考慮光熱電站及富氧燃燒捕集技術(shù)的電熱氣綜合能源系統(tǒng)低碳運行優(yōu)化

贠韞韻 張大海 王小君 倪平浩 和敬涵

考慮光熱電站及富氧燃燒捕集技術(shù)的電熱氣綜合能源系統(tǒng)低碳運行優(yōu)化

贠韞韻 張大海 王小君 倪平浩 和敬涵

（北京交通大學(xué)電氣工程學(xué)院 北京 100044）

針對傳統(tǒng)機組的運行約束及環(huán)境污染問題，引入富氧燃燒捕集技術(shù)對燃?xì)鈾C組進(jìn)行改造，配置含熱回收器的光熱電站實現(xiàn)熱電解耦與輔助供能，并結(jié)合電轉(zhuǎn)氣設(shè)備、燃?xì)忮仩t等能量轉(zhuǎn)換設(shè)備組成綜合能源系統(tǒng)，提出一種電熱氣綜合能源系統(tǒng)低碳優(yōu)化方法。首先，構(gòu)建系統(tǒng)架構(gòu)，并建立富氧燃燒捕集機組的電碳特性方程與光熱電站模型；其次，計及反應(yīng)余熱利用與氧氣回收，建立電轉(zhuǎn)氣設(shè)備模型；然后，引入獎懲階梯型碳交易機制以限制碳排放量，建立以系統(tǒng)運行成本最小為目標(biāo)的電熱氣綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度模型；最后，進(jìn)行算例仿真，由仿真結(jié)果可知，該方案可兼顧減碳效果與運行效益，不僅可以提高燃?xì)鈾C組的運行調(diào)節(jié)能力與電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的運行潛力，提升系統(tǒng)的運行效益，而且可以有效降低環(huán)境污染與制氧能耗。

電熱氣綜合能源系統(tǒng) 光熱電站 富氧燃燒捕集技術(shù) 獎懲階梯碳交易 低碳運行

0 引言

環(huán)境污染與能源短缺問題加速了低碳化、能源清潔化的全球發(fā)展趨勢[1]，為實現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”的目標(biāo)[2]，多能互補互濟、多源協(xié)同優(yōu)化綜合能源系統(tǒng)（Integrated Energy System, IES）會成為緩解能源供需矛盾、提升能源轉(zhuǎn)換能力的關(guān)鍵研究方向[3-4]。

目前，大多數(shù)研究中以燃?xì)鈾C組作為IES核心供能單元[5-6]，燃?xì)鈾C組的運行低碳性與靈活性直接影響IES的碳排放水平與靈活運行。因此，需從減碳改造與熱電解耦兩個方面提升燃?xì)鈾C組的運行性能。

碳捕集與儲存（Carbon Capture and Storage, CCS）技術(shù)是降低常規(guī)機組碳排量的關(guān)鍵技術(shù)[7-8]。其中，部分學(xué)者采用燃燒后捕集技術(shù)對燃?xì)鈾C組進(jìn)行低碳化改造[9-10]，但存在設(shè)備占地面積大、捕集能力弱及捕集成本高的缺點，適用于火電機組。燃燒前捕集技術(shù)需對機組進(jìn)行較大改造，適用性較低。富氧燃燒捕集技術(shù)綜合燃燒前捕集技術(shù)與燃燒后捕集技術(shù)的優(yōu)勢，對機組發(fā)電流程影響小，碳捕集能力強，但對燃料本身的清潔性要求較高[11]，適用于燃?xì)鈾C組，具有較好的發(fā)展前景。

當(dāng)前國內(nèi)外主要針對富氧燃燒技術(shù)的經(jīng)濟性及運行特性進(jìn)行研究。文獻(xiàn)[12]分析了機組運行參數(shù)變化和不同煙氣循環(huán)方式等因素對空分制氧設(shè)備及氣體捕集設(shè)備的影響，并建立了相關(guān)設(shè)備的運行能耗計算模型。文獻(xiàn)[13]對500 MW超臨界循環(huán)流化床發(fā)電廠進(jìn)行了技術(shù)經(jīng)濟分析，研究結(jié)果表明在二氧化碳捕獲的情況下，氧氣燃燒比空氣燃燒的經(jīng)濟效益更優(yōu)。上述文獻(xiàn)僅探討了技術(shù)本身，并未將富氧燃燒技術(shù)與綜合能源系統(tǒng)低碳運行問題相結(jié)合；此外，富氧燃燒技術(shù)需要創(chuàng)造高氧環(huán)境，具有較高的制氧成本，拓寬氧氣來源成為降低制氧成本的關(guān)鍵途徑。而電轉(zhuǎn)氣設(shè)備作為IES中重要的能量耦合設(shè)備，其運行過程中產(chǎn)生大量的高純度氧氣未有效利用，可為拓寬氧氣來源提供思路。

目前對電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的研究集中于精細(xì)化建模、可再生能源消納及減碳效益等問題。文獻(xiàn)[14]基于電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行特性，構(gòu)建了含電解槽、儲氫罐及甲烷化發(fā)生器的電轉(zhuǎn)氣設(shè)備精細(xì)化數(shù)學(xué)模型。文獻(xiàn)[15]引入電轉(zhuǎn)氣設(shè)備提高電-氣網(wǎng)絡(luò)的耦合性及新能源的消納能力，并構(gòu)建了考慮碳成本的IES低碳經(jīng)濟調(diào)度模型。文獻(xiàn)[16]考慮電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的響應(yīng)特性，建立了電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的運行模型。上述研究均驗證了電轉(zhuǎn)氣設(shè)備參與IES運行時可降低碳排放與運行成本，但忽略了電轉(zhuǎn)氣反應(yīng)過程的強放熱過程及附帶產(chǎn)物氧氣，未有效挖掘電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的運行價值。

綜合能源系統(tǒng)電熱需求規(guī)律不同，燃?xì)鈾C組“以熱定電”的運行限制無法滿足多種能量需求。光熱電站是一種配有大容量儲熱系統(tǒng)的新型太陽能發(fā)電形式[17]，存在“熱-電”能量轉(zhuǎn)換環(huán)節(jié)，能夠作為電能和熱能的樞紐實現(xiàn)電熱耦合協(xié)調(diào)運行，具有靈活可控、運行穩(wěn)定的優(yōu)越性能。因此具備輔助傳統(tǒng)機組實現(xiàn)多能聯(lián)供及熱電解耦的潛力。

目前，部分學(xué)者利用光熱電站的靈活可控性以提高間歇性新能源的消納空間[18]；還有學(xué)者將光熱電站引入IES中[19-20]，以含電轉(zhuǎn)熱裝置的光熱電站充當(dāng)熱電聯(lián)供核心機組，結(jié)合電轉(zhuǎn)氣設(shè)備實現(xiàn)電熱氣多能聯(lián)供，從而提高IES的低碳穩(wěn)定運行與多能靈活轉(zhuǎn)換能力，但研究中光熱電站的運行本質(zhì)仍為熱電分離，未能有效利用汽輪機組產(chǎn)生的余熱蒸汽，能量綜合利用率較低。此外，以上文獻(xiàn)均未挖掘光熱電站實現(xiàn)常規(guī)機組熱電解耦的潛力。

綜上所述，結(jié)合現(xiàn)有研究基礎(chǔ)，本文提出了一種計及光熱電站及富氧燃燒碳捕集技術(shù)的電熱氣綜合能源系統(tǒng)低碳優(yōu)化方法。首先，從電熱氣綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)出發(fā)，建立了光熱電站模型與富氧燃燒捕集機組的電碳特性方程組，并對光熱電站供暖可行性及富氧燃燒捕集機組與光熱電站協(xié)同供熱機理進(jìn)行分析；接著，建立考慮反應(yīng)余熱及氧氣回收利用的電轉(zhuǎn)氣設(shè)備模型及其他能量耦合設(shè)備模型。然后，以運行經(jīng)濟性為目標(biāo)，建立考慮碳交易成本的系統(tǒng)低碳優(yōu)化模型；最后，通過算例驗證了所提方法可以兼顧減碳運行與經(jīng)濟效益。

1 電熱氣綜合能源系統(tǒng)的架構(gòu)

電熱氣綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。其中，燃?xì)鈾C組采用富氧燃燒捕集（Oxygen-enriched Combustion Capture, OCC）技術(shù)進(jìn)行低碳化改造；電能由燃?xì)鈾C組、風(fēng)力發(fā)電、光熱電站及外購電供給；熱負(fù)荷（Heat Load, HL）由熱回收裝置、儲熱系統(tǒng)、燃?xì)鈾C組、燃?xì)忮仩t及電轉(zhuǎn)氣余熱供給；甲烷由外部氣網(wǎng)與電轉(zhuǎn)氣（Power to Gas, P2G）設(shè)備提供；富氧燃燒捕集機組所需氧氣由電轉(zhuǎn)氣設(shè)備、空分制氧設(shè)備及儲氧罐提供；電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的電能由風(fēng)力發(fā)電供給。

圖1 電熱氣綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

1.1 光熱電站熱電聯(lián)供可行性分析及模型

1.1.1 光熱電站“熱電聯(lián)供”可行性分析

光熱電站架構(gòu)如圖2所示。光熱電站主要由集熱鏡場（Heat collection mirror Field, HF）、汽輪發(fā)電機（Turbo Generator, TG）及儲熱系統(tǒng)（Thermal Energy Storage, TES）三部分組成[17]。

圖2 光熱電站架構(gòu)

從技術(shù)層面而言，光熱電站通過聚光集熱鏡場獲得唯一的熱能供給，實現(xiàn)發(fā)電、儲能、供熱等多種運行功能。若引入熱回收器收集蒸汽余熱用于供暖或儲熱可以實現(xiàn)熱能的二次利用。多管換熱裝置可通過靈活調(diào)節(jié)儲熱功率實現(xiàn)供熱量可控，儲熱系統(tǒng)也可以靈活控制放熱功率滿足部分熱能需求，熱回收器與儲熱系統(tǒng)協(xié)同運行可實現(xiàn)光熱電站的總供熱功率可控，從而減緩常規(guī)機組的供熱壓力以降低剛性約束限制。

從系統(tǒng)層面來看，光熱電站作為電能和熱能的雙向轉(zhuǎn)換設(shè)備，具有靈活可控、電熱耦合協(xié)調(diào)運行的特點，可以緩解常規(guī)熱電聯(lián)產(chǎn)機組的電熱耦合程度，提升系統(tǒng)的靈活性。

1.1.2 光熱電站數(shù)學(xué)模型

此外，時段儲熱系統(tǒng)的儲熱量與當(dāng)前時段儲/放熱功率及-1時段儲熱量相關(guān)[20]，有

熱回收器（Heat Recycling Device, HRD）通過回收余熱提升能量的綜合利用效率[20]，其數(shù)學(xué)模型為

光熱電站參與調(diào)度運行時，供電與儲熱系統(tǒng)動作會產(chǎn)生運行維護(hù)成本，則時段光熱電站的運行維護(hù)成本為

式中，TES、HF、CSP、HRD分別為儲熱系統(tǒng)、定日鏡場、發(fā)電系統(tǒng)及熱回收器的運維成本系數(shù)。

1.2 富氧燃燒機組模型及聯(lián)合供熱原理

1.2.1 富氧燃燒捕集機組模型

富氧燃燒捕集技術(shù)通過高純度氧氣或純氧助燃以提高燃燒后煙氣中的CO2濃度，便于捕集后進(jìn)行提純或存儲。富氧燃燒捕集機組能流如圖3所示。

圖3 富氧燃燒捕集機組能流

富氧燃燒捕集機組主要能量去向分別為系統(tǒng)電負(fù)荷、碳捕集設(shè)備（Carbon Capture Equipment, CCE）、空分制氧設(shè)備（Air Separation Oxygen Equipment, ASOE）及系統(tǒng)熱負(fù)荷。

富氧燃燒捕集機組的供熱功率即燃?xì)鈾C組的供熱功率，背壓式機組發(fā)電功率與產(chǎn)熱功率近似呈現(xiàn)線性數(shù)學(xué)關(guān)系[10]，具體表達(dá)式為

式中，OCC為富氧燃燒捕集機組運行時單位輸出功率耗氧量。

文獻(xiàn)[21]表明傳統(tǒng)空氣運行技術(shù)與富氧燃燒捕集技術(shù)的工藝流程及設(shè)備運行步驟基本一致，技術(shù)上可以實現(xiàn)兩種運行模式的相互切換，通常切換時間少于20 min，所以忽略不同模式轉(zhuǎn)換的影響。而空分制氧重啟時間較長，啟動損耗大，通常具有最小運行功率。因此，空氣運行模式下碳捕集設(shè)備將停止運行，機組退出富氧燃燒運行狀態(tài)，而空分制氧產(chǎn)生的氧氣儲于儲氧罐中，則富氧燃燒捕集系統(tǒng)耗能為

機組運行產(chǎn)生的CO2大部分由碳捕集設(shè)備吸收，少量排入大氣中。則富氧燃燒捕集機組時段的凈碳排放量為

文獻(xiàn)[11]將碳捕集機組對外的凈發(fā)電出力與凈碳排放量之間的關(guān)聯(lián)關(guān)系定義為機組的“電碳特性”，將式（12）進(jìn)行變換并代入式（13）中，可得富氧燃燒捕集機組的電碳特性表達(dá)式為

富氧燃燒捕集機組運行時，碳捕集設(shè)備捕獲的CO2既可作為電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的反應(yīng)原料，也可進(jìn)行碳封存（Carbon Sequestration, CS），可表示為

基于以上分析，推出富氧燃燒捕集機組的凈輸出功率上、下限分別為

此外，空分制氧設(shè)備運行時還需滿足的功率約束為

儲氧罐（Oxygen Tank, OT）可以實現(xiàn)氧氣的跨時段使用，儲氧罐中以液氧的形式存儲，其儲、放時均為氣態(tài)形式，則儲氧罐采用氣態(tài)條件下的模型為

圖4為富氧燃燒捕集機組的電碳特性。

圖4中，假設(shè)點N時空分制氧設(shè)備產(chǎn)氧量恰好滿足富氧運行需求，當(dāng)從點N向點H靠近時，碳排放量上升，空分制氧設(shè)備維持最小功率無法滿足富氧機組運行需求，氧氣差額可由儲氧罐供應(yīng)。因此，ABCDNGE為無儲氧罐時機組富氧運行區(qū)域，此時存在棄氧情況。五面體NHGEF為配備儲氧罐時機組富氧運行的額外運行區(qū)間，這說明富氧燃燒捕集機組凈出力較大時，降低空分制氧設(shè)備能耗，儲氧罐可以補充氧氣缺口；當(dāng)機組凈出力較小時，提高空分制氧設(shè)備能耗向儲氧罐充氧。分析可知，富氧燃燒捕集機組配備儲氧罐可以擴大運行范圍。

圖4 富氧燃燒捕集機組電碳特性

因此，富氧燃燒捕集機組的運維成本為

1.2.2 富氧燃燒捕集機組與光熱電站聯(lián)合供熱原理

背壓式機組熱電出力呈線性關(guān)系[22]，即“以熱定電”。其運行曲線可由圖5中線段AB所示。

圖5 光熱電站與富氧燃燒捕集機組聯(lián)合供熱原理

結(jié)合式（16）可知，熱電機組引入富氧燃燒技術(shù)改造后，當(dāng)富氧燃燒機組內(nèi)部耗能最小（即基準(zhǔn)能耗及最低制氧功率之和）時，富氧燃燒機組的運行曲線為線段CD；當(dāng)富氧燃燒機組中內(nèi)部耗能最大（即捕碳能耗、基準(zhǔn)能耗及最大制氧功率之和）時，富氧燃燒機組的運行曲線為線段EF；因此，熱電機組引入富氧燃燒技術(shù)后，其凈出力區(qū)間由線段AB變?yōu)镃DFE圍成的區(qū)域，調(diào)節(jié)區(qū)間擴大。

1.3 風(fēng)力發(fā)電模型

式中，為實際風(fēng)速；為形狀參數(shù)；為尺度參數(shù)。

2 能源耦合設(shè)備模型

2.1 燃?xì)忮仩t模型

燃?xì)忮仩t（Gas Boiler, GB）是重要的能量轉(zhuǎn)換設(shè)備，其運行效率可超過80%以上，可以實現(xiàn)氣-熱能量的轉(zhuǎn)換，提升系統(tǒng)能量互補能力。

燃?xì)忮仩t的模型為

此外，燃?xì)忮仩t需滿足

2.2 電轉(zhuǎn)氣設(shè)備模型

電轉(zhuǎn)氣技術(shù)包含電解水與甲烷化兩個過程[25]。其反應(yīng)過程為

式中，Δ為化學(xué)反應(yīng)過程中吸收或釋放的熱量，取值為負(fù)表示反應(yīng)放熱。式（24）表明電轉(zhuǎn)氣設(shè)備每生產(chǎn)1 mol甲烷時將釋放165.01 kJ的熱量?？蓪⒃摬糠譄崃炕厥諠M足供暖需求，可減少熱資源的浪費。

電轉(zhuǎn)氣（P2G）設(shè)備在時段生產(chǎn)甲烷體積與消耗電能之間的關(guān)系為

電轉(zhuǎn)氣設(shè)備放熱量與生成甲烷的量相關(guān)，除去反應(yīng)循壞時消耗的熱量外，則時段電轉(zhuǎn)氣設(shè)備可用反應(yīng)熱量為

由阿伏加德羅定律可知：氣體的體積之比等于物質(zhì)的量之比[27]，則時段生成氧氣的體積為

同理可知，甲烷化過程中CO2需求量與甲烷體積相同，則時段甲烷化過程消耗的CO2質(zhì)量為

3 獎懲階梯碳交易模型

目前，我國廣州、深圳等地已試運行碳排放交易市場，通過市場經(jīng)濟推進(jìn)各行業(yè)實現(xiàn)低碳減排。碳排放配額分配方式主要有無償分配、有償分配及混合分配三種途徑，國內(nèi)配額方式主要采用無償分配[28]。獎懲階梯碳交易模型主要由碳排放權(quán)初始配額、實際碳排放及碳交易成本三部分組成。

3.1 碳排放配額模型

系統(tǒng)中主要碳排放源包括富氧燃燒機組、燃?xì)忮仩t及購電等效排放三部分。則碳排放配額模型為

3.2 實際碳排放模型

該系統(tǒng)中，假設(shè)購電量全部來源于燃煤機組，電轉(zhuǎn)氣設(shè)備在甲烷化過程中會產(chǎn)生減碳行為。因此，實際碳排放模型為

3.3 碳交易成本模型

為確保合理控制系統(tǒng)碳排放總量，本文采用階梯型碳交易成本模型[15]。引入碳減排獎勵系數(shù)進(jìn)一步對碳排總量低于分配額度的個體進(jìn)行獎勵補貼，提高其節(jié)能減排積極性。則碳交易成本模型為

4 電熱氣綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟優(yōu)化模型

4.1 目標(biāo)函數(shù)

系統(tǒng)的運行目標(biāo)是總運行成本最小，包括系統(tǒng)購能成本、運維成本、碳交易成本、碳封存成本與棄風(fēng)懲罰成本。目標(biāo)函數(shù)為

1）購能成本

系統(tǒng)購能成本包括購電成本與購氣成本兩部分。購電價格采用分時電價機制，購能成本為

2）運維成本

3）碳封存成本

當(dāng)電轉(zhuǎn)氣無法消耗捕集的CO2時，需要將剩余的碳資源進(jìn)行封存，則碳封存成本為

4）棄風(fēng)懲罰成本

為了確保系統(tǒng)實現(xiàn)風(fēng)電優(yōu)先上網(wǎng)，減少棄風(fēng)現(xiàn)象的發(fā)生，通過棄風(fēng)懲罰成本提高系統(tǒng)的風(fēng)電接納積極性，則棄風(fēng)成本為

4.2 約束條件

4.2.1 系統(tǒng)平衡約束

1）電功率平衡約束

2）熱功率平衡約束

3）天然氣平衡約束

4）氧氣平衡

4.2.2 風(fēng)電運行約束

式（1）～式（41）構(gòu)成了完整的電熱氣綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟優(yōu)化模型，該經(jīng)濟優(yōu)化模型考慮了系統(tǒng)購能成本、運維成本、碳交易成本、碳封存成本與棄風(fēng)懲罰成本等多項運行經(jīng)濟因素，可以得到調(diào)度周期內(nèi)系統(tǒng)的多項成本之和最小時的各機組或設(shè)備的最優(yōu)出力計劃，保證系統(tǒng)的總運行成本最低。此外，以上模型中存在變量相乘（見式（4）與式（18））及二次函數(shù)（見式（30））等非線性表達(dá)式，可在Matlab環(huán)境下調(diào)用IPOPT求解器進(jìn)行求解問題。

5 算例分析

5.1 算例參數(shù)

算例結(jié)構(gòu)如圖1所示。其中，光熱電站的所有參數(shù)參考自文獻(xiàn)[17-20]，部分光熱電站運行參數(shù)見表1。富氧燃燒捕集技術(shù)的運行參數(shù)見表2。燃?xì)鈾C組的碳排強度為0.441 kg/(kW·h)，爬坡速率為 1 500 kW/h，運維系數(shù)為0.02 元/kW[15]；熱回收器最大回收功率為1 MW，運行效率為85%[20]，運維系數(shù)0.025 元/kW；燃?xì)忮仩t最大供熱功率為1 500 kW，工作效率為85%[15]，運維系數(shù)為0.02元/ kW；儲氧罐最大儲/放氧速率與效率分別為600 m3/h和99%，最大儲氧量取4 000 m3，耗散系數(shù)為0.02%[12]，運維系數(shù)為0.05 元/m3；煤電及燃?xì)忮仩t排放系數(shù)取自參考文獻(xiàn)[15]；碳交易基準(zhǔn)價取0.2元/kg，碳排放區(qū)間長度為1 000 kg，獎勵系數(shù)取0.2，懲罰價格增幅取0.25[15]；系統(tǒng)購氣價格[16]與上限分別取3.5 元/m3與500 m3；電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運維系數(shù)為0.05 元/kg；風(fēng)電棄風(fēng)懲罰系數(shù)為0.15元/kW，運維系數(shù)為0.02元/ kW[20]。圖6為IES功率預(yù)測曲線，其包含各時段電/熱負(fù)荷需求功率、風(fēng)力發(fā)電功率及鏡場的收集功率。表3為分時電價。算例中的時表示調(diào)度日內(nèi)的第個時段，即1時指當(dāng)天的第一個調(diào)度時段。

表1 光熱電站基本參數(shù)

表2 富氧燃燒捕集技術(shù)基本參數(shù)

圖6 系統(tǒng)功率預(yù)測曲線

表3 分時電價

5.2 基礎(chǔ)運行結(jié)果分析

為了驗證所提策略可以滿足系統(tǒng)供需平衡，對所建模型的運行結(jié)果進(jìn)行分析。圖7、圖8分別為IES電負(fù)荷供電及熱負(fù)荷供熱情況。

圖7 IES電負(fù)荷供電情況

圖8 IES熱負(fù)荷供熱情況

由圖7可以看出，IES僅在1:00—7:00與23:00—24:00從外部購電，其他時段光熱電站、富氧燃燒捕集機組與風(fēng)電即可滿足系統(tǒng)的內(nèi)部電能，說明IES具有較高的電能自給能力。由圖8可以看出：富氧燃燒捕集機組與光熱電站聯(lián)合供熱可以滿足大部分熱能需求，燃?xì)忮仩t與電轉(zhuǎn)氣設(shè)備反應(yīng)余熱可以分擔(dān)其他部分供熱需求。由此可知，IES可以滿足各時段內(nèi)部電能及熱能需求。圖9為光熱電站運行情況。

由圖9a可以看出，光熱電站的熱源主要為鏡場與儲熱系統(tǒng)，儲熱系統(tǒng)可以確保無光照時電站持續(xù)供電，提高了光熱電站的供能持續(xù)性。由圖9b可以看出：熱回收器回收熱能不僅可以供熱，而且拓寬了儲熱系統(tǒng)的儲熱途徑，適度提升儲熱系統(tǒng)的儲熱量。由圖9c可以看出：7:00—17:00，儲熱系統(tǒng)只進(jìn)行儲熱工作；18:00—20:00，儲熱系統(tǒng)放熱維持發(fā)電機運行與滿足部分熱負(fù)荷；其他時段儲熱系統(tǒng)只向熱負(fù)荷進(jìn)行供熱。由此可知，熱回收器與光熱電站結(jié)合實現(xiàn)了電站內(nèi)部的熱電循環(huán)轉(zhuǎn)換，提高了其運行靈活性。圖10與圖11分別為燃?xì)廨啓C組出力情況及碳排放情況。

圖9 光熱電站運行情況

圖10 燃?xì)鈾C組出力情況

圖11 燃?xì)鈾C組碳排放情況

由圖10可以看出，富氧燃燒捕集機組可以通過調(diào)整空分制氧設(shè)備及碳捕集設(shè)備的消耗電量改變機組凈發(fā)電出力，該能量分流等效于降低了燃?xì)鈾C組的最小出力下限，賦予機組更大的調(diào)峰深度。由圖11可以看出：碳捕集設(shè)備捕集的CO2大部分進(jìn)行封存，其他部分作為電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的反應(yīng)原料，降低了碳封存成本，其生成的天然氣可作為機組的原料，實現(xiàn)了系統(tǒng)內(nèi)部的碳資源循環(huán)，提高了系統(tǒng)的運行清潔性。圖12為電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行情況。

圖12 電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行情況

由圖12可以看出，夜間電轉(zhuǎn)氣設(shè)備投入運行降低了風(fēng)電反調(diào)峰特性造成的棄風(fēng)損失，其生成的甲烷總量約占系統(tǒng)總消耗量的7.25%，在一定程度上降低了系統(tǒng)對外部氣源的依賴性，提升了系統(tǒng)內(nèi)部的能量轉(zhuǎn)換能力，其自身具備的降碳特性也進(jìn)一步提高了系統(tǒng)的碳交易收益。此外，電轉(zhuǎn)氣設(shè)備余熱供暖量約占熱能需求的1.57%，說明電轉(zhuǎn)氣設(shè)備也具有一定的供熱潛力。由此可以看出，電轉(zhuǎn)氣設(shè)備具有多方面的運行潛力，可以有效提高系統(tǒng)運行靈活性與經(jīng)濟效益。圖13為IES氧氣利用情況。

由圖13看出，氧氣的來源主要為空分制氧設(shè)備及電轉(zhuǎn)氣設(shè)備，而儲氧罐實現(xiàn)了氧氣的時間轉(zhuǎn)移，儲氧時段主要集中于22:00—24:00，放氧時段為7:00—8:00及20:00—21:00。

圖13 IES氧氣利用情況

綜上所述，本文所提策略可以滿足系統(tǒng)內(nèi)部的多能需求，且通過多種能量耦合設(shè)備實現(xiàn)了多種能量的雙向轉(zhuǎn)換，同時挖掘了電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的運行潛力，提高了系統(tǒng)的運行靈活性，具有明顯的減碳效果，降低了系統(tǒng)的運行成本。

5.3 系運行策略有效性分析

為了驗證所提策略的有效性，設(shè)置四種不同運行方案進(jìn)行對比驗證，方案信息見表4。不同方案運行數(shù)據(jù)見表5。

表4 方案信息

表5 不同方案運行數(shù)據(jù)

由表5可知：方案4較方案1、方案2、方案3的總運行成本分別下降了7 878.65 元、678.88元與361.74 元，即下降了26.25%、2.98%與1.61%；方案4較方案1、方案2、方案3的碳交易收益也分別增加了2 044.3 元、2 987.87 元與18.34 元，即增加了51.3%、98.32%與0.31%；而碳排量分別下降了約19 342.35 kg、11 967.28 kg與-55.16 kg，即下降了95.02%、92.19%與-5.75%。以上數(shù)據(jù)說明所提方案可以兼顧系統(tǒng)運行經(jīng)濟性與環(huán)保性。

其中，方案2的碳交易成本高于方案1，說明只引入光熱電站會擠壓燃?xì)鈾C組的出力空間，減小燃?xì)鈾C組帶來的碳排效益，無法提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性；而方案3、4的碳交易成本與碳排量均遠(yuǎn)優(yōu)于方案1、2，說明引入富氧燃燒捕集技術(shù)與光熱電站后不僅可以降低系統(tǒng)碳排放量以獲取更高的經(jīng)濟收益，而且提高了系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力以減少棄風(fēng)電量。此外，方案2比方案1的購氣成本及碳排量有較大幅度的下降，說明引入光熱電站可以提高系統(tǒng)的自供能力并降低環(huán)境污染，棄風(fēng)成本上升也驗證光熱電站擠壓了風(fēng)電的上網(wǎng)空間，而方案3、4既可以消除棄風(fēng)現(xiàn)象，又保證了IES的低碳經(jīng)濟性。圖14、圖15分別為不同方案下電負(fù)荷供電情況與熱負(fù)荷供熱情況。

圖14 不同方案下電負(fù)荷供電情況

圖15 不同方案下熱負(fù)荷供熱情況

由圖14、圖15可知：方案1～方案4中清潔能源供電占比分別為41.4%、59.23%、67.13%與65.53%，方案1～方案4中清潔能源供熱占比分別為0%、31.55%、28.7%與30.07%，而方案1～方案4中清潔能源供能占比分別為24.04%、46.45%、48.68%與49.16%（清潔能源供電/供熱/供能占比計算公式請見附錄）。由此看出，引入光熱電站與富氧燃燒捕集技術(shù)后，燃?xì)鈾C組出力占比顯著降低，清潔能源供能占比明顯上升，表明系統(tǒng)內(nèi)部供電能力有所提升，碳排污染明顯降低，具有明顯的低碳效益。圖16為不同方案制氧功率。表6為不同方案的部分?jǐn)?shù)據(jù)對比。

圖16 不同方案制氧功率

表6 不同方案的部分?jǐn)?shù)據(jù)對比

結(jié)合圖16與表6可知：在3:00—8:00的時段內(nèi)，方案4的空分制氧設(shè)備消耗功率明顯低于方案3，且方案4中電轉(zhuǎn)氣設(shè)備供氧量約占系統(tǒng)總制氧量的7.46%，有效減小了燃?xì)鈾C組的制氧耗能；此外，方案4中燃?xì)鈾C組凈出力約占機組總出力的73.29%，較方案3提高了約1.9%。以上數(shù)據(jù)表明計及電轉(zhuǎn)氣設(shè)備氧氣回收可以有效降低制氧消耗，適度提高燃?xì)鈾C組的凈出力水平，在一定程度上降低總運行成本。

綜上所述，本文所提策略可以有效提高系統(tǒng)自身供給能力與清潔能源占比，挖掘了電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的運行潛力，兼顧了系統(tǒng)的低碳排與經(jīng)濟性，驗證了該運行策略在低碳經(jīng)濟運行方面的有效性。

5.4 引入含熱回收器的光熱電站有效性分析

為了驗證含熱回收器的光熱電站參與IES多能聯(lián)供的有效性，設(shè)置三個場景進(jìn)行分析：場景1為傳統(tǒng)光熱電站運行模式，不含熱回收器，電站只可實現(xiàn)供電功能；場景2為光熱電站“熱電分離”運行模式，不含熱回收器，發(fā)電機組進(jìn)行供電，儲熱系統(tǒng)進(jìn)行供熱[20]；場景3為本文運行模式。

表7為不同場景的數(shù)據(jù)對比?？梢钥闯龉鉄犭娬镜牟煌\行方式對于購能成本的影響最大，場景3的購能成本分別比場景1與場景2降低了5 989.25元與2 705.36 元，說明配置熱回收器的光熱電站運行模式能有效減小系統(tǒng)對燃?xì)庠O(shè)備的依賴，提高了光熱電站的運行靈活性與系統(tǒng)收益，驗證了該模式具有較好的經(jīng)濟性優(yōu)勢。圖17與圖18分別為不同場景下光熱電站出力及儲熱系統(tǒng)運行情況。

表7 不同場景的數(shù)據(jù)對比

圖17 不同場景光熱電站出力

由圖17與圖18可知：場景1中光熱電站發(fā)電量最高，其儲熱系統(tǒng)只實現(xiàn)單向供熱發(fā)電，限制了光熱電站的多能聯(lián)供潛力；場景2中儲熱系統(tǒng)較場景1的供能多元化，降低了系統(tǒng)的購能成本，但儲熱來源單一和能量綜合利用率較低等因素限制了多能供給能力；場景3中光熱電站引入熱回收器后，其發(fā)電量明顯高于場景2，而儲熱系統(tǒng)的儲熱量及放熱量較場景1、2有顯著的提升，說明配置熱回收器的光熱電站可以拓展儲熱系統(tǒng)的儲熱來源，有效提高能量利用效率，進(jìn)一步挖掘光熱電站的多能聯(lián)供潛力，驗證該場景具有一定的優(yōu)越性。

圖18 不同場景儲熱系統(tǒng)運行情況

5.5 電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行效率對成本的影響

電轉(zhuǎn)氣設(shè)備作為IES中重要的能量轉(zhuǎn)換技術(shù)，考慮其余熱利用及氧氣回收可以適當(dāng)降低運行成本與制氧耗能。但不同運行效率直接影響其氧氣產(chǎn)量，針對0.6～0.8的效率范圍進(jìn)行探討。圖19為電轉(zhuǎn)氣運行效率影響。

圖19 電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行效率影響

由圖19可知：隨著電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行效率的增加，系統(tǒng)的總運行成本處于下降態(tài)勢，而產(chǎn)氧量不斷上升，兩者近似處于負(fù)相關(guān)情況。當(dāng)運行效率由0.6提升至0.8時，系統(tǒng)總運行成本由22 282.2元下降至21 439.7元，而電轉(zhuǎn)氣設(shè)備供氧量由908.45 m3上升至1 415.39 m3，電轉(zhuǎn)氣設(shè)備供氧占比也由6.75%上升至10.24%，說明電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行效率的提升可以進(jìn)一步降低燃?xì)鈾C組的制氧能耗，提升系統(tǒng)的運行效益。

5.6 光照強度對系統(tǒng)的運行影響

光熱電站作為綜合能源系統(tǒng)中重要的熱電耦合設(shè)備，其運行過程會受到光照強度變化的影響[29]，光照強度的變化會造成光熱電站鏡場功率的不確定性，從而影響光熱電站乃至系統(tǒng)的運行計劃。因此對不同光照場景對系統(tǒng)的運行影響進(jìn)行分析。圖20為三種不同光照場景下鏡場收集熱功率。此處假設(shè)本文算例為基準(zhǔn)光照場景下鏡場收集熱功率，其他兩條曲線分別代表光照較弱與光照較強場景下鏡場收集的熱功率。表8為不同光照場景的運行數(shù)據(jù)對比。

圖20 不同光照場景下鏡場收集熱功率

表8 不同光照場景的數(shù)據(jù)對比

由表8可知，調(diào)度周期內(nèi)光熱電站的鏡場收集熱功率越多（即光照強度越強）時，系統(tǒng)的總運行成本會隨之降低，同時系統(tǒng)內(nèi)部購氣成本、碳交易成本及碳封存成本也隨之下降，而系統(tǒng)內(nèi)部的設(shè)備運維成本不斷增加。原因在于：光照強度較強時，光熱電站的供電及供熱能力較高，系統(tǒng)內(nèi)部OCC機組的供電及供熱壓力較小，OCC機組的耗氣量與低碳運行收益下降，購氣成本、運維成本與碳封存成本也隨之下降；光照較弱時，光熱電站的供電及供熱能力較弱，系統(tǒng)內(nèi)部OCC機組的供電及供熱壓力較大，OCC機組的耗氣量與低碳運行收益上升，購氣成本與碳封存成本也隨之增加。此外，光熱電站的運維成本高于其他機組，所以光熱電站的供電/熱能力較高（低）時會提高（減?。┫到y(tǒng)的運維成本。圖21為不同光照場景下光熱電站的運行情況。

由圖21可知，當(dāng)調(diào)度日內(nèi)的光照強度越強時，光熱電站的供電能力、供熱能力均有不同程度提高。原因在于：不同的光照場景下儲熱系統(tǒng)的儲熱容量變化不同，光照強度較強時光熱電站在白天的供電空間接近飽和，剩余大部分鏡場收集熱量及部分熱回收器中的熱量提高了儲熱系統(tǒng)的儲熱功率，儲熱系統(tǒng)的儲熱量明顯增加，更能充分發(fā)揮儲熱系統(tǒng)的能量時移作用，以便光照不足時為發(fā)電機組供熱或向熱負(fù)荷供熱，提高了光熱電站的運行能力。圖22與圖23分別為不同光照場景下的系統(tǒng)購氣量與OCC機組凈出力。

圖22 不同光照場景下的購氣量

圖23 不同光照場景下的OCC機組凈出力

由圖22與圖23可知，光照較弱場景較基準(zhǔn)光照場景的天然氣購買量變化十分明顯，而光照較強場景較基準(zhǔn)光照場景的天然氣購買量變化較小。此外，不同光照條件下白天OCC機組的凈出力變化與購氣量變化相似度較高。原因在于：光照較弱場景中，光熱電站的供電/供熱能力較弱，提升了OCC機組的運行壓力，購氣量較大；基準(zhǔn)場景下，部分時段的光熱電站供電/供熱能力較光照較弱場景有顯著提升，降低了OCC機組的供能壓力，相同時段內(nèi)的購氣量顯著降低；光照較強場景下，受到OCC調(diào)峰下限與棄風(fēng)懲罰的影響，光熱電站僅有部分時段出力有所提升，說明光熱電站的出力空間趨于飽和，其供電/熱能力較基準(zhǔn)場景提升較小，OCC機組的運行壓力降至最小，相同時段內(nèi)的購氣量變化有所減小。

綜上所述，光照條件的變化對于光熱電站的運行能力影響較為明顯，從而影響到OCC機組的運行計劃及系統(tǒng)的購氣量。此外，當(dāng)光照強度越強時，光熱電站的多能聯(lián)供能力及能量時移價值更高，系統(tǒng)的運行成本越低。

6 結(jié)論

本文將富氧燃燒捕集技術(shù)與配備熱回收器的光熱電站引入電熱氣綜合能源系統(tǒng)中，并計及電轉(zhuǎn)氣設(shè)備余熱回收及氧氣利用，提出了一種考慮碳交易效益與運行經(jīng)濟性的電熱氣綜合能源系統(tǒng)運行優(yōu)化方法。通過算例分析可得以下結(jié)論：

1）引入富氧燃燒捕集技術(shù)與光熱電站可以滿足系統(tǒng)內(nèi)部的多能需求，實現(xiàn)了多種能量的雙向轉(zhuǎn)換，提高了系統(tǒng)的運行靈活性，具有較好的減碳效果與經(jīng)濟性。

2）配置熱回收器的光熱電站可實現(xiàn)“熱電聯(lián)供”，拓展了儲熱系統(tǒng)的儲熱來源，提高了光熱電站的熱能時移能力與能量利用效率；同時，熱回收器與光熱電站結(jié)合可以實現(xiàn)電站內(nèi)部的熱能循環(huán)流動，提高了其運行靈活性。

3）燃?xì)鈾C組引入富氧燃燒捕集技術(shù)可以提高其出力調(diào)節(jié)范圍，有效降低了碳排量，且其與電轉(zhuǎn)氣聯(lián)合運行可實現(xiàn)系統(tǒng)內(nèi)部的碳資源循環(huán)利用，提高了系統(tǒng)的低碳運行能力。

4）電轉(zhuǎn)氣設(shè)備具備多種供能潛力，其降碳特性也可提升系統(tǒng)的碳交易收益；同時，當(dāng)電轉(zhuǎn)氣運行效率提升時，系統(tǒng)的運行成本與燃?xì)鈾C組制氧能耗也緩慢下降，說明電轉(zhuǎn)氣設(shè)備運行效率的提升可進(jìn)一步提升系統(tǒng)的運行經(jīng)濟效益。

5）光照條件的變化對光熱電站的供電/熱能力及能量的時移能力具有明顯的影響，從而影響了系統(tǒng)內(nèi)熱電聯(lián)供核心機組的運行計劃，導(dǎo)致系統(tǒng)的購氣量及運行成本發(fā)生變化。

需要說明的是，文中未采用IEEE節(jié)點測試系統(tǒng)進(jìn)行驗證，所以未考慮電熱氣的網(wǎng)絡(luò)安全約束，此處對其進(jìn)行定性分析。電能傳輸速率極快，一般考慮線路功率傳輸限制，而線路傳輸功率約束需要大于負(fù)荷功率需求，因此電力網(wǎng)絡(luò)約束對系統(tǒng)的經(jīng)濟運行影響較小；熱能與天然氣的傳輸速率較慢，一般可達(dá)到小時級，則熱網(wǎng)與氣網(wǎng)需要考慮網(wǎng)絡(luò)傳輸延時特性（即管存特性）與傳輸損耗，而熱網(wǎng)與氣網(wǎng)傳輸時損耗較小，管存特性更為明顯，熱網(wǎng)的管存特性拓寬系統(tǒng)的儲熱渠道，氣網(wǎng)的管存特性與電轉(zhuǎn)氣設(shè)備配合可提高風(fēng)電的消納能力。因此，熱網(wǎng)及氣網(wǎng)的管存特性可提高系統(tǒng)的運行靈活性，電力約束對系統(tǒng)影響很小。

附 錄

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Low-Carbon Operational Optimization of Integrated Electricity-Heat-Gas Energy System Considering Concentrating Solar Power Plant and Oxygen-Enriched Combustion Capture Technology

Yun Yunyun Zhang Dahai Wang Xiaojun Ni Pinghao He Jinghan

（School of Electrical Engineering Beijing Jiaotong University Beijing 100044 China）

With the increasingly prominent contradiction between energy demand and environmental pollution, how to reduce carbon emissions from traditional energy sources has become a key issue for energy conservation and emission reduction. Carbon capture technology is one of the important technical paths to cope with climate change. The most commonly used carbon capture technologies are still the post-combustion capture technology and the pre-combustion capture technology. The post-combustion capture technology has the disadvantages of large footprint and low capture cost. The pre-combustion capture technology has the disadvantages of complex modification process and low technical applicability. As a new carbon capture technology, the oxy-fuel combustion capture (OCC) technology can effectively integrate the advantages of the above two carbon capture technologies and has a good application prospect. For this reason, the OCC technology is introduced to modify the gas unit and equips concentrating solar power (CSP) plant with heat recovery device so as to realize thermoelectric decoupling and auxiliary energy supply. With the energy conversion facilities like power to gas device and gas boiler to form an integrated energy system, a low-carbon optimization method of integrated electricity-heat-gas energy system is proposed.

Firstly, according to the concept of low-carbon energy supply and multi-energy coupling, the structure of integrated electricity-heat-gas energy system is established. The feasibility of combined heat and power operation of CSP plant is analyzed, and the mathematical model of CSP plant is constructed. Then, based on the energy flow direction of the OCC unit, the net output power equation and the electric-carbon characteristic equation of OCC unit are established, and the coordinated operation principle of OCC unit and CSP plant is analyzed. In addition, the operation potential of the power-to-gas (P2G) device is further explored, and the mathematical model of the P2G device is constructed by considering the reaction waste heat and oxygen recovery. On this basis, the reward and punishment ladder-type carbon trading mechanism is introduced to limit carbon emissions, and a low-carbon economic dispatch model of integrated electricity-heat-gas energy system is established. Finally, the effectiveness and economy of the proposed scheme are verified by the analysis of basic operation results, multi-scenario comparison verification and influence analysis of parameter changes.

The following conclusions can be drawn from the simulation analysis: (1) The coordinated operation of OCC unit and CSP plant can meet the multi-energy demand of the system, realize the two-way conversion of multiple energy, and improve the flexibility and economy of the system. (2) The CSP pant with heat recovery device can realize the operation of 'combined heat and power' and the circulation of heat energy, which improves the continuous operation ability and energy utilization efficiency of CSP plant. (3) After the low-carbon transformation of gas turbines by OCC technology, the output range and operation cleanliness can be effectively improved, and the combination of OCC units and power-to-gas equipment can realize carbon resource circulation. (4) The P2G device has a variety of energy supply potential, and the change of operating efficiency will affect the operational cost and oxygen energy consumption of the system. (5) The change of light intensity has obvious influence on the operation capacity of CSP power station and the operation plan of OCC unit.

Integrated electricity-heat-gas energy system, concentrated solar power plant, oxygen-enriched combustion capture technology, the reward and punishment ladder-type carbon trading, low-carbon operation

TM732

10.19595/j.cnki.1000-6753.tces.221732

國家自然科學(xué)基金資助項目（51977005）。

2022-09-13

2022-12-20

贠韞韻 男，1994年生，博士研究生，研究方向為電力系統(tǒng)與綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化運行。E-mail：yun19950117@163.com

張大海 男，1973年生，博士，副教授，研究方向為智能電網(wǎng)、電力系統(tǒng)繼電保護(hù)等。E-mail：dhzhang1@bjtu.edu.cn（通信作者）

（編輯 赫 蕾）