计及气网混氢和低碳奖励的综合能源系统经济调度方法

摘要

本发明公开了一种计及气网混氢和低碳奖励的综合能源系统经济调度方法，本发明在NGECS低碳优化调度中考虑氢气掺入后对气网运行造成的影响，考虑混合气体热值变化、气负荷变化和掺氢比例限制，使调度结果更符合实际情况。针对气电耦合模型，结合P2H设备特性，考虑电制氢过程的启动约束和爬坡约束，使调度结果更加符合实际运行状态。在NGECS低碳优化调度中，考虑设置碳配额剩余情况下的奖赏机制，建立赏罚阶梯型碳交易机制，对碳排放形成更严格的约束。同时提供奖赏基准参考价格，确保单位投资减碳效果最优，既控制出资预算又能确保减碳效果。最终气电综合能源系统明显提升了可再生能源消纳水平，并在保证一定经济性的同时，有效降低了系统碳排放水平。

说明书

技术领域

本发明涉及一种，尤其涉及一种计及气网混氢和低碳奖励的综合能源系统经济调度方法。

背景技术

为保护生态环境，中国提出“3060”双碳目标[1]。实现“双碳”，关键路径是大力开发利用可再生能源，并坚持市场化改革方向，加快完善碳交易市场[2-3]。2050年我国风力和光伏总装机占比预计高达50%[4]，但大量可再生能源并网，其随机性和间歇性，将导致弃风、弃光等问题。同时，可再生能源制氢是实现“双碳”目标的重要技术手段，电转气和气网掺氢技术具有灵活消纳可再生能源和减少碳排放的作用，为系统低碳优化调度提供优化思路[5]。

气电耦合系统(Natural Gas-Electricity Coupling Systems, NGECS)等是协调综合能源出力、减少碳排放的可靠载体[6-8]。电制氢(Power-To-Hydrogen, P2H)和电制甲烷(Power-To-Methane, P2M)均为电转气技术，所产生的气体注入气网，可消纳可再生能源和降低碳排放[9-12]。以上两种电转气技术和燃气轮机共同在系统中设置，使气电耦合系统形成闭环能源系统，增强了综合能源系统灵活性。

在能源系统减碳研究方面，现有两种常见的碳交易形式。第一种，统一型碳交易机制，碳交易价格固定；第二种，阶梯型碳交易机制，碳交易价格设置为阶梯型。以上两种方法均是针对系统碳配额不足场景，设计不同程度的惩罚措施。

现有的考虑气网掺氢技术在综合能源系统中的研究，将气网掺氢看作整个气网管道平均分配掺氢的过程，而未计及不同管道间的掺氢量受实际拓扑影响存在差异，且未考虑气网节点混氢后混合气体热值的改变，进一步忽略了节点热值变化造成的气负荷变化，以致忽略了实际掺氢对系统调度的一系列影响。

目前的针对气电耦合环节的模型构建，普遍将电制气环节统一看作简单的效率模型，忽略了实际电制氢设备特性，与实际运行状态有差异。

目前的常见的碳交易机制，普遍利用惩罚机制，即对系统中超出碳配额的碳排放设定惩罚，但随着能源结构改革，新能源占比逐年提升，碳配额剩余的场景逐渐普遍，传统机制在碳配额剩余场景中惩罚为零，无法进一步减碳控碳。

发明内容

本发明的目的是要提供一种计及气网混氢和低碳奖励的综合能源系统经济调度方法。

为达到上述目的，本发明是按照以下技术方案实施的：

本发明包括以下步骤：

S1：建立含气网掺氢的NGECS模型：在NGECS低碳优化调度中，考虑氢气掺入后对气网运行造成的影响，考虑混合气体热值变化、气负荷变化和掺氢比例限制，使调度结果符合实际情况，针对NGECS模型，结合P2H设备特性，考虑电制氢过程的启动约束和爬坡约束，使调度结果更加符合实际运行状态；

S2：建立基于赏罚阶梯型碳交易的NGECS低碳优化调度模型：在NGECS低碳优化调度中，考虑设置碳配额剩余情况下的奖赏机制，建立赏罚阶梯型碳交易机制，对碳排放形成约束；同时提供奖赏基准参考价格，确保单位投资减碳效果最优，既控制出资预算又能确保减碳效果。

所述建立含气网掺氢的NGECS模型包括气电耦合精细化建模、电力系统建模和天然气系统建模，所述建立基于赏罚阶梯型碳交易的NGECS低碳优化调度模型包括考虑赏罚的阶梯型碳交易模型、NGECS低碳优化调度目标函数和模型求解。

本发明的有益效果是：

本发明是一种计及气网混氢和低碳奖励的综合能源系统经济调度方法，与现有技术相比，本发明在NGECS低碳优化调度中考虑氢气掺入后对气网运行造成的影响，考虑混合气体热值变化、气负荷变化和掺氢比例限制，使调度结果更符合实际情况。针对气电耦合模型，结合P2H设备特性，考虑电制氢过程的启动约束和爬坡约束，使调度结果更加符合实际运行状态。在NGECS低碳优化调度中，考虑设置碳配额剩余情况下的奖赏机制，建立赏罚阶梯型碳交易机制，对碳排放形成更严格的约束。同时提供奖赏基准参考价格，确保单位投资减碳效果最优，既控制出资预算又能确保减碳效果。最终气电综合能源系统明显提升了可再生能源消纳水平，并在保证一定经济性的同时，有效降低了系统碳排放水平。

附图说明

图1是NGECS模型示意图；

图2是场景2的调度结果；

图3是场景3的调度结果；

图4是场景4的调度结果；

图5是奖赏基准价格对奖赏成本和碳排放量的影响；

图6是模型求解流程图；

图7是NGECS测试模型结构图；

图8是NGECS风电预测值、电负荷和气负荷。

具体实施方式

下面结合附图以及具体实施例对本发明作进一步描述，在此发明的示意性实施例以及说明用来解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

本发明的NGECS模型如图1所示，其中电转气装置使原有电气网络间的能量得以双向流动，产出气体可借助现存的天然气网络进行大容量存储与转移，节约投资，同时实现能量的异地消纳。P2H技术原理是通过电解水反应生成氢气和氧气，具有转换效率高的特点。氢能具有环境友好、高转化效率等优点，是公认的最具前景的清洁能源之一。在电转气的类型中，P2H是目前最节能、最简单的方案。针对天然气中过量掺氢可能导致的管道氢脆问题，国际上对氢气注入比例限制暂时没有统一标准，本发明为严格保证掺氢安全性，将掺氢体积比上限设置为3%。

P2M技术是氢气和二氧化碳通过萨巴蒂埃催化反应得到甲烷和水。二氧化碳可以通过碳捕集设备从电厂废气、工厂废气和空气中进行采集；甲烷可以不受限制的注入天然气网络，过程反应迅速，得以缓和可再生能源出力波动性，间接存储可再生能源。

转化基本原理如下：

1）电解水反应：

2）催化反应：

1.1：气电耦合精细化建模

目前P2H技术主要有3种主流制氢方式，碱性电解、质子交换膜电解和固体氧化物电解。三种设备在运行中在启动和爬坡状态中存在较大差距。启动方面，因固体氧化物电解受到需要将电堆升温的影响，当前技术升温耗时约达两个小时，碱性电解和质子交换膜电解则时间短，不同启动特征会明显影响设备出力结果；爬坡方面，当前碱性电解和固体氧化物电解比质子交换膜电解爬坡能力分别小50%和70%，存在较大差距，因此本发明考虑设置制氢设备启动约束和爬坡约束，揭示三种主流设备的原理差距，选取质子交换膜技术，兼具经济性和快速响应能力。

1）P2M出力约束

式中：

2）P2M耦合约束

式中：

3）P2H出力约束

式中：

4）P2H耦合约束

式中：

5）P2H启动状态约束

式中：

6）P2H爬坡约束

式中：

7）掺氢气网的混合气体热值计算方式

传统天然气网中的热值为一常数；P2M技术转化产生甲烷注入气网后，仍可假设不改变天然气热值。气网掺氢后因为氢气热值与天然气热值差异较大，本发明在天然气网络中注入氢气后，对各气网络节点重新计算掺氢后的气网混合热值，假设不同热值的气体汇入节点，混合均匀成具有统一混合热值的气体后从该节点流出，节点混合热值更新如下式。

式中：

气网各节点热值变化后使得对应连接节点的气负荷也相应变化，计算方法如下：

式中：

8）掺氢比例约束

结合气网掺氢实际推广应用情况，掺氢体积比普遍低于5%，在严格考虑实际掺氢安全性的基础上，将掺氢比例设置为3%。掺氢比例约束表示为：

式中：

1.2 电力系统建模

1）电力系统直流潮流约束

式中：

2）节点有功功率平衡约束

式中：

此外，同时考虑直流潮流的相角约束和线路传输容量约束，火力发电机组的出力约束、启停约束、爬坡约束以及风力机组的出力约束,详见附录式(A1)~(A6)。弃风电量建模详见附录式(A7)。

1.3：天然气系统建模

天然气系统建模的元素包括气源、管道、压缩机以及气负荷。本发明综合网络结构、运行机理和安全约束进行建模。

1）气网潮流约束

气网潮流利用Weymouth方程建模。

式中：

2）气网节点处的气流平衡约束

式中：

3）管存约束

管存是指天然气管道受气流在管道中的缓冲特性影响，管道能储存一定容量的天然气。因为管存并不等同于气源或者负荷，则将一个调度周期前后的管存设定为相等。

式中：

4）压缩机约束

本发明假设在天然气管道模型中配置固定变比的燃气压缩机，以解决运行中产生的气压降落问题。其流量消耗为

式中：

2 基于赏罚阶梯型碳交易的NGECS低碳优化调度模型

2.1 考虑赏罚的阶梯型碳交易模型

中国发放碳排放配额的政策是以企业的实际发电量为依据，采用无偿的方式成比例分配碳排放配额。现阶段的碳配额分配方式是基于现行的能源结构（火电占比较大），需适当侧重火力发电。但考虑到本模型设定为清洁能源占比提升，火力机组占比减小后的场景。因此，本模型中针对火力发电和燃气发电设定统一碳排放配额基准线，碳排放配额建模参考文献[32]。本系统中主要碳排放源是火力发电机组和燃气发电机组，因此碳排放配额为：

式中：

另一方面，火力与燃气发电的实际碳排放量参考文献[26]表示为：

式中：

在电制甲烷的反应过程中，以二氧化碳为原材料，则考虑把P2M过程中吸收的二氧化碳同样作为交易项计入赏罚碳交易模型中，能进一步减少碳排放成本。P2M的碳排放模型为：

式中：

为严格控制碳排放，本发明采用计及赏罚阶梯型碳排放模型。在交易中采用设置奖赏的方式，当系统存在碳配额剩余时，则对整体给予一定激励；同时设定惩罚因子，当系统出现碳配额不足，则对整体施加一定压力。赏罚阶梯型碳交易模型为：

式中：

2.2 NGECS低碳优化调度目标函数

结合赏罚阶梯型碳交易机制，本发明提出综合考虑碳交易成本、机组运行成本、火力机组的启停成本、燃气轮机的启停成本、天然气购气成本和碳原料成本的NGECS低碳优化调度函数，如式(22)所示，此外电制氢和电制甲烷的用电成本已经计入机组出力成本中。

式中：

2.3 模型求解

能源模型的详细求解流程图见附图6，求解步骤如下：

Step1：录入初始数据，包括设定气网节点初值；

Step2：判断是否掺氢、选择碳交易机制和选择目标函数；

Step3：利用CPLEX求解，进行第一次迭代；

Step4：所得气网潮流结果代入式(7)和式(8)，得到气网各节点更新热值和节点气负荷值；

Step5：判断迭代前后的气网各节点热值精度和节点气负荷流量精度，若满足精度则停止计算并输出结果，否则返回Step3进行下一次迭代。

3 算例分析

本发明采用比利时20节点气网络和IEEE39节点电力系统作为分析与验证算例，详细结构见附图7。电力系统中包含8台火力发电机组、2台风力发电机组、2台燃气轮机；天然气系统中包含4组天然气气源、2台P2M设备、2台P2H设备。风电预测出力、电负荷和气负荷数据见附录图8。

3.1 不同调度模型对比分析

为验证本发明所考虑的气网掺氢技术和赏罚阶梯型碳交易机制对消纳弃风、降低碳排放的作用，算例分4种场景设置对比。场景1：不考虑气网掺氢技术也不考虑碳交易机制；场景2：考虑气网掺氢技术但不考虑碳交易机制；场景3：考虑气网掺氢技术和阶梯型碳交易机制；场景4：考虑气网掺氢技术和赏罚阶梯型碳交易机制。

1）场景1与场景2的结果对比分析

表1给出了4种场景下的调度结果，由表1可知场景2比场景1弃风量减少74.1%，总成本降低6.88万元，但碳排放增加1.3%。场景2中新增P2H技术，相比P2M技术单位产气量具有更低的电能损耗，成本更低，使弃风优先通过P2H技术转成氢气存储在气网中，高效消纳风电，等量弃风转化成更多气体，减少气源投入，节约运行成本。但P2H相比P2M技术没有吸碳效果，使系统净碳排放增加。验证了电制氢对消纳风电有明显效果，同时有效降低运行成本，提高系统经济性。图2、图3和图4分别给出了场景2、场景3和场景4的调度结果。

表1：4种场景的调度结果

2）场景2与场景3的结果对比分析

由表1可知，场景3中碳排量相较场景2降低3.3%，但总成本仅增加0.03%。因为系统中单位火电碳排放水平远高于单位燃气碳排放水平，即系统新增的碳交易成本部分，等同于提高火电单位出力成本，所以火电出力得到严格控制。并且，随着碳排放水平越高，惩罚力度越高，碳交易成本增加，总成本增加。从图2和图3对比可以看出，系统通过在7:00—22:00时段减少火电出力，提高燃气出力，场景2中碳排放剩余情况为超额1000t，场景3中利用碳交易阶梯惩罚将整体碳排放水平控制在仅超额221.79t，减少了碳交易成本，虽然新增燃气和碳交易惩罚成本使运行成本提高了0.03%，但碳排放水平降低了649t。所以，引入阶梯型碳交易机制会对碳排放形成更加严格的约束，验证了引入碳交易机制对减碳的有效性。

3）场景3与场景4对比

由表1可知，碳排放降低5.0%，场景4中弃风量相较于场景3降低12.3%，总成本降低1.41万元。因为场景4中的赏罚阶梯型碳交易机制针对碳配额剩余的场景，会给予阶梯型的奖赏，意味着剩余碳配额越多，奖赏单价越高，碳排放收益权重越大，则进一步鼓励燃气发电和控制火力发电。系统出现碳配额剩余后，场景3均以统一碳价参与交易，碳收益权重固定，所以场景4能对碳排放形成更严格的控制，同时有利于获取碳收益和降低总成本。由图3和4对比可知，场景4中1:00—3:00和9:00—21:00时段火力发电降低，11:00到21:00时段燃气发电增高，同时P2M在3:00和24:00时出力增加，虽然P2M相比P2H转化效率低，但具有吸碳功效能获得碳收益，等同于降低P2M的综合出力成本，三种变化共同导致整体碳排放降低。同时1:00到2:00时段风电出力增加，弃风量减少。验证了赏罚型碳交易能有效降低碳排放、减少弃风和控制总成本。

4）场景1与场景4对比

场景4与场景1相比，场景4中同时考虑气网掺氢和赏罚阶梯型碳交易机制。结合2）和3）中分析，因为有气网掺氢和碳收益降低运行成本，同时奖赏碳交易模型提供更严格的排碳约束，所以由表1可知场景4弃风量降低77.3%，碳排量降低7.0%，总成本相比运行成本降低4.49万元。

以上对比充分说明在NGECS中考虑气网掺氢和赏罚阶梯型碳交易机制后对消纳弃风、降低碳排量和经济性有显著效果。

3.2 奖赏价格的参考定价分析

图5反应了奖赏基准价格逐渐增大时，奖赏成本和碳排放量的影响。当奖赏基准价格为1元/t时，奖赏成本为600元，相比奖赏为0元/t时，实现减碳964t，即降低5.1%的碳排放量；当奖赏价格为68元/t时，奖赏成本为8.16万元，可实现减碳1306t，即降低6.9%的碳排放量。存在价格拐点的原因是碳交易奖赏机制呈现阶梯特性，进一步促使系统新增碳配额剩余量存在阶梯性。因为在该拐点处，系统在保证经济性的同时尽力调节出力，使碳配额剩余区间为最大奖赏单价区间临界值，此时能获取相对最大的碳收益，奖赏基准价格增加后，直到系统碳配额剩余量遇到下一区间拐点，碳收益权重再次大于经济运行权重，系统重新调节出力使系统配额剩余达到第二奖赏区间。如图5所示，1元/t和68元/t即为区间拐点。以奖赏基准价格68元/t为参考时，单位减碳成本为62.48元/t，且实现减碳6.9%的目标。若改价为80元/t，如图5所示，系统达到相同减碳效果，但奖赏成本达到95999元，新增成本14399元。由此可见，奖赏定价宜结合减碳目标和预算参考拐点价格。

由以上分析可知，本模型对于奖赏单价具有指导意义，结合预算与减碳目标后可获得最优参考价格；同时当奖赏金额大于某一值后，将只会增加奖赏负担，而不能进一步获得单位减碳成本更低的效果。

附录A：

1）相角约束

式中：

2）线路传输容量约束

式中：

3）火力发电机组出力约束

式中：

4）风机出力约束

式中：

5）火力机组启停约束

式中：

6）火力机组爬坡约束

式中：

7)弃风电量模型

式中：

本发明的技术方案不限于上述具体实施例的限制，凡是根据本发明的技术方案做出的技术变形，均落入本发明的保护范围之内。