【精彩论文】考虑季节性氢储及期货式碳交易的综合能源系统年度规划研究

考虑季节性氢储及期货式碳交易的综合能源系统年度规划研究

孙子茹¹, 艾芊¹, 居来提•阿不力孜², 何峰², 袁少伟²

（1. 上海交通大学 电子信息与电气工程学院，上海 200240; 2. 国网新疆电力有限公司 乌鲁木齐供电公司，新疆 乌鲁木齐 830000）

摘要：随着新能源渗透率不断提高，季节性供需波动成为新型综合能源系统在中长期规划内需要解决的重要问题。首先提出了考虑碳流及氢能的多能耦合综合能源系统框架，选择燃氢轮机取代燃料电池作为氢-电耦合方式，研究了氢气作为季节性储能的制-储-用过程；其次，为了控制系统年度碳排量，提出了适应系统年度规划的期货式碳交易机制，建立了以系统改造升级成本、运行成本、碳成本以及惩罚成本综合目标最优的综合能源系统年度规划模型，利用改进差分进化算法对模型进行求解；最后通过具体算例，证明了季节性氢储可有效平抑净负荷曲线的季节性峰谷差，期货式碳交易机制在控制系统年度碳排量不超标的基础上，降低了系统碳交易成本，为未来新型综合能源系统年度规划提供参考。

引文信息

孙子茹, 艾芊, 居来提•阿不力孜, 等. 考虑季节性氢储及期货式碳交易的综合能源系统年度规划研究[J]. 中国电力, 2022, 55(8): 2-13.

SUN Ziru, AI Qian, JULAITI Abuliz, et al. Annual planning study of integrated energy system considering seasonal hydrogen storage and futures carbon trading[J]. Electric Power, 2022, 55(8): 2-13.

引言随着双碳战略与新型电力系统建设的推进，可再生能源占比日益增加，但受自然环境影响具有明显季节性出力波动，难以完全贴合负荷曲线波动，能源系统在冬夏季节供不应求，而在春秋季节供大于求，在特殊极端天气情况下，新能源可能连续多日处于低出力状态，加剧了供需平衡的不确定性，进一步扩大供能缺口。在系统中引入“储”元素削减可再生能源的不确定性是行之有效的策略，国家已经出台了一系列政策指导意见^[1-4]，但较多集中在电化学储能、抽水蓄能等储能形式，而化学储能、抽水蓄能受制于建设地理要求高、存储容量与经济性制约、储存能量耗散率高、后续回收利用难等多种因素，难以参与周、月等更长时间尺度的运行优化，因此需要进一步研究大规模、长时间、宽领域的季节性储能（seasonal energy storage，SES）。氢储能可以在实现电-氢-电跨能源形式转变基础上，利用储氢罐满足长时间储能及运输需求，满足季节性储能长时间尺度、跨能源形式、空间可运输3个关键特征^[5]，除此之外，随着电解水制氢技术的不断进步，利用富余的可再生能源制氢成本不断降低，能够适应可再生能源发展配套规模化，而且可以作为无污染的绿色燃料参与到二氧化碳处理和资源化利用过程中^[6]，因此氢储能是未来具有应用潜力的季节性储能系统。文献[7]总结归纳了氢气目前的储运方式及技术研究现状。文献[8]针对未来中国西部高比例新能源电源对外输送及消纳问题，提出了近期和远期西部电氢综合能源电力网的初步构建方案。文献[9]分析了新能源电制-储氢耦合的能源系统结构形态、利用模式。文献[10]评估了氢储能对电力系统时域分析的影响。文献[11-12]提出了电氢综合能源系统鲁棒优化模型，根据不同研究目标得到了多种可参考运行策略。但目前大多数含氢的综合能源运行优化策略研究聚焦在较小的园区内，部分研究使用氢燃料电池进行氢转电，没有考虑到燃料电池本身造价成本高昂等弊端，难以运用在实际大容量综合能源系统中，因此需要寻求更好的氢电耦合方式。由于氢气燃烧产物无污染，因此氢气被视为未来低碳能源的重要形式，但传统火电机组及燃气机组难以短时间内被完全取代，因此碳捕集、利用与封存(carbon capture, utilization and storage, CCUS )技术结合传统电厂成为目前关键低碳技术之一，碳排放权交易机制也应运而生。文献[13]在园区内引入碳捕集及储碳设备，建立了考虑碳交易的多能源园区日前经济调度模型。文献[14]研究了碳捕集火电机组参与电能市场以及碳交易市场的效益最优策略。但目前大部分研究都集中在日前时间尺度，缺乏对年度运行计划的相关研究，没有考虑中长期管控能源系统碳排量的合理性及经济性，因此需要进一步研究综合能源系统如何用较少的碳成本完成长期的减排目标。本文首先在传统电-气-热-冷的综合能源系统基础上，考虑了氢能和碳能的耦合作用，以电解水反应装置及燃氢轮机作为电-氢-电能量转换设备，储氢设备解决了氢电耦合季节性不匹配的矛盾，用碳捕集-碳封存设备和氢气甲烷化反应装置控制二氧化碳的排放及利用，提出了考虑碳流的多能耦合综合能源系统框架，并对系统内关键设备建立数学模型。其次，结合现有碳交易日市场提出了中长时间尺度期货式碳交易机制，在控制系统年碳排量的同时，给予系统更高的自由调节空间。随后，在传统综合能源系统基础上，综合考虑了系统的各项成本，提出了经济成本最优的多目标函数模型，并利用改进差分进化算法对模型进行求解。最后，选取新疆东部某风光水新能源基地为例，验证了所提方法的可行性与经济性。1  考虑碳流的多能耦合综合能源系统1.1  考虑碳流的综合能源系统框架

为促进可再生能源的消纳利用，平抑系统净负荷季节性波动，本文在传统综合能源系统基础上增加了电解水制氢、储氢以及燃氢轮机设备，通过考虑氢-电耦合关系使氢能作为季节性储能发挥“低储高发”作用。考虑低碳经济影响在系统内引入碳能流，增加了可调节碳捕集装置以及碳封存和氢气甲烷化反应。新增的电解水反应和氢气甲烷化反应都是高温反应，其反应过程余热进一步回收耦合到热网中再利用。冷、热负荷具有季节互补特性，可通过吸收式制冷机组进行能量转化，燃气锅炉、电制冷装置作为补充备用机组。本文提出的多能耦合综合能源系统框架如图1所示。

图1  考虑碳流的多能耦合综合能源系统框架

Fig.1  Framework for an integrated multi-energy coupled energy system with carbon flows

1.2  综合能源系统内关键设备数学模型

1.2.1  电解水制氢目前电解制氢技术主要分为碱性液体电解（ALK）、质子交换膜电解（PEM）、碱性固体阴离子交换膜(AEM)以及高温固体氧化物电解(SOEC)^[15]，其共同原理的数学模型为式中：分别为t时刻的耗电功率、产氢容量、产热功率；为电制氢效率和余热利用效率；为电-氢单位换算系数；为氢气燃烧热值； α 为转换系数，本文取3600^[16]；为最大制氢容量。1.2.2  储氢假设季节性氢储能在每个周期内由供需关系决定，只有一个充电或放电的状态。储氢方式约束为式中：分别为储氢罐充入和放出的功率；分别为充入和放出的0-1状态量； V_shs-max  为储氢罐最大功率； Q_shs 为储氢罐最大容量； S_shs(0) 、 S_shs(t) 、 S_shs(t−1)  分别为存储能量初始值、t时刻剩余能量、t−1时刻剩余能量；分别为充入和放出的效率。1.2.3  燃氢轮机燃气轮机是促进电-热-气耦合的重要能源设备。文献[17]分析了氢燃气轮机发电的技术特点，目前各大燃机厂商已经展开富氢燃料甚至是纯氢燃料燃机的研发投产，通用电气发电公司已有多个氢燃料燃机项目投入商业运行^[18-20]。燃氢轮机与传统燃气轮机的数学模型相似，但需注意不同燃料气体燃烧热值的差别，其数学模型为式中：分别为燃氢轮机输出的总电功率和热功率；为氢气输入体积流量；分别为氢气转换电能和热能的效率；为0-1的状态量； 分别为燃氢轮机最大、最小额定功率。1.2.4  碳捕集设备碳捕集设备通常直接安装在火电机组和燃气轮机附近，便于就地消纳碳排放。由于碳捕集设备运行会消耗电能，且消耗电量随着二氧化碳捕集量的增加而上升，导致机组净出力减小，因此通过调节碳捕集设备的烟气分流比限值可以加大电厂输出功率的调节范围^[21]。以传统燃气轮机为例，碳捕集设备的能耗模型为式中：为燃气轮机净输出电功率；为碳捕集设备运行能耗；为基础固定能耗；为捕集二氧化碳气体量；为捕集单位碳的运行能耗系数；为最高捕集效率；为燃气轮机单位能量碳排放强度。1.2.5  氢气甲烷化二氧化碳与氢气在不同催化剂、反应温度及压强等条件下可发生不同的还原反应，生成甲烷、甲醇等不同产物^[22]，其中甲烷化反应是强放热反应，对催化剂及反应环境的要求较低，CO₂转化率和甲烷选择性都较高，具备大规模推广应用的条件，其反应模型为

式中：分别为氢气制甲烷容量和反应过程余热的功率；分别为参与该过程的氢气、二氧化碳输入流量； ω₁ 为反应过程中二氧化碳气体混入比例；分别为甲烷和热能转换效率； ξ_e-gas 为电-天然气单位换算系数； Q_gas 为天然气燃烧热值；为装置最大制甲烷气体容量。

2  期货式碳交易机制碳交易机制的提出使碳排放量成为可交易的商品，通过市场经济手段刺激发电企业控制碳排放量，从而达到社会节能减排的目标。传统碳交易机制依赖政府相关部门分配的免费碳排放份额，实际超出或不足部分则根据每日碳交易价格进行买卖。碳交易市场已经在北京、上海、广州等7个试点进行尝试，但目前依旧处于弱态有效市场，免费限额配置过多、市场交易方式局限、市场环境落后等问题造成市场效率低下^[23-24]。

随着“双碳”目标的提出与确立，全国减排目标细化下分至各省级相关监管部门，从长时间尺度的规划目标角度考虑，可在现有传统短期日交易机制基础上增加长期期货式交易机制，具体流程如图2所示。

图2  期货式碳交易流程

Fig.2  Flow chart of futures-based carbon trading

该机制降低了给予电厂等碳排放源企业的免费碳排放份额，但允许企业以低于市场实时交易的价格进行年碳排量的期货购买，具体可购买量的上限由相关政府部门根据去年企业碳排量的实际情况，结合当地整体减碳目标进行评估确定。在期货合同约定的一年内，企业可根据自身运行特性进行碳排量的调整，在碳排量富余或紧缺时，依旧可以选择是否参与到传统的碳交易日市场中。最后，监管部门进行年度核算，若发现超出约定的年碳排量，相关企业将受到巨额惩罚且下一年期货购买价格提高，若没有超出则给予奖励且下一年期货购买价格适当降低。

该交易机制给予了企业更高的碳排灵活性，但对企业年度运行规划及实施把控的精准度提出了更高要求。企业在一年营业期间内通常存在旺季和淡季，该交易机制使企业避免在旺季高价购买大量碳排权，而在淡季低价售出碳排权。企业在约定的时间内还可以参与传统日交易市场，以比期货购买成本高的价格售出富余的碳排权，只要保证在年度核算时，总碳排量不超过年初购买期货量即可。

该交易机制可有效结合每个阶段减碳目标，刺激碳排源企业升级产业低碳技术的同时，减少企业成本增加压力，而且保证了传统碳交易日市场的价格稳定性，有利于碳交易市场长远发展。

基于以上机制，综合能源系统购买期货式碳排权成本 C_cm 可表示为

式中： c_cm 为期货式单位碳排放量价格；为综合能源系统运行排放的二氧化碳量； E₀ 为免费碳排放额； α₀ 为无偿份额系数； α₁ 为最大可碳排量评估系数；分别为火电机组 i 、燃天然气机组 n 的额定最大功率；分别为火电机组 i 、燃天然气机组 n 的平均年运行时长N_gen 、 N_gt 分别为大电机组、燃气机组数量。
3  综合能源系统年度规划模型

3.1  目标函数

综合能源系统经济成本 C_total 目标函数包含投资成本 C_inv 、运行成本 C_op 、碳成本惩罚成本 C_pw ，即

3.1.1  投资成本本文主要考虑在现有能源系统基础上进一步发展规划，因此常规风电机组、火电机组、水电机组、燃气机组以及冷热设备的投资成本暂忽略不计，只考虑燃氢轮机以及氢气制-储-用过程设备成本投资，可表示为式中：分别为燃氢轮机、电解水装置、储氢装置功率、储氢装置容量、氢气甲烷化装置的单位容量投资成本； λ_crf 为资金回收系数； r 为年利率，本文取4%； y 为系统设计平均寿命期限，本文取20年。3.1.2  运行成本运行成本可细分为燃料成本 C_opf 、运行成本 C_opa 和机组启动成本 C_opu ，对火电机组的燃料成本进行分段线性化处理，可表示为式中：c_gas 为天然气价格成本；为系统购买的天然气总量 P_gen,i(t) 为燃气锅炉热功率； a₁ 、 a₂ 、 a₃ 、 b₁ 、 b₂ 、 b₃ 分别为火电机组发电成本分段线性化系数；为火电机组的燃料成本变量；分别为电解水、氢储能、甲烷化、热制冷装置的单位容量运行成本为吸收式制冷机冷功率； 分别为火电机组、混和燃料燃气机组、传统燃气机组的启动成本；分别为对应装置的启动状态变量。3.1.3  碳成本系统运行碳成本主要包括购买的期货式碳排权成本以及碳封存成本，可表示为式中：分别为火电机组、燃气机组二氧化碳捕集量；为碳封存的单位容量运行成本；为系统碳封存的二氧化碳量。3.1.4  惩罚成本为了提高新能源消纳率，保证系统供电稳定性，惩罚成本主要包括弃风、弃光、弃水以及系统失负荷的惩罚，可表示为式中： c_cut 为弃风、弃光、弃水惩罚单位成本； c_loss 为切负荷惩罚单位成本；分别为 t 时刻弃风、弃光、弃水以及切负荷量。3.2  约束条件3.2.1  综合能源系统供需约束电、气、热、冷、氢、碳能供需平衡约束可表示为式中：分别为电、热、冷、氢常规负荷在 t 时刻的需求量；为火电机组 i 在 t 时刻净出力； P_pv(t) 、 P_wt(t) 、 P_hp(t) 分别为风、光、水电机组在 t 时刻出力；为传统燃气机组 n 在 t 时刻净出力；为燃氢轮机 t 时刻电出力；为传统燃气轮机 n 在 t 时刻燃烧的天然气量；为燃气锅炉 t 时刻燃烧的天然气量；为 t 时刻系统弃热功率。3.2.2  常规机组出力约束由于本文研究综合能源系统中长时间尺度的运行优化，以一周为优化时间颗粒，因此机组的爬坡速率等约束可忽略，但为保证短时间尺度运行有充分的灵活资源调度，约束系统至少有2台以上火电机组开机。火电机组的出力约束为式中： P_gen-max,i 、 P_gen-min,i 分别为火电机组 i 出力的最大值、最小值； u_gen,i(t) 为火电机组 i 的状态变量；为火电机组 i 启动状态变量；为火电机组 i 停机状态变量。风电、光伏、水电机组的出力约束为式中：分别为风、光、水电预测最大出力值。冷热常规能量转换机组的出力约束为式中：分别为电制冷发出的冷功率、吸收式制冷机发出的冷功率以及燃气锅炉发出的热功率；分别为各设备最大发出功率；分别为电制冷吸收的电功率、吸收式制冷机吸收的热功率以及燃气锅炉吸收的天然气功率；分别为电制冷、吸收式制冷机、燃气锅炉能量转换效率； u_ac(t) 、 u_fr(t) 、 u_gb(t)分别为各设备状态量。传统燃气轮机启停约束类比火电机组，出力约束类比燃氢轮机。其他装置运行约束详见1.2节部分。3.3  模型求解

针对上述优化模型，采用改进差分进化算法（modified differential evolution，MDE）进行求解。MDE是一种基于群体的启发式搜索算法，与遗传算法类似都包括变异、杂交和选择操作，根据算法中变异过程原理改进变异算子 F ，可以提高寻优效率。参考文献[23]中自适应变异算子及算法参数设置，基于Matlab软件Yalmip工具，调用Gurobi求解器进行计算，基本流程如图3所示。

图3  优化模型求解流程

Fig.3  Flowchart of optimization model solution process

（1）初始化。确定规划容量的边界范围，设置种群数量 N_p ，本文取50，随机生成初始种群，种群个体表示为

（2）变异。式中：为第G代中随机选取的3个不同个体；为变异种群中的个体； f₀ 为初始设定的变异参数，本文取0.5； G 为当前进化代数； G_m 为最大进化代数，本文取80。（3）交叉。式中：为交叉后所得种群中第 i 个体的第 n 维变量； C_r 为交叉因子，本文取0.9。（4）竞争。式中：为对应个体的适应度函数，即模型中综合成本目标函数，采用最小化问题的选择方式。

（5）当 G>G_m 时，算法终止，得到最优解，否则 G=G+1 ，流程返回步骤（2），进行下一次优化。

4  算例分析4.1  算例背景选取新疆东部某风光水新能源基地为场景，基地风、光、水电年出力如图4所示。该基地的清洁能源参与了“疆电外送”项目，外送电负荷及本地自用的冷热氢电负荷曲线如图5所示，该部分氢负荷是为地区燃氢电动车预留的加氢站内常规负荷。以周为时间颗粒对基地的多能流综合能源系统进行年度运行优化，系统设备参数见表1~3，其中3号燃气轮机为燃氢轮机，最大出力为最大可建设容量。

图4  风/光/水电最大出力值

Fig.4  Maximum output power of wind power/photovoltaic/hydropower

图5  负荷需求曲线

Fig.5  Load demand curve

表1  火电机组参数

Table 1  Thermal power unit parameters

表2  燃气轮机参数

Table 2  Gas turbines parameters

表3  设备参数

Table 3  Equipment parameters

4.2  规划结果分析

本文设置3种规划案例对比分析。案例1：采用本文提出的多能流密切耦合的综合能源系统；案例2：不考虑系统内电解水反应过程中余热利用，不考虑氢气甲烷化反应；案例3：不考虑氢气燃气轮机。规划结果如表4、表5所示。由表4、表5可看出，案例1总成本最低，案例2由于没有考虑余热利用，导致在春秋季节传统燃气轮机须增加出力供给热能，使燃料成本和碳成本增加了约3.1%，而不考虑氢气甲烷化反应导致可再生能源制氢量减少，弃风、弃光的惩罚成本增加了3294.58万元。案例3将制取氢气全部转换为甲烷，减少了购买天然气量，燃料成本减少了4.30%，但制取甲烷提高了系统整体运行成本。除此之外，由于未考虑燃氢轮机的出力，使传统火电机组和传统燃气轮机出力增长，导致购买碳排权以及碳封存的成本增长了4267.07万元，且在夏季峰值时刻由于缺少燃氢轮机出力，出现了约1.12%的失负荷量，造成了1100.40万元的惩罚成本。

表4  优化后容量规划配置

Table 4  Optimized capacity planning configuration

表5  成本目标函数分析

Table 5  Cost objective function analysis

由此可见，本文提出的综合能源系统能充分考虑多种能量耦合关系，使系统具有更好的经济效益，提高了可再生能源利用率，满足了碳排量要求，提高了系统供电稳定性。

4.3  机组中长期尺度运行优化分析

在案例1规划建设的基础上，对各机组出力特性进行分析，结果如图6所示。由图6可知，在春季和秋季由于负荷需求较小且可再生能源出力较多，因此系统内机组出力较小，可在春秋季节安排检修计划。在冬季和夏季，各机组处于满载状态，燃氢轮机在负荷高峰时刻进行燃氢出力，保证系统不出现切负荷情况。

图6  火电机组、燃气轮机出力曲线

Fig.6  Output curves of thermal power units and gas turbines

图7为系统内多种燃气轮机和多能耦合反应过程的热出力曲线，整个系统热能需求基本可通过多能耦合过程的余热满足，不需要额外通过燃气锅炉增加出力。在传统燃气轮机出力较少的春秋季节，电解水反应产生的余热承担了热负荷需求。氢气甲烷化反应在系统内受限于氢气富余量，因此对整体系统提供热能较少，但依然有效承担了部分热负荷，未来有较大的发展潜力。

图7  燃气机组和多能耦合反应过程热出力曲线

Fig.7  Heat output curves for units and multi-energy coupled reaction processes

图8为冷能机组出力曲线，冷能优先通过双效吸收制冷机将富余的热能转化成冷能，但由于传统燃气轮机和燃氢轮机夏季出力时间集中在27~34周，因此系统仍需要电制冷机组进行出力填补冷负荷需求缺口。

图8  冷能机组出力曲线

Fig.8  Output curves for chillers

4.4  系统制-储-用氢的季节性优化分析

图9为电解水装置制氢反应曲线。图10为季节性氢储能的充放及整体容量状态曲线，可以看出氢能的制-储-用环节具有明显的季节性。在净负荷曲线最容易出现弃风、弃光、弃水时间段，电解水装置集中制氢并储存。存储的氢能一方面在其他无多余风光制氢的时间段内满足常规氢气负荷需求，防止出现因无氢可用而强制制氢的情况；另一方面在电负荷需求峰值时段通过燃氢轮机发电，缓解传统机组应对尖峰负荷的压力，提高传统机组的年负载率以及系统供电可靠性。

图9  电解水装置制氢反应曲线

Fig.9  Hydrogen production reaction curve for electrolytic water plant

图10  季节性氢储能的充放及容量状态曲线

Fig.10  Seasonal hydrogen storage charge/discharge and capacity status curves

其中氢储能在12周的时候选择存储氢气量，而在13周释放氢能，这是因为综合考虑到氢气甲烷化反应需要在13周提供余热满足热负荷需求，而12周的热能由2号传统燃气轮机以及电解水反应提供，侧面反映了本文提出的系统充分考虑多种反应过程的能量耦合，有助于提高系统的整体经济性。4.5  系统碳排量优化分析燃氢轮机采用纯氢为燃料，属于零碳排放机组，其余常规火电机组以及传统燃气轮机均配有碳捕集装置，控制机组二氧化碳排放量。假设在案例1设备规划容量基础上采用传统碳交易模式，免费配额系数 α₀ 提升至0.5，碳交易价格为0.03元/m³，在保持碳排量不变的情况下，碳成本增长了2495.70万元。

图11为本文提出期货式碳交易情况下系统碳排量、碳捕集量以及碳利用量的年度变化曲线。由于碳捕集装置会降低机组净出力，因此在夏季负荷高峰时，不进行碳捕集过程，产生的二氧化碳全部排放，但其余时刻碳捕集装置发挥作用控制机组排碳量，使系统全年排碳量控制在购买期货量之内。

图11   系统碳捕集-碳排放-碳利用的年度变化曲线Fig.11  Curves of annual variations of system carbon capture, carbon emission and carbon utilization

氢气甲烷化过程受制于化学反应原理，对参与的氢气需求较多，不能作为系统主要的碳利用途径，大部分二氧化碳进行了封存，未来可多挖掘二氧化碳在工业生产或转化为食品饲料等方面的应用。

5  结论（1）综合能源系统内增加考虑氢能与电-气-热能的耦合，可以平抑系统净负荷曲线的季节性峰谷差，提高新能源的消纳率，提高系统供电稳定性，减少系统碳排量。（2）优化改造后的综合能源系统能够充分发挥多能耦合的优势，电解水反应和氢气甲烷化反应产生的余热能够承担春秋季节的热负荷需求，降低系统总成本及碳排量。（3）期货式碳交易市场给予综合能源系统更高的碳排灵活性，配合碳捕集装置的合理利用，可以花费较少的碳成本达到较好的减排效果，有助于实现长时间尺度上的低碳目标。（责任编辑　蒋东方）

作者介绍

孙子茹（1997—），女，硕士研究生，从事综合能源系统、储能等可调控资源的优化研究，E-mail：[e-mail];

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艾芊（1969—），男，通信作者，教授，从事虚拟电厂调度及市场运行、能源互联网、综合能源系统优化等研究，E-mail：[e-mail].欢迎点击文后“阅读原文”跳转期刊官网，获取更多信息！

 往期回顾 

编辑：于静茹、杨彪

校对：蒋东方

审核：方彤

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