基于生命周期法和碳权交易的综合能源系统低碳经济调度

2022-03-16黄景光熊华健李振兴汪潭

电测与仪表 2022年3期

黄景光，熊华健，李振兴，汪潭

(三峡大学电气与新能源学院，湖北宜昌 443002)

0 引言

随着社会的高速发展，各国的碳排放量与日剧增，减少碳排量成为世界的共同话题；为此，我国提出2030年碳达峰和2060年碳中和的减排目标[1]。综合能源系统(Integrated Energy System,IES)概念的提出与发展，为提高可再生能源利用率、实现碳减排提供了全新途径[2-5]。IES能够使不同能源在生产、运输、消费等环节进行能量耦合转换和协同优化[6]；有助于系统节能减排，提高可再生能源利用率，促进清洁能源消纳[7]。

目前，已有大量的文献针对IES经济调度方面进行了探讨。文献[8]基于地源热泵在IES中的高能源转换效率，提高系统的经济性。文献[9]考虑P2G机组等设备，设计了综合能源系统协同优化运行结构，并结合算例验证了模型的经济效益。文献[10]提出了园区综合能源系统日前最优调度模型，此模型通过冷/热/电/气多能耦合与协同运行使收益最大化。文献[11]考虑了电/热储能互补协调特性，结合电、热网传输特点，构建了IES经济调度模型。上述文献的调度模型仅考虑了IES的经济性，却忽略了现在日益严重的碳排放问题。

碳交易能同时兼顾系统经济性与环保性，是减少碳排放的重要方法[12]。文献[13-14]基于碳权交易机制，建立了考虑风电与负荷不确定性的IES低碳经济调度模型。文献[15]提出引入碳交易机制的电-气-热联供IES调度模型，分析碳交易价格对系统调度的影响。文献[16]在传统冷热电联供系统中引入碳交易机制，并用模糊自修正粒子群算法求解此问题，分析得出考虑碳权交易可以降低联供系统的综合运行成本。文献[17]以能源中心建模思想为基础，构建了计及碳交易成本的综合能源系统分散调度模型，并用分散优化算法对模型求解，分析得出考虑碳权交易更能充分发挥综合能源系统的经济效益与环境效益。文献[18-19]在IES调度中引入阶梯型碳交易机制，分析得出阶梯式碳交易比传统碳交易的节能减排效果更显著。现阶段主要研究燃煤机组、热电联产(Combined Heat and Power,CHP)机组和燃气锅炉的碳排放，鲜有文献分析新能源机组和储能装置的碳排放问题；同时，因为能源的生产、运输、消费过程都会产生碳排放，而现有文献鲜有对综合能源系统所有环节碳排放进行计量。此外，现有研究缺乏从碳交易价格角度分析其对IES各设备优化运行及能效的影响。

针对上述问题，文中根据电、热负荷需求，综合考虑IES内部各单元的运行特性，建立基于碳交易机制的IES调度模型。首先，建立典型的电-热联供IES架构；接着，采用生命周期法[20]分析新能源机组和储能装置的碳排放量，将阶梯型碳交易机制引入IES经济运行中，构建以碳交易成本和系统运行成本之和最小为优化目标的IES低碳经济调度模型。最后，通过算例对比分析不同案例下，不同碳交易价格对系统运行状态、节能减排以及能源利用率的影响。

1 典型电-热联供的IES

建立的电-热联供的IES结构如图1所示，能源供给端有上级配电网、风机(Wind Turbine, WT)、光伏(Photovoltaic Cell, PV)和天然气源；能源转换与储能端有CHP机组、燃气锅炉(Gas Boiler, GB)、储能(Energy Storage, ES)装置和电锅炉(Electric Boiler, EB)；能源需求端包括电-热柔性负荷。其中储能装置包含储电和储热装置。

图1 IES结构图

1.1 热电联产系统

CHP系统将天然气燃烧的高品位能量用于生产电能，同时利用溴冷机对余热进行回收，用于供给热负荷。典型的CHP机组由燃气轮机(Gas Turbine，GT)和溴冷机(Bromine Cooler，BC)组成，其数学模型为:

QGT(t)=PGT(t)(1-βGT-βl)/βGT

(1)

PBC,h(t)=QGT(t)δBCλBC,h

(2)

其中，PGT(t)、QGT(t)、PBC,h(t)分别为t时刻GT的发电功率和排出的气体余热量以及BC的制热功率；βGT、βl、δBC、λBC,h依次为GT的发电效率和散热损失系数以及BC的烟气回收率和其制热系数。

1.2 燃气锅炉

燃气锅炉作为系统主要的供热源之一，在满足热负荷需求的同时，也有利于气-热两网的耦合。数学模型为:

PGB,h(t)=PGB(t)βGB

(3)

式中PGB(t)和PGB,h(t)分别为t时刻GB的耗气功率和制热功率，βGB为GB的制热效率。

1.3 电锅炉

电锅炉安装简单，高效节能且环保，被广泛用于IES中。其在电价引导下，可以根据热负荷缺额提供用热功率，并增大谷值时段用电量，减小负荷峰谷差值，提高能源利用率。数学模型为：

PEB,h(t)=PEB(t)βEB

(4)

式中PEB(t)和PEB,h(t)分别为t时刻EB的耗电功率和制热功率；βEB为EB的能量转换效率。

1.4 储能装置

储能装置作为IES重要组成部分，能够将多余能量进行存储，并在用户用能需求无法满足时提供能量。且可以有效平抑新能源出力的不确定性，对于系统运行具有削峰填谷的作用。文中2种电-热储能装置存在相识的运行特性，充、放能量过程均有一定的损耗等特点[8]，都存在能量自损率。数学模型为：

EES(t)=(1-μ)EES(t-1)+(UPES,ch(t)ηchΔt-

VPES,dis(t)ηdisΔt)

(5)

U+V≤1,U⊆{0,1},V⊆{0,1}

(6)

其中，EES(t)为t时刻储能装置的储能容量；PES,ch(t)、PES,dis(t)分别为t时刻储能装置的充、放功率；μ、ηch、ηdis分别为储能装置的能量损失系数，充、放能量转换效率；U、V为0、1变量，储能装置在U=1时充电，在V=1时放电。

2 IES各设备碳排放分析

2.1 基于生命周期法的风光储能碳排放特性

2.1.1 生命周期评价分析法

生命周期评价分析法在文中简称生命周期法，本质是分析能源活动在整个生命周期内的环境影响；可将其分为三大步骤：归类、特性化、量化。(1)归类：根据系统能源类别和活动，归类出对应的污染物清单和边界范围；(2)特性化：依据污染物的排放方式，对系统能源活动进行简化、分类；(3)量化：对经上述步骤处理后的能源活动产生的污染物进行计算。

生命周期法将能源在生产、运输、消费过程中产生的污染物折算成统一碳排放量。为了满足节能环保的目标，IES系统在计及上级电网(燃煤机组)、CHP机组和燃气锅炉的碳排放外，还应考虑新能源机组和储能装置的碳排放。生命周期法的碳排放计算跨度是从能源开采端到消费端，不但要评价系统能源本身直接消耗所产生的污染物，还要考虑系统运行、转化等伴随效应，即IES每提供1 kW·h能量所产生的碳排放总量。

2.1.2 新能源机组碳排放特性

基于生命周期法的风、光新能源机组产生的温室气体碳排放可划分为设备生产建设和运输两部分。由于已有文献表明新能源机组在运行时产生的碳排放极少，因此忽略不计。则其碳排放特性为：

(7)

式中Epec和Etec分别为新能源机组在设备生产建设和运输环节的碳排放系数；k为生产建设过程总次数；m为生产需要的材料种类数；cc为标准单位电量与能耗的换算系数；ncw和lcw分别为建设时所用的第w种材料碳排放强度和内含能量强度值；nctw和lctw分别为生产时所用第w种材料碳排放强度和运输耗费能量强度；npu,w和lpu,w分别为第u个新能源机组建设过程所用第w种材料碳排放强度和内含能量强度值；vw为生产建设时所用第w种材料的损耗系数；ntw和ltw分别为运输时所用第w种材料碳排放强度和运输耗费能量强度。

2.1.3 储能装置碳排放特性

文中基于生命周期法的储能装置碳排放特性只考虑电储能；由于目前国内对储热罐碳排放尚无研究，因此不计及储热罐。其碳排放同样可划分为设备生产建设和运输两部分，可表示为：

(8)

式中Epsc和Etsc分别为蓄电池在设备生产建设和运输环节的碳排放系数；N和M为生产建设过程总次数和生产需要的材料种类数；N1和M1为运输过程中运输方式集合和所需燃料种类数；csc为标准单位电量与能耗的换算系数；Iw,cu和Iw,ctu分别为生产时第u阶段使用第w种材料的能耗和运输时第u种运输方式所用第w种燃料的能耗；fc为碳排放因子；Gw,u和Gw,tu分别为生产时第u阶段使用第w种材料的碳排放强度和运输时第u种运输方式所用第w种燃料的碳排放强度；αw为生产建设阶段所用第w种材料的单位损耗系数；dw,u为第u种运输方式所用第w种燃料的运输距离；gu为第u种运输方式中运送蓄电池部分占总蓄电池容量的占比。

2.2 IES碳权交易机制

2.2.1 IES碳排放配额分配原则

碳交易是通过政府下放的碳排放权并允许对其进行买卖交易，从而控制碳排放量的交易机制[21]。对于目前国内的电力行业，一般采用无偿分配的原则对初始碳排放配额进行分配。文中构建的IES系统碳排放源主要包括：外购电力的燃煤电厂、CHP机组、燃气锅炉、可再生能源机组和储能装置。

对于主要碳排放源的燃煤电厂、CHP机组和燃气锅炉，采用基准线法[18]确定其碳排放配额；通过将上述单元的实际产能与政府规定的基准值相乘，得到系统各单元的碳排放配额。其中CHP机组能同时提供电、热两种能量，因此将其发电量折算成等效供热量，再根据总热量计算碳排放配额。对于可再生能源机组的碳排放配额可参考文献[22]；由于政府还没对储能装置进行碳配额规定，因此文中设定蓄电池的碳排放配额为0。具体计算如下：

(9)

Ec=Egrid+ECHP+EGB+Ej

(10)

其中Ec、Egrid、ECHP、EGB、Ej分别为IES、上级电网的燃煤机组、CHP机组、燃气锅炉、可再生能源机组的碳排放配额；Ωgrid、ΩCHP、ΩGB、Ωj分别为电网燃煤机组集合、CHP机组集合、燃气锅炉集合、可再生能源机组集合；Pgrid、PGT、PGB、Pj分别为上级电网燃煤机组、燃气轮机、燃气锅炉、新能源机组的功率；PBC,h为BC的制热功率；αgrid、αh、αj分别为燃煤机组、CHP机组和燃气锅炉、新能源机组的单位碳排放配额；λGT为发电量换算成供热量的系数。

2.2.2 IES碳交易机制成本计算模型

文中构建碳权交易机制下的IES系统，以利益最大化为目标，追随碳交易价格的变化，会自发的寻找碳排放更低的运行方式。IES实际碳排放量如下：

Er=Eg+Echp+Egb+Epec+Etec+Epsc+Etsc

(11)

式中Er、Eg、Echp、Egb分别为系统实际碳排放总量、上级电网(燃煤机组)碳排放量、CHP机组碳排放量、燃气锅炉碳排放量。

为了分析碳权交易机制的影响，进一步控制系统碳排放量，从而实现节能减排的目标。当系统实际碳排放量低于碳配额时，可售卖；高于碳配额时，则必须购买相应的碳排放权。由于所建立的碳交易成本模型为非线性，则在对系统模型进行求解时，需对实际碳排放量进行分段线性化处理。

(12)

式中fc为IES中碳交易成本，正值表示碳购买成本，负值表示碳售卖收益；λc为市场碳交易价格；d为碳排放区间长度；αc为碳交易价格增长幅度。

3 基于碳权交易的IES优化调度模型

3.1 目标函数

文中以IES运行总成本与碳交易成本之和最优为目标，建立的基于生命周期法和碳权交易的IES低碳经济调度目标函数如下：

F=min(fe+fq+fmt+fc)

(13)

式中fe为外购能源成本，包括购气成本和购售电成本；fq为系统机组启停成本；fmt为系统运维成本。

3.1.1 启停成本

(14)

式中T为调度周期；L为可控机组i的种类；Ui(t)为t时刻可控机组i的启停状态；Ui(t-1)为t-1时刻可控机组i的启停状态；Cq,i为可控机组i的启停成本。

3.1.2 能源成本

(15)

式中fQ和fgrid分别为系统购气成本、购售电成本；DCH4、LCH4为天然气气价和低热值；Cgb(t)和Cgs(t)分别为t时刻系统购电电价和售电电价；Pgrid(t)为t时刻电网联络线功率，大于0代表购电，小于0代表售电。

3.1.3 运维成本

(16)

式中Pi(t)、Pj(t)、PES(t)、Si、Sj、SES分别为可控机组i、新能源机组j、储能装置ES在t时刻的功率和单位运维成本；H为新能源机组j的种类。

3.2 约束条件

为了能使IES系统安全有效运行，系统和各机组应满足以下约束条件。

(1)系统能量平衡约束。

PGT(t)+PWT(t)+PPV(t)+Pgrid(t)+PBS(t)=Pload,e(t)+PEB(t)

(17)

PBC,h(t)+PGB,h(t)+PEB,h(t)+PHS(t)=Pload,h(t)

(18)

(19)

式中PWT(t),PPV(t),Pgrid(t),PBS(t),Pload,e(t)分别为风电机组，光伏机组，电网联络线，电储能，系统电负荷在t时刻的功率；PHS(t),Pload,h(t)分别为储热罐，系统热负荷在t时刻的功率；Pq(t)为天然气网在t时刻的供气功率。

(2)与上级电网的联络线功率约束。

Pgrid,min≤Pgrid(t)≤Pgrid,max

(20)

式中Pgrid,min,Pgrid,max分别为电网联络线功率的最小和最大值。

(3)可控机组约束。

(21)

(4)储能装置约束。

(22)

式中λmax,λmin分别为储能的最大，最小荷电状态；VES为储能装置容量；PES,max，PES,min分别为储能装置充放功率的最大，最小值。

3.3 能源利用率及模型求解

系统的能源利用率η为：

(23)

式中Pload,e，Pload,h分别为系统电热负荷功率；Pbuy，Psell分别为系统的购售电功率;Pq为系统天然气网的供气功率；PWT,PPV分别为风电机组和光伏机组的发电功率。

文中所建立的基于生命周期法和碳权交易的综合能源系统低碳经济调度模型的求解属于混合整数线性规划问题的求解，可以用MATLAB中的CPLEX求解器进行该模型的求解。

4 算例分析

4.1 算例参数

为验证所构建IES系统在优化运行与节能减排方面的经济性和有效性，综合考虑了碳权交易机制、电热负荷需求、峰谷分时电价等因素；基于文献[22-24]中的能源、负荷及机组数据进行仿真验证。风电、光伏机组出力及电热负荷预测数据如图2所示。系统与上级电网的购售电分时电价及分时气价如图3所示[25]。

图3 能源价格

系统相关运行参数如表1所示[17,19,23-24]；碳交易机制的引入是把碳排量转化为经济性指标进行研究，本文单位有功碳排放配额系数的选取参考国家发改委出台的碳排放配额分配的相关数据，其具体数据和计量参数来源如表2、表3所示[22]。

表1 系统相关运行参数

表2 单位有功碳排放配额系数

表3 碳排放计量参数来源

4.2 算例结果分析

为研究基于生命周期法下，碳权交易机制对综合能源系统碳排放、经济运行与能源利用率的影响。设置了两种不同的场景，场景1为不计及风电和电储能设备碳排放的综合能源系统，场景2为计及风电和电储能设备碳排放的综合能源系统。

在整个调度周期内，场景1、场景2系统需始终维持电-热-气三种功率平衡，且可以随时与电网联络线进行功率交换；为提高风光等新能源机组的渗透率，采用最大功率跟踪方式运行；蓄电池在峰谷电价机制的驱动下，在电价谷值时段存储能量，在电价峰值时段释放能量，以降低IES的运行成本、削峰填谷。

4.2.1 碳交易价格对系统运行状态的影响

为了研究碳交易价格对系统运行状态的影响，本文分析了碳交易机制下场景1、场景2系统运行情况，如图4、图5所示。

图4 碳交易机制下场景1系统运行状态

图5 碳交易机制下场景2系统运行状态

根据图4可知，在碳价小于80元/t时，低碳目标所占的权重较小，难以影响系统出力运行方式，IES继续以原系统最优运行方式工作，各设备出力保持不变。当碳价从80元/t增加到90元/t时，随着碳价的升高，低碳目标所占的权重增大，此时该目标产生的经济效益可以影响到系统总成本；从而迫使原系统调整各机组设备的出力运行方式，以满足新权重下系统总成本最优。此时系统热出力向价格较高但是更为低碳清洁的CHP机组和电锅炉转移，导致CHP机组出力快速增加，燃气锅炉出力急剧减少；同时由于CHP机组供电功率增加，使得电网联络线所需电功率减少。当碳交易价格在90元/t 到140元/t之间变动时，随着碳价升高，由于低碳目标在系统新的最优出力运行模型下，所占权重较少，情况同碳价小于80元/t时一样，系统出力保持不变；即系统电负荷需求为新能源,CHP机组及蓄电池出力所提供，此时联络线购电量下降为143 kW。当碳价达到150元/t后，由于低碳目标权重较大，系统为追寻最优经济运行成本，更新各机组设备出力运行方式；此时，CHP机组在碳价的牵引下，处于最大出力状态，联络线由购电转变为售电状态。整个运行过程中，由于电锅炉无碳排放，所以其在运行过程中以最大出力方式运行；场景1中电储能设备未计及碳排放，故其出力在最优调度时段保持不变。

由图5可知，在碳交易价格为0～180元/t时，碳交易机制对计及风电和电储能设备碳排放的综合能源系统和不计及风电和电储能设备碳排放的综合能源系统的影响趋势大致相同。不同在于，由于考虑电储能设备碳排放的影响，场景2低碳目标所占权重比场景1在该碳价区间大，使得原本场景1中在碳价为140元/t时出现的各设备出力更新拐点，对应场景2中在碳价为120元/t时提前到来。当碳交易价格在120元/t～160元/t，随着碳价的升高，为追求经济效益，电储能和电网联络线自动减少出力，其差值由CHP机组承担。虽然整个过程计及风电和电储能设备碳排放的综合能源系统电储能利用率降低了，但更有利于调节电储能设备的运行，使系统出力更加平滑，能源利用率更高，能更有效的完成系统节能减排的目标。

4.2.2 碳交易价格对碳排放的影响

为了研究碳交易价格对两种不同场景下碳排放的影响，本文分析了碳交易机制下场景1、场景2碳排放情况。由图6可以看出，计及风电和电储能碳排放的场景2的碳配额比不计及风电和电储能碳排放的场景1要高。当碳价在0元/t～80元/t变化时，由于系统低碳目标权重较小，难以影响系统出力运行方式，IES继续以原系统最优运行方式工作；对应的两场景的碳排放量和碳配额保持原值。当碳价大于80元/t时，系统低碳目标权重占比变大，促使系统由能源成本经济性目标为主向碳交易经济目标为主转变；此时，碳权交易机制作用开始显现，系统碳排放量迅速减少。系统出力向更为清洁、碳排量更小的CHP机组转移，系统碳排放量与碳配额减小，且碳配额始终高于碳排放量。系统可以通过售卖多余的碳排放配额获取碳交易收益。当碳价为150元/t时，随着系统低碳目标权重比值的增加，系统各设备出力达到新的平衡状态。此碳价区间内，场景2碳排放量达到最小，与未引入碳交易机制相比碳排量减少了31.4%；当碳价在0元/t至80元/t变化时，系统的碳排放量大于碳排放配额，需支付超出的碳排放成本。当碳交易价格大于80元/t时，碳配额大于碳排放量，系统可以通过碳交易获得碳交易收益；但相同碳价下两者差额小于场景2，说明相同碳价下场景2的节能减排效果优于场景1。

图6 碳交易机制下两种不同场景的碳排量及碳配额

4.2.3 碳交易价格对系统经济性的影响

为了研究碳交易价格对两种不同场景下系统经济性的影响[32-34]，分析了碳交易机制下场景1、场景2的系统经济性情况。由图7可知，碳交易机制下，场景1和场景2的能源成本和总成本随着碳价的变化趋势大致相同。当碳价增大到80元/t时，低碳目标所占的权重较大，随着碳交易价格的逐渐升高，系统碳交易所获收益也会增大；系统出力向更为清洁、碳排量更小的CHP机组转移，导致系统所需的外购能源类型由电能向天然气转变，系统能源成本增加。当碳价达到160元/t时系统的运行状态已经随着碳价变化调整至接近最优，CHP机组的出力达到满发，系统能源成本同时达到最大。当碳价在0元/t～80元/t时，系统能源成本基本保持不变；这是由于该价格区间内，低碳目标所占权重较小，各设备出力按原系统运行方式运行。但随着单位碳交易成本逐渐升高，使得系统总成本稍有增加；当碳价超过80元/t逐渐增加时，低碳目标所占权重增大，系统减少向主网购电需求以减少碳排放，导致碳排放小于碳配额，系统开始从碳交易中获得收益，系统总成本开始降低。对比图7中碳交易机制下两种不同场景的成本变化可知，计及风电和电储能设备碳排放的多能互补综合能源系统虽导致能源成本的略微升高，但是却可以进一步优化系统结构，使得系统总成本更小，更经济。

图7 碳交易机制下两种不同场景的成本变化图

4.2.4 碳交易价格对能源利用率的影响

为了研究碳交易价格对两种不同场景下能源利用率的影响，文中分析了碳交易机制下场景1、场景2的能源利用率情况。根据图8所示，当碳价从80元/t增加到90元/t时，由于各设备出力的变化，系统向上级电网的购电量减小，CHP机组出力增大，增加了能源之间相互转化的损耗，使得系统综合能源利用率下降；当碳交易价格大于120元/t时，场景2的综合能源利用率逐渐升高，这是因为由于碳价的升高，系统减少了电储能设备的出力，增加了其他发电机组出力，减少了电能充放过程的能量损耗；当碳价大于160元/t时系统各机组已无可调度空间，出力基本稳定，系统综合能源利用率稳定为93.07%；与场景2相比，场景1在碳价大于140元/t时由于不计及风电和电储能设备碳排放，电储能出力保持不变，系统出力不够平滑，导致只能通过不同能源的相互转化来满足系统电热负荷的需求，造成了能量的损耗，能源利用率与碳价为90元/t～140元/t时相比其值进一步降低。当碳价大于150元/t时场景1系统综合能源利用率稳定为92.9%；对比图8中碳交易机制下两种不同场景的能源利用率变化可知，在碳价高于120元/t时，考虑风电和电储能设备碳排放的场景2系统能源利用率高于场景1。