摘 要：為解決能源轉(zhuǎn)型過程中面臨的碳排放量高、供氣不足等難題，提出一種含碳捕集電廠-電轉(zhuǎn)氣-液化天然氣協(xié)同的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。首先，考慮碳捕集電廠和電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的“碳耦合”以及液化天然氣站的“電-氣耦合”，構(gòu)建含碳捕集電廠-電轉(zhuǎn)氣-液化天然氣的電氣熱綜合能源系統(tǒng)模型；其次，引入階梯型碳交易機制，提出碳捕集電廠-電轉(zhuǎn)氣-液化天然氣協(xié)同運行的綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度模型；最后，以云南某大型工業(yè)園區(qū)為例，驗證所提模型能夠有效提高系統(tǒng)的風光消納水平和能源利用效率，具有顯著的低碳經(jīng)濟效益。

關(guān)鍵詞：碳捕集；液化天然氣；綜合能源系統(tǒng)；碳交易；電轉(zhuǎn)氣

中圖分類號：TM734 """"""""" """"""""文獻標志碼：A

0 引 言

近年來，能源行業(yè)積極響應(yīng)國家“雙碳”戰(zhàn)略的號召，大力推動能源結(jié)構(gòu)調(diào)整并加快推進能源生產(chǎn)和消費革命，構(gòu)建以新能源、清潔能源為代表的新型能源體系［1-2］。綜合能源系統(tǒng)（integrated energy system， IES）具備多能互補、能源協(xié)同運行的優(yōu)勢，可有效提高新能源消納水平與系統(tǒng)經(jīng)濟性，是能源轉(zhuǎn)型的重要載體［3］。

碳捕集電廠（carbon capture power plant，CCPP）兼?zhèn)浠痣姀S靈活調(diào)節(jié)特性與碳捕集裝置的低碳性，是能源轉(zhuǎn)型過渡的重要技術(shù)手段［4］。文獻［5］基于碳捕集電廠的綜合靈活運行特性，建立了含碳捕集電廠和風電的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型，有效降低系統(tǒng)碳排放的同時保證了經(jīng)濟性；文獻［6］基于CCPP綜合靈活運行方式，構(gòu)建了碳捕集設(shè)備與電轉(zhuǎn)氣（power to gas，P2G）協(xié)同運行的綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度模型，有效提升了系統(tǒng)低碳經(jīng)濟性；文獻［7］針對傳統(tǒng)碳捕集電廠靈活性較差、風電消納率低等問題，建立了含儲液罐的碳捕集電廠靈活運行模型，提升了風電消納率和能源利用效率；文獻［8］建立了含儲液罐參與調(diào)節(jié)的碳捕集電廠低碳經(jīng)濟調(diào)度模型，從而緩解了棄風現(xiàn)象；文獻［9］提出以儲碳設(shè)備為樞紐的靈活運行模式，連接碳捕集電廠和P2G，該運行模式有效促進了風電消納、降低碳排放；文獻［10］基于碳捕集電廠綜合靈活運行方式，提出電力系統(tǒng)多時間尺度低碳經(jīng)濟調(diào)度方法，該調(diào)度方法利用源荷可調(diào)節(jié)資源的調(diào)度優(yōu)勢，實現(xiàn)了電力系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度；文獻［11］基于碳交易機制，構(gòu)建了CCPP-P2G聯(lián)合的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型，提升了風電消納率及降低了碳排放水平。上述研究根據(jù)碳捕集電廠的綜合靈活運行方式，構(gòu)建了含碳捕集電廠的綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度，將碳捕集電廠作為提升系統(tǒng)低碳經(jīng)濟性的關(guān)鍵技術(shù)。然而，現(xiàn)有研究中碳捕集電廠大多未考慮捕獲不同碳排放源時對系統(tǒng)減碳潛力的影響。

除碳捕集電廠外，碳交易機制與P2G也是重要的減碳手段。文獻［12］提出一種計及改進階梯型碳交易的園區(qū)綜合能源系統(tǒng)（park-level integrated energy system， PIES）優(yōu)化調(diào)度方法，顯著降低了系統(tǒng)碳排量；文獻［13］建立了考慮階梯碳交易成本的多時間尺度優(yōu)化調(diào)度模型，從而降低了系統(tǒng)成本；文獻［14］聯(lián)合P2G、碳捕集技術(shù)與碳交易，實現(xiàn)了燃煤機組的低碳排放，提高了風電消納；文獻［15］針對能源利用不充分的問題，提出一種計及碳捕集、P2G聯(lián)合運行模式，有效提高了能源利用率；文獻［16］建立了含P2G設(shè)備的電-氣耦合能源系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化調(diào)度模型，提高了可再生能源消納能力。上述文獻利用P2G和碳交易機制提升綜合能源系統(tǒng)的低碳經(jīng)濟性，但未進一步分析P2G容量對系統(tǒng)低碳經(jīng)濟性的影響。

液化天然氣（liquified natural gas， LNG）作為一種易于運輸?shù)奶烊粴赓Y源，與其他能源的協(xié)同運行可提升能源利用效率，實現(xiàn)系統(tǒng)的低碳和經(jīng)濟運行，是重要的節(jié)能手段之一［17-18］。國內(nèi)外學(xué)者對LNG的冷能利用開展了深入研究，通過成熟的工程應(yīng)用，LNG冷能空分、發(fā)電和冷庫已顯著提升了經(jīng)濟效益［19］。文獻［20］根據(jù)不同規(guī)模的氣化站，給出相匹配的冷能梯級利用方案，驗證了冷能利用的可行性；文獻［21］利用LNG冷能制備液態(tài)CO2及干冰，提高了綜合能源系統(tǒng)的低碳能效；文獻［22］提出一種含LNG冷能利用的冷熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)，提升了該系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性；文獻［23］基于液化天然氣壓力能，建立了新型冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)，從而降低了系統(tǒng)碳排放。上述文獻驗證了LNG的利用價值，但未見含碳捕集電廠-電轉(zhuǎn)氣-液化天然氣綜合能源系統(tǒng)的耦合及協(xié)同運行研究。

針對上述問題，本文提出一種含碳捕集電廠、電轉(zhuǎn)氣以及液化天然氣協(xié)同運行的PIES的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型。首先，建立含多種能源耦合關(guān)系的園區(qū)綜合能源系統(tǒng)模型；其次，引入階梯碳交易機制，提出CCPP-P2G-LNG協(xié)同運行的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型；最后，綜合考慮碳捕集電廠的碳減排潛力、P2G設(shè)備容量、LNG購氣價格及進氣量對系統(tǒng)低碳經(jīng)濟性的影響，以系統(tǒng)總成本最小為目標函數(shù)建立優(yōu)化調(diào)度模型。以云南某大型工業(yè)園區(qū)為例，通過設(shè)置不同的場景驗證所提模型的低碳經(jīng)濟性。

1 園區(qū)綜合能源系統(tǒng)模型

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

本文建立的含碳捕集電廠、電轉(zhuǎn)氣和LNG氣化站的PIES如圖1所示。供電設(shè)備包括碳捕集電廠、燃氣輪機、LNG氣化站和風光機組。PIES通過LNG氣化站、燃氣輪機和電鍋爐實現(xiàn)能量的流動，加入P2G后實現(xiàn)電氣能源循環(huán)；碳捕集電廠捕集PIES中排放的CO"用于P2G合成甲烷；LNG氣化站作為氣源供應(yīng)的同時利用氣化產(chǎn)生的冷能發(fā)電，進一步提高能源的利用率，減少化石能源的使用。

1.2 關(guān)鍵設(shè)備模型

1.2.1 碳捕集電廠模型

本文碳捕集電廠由燃煤電廠改造得到，運行模型為：

[PT，t=PTB，t+PTE，tPT，min≤PT，t≤PT，maxPT，pmin≤PT，t-PT，t-1≤PT，pmaxPTB，t=PBG，t+PBY，tPBY，t=αYCb，t0≤Cb，t≤Cb，max] （1）

式中：[PT，t]、[PT，t-1]——[t、t-1]時刻碳捕集電廠的總功率，MW；[PTB，t]——[t]時刻碳捕集電廠捕碳功耗，MW；[PTE，t]——[t]時刻碳捕集電廠的凈輸出功率，MW；[PT，max]、[PT，min]——碳捕集電廠總功率上下限，MW；[PT，pmax]、[PT，pmin]——捕集電廠的爬坡約束的上下限，MW；[PBG，t]——[t]時刻碳捕集電廠捕碳固定功耗，MW；[PBY，t]——[t]時刻碳捕集電廠捕碳運行功耗，MW；[αY]——處理單位CO2的能耗系數(shù)；[Cb，t]——[t]時刻碳捕集電廠捕集的CO2量，t；[Cb，max]——CO2捕集量的上限，t。

1.2.2 LNG氣化站模型

LNG經(jīng)氣化后為系統(tǒng)提供氣功率，并將氣化時產(chǎn)生的冷能用于發(fā)電。LNG氣化站模型為：

[VLNG，t=VLNG，t-1+ItV0，t-Gs，trΔt0≤VLNG，t≤VLNG，maxQLNG，t=Gs，tηgasPLNG，t=ηLNGGs，tr0≤Gs，t≤Gs，max] （2）

式中：[VLNG，t]、[VLNG，t-1]——[t、t-1]時刻LNG氣化站的液化天然氣剩余量，m3；[It]——[t]時刻運輸車向LNG氣化站的注氣狀態(tài)，[1]為注氣，0為不注氣；V0，t——[t]時刻運輸車的有效注氣量，m3；Gs，t——[t]時刻LNG氣化站在向氣網(wǎng)提供的氣態(tài)天然氣量，m3；[r]——LNG與天然氣的體積變比，取1/600［24-25］；[Δt]——單位調(diào)度時間，取1 h；[VLNG，max]——氣化站LNG余量的上限，m3；[QLNG，t]——[t]時刻LNG氣化站供給的氣功率，MW；[ηgas]——天然氣低熱值，MWh/m3；PLNG，t——[t]時刻LNG氣化站的冷能發(fā)電量，MW；[ηLNG]——冷能轉(zhuǎn)換效率；[Gs，max]——氣源[s]供氣量的上限，m3。

1.2.3 儲碳設(shè)備

利用儲碳設(shè)備可為P2G提供穩(wěn)定的碳源。儲碳設(shè)備的模型為：

[CC，t=CC，t-1+Cb，t-CMR，t] （3）

式中：[CC，t]、[CC，t-1]——[t、t-1]時刻儲碳量，t：[CMR，t]——[t]時刻甲烷化過程所需的CO2含量，t。

1.3 其他設(shè)備模型

1.3.1 電鍋爐

[HEB，t=ηEBPEB，t0≤PEB，t≤PEB，max] （4）

式中：[HEB，t]——[t]時刻電鍋爐產(chǎn)熱功率，MW；[ηEB]——電鍋爐熱轉(zhuǎn)化系數(shù)；[PEB，t]——[t]時刻電鍋爐消耗的電功率，MW；[PEB，max]——電鍋爐出力上限，MW。

1.3.2 電轉(zhuǎn)氣

電轉(zhuǎn)氣包括電制氫與甲烷化兩個過程。

電制氫：

[QH2，t=ηH2PP2G，t0≤PP2G，t≤PP2G，max] （5）

式中：[QH2，t]——[t]時刻電制氫產(chǎn)生的氫功率，MW；[ηH2]——產(chǎn)氫率；[PP2G，t]——[t]時刻電制氫耗電功率，MW；[PP2G，max]——電制氫的出力上限，MW。

甲烷化：

[QMR，t=ηMRQH2，tCMR，t=t=1TχQMR，t] （6）

式中：[QMR，t]——[t]時刻甲烷發(fā)生器產(chǎn)氣功率，MW；[ηMR]——甲烷轉(zhuǎn)化率；[χ]——CO2量的計算系數(shù)；T——調(diào)度周期，取24 h。

1.3.3 燃氣鍋爐

[HGB，t=ηGBQGB，t0≤QGB，t≤QGB，max] （7）

式中：[HGB，t]——[t]時刻燃氣鍋爐產(chǎn)熱功率，MW；[ηGB]——燃氣鍋爐熱轉(zhuǎn)化率；[QGB，t]——[t]時刻燃氣鍋爐耗氣功率，MW；[QGB，max]——燃氣鍋爐的出力上限，MW。

1.3.4 燃氣輪機

[PGT，t=ηGTQGT，tHGT，t=（1-ηGT-ηloss）QGT，t0≤PGT，t≤PGT，maxPGT，pmin≤PGT，t-PGT，t-1≤PGT，pmax] （8）

式中：[PGT，t]、[PGT，t-1]——[t、t-1]時刻燃氣輪機產(chǎn)電功率，MW；[ηGT]——燃氣輪機的電轉(zhuǎn)化率；[QGT，t]——[t]時刻燃氣輪機耗氣功率，MW；[HGT，t]——[t]時刻燃氣輪機產(chǎn)熱功率，MW；[ηloss]——燃氣輪機的能量損失率；PGT，max——燃氣輪機的出力上限，MW；[PGT，pmin]、[PGT，pmax]——燃氣輪機爬坡約束的下限與上限，MW。

2 考慮CCPP-P2G-LNG協(xié)同運行的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型

2.1 目標函數(shù)

本文提出一種含CCPP-P2G-LNG協(xié)同運行的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，并以系統(tǒng)運行總成本最低為優(yōu)化目標，模型為：

[minF=FT+FGT+FQ+FE+FLNG+FS+FCO2+Fcpv+Fcwind] （9）

式中：[FT]——碳捕集電廠運行成本，元；[FGT]——燃氣輪機運行成本，元；[FQ]——購氣成本與售氣收益之和，元；[FE]——電網(wǎng)購電成本與售電收益之和，元；[FLNG]——LNG氣化站運行成本，元；[FS]——相關(guān)設(shè)備運行成本，元；[FCO2]——碳成本，元；[Fcpv]——系統(tǒng)棄光懲罰成本，元；[Fcwind]——系統(tǒng)棄風懲罰成本，元。

1）碳捕集電廠運行成本

[FT=t=1T（a1P2T，t+b1PT，t+c1）] （10）

式中：[a1]、[b1]、[c1]——燃煤電機組成本耗費曲線參數(shù)，燃煤機組的發(fā)電成本函數(shù)采用機組成本耗費曲線。

2）燃氣輪機運行成本

[FGT=t=1T（c21Q2GT，t+c22QGT，t）] （11）

式中：[c21]、[c22]——燃氣機組成本，元。

3）購氣成本-售氣收益

[FQ=t=1T（c31QE，t-c32Qe，t）] （12）

式中：[QE，t]、[Qe，t]——[t]時刻購氣量、售氣量，MW；[c31]、[c32]——購氣、售氣成本系數(shù)，元。

4）購電成本-售電收益

[FE=t=1Tc4（PE，t-Pe，t）] （13）

式中：[PE，t]、[Pe，t]——[t]時刻購電量、售電量，MW；[c4]——分時電價，元/MW，見附錄A1。

5）LNG氣化站運行成本

[FLNG=t=1TGs，t（c51-c52）+V0，t（c53+c54）] （14）

式中：c51——LNG氣化成本單價，元；[c52]——售賣天然氣單價，元；[c53]——槽車運輸成本，元；[c54]——LNG氣化站從接收站購氣成本單價，元。

6）相關(guān)設(shè)備運行成本

[FS=t=1T（c6QGB，t+c7PP2G，t+c8PEB，t）] （15）

式中：[c6]——燃氣鍋爐運行成本系數(shù)，元；[c7]——電轉(zhuǎn)氣的運行成本系數(shù)，元；[c8]——電鍋爐的運行成本系數(shù)，元。

7）棄光懲罰成本

[Fcpv=c10t=1T（PyPV，t-PPV，t）] （16）

式中：[c10]——棄光懲罰系數(shù)，元；[PyPV，t]——[t]時刻的光伏預(yù)測功率，MW；[PPV，t]——[t]時刻光伏實際出力，MW。

8）棄風懲罰成本

[Fcwind=c11t=1T（Pywind，t-Pwind，t）] （17）

式中：[c11]——棄風懲罰系數(shù)，元；[Pywind，t]——[t]時刻光伏預(yù)測出力，MW；[Pwind，t]——[t]時刻風力機實際出力，MW。

9）碳成本

碳成本包括碳交易成本與儲碳成本：

[FCO2=t=1T（fCO2，t+c9CC，t）] （18）

式中：[fCO2，t]——[t]時刻系統(tǒng)的碳交易成本，元；[c9]——儲碳成本系數(shù)，元。

[fCO2，t=ξCR，t， "CR，t≤Lξ（1+τ）（CR，t-L）+ξL， "L≤CR，t≤2Lξ（1+2τ）（CR，t-2L）+ξ（2+τ）L， "2L≤CR，t≤3Lξ（1+3τ）（CR，t-3L）+ξ（3+3τ）L， "3L≤CR，t≤4Lξ（1+4τ）（CR，t-4L）+ξ（4+6τ）L， "CR，t≥4L] （19）

式中：[CR，t]——[t]時刻系統(tǒng)參與階梯碳交易的碳排量，t；[ξ]——碳交易基價，元；[L]——單位碳交易區(qū)間；[τ]——碳交易價格增長率。

[CR，t=Cd，t-Cb，t-C0，t] （20）

[Cd，t=ε1PT，t+ε2QGB，t+ε3PGT，t+ε4PEB，t] （21）

[C0，t=Y（PT，t+PGT，t+Pwind，t+PPV，t+PLNG，t）] （22）

式中：[C0，t]——[t]時刻系統(tǒng)總額定碳配額；Cd，t——[t]時刻系統(tǒng)產(chǎn)生的總碳排量，t；[ε1]、[ε2]、[ε3]、[ε4]——碳捕集電廠、燃氣鍋爐、燃氣輪機和電鍋爐的碳排系數(shù)，見附錄A2；[Y]——加權(quán)平均免費碳配額。

2.2 PIES運行約束

1）電功率平衡約束

[PPV，t+PE，t+Pwind，t+PLNG，t+PGT，t+PTE，t= """""""PLoad，t+PEB，t+PP2G，t+Pe，t] （23）

式中：[PLoad，t]——[t]時刻系統(tǒng)電負荷，MW。

2）氣功率平衡約束

[QMR，t+QLNG，t+QE，t=QGB，t+QGT，t+QLoad，t+Qe，t] （24）

式中：[QLNG，t]——[t]時刻天然氣負荷，MW。

3）熱功率平衡約束

[HEB，t+HGB，t+HGT，t=HLoad，t] （25）

式中：[HLoad，t]——[t]時刻熱負荷，MW。

3 算例分析

3.1 算例分析

本文以含電氣熱的云南某大型工業(yè)園區(qū)綜合能源系統(tǒng)為研究對象，其結(jié)構(gòu)如圖1所示。本節(jié)采用的場景系統(tǒng)包括風電場、光伏發(fā)電場、碳捕集電廠、LNG氣化站、電鍋爐、燃氣鍋爐、燃氣輪機、電轉(zhuǎn)氣。風光及負荷預(yù)測出力見圖2。設(shè)備參數(shù)見附錄表A3所示。為研究CCPP-P2G-LNG協(xié)同運行對PIES低碳經(jīng)濟運行的影響，設(shè)置表1所示4個場景。

3.2 PIES低碳協(xié)同運行效果

4個場景下的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果如表2所示。系統(tǒng)優(yōu)化結(jié)果由表2可知：

1）與場景1比較，場景2中加入P2G及捕集裝置后，優(yōu)化了系統(tǒng)的碳排放量、風光消納及系統(tǒng)運行總成本。CO2的排放量減少83.66 t，風光消納率分別提升至96.00%和81.55%，系統(tǒng)總成本下降14.19萬元，原因在于P2G設(shè)備消納棄風棄光，將捕集到CO2合成為甲烷并填充至天然氣中，減少CO2排放量的同時降低購氣量，進而降低系統(tǒng)總成本。

2）與場景2比較，場景3中碳捕集電廠與P2G聯(lián)合運行后，CO2排放量減少430.32 t，系統(tǒng)總成本下降5.30萬元，風光消納分別提升至97.48%和90.45%。這是因為碳捕集電廠具有靈活的發(fā)電調(diào)節(jié)、碳捕集與封存CO2能力，為P2G提供豐富的碳源，從而促進可再生能源的高比例消納。

3）與場景3比較，場景4考慮LNG氣化站對系統(tǒng)運行的影響，CO2排放量減少0.48 t，風光消納提升至98.48%和91.00%，系統(tǒng)總成本降低2.86萬元?？紤]LNG與CCPP-P2G的協(xié)同運行，緩解用氣緊張并利用氣化產(chǎn)生的冷能發(fā)電，減少購氣和購電成本，實現(xiàn)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行。

3.3 不同場景機組出力分析

為驗證本文所提模型的可行性及風光消納、低碳調(diào)度的優(yōu)勢，分析不同場景的機組出力情況，場景4的電、氣、熱功率運行結(jié)果如圖3所示，（其他場景機組出力見附錄B1～附錄B3）。01：00—05：00、22：00—24：00和10：00—13：00分別為風、光可再生能源出力高峰期。由圖3a可知，碳捕集電廠、風電機組、光伏機組、冷能發(fā)電、燃氣輪機及購電提供的電能用于電負荷、P2G裝置、售電和電鍋爐。在01：00—05：00，P2G將風光富余電能進行轉(zhuǎn)化，與碳捕集CO2合成甲烷，較未考慮P2G的場景，風能利用率顯著提高；在01：00—05：00、22：00—24：00、10：00—13：00時段電鍋爐耗電量增加，燃氣輪機出力減少，為風光提供上網(wǎng)空間（見圖3b）。10：00—13：00時段，碳捕集電廠在光伏出力高峰期減少出力與購電量，為滿足負荷需求，系統(tǒng)將消納更多光伏出力。

由圖3c可知，P2G裝置、LNG氣化站和購氣共同提供氣能用于氣負荷、燃氣輪機、燃氣鍋爐和售氣。在01：00—05：00、22：00—24：00時段，P2G將甲烷填充至氣網(wǎng)使用：06：00—09：00、14：00—21：00時段，燃氣輪機出力增加，LNG氣化站為氣網(wǎng)提供了更多的氣功率，在光伏出力高峰時期，LNG減少氣化量，為光伏消納提供上網(wǎng)空間。

由附錄圖B1c、附錄圖B2c、附錄圖B3c和圖3c可知，在場景1中，購氣作為氣負荷的唯一供氣來源；場景2中加入電轉(zhuǎn)氣設(shè)備，購氣及甲烷化共同作為氣負荷的供氣來源，減少CO2排放并降低購氣成本；場景3中將傳統(tǒng)火電廠改裝為碳捕集電廠，在06：00—09：00，14：00—21：00時段增加機組出力，燃氣輪機出力減少，購氣量也隨之減少；場景4中，購氣、甲烷化及LNG氣化站共同作為氣負荷的供氣來源，豐富供應(yīng)氣源從而降低氣網(wǎng)的購氣量占比。

3.4 風光消納能力分析

對4個場景的風光消納進行分析，見圖4。由圖4可知，0.0～1.0為系統(tǒng)的消納率。在時段21：00—24：00與01：00—06：00，電負荷需求量小于供能出力，風能上網(wǎng)空間受到限制，風電消納率小于1。場景1棄風現(xiàn)象最明顯，場景2～場景4的風電消納率均有顯著提升，證明碳捕集電廠與P2G設(shè)備的協(xié)同運行能促進風電消納。

由附錄圖B4可知，10：00—05：00為主要棄光時段，因其他機組出力基本滿足負荷需求，光伏利用空間有限。場景2中增加了用電設(shè)備P2G促進了光伏消納；場景3中碳捕集電廠與P2G聯(lián)合運作，進一步提升了光伏消納；場景4中LNG減少供氣量從而降低了冷能利用，為光伏提供了部分上網(wǎng)空間。

3.5 設(shè)備相關(guān)參數(shù)分析

3.5.1 P2G容量分析

P2G設(shè)備可有效促進系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行，通過設(shè)置不同P2G容量，進一步研究P2G容量對系統(tǒng)低碳經(jīng)濟的影響。如圖5所示。由圖5可知，當P2G容量較小時，系統(tǒng)儲碳量與總成本較高，并且隨著P2G容量的增加，儲碳量、總成本逐漸減少。當P2G容量為17 MW時，儲碳量減少趨勢漸緩，P2G設(shè)備低碳性能趨于最佳。這是因為當P2G容量較小時，由于容量限制，無法消納可再生能源產(chǎn)生的多余電能，導(dǎo)致大量的棄風、棄光。風、光可再生能源的棄能懲罰成本和儲碳成本遠遠超過P2G設(shè)備的運行成本，因此整個系統(tǒng)總成本較高。隨著P2G容量的增加，能夠消納更多的富余風光，使得系統(tǒng)儲碳成本降低，從而降低系統(tǒng)總成本。由此可知，在規(guī)劃P2G容量時需綜合考慮可再生能源的富余情況，以確保系統(tǒng)取得較好的低碳經(jīng)濟性。

3.5.2 LNG性能分析

為驗證LNG在系統(tǒng)中的可行性，在場景4基礎(chǔ)上，分析不同LNG的購氣價格與進氣量對系統(tǒng)低碳經(jīng)濟性的影響，如圖6所示。

由圖6a可知，隨著購氣價格的上漲，LNG購氣量下降，系統(tǒng)總成本上升，此時使用LNG不利于提高系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性。由圖6b可知，當LNG進氣量增多時，系統(tǒng)儲碳量增加，其原因在于增加LNG進氣量會降低甲烷反應(yīng)器供給的氣功率，從而減少P2G對儲量的消耗。增加LNG進氣量，系統(tǒng)免費碳配額隨之增加，階梯碳交易成本下降，故系統(tǒng)的總成本呈下降趨勢，表明LNG增加進氣量能有效提升系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

3.6 不同碳排放源捕獲性能分析

本文設(shè)定以下4個不同的碳排放源場景，并分析不同碳排放源對系統(tǒng)低碳經(jīng)濟的影響，如表3所示。

由表3可知，當捕獲的碳排放源只含碳捕集電廠時，系統(tǒng)整體碳捕集功耗、儲碳量最低，碳排量最高。隨著碳捕集電廠耦合設(shè)備的增加，碳捕集功耗、儲碳量增加，碳排放量逐漸減小。這是因為耦合設(shè)備越多，碳捕集電廠在能力范圍內(nèi)可捕集到更多的CO"所需的捕集功耗也增加。因此，考慮碳捕集電廠與其他設(shè)備的耦合，可進一步減少系統(tǒng)碳排放量，提升系統(tǒng)低碳性。

4 結(jié) 論

本文提出一種含CCPP、P2G與LNG協(xié)同運行的PIES的低碳經(jīng)濟調(diào)度模型，算例分析結(jié)果表明，所提模型能有效促進系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行，具體結(jié)論如下：

1）與傳統(tǒng)火電廠相比，綜合考慮CCPP、P2G、LNG氣化站及冷能發(fā)電模型可有效提升風光消納，促進系統(tǒng)低碳經(jīng)濟運行。

2）考慮可再生能源富余電能有助于合理規(guī)劃P2G容量，保證P2G設(shè)備發(fā)揮最佳運行狀態(tài)，從而提升系統(tǒng)經(jīng)濟性與低碳性。

3）增加LNG進氣量能有效提升系統(tǒng)經(jīng)濟性，LNG購氣價格上漲時應(yīng)減少系統(tǒng)的進氣量保證系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

4）在碳捕集電廠捕集能力范圍內(nèi)，耦合更多的碳排放源設(shè)備能充分發(fā)揮碳捕集電廠減排潛力，提升系統(tǒng)的低碳性。

在后續(xù)研究工作中，將基于CCPP-P2G-LNG的協(xié)同運行，開展計及需求響應(yīng)的多時間尺度優(yōu)化調(diào)度研究。

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OPTIMIZATION AND SCHEDULING OF INTEGRATED ENERGY

SYSTEM WITH CARBON CAPTURE POWEWR PLANT，

ELECTRICITY TO GAS AND LIQUEFIED NATURAL GAS SYNERGY

Luo Zhao"Yang Linyan"Wang Hua"Zhang Yang"Shen Xin3，Zheng Li1

（1. Faculty of Electric Power Engineering， Kunming University of Science and Technology， Kunming 650500， China；

2. School of Metallurgy and Energy Engineering， Kunming University of Science and Technology， Kunming 650093， China；

3. Measurement Center of Yunnan Power Grid Co.， Ltd.， Kunming 65005""China）

Abstract：Promoting the utilization of carbon capture power plants and liquefied natural gas contributes to addressing the challenges of high carbon emissions and inadequate gas supply in China’s low-carbon energy transition. Therefore， this paper proposes an optimized scheduling model for an integrated energy system involving the synergy of carbon capture power plants， power-to-gas， and liquefied natural gas. Firstly， considering the “carbon coupling” of carbon capture power plants and power-to-gas equipment， as well as the \"electric-gas coupling\" of liquefied natural gas stations， an electricity-gas-thermal integrated energy system model is constructed， encompassing carbon capture power plants， power-to-gas， and liquefied natural gas. Secondly， by introducing a stepped carbon trading mechanism， a low-carbon economic scheduling model is proposed for the coordinated operation of an integrated energy system involving carbon capture power plants， power-to-gas， and liquefied natural gas. Finally， using a large industrial park in Yunnan province as a case study， it was confirmed that the proposed model can effectively enhance the integration of wind and solar energy into the system and improve energy utilization efficiency， resulting in significant low-carbon economic benefits.

Keywords：carbon capture； liquefied natural gas； integrated energy system； carbon trading； power-to-gas

附錄A

附錄B