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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。
系统结构图
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
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);