捕集設備能耗,降低碳捕集電廠凈出力,降低碳捕集機組最小出力技術,給風電上網預留更充足的空間。在09:00—20:00 時段負荷峰時儲存CO2(富液罐儲液量上升、貧液罐儲液量下降)來減小碳捕集設備損耗,以避免碳捕集能耗與負荷發生沖突,體現了碳捕集電廠靈活運行方式下“削峰填谷”和“能量時移”特性。

由圖7 和8 可知,01:00—08:00 和22:00—24:00時段碳排放量接近于0,該時段處理了火電機組全部產碳量和儲液罐轉移的全部CO2量。08:00—22:00時段,VPP 電廠中CO2凈排放量全部集中在該時段。由兩種運行方式下煙氣分流比和CO2捕集量可知,在煙氣分流方式下,煙氣分流比為0,該時段CO2全部排放到大氣中。綜合靈活運行方式下,煙氣分流比為0.26,即該時段火電機組產碳量的26%進入儲液罐,進一步降低了VPP 總碳排放量。

由圖9 可知,光熱電站出力曲線與光伏發電曲線不同,在沒有太陽輻射晚高峰18:00—21:00 時段仍有出力,是由于CSP 電站配有大容量儲熱罐,將光照充足的熱量存儲用于晚高峰出力,提高了電力系統的靈活性。由此可以看出,CSP 電站使VPP 具有良好調峰特性和可調度性。

由圖10 可知,棄風主要集中在01:00—07:00 時段,是由于風電具有反調峰特性和常規機組最小出力下限約束,此時,P2G 消納了大部分的棄風電量,作為可轉移負荷的碳捕集設備轉移到此時段,也進一步提高了風電消納能力,緩解了新能源出力和負荷出力不匹配的矛盾和實現“削峰填谷”作用。

5 結論

本文在實現“雙碳”目標背景下,提出了考慮碳捕集電廠綜合靈活運行下含P2G 和CSP 電站虛擬電廠優化調度模型,得出以下結論:

1)考慮碳捕集電廠綜合靈活運行方式下的CCPP-P2G 系統框架有效降低了P2G 原料成本,降低VPP 電廠總碳排放量,有效提高了VPP 消納風光等清潔能源的能力,實現了VPP的低碳經濟運行。

2)碳捕集電廠和CSP 電站快速靈活調節能力能夠靈活應對新能源、負荷波動,增強了VPP 靈活調節特性和調峰特性。

本文中主要對VPP 進行優化調度分析,基于該VPP 模型良好的調峰特性和“源荷”不確定性問題,下一步將對該模型不確定問題和參與調峰市場等多類型市場競價策略進行深入研究。