面向提升綠證需求的跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)低碳調(diào)度策略

張 虹，孟慶堯，馬鴻君，閆 賀，劉 旭

（1. 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（東北電力大學(xué)），吉林省 吉林市 132012；2. 國網(wǎng)南陽供電公司，河南省 南陽市 473000；3. 國網(wǎng)漯河供電公司，河南省 漯河市 462000；4. 國網(wǎng)永康供電公司，浙江省 永康市 321300）

0 引言

秉承低碳、綠色的能源體系發(fā)展理念，中國積極推進(jìn)能源變革轉(zhuǎn)型［1］，推動(dòng)可再生能源大面積并網(wǎng)。但是，不同區(qū)域的負(fù)荷需求水平及可再生能源分布情況存在的巨大差異會(huì)阻礙可再生能源消納［2］，棄風(fēng)、棄光問題凸顯。系統(tǒng)互聯(lián)能夠?qū)崿F(xiàn)資源互補(bǔ)，使其成為解決棄電問題的重要手段［3］。因此，完善跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)運(yùn)行方式對(duì)提高可再生能源消納率，實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行具有重要意義。

近年來，相關(guān)研究通過最優(yōu)潮流［4］、運(yùn)行規(guī)劃［5］和優(yōu)化調(diào)度［6］等方法來協(xié)調(diào)和整合系統(tǒng)內(nèi)部資源，以提升跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)運(yùn)行效率。針對(duì)優(yōu)化調(diào)度方法，文獻(xiàn)［7］構(gòu)建跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)兩階段魯棒動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，通過調(diào)整聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃來應(yīng)對(duì)可再生能源并網(wǎng)帶來的不確定性問題。文獻(xiàn)［8］使用連續(xù)馬爾可夫過程模型描述互聯(lián)電網(wǎng)中風(fēng)電出力和負(fù)荷需求隨機(jī)動(dòng)態(tài)特性。上述研究考慮了可再生能源并網(wǎng)帶來的不確定性對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的影響，但未對(duì)不確定性帶來的風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行量化［9］。在考慮不確定性的基礎(chǔ)上，為促進(jìn)可再生能源跨區(qū)消納，展開了對(duì)聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式［10-11］的研究。文獻(xiàn)［12］提出直流聯(lián)絡(luò)線功率增量模型，并利用多時(shí)間尺度方式滾動(dòng)優(yōu)化直流輸電計(jì)劃，促進(jìn)新能源跨區(qū)消納。文獻(xiàn)［13］考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰趨勢(shì)對(duì)直流聯(lián)絡(luò)線輸電功率的影響，定義不利調(diào)峰率和源荷擾動(dòng)率兩個(gè)指標(biāo)，并對(duì)其進(jìn)行優(yōu)化。上述聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式側(cè)重于促進(jìn)送端可再生能源消納，未考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰能力不足問題，極易出現(xiàn)“反調(diào)峰”現(xiàn)象；或雖計(jì)及了受端電網(wǎng)調(diào)峰影響，但僅針對(duì)受端系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化，尚未考慮互聯(lián)系統(tǒng)整體效益。

現(xiàn)階段，綠證交易機(jī)制［14］和碳交易機(jī)制［15］被認(rèn)為是推動(dòng)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)低碳運(yùn)行的有效手段。文獻(xiàn)［16］綜合考慮綠證交易和熱網(wǎng)對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的影響，提出一種多園區(qū)綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略。文獻(xiàn)［17］將跨鏈交易技術(shù)和綠證交易機(jī)制相結(jié)合，創(chuàng)建含綠證跨鏈交易的綜合能源系統(tǒng)調(diào)度模型，在促進(jìn)能源消納的同時(shí)，提升了交易的透明度。上述研究針對(duì)綠證交易價(jià)格而言，均采用由政府定價(jià)的固定價(jià)格來模擬交易過程，尚未考慮將綠證交易市場(chǎng)化，利用綠證供需關(guān)系對(duì)其進(jìn)行定價(jià)。文獻(xiàn)［18］建立含獎(jiǎng)勵(lì)系數(shù)的獎(jiǎng)懲階梯型碳交易模型，使得各企業(yè)主動(dòng)減排，實(shí)現(xiàn)對(duì)碳排放量的嚴(yán)格控制。然而，基于單一綠證交易機(jī)制或碳交易機(jī)制的優(yōu)化調(diào)度未能充分發(fā)揮系統(tǒng)低碳運(yùn)行能力。為此，文獻(xiàn)［19］提出含碳-綠證聯(lián)合交易機(jī)制的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行模型，促進(jìn)了系統(tǒng)的進(jìn)一步低碳化運(yùn)行。文獻(xiàn)［20］考慮綠證交易市場(chǎng)和碳交易市場(chǎng)的整合影響，基于系統(tǒng)動(dòng)力學(xué)理論和場(chǎng)景設(shè)計(jì)方法建立仿真模型。上述研究為使綠證交易更好地貼合電力市場(chǎng)，選擇以售電企業(yè)作為綠證購買者，但未考慮綠證購買需求這一問題。而以火電機(jī)組作為綠證購買者可以將購買的綠證轉(zhuǎn)換成碳配額以提升綠證購買需求，進(jìn)一步提高可再生能源消納率。

綜上所述，本文基于綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制建立跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)優(yōu)化模型，將火電機(jī)組作為綠證購買者以提升綠證購買需求，并通過綠證供需關(guān)系對(duì)綠證交易價(jià)格定價(jià)。在日前調(diào)度中考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度對(duì)聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃的影響，同時(shí)計(jì)及送端風(fēng)電出力不確定性并量化其帶來的運(yùn)行風(fēng)險(xiǎn)。通過仿真算例驗(yàn)證所提模型的有效性。

1 跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)模型

1.1 送端風(fēng)-光熱-火聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)

在高比例可再生能源的送端環(huán)境下，構(gòu)建風(fēng)-光熱-火聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，如圖1 所示。送端發(fā)電系統(tǒng)除給送端負(fù)荷供電外，其富余的電能經(jīng)直流聯(lián)絡(luò)線傳輸給受端系統(tǒng)。

送端系統(tǒng)以加裝電加熱裝置的光熱電站［21］為核心。光熱電站由集熱環(huán)節(jié)、發(fā)電環(huán)節(jié)和儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)三部分構(gòu)成。集熱環(huán)節(jié)將太陽能轉(zhuǎn)換成熱能，然后利用導(dǎo)熱工質(zhì)進(jìn)行熱能傳輸，其傳輸?shù)臒崮芡ㄟ^發(fā)電環(huán)節(jié)轉(zhuǎn)化成電能，完成光-熱-電的轉(zhuǎn)換。在儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)，導(dǎo)熱工質(zhì)可以進(jìn)行能量的雙向流動(dòng)，其存儲(chǔ)的熱能可隨時(shí)供發(fā)電環(huán)節(jié)使用。

光熱電站出力模型和儲(chǔ)熱模型分別為：

式中：PCSP，t為t時(shí)刻光熱電站的發(fā)電功率；μ為熱-電轉(zhuǎn)換效率；為t時(shí)刻集熱環(huán)節(jié)供給發(fā)電環(huán)節(jié)的熱量；為t時(shí)刻儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)供給發(fā)電環(huán)節(jié)的熱量；為t時(shí)刻儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)的儲(chǔ)熱量；ρ為耗散系數(shù)；Δt為調(diào)度步長；ηch和ηdis分別為儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)的儲(chǔ)熱和放熱效率；為t時(shí)刻集熱環(huán)節(jié)流向儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)的熱量。

光熱電站儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)處加裝的電加熱裝置可以將一部分風(fēng)電能源轉(zhuǎn)換成熱能，儲(chǔ)存到儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)中，其存儲(chǔ)的熱量可表示為：

式中：Teh，t為t時(shí) 刻電加熱裝置的 輸出熱功率；為風(fēng)電在t時(shí)刻提供給電加熱裝置的電量；λeh為能量轉(zhuǎn)換效率。

根據(jù)這一特性，在風(fēng)電大發(fā)時(shí)，電加熱裝置可將部分富余風(fēng)電能源轉(zhuǎn)化成熱能儲(chǔ)存至儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)；而在負(fù)荷高峰期，可將儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)存儲(chǔ)的熱能轉(zhuǎn)化成電能，提高光熱電站的發(fā)電量，在促進(jìn)風(fēng)電消納的同時(shí)完成能量時(shí)移。其能量時(shí)移特性使得風(fēng)-光熱聯(lián)合產(chǎn)生互補(bǔ)效應(yīng)，而火電機(jī)組的加入會(huì)進(jìn)一步增強(qiáng)系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性，保證送電充裕度。

1.2 受端系統(tǒng)及其調(diào)峰裕度建模

受端系統(tǒng)由火電機(jī)組和直流饋入環(huán)節(jié)組成，二者共同作用以滿足受端系統(tǒng)負(fù)荷需求。由于火電機(jī)組爬坡率低且單一時(shí)段下直流饋入功率固定不變，致使受端系統(tǒng)調(diào)峰靈活性不足。因此，有必要讓受端系統(tǒng)保留一定的調(diào)峰裕度。

受端系統(tǒng)最大調(diào)峰容量由受端系統(tǒng)日最大負(fù)荷和受端系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用率決定，如式（4）所示。

直流聯(lián)絡(luò)線與受端火電機(jī)組聯(lián)合填補(bǔ)受端系統(tǒng)調(diào)峰容量。因此，通過受端系統(tǒng)最大調(diào)峰容量可以確定受端火電機(jī)組的最大輸出功率和最小技術(shù)出力功率：

基于受端火電機(jī)組的最大和最小出力，分別得到受端系統(tǒng)正、負(fù)調(diào)峰容量為：

為保證受端系統(tǒng)正常穩(wěn)定運(yùn)行，受端系統(tǒng)需預(yù)留一定的調(diào)峰裕度，以保證受端系統(tǒng)的調(diào)峰容量能夠時(shí)刻滿足其調(diào)峰需求。受端系統(tǒng)的上、下調(diào)峰裕度分別為：

1.3 直流聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式

直流聯(lián)絡(luò)線通過操控站內(nèi)換流器觸發(fā)脈沖及變換換流變分接開關(guān)擋位來靈活控制直流聯(lián)絡(luò)線輸電功率［22］。為充分發(fā)揮直流聯(lián)絡(luò)線靈活控制特性，本文將直流聯(lián)絡(luò)線輸電功率作為可優(yōu)化變量，綜合考慮送受端機(jī)組的運(yùn)行情況進(jìn)行一體化調(diào)度，并以運(yùn)行約束的形式確保輸電計(jì)劃切實(shí)可行。在文獻(xiàn)［23］的基礎(chǔ)上，本文又考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度約束對(duì)直流聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行的影響，進(jìn)一步對(duì)其進(jìn)行優(yōu)化。

2 跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)綠證-碳聯(lián)合交易模型

在綠證-碳聯(lián)合交易模型下，作為綠證購買者的火電機(jī)組可以通過購買綠證來增加機(jī)組碳配額，同時(shí)，綠證交易定價(jià)機(jī)制通過價(jià)格信號(hào)來改變火電機(jī)組的購證行為，二者共同作用提升綠證購買需求。

2.1 跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)綠證交易模型

2.1.1 綠證交易價(jià)格

本文將綠證交易市場(chǎng)化并基于綠證供需關(guān)系對(duì)綠證交易價(jià)格進(jìn)行定價(jià)，綠證供給方為可再生能源機(jī)組（風(fēng)電機(jī)組、光熱電站）；需求方為送受端火電機(jī)組。綠證交易市場(chǎng)具有寡頭競(jìng)爭(zhēng)特性［24］，作為綠證供給方的風(fēng)電機(jī)組和光熱電站不存在價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)，二者通過策略性行為共同操控綠證市場(chǎng)交易價(jià)格，以使自身綠證收益最大。

綠證交易定價(jià)步驟如下。

1）設(shè)定綠證供需曲線表達(dá)式

考慮到綠證日供給量和需求量非保持不變，設(shè)綠證需求曲線D和供給曲線S的表達(dá)式為：

式中：λD為需求曲線下的綠證價(jià)格；λS為供給曲線下的綠證價(jià)格；Q為綠證量；a、b、c、d、m為綠證需求曲線的需求系數(shù)，其中，m隨綠證每日需求量而變化，當(dāng)需求量增加時(shí)m為正數(shù)，當(dāng)需求量減少時(shí)m為負(fù)數(shù)；Q0+m為需求曲線拐點(diǎn)的綠證量；α、β、γ、n為綠證供給曲線的供給系數(shù)，其中n隨綠證每日供給量而變化，當(dāng)供給量增加時(shí)n為正數(shù)，當(dāng)供給量減少時(shí)n為負(fù)數(shù)。

2）確定獲得最大綠證收益時(shí)的條件

可再生能源機(jī)組的綠證收益由其綠證收入和綠證成本決定。

3）確定綠證邊際收入和邊際成本表達(dá)式

根據(jù)寡頭市場(chǎng)的特點(diǎn)，綠證邊際成本表達(dá)式與綠證供給曲線表達(dá)式一致。

根據(jù)綠證需求曲線表達(dá)式得到綠證收入表達(dá)式，然后通過綠證收入和綠證邊際收入的關(guān)系得到綠證邊際收入表達(dá)式。

4）計(jì)算最大綠證收益下的綠證需求量Qm

將式（15）和式（17）回代到式（14），可以得到最大綠證收益下的綠證需求量Qm，但是考慮到綠證邊際收入表達(dá)式的分段性，需對(duì)其進(jìn)行分段化處理，詳見附錄A 圖A1。

分段結(jié)果如下所示：

分段后，各段最大收益下的綠證需求量Qm為：

2.1.2 綠證交易模型

送受端火電機(jī)組向送端可再生能源機(jī)組購買綠證所需成本為：

送端可再生能源機(jī)組所獲綠證收入為：

式中：NW和NP分別為風(fēng)電廠和光熱電站總數(shù)；PW，e，t為第e個(gè)風(fēng)電廠在t時(shí)刻出力；PCSP，g，t為第g個(gè)光熱電站在t時(shí)刻出力；θ為可再生能源電廠的綠證配額比例。

2.2 跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)碳交易模型

聯(lián)合交易機(jī)制下，為讓送受端火電機(jī)組獲得綠證帶來的碳減排效益，送受端系統(tǒng)會(huì)優(yōu)先調(diào)度此可再生能源。作為火電機(jī)組輸出的清潔能源，購買的綠證在減少系統(tǒng)碳排放量的同時(shí)，又增加了火電機(jī)組的碳配額。在綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制下，送受端系統(tǒng)的碳配額分別為：

送受端系統(tǒng)的碳排放量由其火電機(jī)組出力決定，如式（26）、式（27）所示。

本文采用階梯型碳交易模型來計(jì)算送受端系統(tǒng)的碳交易成本，階梯型碳交易模型將碳排放量分為多個(gè)區(qū)間，碳排放量越多的區(qū)間，碳交易價(jià)格越高，系統(tǒng)所需的花費(fèi)越多。階梯型碳交易成本如下：

式中：CCO2為階梯型碳交易成本；p為碳交易基價(jià)；l為碳排放量區(qū)間長度；αc為價(jià)格增長率；ECO2為系統(tǒng)碳排放量；E0為系統(tǒng)碳配額；ΔE為碳排放量和碳配額的差值。

3 跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)低碳調(diào)度模型

本文基于綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制，同時(shí)引入最差條件風(fēng)險(xiǎn)價(jià)值（worst-case conditional value at risk，WCVaR）理論評(píng)估僅知道隨機(jī)變量部分概率信息時(shí)不確定性帶來的風(fēng)險(xiǎn)成本［25］，以此來建立跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)低碳調(diào)度模型。

3.1 目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)函數(shù)由系統(tǒng)運(yùn)行成本及風(fēng)險(xiǎn)度量成本兩部分組成：

式中：F為跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)總成本；FXY為系統(tǒng)運(yùn)行成本；CWCVaR為風(fēng)險(xiǎn)度量成本。

3.1.1 系統(tǒng)運(yùn)行成本

系統(tǒng)運(yùn)行成本包括火電機(jī)組運(yùn)行成本、光熱電站運(yùn)行成本、電加熱裝置運(yùn)行成本、風(fēng)電廠運(yùn)行成本以及綠證-碳聯(lián)合交易成本。系統(tǒng)運(yùn)行成本可以表示為：

式 中：CG為 送 受 端 火 電 機(jī) 組 運(yùn) 行 成 本；PG，k，t為 火 電機(jī) 組k在t時(shí) 刻 的 出 力；ak、bk和ck為 火 電 機(jī) 組k的 燃煤 成 本 系 數(shù)；為 火 電 機(jī) 組k的 啟 停 成 本；uk，t為 火電機(jī)組k在t時(shí)刻的運(yùn)行狀態(tài)，機(jī)組運(yùn)行時(shí)取1，停止時(shí)取0；CCSP為光熱電站運(yùn)行成本；KC為光熱電站單位發(fā)電成本為光熱電站g的啟停成本；為 光熱電站g在t時(shí)刻的運(yùn)行狀態(tài)；CEH為電加熱裝置運(yùn)行成本；KEH為電加熱裝置單位運(yùn)行成本；CW為風(fēng)電廠運(yùn)維成本；KW為風(fēng)電廠單位運(yùn)維成本；為跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)碳交易成本；為送端系統(tǒng)碳交易成本；為受端系統(tǒng)碳交易成本；CGC為系統(tǒng)綠證交易成本。

3.1.2 風(fēng)險(xiǎn)成本

離散場(chǎng)景下WCVaR 定義為：

式中：β為置信水平；x為決策變量；y為隨機(jī)變量；κ為損失閾值；ρ(y) 為隨機(jī)變量下的概率密度函數(shù)；W為已知部分信息的某概率分布集合；yλ為場(chǎng)景λ下的隨機(jī)變量；f(x，yλ)為場(chǎng)景λ下的損失值；NΩ為場(chǎng)景數(shù)目。

跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)中的不確定性主要源自送端系統(tǒng)風(fēng)電出力的預(yù)測(cè)誤差，當(dāng)預(yù)測(cè)誤差ΔPW，t＜0 時(shí)，若送端系統(tǒng)的正旋轉(zhuǎn)備用容量無法填補(bǔ)此功率缺額，將帶來失負(fù)荷損失；當(dāng)預(yù)測(cè)誤差ΔPW，t＞0 時(shí)，若送端系統(tǒng)的負(fù)旋轉(zhuǎn)備用不足，將帶來?xiàng)夒姄p失。

則互聯(lián)系統(tǒng)中的不確定性給系統(tǒng)帶來的損失值為：

因此，跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)的風(fēng)險(xiǎn)度量成本為：

3.2 約束條件

1）功率平衡約束（以送端系統(tǒng)為例）

2）光熱電站運(yùn)行約束

（1）發(fā)電系統(tǒng)出力約束

（2）發(fā)電系統(tǒng)爬坡約束

3）直流聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行約束

（1）直流聯(lián)絡(luò)線輸出功率上下限約束

（2）直流聯(lián)絡(luò)線功率調(diào)整次數(shù)約束

式中：M為在調(diào)度周期內(nèi)允許直流換流器最大調(diào)節(jié)次數(shù)；和分別為直流聯(lián)絡(luò)線輸電功率在t時(shí)刻向上、向下調(diào)整狀態(tài)。

（3）直流聯(lián)絡(luò)線輸出功率方向調(diào)整約束

直流聯(lián)絡(luò)線輸出功率在相鄰時(shí)段方向不能反向調(diào)整。

（4）直流聯(lián)絡(luò)線出力調(diào)整速率約束

式中：ρdc為直流聯(lián)絡(luò)線上交換電能的允許偏差率；Qdc為直流聯(lián)絡(luò)線的日前計(jì)劃電能傳輸。

（6）受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度約束

式（45）保證了受端系統(tǒng)調(diào)峰的充裕性。

3.3 模型轉(zhuǎn)化與求解

本文構(gòu)建的跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)低碳調(diào)度模型為混合整數(shù)非線性模型，因此需將非線性項(xiàng)線性化，最終得到混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，采用Yalmip 調(diào)用Gurobi 求解器進(jìn)行求解。式（36）包含min-max 問題，可通過對(duì)偶原理將其轉(zhuǎn)化為混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，具體線性化過程見附錄A 式（A1）至式（A5）。

4 算例分析

4.1 參數(shù)設(shè)置

本文算例參照中國西北某省2025 年電網(wǎng)規(guī)劃數(shù)據(jù)，送受端系統(tǒng)的機(jī)組配置參數(shù)見附錄B 表B1 至表B4，送端系統(tǒng)可再生能源裝機(jī)容量占比為51.2%，為典型的高比例可再生能源系統(tǒng)，聯(lián)絡(luò)線最大傳輸功率為4 000 MW，風(fēng)電出力、光照強(qiáng)度和負(fù)荷需求預(yù)測(cè)值見附錄B 圖B1。受端系統(tǒng)旋轉(zhuǎn)備用率ε取5%，受端系統(tǒng)最低裕度率σ取1%；綠證供需曲線及其交易價(jià)格見附錄B 圖B2，綠證轉(zhuǎn)移系數(shù)αGC為0.8，新能源電廠可再生能源配額比例θ為0.66；碳交易基價(jià)p取100 元/t，碳排放量區(qū)間長度l為800 t，價(jià)格增長率αc為25%；置信水平β為0.9，棄電懲罰單位成本cEL和失負(fù)荷懲罰單位成本cPL分別為140 元/MW 和700 元/MW。

4.2 仿真結(jié)果及討論

4.2.1 調(diào)度結(jié)果分析

為驗(yàn)證所提模型的有效性和可行性，設(shè)置以下3 個(gè)算例進(jìn)行仿真驗(yàn)證：

算例1：聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式未考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度的影響，考慮售電企業(yè)為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制。

算例2：聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式未考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度的影響，考慮火電機(jī)組為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制。

算例3：聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度的影響，考慮火電機(jī)組為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制。

1）綠證-碳聯(lián)合交易分析

圖2 給出算例1 和算例2 中機(jī)組出力和綠證購買量結(jié)果。

圖2 不同算例下的機(jī)組出力和綠證購買量Fig.2 Unit output and green certificate purchase quantity in different cases

由圖2（a）可以看出，由于風(fēng)電出力峰值點(diǎn)和送受端負(fù)荷需求峰值點(diǎn)并不同時(shí)出現(xiàn)，在01：00—06：00 和20：00—24：00 時(shí)段內(nèi)，風(fēng)電資源豐富，在綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制下，系統(tǒng)會(huì)增加風(fēng)電出力，光熱電站會(huì)減少出力甚至關(guān)閉，為風(fēng)電上網(wǎng)提供空間。但是由于風(fēng)電出力具有不確定性，火電機(jī)組需要不斷調(diào)整自身出力以滿足供需平衡。因此，系統(tǒng)需要考慮火電機(jī)組啟停情況對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行的影響，考慮到系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和可靠性，會(huì)棄掉一部分風(fēng)電。而在15：00—18：00 時(shí)段，風(fēng)電出力較低，光熱電站通過釋放儲(chǔ)熱環(huán)節(jié)存儲(chǔ)的熱能來增加機(jī)組出力以彌補(bǔ)風(fēng)電出力缺額。此時(shí)晚用電高峰到來，系統(tǒng)需要增加送受端火電機(jī)組出力以滿足互聯(lián)系統(tǒng)負(fù)荷用電需求。

如圖2（b）所示，由于考慮了以火電機(jī)組為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制，送受端火電機(jī)組購買的綠證可充當(dāng)部分碳配額，使得系統(tǒng)碳交易成本降低，此舉提升了綠證購買需求，其綠證購買量由算例1 中的37 123 MW 提升到了52 074 MW。系統(tǒng)中可再生能源消納水平明顯升高，可再生能源消納率由算例1 中的90.96%上升到了94.88%，且在可再生能源出力高峰期，棄電問題也得以緩解，棄電量由算例1 中的10 698 MW 下降到6 114 MW，下降了42.85%，同時(shí)火電機(jī)組出力也隨之降低，同比下降了4.51%。由此可見，以火電機(jī)組為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制既提升了綠證購買需求，又降低了火電機(jī)組出力。

附錄B 圖B3 為算例1 和算例2 中系統(tǒng)碳排放量變化圖。從圖中可以看出，在01：00—11：00 和20：00—24：00 時(shí)段內(nèi)，與算例1 相比，算例2 中系統(tǒng)碳排放量顯著降低，碳排放量由算例1 中的183 847 t下降到171 062 t，下降了6.95%。主要原因是此時(shí)段內(nèi)系統(tǒng)可再生能源豐富，通過以火電機(jī)組為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制，送受端火電機(jī)組大量購買綠證，促進(jìn)風(fēng)電場(chǎng)和光熱電站的出力，提高了可再生能源消納水平，可再生能源出力的提升意味著送受端火電機(jī)組出力降低，因此系統(tǒng)碳排放量明顯降低。

然而，在12：00—19：00 時(shí)段內(nèi)，算例2 中系統(tǒng)碳排放量無明顯降低，甚至個(gè)別時(shí)段存在碳排放量高于算例1 的情況。主要原因是此時(shí)段內(nèi)系統(tǒng)可再生能源出力較低，而負(fù)荷需求水平較高，導(dǎo)致幾乎沒有棄電現(xiàn)象發(fā)生，可再生能源消納無明顯提升空間，加之在以火電機(jī)組為綠證購買者的綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制下，光熱電站在可再生能源富集期內(nèi)總出力有所升高，導(dǎo)致此時(shí)段儲(chǔ)熱量降低，光熱電站存在出力降低現(xiàn)象。但綜合以上分析，以火電機(jī)組為綠證購買者的聯(lián)合交易機(jī)制降低了系統(tǒng)的碳排放量。

2）聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式分析

附錄B 圖B4 為算例2 和算例3 中的直流聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃對(duì)比圖。從圖中可以看出，相比于算例2，由于考慮了受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度的影響，算例3 下的直流聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃能夠更好地貼合受端系統(tǒng)負(fù)荷變化趨勢(shì)，在03：00—05：00、06：00—10：00和11：00—19：00 時(shí)段內(nèi)，受端系統(tǒng)負(fù)荷需求量有升高趨勢(shì)，直流聯(lián)絡(luò)線調(diào)整輸電計(jì)劃，提高輸電功率；在01：00—02：00、20：00—22：00 和23：00—24：00時(shí)段內(nèi)，受端系統(tǒng)負(fù)荷用電需求降低，直流聯(lián)絡(luò)線則降低其輸電功率。

圖3 為算例2 和算例3 中受端系統(tǒng)上下調(diào)峰裕度對(duì)比圖。

圖3 受端系統(tǒng)上下調(diào)峰裕度對(duì)比Fig.3 Comparison of peak shaving up-down margin at receiving end system

從圖3 可以看出，在06：00—07：00 時(shí)段內(nèi)，算例2 中受端系統(tǒng)的下調(diào)峰裕度不足，這是因?yàn)樵?6：00—07：00 時(shí)段內(nèi)，受端系統(tǒng)負(fù)荷較低，而送端系統(tǒng)的可再生能源出力較高，由于聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行未考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰約束的影響，導(dǎo)致聯(lián)絡(luò)線輸出功率較高，受端系統(tǒng)供大于求，系統(tǒng)出現(xiàn)向下調(diào)峰能力不足情況。而在16：00—18：00 時(shí)段內(nèi)，算例2 中受端系統(tǒng)的上調(diào)峰裕度不足，這是因?yàn)樵?6：00—18：00時(shí)段內(nèi)，受端系統(tǒng)的負(fù)荷需求較高，但此時(shí)送端系統(tǒng)的可再生能源出力較低，導(dǎo)致聯(lián)絡(luò)線輸出功率較低，在需求量超供給量的情況下，系統(tǒng)上調(diào)峰能力不足。

當(dāng)受端系統(tǒng)出現(xiàn)上下調(diào)峰裕度不足的情況時(shí)，由于受端系統(tǒng)可控機(jī)組僅有火電機(jī)組，系統(tǒng)需要啟停部分機(jī)組來滿足供需平衡，系統(tǒng)運(yùn)行成本升高。由表1 結(jié)果可知，與算例2 相比，算例3 的系統(tǒng)運(yùn)行成本降低了4.34%，棄風(fēng)量減少了82 MW，以上分析表明考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度的聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式能夠在保證送端系統(tǒng)可再生能源消納的同時(shí)，降低互聯(lián)系統(tǒng)的運(yùn)行成本。

表1 兩算例下系統(tǒng)重要指標(biāo)比較Table 1 Comparison of important indicators of system in two cases

3）綠證交易價(jià)格影響分析

為驗(yàn)證本文所提綠證交易價(jià)格定價(jià)機(jī)制的正確性和有效性，本文在算例3 的基礎(chǔ)上設(shè)置兩種綠證交易定價(jià)模式：（1）固定價(jià)格；（2）基于供需關(guān)系定價(jià)，另取7 d 為一調(diào)度周期對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度，7 d 的風(fēng)電出力、光照強(qiáng)度如附錄B 圖B5 所示。固定綠證價(jià)格按附錄B 圖B2 結(jié)果取170 元/MW，附錄B 圖B6 為7 d 基于供需關(guān)系的綠證交易價(jià)格圖。根據(jù)綠證供需關(guān)系對(duì)其定價(jià)之后，綠證交易價(jià)格發(fā)生變化，在第1 d 和第5 至第7 d 時(shí)段內(nèi)，綠證供給量激增，綠證交易價(jià)格明顯降低，在第2 至第4 d 時(shí)段內(nèi)，其需求量增加，交易價(jià)格升高。

圖4 給出了綠證交易價(jià)格優(yōu)化后綠證購買量和綠證交易價(jià)格變化情況。從圖中可以看出，引入綠證交易定價(jià)機(jī)制后，送受端火電機(jī)組根據(jù)綠證交易價(jià)格變化情況調(diào)整自身購買行為，在綠證交易價(jià)格高峰期縮減綠證購買量，并將部分所需綠證轉(zhuǎn)至價(jià)格低谷期購買。在第1 d 和第5 至第7 d 兩時(shí)段內(nèi)，綠證交易價(jià)格較低，綠證購買量明顯提升；相對(duì)地，在第2 至第4 天時(shí)段內(nèi)，綠證交易價(jià)格升高，送受端火電機(jī)組則減少綠證購買。由表2 可知，綠證交易價(jià)格優(yōu)化后，綠證購買量增加了10 704 MW，其系統(tǒng)調(diào)度成本降低了6.5%，棄電量降低了36.72%，上述結(jié)果表明綠色證書交易定價(jià)機(jī)制有助于系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)低碳運(yùn)行。

圖4 優(yōu)化后綠證購買量和綠證交易價(jià)格Fig.4 Green certificate purchase quantity and trading price after optimization

表2 優(yōu)化前后的調(diào)度結(jié)果Table 2 Scheduling results before and after optimization

4.2.2 敏感性分析

1）WCVaR 風(fēng)險(xiǎn)決策模型敏感性分析

從表3 可以看出，隨著置信水平不斷提高，總調(diào)度成本也隨之增加，WCVaR 值不斷降低。這是因?yàn)橹眯潘椒从沉讼到y(tǒng)的風(fēng)險(xiǎn)偏好程度和保守度，在置信水平從0.91 增至0.99 的過程中，系統(tǒng)對(duì)風(fēng)險(xiǎn)由喜好逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閰拹?，制定日前調(diào)度計(jì)劃的態(tài)度也隨之變得更加保守，更傾向于使用火電機(jī)組和光熱電站等成本較高的可控機(jī)組來滿足負(fù)荷用電需求，風(fēng)險(xiǎn)成本則會(huì)相應(yīng)降低。

表3 不同置信水平下的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)Table 3 Economic indicators at different confidence levels

2）綠證交易價(jià)格敏感性分析

從圖5 可知，當(dāng)碳配額保持不變時(shí)，碳交易價(jià)格變動(dòng)幅度在±5%以內(nèi)時(shí)，綠證交易價(jià)格保持不變；而當(dāng)變動(dòng)幅度超過±5%時(shí)，綠證交易價(jià)格開始變化，當(dāng)碳交易價(jià)格下降10%時(shí)，綠證交易價(jià)格降低了11.7%；當(dāng)碳交易價(jià)格增加10%時(shí)，綠證交易價(jià)格升高了10.7%。這是因?yàn)榫G證交易定價(jià)機(jī)制是依據(jù)綠證供需關(guān)系得來的，當(dāng)碳交易價(jià)格變動(dòng)幅度較大時(shí)，綠證需求變化顯著，綠證需求關(guān)系發(fā)生改變，交易價(jià)格發(fā)生變化。而當(dāng)碳交易價(jià)格保持不變時(shí)，隨著碳配額不斷降低，綠證需求量不斷增加，當(dāng)其下降幅度超過15%時(shí)，綠證需求愈發(fā)強(qiáng)烈，綠證需求關(guān)系發(fā)生改變，交易價(jià)格升高。

圖5 綠證交易價(jià)格敏感性分析Fig.5 Sensitivity analysis of green certificate trading price

5 結(jié)語

本文以具有資源互補(bǔ)效益的跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)為研究對(duì)象，在考慮送端不確定性和受端調(diào)峰裕度的前提下，基于綠證-碳聯(lián)合交易機(jī)制構(gòu)建跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)低碳調(diào)度模型，并通過算例分析得到以下結(jié)論：

1）基于本文提出的綠證-碳聯(lián)合交易模型，風(fēng)電場(chǎng)和光熱電站通過向火電機(jī)組出售綠證獲得額外收益，火電機(jī)組購買的綠證可轉(zhuǎn)換成部分碳配額。與以售電企業(yè)為綠證購買者相比，火電機(jī)組作為綠證購買者使綠證購買需求提升了14 951 MW，風(fēng)電場(chǎng)和光熱電站所獲額外收益增加了43.14%?；痣姍C(jī)組雖增加了購買綠證成本，但機(jī)組運(yùn)行成本和碳交易成本降低，使得火電機(jī)組總成本降低了1.39%，可再生能源機(jī)組和火電機(jī)組均獲益，驗(yàn)證了所提交易模型的合理性。

2）對(duì)綠證交易定價(jià)機(jī)制進(jìn)行建模，通過綠證供需關(guān)系來調(diào)整綠證交易價(jià)格，從而改變了火電機(jī)組的購買行為，使綠證購買量增加了10 704 MW，系統(tǒng)調(diào)度成本降低了6.5%，保證了跨區(qū)互聯(lián)系統(tǒng)的低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行。

3）調(diào)度模型在統(tǒng)籌協(xié)調(diào)系統(tǒng)低碳出力的同時(shí)，考慮受端系統(tǒng)調(diào)峰裕度約束的影響，使得直流聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃能夠更加貼合受端負(fù)荷的變化趨勢(shì)，改善了受端火電機(jī)組頻繁啟停問題。

本文僅考慮發(fā)電側(cè)機(jī)組出力和聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行方式對(duì)互聯(lián)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的影響，后續(xù)將對(duì)電熱需求響應(yīng)參與互聯(lián)系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度進(jìn)行研究。此外，本文聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃基于日前長時(shí)段制定，未考慮日內(nèi)期間的影響，下一步將結(jié)合日內(nèi)更精準(zhǔn)的預(yù)測(cè)信息對(duì)日前聯(lián)絡(luò)線輸電計(jì)劃進(jìn)行調(diào)整。

本文研究得到吉林省教育廳科學(xué)技術(shù)研究項(xiàng)目(JJKH20210093KJ)的資助，特此感謝！

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），掃英文摘要后二維碼可以閱讀網(wǎng)絡(luò)全文。