考慮階梯式碳交易的電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度

崔 楊，曾 鵬，仲悟之，崔文利，趙鈺婷

（1. 東北電力大學(xué) 現(xiàn)代電力系統(tǒng)仿真控制與綠色電能新技術(shù)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，吉林 吉林132012；2. 中國(guó)電力科學(xué)研究院有限公司，北京100192；3. 內(nèi)蒙古電力集團(tuán)有限責(zé)任公司 烏蘭察布電業(yè)局察右中旗供電分局，內(nèi)蒙古 烏蘭察013550）

0 引言

當(dāng)今世界碳排量與日俱增，減少碳排量成為各國(guó)共識(shí)，我國(guó)在《巴黎協(xié)定》中承諾，到2030年實(shí)現(xiàn)碳排放強(qiáng)度下降60%～65%的目標(biāo)［1］。為此，我國(guó)提出設(shè)立碳稅、碳交易市場(chǎng)等政策機(jī)制，同時(shí)綜合能源系統(tǒng)概念的提出為碳減排提供了新思路［2］。綜合能源系統(tǒng)指將能源產(chǎn)生、傳輸、分配、轉(zhuǎn)換、消費(fèi)等各環(huán)節(jié)統(tǒng)一協(xié)調(diào)規(guī)劃所產(chǎn)生的能源產(chǎn)供銷一體化系統(tǒng)［3］。在環(huán)境問(wèn)題日漸突出的背景下，建立綜合能源系統(tǒng)被認(rèn)為是降低碳排量的有效舉措［2］，電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行優(yōu)化一直是該領(lǐng)域的研究熱點(diǎn)。

目前，有關(guān)電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)的研究集中在經(jīng)濟(jì)調(diào)度方面。文獻(xiàn)［4］考慮電轉(zhuǎn)氣設(shè)備在電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)中對(duì)風(fēng)電消納的作用，提升系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)［5］提出一種含電轉(zhuǎn)氣和熱電解耦熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，此模型可以通過(guò)電轉(zhuǎn)氣和熱電聯(lián)產(chǎn)的協(xié)調(diào)運(yùn)作提高經(jīng)濟(jì)性。上述文獻(xiàn)考慮了系統(tǒng)總體調(diào)度情況，并未考慮市場(chǎng)參與下系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)調(diào)度。文獻(xiàn)［6］提出在參與多種市場(chǎng)下電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，同時(shí)考慮市場(chǎng)收益和運(yùn)行成本，結(jié)果證明通過(guò)系統(tǒng)協(xié)調(diào)配合可實(shí)現(xiàn)綜合收益的最大化。上述模型盡管考慮了電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性，卻忽略了環(huán)境問(wèn)題。

碳交易被認(rèn)為是減少碳排量的有效措施之一［7-8］，其主要分為傳統(tǒng)碳交易機(jī)制和階梯式碳交易機(jī)制。文獻(xiàn)［9］提出考慮場(chǎng)景概率含風(fēng)電的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，通過(guò)引入傳統(tǒng)碳交易機(jī)制，證明可有效減少碳排量，提高低碳機(jī)組出力。文獻(xiàn)［10］在含光伏的電力系統(tǒng)調(diào)度中引入階梯式碳交易機(jī)制，證明階梯式碳交易機(jī)制對(duì)碳排量有更嚴(yán)格的控制。在綜合能源系統(tǒng)方面，文獻(xiàn)［11］提出引入碳交易機(jī)制的電-氣互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，分析碳交易的制定對(duì)經(jīng)濟(jì)性和碳排量的影響，這對(duì)綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度有指導(dǎo)意義，但該模型只考慮了傳統(tǒng)碳交易情況。文獻(xiàn)［12］在綜合能源系統(tǒng)調(diào)度中引入階梯式碳交易機(jī)制，在考慮火電外購(gòu)的情況下，協(xié)調(diào)綜合能源系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性和低碳性，但外購(gòu)火電并不能使全局系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。文獻(xiàn)［13］指出建立全網(wǎng)集中調(diào)度模型可以使全局經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。

綜上，目前研究主要是將碳交易機(jī)制引入綜合能源系統(tǒng)，并未對(duì)碳交易機(jī)制原理進(jìn)行分析，同時(shí)，鮮有文獻(xiàn)將碳交易機(jī)制引入電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)源側(cè)集中調(diào)度。為此，本文提出電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型。對(duì)階梯式碳交易和傳統(tǒng)碳交易的原理進(jìn)行分析比較，并將其引入電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)，綜合考慮其經(jīng)濟(jì)性和環(huán)境效益。最后，通過(guò)仿真驗(yàn)證階梯式碳交易機(jī)制中引入綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度的合理性。

1 碳交易機(jī)制的分析比較

碳交易實(shí)質(zhì)上是通過(guò)建立合法的碳排放權(quán)，并允許通過(guò)市場(chǎng)對(duì)碳排放權(quán)進(jìn)行交易從而達(dá)成控制二氧化碳排放的交易機(jī)制。

1.1 碳交易配額

我國(guó)碳交易機(jī)制目前處于摸索階段，對(duì)于不同電廠其無(wú)償配額也不同。對(duì)于燃煤機(jī)組，其配額與其輸出功率有關(guān)：其中，Di為第i 臺(tái)燃煤機(jī)組的碳排量配額；λh為燃煤機(jī)組的配額系數(shù)；PGi為第i臺(tái)燃煤機(jī)組的輸出功率。

對(duì)于燃?xì)廨啓C(jī)，根據(jù)文獻(xiàn)［14］，其供電量的碳排量配額可以按供熱量進(jìn)行折算，即將其供電量折算成熱量和原本供熱量相加得出總熱量，按總熱量進(jìn)行配額；對(duì)于燃?xì)忮仩t，因其僅提供熱量，故僅按熱量配額，總體如式（2）所示。

其中，Dj為第j 臺(tái)燃?xì)鈾C(jī)組（包括燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t）的碳排放配額；λr為燃?xì)鈾C(jī)組的配額系數(shù)；PRj為第j 臺(tái)燃?xì)鈾C(jī)組的輸出熱量；PEj為第j 臺(tái)燃?xì)鈾C(jī)組的輸出電量；β為電量的折算系數(shù)。

1.2 碳交易機(jī)制

碳交易機(jī)制在我國(guó)主要分為2 種形式：一是傳統(tǒng)碳交易；二是階梯式碳交易。

傳統(tǒng)碳交易指在一定的調(diào)度周期內(nèi)，若系統(tǒng)主體的二氧化碳排放量沒(méi)有超過(guò)排放配額，則可以獲得交易額度，將該部分賣(mài)掉獲得收益；否則需要對(duì)超額的部分進(jìn)行購(gòu)買(mǎi)，可用式（3）表示。

其中，F(xiàn)p為需要支付的碳交易費(fèi)用；σ 為單位碳排放權(quán)交易價(jià)格；Ec為系統(tǒng)的實(shí)際碳排量；nh為燃煤機(jī)組總數(shù)；nr為燃?xì)鈾C(jī)組總數(shù)。

階梯式碳交易指將二氧化碳排放量分為多個(gè)區(qū)間，碳排量越多的區(qū)間，單位碳排放權(quán)交易（碳交易）價(jià)格越高，系統(tǒng)所需的花費(fèi)越多。碳交易成本表達(dá)式如下：

其中，p 為關(guān)于碳交易的碳排放區(qū)間長(zhǎng)度，本文中取25 t；δ為碳交易價(jià)格的增長(zhǎng)幅度，本文中取25%。

設(shè)80 MW常規(guī)燃煤機(jī)組碳排量在48.5 t（輸出功率為50 MW）處形成階梯，則對(duì)于傳統(tǒng)碳交易和階梯式碳交易的區(qū)別可以用圖1表示。具體地，圖1為常規(guī)燃煤機(jī)組在傳統(tǒng)碳交易和階梯式碳交易機(jī)制下的綜合單位變出力成本（單位時(shí)間內(nèi)變化單位電量所需的綜合成本變化量，其中綜合成本指碳交易成本與機(jī)組燃料成本之和）和此時(shí)系統(tǒng)收益（本文中系統(tǒng)收益指電轉(zhuǎn)氣所獲收益）與機(jī)組輸出功率之間的關(guān)系。

圖1 傳統(tǒng)碳交易和階梯式碳交易原理Fig.1 Principle of traditional carbon trading and ladder-type carbon trading

從圖1 可以看出，不同于傳統(tǒng)碳交易，階梯式碳交易在輸出功率為50 MW 時(shí)存在綜合單位變出力成本分段點(diǎn)。當(dāng)系統(tǒng)收益為210元／（MW·h）（系統(tǒng)收益1）時(shí)，傳統(tǒng)碳交易不存在分段點(diǎn)，該燃煤機(jī)組輸出功率只要小于68 MW 就會(huì)盡量發(fā)至68 MW 以獲取最大利益，此時(shí)系統(tǒng)對(duì)輸出功率小于68 MW 的燃煤機(jī)組沒(méi)有抑制能力。而階梯式碳交易存在分段點(diǎn)，當(dāng)燃煤機(jī)組輸出功率小于50 MW 時(shí)，系統(tǒng)收益大于燃煤機(jī)組綜合單位變出力成本，則其最多能多發(fā)到50 MW，使系統(tǒng)收益最優(yōu)，此時(shí)系統(tǒng)可以將燃煤機(jī)組出力限制在50 MW 以內(nèi)，抑制了二氧化碳的排放。當(dāng)系統(tǒng)收益為214元／（MW·h）（系統(tǒng)收益2）時(shí)，在滿足基本負(fù)荷約束情況下，傳統(tǒng)碳交易中燃煤機(jī)組輸出功率只要大于20 MW，系統(tǒng)對(duì)該燃煤機(jī)組輸出功率就沒(méi)有了抑制能力，使碳排量增多。而在階梯式碳交易中，系統(tǒng)收益大于燃煤機(jī)組綜合單位變出力成本存在一段，即輸出功率為20～50 MW。在滿足基本約束情況下，當(dāng)輸出功率達(dá)到50 MW時(shí)，系統(tǒng)對(duì)碳排量存在抑制能力；當(dāng)輸出功率為20～50 MW時(shí)，考慮到總體收益問(wèn)題，輸出功率不會(huì)越過(guò)20～50 MW 區(qū)間到50 MW 以上的區(qū)間，使輸出功率限制在50 MW內(nèi)，此時(shí)碳排量得到抑制。

如果單純地將傳統(tǒng)碳交易價(jià)格提高，對(duì)排碳量抑制能力得到提高，但系統(tǒng)總成本會(huì)大幅上漲。因此，在保證一定經(jīng)濟(jì)性條件下，階梯式碳交易對(duì)系統(tǒng)碳排量的抑制能力更強(qiáng)，有利于碳排量的減少。

上述原理分析針對(duì)的是單一燃煤機(jī)組情況，當(dāng)全系統(tǒng)存在多種燃煤機(jī)組時(shí)，系統(tǒng)分析情況如下所示。

碳交易成本公式可簡(jiǎn)化為：

其中，PZ為燃煤機(jī)組總功率；λi為機(jī)組i 的碳排放強(qiáng)度。

圖2 燃煤機(jī)組成本分析圖Fig.2 Cost analysis diagram of coal-fired unit

2 基于碳交易的電?氣?熱低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

本文借鑒文獻(xiàn)［13］中全網(wǎng)集中調(diào)度思路，考慮大型能源轉(zhuǎn)換裝置從而建立電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型。該模型中由燃煤機(jī)組、燃?xì)廨啓C(jī)和風(fēng)電機(jī)組供電，由燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t供熱，由電轉(zhuǎn)氣設(shè)備將電能轉(zhuǎn)化為氫氣和天然氣，由儲(chǔ)氣罐進(jìn)行天然氣存儲(chǔ)，總體模型構(gòu)架如附錄A圖A1所示。

在該系統(tǒng)中，為了應(yīng)對(duì)風(fēng)電的反調(diào)峰特性，設(shè)置電轉(zhuǎn)氣設(shè)備用以消納棄風(fēng)［15］，將多余的風(fēng)電轉(zhuǎn)化為氫氣和天然氣?？紤]到當(dāng)前中國(guó)氫能消費(fèi)需求的上漲，2018 年氫能消耗量超2×107t，而天然氣消耗量?jī)H為2.78×1011m3，因此可將電轉(zhuǎn)氣技術(shù)產(chǎn)生的一部分氫氣售出，另一部分轉(zhuǎn)化為天然氣。由于氫氣的運(yùn)輸性差和易于就近消納，本文將10%的氫氣用于售出，其余轉(zhuǎn)換成天然氣供應(yīng)給燃?xì)鈾C(jī)組，若轉(zhuǎn)換得到的天然氣過(guò)多，則將多余部分售出。

當(dāng)在綜合能源系統(tǒng)中引入碳交易機(jī)制時(shí)，系統(tǒng)所受影響如圖3所示。

圖3 碳交易機(jī)制的影響Fig.3 Impact of carbon trading mechanism

從圖3 可知，在綜合能源系統(tǒng)中引入碳交易機(jī)制，會(huì)對(duì)各機(jī)組綜合單位成本造成影響。因?yàn)槲覈?guó)鼓勵(lì)燃?xì)鈾C(jī)組的發(fā)展，燃?xì)鈾C(jī)組單位熱量的碳排量小于配額［14］，所以綜合單位成本降低。而一般的燃煤電廠會(huì)提升綜合單位成本，高碳燃煤電廠提升多，低碳提升少，故碳交易機(jī)制可引導(dǎo)低碳燃煤機(jī)組多發(fā)。

電轉(zhuǎn)氣設(shè)備可用于消納棄風(fēng)，但文獻(xiàn)［13］指出應(yīng)適當(dāng)考慮其產(chǎn)出經(jīng)濟(jì)性問(wèn)題，制定更加靈活的調(diào)度方式可使系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性得到提高，即在適當(dāng)?shù)氖袌?chǎng)條件下，通過(guò)將火電輸入電轉(zhuǎn)氣設(shè)備可以獲取收益，而當(dāng)火電成本超過(guò)收益時(shí)則不會(huì)將火電輸入電轉(zhuǎn)氣設(shè)備。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型考慮一天24 h的經(jīng)濟(jì)調(diào)度問(wèn)題，以碳交易成本Fp、燃煤機(jī)組成本Ch、外購(gòu)天然氣成本Cr與電轉(zhuǎn)氣設(shè)備所獲得的收益IP2G之差最小為目標(biāo)函數(shù)：

其中，F(xiàn) 為系統(tǒng)運(yùn)行總成本；ρgas為天然氣價(jià)格；qg為天然氣熱值，取36 MJ／m3；QRZ為單位電能所能轉(zhuǎn)化的熱能，取3 600 MJ／（MW·h）；Phe，i，t為在t時(shí)段上網(wǎng)的燃煤機(jī)組i 輸出功率；ai、bi、ci為燃煤機(jī)組成本系數(shù)；Prg，i，t為在t時(shí)段燃?xì)忮仩ti輸出的熱功率；Pre，i，t為在t 時(shí)段上網(wǎng)的燃?xì)廨啓C(jī)i 輸出的電功率；ηrg為燃?xì)忮仩t的效率，取0.8；ηrq為燃?xì)廨啓C(jī)的電效率，取0.35，同時(shí)其熱效率也為0.35；nrg為燃?xì)忮仩t總數(shù)，nrq為燃?xì)廨啓C(jī)總數(shù)，nrg+nrq=nr；ρH2為氫氣價(jià)格；YH2為氫氣產(chǎn)生量；YCH4為天然氣產(chǎn)生量。

2.2 約束條件

2.2.1 負(fù)荷平衡約束

電負(fù)荷和熱負(fù)荷滿足以下約束：

其中，Pel，t為在t 時(shí)段的電負(fù)荷；Pwe，t為在t 時(shí)段可利用的風(fēng)電功率；Pp2g，t為在t時(shí)段電轉(zhuǎn)氣設(shè)備消耗的功率；Prl，t為在t 時(shí)段的熱負(fù)荷；Prh，i，t為在t 時(shí)段燃?xì)廨啓C(jī)i輸出的熱功率；Ploss，t為在t時(shí)段的熱網(wǎng)損耗。

2.2.2 元件約束

本文涉及電轉(zhuǎn)氣設(shè)備、燃煤機(jī)組、燃?xì)廨啓C(jī)、燃?xì)忮仩t、風(fēng)電機(jī)組、儲(chǔ)氣罐等多種元件，其約束為常規(guī)約束，此處不再贅述，詳見(jiàn)附錄B。

2.2.3 直流潮流約束

本文采用的電力網(wǎng)絡(luò)約束為直流潮流約束，包括傳輸線功率約束、電壓相角約束，不考慮電壓幅值約束：

其中，fij，t為節(jié)點(diǎn)i和節(jié)點(diǎn)j 間在t時(shí)段的傳輸功率；xij為節(jié)點(diǎn)i和節(jié)點(diǎn)j 間的電抗；θi，t、θj，t分別為節(jié)點(diǎn)i和節(jié)點(diǎn)j 在t 時(shí)段的電壓相角；fmaxij為傳輸線功率最大限值（容量）；θimax為節(jié)點(diǎn)i 電壓相角的最大限值；θref為平衡節(jié)點(diǎn)電壓相角。

2.2.4 天然氣網(wǎng)約束

本文模型參考文獻(xiàn)［16］，主要考慮天然氣流量平衡約束、管存約束、氣網(wǎng)管道約束、節(jié)點(diǎn)氣壓約束、氣源約束，具體如下：

其中，QYi，t為節(jié)點(diǎn)i 的氣源在t 時(shí)段的產(chǎn)氣量；QHi，t為節(jié)點(diǎn)i 的氣負(fù)荷在t 時(shí)段的耗氣量；QP2Gi，t為節(jié)點(diǎn)i 的電轉(zhuǎn)氣設(shè)備在t 時(shí)段的產(chǎn)氣量；ECi，t為節(jié)點(diǎn)i 的儲(chǔ)氣罐在t時(shí)段的進(jìn)氣量；EDi，t為節(jié)點(diǎn)i的儲(chǔ)氣罐在t時(shí)段的放氣量；N（i）為與節(jié)點(diǎn)i相連的所有天然氣節(jié)點(diǎn)集合；Lij，t為管道ij 在t 時(shí)段的氣流量；Lpij，t為 管 道ij 在t時(shí)段氣流量的平均值；Cij，t為管道ij 在t 時(shí)段的管存量；lgas，ij為天然氣網(wǎng)管道ij 長(zhǎng)度；Kij、Sij為和管道長(zhǎng)度等相關(guān)的固定參數(shù)；pi，t、pj，t分別為節(jié)點(diǎn)i 和節(jié)點(diǎn)j 在t時(shí)段的氣壓；Lijmin和Lijmax分別為管道ij的最小、最大氣流量；pimin和pimax分別為節(jié)點(diǎn)i的最小、最大氣壓；QYimin和QYimax分別為節(jié)點(diǎn)i的氣源產(chǎn)氣量最小、最大值。

考慮氣網(wǎng)約束的非凸問(wèn)題，參考文獻(xiàn)［17］的連續(xù)錐算法進(jìn)行求解，具體步驟不再贅述。

2.2.5 熱網(wǎng)約束

熱網(wǎng)主要分為供水管網(wǎng)和回水管網(wǎng)，熱網(wǎng)約束包括溫度約束、水流結(jié)合溫變約束、熱源功率換算約束、熱荷功率換算約束，具體如下：

其中，Tsout為供水管網(wǎng)水流通過(guò)管道ij 的溫度；Trout為回水管網(wǎng)水流通過(guò)管道ij的溫度；Ts為供水管網(wǎng)水流流入管道ij的溫度；Tr為回水管網(wǎng)水流流入管道ij的溫度；Ta為環(huán)境溫度；U 為傳熱系數(shù)；lre，ij為熱網(wǎng)管道ij 的長(zhǎng)度；Cp為水的比熱容；Mij為通過(guò)管道ij的流量；k為節(jié)點(diǎn)處的輸出管道總數(shù)；k1為節(jié)點(diǎn)處的輸入管道總數(shù)；MOUT，n為節(jié)點(diǎn)處第n 條輸出管道的水流量；MIN，n1為節(jié)點(diǎn)處第n1條輸入管道的水流量；TNODEOUT為節(jié)點(diǎn)處輸出管道水流量的溫度；TNODEIN，n1為節(jié)點(diǎn)處第n1條輸入管道水流量的溫度；HRY為供熱機(jī)組的輸出熱功率；HFH為負(fù)荷熱功率；MRY為通過(guò)供熱機(jī)組的水流量；MFH為通過(guò)負(fù)荷的水流量；TS為通過(guò)供熱機(jī)組的供水溫度；TR為通過(guò)供熱機(jī)組的回水溫度；TSF為通過(guò)熱負(fù)荷的供水溫度；TRF為通過(guò)熱負(fù)荷的回水溫度。

考慮熱網(wǎng)約束的非線性問(wèn)題，參考文獻(xiàn)［18］的質(zhì)調(diào)節(jié)方法進(jìn)行線性化求解，具體步驟不再贅述。

2.3 模型求解

模型的求解流程圖如附錄C 圖C1 所示。通過(guò)選取不同的碳交易機(jī)制，在滿足基本約束的情況下，根據(jù)不同時(shí)段機(jī)組綜合單位變出力成本和電轉(zhuǎn)氣收益的比較，確定各時(shí)段機(jī)組變出力大小使綜合經(jīng)濟(jì)最優(yōu)。

3 算例分析

3.1 算例簡(jiǎn)介

本文采用改進(jìn)的IEEE 30 節(jié)點(diǎn)電網(wǎng)、6 節(jié)點(diǎn)熱網(wǎng)、7 節(jié)點(diǎn)氣網(wǎng)進(jìn)行算例分析，熱網(wǎng)、氣網(wǎng)數(shù)據(jù)分別見(jiàn)附錄D表D1和表D2。系統(tǒng)拓?fù)鋱D如圖4所示。

圖4 系統(tǒng)拓?fù)鋱DFig.4 System topology diagram

圖4 中，G1、G3—G5 為常規(guī)燃煤機(jī)組，碳排放配額系數(shù)取0.7 t／（MW·h）［10］，機(jī)組參數(shù)如附錄D表D3 所示。G2 為燃?xì)廨啓C(jī)，其輸出電功率上限為80 MW，下限為10 MW。燃?xì)忮仩t的輸出熱功率上限為80 MW，下限為10 MW。燃?xì)鈾C(jī)組成本和天然氣的售價(jià)有關(guān)，本文取3 元／m3［19］，其碳排量強(qiáng)度取0.065 t／GJ，配額系數(shù)為0.102 t／GJ［14］。碳交易價(jià)格設(shè)定為100 元／t［14］。在節(jié)點(diǎn)11 處，將原燃煤機(jī)組替換為200 MW 風(fēng)電場(chǎng)和150 MW 電轉(zhuǎn)氣設(shè)備的組合。電制氫效率設(shè)為0.7［20］，綜合電制天然氣效率為0.6［5］。氫氣市場(chǎng)售價(jià)為53 元／kg，考慮其運(yùn)輸儲(chǔ)存成本，廠端售價(jià)定為40元／kg［13］。

本文通過(guò)CPLEX 軟件進(jìn)行優(yōu)化求解，系統(tǒng)以24 h 為周期、1 h 為步長(zhǎng)進(jìn)行仿真。對(duì)不同碳交易機(jī)制下，同一系統(tǒng)的情況進(jìn)行分析，分為以下3 種場(chǎng)景：場(chǎng)景1，在階梯式碳交易情況下，以不考慮碳交易成本僅考慮運(yùn)行成本為目標(biāo)函數(shù)；場(chǎng)景2，考慮傳統(tǒng)碳交易機(jī)制；場(chǎng)景3，考慮階梯式碳交易機(jī)制。

3.2 低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度結(jié)果分析

本文根據(jù)上述3 種場(chǎng)景，得到系統(tǒng)運(yùn)行情況如表1所示。

表1 系統(tǒng)運(yùn)行情況Table 1 System operation situation

從表1 中可知，場(chǎng)景3 下的碳排量相比于場(chǎng)景1減少了1 299.9 t，即減少了19.49%，而場(chǎng)景2 下的碳排量相比于場(chǎng)景1 僅減少了251.2 t，即減少了3.77%。在綜合運(yùn)行成本方面，場(chǎng)景2 相比于場(chǎng)景1成本下降了26 235 元，即下降了1.37%，場(chǎng)景3 雖然比場(chǎng)景2 成本高了9 986 元，但相比于場(chǎng)景1 下降了16 249 元，即下降了0.85%。綜合來(lái)看，場(chǎng)景3 相比于場(chǎng)景2 綜合運(yùn)行成本雖高了0.52%，但碳排量減少了15.72%，證明了階梯式碳交易在低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度方面的有效性。

圖5 為3 種場(chǎng)景下電負(fù)荷機(jī)組運(yùn)行情況。從圖5 可知，在05:00 之前，3 種場(chǎng)景下燃煤機(jī)組和電轉(zhuǎn)氣設(shè)備出力無(wú)差別，因?yàn)榇藭r(shí)風(fēng)電較大，燃?xì)廨啓C(jī)受以熱定電影響，出力較高，而負(fù)荷較低，燃煤機(jī)組在較低出力下，綜合單位變出力成本低于電轉(zhuǎn)氣設(shè)備收益，可以使電轉(zhuǎn)氣維持額定出力。在05:00—08:00時(shí)段，燃煤機(jī)組出力在場(chǎng)景1、2 中開(kāi)始升高，在場(chǎng)景3 中電轉(zhuǎn)氣設(shè)備出力卻降低，這是因?yàn)榭紤]階梯式碳交易后的燃煤機(jī)組綜合單位變出力成本高于電轉(zhuǎn)氣收益，抑制燃煤機(jī)組輸出功率的上漲。在08:00—11:00 時(shí)段，場(chǎng)景1、2 中的燃煤機(jī)組綜合單位變出力成本都低于電轉(zhuǎn)氣收益，因此電轉(zhuǎn)氣設(shè)備都維持額定出力。場(chǎng)景3 考慮到傳輸線容量使風(fēng)電只有65 MW 可上網(wǎng)，因此燃煤機(jī)組輸出功率需上漲補(bǔ)足負(fù)荷需求，此時(shí)燃煤機(jī)組不會(huì)對(duì)電轉(zhuǎn)氣供電，相對(duì)于場(chǎng)景1、2 碳排量得到減小。在11:00—19:00時(shí)段的負(fù)荷高峰期，場(chǎng)景1 中燃煤機(jī)組皆為滿足電轉(zhuǎn)氣需求而增加出力；場(chǎng)景2 因考慮傳統(tǒng)碳交易使成本最高機(jī)組不能對(duì)電轉(zhuǎn)氣設(shè)備供電；場(chǎng)景3 與08:00—11:00 時(shí)段一致，只能上網(wǎng)65 MW 風(fēng)電。在19:00—24:00 時(shí)段，場(chǎng)景1、2 中電轉(zhuǎn)氣設(shè)備維持額定出力，燃煤機(jī)組輸出功率隨負(fù)荷下降而下降；場(chǎng)景3 中負(fù)荷下降但燃煤機(jī)組輸出功率基本不變，這是因?yàn)榇藭r(shí)燃煤機(jī)組綜合單位變出力成本低于電轉(zhuǎn)氣收益，使電轉(zhuǎn)氣功率提高。

圖5 不同碳交易機(jī)制下各機(jī)組運(yùn)行情況Fig.5 Operation situation of units under different carbon trading mechanisms

圖6 為3 種場(chǎng)景下熱負(fù)荷機(jī)組運(yùn)行情況，圖7 為3種場(chǎng)景下全天各類機(jī)組上網(wǎng)總電量對(duì)比圖。

從圖6、7 可知，碳交易對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)和燃?xì)忮仩t的出力無(wú)影響。一是因?yàn)槿細(xì)忮仩t效率高于燃?xì)廨啓C(jī)，因此熱負(fù)荷主要由燃?xì)忮仩t供給，燃?xì)廨啓C(jī)補(bǔ)足，致使以熱定電現(xiàn)象的發(fā)生；二是由于碳交易價(jià)格不足，使燃?xì)廨啓C(jī)變出力產(chǎn)生的成本減少量不可能抑制燃煤機(jī)組和燃?xì)忮仩t變化的成本增加量。

圖6 3種場(chǎng)景下熱負(fù)荷機(jī)組出力情況Fig.6 Heat load unit output in three scenarios

圖7 3種場(chǎng)景下各類機(jī)組上網(wǎng)電量情況Fig.7 On-grid electric quantity of various types of units in three scenarios

從圖7 可知，在一天的調(diào)度周期內(nèi)，場(chǎng)景1 中燃煤機(jī)組上網(wǎng)電量最高而風(fēng)電上網(wǎng)電量（風(fēng)電經(jīng)傳輸線送入電網(wǎng)的電量）最低，而場(chǎng)景3 中燃煤機(jī)組上網(wǎng)電量最低而風(fēng)電上網(wǎng)電量最高，證明采用階梯式碳交易有利于抑制高碳機(jī)組出力，提高清潔機(jī)組的競(jìng)爭(zhēng)力，減少系統(tǒng)碳排放。

3.3 碳交易價(jià)格影響分析

隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展，未來(lái)為了阻止環(huán)境惡化，碳交易價(jià)格會(huì)發(fā)生改變。碳交易價(jià)格的變化會(huì)對(duì)系統(tǒng)各機(jī)組出力產(chǎn)生影響，圖8 為隨著碳交易價(jià)格的變化，系統(tǒng)碳排量和系統(tǒng)總成本的變化曲線。

圖8 碳交易價(jià)格對(duì)系統(tǒng)的影響Fig.8 Impact of carbon trading price on system

由圖8（a）可知，隨著碳交易價(jià)格的提高，場(chǎng)景2和場(chǎng)景3的碳排量都在下降，而場(chǎng)景3的碳排量低于場(chǎng)景2。原因如下：碳交易價(jià)格小于400 元／t 時(shí)主要是通過(guò)抑制提供電轉(zhuǎn)氣的燃煤機(jī)組出力從而使碳排量減少；大于400 元／t 時(shí)，通過(guò)提高燃?xì)廨啓C(jī)出力對(duì)燃煤機(jī)組進(jìn)行壓制，使碳排量得到降低。對(duì)于場(chǎng)景2，碳交易價(jià)格大于550 元／t 時(shí)才能對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)生影響，說(shuō)明考慮階梯式碳交易更有利于清潔機(jī)組的上網(wǎng)。

由圖8（b）可知，碳交易價(jià)格大于400 元／t 時(shí)，場(chǎng)景2 和場(chǎng)景3 的成本變化曲線逐漸靠近。原因在于場(chǎng)景3 通過(guò)改變?nèi)細(xì)廨啓C(jī)出力抑制燃煤機(jī)組出力，使碳排量逐漸低于過(guò)量碳排量，造成階梯式碳交易成本逐漸接近傳統(tǒng)碳交易成本，但因燃?xì)廨啓C(jī)容量較燃煤機(jī)組容量小，其系統(tǒng)碳排量不可能小于總體配額，因此隨碳交易價(jià)格的提高，總成本一直處于上升趨勢(shì)。

3.4 風(fēng)電上網(wǎng)傳輸線容量影響分析

隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展，電網(wǎng)向越來(lái)越便捷的方向發(fā)展，且在全網(wǎng)集中調(diào)度中為了保證系統(tǒng)總體收益最高，傳輸線容量越大越好，本文分析風(fēng)電上網(wǎng)的傳輸線容量對(duì)系統(tǒng)碳排量和總成本的影響，如附錄E 圖E1所示。由圖E1（a）可知，隨著傳輸線容量的上升，場(chǎng)景1 碳排量上升，場(chǎng)景2 碳排量略微下降，場(chǎng)景3 碳排量大幅下降，最終趨于平穩(wěn)。原因在于場(chǎng)景1 通過(guò)增大燃煤機(jī)組出力用來(lái)供應(yīng)電轉(zhuǎn)氣使系統(tǒng)運(yùn)行成本降低，但會(huì)提高碳排量。場(chǎng)景3 可以通過(guò)提高傳輸線容量使更多的風(fēng)電上網(wǎng)用以壓制燃煤機(jī)組出力，使碳排量減少。由圖E1（b）可知，隨著傳輸線容量的上升，3 種場(chǎng)景下系統(tǒng)總成本都處于下降趨勢(shì)，且場(chǎng)景2 和場(chǎng)景3 間的系統(tǒng)成本差逐漸減少。原因是在場(chǎng)景3 中，傳輸線容量的上升使風(fēng)電上網(wǎng)更多，系統(tǒng)總成本減小。而在場(chǎng)景2 中，較小的傳輸線容量（40 MW）已足夠燃煤機(jī)組供應(yīng)電轉(zhuǎn)氣或風(fēng)電供應(yīng)負(fù)荷，因此其系統(tǒng)成本在傳輸線容量大于40 MW 時(shí)不會(huì)發(fā)生變化。

4 結(jié)論

本文針對(duì)源側(cè)集中調(diào)度模式中的綜合能源系統(tǒng)引入階梯式碳交易機(jī)制，建立電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型。分析了不考慮碳交易機(jī)制、考慮傳統(tǒng)碳交易機(jī)制、考慮階梯式碳交易機(jī)制下系統(tǒng)碳排量和系統(tǒng)總成本的情況，得出以下結(jié)論。

（1）雖然考慮階梯式碳交易的系統(tǒng)總成本相對(duì)于考慮傳統(tǒng)碳交易增加了0.52%，但碳排量減少了15.72%，證明了階梯式碳交易的有效性。

（2）考慮了碳交易價(jià)格對(duì)系統(tǒng)碳排量和總成本的影響。證明采用階梯式碳交易更有利于清潔機(jī)組的上網(wǎng)，對(duì)碳排量有更為嚴(yán)格的控制，且隨著碳交易價(jià)格的提升，階梯式碳交易和傳統(tǒng)碳交易的系統(tǒng)成本差逐漸減小。

（3）考慮了風(fēng)電上網(wǎng)傳輸線容量對(duì)系統(tǒng)碳排量和成本的影響。隨著傳輸線容量提高，考慮階梯式碳交易的系統(tǒng)碳排量逐漸下降，而考慮傳統(tǒng)碳交易的幾乎不變，且2 種場(chǎng)景下系統(tǒng)成本差逐漸減少，證明采用階梯式碳交易機(jī)制對(duì)綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度的合理性。

附錄見(jiàn)本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.epae.cn）。