一种混合整数优化模型，用于支持压缩二氧化碳（CO?）储能系统的最低成本开发，该系统与二氧化碳地质封存技术相结合

《Journal of Energy Storage》：A mixed-integer optimization model for supporting least-cost development of compressed CO 2 energy storage system integrated with CO 2 geological sequestration

本研究提出基于热力学模拟和全生命周期 techno-economic 分析的混合整数规划模型，优化压缩二氧化碳能源存储（CCES）与二氧化碳地质封存（CGS）耦合系统的协同发展，量化分析压力参数（11-16MPa）对储能容量（1389MWh）和封存效率（峰值85.5%）的非单调影响，揭示碳定价、政策约束及电力市场波动对系统经济性的动态影响机制。

　　

钱武|杨丽|罗碧雄|葛振星|林启国

华北电力大学环境科学与工程学院，北京，102206，中国

摘要

压缩二氧化碳储能（CCES）系统与二氧化碳地质封存（CGS）的集成提供了一种同时减少排放和稳定电网的双重解决方案。为了应对这种耦合系统协同发展、实现最低成本的挑战，本研究基于热力学模拟和生命周期技术经济分析，提出了一种混合整数优化模型。该模型能够协同优化关键运行参数以及二氧化碳在封存和循环利用之间的分配策略。以使用盐穴作为地下储库的系统为例，研究结果表明，储能压力是一个关键的调节参数，存在可量化的权衡：虽然将压力从11 MPa增加到16 MPa可以持续提高储能容量（在15 MPa时最高可达1389 MWh），但会导致二氧化碳封存效率的非单调变化，封存效率在14 MPa时达到85.5%，而在15 MPa时降至71.1%。多情景分析进一步表明了外部条件的影响。缩短运行周期和降低电价差异会严重限制二氧化碳的循环利用，使项目在经济上不可行。相比之下，碳定价提高了高压策略的吸引力。而强制性的封存政策则限制了可行的运行压力范围。所提出的模型通过定量分析碳排放减少与电网稳定之间的权衡，以及外部政策和市场条件的影响，能够支持CCES和CGS耦合系统的成本效益设计。

引言

可再生能源和碳捕获、利用与封存（CCUS）被认为是实现全球碳中和技术框架下大规模二氧化碳（CO₂）减排的两项关键技术[1]。前者解决能源供应端（源头）的问题；而后者则处理排放处理（末端）。特别是风能和太阳能等可再生能源的间歇性发电和功率输出波动对电网稳定性构成了挑战[2],[3],[4],[5]。因此，迫切需要大规模和长时长的储能技术来平衡电力供需[6],[7]。由于压缩二氧化碳储能（CCES）具有高能量密度、大储能容量以及有利的热力学特性[8],[9],[10]，它已成为一种有前景的大规模和长时长储能技术[11]。同时，作为CCUS技术的关键组成部分，地质封存有望将捕获的二氧化碳封存在地质构造中，从而实现大规模的二氧化碳减排。

然而，无论是二氧化碳地质封存（CGS）还是CCES，其大规模部署都面临显著的经济障碍。具体而言，独立的CGS在运输、注入和监测方面需要大量成本，且没有直接的收入来源，这削弱了其财务可行性。相反，独立的CCES需要资本密集型的大规模压力容器作为工作流体[12],[13]，这限制了其容量和经济性。将CGS和CCES集成到一个耦合系统中，为这些挑战提供了协同解决方案。通过利用相同的地质构造进行永久性二氧化碳封存和循环储能，地质储库提供了一个广阔的、天然封闭且低成本的“压力容器”，大大降低了资本支出。反过来，CCES过程将封存的二氧化碳重新用作储能的工作流体，创造了收入流，改善了地质封存项目的整体经济效益[14]。因此，CGS-CCES耦合系统有效地实现了脱碳和电网稳定目标，将一个成本中心转变为潜在的价值创造资产。

近年来，已经开展了一系列关于CGS-CCES耦合系统的研究。例如，刘等人[15]构建了一个使用两个不同深度的咸水层作为二氧化碳储库的CGS-CCES系统，并分析了超临界和超临界压缩二氧化碳储能的热力学性能。李等人[16]通过数值模拟研究了基于咸水层的CGS-CCES系统的水动力和热力学特性、能量效率、循环行为和应力变化。蒋等人[17]开发了一个基于绝热多孔介质的CGS-CCES系统，该系统使用不同深度的双咸水层，发现涡轮机出口压力受到地层注入压力阈值的限制。曹等人[18]提出了一种使用煤矿采空区作为二氧化碳储库的CGS-CCES耦合系统。在非高峰用电时段，捕获的气态二氧化碳被压缩到超临界状态并注入废弃的矿井采空区，直到达到最佳储能压力阈值。在高峰用电时段，通过超临界二氧化碳在涡轮机中的多级膨胀产生电力，减压后的二氧化碳储存在废弃的洞穴中。张等人[19]建立了一个结合井筒和真实三维盐穴几何形状的集成热-水力-力学模型，研究了基于盐穴的CGS-CCES系统中二氧化碳的热力学行为和洞穴壁的热机械响应。Minkley等人[20]设计了一个盐穴CGS-CCES系统，并评估了在超临界和超临界条件下的储能性能。Stepanek等人[21]介绍了一个集成不同压力双盐穴和砾石填充温跃层热管理的CGS-CCES系统。热力学模拟表明，该系统在最佳压力循环条件下可以实现超过60%的往返效率，功率输出超过100 MW，储能容量可扩展到600 MWh。刘等人[22]从稳定性、封存能力、选址和容量潜力等方面讨论了盐穴CGS-CCES系统的可行性。

这些研究为CGS-CCES耦合系统的应用奠定了坚实的技术基础。然而，现有研究主要集中在储能循环的热力学分析和二氧化碳注入及生产过程的数值模拟上，导致在系统优化方法上存在重大空白，这些方法未能全面整合二氧化碳地质封存和基于二氧化碳的储能利用。尽管在更广泛的能源系统研究中已经认识到容量-运营协同优化的重要性[23]，但这种方法尚未充分发展，以适应CGS-CCES耦合系统所特有的协同效应和权衡。

实际上，CGS-CCES耦合系统使得单个地质储库能够在同一物理域内同时用于永久性二氧化碳封存和循环储能。这种协同集成对于同时推进二氧化碳减排和支持电网稳定性至关重要。然而，此类耦合系统的开发和设计面临多重复杂性。内部而言，系统涉及紧密耦合的多物理过程，如地质渗流、周期性注入/生产、多相热力学和能量转换，以及压缩机、膨胀机、热交换器和地下储库等组件之间的强依赖性。外部而言，系统受到电价波动和碳市场不确定性等易变因素的影响，以及不断演变的政策和监管措施。所有这些因素都深刻影响系统设计和运营策略。在规划和设计阶段未能充分考虑这些相互关联的因素，可能会导致封存目标、储能容量和经济性能之间的不平衡，最终限制了系统在实现脱碳和电网灵活性方面的协同潜力。为了应对这些挑战，数学优化提供了一种严谨有效的方法。通过制定结构化的优化模型，可以量化竞争目标，纳入广泛的物理和经济约束，并在给定边界条件下确定最大化综合价值的系统配置。

因此，为了应对以往研究中CGS-CCES耦合系统最优设计方面的空白，本研究旨在开发一种基于混合整数规划（MIP）的优化模型，以促进CCES和CGS耦合系统的成本效益发展。这一目标通过三个连续的研究任务实现：（1）识别CGS-CCES耦合系统中的关键特征（复杂性）；（2）制定用于优化CGS-CCES耦合系统的混合整数规划模型；（3）基于盐穴储库的CGS-CCES系统的案例研究及多情景设计。

部分摘录

CGS-CCES耦合系统的工作机制

CGS-CCES耦合系统使同一个地质储库能够同时执行两个功能：首先，作为捕获二氧化碳的碳汇；其次，作为高压储能容器。图1显示了该耦合系统的示意图。该系统主要由压缩机、膨胀机、热交换器、冷/热储存单元、低压二氧化碳储存设施和地下储库组成。这种设计基于

优化模型的建立

基于CGS-CCES耦合系统的复杂特性，本研究采用了一种结合热力学模拟、技术经济分析和系统优化的技术路径，开发了一个支持CGS-CCES耦合系统最低成本发展的混合整数优化模型。如图2所示，热力学模拟重点关注耦合系统中的四个关键阶段，包括压缩、膨胀、热交换和气体储存。

研究CGS-CCES系统及情景设计概述

盐岩具有适合气体储存的特性，如蠕变行为、自修复特性和低渗透性[34],[35]。通过溶液采矿在地下盐层中形成的盐穴被广泛认为是用于大规模储能的安全且经济高效的地下结构[36]。同时，丰富的盐穴资源为推广CGS-CCES耦合系统提供了良好的基础。因此，本研究选择盐穴作为地下储库

结论

本研究开发了一个混合整数优化模型，以支持CGS-CCES耦合系统的最低成本发展。通过在优化框架内整合热力学模拟和生命周期技术经济分析，所提出的模型能够协同优化二氧化碳的分配（储存与循环利用）、运行压力和不同储能压力下的储能容量配置。应用于盐穴储库案例时

CRediT作者贡献声明

钱武：撰写——原始草案、验证、方法论、正式分析、数据管理、概念化。杨丽：撰写——审阅与编辑、监督、项目管理。罗碧雄：撰写——审阅与编辑、监督、项目管理。葛振星：撰写——审阅与编辑、数据管理。林启国：撰写——审阅与编辑、监督、资源获取、概念化。

伦理审批

本文不包含任何由作者进行的涉及人类参与者或动物的研究。

资助

本工作得到了中国国家重点科技项目的支持，项目编号为2024ZD1004300。

利益冲突声明

作者声明他们没有已知的可能会影响本文所述工作的竞争性财务利益或个人关系。

致谢

本工作得到了中国国家重点科技项目（项目编号2024ZD1004300）的支持。