朱振山，盛明鼎，陳哲盛

（1. 福州大學(xué) 電氣工程與自動(dòng)化學(xué)院，福建 福州 350108；2. 智能配電網(wǎng)裝備福建省高校工程研究中心，福建 福州 350108）

0 引言

隨著“雙碳”目標(biāo)的提出，以煤炭為主的能源結(jié)構(gòu)需要向著低碳甚至零碳的方向轉(zhuǎn)型［1］。在能源轉(zhuǎn)型的大背景下，能源互聯(lián)網(wǎng)的提出和發(fā)展是清潔能源取代傳統(tǒng)能源從而實(shí)現(xiàn)高效可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵之處［2］。電-氣綜合能源系統(tǒng)IEGS（Integrated Electricity and Gas System）是實(shí)現(xiàn)多能源類(lèi)互聯(lián)網(wǎng)化的重要載體，然而多種能源耦合的復(fù)雜性給IEGS 的調(diào)度運(yùn)行以及新能源的消納帶來(lái)了巨大挑戰(zhàn)。

目前國(guó)內(nèi)外對(duì)IEGS 的模型與優(yōu)化運(yùn)行開(kāi)展了大量研究。為實(shí)現(xiàn)IEGS 的低碳排放與提高新能源的消納水平，現(xiàn)有研究主要在加深電氣兩網(wǎng)的耦合、減少供應(yīng)側(cè)的碳排放、聯(lián)合用戶側(cè)的調(diào)度資源等方面來(lái)挖掘IEGS 的低碳減排潛力。例如利用電轉(zhuǎn)氣P2G（Power to Gas）技術(shù)促進(jìn)風(fēng)電消納和削峰填谷［3］，利用碳捕集技術(shù)與富氧燃燒技術(shù)減少燃煤電廠的碳排放［4］以及提出考慮綜合需求響應(yīng)參與IEGS的調(diào)度模型［5］。為實(shí)現(xiàn)能源低碳轉(zhuǎn)型，目前主要從2個(gè)方面來(lái)降低CO2的排放量。一方面從碳交易機(jī)制上展開(kāi)。文獻(xiàn)［6?7］將碳交易機(jī)制引入IEGS 的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型中，以減少火電機(jī)組的碳排放量。另一方面從技術(shù)手段上展開(kāi)，在發(fā)電側(cè)進(jìn)行改造來(lái)減少CO2的排放。文獻(xiàn)［8］提出了分流式和儲(chǔ)液式綜合靈活運(yùn)行的碳捕集電廠模型，并在負(fù)荷側(cè)引入需求響應(yīng)，構(gòu)建了促進(jìn)風(fēng)電消納的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型。文獻(xiàn)［9］提出了計(jì)及電價(jià)型需求響應(yīng)的含碳捕集電廠的電氣熱綜合能源系統(tǒng)的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，并驗(yàn)證了其經(jīng)濟(jì)性和低碳性。

上述低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型從碳捕集電廠與碳交易機(jī)制，以及燃?xì)廨啓C(jī)、P2G 等耦合設(shè)備來(lái)提升IEGS的低碳性。隨著國(guó)家強(qiáng)力推進(jìn)“煤改氣”工程，清潔的液化天然氣LNG（Liquefied Natural Gas）對(duì)優(yōu)化國(guó)家的能源結(jié)構(gòu)、改善環(huán)境污染等有著積極的作用。LNG 在氣化的過(guò)程中可以釋放大量冷能，目前國(guó)內(nèi)外已推廣使用了多種LNG 冷能的利用技術(shù)。文獻(xiàn)［10］分析了LNG 冷能利用的領(lǐng)域，包括食品冷儲(chǔ)存，低溫CO2的捕獲和發(fā)電，其中應(yīng)用最廣泛的領(lǐng)域是發(fā)電領(lǐng)域，由于直接利用LNG 冷能發(fā)電時(shí)發(fā)電量較少，一般通過(guò)有機(jī)朗肯循環(huán)或Brayton 循環(huán)加以利用。文獻(xiàn)［11］提出了碳捕集電廠、P2G和LNG氣化站聯(lián)合低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，充分利用LNG 氣化站的優(yōu)點(diǎn)來(lái)實(shí)現(xiàn)低碳排放的同時(shí)保障供氣需求。但上述文獻(xiàn)僅從能源供應(yīng)側(cè)挖掘低碳調(diào)度潛力，并沒(méi)有考慮負(fù)荷側(cè)綜合需求響應(yīng)對(duì)LNG 氣化站調(diào)度運(yùn)行的影響，也未將LNG冷能通過(guò)動(dòng)力循環(huán)發(fā)電來(lái)提升液態(tài)空氣儲(chǔ)能LAES（Liquid Air Energy Storage）系統(tǒng)的電循環(huán)效率，從而提高能源的利用率和減少碳排放量。

LAES技術(shù)是實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排的可再生能源技術(shù)。由于LAES 具有高密度的儲(chǔ)能密度、無(wú)地域限制、低投資成本等優(yōu)點(diǎn)而受到廣泛關(guān)注［12］。文獻(xiàn)［13］以Brayton 循環(huán)與有機(jī)朗肯循環(huán)為媒介將LAES 中未利用的壓縮熱與LNG 再氣化未利用的冷能加以利用，通過(guò)仿真得到的模擬結(jié)果與美國(guó)阿拉斯加州的有機(jī)朗肯循環(huán)發(fā)電廠運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行對(duì)比得到最大偏差為3.29%，驗(yàn)證了該套系統(tǒng)的合理性，并通過(guò)經(jīng)濟(jì)分析得出該套系統(tǒng)的投資回收期為2.2 a。文獻(xiàn)［14］提出了通過(guò)利用Brayton循環(huán)將LAES與LNG再氣化過(guò)程相結(jié)合以提高LAES的電循環(huán)效率，通過(guò)仿真證明了LAES-Brayton-LNG系統(tǒng)的?效率與電循環(huán)效率相比于單獨(dú)的LAES 系統(tǒng)分別提高了14.4%與56.5%。上述研究主要集中于如何提高LAES 系統(tǒng)的發(fā)電能力?效率和電循環(huán)效率，并未將LAES 系統(tǒng)運(yùn)用于綜合能源系統(tǒng)調(diào)度中發(fā)揮其調(diào)節(jié)能力。文獻(xiàn)［15］將LAES系統(tǒng)引入綜合能源系統(tǒng)中，并建立了低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，但并未考源荷兩側(cè)的靈活調(diào)度資源給系統(tǒng)帶來(lái)的影響，且未利用LNG 再氣化釋放的冷能來(lái)提高LAES系統(tǒng)的供電能力。

針對(duì)上述問(wèn)題，本文提出了一種計(jì)及P2G、含有儲(chǔ)液式儲(chǔ)碳設(shè)備的碳捕集電廠、LNG 氣化站和綜合需求響應(yīng)的IEGS 低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，并考慮含有LNG 冷能利用的LAES 參與調(diào)度以提高系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，通過(guò)Brayton 循環(huán)以充分利用LNG 再氣化時(shí)釋放的冷能以及LAES 壓縮空氣產(chǎn)生的壓縮熱，從而提高新能源的利用率，改善削峰填谷的效果，在有效應(yīng)對(duì)棄風(fēng)問(wèn)題的同時(shí)提高了系統(tǒng)的低碳性。最后，以改進(jìn)的IEEE 30 節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)與6 節(jié)點(diǎn)天然氣系統(tǒng)為例，驗(yàn)證了本文所提出的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略的可行性，并分析了LAES 儲(chǔ)液罐容量和相關(guān)價(jià)格參數(shù)對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度的影響。

1 IEGS模型

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖

本文構(gòu)建的IEGS 含有傳統(tǒng)燃煤機(jī)組、經(jīng)傳統(tǒng)燃煤機(jī)組改造后的碳捕集電廠、風(fēng)電場(chǎng)、燃?xì)鈾C(jī)組等電源，如圖1 所示。其中，碳捕集電廠配置了用于收集存儲(chǔ)CO2的溶液存儲(chǔ)器，為了提高風(fēng)電消納能力，考慮了利用棄風(fēng)制氣的P2G 裝置。同時(shí)，為保證氣源供氣的多元化，配置了LNG 氣化站，并安裝了基于Brayton 循環(huán)發(fā)電的LAES 系統(tǒng)，以充分利用LNG 氣化站再氣化過(guò)程中釋放的高質(zhì)量冷能，從而降低系統(tǒng)的運(yùn)行成本和碳排放量。

圖1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Structure diagram of system

1.2 系統(tǒng)設(shè)備模型

1.2.1 LAES-Brayton-LNG模型

LAES 是實(shí)現(xiàn)低碳排放最有前景的儲(chǔ)能技術(shù)之一。通常LAES 在充氣環(huán)節(jié)壓縮空氣產(chǎn)生的壓縮熱約15%～45%無(wú)法在放電環(huán)節(jié)使用［16］，且LNG 在氣化過(guò)程中產(chǎn)生的高質(zhì)量冷能通過(guò)與LAES 交換熱量后，雖然提高了LAES 的空氣液化率，但LNG 的溫度仍有-65 ℃，并未充分利用其冷能［17］。因此本文通過(guò)Brayton 循環(huán)將LAES 與LNG 再氣化過(guò)程進(jìn)行整合，形成LAES-Brayton-LNG 系統(tǒng)，充分利用LAES 的壓縮熱與LNG 冷能，將加壓丙烷作為L(zhǎng)NG 冷能的傳熱流體［14］，該系統(tǒng)可充分利用LNG冷能來(lái)提高LAES的供電能力以及靈活性。LAES［13，18］、LNG 氣化站［19］以及Brayton 循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)［20］均已有投入實(shí)際運(yùn)行的案例，文獻(xiàn)［13］指出可以在LNG 氣化站附近建造新的LAES以及Brayton循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)以降低建設(shè)成本和提高該套系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性與技術(shù)可行性。

附錄A 圖A1 為L(zhǎng)AES-Brayton-LNG 的系統(tǒng)示意圖。該系統(tǒng)主要由充氣過(guò)程（空氣液化過(guò)程）、排氣過(guò)程（發(fā)電過(guò)程）、Brayton 循環(huán)、LNG 循環(huán)（LNG 再氣化過(guò)程）組成，具體工作原理可參考文獻(xiàn)［17］。為了簡(jiǎn)化模型，本文有以下假設(shè)：不考慮各個(gè)設(shè)備的溫度和壓力損失，忽略液態(tài)儲(chǔ)氣罐內(nèi)的氣態(tài)空氣成分和罐內(nèi)溫度變化，并且儲(chǔ)氣罐的入口和出口壓力不隨罐內(nèi)液體體積的變化而改變。因此LAES-Brayton-LNG系統(tǒng)的數(shù)學(xué)模型以及約束條件如下［15］：

式中：Wc，i，t、We，i，t分別為t時(shí)段LAES中充放氣環(huán)節(jié)壓縮機(jī)i（i=1，2，…，ny）消耗的功率、膨脹機(jī)i（i=1，2，…，np）輸出的功率，ny、np分別為壓縮機(jī)、膨脹機(jī)數(shù)量；ks為絕熱指數(shù)，s表示氣體的種類(lèi)，若為空氣則絕熱指數(shù)取1.4，若為丙烷則絕熱指數(shù)取1.402；my，t、mp，t分別為t時(shí)段進(jìn)入壓縮機(jī)的工質(zhì)質(zhì)量流量、進(jìn)入膨脹機(jī)的工質(zhì)質(zhì)量流量；Rg，s為氣體常數(shù)，若為空氣則取286.7 J／（kg·K），若為丙烷則取296.7 J／（kg·K）；、分別為壓縮機(jī)、膨脹機(jī)的入口處工質(zhì)溫度；ηc、ηys分別為壓縮機(jī)的等熵效率、機(jī)械效率；ηe、ηpz分別為膨脹機(jī)的等熵效率、機(jī)械效率；βc、βe分別為壓縮機(jī)的壓縮比、膨脹機(jī)的膨脹比；PLAESc，t、PLAESd，t分別為t時(shí)段LAES-Brayton-LNG 系統(tǒng)的充電功率、放電功率；We，Brayton，t、Wc，Brayton，t分別為t時(shí)段Brayton 循環(huán)中的膨脹機(jī)輸出功率、壓縮機(jī)消耗功率；uc，t、ud，t分別為t時(shí)段LAES的充、放電狀態(tài)變量；VLAES，t為t時(shí)段末液態(tài)空氣儲(chǔ)液罐的溶液體積；VLAES，max為液態(tài)空氣儲(chǔ) 液 罐 的 容 量；VLAES，0和VLAES，24分 別 為 調(diào) 度 周 期 開(kāi)始時(shí)和結(jié)束時(shí)液態(tài)空氣儲(chǔ)液罐的溶液體積；PLAESc，min、PLAESc，max分 別 為L(zhǎng)AES-Brayton-LNG 系 統(tǒng) 的最小、最大充電功率；PLAESd，min、PLAESd，max分別為L(zhǎng)AESBrayton-LNG 系統(tǒng)的最小、最大放電功率；Δt為單位時(shí)間間隔；ρa(bǔ)ir為液態(tài)空氣的密度，取0.9 kg／m3。式（4）為L(zhǎng)AES 的充放電功率約束，式（5）為液態(tài)空氣儲(chǔ)液罐的荷電狀態(tài)約束。

1.2.2 碳捕集電廠模型

本文采用的碳捕集電廠是對(duì)傳統(tǒng)的燃煤電廠進(jìn)行改造，加裝了碳捕集設(shè)備，并為碳捕集電廠配備溶液存儲(chǔ)器，用于存儲(chǔ)CO2。儲(chǔ)液式碳捕集電廠具有“能量時(shí)移特性”，即在負(fù)荷高峰時(shí)期，可以將原本需要捕集的CO2放置于溶液存儲(chǔ)器中，在負(fù)荷低谷時(shí)期再對(duì)存儲(chǔ)的CO2進(jìn)行捕集，這樣不僅能夠減少CO2的排放，還能擴(kuò)大碳捕集電廠的運(yùn)行范圍，促進(jìn)風(fēng)電消納，同時(shí)捕集CO2所消耗的能量可以等效為負(fù)荷，將這部分負(fù)荷從負(fù)荷高峰時(shí)期轉(zhuǎn)移到負(fù)荷低谷時(shí)期進(jìn)行處理，提高經(jīng)濟(jì)性。含有溶液存儲(chǔ)器的碳捕集電廠模型如下［8］：

從溶液存儲(chǔ)器里提取出的CO2以化合物的形式存儲(chǔ)于乙醇胺溶液中，本文將提取出的CO2質(zhì)量轉(zhuǎn)化為溶液體積的形式，如式（7）所示。

溶液存儲(chǔ)器的容量約束如式（8）所示。

1.2.3 綜合需求響應(yīng)模型

綜合需求響應(yīng)是指供能方通過(guò)價(jià)格或激勵(lì)補(bǔ)償?shù)氖侄我龑?dǎo)用戶改變其在特定時(shí)段的習(xí)慣用能模式，達(dá)到減少或平移某時(shí)段的負(fù)荷以實(shí)現(xiàn)能源供需平衡的目的。本文采用激勵(lì)型的綜合需求響應(yīng)，假設(shè)具備調(diào)節(jié)能力且有意愿參與調(diào)度的電、氣用戶事先和IEGS 調(diào)度中心就負(fù)荷調(diào)節(jié)方式和補(bǔ)償辦法簽訂協(xié)議，則該類(lèi)用戶可以作為調(diào)度資源參與電-氣聯(lián)合調(diào)度。

根據(jù)負(fù)荷的調(diào)節(jié)方式可以將負(fù)荷分為可削減負(fù)荷、可平移負(fù)荷以及可替代負(fù)荷，并分別建立其調(diào)度模型?？上鳒p電負(fù)荷模型如式（9）所示。

可平移電負(fù)荷模型如式（10）所示。

式中：Nfh為電負(fù)荷用戶數(shù)量；為t時(shí)段節(jié)點(diǎn)n處電負(fù)荷的平移量為節(jié)點(diǎn)n處電負(fù)荷的最大可平移量。

負(fù)荷替代指用戶對(duì)能源種類(lèi)或者供能方式選取的靈活性，例如同時(shí)配置有燃?xì)忮仩t和電鍋爐的用戶可以靈活選取熱水的供能方式，表現(xiàn)為同一時(shí)段不同能源間的轉(zhuǎn)換或者替代。本文考慮電、氣負(fù)荷間的相互替代，并基于熱值等效，模型如下：

2 綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

本文所提的碳捕集電廠、LNG 氣化站與綜合需求響應(yīng)協(xié)同優(yōu)化模型旨在滿足電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)安全約束的前提下，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)的整體經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。目標(biāo)函數(shù)如下：

式中：FZ為調(diào)度周期內(nèi)總成本，一個(gè)調(diào)度周期為24 h；Cg為火電機(jī)組燃煤成本；Cq為棄風(fēng)懲罰成本；Cy為碳交易成本；Cz為碳捕集電廠日折舊成本；Cs為碳捕集過(guò)程中溶劑損耗成本；CP2G為P2G 設(shè)備運(yùn)行成本；Cgq為從上游管道購(gòu)氣成本；Cx為綜合需求響應(yīng)成本；Cn2為L(zhǎng)NG氣化站運(yùn)行成本；CLAES為L(zhǎng)AES購(gòu)售電收益。

式中：Nh、Nc、Nd、Nq、Nl分別為燃煤機(jī)組數(shù)量、碳捕集電廠數(shù)量、P2G設(shè)備數(shù)量、天然氣氣源數(shù)量和LNG氣化站數(shù)量；ai、bi、ci為燃煤機(jī)組i的耗煤系數(shù)；PGH，i，t、、Pw，t分別為t時(shí)段燃煤機(jī)組i的總出力、風(fēng)電預(yù)測(cè)功率和風(fēng)電上網(wǎng)功率；PP2G，i，t為t時(shí)段P2G設(shè)備i的出力；Kq、KC、KS、KP2G，i分別為棄風(fēng)懲罰成本系數(shù)、碳交易價(jià)格、乙醇胺溶劑成本系數(shù)和P2G設(shè)備i的運(yùn)行成本系數(shù)；K0、ΔK1、ΔK2分別為L(zhǎng)NG 氣化站利用冷能制取單位干冰的收益、LNG 氣化站從接收站購(gòu)氣的單價(jià)、LNG 槽車(chē)運(yùn)輸成本和液態(tài)天然氣氣化過(guò)程的氣化成本；δh為碳排放分配額系數(shù)；EC為系統(tǒng)產(chǎn)生的CO2總量；PH，i，t為發(fā)電機(jī)組i（含燃煤機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組和碳捕集電廠）的輸出功率；Nall為燃煤機(jī)組、燃?xì)鈾C(jī)組和碳捕集電廠總數(shù)；CFL、CCY分別為碳捕集設(shè)備總成本和單位體積的溶液存儲(chǔ)器總成本；r為碳捕集電廠項(xiàng)目貼現(xiàn)率；NZJ為折舊年限；VCY、NCY分別為溶液存儲(chǔ)器的容量和折舊年限；κ為溶劑運(yùn)行損耗系數(shù)；cgas、Qgy，i，t分別為上游管道購(gòu)氣價(jià)格和t時(shí)段氣源i的出氣量；gi，t為t時(shí)段LNG 氣化站i的出氣量；、、分別為電負(fù)荷可削減、可平移、可替代的單位容量成本系數(shù)；Kdj，t為t時(shí)段的電價(jià)。本文假設(shè)負(fù)荷替代為電、氣負(fù)荷間的相互轉(zhuǎn)換，主要體現(xiàn)為同一用戶對(duì)不同供能方式的選擇，因此僅對(duì)電負(fù)荷的被替代量進(jìn)行補(bǔ)償。

2.2 約束條件

2.2.1 電網(wǎng)運(yùn)行約束

本文考慮的電網(wǎng)運(yùn)行約束包括節(jié)點(diǎn)功率平衡約束、風(fēng)電約束、機(jī)組爬坡約束，具體見(jiàn)附錄A 式（A1）—（A6）。

2.2.2 氣網(wǎng)運(yùn)行約束

本文考慮的氣網(wǎng)運(yùn)行約束包括天然氣節(jié)點(diǎn)流量平衡約束、氣源供氣量上下限約束、P2G 約束，具體見(jiàn)附錄A式（A7）—（A10）。

2.2.3 P2G相關(guān)約束

P2G 相關(guān)約束見(jiàn)附錄A 式（A11）—（A14）。本文所提出的IEGS 優(yōu)化調(diào)度模型為非凸非線性問(wèn)題，直接求解難度較高。因此本文對(duì)氣網(wǎng)潮流約束進(jìn)行分段線性化處理，具體方法參考文獻(xiàn)［8］。

2.2.4 LAES氣化站約束

LAES氣化站約束如式（1）—（5）所示。

2.2.5 碳捕集電廠約束

碳捕集電廠約束如式（6）—（8）所示。

2.2.6 綜合需求響應(yīng)約束

綜合需求響應(yīng)約束如式（9）、（10）所示。

3 算例分析

3.1 算例參數(shù)

本文采用改進(jìn)的IEEE 30 節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)與6 節(jié)點(diǎn)的天然氣系統(tǒng)進(jìn)行算例分析，G1、G2與G6為燃?xì)廨啓C(jī)，將火電機(jī)組G3 改造成碳捕集電廠，在電網(wǎng)節(jié)點(diǎn)5 和節(jié)點(diǎn)12 處分別接入容量為200 MW 的風(fēng)電機(jī)組和容量為20 MW 的P2G 設(shè)備，其中P2G 設(shè)備僅在有棄風(fēng)情況下才啟動(dòng)且連接氣網(wǎng)的5 號(hào)節(jié)點(diǎn)，將氣源S1 改造為L(zhǎng)NG 氣化站。設(shè)置可削減電負(fù)荷調(diào)用成本系數(shù)為25$／MW，可平移電負(fù)荷成本系數(shù)為8$／MW，可替代電負(fù)荷成本系數(shù)為5$／MW，負(fù)荷以及風(fēng)電預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)參考文獻(xiàn)［8］中的典型日風(fēng)電及負(fù)荷預(yù)測(cè)功率，見(jiàn)附錄A 圖A2，算例系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖見(jiàn)附錄A 圖A3，機(jī)組數(shù)據(jù)、分時(shí)電價(jià)數(shù)據(jù)以及其他參數(shù)見(jiàn)附錄A 表A1—A5，碳捕集設(shè)備的相關(guān)參數(shù)見(jiàn)附錄A 表A6，氣網(wǎng)相關(guān)數(shù)據(jù)見(jiàn)文獻(xiàn)［9］。本文對(duì)氣網(wǎng)潮流約束式（A10）進(jìn)行了分段線性化的處理，從而將原問(wèn)題轉(zhuǎn)化為混合整數(shù)線性規(guī)劃問(wèn)題并通過(guò)調(diào)用CPLEX求解器求解。

設(shè)置以下5 種場(chǎng)景驗(yàn)證本文所提出的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型的有效性：

1）場(chǎng)景1，含碳捕集電廠，無(wú)LNG 氣化站、P2G、綜合需求響應(yīng)、LAES；

2）場(chǎng)景2，含碳捕集電廠、LNG氣化站、P2G；

3）場(chǎng)景3，含碳捕集電廠、LNG 氣化站、P2G、綜合需求響應(yīng)；

4）場(chǎng)景4，含碳捕集電廠、LNG 氣化站、P2G、綜合需求響應(yīng)、LAES（不包含利用LNG 冷能結(jié)合Bray?ton循環(huán)發(fā)電）；

5）場(chǎng)景5，含碳捕集電廠、LNG 氣化站、P2G、綜合需求響應(yīng)、LAES（包含利用LNG 冷能結(jié)合Brayton循環(huán)發(fā)電）。

本文采用MATLAB 軟件調(diào)用CPLEX 求解器進(jìn)行求解，計(jì)算機(jī)配置為Win10 系統(tǒng)，INTEL 酷睿i5-4200H 處理器，內(nèi)存4 GB。在上述5 種場(chǎng)景中，本文所提模型對(duì)應(yīng)的場(chǎng)景5 復(fù)雜度最高，求解時(shí)間最長(zhǎng)，所用時(shí)間為39.01 s。

3.2 仿真結(jié)果分析

3.2.1 不同場(chǎng)景下的調(diào)度結(jié)果分析

不同場(chǎng)景下的調(diào)度結(jié)果如表1 所示。由表可知，與場(chǎng)景1 相比，場(chǎng)景2 的棄風(fēng)懲罰成本減少了$ 1.361 6×104，驗(yàn)證了P2G 消納風(fēng)電的積極作用，加入LNG 站后，由于碳捕集電廠用于捕集碳的功率下降，從而導(dǎo)致捕集到的CO2減少，導(dǎo)致碳交易收益略微減少，但P2G 制取的天然氣減少了購(gòu)氣成本和棄風(fēng)懲罰成本，因此總成本相應(yīng)減少。場(chǎng)景3 考慮了綜合需求響應(yīng)，棄風(fēng)懲罰成本相比于場(chǎng)景1 減少了$ 1.6404×104，驗(yàn)證了綜合需求響應(yīng)在負(fù)荷低谷時(shí)消納風(fēng)電的作用，且在負(fù)荷高峰時(shí)燃煤機(jī)組的出力有所下降，進(jìn)一步降低了系統(tǒng)產(chǎn)生的CO2。場(chǎng)景4在場(chǎng)景3 的基礎(chǔ)上引入了LAES，進(jìn)一步進(jìn)行削峰填谷，對(duì)風(fēng)電進(jìn)行消納，棄風(fēng)量相比于場(chǎng)景1減少了94.61%；同時(shí)碳排放收益有所增加，這是由于LAES 在負(fù)荷高峰時(shí)放電，碳捕集電廠可以減少凈出力，增加碳捕集電廠捕集CO2時(shí)所需的功率；負(fù)荷需求響應(yīng)量更多，進(jìn)一步進(jìn)行削峰填谷。場(chǎng)景5 考慮了利用LNG冷能作為冷源的Brayton 循環(huán)發(fā)電，該場(chǎng)景下風(fēng)電利用率為99.76%，相比于場(chǎng)景1下95.62%的風(fēng)電利用率而言有所提高，同時(shí)LAES 的收益相比于場(chǎng)景4增加了$ 5877，降低了系統(tǒng)總成本，碳收益相比于場(chǎng)景1 有所增加，從而驗(yàn)證了LAES 給系統(tǒng)帶來(lái)的低碳性。

表1 不同場(chǎng)景下的調(diào)度結(jié)果Table 1 Scheduling results under different scenarios單位：$

3.2.2 不同場(chǎng)景下的機(jī)組出力情況

場(chǎng)景5下各類(lèi)機(jī)組出力情況如圖2所示，其他場(chǎng)景下各類(lèi)機(jī)組出力情況如附錄A 圖A4—A7 所示。相比于場(chǎng)景1，場(chǎng)景2 加入P2G 后，在00:00—09:00以及18:00—24:00 時(shí)段P2G 設(shè)備出力，對(duì)風(fēng)電進(jìn)行消納，但在11:00—12:00、16:00—17:00 時(shí)段燃煤機(jī)組需要出力來(lái)滿足負(fù)荷需求。場(chǎng)景3 加入需求響應(yīng)后，在負(fù)荷高峰時(shí)削減負(fù)荷，減少燃煤機(jī)組出力。在負(fù)荷低谷時(shí)消納風(fēng)電，進(jìn)一步消納棄風(fēng)。場(chǎng)景4 在加入LAES 后，仍然有12.08 MW 的棄風(fēng)情況，且在11:00—12:00、16:00—17:00 時(shí)段的燃煤機(jī)組出力為出力下限，燃煤機(jī)組出力進(jìn)一步減小，提高了系統(tǒng)的低碳性。場(chǎng)景5 考慮了利用LNG 冷能的Brayton循環(huán)發(fā)電后，LAES 系統(tǒng)能向電網(wǎng)輸送更多電能，提高系統(tǒng)的備用容量。

圖2 場(chǎng)景5下各類(lèi)機(jī)組出力情況Fig.2 Output of various units under Scenario 5

3.2.3 綜合需求響應(yīng)與LAES的出力情況

場(chǎng)景5下綜合需求響應(yīng)和LAES出力情況如圖3所示。

附錄A 圖A8 與圖3 分別展示了場(chǎng)景4 與場(chǎng)景5下各靈活可調(diào)度資源的調(diào)度情況。由圖A8可知，在電負(fù)荷高峰時(shí)對(duì)負(fù)荷進(jìn)行了削減，從而減小燃煤機(jī)組的出力?？善揭曝?fù)荷從用電高峰時(shí)段向低谷時(shí)段平移，在負(fù)荷低谷時(shí)，用戶選擇用電取代氣，緩解氣源供氣壓力的同時(shí)也消納了風(fēng)電，而用電高峰時(shí)段選擇用氣替代電，以減少供電壓力。通過(guò)圖A8與圖3 的對(duì)比分析可知在考慮了Brayton 循環(huán)的情況下，由于LNG 氣化站24 h 不斷供氣，在冷能充足的情況下，考慮了LNG 冷能利用的Brayton 循環(huán)發(fā)電，可以在較多時(shí)段進(jìn)行發(fā)電，與傳統(tǒng)液態(tài)空氣儲(chǔ)能的充電環(huán)節(jié)相互獨(dú)立，使得資源調(diào)度更加靈活。相比于場(chǎng)景4，場(chǎng)景5 下的電負(fù)荷削減變少，這是由于有Bray?ton 循環(huán)的情況下，LAES 能提供更多的電能，無(wú)需通過(guò)削減電負(fù)荷來(lái)進(jìn)行削峰填谷，且用戶可以有更好的用能體驗(yàn)。

圖3 場(chǎng)景5下綜合需求響應(yīng)和LAES出力情況Fig.3 Integrated demand response and LAES output under Scenario 5

3.3 靈敏性分析

3.3.1 LAES儲(chǔ)液罐容量靈敏性分析

LAES儲(chǔ)液罐的容量是LAES運(yùn)行性能的重要影響因素。本節(jié)在場(chǎng)景4 的基礎(chǔ)上逐漸增加LAES 儲(chǔ)液罐的容量，分析其對(duì)LAES 收益與系統(tǒng)總運(yùn)行成本的影響，如圖4所示。

圖4 LAES儲(chǔ)液罐容量對(duì)LAES收益、系統(tǒng)總運(yùn)行成本的影響Fig.4 Effect of LAES reservoir capacity on LAES revenue and total operating cost of system

由圖4 可知，LAES 的收益隨著LAES 儲(chǔ)液罐容量的提高而逐步上升，這是由于儲(chǔ)液罐容量越大，LAES在負(fù)荷高峰時(shí)能向系統(tǒng)輸送更多電能，從而獲得更多的售電收益。當(dāng)容量達(dá)到700 m3時(shí)LAES 收益不再增加，此時(shí)儲(chǔ)液罐的容量已經(jīng)足以滿足LAES對(duì)負(fù)荷削峰填谷的功率時(shí)移量，繼續(xù)提高儲(chǔ)液罐容量對(duì)LAES 收益已無(wú)較大影響。由于LAES 的削峰填谷作用，綜合能源系統(tǒng)總運(yùn)行成本也隨著儲(chǔ)液罐容量的提高而減少，容量從200 m3增加到700 m3時(shí)，LAES 收益提高了$1 973，但系統(tǒng)總運(yùn)行成本下降了$3510，其原因是LAES在負(fù)荷高峰時(shí)代替了燃煤機(jī)組的部分出力，降低了發(fā)電成本的同時(shí)也減少了系統(tǒng)的碳排放量。

3.3.2 價(jià)格參數(shù)靈敏度

本節(jié)將研究傳統(tǒng)燃煤機(jī)組發(fā)電成本系數(shù)、天然氣價(jià)格、碳交易價(jià)格、碳捕集機(jī)組發(fā)電成本系數(shù)以及分時(shí)電價(jià)對(duì)綜合能源系統(tǒng)總運(yùn)行成本的影響，分析各類(lèi)參數(shù)對(duì)系統(tǒng)總運(yùn)行成本影響的大小，從而找出關(guān)鍵影響因素，為制定相關(guān)的價(jià)格機(jī)制提供一定的參考。本文定義參數(shù)變化率為價(jià)格參數(shù)的變化量占原始參數(shù)的百分比，0%為原始參數(shù)，正的參數(shù)變化量為參數(shù)的增加量，負(fù)的參數(shù)變化量為參數(shù)的減少量，仿真結(jié)果如圖5所示。

圖5 系統(tǒng)參數(shù)變化率與總運(yùn)行成本的關(guān)系Fig.5 Relationship between parameter variation rates and total operating cost of system

由圖5 可知，碳捕集電廠發(fā)電成本系數(shù)對(duì)系統(tǒng)的總運(yùn)行成本影響程度最大，這是由于在本文的算例中碳捕集電廠承擔(dān)的負(fù)荷要大于燃?xì)鈾C(jī)組和傳統(tǒng)燃煤機(jī)組。碳交易價(jià)格的變化可以給系統(tǒng)帶來(lái)較大收益，因?yàn)楹蠧O2溶液存儲(chǔ)器的碳捕集電廠捕集到較多CO2，使得系統(tǒng)的碳排放量低于系統(tǒng)碳排放分配額，帶來(lái)較大收益。傳統(tǒng)燃煤機(jī)組單位發(fā)電成本和分時(shí)電價(jià)的變化對(duì)系統(tǒng)總運(yùn)行成本并無(wú)太大影響，這是因?yàn)槿济簷C(jī)組所承擔(dān)的負(fù)荷較少，且LAES產(chǎn)生的收益變化程度小于$104，相對(duì)于系統(tǒng)總運(yùn)行成本而言占比較小。

4 結(jié)論

本文提出了考慮碳捕集電廠、P2G、LNG 氣化站、包含Brayton 循環(huán)發(fā)電的LAES 的IEGS 靈活經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，并驗(yàn)證了系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性和低碳性，得到如下結(jié)論。

1）考慮碳捕集電廠、P2G、LNG 氣化站以及含Brayton 循環(huán)的LAES 相較于僅有碳捕集電廠的模型，總運(yùn)行成本減少了$ 1.218×105，棄風(fēng)量減少了94.6%，即所構(gòu)建的綜合能源系統(tǒng)對(duì)風(fēng)電具有良好的消納能力。

2）考慮Brayton 循環(huán)后的LAES 不僅利用了LNG氣化時(shí)釋放的冷能，且相比于傳統(tǒng)LAES 的運(yùn)行收益增加了$5877，具有更好的經(jīng)濟(jì)性，碳排放收益相比于僅考慮碳捕集電廠的IEGS 有所增加，具有更好的低碳性；且由于Brayton 循環(huán)獨(dú)立于LAES，調(diào)度更為靈活，削峰填谷效果更為明顯。

3）適當(dāng)提高LAES 儲(chǔ)液罐容量有助于提高系統(tǒng)的低碳性以及經(jīng)濟(jì)性，當(dāng)容量增加到一定值時(shí)，提高容量對(duì)系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性無(wú)較大影響。

4）本文分析了傳統(tǒng)燃煤機(jī)組發(fā)電成本系數(shù)、天然氣價(jià)格、碳交易價(jià)格、碳捕集機(jī)組發(fā)電成本系數(shù)以及分時(shí)電價(jià)對(duì)系統(tǒng)總運(yùn)行成本的影響，結(jié)果表明制定合適的價(jià)格機(jī)制有助于提高系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。

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