摘 "要： 考慮到碳捕集利用與封存（CCUS）是對電轉(zhuǎn)氣（P2G）過程中二氧化碳（CO2）來源的細(xì)化，文中提出對綜合能源系統(tǒng)（IES）進(jìn)行電?氫?氧?甲烷?二氧化碳和虛擬二氧化碳等P2G過程的定性定量建模，以及對風(fēng)?光?電動(dòng)汽車?負(fù)荷等隨機(jī)源荷進(jìn)行時(shí)空聚類以深度挖掘IES氫源碳源潛力的CCUS設(shè)備容量規(guī)劃模型。以階梯正負(fù)碳交易、棄風(fēng)棄光懲罰和年設(shè)備投資成本等的年綜合成本最低為目標(biāo)，以碳捕集、碳存儲和甲烷化等CCUS設(shè)備功率容量限值為全局變量對電氣平衡和能量耦合進(jìn)行二次約束，經(jīng)過混合整數(shù)線性化處理后利用Cplex求解。算例分析表明，源荷時(shí)空聚類可在典型日場景縮減時(shí)保留IES廉價(jià)碳源氫源特征，合理規(guī)劃后的CCUS設(shè)備可兼具棄風(fēng)消納和碳減排功能，使P2G制取的天然氣更具市場競爭力。

關(guān)鍵詞： 碳捕集利用與封存； 綜合能源系統(tǒng)； P2G； 場景聚類； 容量規(guī)劃； 源荷聚類

中圖分類號： TN86?34 " " " " " " " " " " " " " " "文獻(xiàn)標(biāo)識碼： A " " " " " " " " " " " 文章編號： 1004?373X（2024）06?0109?10

CCUS capacity planning for integrated energy systems taking into account P2G

CHEN Shilong， LI Chongxu

（Kunming University of Science and Technology， Kunming 650500， China）

Abstract： Considering that carbon capture utilization and storage （CCUS） is a refinement of carbon dioxide （CO2） sources in the power?to?gas （P2G） process， a qualitative and quantitative modeling of P2G processes such as electricity?hydrogen?oxygen?methane?CO2 and virtual CO2 for integrated energy systems （IES） is proposed， and a CCUS equipment capacity planning model that conducts spatiotemporal clustering of random sources and loads such as wind?light?electric vehicle?load to deeply explore the potential of IES hydrogen sources and carbon sources is proposed. The goal is to minimize the annual comprehensive cost by considering positive and negative carbon trading， penalties for wind and solar curtailment， and annual equipment investment costs. The power capacity limits of CCUS equipment such as carbon capture， carbon storage， and methanation are used as global variables to impose quadratic constraints on electrical balance and energy coupling. After mixed integer linearization， the problem is solved using Cplex. The case analysis shows that source load spatiotemporal clustering can retain the characteristics of IES low?cost carbon and hydrogen sources when typical daily scenes are reduced. Reasonable planning of CCUS equipment can combine wind curtailment and carbon reduction functions， making the natural gas produced by P2G more competitive in the market.

Keywords： carbon capture utilization and storage; integrated energy system; P2G; scene clustering; capacity planning; source load clustering

0 "引 "言

國際能源署發(fā)布的《2050年凈零排放：全球能源行業(yè)路線圖》報(bào)告指出，碳捕集利用與封存（CCUS）技術(shù)是唯一能夠在發(fā)電和工業(yè)生產(chǎn)過程中大幅減少化石燃料碳排放的解決方案。CCUS技術(shù)常分為碳捕集（CCS）、碳存儲、碳封存和甲烷化等類型，其中又屬氫氣制取及合成甲烷的工藝最為復(fù)雜且成本最高[1]。為使CCUS制取的天然氣產(chǎn)品具有市場競爭力，H2和CO2原料成本必須著重考慮[2]。制氫的能量來源常是大規(guī)模的棄風(fēng)棄光、工業(yè)副產(chǎn)H2或谷時(shí)段電網(wǎng)棄電，最理想的低成本大規(guī)模CO2資源包括從電廠、化工廠等工業(yè)煙氣中補(bǔ)集[3]。因此，文中將CCUS設(shè)備引入含有棄風(fēng)棄光的風(fēng)?火?氫?燃?xì)怦詈暇C合能源系統(tǒng)中，并針對其設(shè)備投資成本與碳減排效益間的矛盾，依照其源荷場景縮減蘊(yùn)含的棄風(fēng)棄光和火電碳排信息進(jìn)行氫源碳源特征挖掘，輔助實(shí)現(xiàn)碳捕集、碳存儲和甲烷化設(shè)備的最優(yōu)配置。

經(jīng)過檢索，針對棄風(fēng)棄光制取氫氣的相關(guān)容量優(yōu)化配置問題已較為成熟，但繼續(xù)深入對電制氫之后的煙氣分流、碳捕集、碳存儲和甲烷化等IES系統(tǒng)內(nèi)CCUS全流程進(jìn)行細(xì)致建模和合理配置的相關(guān)研究依舊較少。高鵬飛等考慮到氣?電耦合配網(wǎng)中天然氣內(nèi)氫氣比例限值，以及電解槽與甲烷化反應(yīng)器的單位容量成本和能量轉(zhuǎn)化效率不同，給出了最優(yōu)容量配置方案；但未考慮到配電網(wǎng)各火電廠間空間距離遠(yuǎn)，缺乏對系統(tǒng)內(nèi)碳捕集、碳存儲與運(yùn)輸?shù)慕4?7]。張鍇等在電?熱?氣配網(wǎng)中，進(jìn)一步考慮利用棄風(fēng)棄光進(jìn)行電轉(zhuǎn)天然氣（Power to Gas， P2G）變換時(shí)甲烷化反應(yīng)的強(qiáng)放熱，以進(jìn)一步提高能源利用效率，同時(shí)基于合作博弈算法著重分析了電價(jià)對P2G建設(shè)容量和聯(lián)盟收益的影響；但因電?熱?氣配網(wǎng)系統(tǒng)過于復(fù)雜或受篇幅影響，其算例并未體現(xiàn)出是設(shè)備全壽命周期內(nèi)容量規(guī)劃或年規(guī)劃，也并未對挖掘系統(tǒng)年源荷歷史出力所蘊(yùn)含的低碳特征方面進(jìn)行闡述[8?11]。葛懷宇等充分挖掘溫帶季風(fēng)氣候地區(qū)中電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)在各季節(jié)場景下的季節(jié)互補(bǔ)特性，指出利用冬季棄風(fēng)P2G儲能可實(shí)現(xiàn)高效率季節(jié)性能量轉(zhuǎn)移，構(gòu)建了綜合考慮投資成本、運(yùn)行成本和棄風(fēng)成本的容量配置模型[12?15] 。陳傳彬等指出，需將P2G系統(tǒng)細(xì)化為可拆解的電制氫和氫氣甲烷化兩階段，在電制氫階段，應(yīng)適當(dāng)引入氫能汽車負(fù)荷和氫氧燃料電池等，以避免能源無效二次轉(zhuǎn)化為甲烷的能量浪費(fèi)[16?19]。劉道兵等對容量配置相關(guān)問題進(jìn)行了詳細(xì)綜述，指出CCUS的電制氫、碳捕集、碳存儲或封存以及甲烷化等容量規(guī)劃的組成選擇，以及P2G儲能和傳統(tǒng)抽水蓄能、鋰電池儲能、飛輪儲能等種類選擇，包括型號位置和容量的最優(yōu)配置等，都應(yīng)按系統(tǒng)源荷特性具體問題具體分析，低碳經(jīng)濟(jì)指標(biāo)是“雙碳”目標(biāo)的研究重點(diǎn)[20?22]。

文中參考以上研究重點(diǎn)和研究局限，選擇將CCUS應(yīng)用場景定為風(fēng)?火?氫?燃?xì)?碳耦合綜合能源系統(tǒng)內(nèi)，文中與已有研究相比主要區(qū)別如下：文中CCUS碳源為IES內(nèi)燃?xì)廨啓C(jī)或火電廠碳排放在煙氣分流后的高純度碳的捕集，氫源來自于IES內(nèi)廉價(jià)棄風(fēng)棄光制取，使得P2G生成的甲烷具有一定的市場競爭力。在P2G的電制氫和甲烷化兩階段間引入氫氧燃料電池，實(shí)現(xiàn)本地能源短期高效率氫能存儲與P2G后甲烷注入天然氣管道的廉價(jià)穩(wěn)定運(yùn)輸相結(jié)合。IES相較于電熱氣配網(wǎng)而言，風(fēng)光車荷等隨機(jī)變量更少，使得文中可以IES系統(tǒng)內(nèi)所有隨機(jī)源荷的年運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)進(jìn)行典型日場景聚類，來實(shí)現(xiàn)充分挖掘系統(tǒng)碳源特征或低碳潛力；文中細(xì)化整個(gè)IES系統(tǒng)內(nèi)電力與二氧化碳、氫氣、氧氣和甲烷等的電氣平衡約束，對CCUS的碳源、煙氣分流、碳捕集、碳存儲，以及與電制取的氫氣合成甲烷等全過程進(jìn)行詳細(xì)刻畫，使得CCUS更貼近實(shí)際。文中對火電等經(jīng)過碳捕集后的實(shí)際碳排放量，與考慮風(fēng)光發(fā)電碳配額和用于碳交易的虛擬碳排放量，分別進(jìn)行了建模刻畫，同時(shí)清晰展現(xiàn)出CCUS規(guī)劃前后的真實(shí)低碳性和經(jīng)濟(jì)性對比。

1 "綜合能源系統(tǒng)CCUS低碳化改造架構(gòu)

圖1所示的綜合能源系統(tǒng)多能流架構(gòu)，包含天然氣網(wǎng)、電網(wǎng)、氣網(wǎng)和碳交易市場等內(nèi)外交互渠道；包含風(fēng)光等新能源，其棄風(fēng)棄光可用電解槽廉價(jià)制取氫氣；包含火電廠和燃?xì)廨啓C(jī)（MT）等高密度廉價(jià)的二氧化碳排放源，可避免遠(yuǎn)距離運(yùn)輸成本的花費(fèi)；煙氣分流裝置可使得碳捕集功率可控性增強(qiáng)；氫氧燃料電池（HFC）和鋰電池可短期高效率實(shí)現(xiàn)電能的存儲轉(zhuǎn)化與釋放；ASU裝置壓縮制取氧氣，可促進(jìn)火電廠或燃?xì)廨啓C(jī)的富氧燃燒，減少一氧化碳的產(chǎn)生； 碳捕集、二氧化碳存儲和甲烷化裝置是文中待容量優(yōu)化配置的CCUS設(shè)備，若規(guī)劃和運(yùn)行合理，不僅可實(shí)現(xiàn)火電碳排的吸收并轉(zhuǎn)化，還可使制取的天然氣具有市場競爭力并產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益。文中選擇電?氫?氧?碳等存儲裝置輔助實(shí)現(xiàn)削峰填谷和經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，至于天然氣則無需存儲，可直接引入天然氣網(wǎng)低成本遠(yuǎn)距離穩(wěn)定運(yùn)輸。終端負(fù)荷內(nèi)包含電負(fù)荷、氫氣負(fù)荷和天然氣負(fù)荷，可實(shí)現(xiàn)自產(chǎn)自銷。

從圖1中不僅可讀出設(shè)備間電?氫?氧?甲烷?實(shí)際二氧化碳和虛擬二氧化碳等的能流類別、能流轉(zhuǎn)化方向和暫態(tài)能流功率平衡約束關(guān)系，還對IES內(nèi)部電氣耦合定性定量關(guān)系進(jìn)行了詳細(xì)刻畫。此處僅針對較新的CO2能流進(jìn)行簡略分析：文中將CO2分為兩種類型，第一種是煤炭、火電、燃?xì)廨啓C(jī)、碳捕集、碳存儲和甲烷化等IES裝置間實(shí)際存在并可用于P2G，稱之為實(shí)際二氧化碳；另一種是風(fēng)、光、火、MT和HFC等發(fā)電裝置的虛擬碳配額，和煙氣分流丟棄的CO2，以及電網(wǎng)購電攜帶的CO2和向碳交易市場買賣的CO2等，稱之為虛擬二氧化碳?？紤]到氣體體積易變化，文中模型內(nèi)僅電能用kW單位，所有氣體均以kg定量建模，這同時(shí)有助于與碳交易的單位（元/t）形成單位上的統(tǒng)一。

2 "CCUS容量規(guī)劃流程

文中著重挖掘IES系統(tǒng)內(nèi)源荷特征所蘊(yùn)含的低碳潛力，使得CCUS容量規(guī)劃更因地制宜。CCUS容量規(guī)劃流程如圖2所示。首先，按第1節(jié)規(guī)劃出考慮CCUS低碳化改造的IES架構(gòu)。其次，根據(jù)年運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)中的光伏出力、風(fēng)機(jī)出力、居民電負(fù)荷和電動(dòng)汽車負(fù)荷等曲線幅值特征，幅值隨日期有明顯連續(xù)變化的采用更注重時(shí)序特征的有序聚類，幅值雜亂無序的采用離散序列的k?means聚類。由此可得出雙源雙荷典型日場景出力及對應(yīng)頻次，可作為日運(yùn)行基礎(chǔ)參數(shù)代入系統(tǒng)日調(diào)度，求解出典型日棄風(fēng)棄光所蘊(yùn)含的電制氫能力，以及高峰負(fù)荷時(shí)段火電碳排所蘊(yùn)含的廉價(jià)CO2排放量信息。

最后，將考慮階梯碳交易后的日運(yùn)行成本子目標(biāo)函數(shù)累加得到的年運(yùn)行成本子目標(biāo)函數(shù)，與CCUS最大出力限值所需設(shè)備年投資成本累加，得到年綜合運(yùn)行成本總目標(biāo)函數(shù)。在Matlab 2018b的Yalmip+Cplex環(huán)境下進(jìn)行線性化后一次求解，即可得出CCUS設(shè)備功率容量最優(yōu)限值和各個(gè)典型日運(yùn)行成本、碳排放和設(shè)備各時(shí)段出力等信息。

文中所建模型具有一定的通用性，設(shè)定模式是引入碳捕集、碳存儲和甲烷化的系統(tǒng)，僅引入碳捕集和甲烷化裝置的系統(tǒng)。

模式可共用一個(gè)模型，僅在部分CCUS設(shè)備的功率容量變量的限值功率上有區(qū)分。將模式的碳存儲容量限制恒等于0可得模式，將模式的碳捕集功率、碳存儲容量和甲烷化功率都限制恒等于0可得模式。因此，文中僅針對模式進(jìn)行詳細(xì)建模。

3 "目標(biāo)函數(shù)與約束條件

CCUS容量規(guī)劃旨在設(shè)備投資成本與其帶來的低碳效益間做出最優(yōu)均衡，以實(shí)現(xiàn)設(shè)備利用的最大化。除了考慮CCUS設(shè)備的年投資成本外，還需在源荷聚類后的典型日內(nèi)，根據(jù)CCUS設(shè)備功率容量限值和能流耦合約束、設(shè)備出力約束、爬坡約束及碳交易機(jī)制等約束條件，進(jìn)行經(jīng)濟(jì)調(diào)度。細(xì)化目標(biāo)函數(shù)與約束條件必不可少。

3.1 "目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)函數(shù)為：

[W=WTZ+i=1N（WYXini）] （1）

式中：[W]是年綜合運(yùn)行成本；[WTZ]是年投資成本；[WYXi]和[ni]是典型日場景[i]的日運(yùn)行成本和聚類頻次。

3.1.1 "新增CCUS設(shè)備的年投資成本建模

新增CCUS設(shè)備的年投資成本公式為：

[WTZ=i=1NCCUSsi?di?r?（1+r）Y（1+r）Y-1] （2）

式中：[WTZ]是系統(tǒng)的年化投資成本，單位為萬元；[NCCUS]是系統(tǒng)中系統(tǒng)種類個(gè)數(shù)，包括碳捕集設(shè)備、CO2存儲設(shè)備及甲烷化設(shè)備；[si]為第[i]種系統(tǒng)的容量或功率；[di]為系統(tǒng)單位容量或功率的價(jià)格；[r]為利率，取值5%；[Y]表示系統(tǒng)運(yùn)行周期，文中設(shè)定為15年。

3.1.2 "考慮源荷聚類的典型日子運(yùn)行成本

源荷聚類的典型日子運(yùn)行成本公式為：

[WYXi=WDWi+WGWi+WMi+WWHi+WTiWDWi=t=1T（Ebuyi，t?PEbuyt-Eselli，t?PEsellt）WGWi=t=1T（Gbuyi，t?PGbuyt-Gselli，t?PGsellt）WMi=t=1T（a?（EHDi，t）2+b?EHDi，t+c）?PMbuyi，tWWHi=?t=1T（EWindi，t+EPVi，t+EHDi，t+EMTi，t+EEssCi，t+EEssDi，t+EELi，t）] （3）

式中：[WDWi]、[WGWi]、[WMi]、[WWHi]分別是電網(wǎng)購售成本、氣網(wǎng)購售成本、煤炭成本和維護(hù)成本；[WTi]是碳交易成本，文中構(gòu)建同時(shí)適用于正碳交易成本和負(fù)碳交易收益兩種情景的線性化模型。

[WTi=-λl-λ（1+α）l+λ（1+α）2（Ti+2l）， Ti≤-2l-λl+λ（1+α）（Ti+l）， " " " " " " " " " " " " " -2llt;Ti≤-lλTi， " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " " "-llt;Ti≤0λTi， " " " " " " " " " " " " " " nbsp; " " " " " " " " " " " " " " " " " 0lt;Ti≤lλl+λ（1+α）（Ti-l）， " " " " " " " " " " " " " " " "llt;Ti≤2lλl+λ（1+α）l+λ（1+α）2（Ti-2l）， "Tigt;2l] （4）

式中：[WTi]為階梯式碳交易成本；[λ]為碳交易基價(jià)；[l]為碳排放量區(qū)間長度；[1+α]是價(jià)格增長倍率。

3.2 "約束條件和P2G設(shè)備建模

1） 電平衡約束

[Ebuyi，t+EWindi，t+EPVi，t+EHDi，t+EMTi，t+EHFCi，t+EEEssDi，t=Eselli，t+EASUi，t+EELi，t+ECCi，t+EGi，t+ECO2Essi，t+EO2Essi，t+EH2Essi，t+EEEssCi，t+ELoadi，t+EEVLoadi，t] （5）

式中：[EWindi，t]、[EPVi，t]、[EHDi，t]、[EMTi，t]、[EHFCi，t]、[EEEssDi，t]分別是風(fēng)機(jī)、光伏、火電、微型燃?xì)廨啓C(jī)、燃料電池發(fā)電和鋰電池放電；[EASUi，t]、[EELi，t]、[ECCi，t]、[EGi，t]、[ECO2Essi，t]、[EO2Essi，t]、[EH2Essi，t]、[EEEssCi，t]、[ELoadi，t]分別是壓縮制氧機(jī)、電解槽、碳捕集器、甲烷化設(shè)備和二氧化碳、氧氣、氫氣儲存裝置耗電，以及鋰電池充電和終端用電。

2） 氫氣平衡約束

[HELi，t+HEssDi，t=HEssCi，t+HHFCi，t+HGi，t+HLoadi，t] （6）

式中：[HELi，t]、[HEssDi，t]是電解槽產(chǎn)氫和儲氫罐放氫功率， [HEssCi，t]、[HHFCi，t]、[HGi，t]、[HLoadi，t]分別是儲氫罐儲存功率、燃料電池、甲烷化裝置和氫氣負(fù)荷的耗氫功率。

3） 氧氣平衡約束

[OELi，t+OEssDi，t+OASUi，t=OEssCi，t+OHFCi，t+OHDi，t+OMTi，t] （7）

式中：[OELi，t]、[OEssDi，t]、[OASUi，t]分別是電解槽、儲氧罐和壓縮制氧器釋放[O2]的功率；[OEssCi，t]、[OHFCi，t]、[OHDi，t]、[OMTi，t]分別是儲氧罐、燃料電池、甲烷化、火電廠和微型燃?xì)廨啓C(jī)等消耗[O2]的功率。

4） 天然氣平衡約束

[Gbuyi，t+GGi，t=Gselli，t+GMTi，t+GLoadi，t] （8）

式中：[Gbuyi，t]、[GGi，t]分別是天然氣網(wǎng)購氣功率和甲烷化功率；[Gselli，t]、[GMTi，t]、[GLoadi，t]分別是天然氣網(wǎng)售氣功率、微燃機(jī)和負(fù)載的耗氣功率。

5） 實(shí)際二氧化碳平衡約束

[CCCSi，t+CEssDi，t=CEssCi，t+CGi，t] （9）

式中：[CCCSi，t]是碳捕集裝置捕集到的碳排放；[CEssCi，t]、[CEssDi，t]分別是儲碳裝置的儲氣和排氣功率；[CGi，t]是甲烷化裝置消耗CO2功率。

6） 虛擬二氧化碳的碳配額和碳交易約束

[CHDi，t+CMTi，t-CCCSi，t+Tselli，t+TDWbuyi，t=Tbuyi，t+TWindi，t+TPVi，t+THFCi，t+THDi，t+TMTi，t+TDWselli，t] （10）

式中：[Tselli，t]、[Tbuyi，t]分別是碳交易市場的正碳和負(fù)碳交易量；[TWindi，t]、[TPVi，t]、[THFCi，t]、[THDi，t]、[TMTi，t]分別是風(fēng)、光、燃料電池、火電和微燃機(jī)發(fā)電量所對應(yīng)的碳排放配額。

7） CCUS設(shè)備建模

電制氫裝置：

[HELi，t=??EELi，tOELi，t=γ?EELi，t] （11）

式中：[?]和[γ]分別是電制氫裝置的電轉(zhuǎn)氫氣系數(shù)和電轉(zhuǎn)氧氣系數(shù)。

二氧化碳捕集裝置：

[CCCSi，t=χ?（CHDi，t+CMTi，t）?ε] （12）

式中：[χ]是煙氣分流比；[CHDi，t]、[CMTi，t]是火電廠和微燃機(jī)的碳排放；[ε]是碳捕集效率。

二氧化碳存儲裝置：

[CSoci，t=CSoci，t-1+ηcCEssCi，t-CEssDi，tηdCSoci，1=CSoci，endCSocmin≤CSoci，t≤CSocmaxUCEssC?CEssCmin≤CEssCi，t≤UCEssC?CEssCmaxUCEssD?CEssDmin≤CEssDi，t≤UCEssD?CEssDmaxUCEssC+UCEssD≤1UCEssC，UCEssD∈0，1] （13）

式中：[CSoci，t]是存儲器內(nèi)CO2余量；[CSoci，1]和[CSoci，end]是其始末余量；[ηc]和[ηd]是其儲氣和排氣效率，[CSocmax]和[CSocmin]是其儲氣量上下限；[CEssCmax]、[CEssCmin]和[CEssDmax]、[CEssDmin]分別是其儲氣和排氣功率上下限；[UCEssC]和[UCEssD]是其儲氣和排氣的狀態(tài)標(biāo)識位。

甲烷化裝置：

[CGi，t=κ1?GGi，tHGi，t=κ2?GGi，tEGi，t=κ3?GGi，tGGmin≤GGi，t≤GGmax] （14）

式中：[κ1]、[κ2]、[κ3]分別是甲烷化裝置運(yùn)行時(shí)的甲烷與二氧化碳、氫氣、氧氣和耗電的配比；[GGmax]、[GGmin]分別是生成甲烷的功率上下限。

4 "算例分析

階梯碳交易區(qū)間長度l取值5 t，碳交易基價(jià)為50元/t，階梯倍率參數(shù)α取值0.2，由此計(jì)算所得各區(qū)段碳交易單價(jià)見表1。煤炭單價(jià)1 140元/t，天然氣單價(jià)5元/kg，電網(wǎng)購售電價(jià)見表2。火電廠、風(fēng)機(jī)光伏、電解槽等所有設(shè)備的功率容量和能源轉(zhuǎn)換比例見表3。

4.1 "雙源雙荷典型日場景聚類結(jié)果

源荷聚類旨在對隨機(jī)源荷的外在出力特征進(jìn)行挖掘，實(shí)現(xiàn)簡化運(yùn)算的同時(shí)保留其源數(shù)據(jù)特征。文中首先繪制出風(fēng)光車荷年運(yùn)行數(shù)據(jù)圖，如圖3所示。觀察圖3可知：光伏出力和電負(fù)荷出力的日幅值在1年內(nèi)有明顯變化，因此選用注重時(shí)間序列的有序聚類；風(fēng)機(jī)和電動(dòng)汽車負(fù)荷的日幅值無明顯變化，因此，可以選擇以每天出力序列為一個(gè)空間點(diǎn)的k?means聚類。

1） 有序聚類需由以下幾步操作完成：設(shè)置最大分割區(qū)段數(shù)目N，將年光伏數(shù)據(jù)輸入組內(nèi)離差平方和最小函數(shù)，輸出可得各分割點(diǎn)的輪廓系數(shù)，見圖4。選取最大輪廓系數(shù)值所對應(yīng)的分割點(diǎn)數(shù)目及位置，見圖5。對年負(fù)荷數(shù)據(jù)重復(fù)以上操作。因光伏和年負(fù)荷的分割點(diǎn)數(shù)目和位置大概率不同，繼而需根據(jù)最小分割區(qū)段長度重新就近確定各分割點(diǎn)，注意分割點(diǎn)，不可將日數(shù)據(jù)分割在2個(gè)區(qū)段。最終效果如圖6所示。文中為減小運(yùn)算量，選擇在輪廓系數(shù)相近時(shí)優(yōu)先選擇較小分割點(diǎn)數(shù)目，最終將光伏和電負(fù)荷數(shù)據(jù)分割為4個(gè)統(tǒng)一區(qū)段。圖6矩形框代表各區(qū)段均值，可知年光伏發(fā)電有良好的基于時(shí)間的有序分割聚類效果。

2） k?means聚類需在風(fēng)光聚類的各個(gè)分割區(qū)段內(nèi)單獨(dú)進(jìn)行，但可以將風(fēng)機(jī)和電動(dòng)汽車數(shù)據(jù)按日期合并，以實(shí)現(xiàn)簡化運(yùn)算量。k?means聚類的聚類中心點(diǎn)個(gè)數(shù)可以根據(jù)輪廓系數(shù)選取，也可以設(shè)定為常數(shù)。其聚類效果和速度不唯一，會受初始點(diǎn)位置影響。風(fēng)機(jī)和電動(dòng)汽車負(fù)荷聚類效果如圖7所示，各子圖內(nèi)曲線屬于同一聚類中心點(diǎn)。

3） 對有序聚類各區(qū)段的光伏電負(fù)荷、k?means聚類各中心點(diǎn)的風(fēng)機(jī)和電動(dòng)汽車負(fù)荷數(shù)據(jù)求均值，可得圖8所示各典型日場景的源荷出力曲線及頻次。圖8是有序聚類分割區(qū)段1的4個(gè)典型日曲線圖，頻次分別為4、26、29和18。有序聚類分割共4段，可將年源荷運(yùn)行數(shù)據(jù)縮減為16個(gè)典型日曲線及頻次，實(shí)現(xiàn)后續(xù)容量規(guī)劃時(shí)典型日子運(yùn)行成本最低目標(biāo)函數(shù)的簡化計(jì)算。

4.2 "IES系統(tǒng)廉價(jià)碳源氫源潛力挖掘

將典型日源荷出力聚類曲線代入模式的原系統(tǒng)中，進(jìn)行日運(yùn)行最低成本調(diào)度運(yùn)算，可求取得到如圖9所示。圖中，棄風(fēng)棄光蘊(yùn)含的廉價(jià)電能制取氫氣的潛力集中分布在夜間1：00—4：00之間，以及火電廠和微燃機(jī)碳排放蘊(yùn)含的廉價(jià)高純度CO2的潛力集中分布在峰時(shí)電價(jià)的13：00—24：00之間。

由此可知，在IES系統(tǒng)內(nèi)棄風(fēng)棄光時(shí)，火電處于停機(jī)狀態(tài)，即廉價(jià)電源?氫源?碳源不會在同一時(shí)刻出現(xiàn)。因此系統(tǒng)在進(jìn)行CCUS配置時(shí)碳存儲裝置不可或缺，這與氣電配網(wǎng)等在棄風(fēng)棄光時(shí)依舊需要火電維持基準(zhǔn)頻率這點(diǎn)有明顯不同。

4.3 "CCUS設(shè)備容量規(guī)劃效益分析

利用IES系統(tǒng)中棄風(fēng)棄光和火電等廉價(jià)氫源碳源制取甲烷時(shí)，若規(guī)模足夠大且規(guī)劃合理，勢必會具有碳減排效益和制取甲烷的商品經(jīng)濟(jì)效益。綜合考慮各典型日內(nèi)設(shè)備出力約束、能源轉(zhuǎn)換率約束和外網(wǎng)交互約束、電?氣?氫?氧?碳功率平衡約束，以及風(fēng)光儲荷等出力特性后，可求得表4所示容量CCUS最優(yōu)規(guī)劃功率容量及經(jīng)濟(jì)低碳效益。

因氫源碳源所在時(shí)段不同，必須引入二氧化碳存儲器實(shí)現(xiàn)碳捕集與甲烷化的解耦合，因此文中僅將模式和模式進(jìn)行對比分析。結(jié)果表明，即使減去CCUS設(shè)備投資成本，系統(tǒng)依舊會增加23.48%的經(jīng)濟(jì)收益，且可減少系統(tǒng)碳排放的41.92%。盡管引入CCUS設(shè)備，但系統(tǒng)依舊存在部分棄風(fēng)棄光，這是因?yàn)闅錃庵迫∈艿焦逃须娊獠墼O(shè)備的功率限制。CCUS最終容量配置參數(shù)應(yīng)選取市面設(shè)備統(tǒng)一型號中的最近值，選定碳捕集功率限值150 kg/h，碳存儲容量限值1 000 kg，甲烷化功率限值100 kg/h。

4.4 "CCUS的經(jīng)濟(jì)和碳減排效益來源分析

可以從電氣平衡圖中各個(gè)相關(guān)設(shè)備的出力數(shù)據(jù)挖掘出CCUS規(guī)劃后系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)收益和碳減排的來源。棄風(fēng)棄光會發(fā)生的原因是電網(wǎng)出于電平衡或穩(wěn)定性考慮，對IES反向售電的功率進(jìn)行限制。

從圖10電功率平衡圖可知，夜間1：00—4：00和正午13：00—15：00有向電網(wǎng)賣電的現(xiàn)象，原因分別是夜間風(fēng)大而負(fù)荷小，中午風(fēng)光出力和大于負(fù)荷，但多出的電大于電網(wǎng)接收限制而引起的棄風(fēng)，可作為廉價(jià)氫源制取的電能使用；火電和微型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電則集中分布在風(fēng)光出力均較小的晚高峰時(shí)段，可利用碳捕集和碳存儲作為廉價(jià)碳源使用；配置了氧氣存儲罐，所以ASU壓縮制取氧氣集中在谷時(shí)段進(jìn)行；電解槽造價(jià)貴，設(shè)置的容量較小，為滿足氫能負(fù)荷的需求，在各時(shí)段均有分布，但谷時(shí)段明顯大于峰時(shí)段區(qū)域運(yùn)行功率；8：00—10：00和17：00—21：00均有向電網(wǎng)購電現(xiàn)象，但因?yàn)?7：00—21：00電價(jià)更高，因此，鋰電池和氫氧燃料電池等均僅在此區(qū)段工作，棄風(fēng)棄光電制氫后的氫氣短期存儲加氫燃料電池發(fā)電可作為短期高效電儲能的形式，與鋰電池價(jià)值類同。

從圖11可以看出，碳捕集裝置在15：00—21：00的峰時(shí)段動(dòng)作，實(shí)現(xiàn)對火電廠和微燃機(jī)的碳捕集，并利用碳存儲裝置在此時(shí)段將CO2存儲，待夜間1：00—4：00有大量棄風(fēng)棄光和電網(wǎng)售電時(shí)，將CO2釋放給予甲烷發(fā)生器使用，實(shí)現(xiàn)低成本合成天然氣。在虛擬碳交易參數(shù)中，虛擬碳售賣集中在棄風(fēng)棄光時(shí)段，虛擬碳購買集中分布在晚峰時(shí)段。

從圖12可以看出，P2G制取的甲烷數(shù)量依舊遠(yuǎn)小于天然氣負(fù)荷，天然氣來源的主體依舊是向氣網(wǎng)購買，微型燃?xì)廨啓C(jī)僅在峰時(shí)電價(jià)區(qū)域運(yùn)行，因?yàn)槠鋯挝怀杀咎幵诜骞入妰r(jià)之間。在IES系統(tǒng)內(nèi)，當(dāng)允許火電廠停機(jī)即不存在火電廠棄電時(shí)，僅在利用棄風(fēng)棄光P2G制取甲烷時(shí)存在一定利潤，利用谷時(shí)電網(wǎng)購電P2G制取甲烷的成本高于直接向氣網(wǎng)購買天然氣的成本。

5 "結(jié) "論

文中針對含有棄風(fēng)棄光和火電等廉價(jià)氫源碳源的IES系統(tǒng)，進(jìn)行了電?氫?氧?天然氣?二氧化碳和虛擬二氧化碳的定性定量精細(xì)化模型后，根據(jù)系統(tǒng)內(nèi)隨機(jī)源荷的時(shí)序幅值等特征進(jìn)行有序聚類和k?means聚類來對CCUS進(jìn)行潛力挖掘，實(shí)現(xiàn)了容量按系統(tǒng)特征合理配置。通過算例驗(yàn)證得出結(jié)論如下：

1） 在僅含有少量隨機(jī)風(fēng)光和負(fù)荷的IES系統(tǒng)中，按源荷時(shí)序幅值特征選取合適的場景聚類方法，可實(shí)現(xiàn)簡化配置運(yùn)算的同時(shí)最大限度保留源荷特征，可更直觀地體現(xiàn)CCUS對廉價(jià)棄風(fēng)棄光氫源和高純度火電碳排的利用，使得P2G制取的甲烷具有一定市場競爭力。

2） 電能短期存儲用于日內(nèi)削峰填谷時(shí)，可優(yōu)先選用鋰電池與氫氧燃料電池組合的混合儲能，因氫能密度高、清潔、且電能轉(zhuǎn)化效率高，且避免氫氣甲烷化的二次能源轉(zhuǎn)換，可更大限度提高能源利用率；但長期存儲或遠(yuǎn)距離運(yùn)輸，則優(yōu)先選用P2G制取的甲烷，可利用現(xiàn)有天然氣管道低成本常溫運(yùn)輸和地下存儲等。

3） CCUS設(shè)備引入的系統(tǒng)需同時(shí)具備棄風(fēng)棄光等清潔電能或配電網(wǎng)內(nèi)火電機(jī)組棄電等制取的氫氣和火電熱電聯(lián)產(chǎn)等碳捕集的二氧化碳，其他場景可能會出現(xiàn)CCUS輔助的P2G耗能排碳等大于其碳減排和經(jīng)濟(jì)效益的場景，特別是當(dāng)國家給予碳捕集經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償時(shí)，很可能會導(dǎo)致單方面追求虛擬階梯碳交易經(jīng)濟(jì)成本更低，而忽略實(shí)際碳排放的增加。

4） P2G的甲烷化過程常伴有強(qiáng)放熱，且熱電聯(lián)產(chǎn)比火電廠有更高的效率，結(jié)合北方地區(qū)在冬季有巨額熱負(fù)荷需求，后續(xù)可引入熱能流進(jìn)行進(jìn)一步分析改進(jìn)。

5） CCUS和電解槽等設(shè)備的單位投資隨容量規(guī)模和集成化程度的增加而降低，若將研究場景放在電熱氣配網(wǎng)中，有利于大規(guī)模集成規(guī)劃建設(shè)和管理，但也應(yīng)理性考慮電熱氣配網(wǎng)內(nèi)隨機(jī)源荷過多導(dǎo)致的氫源碳源潛力挖掘困難，以及氫氣、二氧化碳等需要遠(yuǎn)距離運(yùn)輸?shù)睦щy和成本，進(jìn)行對比后按最優(yōu)選取，也可作為下一步研究方向。

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