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1 主要内容
系统结构图
P2G-CCS 耦合模型
其他算例对比
2 部分代码
3 下载链接
1 主要内容
该程序复现《基于阶梯碳交易的含P2G-CCS耦合和燃气掺氢的虚拟电厂优化调度》模型，以碳交易和碳封存成本、燃煤机组启停和煤耗成本、弃风成本、购气成本之和为目标函数，考虑了功率平衡约束、电转气约束、储能储热约束、燃气锅炉约束以及碳捕集等约束，建立了含 P2G-CCS耦合和燃气掺氢的虚拟电厂优化调度模型，程序考虑了多种算例场景，并未采用粒子群进行优化，直接采用matlab+cplex求解，实现效果较好，注释清晰。
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系统结构图
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P2G-CCS 耦合模型
情景 1 为考虑 P2G-CCS 耦合；
情景 2 为不考虑甲烷化，制取氢气仅用于燃气掺氢；
情景 3 为不考虑 CCS，排放的 CO2直接排入大气。
情景1
情景2
情景3
- 系统掺氢分析
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其他算例对比
2 部分代码
PriM = 200; %燃煤价格500元/吨
Prico2feng = 50; %CO2封存的单位成本50元/吨
Smaxco2feng = 20; %吨
Pco2Base = 215; %200元/吨 注意单位换算
Eperco2ccs = 0.269; %kg单位碳补集电功率kW
PriG = 3.5; %天然气的价格3.5元/m3
kWind = 1; %风电放大比例（将风电调大，这样才会有弃风弃光，才会有电制氢和甲烷化的经济效益）
%% 常量初始化/变量初始化
%% 风电预测MPPT
EwindMppt = kWind*1000*[255 270 230 210 300 315 200 175 150 20 75 125 200 220 210 255 305 315 305 315 285 275 160 290 ];
Eload=1000*[205 205 210 195 180 190 190 200 255 345 375 380 375 355 350 345 360 360 357 365 365 355 355 347 ];
Hload=1000*[ 300 325 340 350 370 365 365 340 315 300 280 270 250 245 245 245 245 250 252 260 270 290 295 310 ];
T=24;
%%
m2qCH4 = 5.071e7; % 天然气热值5.071*10^7J/kg
m2qH2 = 1.4e8; %氢气热值1.4*10^8 J/kg
q2e = 3.6e6; %1kwh的电能相当于3.6e6J的热能
v2mCH4 = 0.71428; %1立方米天然气质量0.71428千克
v2mh2 = 89.9e-3; %1立方米氢气质量89.9e-3千克
v2mco2 = 1.964; %1立方米co2质量1.964千克
vch42mco2=1.9; %一立方米天然气完全燃烧后可以生成二氧化碳的重量1.9kg
%% 风机
Ewind = sdpvar(1,24);
Ewindcur = sdpvar(1,24);
%% 燃气轮机
ECHPmax = 1000*350; %燃气轮机电出力上限kW
ECHPmin = 0;
HCHPmax = 1000*300; %燃气轮机热出力上限kW
HCHPmin = 0;
ditaEHCHPmax = 1000*150; %燃气轮机总功率爬坡上限kW
ditaEHCHPmin = -1000*150;
nHCHP =0.4; %可利用热能站混合燃气总热能的比例
nECHP =0.35; %可利用电能站混合燃气总热能的比例
ECHP = sdpvar(1,24); %燃气轮机电出力
HCHP = sdpvar(1,24); %燃气轮机热出力
EHCHP = sdpvar(1,24); %燃气轮机电热总出力
mco2CHP = sdpvar(1,24);%燃气轮机碳排放质量kg
vco2CHP = sdpvar(1,24);%燃气轮机碳排放体积m3
mCH4CHP = sdpvar(1,24);%质量kg
mh2CHP = sdpvar(1,24);%质量kg
vch4CHP = sdpvar(1,24);%体积：标准立方米
vH2CHP = sdpvar(1,24);%体积：标准立方米 %掺氢比例在10%-20% %改为0%-20%
%% 燃气锅炉
HGBmax = 1000*80; %kW 燃气锅炉热出力上限
HGBmin = 0;
ditaHGBmax = 1000*25; %kW 燃气锅炉爬坡
ditaHGBmin =-1000*25; %kW
nHGB = 0.92; %混合燃气热量 到 可利用热量 的转化系数
HGB = sdpvar(1,24);
% qCH4GB = sdpvar(1,24); %GB天然气热量J
% qH2GB = sdpvar(1,24); %GB氢气热量J
mCH4GB = sdpvar(1,24); %GB天然气质量kg
vco2CH4 = sdpvar(1,24);
mh2GB = sdpvar(1,24); %GB氢气质量kg
vch4GB = sdpvar(1,24); %GB天然气体积m3
vH2GB = sdpvar(1,24); %GB氢气体积m3 %掺氢比例在2%-20% %改为0%-20%
mco2GB = sdpvar(1,24); %GB二氧化碳质量kg
vco2GB = sdpvar(1,24); %燃气轮机碳排放体积m3
%% 电加热锅炉
EEBmax = 1000*40;%kW
EEBmin = 0;
ditaEEBmax = 1000*10; %kW
ditaEEBmin = -1000*10; %kW
nEEB = 0.9; %这个直接就是kWh电 到 kWh热，很简单
EEB = sdpvar(1,24); %kW电加热锅炉的耗电
HEB = sdpvar(1,24); %kW电加热锅炉的产热
%% 火电机组
EMmax = 1000*162;%kW %火电机组最大发电功率 kW
EMmin = 1000*45;%kW %火电机组最小发电功率 kW
ditaEMmax = 1000*100;%kW %爬坡
ditaEMmin =-1000*100;%kW %爬坡
EM = sdpvar(1,24); %火电机组发电功率kW
YEM = binvar(1,24); %火电机组启停变量（1是运行，0是停止）
YEMqi = binvar(1,24); %0变1
YEMting = binvar(1,24); %1变0
mco2EM = sdpvar(1,24); %火电机组碳排放量kg
vco2EM = sdpvar(1,24); %火电机组碳排放量m3
mEM = sdpvar(1,24); %煤耗 kg
%% 电转气
nP2H = 0.85; %电制氢效率 电能J转氢气热能J
EP2Hmax = 1000*120;%kW 电转气耗电功率上限
EP2Hmin = 0; %
nCH4 = 0.7; %甲烷化效率 氢气热能J转天然气热能J
EP2H = sdpvar(1,24); %耗电kW
mh2P2H =sdpvar(1,24); %制氢kg
mh2CH4 =sdpvar(1,24); %甲烷化耗氢kg
mch4CH4 = sdpvar(1,24); %甲烷化制取天然气 kg
vch4CH4 = sdpvar(1,24); %甲烷化制取天然气体积m3
mco2CH4 = sdpvar(1,24); %甲烷化吸收co2 kg
%% 碳补集系统
ECCSmin = 0;
ECCSmax = 1000*150; %kW %碳补集耗电功率上限
VPFmax = 29200; %m3 %碳补集富液体积上限
VPFmin = 0;
VPFstart = 14600;%m3
ECCS = sdpvar(1,24); %碳补集耗电功率kW
mco2CCSin = sdpvar(1,24); %吸收co2质量kg
mco2CCSout = sdpvar(1,24); %释放co2质量kg
vco2CCSin = sdpvar(1,24); %吸收co2体积m3
vco2CCSout = sdpvar(1,24); %释放co2体积m3
VF = sdpvar(1,24);
VP = sdpvar(1,24);
YCCSin = binvar(1,24);3 下载链接
基于阶梯碳交易的含P2G-CCS耦合和燃气掺氢的虚拟电厂优化调度
