来源：《中国电力》2023年第10期
引文：杨宇玄, 高栋梁, 陈一鸣, 等. 考虑碳捕集和气网混氢的气电耦合系统低碳经济调度[J]. 中国电力, 2023, 56(10): 1-10.
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“3060”双碳目标背景下，能源系统如何有效减碳成为关键问题。多能源系统耦合运行，提升可再生能源占比是能源系统减碳的必然趋势。同时，在综合能源系统基础上，采用新型减碳技术、联合碳捕集等新装置，引入碳减排机制是当前的研究重点。《中国电力》2023年第10期刊发了杨宇玄等人撰写的《考虑碳捕集和气网混氢的气电耦合系统低碳经济调度》一文。文章旨在以经济激励和系统结构优化为双重手段，应对碳排放挑战，聚焦于电制氢与气网混氢技术的联合应用，以提升能源转化效率，推进系统经济性与低碳性。在包括储液式碳捕集、电转气、气网混氢设备及低碳奖赏的碳交易机制基础上，构建了一套气电耦合系统低碳调度模型。本文优化了传统系统低碳经济调度研究中新技术应用单一的问题，并结合市场作用进一步提升系统低碳运行能力。考虑掺氢安全和气网热值等约束进行建模，通过算例对比验证了储液式碳捕集的灵活性以及电转气、气网混氢技术的高效性。此外，通过对奖励系数和碳交易价格的灵活调整，总结了其对系统总成本和碳排放的影响规律。摘要
针对气电综合能源系统低碳调度问题，气网混氢、碳捕集、电转气均是有效的技术手段，同时碳交易机制也是控制碳排放的有效经济手段。因此，本文构建了含富液罐和贫液罐的碳捕集电厂模型，结合电转甲烷技术模型，灵活回收利用系统中的CO2；同时，构建了气网混氢技术模型提高能效，并考虑气网混氢时节点热值变化约束，以奖励式碳交易成本和运行成本之和为目标函数；最后基于改进的比利时20节点天然气系统和IEEE 39节点电力系统模型开展算例测试，结果显示综合考虑碳捕集、气网混氢和奖励式碳交易机制能提高系统低碳经济调度水平，同时调节碳价和奖励系数能灵活调节系统碳排放水平。
碳捕集和封存是一种收集并封存CO2的技术，通常CO2的来源是火力发电厂、钢铁厂、化工厂等。针对火力发电厂，常规碳捕集方案有3种：燃烧前进行捕集、燃烧时掺入富氧再进行捕集以及从燃烧之后的烟气中进行捕集。第3种方式能够直接从传统工业排放的烟气中捕集，利用化学溶剂吸收大量CO2。理论上，燃烧之后的捕集方式适用于所有的火电厂，成为应用相对广泛的方式，故主要考虑第3种碳捕集技术。
传统碳捕集电厂是利用烟气分流的方式调节碳排放，理论上火电机组在出力增加的时候，机组产生的碳排放也增多，应当调节烟气分流比例以增加碳捕集力度，实现碳资源的再利用。但是碳捕集机组存在固定损耗和运行损耗，当系统处于高峰负荷状态时，火电机组没有足够的能量启动碳捕集装置，因此会造成高峰负荷状态下碳排放也增加的情况。储液式碳捕集机组利用储液罐的设计，将碳吸收和碳利用的流程解耦，实现在高峰负荷时吸收并存储碳资源，而在低谷负荷时释放利用碳资源。储液式碳捕集机组具备更高的灵活性，其结构如图1所示，烟气经过分流装置，使其一定比例进入吸收塔，其余则排放至大气。烟气经过吸收塔处理后，形成CO2含量高的液体，称为富液；增设富液罐进行存储，使得富液成为灵活性资源，在CO2需求量大时排出，反之储存。富液在高温条件下产生逆反应，CO2在再生塔中被分离出来，完成捕集。此时，再生塔溶剂中CO2含量低，称为贫液；同理，通过增设贫液罐进行存储，使贫液得以灵活调用。储液式碳捕集依靠装置协同作用，将碳的吸收与释放过程解耦，提高系统运行灵活性。
图1 储液式碳捕集结构示意
Fig.1 Schematic diagram of liquid storage carbon capture model
式中：Vfull,t、Vfew,t、Vfull,in,t、Vfew,in,t、Vfull,out,t、Vfew,out,t分别为t时刻富液罐和贫液罐中的存储量、流入体积流量、流出体积流量。
碳捕集系统中CO2吸收、生成量与富液罐流入、流出体积流量的关系为
式中：αCCS为碳捕集系统的效率；CCCS,ab,t为碳捕集系统吸收的CO2质量；Crebir,t为碳捕集系统中再生塔生成的质量。
碳捕集系统的用能主要分为2部分。一是固定损耗，因增加碳捕集系统，带来发电厂结构变化而造成的损耗；二是运行损耗，随捕集工作量而变化的损耗。系统能耗可表示为
式中：PCCS,all,t为碳捕集系统总能耗；Pfixed为固定能耗；Prun,t为运行能耗；Punit为再生单位质量CO2的能耗。
氢气热值和天然气热值存在较大差异，氢气高热值为12789 kJ/m3，甲烷高热值为39829 kJ/m3，天然气的主要成分为甲烷，由此可见，氢气热值和天然气热值的差异在60%以上，采用算例验证了考虑热值对综合能源系统的重要性。气网混氢的混合气体热值变化直接影响气网的运行状态，因此有必要考虑混合后热值变化问题。混氢时假设不同气体在某节点均匀混合后，再以同一热值的混合气体流出该节点，混合前后保持总气质守恒。气网网络节点热值表达式为
式中：为y节点处的混合热值；分别为t时刻天然气气源、P2H、P2M、管道dd'的流入气流量、管道dd'的流出气流量、燃气机组的耗气流量和d节点处气负荷值；pi(d)、po(d)分别为以d为输入、输出节点的管道集合。
气网混氢各节点热值变化后，气负荷也对应改变，即
式中：EQL,start为气网负荷未经混氢时的初始能量。
当混氢比例达到10%，会使得混合气体热值过低影响用户正常应用。法国的“GRHYD”实践项目中采用6%的比例向试点天然气网络混氢。因此针对国内也处于早期试点阶段的实际情况，本文采用6%作为混氢比例上限。混氢比例约束为
式中：为气网混氢比例极限。
参考普遍使用的无偿分配方式，本系统中与碳配额计算有关的设备主要为火电机组和天然气机组。式中：Cquota为系统总碳排放配额量；βTP、βGT分别为火电机组和天然气机组的单位出力碳排放配额量；PTP,t、PGT,t为t时刻火电机组和燃气机组出力功率。
其中，火电机组的碳排放又分为烟气分流环节直接排放的CO2量CSMO，以及因碳捕集设备运行过程效率问题间接排放的CO2量CCCS,ind。
式中：Cpursum为系统的净碳排放量；CGT为系统中燃气系统产生的碳排放量；CTP为火电机组未经碳排放系统前产生的总碳排放量。
传统的碳交易机制中，对超出系统的碳排放量以统一碳价或阶梯碳价进行约束。本系统中采用计及低碳奖励的阶梯碳交易模型，在传统阶梯型碳交易的理论基础上，新增奖励机制，即当系统碳配额出现剩余情况时，设置一定的奖励，奖励设定为阶梯式，碳配额剩余越多时，奖励单价越高。未来，含高比例可再生能源的新型电力系统会存在碳配额剩余的场景，此时传统碳交易机制则存在一定的瓶颈，对碳配额剩余量采用无差别的碳交易单价，无法深度激发减碳潜力，但计及奖励的碳交易方式提供了阶梯型的奖励单价，使得低碳排放的企业能获得不同程度奖励，因此能进一步释放企业碳减排潜力。
式中：Mcbuy为碳交易成本；Mbase为碳交易基础价格；Mawa为奖励基础价格；ϕawa为奖励系数，即随着多节约单位区间碳排放量而增长的奖励幅度；ϕpun为惩罚系数，即随着过量排放单位区间碳排放量而追加惩罚的幅度；γ为碳排放量的区间。
3.1 目标函数
系统目标函数总成本M包括火电机组运行成本MTP、火电机组启停成本MTPOC、购气成本MGAS、碳交易成本Mcbuy和碳封存成本Mcsto5部分。其中各部分成本的表达式为
式中：MTP,squ、MTP,one、MTP,con为火电机组运行成本系数；PTP,all,t为碳捕集火电厂总能耗；为火电机组的开、停机状态变量；为火电机组的开、停机成本；MWELL为购买单位天然气的成本；QWELL,t为天然气气井流量；Mcsto,unit为单位质量CO2的封存成本；Csto,t为t时刻CO2的封存总质量。
由于电转甲烷消耗的CO2总量与产出的甲烷量相等，则t时刻消耗的CO2量Crebir,P2M,t为
1） 功率平衡约束为
式中：PWI,t、PP2H,t、PP2M,t、PEL,t分别为t时刻风电机组、电转氢设备、电转甲烷设备、电力负荷的功率。
2） 直流潮流约束为
式中：PEline为电力系统支路功率矩阵；BG,diag和分别为电网支路导纳矩阵和电网支路导纳的对角矩阵；Blb为电网支路节点关联矩阵。
3） 各机组出力约束为
式中：YTP为火电机组的运行状态变量，运行为1，关停为0；PTP,max、PTP,min为火电机组出力上下限；分别为火电机组截至t–1时刻的叠加开机和关机时长；为火电机组最小开机和关机时长；为火电机组的滑坡和爬坡功率极限；PWI,max为风电出力上限。
式中：ηP2M、ηP2H为电转甲烷和电转氢设备的转化效率；PP2M, max、PP2M , min为电转甲烷设备出力上下限；PP2H, max、PP2H , min为电转氢设备出力上下限。
气网节点处的气流平衡约束为
气网系统为非线性约束，采用二阶锥松弛，松弛流程为
式中：Qdd′(t)为天然气管道dd′在t时刻的管道平均气流；为管道气体流向；νd(t)、νd′(t)为节点d、d′处管道压力的平方；ψdd′为Weymouth常数；Qdd′,max(t)为管道dd′流量的上限；νd,max、νd,min为节点d处的气压平方上、下限。对式（21）进行二阶锥松弛得
式中：θdd′(t)为新增的辅助变量。
算例求解流程如图2所示。求解步骤如下。1）录入气电耦合系统初值，包括气网络热值初值；2）选择是否混氢、碳交易机制、碳捕集装置以及对应的目标函数；3）针对气网络中包含非线性约束的情况，本文采用二阶锥方法松弛，然后算例采用Cplex求解模型，开始首次迭代；4）依据求解结果，更新气网络热值和节点气负荷值；5）判断更新前后的热值和气负荷流量精度，满足要求则输出结果，否则返回步骤3展开新的迭代。
图2 模型求解流程
Fig.2 Model solving process
在改进的比利时20节点天然气网络和IEEE 39节点电力网络基础上展开分析与验证。详细网络结构见图3，电力负荷、风电预测出力和燃气负荷数据见图4。天然气系统中包含2台P2M装置、2台P2H装置、4组气源。电力系统中包含8台火电机组，其中38号和36号2台火电机组加装碳捕集设备，2台风电机组和2台燃气轮机。
图3 气电耦合系统测试结构
Fig.3 Test structural diagram of gas-electricity coupling system
图4 测试系统的风电预测值、电负荷和气负荷值
Fig.4 Values of wind power forecasts, electrical loads and gas loads of the test system
4.1 不同场景对比分析
为验证系统中综合考虑储液式碳捕集设备、气网混氢技术和含低碳激励的碳交易机制共同作用时，调度结果的低碳性和经济性，构建4种运行场景进行验证。场景1：仅考虑含低碳激励碳交易的系统；场景2：考虑低碳激励碳交易和气网混氢的系统；场景3：考虑低碳激励碳交易、气网混氢和常规碳捕集设备的系统；场景4：考虑低碳激励碳交易、气网混氢和储液式碳捕集设备的系统。由表1可知，场景2相较场景1碳排放量减少了267.59 t，弃风量减少了75.21%，总成本降低了234.82万元。因为增加气网混氢环节后，电制氢产生的氢气能够在一定比例限制内直接混入气网，如图5所示，利用气网混氢可省去甲烷化反应过程，提高了能源转化效率，节约运行成本，进一步提高了风电消纳水平，促进风电制氢。氢气混入气网，电网能量转移至气网，为气负荷供能，进而减少购气成本，进一步降低系统碳排放。表1 4种场景的调度结果
Table 1 Scheduling results for 4 scenarios
图5 电转氢和电转甲烷流程
Fig.5 Electricity to hydrogen and electricity to methane conversion processes
相较于场景2，场景3在碳排放方面减少了405.83 t，弃风率降低了27.7%，总成本减少了188.43万元。以场景3中04:00的36号碳捕集机组为例，此时火电机组运行在最低出力状态，但场景3中的火电出力仍需部分用于补偿碳捕集固定能耗。因此，与传统机组相比，36号机组在为外部平衡提供发电出力时的下限降低，类似于具有更低调节下限的火力发电机组，这有助于进一步提高风电的消纳能力。与此同时，碳捕集系统吸收CO2，为系统提供了碳收益，增加了电转气的比例，降低了采气成本。相较于场景3，场景4在碳排放方面减少了513.46 t，弃风率降低了132.73 MW，总成本降低了109.61万元。场景4中采用储液式碳捕集技术，实现了碳捕集和甲烷化过程的解耦。结合可灵活调节的烟气控制系统，该技术促进了系统对CO2的吸收，并将其储存在富液中，作为灵活的资源参与电转气过程。4.2 考虑不同奖励系数对碳排放和总成本的影响
系统奖励系数从0逐渐增大时，使得系统碳配额单位剩余量的碳收益增大，从而降低系统碳交易成本。由图6可知，当奖励系数小于0.43时，碳排放水平维持在17014 t，原因是该阶段奖励系数偏小，碳收益优势不明显，系统将重负荷时段的碳排放储存起来，转移至其他时段释放，从而降低了系统总成本。当奖励系数大于0.43时，减碳收益权重增加，则刺激系统整体碳排放降低，系统中燃气机组出力提高，而火电出力降低，使系统碳排放配额剩余量增大，同时单位剩余配额收益增加，此时碳排放水平降低至16 914 t。同理，当奖励系数大于1.12时，碳排放水平得以降低至16 675 t左右。系统总成本逐渐下降。
图6 奖励系数变化对碳排放量和总成本的影响
Fig.6 Effect of change of incentive coefficient on carbon emissions and total cost
4.3 考虑碳交易基础价格对碳排放和总成本的影响
由图7可知，当碳交易基础价格低于44元/t时，随着碳交易基础价格增加，碳排放逐渐减少，原因在于系统处于碳配额大于碳排放的场景。碳交易基础价格越高，对应系统单位剩余碳配额的收益增加，因此系统逐渐减少高碳排放机组出力，增加低碳排放机组出力，从而增大系统碳配额剩余量，从而提高系统碳收益，总成本下降。当碳交易基础价格大于44元/t时，系统低碳机组达到最小出力，因此系统碳排放不再随碳交易基础价格减小。又因为系统单位碳配额收益随碳交易单价继续增加，因此总成本仍保持下降。
图7 碳交易基础价格变化对碳排放量和总成本的影响
Fig.7 Impact of carbon trading price changes on carbon emissions and total costs
结合以上算例可知，在制定系统碳交易基础价格时，可参考图7中的价格拐点。同时再通过设定合理的奖励系数，进一步灵活调节系统碳排量和总成本。合理搭配2种参数，得以充分利用市场的影响力，更有效地提高系统减碳潜力。
1）通过4种场景对比可知，在低碳激励的系统基础上引入气网混氢技术和储液式碳捕集，碳排放降低了1186.88 t，总成本降低534.93万元，弃风量降低了88.37%。考虑储液式碳捕集、气网混氢、低碳奖励碳交易机制能在保证经济性的同时，进一步降低系统碳排放。2）通过调节奖励系数的测试，验证了该系数变化对碳排放水平和总成本的影响。当奖励系数从0逐渐增加时，碳排放水平在奖励系数为0.43和1.12处呈现阶梯型下降、总成本下降。实际中可以结合系统需求，合理设定系数进而调控碳排放与成本。
3）通过调节碳交易基础价格的测试，验证了该价格变化对碳排放水平和总成本的影响。当价格从0元/t逐渐增加至44元/t时，碳排放水平减小至稳定值后不再降低，因此，实际中也可应用本文方法，根据系统需求选择合适的碳交易价格。
本文所提模型，通过增设碳捕集储液罐、气网混氢技术，提高能源利用灵活性，通过引入碳交易机制从市场层面刺激减碳。未来将会考虑天然气系统的动态变化，从多时间尺度，更准确地对系统进行建模，验证得到更准确的运行结果。
审核：方彤
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