基于燃?xì)廨啓C(jī)富氧輔助供能的風(fēng)電耦合化工系統(tǒng)容量優(yōu)化配置

渠敬河， 劉新剛， 趙洪峰， 羅勛， 楊鵬程， 李海峰

(1.新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院， 烏魯木齊 830017； 2.中國能源建設(shè)集團(tuán)新疆電力設(shè)計(jì)院有限公司， 烏魯木齊 830001)

在“碳達(dá)峰”和“碳中和”戰(zhàn)略目標(biāo)下，全球范圍內(nèi)能源及產(chǎn)業(yè)發(fā)展低碳化趨勢(shì)已經(jīng)形成，中國也提出了“2030年前實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰，2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和”的雙碳目標(biāo)[1]。近年來中國現(xiàn)代化工產(chǎn)業(yè)飛速發(fā)展帶動(dòng)了國民經(jīng)濟(jì)，同時(shí)也導(dǎo)致了對(duì)氫氣需求的急劇增加[2]。但目前化工企業(yè)所需要的氫氣主要來自化石能源，產(chǎn)生氫氣的同時(shí)伴隨有大量CO2的排放，這是中國實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的一大障礙。因此，清潔的氫氣來源具有減少碳排放的巨大潛力。當(dāng)前利用新能源電解水制“綠氫”技術(shù)已經(jīng)成為近年來被廣泛關(guān)注的熱點(diǎn)[3]，通過電解水制氫不僅可以解決化工產(chǎn)業(yè)CO2排放高等問題，還可以充分提高可再生能源的利用小時(shí)數(shù)[4]。雙碳目標(biāo)下，為了減少化工產(chǎn)業(yè)CO2的排放，利用可再生能源制取“綠氫”代替?zhèn)鹘y(tǒng)化石能源制取氫氣已經(jīng)成為必然趨勢(shì)[5]。

當(dāng)前大多數(shù)研究中，電解水制氫常被作為一種能量儲(chǔ)存形式[6-8]，在電力富余的情況下轉(zhuǎn)化為氫氣進(jìn)行存儲(chǔ)，供電存在缺額時(shí)利用燃料電池將氫能轉(zhuǎn)化為電能，將制取的氫氣直接應(yīng)用到化工產(chǎn)業(yè)的并不多。文獻(xiàn)[9-11]利用可再生能源電解水制取的氫氣作為煤化工的原料提高碳?xì)浔?，有效地降低了CO2的排放。文獻(xiàn)[12]為緩解可再生能源棄電率高的問題，利用電解水制取氫氣應(yīng)用到合成氨企業(yè)，增加了系統(tǒng)綠色氫氣的份額，同時(shí)降低了運(yùn)營成本。以上文獻(xiàn)分析中，所研究的場景對(duì)氫氣的需求大多處于平穩(wěn)狀態(tài)。然而，像煉化這種化工企業(yè)因?yàn)槭茉吞幚碣|(zhì)量、催化劑活性等影響導(dǎo)致對(duì)氫氣的需求呈現(xiàn)波動(dòng)狀態(tài)[13]，因此，協(xié)調(diào)處理好可再生能源出力的短期不確定性和氫負(fù)荷需求的長期波動(dòng)性問題，對(duì)新能源和化工產(chǎn)業(yè)的耦合至關(guān)重要。

風(fēng)機(jī)出力存在不確定性，燃?xì)廨啓C(jī)具有響應(yīng)速度快的特性，在發(fā)電側(cè)加入燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒輔助供能可以有效平抑風(fēng)電短期出力的不確定。目前，富氧燃燒與碳捕集相結(jié)合技術(shù)相關(guān)學(xué)者已經(jīng)進(jìn)行了初步的探索。文獻(xiàn)[14]將富氧燃燒技術(shù)引入電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)中，并對(duì)綜合能源系統(tǒng)的低碳調(diào)度進(jìn)行了分析。文獻(xiàn)[15]在系統(tǒng)中引入了空分制氧技術(shù)，但制氧成本較高。文獻(xiàn)[16]構(gòu)建的風(fēng)氫低碳能源系統(tǒng)中利用電解水副產(chǎn)物氧氣實(shí)現(xiàn)燃?xì)廨啓C(jī)的富氧燃燒，然后利用膜分離法捕集CO2，但當(dāng)前制膜成本較高，規(guī)?；苽銫O2分離膜仍面臨巨大挑戰(zhàn)。

基于以上問題，現(xiàn)以滿足化工用氫為主要目的構(gòu)建基于燃?xì)廨啓C(jī)富氧輔助供能的低碳能源系統(tǒng)模型。該模型利用儲(chǔ)氣罐的充放實(shí)現(xiàn)能量轉(zhuǎn)移，以滿足發(fā)電側(cè)出力的波動(dòng)和氫氣需求之間的平衡，為提高系統(tǒng)供電的可靠性引入燃?xì)廨啓C(jī)富氧輔助供能，并利用液化天然氣(liquefied natural gas，LNG)的冷能和壓縮機(jī)實(shí)現(xiàn)CO2低溫液化壓縮捕集。

1 LCES結(jié)構(gòu)模型

圖1給出了以供氫為主的低碳能源系統(tǒng)(low carbon energy system based on hydrogen supply，LCES)架構(gòu)，其中供能系統(tǒng)包括風(fēng)電機(jī)組(wind turbine，WT)、燃?xì)廨啓C(jī)(gas turbine，GT)；耗能部分包括電解槽(electrolytic cell，EC)、碳捕集(carbon capture，CC)；儲(chǔ)氣系統(tǒng)包括儲(chǔ)氫罐(hydrogen storage tank，HT)、儲(chǔ)氧罐(oxygen storage tank，OH)。LCES發(fā)電側(cè)風(fēng)能和液化天然氣作為能量來源，將能量提供給電解槽產(chǎn)生氫氣，以滿足工業(yè)用氫需求。其中風(fēng)電機(jī)組為核心供能部分，燃?xì)廨啓C(jī)在富氧燃燒下輔助供能，排放的CO2被碳捕集設(shè)備捕獲，如果存在電力富余將轉(zhuǎn)化為氫能存儲(chǔ)在儲(chǔ)氫罐中。

圖1 低碳能源系統(tǒng)架構(gòu)Fig.1 Architecture of low carbon energy system

2 各子系統(tǒng)等效模型

2.1 WT模型

風(fēng)電機(jī)組出力與系統(tǒng)的裝機(jī)容量和出力系數(shù)有關(guān)，其出力模型表示為

PWT=μWTPWT,max

(1)

式(1)中：PWT為風(fēng)機(jī)出力；μWT為風(fēng)電出力系數(shù)，表示風(fēng)電輸出功率占額定功率的比例；PWT,max為風(fēng)機(jī)的額定功率。

2.2 GT模型

燃?xì)廨啓C(jī)具有響應(yīng)速度快的特性，在富氧燃燒的情況下為系統(tǒng)供能，為該系統(tǒng)的輔助供能設(shè)備。其氣-電轉(zhuǎn)換關(guān)系式為

PGT=ηGTHgasfgas

(2)

式(2)中：PGT為燃?xì)廨啓C(jī)的出力；ηGT為燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電效率；fgas為燃?xì)廨啓C(jī)消耗的天然氣流量,m3/h；Hgas為天然氣燃燒熱值，為了便于分析，熱值用千瓦表示，取9.301 9 kW·h/m3。

2.3 EC模型

電解槽是實(shí)現(xiàn)風(fēng)電與化工系統(tǒng)耦合的核心設(shè)備，選用PEM電解槽，其具有能效高、產(chǎn)氫濃度高等特性。產(chǎn)氫流率與功率輸入關(guān)系為

fEC,H2=PEC,inηECλ

(3)

氧氣的流率可表示為

fEC,O2=0.5PEC,inηECλ

(4)

式中：fEC,H2為電解槽制氫流率；fEC,O2為電解槽制氧流率；ηEC為電解槽電解效率；PEC,in為電解槽的輸入功率；λ為每度電電解水生成的氫氣量。

2.4 CC模型

采用的CO2低溫液化壓縮捕集技術(shù)的冷能來源于LNG，可以省去制冷設(shè)備的投資和能耗，實(shí)現(xiàn)低成本的碳捕獲。液化壓縮捕集原理如圖2所示。

燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒后煙氣的主要成分為CO2和水，經(jīng)過干燥脫水后煙氣中的CO2濃度可達(dá)到95%以上，利用LNG冷能和壓縮裝置容易實(shí)現(xiàn)CO2的加壓液化捕獲，壓縮捕集裝置能耗為

PCC=ηCCfCC,CO2PCC,in

(5)

式(5)中：PCC為壓縮捕集耗能；fCC,CO2為燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒后CO2流入捕集設(shè)備的流率；PCC,in為壓縮捕集單位體積CO2所需的能耗，0.07 kW·h/(kg CO2)；ηCC為碳捕集率，本系統(tǒng)設(shè)定碳捕獲壓力設(shè)定為2 MPa，此時(shí)的碳捕集率為94.8%。

3 LCES容量配置方法

3.1 優(yōu)化目標(biāo)

以LCES中的供能模塊(WT、GT)、儲(chǔ)氣模塊(HS、OS)以及耗能模塊(EC、CC)的容量為決策變量，考慮各設(shè)備的相關(guān)約束條件，建立以系統(tǒng)的等年值總費(fèi)用Ftotal最小的優(yōu)化模型，該模型包括系統(tǒng)的投資費(fèi)用和操作費(fèi)用，可表示為

minFtotal=Finv+Fope

(6)

式(6)中：Finv為各設(shè)備的等年值投資費(fèi)用；Fope為系統(tǒng)的操作費(fèi)用。后者主要包括系統(tǒng)中各個(gè)組件在一年內(nèi)設(shè)備維護(hù)費(fèi)用和購買天然氣成本以及CO2的存儲(chǔ)費(fèi)用。

3.1.1 設(shè)備投資成本

FWG,inv=QWTCWT,cap+QGTCGT,cap

(7)

FHO,inv=QHSCHS,cap+QOSCOS,cap

(8)

壓縮設(shè)備的投資與壓縮比和壓縮效率，以及工質(zhì)入口的流量相關(guān)，耗能部分投資成本表達(dá)式為

(9)

(10)

式中:FWG,inv、FHO,inv、FCE,inv分別為供能模塊、儲(chǔ)氣模塊和耗能模塊的投資成本等年值；QWT、QGT、QEC、QHS、QOS分別為各設(shè)備的容量；CWT,cap、CGT,cap、CEC,cap、CHS,cap分別為各設(shè)備的單位容量的投資價(jià)格；ηc為壓縮效率，取63%；βc為單級(jí)壓縮比；fCC,CO2為進(jìn)入壓縮設(shè)備的CO2流率；r為折舊率，取10%；L為設(shè)備的使用年限，取20年。

3.1.2 系統(tǒng)操作費(fèi)用

Fope=Fope,run+Fope,buy+Fope,tra

(11)

式(11)中:Fope,run、Fope,buy、Fope,tra分別為設(shè)備的運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用和購買天然氣以及CO2存儲(chǔ)費(fèi)用。

Fope,run=FWG,invλWG+FHO,invλOH+FCE,invλCE

(12)

(13)

(14)

式中:λWG、λOH、λCE分別為供能模塊、儲(chǔ)氣模塊和耗能模塊運(yùn)維成本占單位投資成本的比例系數(shù)；Cg、Cc分別為購買天然氣價(jià)格和CO2的存儲(chǔ)價(jià)格，LNG價(jià)格取5 000 元/t，氣化率為1 400，CO2運(yùn)輸價(jià)格為0.19 元/m3；Cgas、CCO2分別為天然氣的需求量和CO2的存儲(chǔ)量；Δt為所設(shè)時(shí)間間隔；k為時(shí)間段，k∈[1,K]。

為了評(píng)價(jià)風(fēng)電在該系統(tǒng)中的出力情況，定義風(fēng)電機(jī)組發(fā)電量占發(fā)電側(cè)總發(fā)電量的比例為可再生能源滲透率θ，表示為

(15)

為衡量可再生能源風(fēng)電棄電情況，棄風(fēng)率φ表示為

(16)

式(16)中：PWT,ab為棄風(fēng)量。

3.2 約束條件

低碳優(yōu)化配置模型的約束條件主要包括功率平衡約束、氫氧平衡約束、設(shè)備出力約束、儲(chǔ)氣約束和CO2壓縮捕集約束，具體分析如下。

3.2.1 功率平衡約束

PWT(k)+PGT(k)=PEC,in(k)+PWT,ab(k)+PCC(k)

(17)

3.2.2 氫氧平衡平衡約束

fH2(k)=fEC,H2(k)+fHS,out(k)

(18)

fO2(k)=fEC,O2(k)+fOS,out(k)

(19)

式中：fH2和fO2分別為氫負(fù)荷與燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒所需要的平均氫氣流率和氧氣流率；fHS,out為儲(chǔ)氫罐供給氫負(fù)荷的平均氫氣流率；fOS,out為儲(chǔ)氧罐供給燃?xì)廨啓C(jī)的平均氧氣流率。

3.2.3 設(shè)備出力約束

0≤PWT≤PWT,max

(20)

0≤PGT≤PGT,max

(21)

0≤PEC≤PEC,max

(22)

0≤PCC≤PCC,max

(23)

式中:PWT,max、PGT,max、PEC,max、PCC,max分別為風(fēng)機(jī)、燃?xì)廨啓C(jī)、電解槽和壓縮捕集設(shè)備的額定功率。

3.2.4 儲(chǔ)氣系統(tǒng)約束

為了避免儲(chǔ)氣罐的流率過大，其輸入流率和輸出流率不應(yīng)超過其最大流率限制，且在任意時(shí)刻儲(chǔ)氣罐不能同時(shí)輸入氣體和輸出氣體，即

0≤fi,in(k)≤δinfmax

(24)

0≤fi,out(k)≤δoutfmax

(25)

δin+δout≤1

(26)

式中:fmax為儲(chǔ)氣設(shè)備的最大允許流率；i為儲(chǔ)氫罐和儲(chǔ)氧罐；δin和δout為0～1變量，用來表征儲(chǔ)氣設(shè)備充放氣過程不會(huì)同時(shí)發(fā)生。

EH2(k)=EH2(k-1)+fHS,in(k)Δt

(27)

EO2(k)=EO2(k-1)+fOS,in(k)Δt

(28)

fHS,in(k)=fEC,H2(k)-fH2(k)

(29)

fOS,in(k)=fEC,O2(k)-fO2(k)

(30)

(31)

(32)

SOCmin≤EH2/QHS≤SOCmax

(33)

SOCmin≤EO2/QOS≤SOCmax

(34)

式中:EH2和EO2分別為儲(chǔ)氫罐和儲(chǔ)氧罐存儲(chǔ)的氣體量；fHS,in和fOS,in分別為儲(chǔ)氫罐和儲(chǔ)氧罐進(jìn)氣流量；SOCmin和SOCmax分別為儲(chǔ)氣設(shè)備荷電狀態(tài)的最小值與最大值。

3.2.5 碳捕集設(shè)備約束

fCO2(k)=fGT,CO2(k)-ηCCfCC,CO2(k)

(35)

0≤fCC,CO2(k)≤fGT,CO2(k)

(36)

(37)

式中：fCO2為燃?xì)廨啓C(jī)實(shí)際排入空氣中的量；fGT,CO2為在燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒條件下所排放的CO2總量；為了符合系統(tǒng)低碳思想，將碳排放率限制在0.05以下。

4 算例分析

4.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

以西北某地區(qū)的實(shí)際數(shù)據(jù)為例，對(duì)LCES進(jìn)行容量優(yōu)化配置。圖3為該地區(qū)年風(fēng)電標(biāo)幺化數(shù)據(jù)，圖4為某石油煉化企業(yè)年氫氣需求特性曲線。各設(shè)備單位造價(jià)、運(yùn)維成本占單位投資成本比例系數(shù)如表1和表2所示。在分析中，考慮到風(fēng)電出力隨機(jī)性，以及氫負(fù)荷短期穩(wěn)定和長期波動(dòng)特性，選取以6 h為間隔對(duì)數(shù)據(jù)進(jìn)行平均，即Δt=6，則k∈[1,1 460]。

圖3 風(fēng)電年出力曲線Fig.3 Annual output curve of wind power

圖4 工業(yè)用氫需求曲線Fig.4 Industrial hydrogen demand curve

表1 風(fēng)機(jī)、燃?xì)廨啓C(jī)和電解槽相關(guān)參數(shù)Table 1 Relevant parameters of fan, gas turbine and electrolytic cell

表2 儲(chǔ)氣設(shè)備相關(guān)參數(shù)Table 2 Relevant parameters of gas storage equipment

4.2 場景描述

為了闡明所提LCES經(jīng)濟(jì)性及儲(chǔ)氣系統(tǒng)的協(xié)同調(diào)節(jié)作用，采用3個(gè)不同的場景對(duì)模型進(jìn)行數(shù)據(jù)分析，場景分類見表3。所建立的容量優(yōu)化配置模型屬于混合整數(shù)線性優(yōu)化問題，通過CPLEX優(yōu)化求解器和YALMIP工具箱進(jìn)行求解，求解流程如圖5所示。

表3 場景分類Table 3 Scene classification

4.3 仿真結(jié)果分析

表4給出3種不同場景下的等年值總費(fèi)用和各組件裝機(jī)容量優(yōu)化配置結(jié)果。通過對(duì)場景1和場景3分析對(duì)比可知，場景1的等年值總費(fèi)用是場景3的2.18倍，這是因?yàn)樵撓到y(tǒng)是以供氫為主，而負(fù)荷側(cè)對(duì)氫氣需求存在波動(dòng)性，當(dāng)裝設(shè)儲(chǔ)氫罐時(shí)可以緩解負(fù)荷側(cè)氫氣需求的波動(dòng)，從而減少發(fā)電側(cè)供電設(shè)備的裝機(jī)容量，進(jìn)而減少了系統(tǒng)總投資。場景3在裝設(shè)儲(chǔ)氧罐的情況下，與場景2相比，系統(tǒng)的總成本降低了8.3%，風(fēng)電裝機(jī)、燃?xì)廨啓C(jī)、電解槽、儲(chǔ)氫罐和碳捕集的容量相較于場景2分別減少了3.4%、36.3%、13.2%、20.7%和36.4%，其中燃?xì)廨啓C(jī)和碳捕集裝置變化最明顯。這是因?yàn)樘疾都b設(shè)容量與燃?xì)廨啓C(jī)容量呈正相關(guān)，燃?xì)廨啓C(jī)裝設(shè)容量增大，富氧燃燒產(chǎn)生的CO2增多，勢(shì)必增加碳捕集的容量。當(dāng)裝設(shè)儲(chǔ)氧罐時(shí)，能夠?qū)﹄娊獠郛a(chǎn)生的氧氣波動(dòng)起到能量緩沖的作用，打破了燃?xì)廨啓C(jī)富氧供能和電解槽產(chǎn)氧之間的時(shí)序性，從而減少了燃?xì)廨啓C(jī)和碳捕集的裝機(jī)容量。通過以上分析可知，儲(chǔ)氫罐和儲(chǔ)氧罐的協(xié)同配合可以有效地減少系統(tǒng)的總投資，增加系統(tǒng)供能的可靠性。

表4 各場景系統(tǒng)容量配置和費(fèi)用Table 4 System capacity configuration and cost under each scenario

為了方便分析，選取一年當(dāng)中的某一周168 h為例進(jìn)行分析。第3場景下發(fā)電側(cè)功率平衡如圖6所示，橫軸的上半部分表示發(fā)電側(cè)燃?xì)廨啓C(jī)和風(fēng)機(jī)的出力情況，下半部分表示各設(shè)備的功率輸入和棄電量，整個(gè)系統(tǒng)在各個(gè)時(shí)刻都滿足功率平衡，所以圖中的能量流關(guān)于橫軸對(duì)稱。由圖6可知，燃?xì)廨啓C(jī)起到輔助供能的作用，當(dāng)風(fēng)機(jī)出力充足時(shí)燃?xì)廨啓C(jī)并不工作，而當(dāng)風(fēng)機(jī)出力無法滿足電解槽功率需求情況下，燃?xì)廨啓C(jī)富氧出力以應(yīng)對(duì)電量不足情況，與此同時(shí)壓縮捕集裝置對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)富氧出力后的CO2進(jìn)行液化壓縮捕集，只有極少量的CO2排入空氣，符合低碳能源系統(tǒng)思想。

圖6 LCES電功率平衡及二氧化碳排放曲線Fig.6 Electric power balance and carbon dioxide emission curve of LCES

圖7和圖8分別給出了場景3中所對(duì)應(yīng)氫流量和氧流量平衡圖。由圖7可知，當(dāng)發(fā)電側(cè)發(fā)出的電量供給電解槽產(chǎn)生的氫氣無法滿足工業(yè)用氫需求時(shí)，可由儲(chǔ)氫罐提供氫氣以滿足用氫需求，而當(dāng)風(fēng)力充足時(shí)，電解槽產(chǎn)生的氫氣無法完全被氫負(fù)荷消納，此時(shí)多余的氫氣將被存儲(chǔ)在氫氣罐。根據(jù)對(duì)氫氣流量平衡圖分析，可知該系統(tǒng)主要由儲(chǔ)氫罐通過充放狀態(tài)的改變實(shí)現(xiàn)能量的轉(zhuǎn)移，以滿足發(fā)電側(cè)出力的波動(dòng)和氫氣需求之間的平衡。圖8與此類似，儲(chǔ)氧罐的存在實(shí)現(xiàn)了燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒需氧量和電解槽產(chǎn)生氧之間動(dòng)態(tài)的平衡。

圖7 LCES氫流量平衡及儲(chǔ)氫罐SOC變化曲線Fig.7 Hydrogen flow balance of LCES and SOC change curve of hydrogen storage tank

圖8 LCES氧流量平衡曲線Fig.8 Oxygen flow balance curve of LCES

4.4 儲(chǔ)氣罐初始SOC對(duì)優(yōu)化配置結(jié)果影響

在上述的LCES中，儲(chǔ)氣設(shè)備是該低碳能源系統(tǒng)的核心存在，實(shí)現(xiàn)了風(fēng)電出力的短期不確定性和氫負(fù)荷長期需求波動(dòng)在不同時(shí)間尺度下的匹配。儲(chǔ)氣設(shè)備的初始狀態(tài)直接影響整個(gè)系統(tǒng)的運(yùn)行，因此需要研究儲(chǔ)氣系統(tǒng)的初始狀態(tài)對(duì)系統(tǒng)優(yōu)化配置結(jié)果的影響?？刂苾?chǔ)氣罐的初始荷電狀態(tài)SOC在0.1～0.8變化(步長為0.1)，等年值總費(fèi)用和棄風(fēng)率變化如圖9所示。

圖9 儲(chǔ)氣罐初始SOC對(duì)總費(fèi)用和棄風(fēng)率影響分析Fig.9 Impact analysis of initial SOC of air storage tank on total cost and air rejection rate

由圖9可知，隨著儲(chǔ)氣罐初始荷電狀態(tài)的增加，系統(tǒng)的等年值總費(fèi)用初始下降較快后趨于不變，棄風(fēng)率與此相反。這是因?yàn)樵谠撓到y(tǒng)初始運(yùn)行時(shí)，氫負(fù)荷需氫量較大，此時(shí)風(fēng)機(jī)存在出力不足的情況，棄風(fēng)率較小，燃?xì)廨啓C(jī)需要在富氧的情況下輔助供能，發(fā)電側(cè)提供給電解槽電能所產(chǎn)生的氫氣無法滿足負(fù)荷側(cè)氫氣需求，而該系統(tǒng)是“以氫定電”，此時(shí)為了滿足工業(yè)用氫需求，勢(shì)必會(huì)增加發(fā)電側(cè)裝機(jī)容量，從而導(dǎo)致成本增加。當(dāng)初始SOC增加到0.3時(shí)，此時(shí)儲(chǔ)氣罐的提供的氫氣已經(jīng)可以緩解負(fù)荷側(cè)的氫氣的缺額，繼續(xù)增加SOC，將會(huì)導(dǎo)致發(fā)電側(cè)出力過剩，棄風(fēng)率增加。

4.5 LNG價(jià)格對(duì)優(yōu)化配置結(jié)果影響

在保持系統(tǒng)各約束和目標(biāo)函數(shù)不變的情況下，控制LNG價(jià)格在4 000～6 000元/t變化，年度化總費(fèi)用和可再生能源滲透率變化如圖10所示。

由圖10可知，LNG價(jià)格的增長將會(huì)導(dǎo)致等年值總費(fèi)用的增加，但可再生能源滲透率保持不變。這是因?yàn)長NG價(jià)格主要影響系統(tǒng)的操作費(fèi)用，但對(duì)系統(tǒng)各部分裝置容量的配置影響較小。在該系統(tǒng)中單位燃?xì)廨啓C(jī)容量價(jià)格要比單位風(fēng)機(jī)容量價(jià)格要小得多，當(dāng)LNG價(jià)格在一定范圍內(nèi)變化時(shí)，并不影響系統(tǒng)中配置風(fēng)電和燃?xì)廨啓C(jī)裝機(jī)容量的比例，發(fā)電側(cè)燃?xì)廨啓C(jī)和風(fēng)機(jī)的出力并不變化，故而可再生能源滲透率保持不變。

圖10 LNG價(jià)格對(duì)總費(fèi)用和可再生能源滲透率影響分析Fig.10 Analysis of the impact of LNG price on total cost and renewable energy penetration

5 結(jié)論

為了解決工業(yè)用氫需求的波動(dòng)性和風(fēng)電機(jī)組出力不確定的問題，構(gòu)建了基于燃?xì)廨啓C(jī)富氧輔助供能的低碳能源系統(tǒng)，進(jìn)行相關(guān)設(shè)備的容量配置，實(shí)現(xiàn)了 “以氫定電”。主要結(jié)論如下。

(1)風(fēng)電出力不足情況下，燃?xì)廨啓C(jī)富氧輔助供能可以有效提高系統(tǒng)供電可靠性。儲(chǔ)氫罐和儲(chǔ)氧罐的協(xié)同調(diào)節(jié)，對(duì)匹配發(fā)電側(cè)出力和負(fù)荷側(cè)需氫具有顯著作用，可以有效地降低投資成本。

(2)LCES容量優(yōu)化配置的結(jié)果與儲(chǔ)氣系統(tǒng)的初始荷電狀態(tài)有關(guān)，適當(dāng)?shù)剡x擇儲(chǔ)氣罐的初始荷電狀態(tài)，有利于降低初始投資成本和棄風(fēng)率。

(3)LNG價(jià)格在一定范圍內(nèi)變化，會(huì)對(duì)系統(tǒng)的操作費(fèi)用產(chǎn)生一定的影響，但并不改變發(fā)電側(cè)風(fēng)電和燃?xì)廨啓C(jī)出力。

所提的以滿足工業(yè)用氫需求為主LCES，可以為雙碳背景下化工企業(yè)的轉(zhuǎn)型提供一定的理論支持。以上系統(tǒng)主要研究為孤網(wǎng)運(yùn)行，并沒有考慮與電網(wǎng)的連接，在后續(xù)研究中將進(jìn)一步研究接入電網(wǎng)對(duì)該系統(tǒng)的影響。