計及碳配額的混合儲能綜合微能源網(wǎng)優(yōu)化運行研究

邱純， 應展烽， 馮奕， 顏建虎

(1. 南京理工大學能源與動力工程學院，江蘇 南京 210094；2. 南京工程學院經(jīng)濟與管理學院，江蘇 南京 211167；3. 南京理工大學自動化學院，江蘇 南京 210094)

0 引言

現(xiàn)階段由于碳排放引起的全球氣候變化問題已受到各國政府重視[1—2]。2019年全球能源碳排放量達歷史高位，亟待積極采取措施實現(xiàn)“碳中和”[3—6]。目前，全球有30個國家或地區(qū)通過正式渠道明確提出“碳中和”目標，歐盟和日本已發(fā)布碳排放路線，其他國家則在進一步制定路線中[7—11]。隨著雙碳政策的提出，我國碳排放交易市場也已啟動，研究碳排放配額對我國綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)的影響具有重要意義[12—17]。

國內(nèi)外學者針對能源網(wǎng)中的碳排放問題開展了廣泛研究。針對微電網(wǎng)中能源調(diào)度的經(jīng)濟效益、充電效率優(yōu)化以及碳排放問題，文獻[18]將強化學習運用到微電網(wǎng)調(diào)度中，使其在不斷迭代的過程中得到最優(yōu)策略，實現(xiàn)經(jīng)濟效益最大化收斂和碳排放量最小化收斂。文獻[19]提出一種同時考慮碳價以及風電出力不確定性的經(jīng)濟排放調(diào)度模型，在經(jīng)濟和環(huán)境兩方面考慮了消除風電不確定性的不利因素。文獻[20]以發(fā)電成本和碳排放量最小為優(yōu)化目標建立了多目標的含低負荷場景的低碳多源協(xié)調(diào)調(diào)度模型，可降低系統(tǒng)碳排放量。文獻[21]從促進能源綜合利用效率與可再生能源消納兩方面出發(fā)，提出了多能源系統(tǒng)的規(guī)劃與運行，并設計了面向低碳的能源市場機制。文獻[22]提出了一種基于可再生能源配額制的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，可保證系統(tǒng)經(jīng)濟性，減少系統(tǒng)碳排放。然而，現(xiàn)有模型大多僅對微電網(wǎng)進行碳排放成本分析，對綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)考慮碳排放成本的最優(yōu)運行，特別是引入碳排放免費配額后的綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)優(yōu)化運行策略研究較少。

文中考慮環(huán)境效益，結(jié)合碳排放交易政策，構建了含混和儲能裝置的綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)，并建立了考慮碳排放配額的最優(yōu)經(jīng)濟運行模型，結(jié)合某地區(qū)數(shù)據(jù)對模型進行求解，并對所制定的考慮碳排放免費配額的綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)運行優(yōu)化策略進行了驗證，為當?shù)亟?jīng)濟投資與進一步開展綜合微能源網(wǎng)能源結(jié)構研究提供了理論基礎。

1 綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構與建模

1.1 模型架構

文中所建立的綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)涵蓋了多種供能與能量轉(zhuǎn)換設備，包括光伏(photovoltaic,PV)、風力發(fā)電機(wind turbine,WT)、內(nèi)燃機、余熱回收裝置、熱交換器、燃氣鍋爐、電制冷機、補燃型吸收式制冷機，并加入了蓄電池、蓄熱槽及蓄冷空調(diào)等混合儲能裝置。此外，該系統(tǒng)與大電網(wǎng)聯(lián)接，當系統(tǒng)本身電能短缺時，采用分時電價向大電網(wǎng)購電。所構建的含混合儲能裝置的綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)模型架構如圖1所示。

圖1 混合儲能綜合微能源網(wǎng)架構

1.2 模型原理

1.2.1 PV

PV作為微能源網(wǎng)的重要組成部分，出力受太陽輻射強度和溫度的影響，其數(shù)學模型為[23—24]：

(1)

式中：Ppv,t為PV出力, 下標t表示處于t時段,下文不再贅述；γT為PV板轉(zhuǎn)換效率的溫度參數(shù)；Tair為環(huán)境溫度；Tn為正常工作溫度；Tref為參考溫度；ηref為參考效率；Npv為PV面板數(shù)量；Apv為單個PV面板面積；R為太陽輻射強度。

1.2.2 WT

在WT中配置相應的環(huán)境預報裝置，提供日前風速預測值和實時風速預測值。風電作為微能源網(wǎng)中一個出力可預測的電源，其主要影響因素為風速[25]。分布式風電出力的數(shù)學模型為：

(2)

(3)

k2=-k1vci

(4)

式中：Pwt,t為WT的輸出功率；Pwtr為WT的額定功率；v為風速；vci，vco，vr分別為切入、切出和額定風速；k1，k2為切入功率系數(shù)。

1.2.3 內(nèi)燃機

內(nèi)燃機內(nèi)部產(chǎn)生電能，并將高溫氣體進行二次利用。內(nèi)燃機發(fā)電效率與發(fā)電功率的擬合函數(shù)[26]為：

Pce,t=ftFg,t

(5)

(6)

ηe=-0.07ft2+0.19ft+0.26

(7)

式中：Pce,t為內(nèi)燃機的實際發(fā)電功率；Ece為內(nèi)燃機的額定發(fā)電功率；ft為內(nèi)燃機的部分負荷率；ηe為發(fā)電效率；Fg,t為內(nèi)燃機消耗的燃氣熱值。

內(nèi)燃機包含余熱回收裝置，可將其做功后排出的熱量回收進行二次利用，實現(xiàn)能量梯級利用。內(nèi)燃機余熱回收的數(shù)學模型為：

QRe=ηRe(1-ft)Fg,t

(8)

式中：QRe為內(nèi)燃機回收的余熱值；ηRe為內(nèi)燃機的熱回收效率，參考熱交換器的平均換熱效率，文中取0.8。余熱回收裝置所回收的余熱一部分用于熱交換器制熱，一部分用于補燃型吸收式制冷機制冷。

1.2.4 熱交換器

熱交換器回收內(nèi)燃機發(fā)電的余熱進行制熱，滿足用戶的一部分熱需求。其數(shù)學模型為：

Hhe,t=Qhre,tηhe

(9)

式中：Hhe,t為熱交換器的制熱功率；Qhre,t為熱交換器所利用的余熱值；ηhe為熱交換器的制熱效率。

1.2.5 燃氣鍋爐

燃氣鍋爐消耗天然氣進行產(chǎn)熱，以滿足用戶需求。燃氣鍋爐的燃氣耗量與產(chǎn)熱功率和鍋爐效率有關，其數(shù)學模型為：

Qgb,t=Fgb,tηgb

(10)

式中：Fgb,t為天然氣的耗量；Qgb,t為燃氣鍋爐產(chǎn)生的熱功率；ηgb為燃氣鍋爐的轉(zhuǎn)換效率。

1.2.6 電制冷機

電制冷機將電能轉(zhuǎn)換成冷能來滿足冷負荷需求。電制冷機的制冷循環(huán)為：壓縮-液化-吸熱-蒸發(fā)，其數(shù)學模型如式(11)所示[27—28]。

Cel,t=Pel,tγec

(11)

式中：Cel,t為電制冷機輸出的冷功率；Pel,t為電制冷機消耗的電功率；γec為電制冷機的制冷性能系數(shù)。

1.2.7 補燃型吸收式制冷機

為了充分利用內(nèi)燃機產(chǎn)生的余熱(包括高溫煙氣和缸套冷卻水)，文中選用補燃型吸收式制冷機，利用天然氣補燃以滿足制冷機做功需求，其數(shù)學模型為：

(12)

式中：βc,t為制冷機的負荷率；γc,t為制冷機的性能系數(shù)；Cac,t為制冷機的實際制冷功率；CNC為制冷機的額定制冷功率；γrc為制冷機的額定制冷性能系數(shù)；Qac為制冷機補燃產(chǎn)生的功率；Qrac為進入制冷機的余熱值；Qah,t為進入制冷機的總熱值。

1.2.8 儲能裝置

儲能裝置主要包含蓄電池、蓄熱槽及蓄冷空調(diào)。對于蓄電池而言，主要考慮充電、放電功率，其荷電狀態(tài)(state of charge,SOC)數(shù)學模型為：

(13)

式中：δi為蓄電池的自放電率；Pic,t，Pid,t分別為蓄電池在t時段的充電、放電功率；ηic，ηid分別為蓄電池的充電、放電效率；Sis為蓄電池的容量。

使用蓄熱、蓄冷裝置，其目的是使其在系統(tǒng)熱負荷、冷負荷較低的情況下進行蓄能，在系統(tǒng)熱負荷、冷負荷較高或合適時放熱、放冷，起到削峰填谷的作用。儲能狀態(tài)值SSOH，SSOI表達式分別為：

(14)

(15)

式中：Phc,t，Phd,t分別為t時段蓄熱槽的蓄熱、放熱功率；Pcc,t，Pcd,t分別為t時段蓄冷空調(diào)的蓄冷、放冷功率；ηhc，ηhd分別為蓄熱、放熱效率；ηcc，ηcd分別為蓄冷、放冷效率；Shs，Scs分別為蓄熱、蓄冷裝置的額定容量；δh，δc分別為裝置的蓄熱、蓄冷損失率。

2 綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)日前運行優(yōu)化

2.1 優(yōu)化目標函數(shù)

為了兼顧系統(tǒng)碳排放和經(jīng)濟性，該綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化模型考慮了碳排放免費配額，以系統(tǒng)運行成本最小為優(yōu)化目標。系統(tǒng)運行成本C包括電網(wǎng)購電成本Cbe，內(nèi)燃機、燃氣鍋爐和補燃型吸收式制冷機運行消耗的燃氣成本Cfu，所有設備的日運行維護成本Com，系統(tǒng)碳排放成本Cenv。文中根據(jù)《2019年發(fā)電行業(yè)重點排放單位二氧化碳排放配額分配實施方案(試算版)》，在系統(tǒng)碳排放成本中引入碳排放配額進行建模。采用基準法核算機組配額總量為：

A=BeQeFde+BhQh

(16)

式中：A為機組配額總量；Be為供電基準值；Qe為實際供電量；Fde為修正系數(shù)；Bh為供熱基準值；Qh為實際供熱量，各類機組的CO2排放配額(A)皆由供電配額(Ae)和供熱配額(Ah)兩部分構成。

各成本數(shù)學模型描述如下：

(17)

式中：ce,t為t時段的電價；cfu,t為t時段的天然氣價格；QFgas,t為t時段系統(tǒng)消耗的總?cè)細鉄嶂担籖pv，Rwt，Rce，Rhe，Rgb，Rl，Rac，Ris，Rhs，Rcs分別為PV、WT、內(nèi)燃機、熱交換器、燃氣鍋爐、電制冷機、補燃型吸收式制冷機、蓄電池、蓄熱槽和蓄冷空調(diào)的運行維護系數(shù)；Pgr,t為向電網(wǎng)購電量；α為碳排放價格，取0.22元/kg；βgr為電網(wǎng)購電碳排放轉(zhuǎn)換系數(shù)；βgas為天然氣碳排放轉(zhuǎn)換系數(shù)；Qgas,t為t時段系統(tǒng)消耗天然氣量；Cenv為考慮碳排放免費配額前的環(huán)境成本；C′env為考慮碳排放免費配額后的環(huán)境成本。碳排放免費配額政策帶來的收益分為2種情況：(1) 碳排放免費配額小于系統(tǒng)碳排放總量，此時只需要考慮碳排放免費配額對成本帶來的收益；(2) 碳排放免費配額大于系統(tǒng)碳排放總量，此時可進行碳交易，將碳排放免費配額多余部分進行售賣，此時成本須同時考慮碳排放免費配額對環(huán)境成本方面的收益及售賣配額所帶來的收益。當碳排放免費配額小于碳排放總量時，cbs為碳排放價格，取0.22元/kg；當配額大于碳排放總量時，該系統(tǒng)碳排放成本為負，即為收益，此時cbs為碳交易市場售賣價格，取-0.49元/kg。

2.2 優(yōu)化約束條件

式(18)—式(35)為綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)的約束。

Pgrmin≤Pgr,t≤Pgrmax

(18)

Pcemin≤Pce,t≤Pcemax

(19)

Hhemin≤Hhe,t≤Hhemax

(20)

Qgbmin≤Qgb,t≤Qgbmax

(21)

Celmin≤Cel,t≤Celmax

(22)

Cacmin≤Cac,t≤Cacmax

(23)

Picmin≤Pic,t≤Picmax

(24)

Pidmin≤Pid,t≤Pidmax

(25)

Phcmin≤Phc,t≤Phcmax

(26)

Phdmin≤Phd,t≤Phdmax

(27)

Pccmin≤Pcc,t≤Pccmax

(28)

Pcdmin≤Pcd,t≤Pcdmax

(29)

SSOCmin≤SSOC,t≤SSOCmax

(30)

SSOHmin≤SSOH,t≤SSOHmax

(31)

SSOImin≤SSOI,t≤SSOImax

(32)

Pgr,t+Ppv,t+Pwt,t+Pce,t+Pid,t=Peload,t+Pel,t+Pic,t

(33)

Qgb,t+Hhe,t+Phd,t=Hhload,t+Phc,t

(34)

Cac,t+Cel,t+Pcd,t=Ccload,t

(35)

式中：Peload,t為系統(tǒng)用電負荷；Hhload,t為系統(tǒng)用熱負荷；Ccload,t為系統(tǒng)用冷負荷。式(18)表示從電網(wǎng)購電的功率上、下限約束；式(19)—式(23)分別表示內(nèi)燃機、熱交換器、燃氣鍋爐、電制冷機、補燃型吸收式制冷機各機組的出力上、下限約束；式(24)—式(29)分別表示蓄電池、蓄熱槽和蓄冷空調(diào)的儲、放能功率約束；式(30)—式(32)分別表示蓄電池、蓄熱槽和蓄冷空調(diào)的儲能狀態(tài)值約束；式(33)表示電力平衡約束；式(34)表示熱平衡約束；式(35)表示冷平衡約束。

2.3 優(yōu)化解法

Gurobi是美國Gurobi公司研發(fā)的一種成熟的全局優(yōu)化器，其支持的優(yōu)化模型類型包括：連續(xù)和混合整數(shù)線性問題，凸目標或約束連續(xù)和混合整數(shù)二次問題，非凸目標或約束連續(xù)和混合整數(shù)二次問題，含有對數(shù)、指數(shù)、三角函數(shù)、高階多項式目標或約束以及任何形式的分段約束的非線性問題。文中模型是混合整數(shù)二次型規(guī)劃模型，故采用Gurobi進行優(yōu)化求解。主要包括以下5個步驟：

(1) 創(chuàng)建決策變量。將需要優(yōu)化的決策變量存放于創(chuàng)建的決策變量矩陣中。

(2) 設定目標函數(shù)。指定所需求解的最優(yōu)化問題，當求解的最優(yōu)化問題為最小化問題時，目標函數(shù)為f，當為最大化問題時，目標函數(shù)為-f。

(3) 設置約束條件。創(chuàng)建以constraints指定的約束，當約束條件為多個時，約束條件可進行累加。

(4) 進行參數(shù)配置。在參數(shù)配置中設置求解器及冗余度等參數(shù)，冗余度越大，求解過程越詳細。一般參數(shù)用ops進行指定。

(5) 優(yōu)化求解。設置好前面所有步驟以后可進行模型優(yōu)化求解，求解結(jié)果存儲在result結(jié)構體中。

3 算例分析

3.1 日前優(yōu)化運行模型

模型的求解主要包括5個模塊。模型的輸入包括用戶的負荷數(shù)據(jù)，光照強度和風速等天氣數(shù)據(jù)，電網(wǎng)分時售電價格，天然氣價格以及供能設備的容量與運行參數(shù)，通過Gurobi對模型進行求解，實現(xiàn)綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)的經(jīng)濟運行。該系統(tǒng)日前優(yōu)化運行模型框架如圖2所示。

圖2 日前優(yōu)化運行模型框架

3.2 算例分析

為了驗證文中所提優(yōu)化運行模型的有效性，以我國某地區(qū)的日前運行方案作為研究對象，選取該地區(qū)用戶的電、熱、冷負荷數(shù)據(jù)及天氣數(shù)據(jù)作為算例基礎數(shù)據(jù)進行仿真。為兼顧模型計算精度與復雜度，探究碳排放免費配額對所提系統(tǒng)運行方式與經(jīng)濟性的影響，文中基于負荷的季節(jié)性差異，將全年分為夏季(6月—9月)、冬季(12月、1月—2月)和春秋過渡季(3月—5月、10月—11月)3類典型日場景，持續(xù)時間分別為122 d，90 d，153 d，對該系統(tǒng)進行全年優(yōu)化計算。該區(qū)域3類典型日負荷如圖3所示，根據(jù)當?shù)靥鞖鈹?shù)據(jù)對可再生能源出力進行仿真，得到典型日PV與風電出力數(shù)據(jù)，見圖4。

圖3 綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)典型日負荷

圖4 典型日可再生能源出力

該綜合能源系統(tǒng)中所有能源轉(zhuǎn)換設備參數(shù)見表1，儲能設備參數(shù)見表2。各典型日負荷情況見表3。電網(wǎng)購電采用分時電價，分平段(07:00—10:00，15:00—18:00，21:00—23:00)、峰段(10:00—15:00，18:00—21:00)、谷段(23:00—次日07:00)3個時段，其電價依次分別為0.84 元/(kW·h)，1.38 元/(kW·h)，0.28 元/(kW·h)。其中，峰段中時間段11:00—13:00，20:00—21:00的電價為1.5 元/(kW·h)。微能源網(wǎng)的谷段電價較電網(wǎng)電價稍低，峰段電價較電網(wǎng)電價稍高，平段電價與電網(wǎng)相同[26]。天然氣價格為2.3 元/m3。文中通過調(diào)用Gurobi求解器進行優(yōu)化求解，考慮碳排放免費配額后的系統(tǒng)優(yōu)化運行結(jié)果見圖5—圖7，經(jīng)濟優(yōu)化結(jié)果見表4。

表1 能源轉(zhuǎn)換設備模型參數(shù)

表2 儲能設備模型參數(shù)

表3 典型日負荷情況

表4 優(yōu)化結(jié)果對比

圖5 有配額夏季優(yōu)化運行結(jié)果

圖6 有配額冬季優(yōu)化運行結(jié)果

圖7 有配額過渡季優(yōu)化運行結(jié)果

分析綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)在該場景中的日前優(yōu)化運行結(jié)果可知：

(1) 該綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)對分時電價的敏感度較高，可通過比較不同時段的購電價格與燃氣價格靈活調(diào)整購電量，使系統(tǒng)運行更加經(jīng)濟。凌晨為電價谷段，此時段用電、用冷量小，系統(tǒng)更傾向于向電網(wǎng)購電并進行蓄能，并在用電、用冷高峰進行放能；電價峰段即用能高峰期，系統(tǒng)衡量電負荷與熱負荷比例，進行電熱交互，通過內(nèi)燃機發(fā)電、補燃型吸收式制冷機制冷，降低購電比例或不購電，減少購電費用；電價平段則通過比較電價與燃氣的價格，以更經(jīng)濟的方式進行電能與冷能的產(chǎn)出。

(2) 有碳排放免費配額時，該綜合能源系統(tǒng)在比較不同時段的購電價格與燃氣價格的基礎上，綜合考慮燃氣機組發(fā)電時的經(jīng)濟效益。利用燃氣進行發(fā)電可增加系統(tǒng)碳免費配額，除高峰期不購電外，當電價不高于燃氣價格時，若向電網(wǎng)購電比購買

燃氣進行發(fā)電更經(jīng)濟，則系統(tǒng)選擇購電，反之，系統(tǒng)通過購買燃氣進行發(fā)電，通過比較2種運行方式制定優(yōu)化運行策略。從運行結(jié)果可看出，電價谷段的電網(wǎng)購電量有所降低，內(nèi)燃機發(fā)電增多，余熱產(chǎn)生更多，熱交換器制熱、補燃型吸收式制冷機制冷量增多，一定程度上減少不具配額的燃氣鍋爐制熱與電制冷機制冷，進而減少系統(tǒng)燃料成本和碳排放成本，系統(tǒng)選擇更具經(jīng)濟性的方式進行能源的購入和產(chǎn)出。

(3) 混合儲能設備在電價谷段、可再生能源出力盈余及電、熱、冷負荷需求量低的時段進行能量的儲存，電價峰段與負荷需求大的時段進行放能，起到了削峰填谷的作用，同時促進可再生能源的消納，提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性、安全性和可靠性。

(4) 由表4分析可知，計入碳排放免費配額后，系統(tǒng)年運行成本由177.09萬元降低至172.55萬元，降低了2.6%；碳排放成本由3.63萬元降低至1.09萬元，降低了69.97%，結(jié)果表明系統(tǒng)的經(jīng)濟性與環(huán)保性均得到提高。但文中所建模型僅燃氣發(fā)電機組享有碳排放免費配額，不具備發(fā)電能力的純供熱設施不在實施方案范圍內(nèi)，因此后續(xù)的投資可在該模型的基礎上，引進熱電聯(lián)產(chǎn)機組，提高綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)的經(jīng)濟性與投資回報率。

4 結(jié)語

文中在分布式綜合能源系統(tǒng)的基礎上，加入電、熱、冷負荷儲能設備，結(jié)合碳排放配額分配實施方案，提出一種計及碳排放成本的含混合儲能裝置的綜合微能源網(wǎng)系統(tǒng)的優(yōu)化運行模型，并對所提模型優(yōu)化運行結(jié)果進行求解。算例結(jié)果表明，模型中的混合儲能裝置可在能源價格低時或用能谷期儲存能量，在能源價格高時或用能高峰期釋放能量，調(diào)節(jié)系統(tǒng)出力方式并提高綜合能源網(wǎng)系統(tǒng)的經(jīng)濟性；并且算例結(jié)果能夠反映碳排放成本因素對能源消費結(jié)構的影響，碳排放免費配額可降低綜合能源網(wǎng)系統(tǒng)的運行投資成本，可為進一步探索碳排放及相關交易政策對綜合能源網(wǎng)系統(tǒng)能源結(jié)構的影響以及地區(qū)相關設備的投資提供理論基礎。

本文得到江蘇省高校哲學社會科學研究基金項目(2021SJA0438)，南京工程學院創(chuàng)新基金面上項目Ⅰ(CKJB201908)，南京工程學院產(chǎn)業(yè)經(jīng)濟與創(chuàng)新管理研究院開放基金項目(JGKB202103)資助，謹此致謝！