一种电-气耦合综合能源系统规划辅助方法

1.本发明涉及电力系统规划领域，特别是涉及一种电-气耦合综合能源系统规划辅助方法。


背景技术：

2.二氧化碳(co2)是导致全球温升的主要温室气体之一。为应对全球气候变化，《巴黎协定》于2015年12月12日在巴黎举行的联合国气候变化框架公约第21次会议上通过，其长期目标是将全球平均气温的上升幅度控制在工业化前水平高出2℃以下，并努力将上升幅度控制在1.5℃。
3.自《巴黎协定》以来，全球越来越多的国家、地区和城市正在制定零碳目标。碳捕捉、利用和封存(ccus)是减少和去除排放后co2的关键技术，也是实现零碳目标的关键一环。根据国际能源署(iea)发布的ccus发展报告，未来十年将是通过改造现有电力和工业设施实现零碳排放目标的关键时期。因此，由传统火力发电厂改造而来的碳捕集发电厂，其在天然气系统、电力系统甚至电-气耦合综合能源系统的减碳性能值得关注。令人鼓舞地是，随着做出更雄心勃勃的气候承诺，许多国家与地区在决策时充分考虑碳定价和碳市场的作用和潜力。为了将承诺转化为现实，确保我们将全球变暖控制在2℃以下，结合全球各地不同的碳价政策对电-气耦合综合能源系统进行超前规划至关重要。


技术实现要素：

4.本发明的目的在于解决减少传统火力发电厂碳排放的问题，提出一种电-气耦合综合能源系统规划辅助方法。
5.本发明的技术问题通过以下的技术方案予以解决：
6.本发明公开了一种电-气耦合综合能源系统规划辅助方法，包括以下步骤：
7.s1:基于电-气耦合综合能源系统条件构建改造模型的目标函数；
8.s2:构建约束条件；
9.s3:在约束条件下对所述目标函数求解；
10.s4:利用求解结果实施规划方案；
11.所述约束条件包括气网模型约束、电网模型约束、碳捕集电厂改造模型约束、ptg定址定容模型约束。
12.在一些实施例中，所述改造模型基于ccus商业模式，结合碳捕捉、碳储存和ptg改造技术，在碳流方面，传统火力发电厂排放的co2流入ccus，未捕集的co2根据当地碳税政策被处以碳罚金，捕集的co2提供给反应器与电解槽产生的h2反应生成ch4，捕集的co2在碳市场上交易；对于电流，除了ptg和碳捕集装置cc消耗电力外，剩余电力供应给外部电网；对于天然气流，ptg产生的甲烷输送到外部气网，以缓解气网的供气压力。
13.在一些实施例中，所述目标函数包括：ptg设施的投资成本及其在天然气网络中的
选址成本c
inv
、气源的运行成本发电机组的运行成本ptg的运行成本碳捕捉成本c
cc
、碳储存成本c
cs
、碳罚金碳收益所述目标函数由以下公式表示：
[0014][0015][0016]
其中，p
i,t
表示天然气源i在时间t的输出功率、p
j,t
表示发电机j在时间t的输出功率、ψ
gs
表示天然气源节点的集合、ψ
gen
表示发电机节点的集合、ψ
gn
表示天然气节点的集合、i表示天然气源、j表示发电机、m表示天然气节点、n表示电网节点、t表示规划时间跨度。
[0017]
进一步地，所述ptg设施的投资成本及其在天然气网络中的选址成本c
inv
具体为:
[0018][0019][0020]
其中，与s
m,j
表示待规划的ptg容量与选址的决策变量、分别表示ptg模块的单位投资成本和选址成本、m为气网节点、j表示发电机、ψ
ccpp
,ψ
gn
分别表示所有碳捕集电厂，天然气节点的集合、κ
ptg
,κ
siting
为在生命周期内的摊销系数，分别由以下公式表示：
[0021][0022][0023]
其中，dr,l
ptg
,l
siting
分别表示年度折算率，ptg模块的生命周期，输气管道的生命周期。
[0024]
在一些实施例中，所述气网模型约束包括：天然气输送流量约束、气网流量的分段线性化方程约束、天然气源的产量输出约束、压缩机模型约束、压缩机的容量约束。
[0025]
在一些实施例中，所述电网约束包括：稳态直流潮流约束、输电线路潮流的上下限约束、发电机的输出约束、发电机的爬坡约束、发电机机组组合约束。
[0026]
在一些实施例中，所述碳捕集电厂改造模型约束包括：发电机的输出功率约束、传
统火力发电厂的co2排放量约束、碳捕集装置捕集的co2量约束、捕获的co2供给约束、ptg消耗的co2总量约束、ptg的运行约束、在时间t碳捕集发电厂中ptg的输出功率约束。
[0027]
在一些实施例中，所述ptg定址定容模型约束具体包括：投资逻辑约束、天然气输送量约束、ptg生产的天然气量约束、功率平衡方程约束。
[0028]
进一步地，所述投资逻辑约束具体为:
[0029][0030]
其中，sgn(
·
)是符号函数、与s
m,j
表示待规划的ptg容量与选址的决策变量、ψ
ccpp
表示所有碳捕集电厂的集合、j表示发电机、gn为天然气节点、m为气网节点、m是常数，ψ
ccpp
表示所有碳捕集电厂的集合。
[0031]
进一步地，所述功率平衡方程约束包括气网模型中气源、气流量、气负荷之间的平衡约束，及电网中发电机、潮流和负载之间的功率平衡约束；
[0032]
所述气网模型中气源、气流量、气负荷之间的平衡约束具体为:
[0033][0034][0035]
其中，a
m,
i是气网节点-气源关联矩阵a的元素、b
m,p
是气网节点-管道关联矩阵b的元素、为气体流量、l
m,t
是天然气节点m在时间t的天然气负荷、ψ
gn
表示天然气节点的集合、ψ
ccpp
表示所有碳捕集电厂的集合、ψ
gp
表示所有输气管道的集合、t表示规划时间跨度。
[0036]
所述电网中发电机、潮流和负载之间的功率平衡约束具体为：
[0037][0038][0039]
其中，c
n,j
是电网节点-发电机关联矩阵c的元素、d
n,l
是气网节点-管道关联矩阵d的元素、e
n,j
是电网节点-新能源机组关联矩阵e的元素、l
n,t
是电力节点n在时间t的电力负荷、j表示发电机、ψ
tl
表示所有输电线路的集合、表示稳态直流潮流、ψ
ccpp
表示所有碳捕集电厂的集合、ψ
eb
表示所有电网节点的集合、l表示输电线路、表示位于发电机j时间t的可再生能源出力、表示位于碳捕集电厂j时间t的出力，t表示规划时间跨度。
[0040]
本发明与现有技术对比的有益效果包括：
[0041]
本发明提出了一种电-气耦合综合能源系统规划辅助方法，将传统火力发电厂改造为碳捕集发电厂，碳捕集发电厂通过电转气装置(ptg)耦合到天然气系统，本发明基于电-气耦合综合能源系统条件构建改造模型的目标函数，并通过气网模型、电网模型、碳捕集电厂改造模型及ptg定址定容模型的约束对目标函数求解，实现了对碳捕集发电厂的规划，从而减少了碳排放并增加了碳收益。
附图说明
[0042]
图1是本发明实施例中的电-气耦合综合能源系统规划辅助方法流程图；
[0043]
图2是本发明实施例中ccus商业模式示意图；
[0044]
图3是本发明实施例中碳捕集电厂改造模型框架示意图；
[0045]
图4是本发明实施例中电-气耦合综合能源系统ptg定址定容示意图；
[0046]
图5是本发明实验例中ieee 24母线电力系统和比利时20节点天然气系统拓扑结构示意图；
[0047]
图6是本发明实验例中在不同碳价和碳税下投资成本示意图；
[0048]
图7是本发明实验例中在不同碳价和碳税下总成本示意图。
具体实施方式
[0049]
下面对照附图并结合优选的实施方式对本发明作进一步说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本技术中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
[0050]
需要说明的是，本实施例中的左、右、上、下、顶、底等方位用语，仅是互为相对概念，或是以产品的正常使用状态为参考的，而不应该认为是具有限制性的。
[0051]
针对上述问题，本发明实施例所提出了电-气耦合综合能源系统的规划辅助模型，将传统火力发电厂改造为碳捕集发电厂，碳捕集发电厂通过电转气装置(ptg)耦合到天然气系统。规划模型考虑了ptg设施的投资和选址成本，传统火力发电厂/碳捕集发电厂/发电机组/气源/ptg设施的运营成本，以及碳排放的碳罚金和碳捕集发电厂碳交易的碳收益。
[0052]
随着碳排放监管政策的变化，碳价、碳税的不确定性也在规划辅助模型中进行了分析。算例通过经济和碳指标相互验证，证明了所提出的模型在电-气耦合综合能源系统减少碳排放和增加碳收益的有效性。
[0053]
本发明实施例所提出的电-气耦合综合能源系统规划辅助方法，能够指导传统火力发电厂向碳捕集发电厂改造，适用于跨区域多能互补电气耦合园区的规划设计。本发明实施例所提出的方法可为电力公司、天然气公司及第三方投资机构的决策提供参考，对加快建设新型电力系统、助力国家“双碳”目标实现具有重要借鉴意义。
[0054]
参阅图1，电-气耦合综合能源系统规划辅助方法包括以下步骤：
[0055]
s1:基于电-气耦合综合能源系统条件构建改造模型的目标函数；
[0056]
s2:构建约束条件；
[0057]
s3:在约束条件下对所述目标函数求解；
[0058]
s4:利用求解结果实施规划方案；
[0059]
其中目标函数的约束包括气网模型约束、电网模型约束、碳捕集电厂改造模型约束、ptg定址定容模型约束。
[0060]
ccus商业模式及碳捕集电厂改造框架
[0061]
ccus商业模式如图2所示，ccus是一项可应用于整个能源系统的关键减排技术。图2说明了能源系统利用ccus技术的盈利方式，其商业模式可概括如下：ccus首先对燃料燃烧或工业过程中产生的二氧化碳进行捕获；未捕获的二氧化碳以碳税的形式进行强制性处罚；捕获的co2可用作资源来创造有价值的产品和服务，例如co2提高石油采收率、co2提高煤层气产量、co2用以生产化学和生物产品，或永久储存在地下深处；在排放交易系统中，捕获
的co2也可以实物或配额的形式进行碳交易。
[0062]
因此，基于当今ccus碳罚金和碳收益的商业模式，本实施例提出的电-气耦合综合能源系统的规划辅助方法面向传统火力发电厂，结合碳捕捉(cc)、碳储存(cs)和ptg改造技术，提出碳捕集发电厂的改造规划模型即改造模型。如图3所示，碳流方面，传统火力发电厂排放的co2流入ccus，未捕集的co2根据当地碳税政策被处以碳罚金，捕集的co2提供给反应器与电解槽产生的h2反应生成ch4，捕集的co2可以在碳市场上交易。对于电流，除了ptg和cc消耗电力外，剩余电力供应给外部电网。对于天然气流，ptg产生的甲烷可以输送到外部气网，以缓解气网的供气压力。
[0063]
基于电-气耦合综合能源系统条件构建改造模型的目标函数
[0064]
目标函数由五部分组成：1)ptg设施的投资成本及其在天然气网络中的选址成本cinv(1a)-(1c)；2)气源的运行成本发电机组的运行成本和ptg的运行成本3)碳捕捉成本ccc(3a)和碳储存成本ccs(3b)；4)碳罚金5)碳收益
[0065][0066][0067][0068][0069][0070][0071][0072][0073][0074][0075]
公式(1)中，与s
m,j
表示待规划的ptg容量与选址的决策变量，分别表示ptg模块的单位投资成本和选址成本，每个ptg模块的容量假设为1mw，选址成本取决于ptg距气网节点m的距离。所有的投资成本都乘以其在生命周期内的摊销系数κ
ptg
,κ
siting
，即所有投资成本均按年摊销。ψ
ccpp
,ψ
gn
分别表示所有碳捕集电厂(ccpp)，天然气节点(gn)的集合。dr,l
ptg
,l
siting
分别表示年度折算率，电转气模块(ptg)生命周期，输气管道(siting)生命周期。
[0076]
公式(2a)-(2c)中，ri,rj,r
ptg
表示气源i、发电机j和ptg模块对应的运行成本，ψ
gs
表示所有气源的集合，ψ
gen
表示所有发电机的集合。
[0077]
公式(3a)-(3b)中，r
cc
,r
cs
表示每吨co2的碳捕集成本和碳储存成本。
[0078]
公式(4)-(5)中，r
tax
,r
pr
分别为碳税和碳价(单位：美元/吨)。对于运行决策变量，v
i,t
表示天然气源i在时间t的产量，p
i,t
表示天然气源i在时间t的输出功率，p
j,t
表示发电机j在时间t的输出功率。表示碳捕集发电厂j在时间t的排放、捕获和储存的co2量(单位：吨)。l
m,t
/l
n,t
是天然气节点m/电力节点n在时间t的天然气/电力负荷。
[0079]
未改造模型意味着公用事业的投资者不考虑对传统火力发电厂进行改造。传统火力发电厂产生的二氧化碳直接排放到大气中，运营方应支付碳排放罚金。相应地由于没有ccus投资，因此没有碳收入。未改造模型目标函数包括气源、发电机组的运行成本和二氧化碳排放造成的碳罚金，它可以写成如下紧凑的形式：
[0080][0081]
s.t.(7)-(23)
[0082][0083]
其中s.t.(7)-(23)表示未改造模型对应的约束为(7)-(23)。
[0084]
改造模型规划考虑了投资成本、运行成本、碳捕获和储存成本以及碳惩罚和碳收入，在不同的碳价和碳税下可以得出不同的规划结果。改造模型可以写成如下紧凑形式，s.t.(7)-(15),(17)-(22d),(24)-(35)表示改造模型对应的约束为(7)-(15),(17)-(22d),(24)-(35)：
[0085][0086]
s.t.(7)-(15),(17)-(22d),(24)-(35)
[0087][0088]
其中，p
i,t
表示天然气源i在时间t的输出功率、p
j,t
表示发电机j在时间t的输出功率、ψ
gs
表示天然气源节点的集合、ψ
gen
表示发电机节点的集合、ψ
gn
表示天然气节点的集合、i表示天然气源、j表示发电机、m表示天然气节点、n表示电网节点、t表示规划时间跨度。
[0089]
气网模型约束
[0090]
本实施例采用weymouth方程(韦茅斯方程)来描述输气管道中天然气输送流量约束，其中气体流量为节点气体压力平方差的二次方程，a、b表示管道p的输入和输出节点，w
p
为管道p的韦茅斯系数，ψ
gp
表示所有输气管道的集合。需要注意的是，公式(6)中方程左侧代表双向气流模型，右侧是非线性函数。式(6)-(8)引入变量i代替压力平方π2。
[0091][0092][0093][0094]
公式(9)-(12)为气网流量的分段线性化方程约束，其中δ和φ分别为连续变量和
二进制变量：前者表示在各分段中所占的比例，后者表示该分段的选定状态(它的值从1变为0表示选取了该段)。表示管道p分段k中天然气流量的最低边界点。seg表示气流等间隔划分的段数，其值取决于计算精度要求。
[0095][0096][0097][0098]
天然气源的产量输出受到其上下限的限制即天然气源的产量输出约束如公式(13)所示。如果气体压缩机c位于管道p上，则压缩机模型约束如公式(14)所示。其中表示压缩机c的最大压缩系数，a、b表示管道p的输入和输出节点，ψ
com
表示所有压缩机的集合。公式(15)是压缩机c的容量约束，表示通过压缩机c的最大气体流量。公式(16)是气网模型中气源、气流量、气负荷之间的平衡约束。其中，右侧lm,t是气网节点m的气负荷，am,i是气网节点-气源关联矩阵a的元素，如果气源i连接到节点m，则am,i＝1,bm,p是气网节点-管道关联矩阵b的元素，如果管道p起始于节点m，则bm,p＝1，如果管道p终止于节点m，则bm,p＝-1，否则它们的值为0。
[0099][0100][0101][0102][0103]
电网模型约束
[0104]
典型的电力系统包括输电线路、发电机和电力负荷。公式(17)-(18)用于计算稳态直流潮流约束θ表示电网节点相角。公式(19)是输电线路潮流的上下限约束。其中，ψ
tl
,ψ
eb
分别表示所有输电线路，电网节点的集合，表示输电线路l的潮流最大值。
[0105][0106][0107][0108]
公式(20)和(21)分别是发电机的输出约束和发电机的爬坡约束，其中u表示发电机启停状态，如果发电机在运行，u的值保持1，否则为0，rdj，ruj分别表示最大向下和向上爬坡功率。公式(22a)-(22d)为发电机机组组合约束，用于准确描述发电机输出特性，是发电机j的最小预热/冷却时间。v和w是表示启动和关闭动作的二进制变量，如果发电机从前一时刻启动，v的值为1，如果发电机从前一时刻关闭，w的值为1，否则它们的值保持0。
[0109][0110][0111][0112][0113][0114][0115]
公式(23)是电网中发电机、潮流和负载之间的功率平衡约束。其中，右侧ln,t是电网节点n的电负荷，cn,j是电网节点-发电机关联矩阵c的元素，如果发电机j连接到节点n，则cn,j＝1,dn,l是气网节点-管道关联矩阵d的元素，如果输电线路l起始于节点n，则dn,l＝1，如果输电线路l终止于节点n，则dn,l＝-1，en,j是电网节点-新能源机组关联矩阵e的元素，如果新能源机组j连接到节点n，则en,j＝1，否则它们的值为0。表示位于发电机j，时间t的可再生能源出力。
[0116][0117]
碳捕集电厂改造模型约束
[0118]
公式(24)表示传统火力发电厂输出电力供应外部电网、ptg和碳捕获设施，公式(24)也是发电机的输出功率约束。
[0119][0120]
在公式(25)传统火力发电厂的co2排放量约束中，考虑到传统火力发电厂的co2排放量随出力变化，根据统计数据，co2排放量与输出功率成固定比例emi。碳捕集装置捕集的co2量，即qcc与碳捕集装置运行功率pcc的单位功之间的关系近似为式(26)中所示的线性相关，即碳捕集装置捕集的co2量约束为式(26)，wcc(单位：mwh/ton)为碳捕集装置捕集每吨二氧化碳的能耗，为碳捕集装置运行功率。公式(27)捕获的co2供给约束中，捕获的co2可以供给ptg生产甲烷(qcu)，亦可以出售给碳市场(qcs)。ptg消耗的co2总量可根据公式(28)ptg消耗的co2总量约束进行计算，为ptg设备j在时间t消耗的co2总量，η
ptg
为ptg从电能到甲烷的转化效率，(单位：吨/mwh)为ptg每生产单位mwh甲烷消耗的co2量。
[0121][0122][0123][0124][0125]
公式(29)表示ptg的运行约束，为甲烷的热值，通常取36mj/m3，表示ptg在
碳捕集发电厂中每小时产生的甲烷量。公式(30)表示在时间t碳捕集发电厂中ptg的输出功率约束。是非负整数变量，表示投资的ptg模块的数量，每个ptg模块假定为1mw。
[0126][0127][0128]
ptg定址定容模型约束
[0129]
电-气耦合综合能源系统中ptg定址定容示意图如图4所示，ptg产生的天然气可以输送到天然气管网以缓解供气压力。公式(31)中，sm,j表示连接天然气节点m和碳捕集发电厂j之间的输气管道投资状况的二进制变量，如果选中规划则为1，否则为0。公式(31)表示投资逻辑约束，即输气管道只能在选择投资改造碳捕集发电厂j后再进行投资，其中m是足够大的常数，通常取100，sgn(
·
)是符号函数。在天然气输送量约束公式(32)中，天然气节点与碳捕集发电厂j之间的天然气输送量在任何时候都受决策变量sm,j的约束。ptg生产的天然气量约束公式(33)表示ptg生产的天然气量与管道输送的天然气量之间的关系。图4表示电-气耦合综合能源系统中ptg定址定容示意图，表示碳捕集电厂2向气网节点1输送的甲烷量。其中表示碳捕集电厂j向气网节点m输送的甲烷量。
[0130][0131][0132][0133]
在采用ccus和ptg技术将传统火力发电厂改造成碳捕集发电厂后，公式(16)和(23)中的原功率平衡方程约束转换为(34)和(35)。
[0134][0135][0136]
实验例
[0137]
基本概况
[0138]
参阅图5，本实验例采用比利时20节点天然气系统与ieee 24(24节点)母线电力系统来验证所提出模型的有效性。ptg的投资成本设置为3m$/mw，位于不同母线的ptg到天然气系统不同节点的选址成本根据距离而不同，天然气管道流量分段数设置为10，资金年折现率设置为5％。表1显示了关键参数及其来源。算例基于matlab r2019b中的yalmip工具箱用于建模，求解器gurobi 9.0.0用于求解。
[0139]
表1
[0140][0141][0142]
投资决策分析
[0143]
基于所提出的模型，两个算例用来比较未改造和改造后的电-气耦合综合能源系统规划和运行结果如表2所示：
[0144]
a)算例1-未改造的电力系统与天然气系统运行结果(rtax＝50$/ton)；
[0145]
b)算例2-改造后的电-气耦合综合能源系统规划和运行结果(rtax＝50美元/吨，rpr＝40美元/吨)。
[0146]
表2
[0147][0148][0149]
在投资成本方面，算例1到算例2的投资成本增加。在运行成本方面，发电机组和ptg的运行成本上升，表明其输出功率随着碳捕集和ptg设施投资的增加而增加。气源运行成本显著下降，表明提出的模型缓解了气源的供应压力。在碳相关的指标方面，算例1(未改造)占有较大碳排放量和碳罚金，而提出的改造模型碳排放量降至原先水平的0.84％。
[0150]
敏感度分析
[0151]
对投资成本和总成本关于碳价碳税的敏感性分析如下：
[0152]
参阅图6，模拟了以10美元为步长的不同碳价和碳税下的投资成本。从图6中可以看出，随着碳价下降和碳税增加，投资成本趋于上升，这种现象在目前的商业模式下是合理的：在碳价较高时，将捕获的二氧化碳出售以获取收益；在碳价相对较低时，将捕集的二氧化碳出售并不划算，此时投资ptg生产甲烷以缓解供气压力。此外，当碳价高于碳税时(右下角)，投资方不再选择ccus投资；反之，当碳价低于碳税时，投资方采纳ccus投资，投资额随两个差额的增加而增加。结果表明，碳捕集电厂改造是一项对碳政策敏感的投资策略。
[0153]
参阅图7，进一步分析了总成本随碳价格和碳税的变化趋势。其中粉红色的曲面代表没有改造的总成本。总体来看，随着碳价的上涨和碳税的降低，总成本呈现下降趋势。从图中可以看出，在碳价大于40美元/吨的情况下，cc-cs-ptg的传统火力发电厂改造模式是经济更优的。值得一提的是，尽管多地的碳价都在上涨，但目前全球大部分地区的碳价仍低于40美元/吨，欧盟碳价如今已超过70欧元/吨。世界银行报告指出到2030年，碳价水平需要达到50美元/吨至100美元/吨才有希望实现《巴黎协定》中的温度目标。从图7所示的相交线
看出，面对碳价逐步上涨的政策基础，所提出的改造规划模型具有巨大的实施潜力。
[0154]
综上所述，算例用结果表明，改造后的电-气耦合综合能源系统规划在碳价大于40美元/吨时具有经济优势。同时，改造模型对于减少碳排放，增加碳利用与碳存储，助力双碳目标的实现具有重要实践意义。
[0155]
以上内容是结合具体的优选实施方式对本发明所作的进一步详细说明，不能认定本发明的具体实施只局限于这些说明。对于本发明所属技术领域的技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干等同替代或明显变型，而且性能或用途相同，都应当视为属于本发明的保护范围。