基于可調(diào)熱電比和兩階段階梯式碳交易的多主體綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略

周 鑫，韓肖清，李伊竹林，李廷鈞，閆博陽(yáng)

（太原理工大學(xué)電氣與動(dòng)力工程學(xué)院，太原 030024）

中國(guó)政府在2020 年第七十五屆聯(lián)合國(guó)大會(huì)上提出“雙碳目標(biāo)”[1]。國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局在“十三五”規(guī)劃中明確制定了能源發(fā)展目標(biāo)和電力發(fā)展目標(biāo)，對(duì)能源行業(yè)提質(zhì)增效提出了更高要求[2]。電、氣、熱等多種異質(zhì)能流相互耦合，互補(bǔ)共濟(jì)，形成綜合能源系統(tǒng)IES（integrated energy system），通過(guò)相互轉(zhuǎn)換及支撐，可以實(shí)現(xiàn)能源的多級(jí)利用和提質(zhì)增效，已成為助力我國(guó)能源結(jié)構(gòu)改革升級(jí)，構(gòu)建“清潔低碳、安全高效”的現(xiàn)代能源系統(tǒng)，為世界能源事業(yè)又好又快發(fā)展提供中國(guó)智慧的重要舉措之一[3-5]。

國(guó)內(nèi)外已進(jìn)行了大量的關(guān)于IES 低碳化的研究[6-10]。文獻(xiàn)[6]通過(guò)等效碳排放系數(shù)核算系統(tǒng)實(shí)際總碳排放量，并將碳排放成本納入目標(biāo)函數(shù)中；文獻(xiàn)[7]探究了二氧化碳（CO2）捕獲和封存CCS（carbon capture and storage）技術(shù)對(duì)于系統(tǒng)低碳運(yùn)行的有效性，建立考慮IES 需求響應(yīng)的低碳優(yōu)化調(diào)度策略。但上述文獻(xiàn)中計(jì)算系統(tǒng)碳排放量的模型均以簡(jiǎn)單的碳排放系數(shù)進(jìn)行表征，且未計(jì)及市場(chǎng)的約束和引導(dǎo)作用?；诖?，文獻(xiàn)[8]引入碳交易機(jī)制，將碳配額作為一種商品在市場(chǎng)上進(jìn)行售賣，并將其作為碳交易成本，以此構(gòu)建系統(tǒng)低碳要求下的優(yōu)化調(diào)度模型；文獻(xiàn)[10]進(jìn)一步建立了階梯式的碳交易機(jī)制，通過(guò)引入碳交易價(jià)格、價(jià)格增長(zhǎng)率、區(qū)間長(zhǎng)度，實(shí)現(xiàn)碳排放懲罰的步步嚴(yán)格，進(jìn)一步約束碳排放。

隨著IES 的快速發(fā)展，同一區(qū)域配電網(wǎng)往往存在多個(gè)IES 協(xié)調(diào)運(yùn)行，構(gòu)成多主體綜合能源系統(tǒng)MAIES（multi-agent integrated energy system）[11]?，F(xiàn)有研究大多致力于討論MAIES 中存在功率交互對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的提升作用[11-14]，卻并未考慮多主體的集中優(yōu)化和協(xié)調(diào)運(yùn)行對(duì)系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)性的支撐作用。設(shè)備的優(yōu)化運(yùn)行和市場(chǎng)機(jī)制的完善是優(yōu)化調(diào)度的兩個(gè)重要部分，因此，本文將從運(yùn)行層面和市場(chǎng)層面展開(kāi)分析，促進(jìn)MAIES低碳化研究與發(fā)展。

在運(yùn)行層面。以熱電聯(lián)產(chǎn)CHP（combined heating and power）機(jī)組為核心的IES 中，在冬季供暖出現(xiàn)的熱負(fù)荷遠(yuǎn)高于電負(fù)荷的情況下，“以熱定電”的運(yùn)行模式使得大量電力被浪費(fèi)、棄風(fēng)嚴(yán)重、調(diào)節(jié)能力差，系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性較低[15]。目前將CHP 機(jī)組熱、電運(yùn)行約束解耦的研究有兩個(gè)方面：一方面通過(guò)增設(shè)新的熱源如電鍋爐、燃?xì)忮仩tGB（gas boiler）、蓄熱裝置等供給熱負(fù)荷，改善熱源結(jié)構(gòu)以實(shí)現(xiàn)CHP 熱電解耦[16-19]，但通常需要安裝大容量熱源保證協(xié)調(diào)供熱的可靠性，增加了系統(tǒng)建設(shè)投資成本，經(jīng)濟(jì)性降低；另一方面通過(guò)改造熱電機(jī)組蒸汽流程，引入補(bǔ)燃裝置實(shí)現(xiàn)熱電解耦[20-22]，但沒(méi)有體現(xiàn)引入此裝置對(duì)提高新能源消納率的作用，并且補(bǔ)燃燃油增加了排放的污染性，環(huán)境效益較差。以上研究增設(shè)熱源或補(bǔ)燃僅僅擴(kuò)大了熱出力，并未改變CHP的電出力，沒(méi)有從根本上實(shí)現(xiàn)熱電解耦。本文將在以CHP 為核心的MAIES 中，建立CHP 機(jī)組可調(diào)熱電比模型，綜合熱電比可調(diào)模型下“以電定熱”和“以熱定電”的運(yùn)行模式，并將熱電比作為直接決策變量引入優(yōu)化過(guò)程，提出對(duì)數(shù)化分段線性過(guò)程以解決變量相除的非線性問(wèn)題和保證該優(yōu)化問(wèn)題的凸性，以期真正實(shí)現(xiàn)CHP 熱電解耦和熱電比直接控制。

在市場(chǎng)層面?，F(xiàn)有研究分為政策的制定[23]、碳配額分配方法[24]和階梯式碳交易機(jī)制[6-10]。其中，多數(shù)研究為各發(fā)電企業(yè)與市場(chǎng)的獨(dú)立交易[8-10]，均不涉及多主體集中優(yōu)化調(diào)度問(wèn)題?？紤]不同園區(qū)負(fù)荷類型和排碳機(jī)組運(yùn)行的差異性，在碳交易中可能進(jìn)行配額的售賣或購(gòu)買，但等量配額的購(gòu)買支出遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于售賣收益，這將嚴(yán)重降低系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。為此，本文提出園區(qū)間配額共享的兩階段階梯式碳交易模式。階段1 中各園區(qū)內(nèi)部進(jìn)行碳排放配額的轉(zhuǎn)移，即需售賣配額的園區(qū)將過(guò)量配額轉(zhuǎn)移到需要購(gòu)買配額的園區(qū)，實(shí)現(xiàn)主體間配額的最優(yōu)分配。階段2以MAIES為整體，與外部碳交易市場(chǎng)進(jìn)行自由交易。兩階段協(xié)同策略以保證MAIES 參與市場(chǎng)交易的CO2量為最低。

綜上所述，本文提出基于可調(diào)熱電比和兩階段階梯式碳交易的MAIES低碳優(yōu)化運(yùn)行策略。首先，分析CHP機(jī)組可調(diào)熱電比機(jī)制的可行性和必要性，并建立機(jī)組可調(diào)熱電比模型；其次，基于配額共享的階梯式碳交易機(jī)制，通過(guò)配額轉(zhuǎn)移實(shí)現(xiàn)主體間配額的最優(yōu)分配，建立兩階段階梯式碳交易模型。將上述策略融入MAIES優(yōu)化模型中，比較不同場(chǎng)景下的優(yōu)化結(jié)果，驗(yàn)證本文所提策略和模型在提高系統(tǒng)低碳性和經(jīng)濟(jì)性方面的優(yōu)勢(shì)；最后，研究碳交易價(jià)格、價(jià)格增長(zhǎng)率和區(qū)間長(zhǎng)度對(duì)碳排放量和總成本的影響，儲(chǔ)能容量對(duì)新能源消納率和總成本的影響，并深入分析系統(tǒng)低碳化的內(nèi)部動(dòng)力，為可調(diào)熱電比模型和兩階段階梯式碳交易機(jī)制落地和監(jiān)管部門決策提供理論參考。

1 多主體綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與模型

1.1 多主體綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

針對(duì)區(qū)域IES多物理系統(tǒng)耦合和多利益主體參與特點(diǎn)，本文考慮的MAIES 由3 個(gè)園區(qū)IES 和1 個(gè)儲(chǔ)能電站組成，其中園區(qū)1為表征郊區(qū)城鎮(zhèn)居民用戶的光伏園區(qū)，園區(qū)2 和3 分別為表征居民和工業(yè)用戶CHP 園區(qū)。為驗(yàn)證可調(diào)熱電比模型在電熱負(fù)荷比例差異環(huán)境下的靈活性，園區(qū)2中電負(fù)荷占比遠(yuǎn)高于熱負(fù)荷，園區(qū)3則相反。各主體間簽訂功率交互協(xié)議，建立統(tǒng)一的多主體運(yùn)營(yíng)商，各主體通過(guò)優(yōu)化自身設(shè)備運(yùn)行方式，在多主體總成本最低的前提下，降低自身的運(yùn)行成本，實(shí)現(xiàn)各主體的統(tǒng)一管理和集中優(yōu)化。受限于電能質(zhì)量和并網(wǎng)政策，本文不考慮儲(chǔ)能電站和園區(qū)向電網(wǎng)的反向送電。受限于氣熱響應(yīng)時(shí)間和能量損耗問(wèn)題，本文僅考慮主體間電能交互，未考慮氣熱交互。上述能量流動(dòng)交互關(guān)系如圖1所示。

1.2 可調(diào)熱電比模型

CHP的燃?xì)獍l(fā)電機(jī)利用燃料燃燒進(jìn)行發(fā)電的同時(shí)，將排氣的熱量加以利用，提高能源利用效率。通過(guò)控制機(jī)組的進(jìn)氣量實(shí)現(xiàn)發(fā)電量的實(shí)時(shí)變化，通過(guò)控制余熱鍋爐的余熱吸收過(guò)程實(shí)現(xiàn)供熱量的變化，以此，在熱電出力變化的同時(shí)實(shí)現(xiàn)熱電比的實(shí)時(shí)可調(diào)。熱電比調(diào)節(jié)范圍參考文獻(xiàn)[25]，其工作模型為

1.3 基于配額共享機(jī)制的兩階段階梯式碳交易模型

1.3.1 碳排放權(quán)模型

IES中的碳排放主要來(lái)自于向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電產(chǎn)生的等效碳排放量、GB 以及CHP 機(jī)組燃燒天然氣時(shí)產(chǎn)生的碳排放量。目前我國(guó)主要采用無(wú)償配額的方式確定機(jī)組配額量[23]。由于本文中新能源發(fā)電為就近消納或參與園區(qū)間功率交互，未參與并網(wǎng)，故假設(shè)上級(jí)購(gòu)電均來(lái)源于燃煤機(jī)組發(fā)電[25]。結(jié)合基準(zhǔn)線法和預(yù)分配法核算碳配額[23]，具體核算模型表示為

式中：N為園區(qū)數(shù)目，本文取3；T為調(diào)度時(shí)段數(shù)，本文取24；為免費(fèi)碳配額；為園區(qū)j在t時(shí)段GB的產(chǎn)熱功率；為園區(qū)j在t時(shí)段向配電網(wǎng)購(gòu)電功率；xg、xe分別為耗氣機(jī)組和耗煤機(jī)組碳排放基準(zhǔn)，分別取0.612和0.728，單位為kg/（kW·h）；Fe為CHP 冷卻方式修正系數(shù)，水冷方式取1，氣冷方式取1.05；Fr為CHP供熱量修正系數(shù)，其取值由1-0.22κCHP計(jì)算得到；Ff為CHP出力修正系數(shù)。上述各值參考文獻(xiàn)[26]。

1.3.2 實(shí)際碳排放量模型

系統(tǒng)內(nèi)實(shí)際碳排放量由向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電、CHP和GB的出力決定[25]。具體表示為

式中：Pj,CO2為園區(qū)j實(shí)際碳排放量；a1、b1、c1為燃煤機(jī)組的碳排放系數(shù)，分別取36、-0.38、0.003 4；a2、b2、c2為燃?xì)鈾C(jī)組的碳排放計(jì)算系數(shù)，分別取3、-0.004、0.001。上述各值通過(guò)線性回歸分析得到，具體可參考文獻(xiàn)[25]。

1.3.3 碳配額共享機(jī)制與模型

第1 階段：各園區(qū)間進(jìn)行碳排放配額的轉(zhuǎn)移，即需進(jìn)行售賣配額的園區(qū)的將過(guò)量配額轉(zhuǎn)移到需要購(gòu)買的園區(qū)，實(shí)現(xiàn)主體間配額的最優(yōu)分配。對(duì)于需進(jìn)行配額售賣的個(gè)體而言，內(nèi)部主體間售賣單價(jià)與外部市場(chǎng)售賣單價(jià)保持一致，故對(duì)其經(jīng)濟(jì)性無(wú)影響；對(duì)于需進(jìn)行配額購(gòu)買的個(gè)體而言，若不進(jìn)行內(nèi)部配額購(gòu)買，大量CO2排放量參與外部階梯式碳交易，價(jià)格增長(zhǎng)率的存在使得此部分成本遠(yuǎn)低于內(nèi)部以基價(jià)進(jìn)行配額購(gòu)買的支出，故可提高其經(jīng)濟(jì)性；對(duì)于系統(tǒng)而言，由于實(shí)際參與外部市場(chǎng)交易的CO2量減少，故經(jīng)濟(jì)性提高。配額共享機(jī)制模型及其該機(jī)制下CO2配額量購(gòu)售量平衡具體描述為

第2階段：配額共享后，以MAIES為整體，將系統(tǒng)實(shí)際碳排放量大于配額的部分參與第1.3.4 節(jié)所述的外部碳交易市場(chǎng)階梯式碳交易。兩階段協(xié)同策略以保證MAIES參與市場(chǎng)交易的CO2量為最低。

1.3.4 階梯式碳交易模型

階梯式碳交易模型表示為

2 基于可調(diào)熱電比模型和兩階段階梯式碳交易的多主體綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

為最大限度就近消納新能源，建設(shè)儲(chǔ)能電站以解決出力與負(fù)荷需求不匹配的難題，但其建設(shè)勢(shì)必對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性帶來(lái)影響，故而本文兼顧低碳性和經(jīng)濟(jì)性兩個(gè)指標(biāo)，以等權(quán)重下系統(tǒng)碳交易成本、購(gòu)能成本、新能源棄用成本和儲(chǔ)能電站投資建設(shè)運(yùn)行成本之和最小為目標(biāo)，建立目標(biāo)函數(shù)模型為

式中：cgrid、cgas和Cbuy分別為向配電網(wǎng)購(gòu)電單價(jià)、購(gòu)氣單價(jià)和總購(gòu)能成本；為園區(qū)j在t時(shí)段GB 消耗天然氣功率；和分別為園區(qū)j在t時(shí)段光伏和風(fēng)電的實(shí)際消納功率和最大出力功率；和Cres分別為新能源棄用懲罰單價(jià)和總棄用成本；cPess和cEess分別為儲(chǔ)能電站單位功率運(yùn)維成本和單位容量等效日投資成本；Pess和Eess分別為儲(chǔ)能電站的額定功率和額定容量；r為投資折現(xiàn)率；TN為儲(chǔ)能電站額定使用年限；和分別為t時(shí)段儲(chǔ)能電站向園區(qū)j的充、放電功率；為單位充放功率運(yùn)行成本；CESS為儲(chǔ)能電站投資運(yùn)行成本。

2.2 約束條件

（1）電功率平衡約束為

（2）熱功率平衡約束為

（3）園區(qū)間功率傳輸約束為

（4）園區(qū)與配電網(wǎng)功率傳輸約束為

（5）耦合設(shè)備出力約束為

（6）集中儲(chǔ)能電站運(yùn)行約束為

2.3 評(píng)價(jià)指標(biāo)

評(píng)價(jià)指標(biāo)采用新能源消納率ωres，可表示為

2.4 模型的線性化處理

本文采用對(duì)數(shù)分段線性化方法進(jìn)行模型的線性化處理。在式（1）和式（2）中，決策變量由kh與的乘積決定，為非線性項(xiàng)，會(huì)造成求解器不適用的問(wèn)題，可將式（1）和式（2）轉(zhuǎn)化為

在式（5）中，κCHP由與相除得到，仍為非線性項(xiàng)，故先對(duì)兩決策變量取對(duì)數(shù)，實(shí)現(xiàn)決策變量相除到相減的轉(zhuǎn)化，將式（5）轉(zhuǎn)化為

式（38）含對(duì)數(shù)函數(shù)，式（8）含二次函數(shù)，采用分段線性化處理，過(guò)程如下。

步驟1根據(jù)所需精度，取Q+1 個(gè)分段點(diǎn)[r1,r2,…,rq,…,rQ+1]，將原函數(shù)劃分為Q個(gè)區(qū)間。

步驟2添加Q+1 個(gè)連續(xù)型輔助變量[w1,w2,…,wq,…,wQ+1] 與Q個(gè)二進(jìn)制輔助變量[z1,z2,…,zq,…,zQ]，且滿足

步驟3將非線性函數(shù)替換為線性函數(shù)表達(dá)式，即

式中：rq為第q個(gè)分段點(diǎn)；wq為第q個(gè)連續(xù)型輔助變量；L(rq)為對(duì)應(yīng)的函數(shù)在分段點(diǎn)rq處的取值。

本文所建立的基于可調(diào)熱電比和兩階段階梯式碳交易的MAIES 低碳經(jīng)濟(jì)模型求解流程如圖2所示。

3 算例分析

本節(jié)將通過(guò)算例分析來(lái)驗(yàn)證所提策略和模型的有效性和合理性。采用主頻1.8 GHz、內(nèi)存8 GB的Intel Core i7-10510U 處理器進(jìn)行仿真，基于MatlabR2018a 軟件，采用YALMIP 調(diào)用CPLEX 進(jìn)行混合整數(shù)線性規(guī)劃問(wèn)題的求解。

3.1 算例設(shè)置

參考文獻(xiàn)[27]，電、氣能源分時(shí)價(jià)格如表1 所示；主要設(shè)備參數(shù)如表2 所示；各園區(qū)風(fēng)光預(yù)測(cè)功率和實(shí)際消納功率如圖3所示；園區(qū)與配電網(wǎng)間聯(lián)絡(luò)線交互功率上限取800 kW，園區(qū)間間聯(lián)絡(luò)線交互功率上限取600 kW，儲(chǔ)能電站聯(lián)絡(luò)線交互功率上限取400 kW。本文僅從能量管理和有功平衡的角度展開(kāi)研究，故未考慮能量傳輸過(guò)程中存在損耗和無(wú)功平衡的問(wèn)題。

表1 能源分時(shí)價(jià)格Tab.1 Time-of-use price of energy

表2 主要設(shè)備參數(shù)Tab.2 Parameters of main equipment

圖3 各園區(qū)新能源預(yù)測(cè)功率及棄用情況Fig.3 Forecasted power and abandonment of new energy in different parks

3.2 場(chǎng)景設(shè)置

基于單因子變量法，本文設(shè)立以下6 個(gè)運(yùn)行場(chǎng)景，對(duì)比說(shuō)明本文所提策略和模型優(yōu)越性。

（1）驗(yàn)證可調(diào)熱電比模型的低碳性和經(jīng)濟(jì)性。場(chǎng)景1：CHP 機(jī)組傳統(tǒng)“以電定熱”方式運(yùn)行；場(chǎng)景2：CHP機(jī)組傳統(tǒng)“以熱定電”方式運(yùn)行。

（2）驗(yàn)證基于配額共享機(jī)制的兩階段階梯式碳交易模式的低碳性和經(jīng)濟(jì)性。場(chǎng)景3：不考慮碳交易方式運(yùn)行，即碳交易成本不納入優(yōu)化目標(biāo)，將其直接計(jì)算后加入優(yōu)化后的經(jīng)濟(jì)成本構(gòu)成系統(tǒng)總成本，為傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度方式；場(chǎng)景4：考慮傳統(tǒng)碳交易方式運(yùn)行；場(chǎng)景5：考慮傳統(tǒng)階梯式碳交易方式運(yùn)行。

（3）本文策略。場(chǎng)景6：基于可調(diào)熱電比和兩階段階梯式碳交易的MAIES低碳經(jīng)濟(jì)性策略。

經(jīng)過(guò)優(yōu)化計(jì)算，求解各運(yùn)行場(chǎng)景的碳交易成本、購(gòu)能成本、新能源棄用成本、儲(chǔ)能電站投資運(yùn)行成本和系統(tǒng)總成本。由于本文所建立模型為常見(jiàn)的混合整數(shù)線性規(guī)劃問(wèn)題，不存在上下層大量傳參，僅為傳統(tǒng)迭代尋優(yōu)，故模型為常見(jiàn)凸問(wèn)題，而凸問(wèn)題式存在全局最優(yōu)解的，故所建模型收斂，結(jié)果如表3所示。繪制各場(chǎng)景下實(shí)際碳排放量、碳配額和參加碳交易部分碳排放量，如圖4所示。

表3 優(yōu)化計(jì)算結(jié)果Tab.3 Results of optimization calculation 元

圖4 各場(chǎng)景碳排放量對(duì)比Fig.4 Comparison of carbon emissions by scenario

3.3 場(chǎng)景分析

為體現(xiàn)本文所提CHP 機(jī)組熱電比可調(diào)特性的優(yōu)勢(shì)，設(shè)置基于場(chǎng)景6的2種對(duì)比場(chǎng)景：場(chǎng)景1為傳統(tǒng)“以電定熱”；場(chǎng)景2 為傳統(tǒng)“以熱定電”。結(jié)合表3和圖4 可知，相比于場(chǎng)景6，場(chǎng)景1 購(gòu)氣成本增加1 142 元，總成本增加1 107 元，增加了9.4%；場(chǎng)景2購(gòu)氣成本增加688 元，購(gòu)電成本增加632元，總成本增加1 967 元，增加了16.8%。上述3 個(gè)場(chǎng)景中，場(chǎng)景6 超出配額的碳排放量最低，對(duì)比場(chǎng)景1 和2，分別降低了191 kg和1 634 kg。由此可見(jiàn)，可調(diào)熱電比模式下的CHP機(jī)組可以依據(jù)系統(tǒng)內(nèi)電、熱負(fù)荷的比例調(diào)整發(fā)電、產(chǎn)熱的比例，提高了輸入天然氣能源的有效利用率，相比于傳統(tǒng)運(yùn)行模式，購(gòu)能成本減少，碳排放量降低，系統(tǒng)運(yùn)行低碳性、經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。

為體現(xiàn)本文所提的兩階段階梯式碳交易策略的優(yōu)越性，設(shè)置場(chǎng)景3～5作為對(duì)比。結(jié)合表3和圖4可知，相比于場(chǎng)景6，場(chǎng)景3為不考慮碳交易方式運(yùn)行，即目標(biāo)函數(shù)中不考慮低碳性，僅考慮經(jīng)濟(jì)性的傳統(tǒng)方式，致使系統(tǒng)運(yùn)行時(shí)不因?yàn)樘寂欧帕縼?lái)限制各設(shè)備的出力分配，只按照經(jīng)濟(jì)性原則運(yùn)行，因此系統(tǒng)總的購(gòu)能成本較低，而不受約束的碳交易成本使得碳排放量相較于場(chǎng)景6 增加了1 176 元，是所有場(chǎng)景中碳交易成本最高的，總成本增加1 145 元，增加了9.8%；場(chǎng)景4為考慮傳統(tǒng)方式碳交易方式運(yùn)行，單位CO2的成本系數(shù)保持不變，對(duì)CO2排放量約束相較階梯式的碳交易模式較為松弛，故在系統(tǒng)CO2排放量相對(duì)于場(chǎng)景6 上升時(shí)，碳交易成本卻較低，下降611 元，購(gòu)電成本增加398 元，購(gòu)氣成本增加391 元，總成本增加174 元，增加了1.5%。場(chǎng)景5為考慮傳統(tǒng)階梯式碳交易方式運(yùn)行，各園區(qū)分別結(jié)算自身碳交易成本，不進(jìn)行配額之間的再次交易，并獨(dú)立進(jìn)行剩余配額的售賣和缺額配額的購(gòu)買，超出的數(shù)量越多，單位碳排放量的成本系數(shù)越大；售賣的園區(qū)獲取的收益大大小于以階梯式增長(zhǎng)的系數(shù)購(gòu)買配額的園區(qū)的支出。從3 個(gè)園區(qū)整體的經(jīng)濟(jì)性衡量時(shí)，場(chǎng)景5采用的傳統(tǒng)碳交易模式無(wú)疑增加了3個(gè)園區(qū)總體的碳交易成本。因此場(chǎng)景6采用的兩階段碳交易模型，成本降低284 元，各園區(qū)進(jìn)行配額的轉(zhuǎn)移交易，達(dá)到最優(yōu)分配，在有效減少系統(tǒng)總碳排放量的同時(shí)，也達(dá)到了經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)的效果。

3.4 本文策略優(yōu)化調(diào)度結(jié)果

3.4.1 可調(diào)熱電比機(jī)制優(yōu)化調(diào)度結(jié)果

實(shí)際CHP的熱電比調(diào)節(jié)范圍受能源效率、機(jī)組技術(shù)、控制方法等多方因素的影響，本文參考文獻(xiàn)[25]的熱電比上下限確定方法，為更貼近實(shí)際場(chǎng)景，將不同負(fù)荷結(jié)構(gòu)的園區(qū)熱電比調(diào)節(jié)范圍進(jìn)行分別設(shè)定，即園區(qū)3 熱負(fù)荷高于電負(fù)荷，其調(diào)節(jié)范圍為[2.0，2.4]，園區(qū)2熱負(fù)荷小于電負(fù)荷，在01：00—06：00其調(diào)節(jié)范圍為[2.0，2.4]，在07：00—24：00 其調(diào)節(jié)范圍為[0.8，1.2]?？烧{(diào)熱電比優(yōu)化結(jié)果如圖5所示。

圖5 可調(diào)熱電比優(yōu)化結(jié)果Fig.5 Optimization result of adjustable thermoelectric ratio

園區(qū)2 在夜間凌晨時(shí)段電負(fù)荷需求較低，風(fēng)電提供大量電力，而此時(shí)熱負(fù)荷需求較高，故CHP 機(jī)組處于熱電比最高，即“供熱多、供電少”的狀態(tài)。在日間，為電負(fù)荷高峰期，熱負(fù)荷低谷期，此時(shí)光伏出力較大，在供給負(fù)荷后，剩余部分由購(gòu)電、CHP機(jī)組共同承擔(dān)。為提高新能源消納率，優(yōu)先選擇向余電的園區(qū)1 進(jìn)行購(gòu)買，CHP 機(jī)組補(bǔ)足缺額，發(fā)電量降低，產(chǎn)熱量也隨之降低，大部分熱負(fù)荷由GB 供給。此時(shí)CHP 運(yùn)行在“多發(fā)電、少發(fā)熱的狀態(tài)”，熱電比降低。在14：00時(shí)刻，光伏出力逐漸減少，CHP發(fā)電量隨之增加，故13：00—18：00 時(shí)段，熱電比降至最低。

園區(qū)3 全天熱電比的變化幅度相對(duì)較小，這是由于園區(qū)3內(nèi)電負(fù)荷較低，新能源出力可以滿足大量電負(fù)荷的需求，因此CHP 機(jī)組主要供給熱負(fù)荷，熱電比較高。而在凌晨00：00—06：00 時(shí)段，風(fēng)電出力較大，日間12：00—16：00 時(shí)段光伏出力較大，CHP 機(jī)組供電量更低，熱出力最高，故此兩時(shí)段熱電比最高，達(dá)到了2.4。

3.4.2 功率平衡優(yōu)化調(diào)度結(jié)果

為促進(jìn)可再生能源的就地消納，本文通過(guò)新能源預(yù)測(cè)出力來(lái)輔助園區(qū)決策是否需要向外購(gòu)買電能，若在t時(shí)段風(fēng)、光總預(yù)測(cè)出力大于此時(shí)刻的電負(fù)荷，便不向儲(chǔ)能站、其他園區(qū)進(jìn)行購(gòu)買；反之亦然。圖6 所示為電功率平衡優(yōu)化結(jié)果，園區(qū)1 中新能源預(yù)測(cè)出力遠(yuǎn)大于園區(qū)2 和3，由圖6 可以看出，園區(qū)1 供給自身電負(fù)荷用戶仍有大量電力剩余，故園區(qū)2和3在消納本園區(qū)風(fēng)、光后仍不滿足用戶需求時(shí)，通過(guò)向園區(qū)1 購(gòu)買電力來(lái)配合本園區(qū)CHP 機(jī)組的靈活選擇熱電比工作，以達(dá)到電功率平衡的目的。并且由于算例設(shè)置園區(qū)2為電負(fù)荷遠(yuǎn)大于園區(qū)3的情景，大量電功率由園區(qū)1流向園區(qū)2，小部分流向園區(qū)3及儲(chǔ)能電站。結(jié)合圖6的儲(chǔ)能電站充放電功率交互可以看出，儲(chǔ)能裝置的存在應(yīng)對(duì)新能源出力與負(fù)荷時(shí)間不匹配以及各園區(qū)能量再分配的問(wèn)題卓有成效，在第1時(shí)刻園區(qū)1出力不足時(shí)向其放電，而在其能量充裕時(shí)進(jìn)行充電，并且通過(guò)儲(chǔ)能裝置實(shí)現(xiàn)了將園區(qū)1 在某些時(shí)段多余的電力存儲(chǔ)在其他時(shí)段向園區(qū)2和3釋放的功能。

圖6 電功率平衡優(yōu)化結(jié)果Fig.6 Optimization results of electric power balance

結(jié)合圖7 所示的熱功率平衡優(yōu)化結(jié)果，園區(qū)2電負(fù)荷遠(yuǎn)高于熱負(fù)荷，CHP 機(jī)組為熱電聯(lián)產(chǎn)設(shè)備，故在產(chǎn)出大量電力的同時(shí)也生產(chǎn)大量熱能供給大部分熱負(fù)荷，GB輔助供給剩余部分。園區(qū)3的熱負(fù)荷遠(yuǎn)高于電負(fù)荷，由于GB的發(fā)熱效率更高，故在此園區(qū)GB 供給熱負(fù)荷的比例較園區(qū)2 有所增加，但因受容量限制，大部分仍由CHP機(jī)組進(jìn)行供應(yīng)。

圖7 熱功率平衡優(yōu)化結(jié)果Fig.7 Optimization results of thermal power balance

結(jié)合如上分析，儲(chǔ)能電站發(fā)揮其支撐調(diào)節(jié)作用，解決了新能源出力和負(fù)荷需求不匹配的難題，提高了新能源消納率，間接為系統(tǒng)提高經(jīng)濟(jì)性做出了巨大貢獻(xiàn)，圖8為儲(chǔ)能電站充放電功率及荷電狀態(tài)變化。

3.5 靈敏度分析

碳交易價(jià)格、區(qū)間長(zhǎng)度、價(jià)格增長(zhǎng)率是階梯式碳交易機(jī)制低碳目標(biāo)的權(quán)重，為研究上述指標(biāo)的客觀影響，針對(duì)本文策略的場(chǎng)景6，分別繪制上述指標(biāo)與碳排放量、碳交易成本及系統(tǒng)總成本的關(guān)系曲線，如圖9～圖11 所示。系統(tǒng)總成本及新能源消納率與儲(chǔ)能容量的關(guān)系曲線如圖12所示。

圖9 碳交易價(jià)格對(duì)系統(tǒng)的影響Fig.9 Impact of carbon trading price on system

3.5.1 碳交易價(jià)格影響分析

由圖9 可知，碳交易基處于在0～0.25 元/kg 區(qū)間時(shí)，隨著碳交易基價(jià)的增加，即碳交易目標(biāo)在目標(biāo)函數(shù)中的比重增加，系統(tǒng)對(duì)碳排放的約束力越強(qiáng)，協(xié)調(diào)各設(shè)備以減少總碳排放量，提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性。CHP 機(jī)組通過(guò)提高熱電比，減少機(jī)組電出力，系統(tǒng)通過(guò)提高新能源利用率或選擇向配電網(wǎng)購(gòu)電，以此降低碳排放量；而交易初始價(jià)格超過(guò)0.25 元/kg時(shí)，由于系統(tǒng)內(nèi)各個(gè)設(shè)備幾乎達(dá)到低碳運(yùn)行的極限，碳排放也隨之基本保持不變，故此時(shí)交易基價(jià)增加，但排放量保持不變，但碳交易成本不斷增加，系統(tǒng)運(yùn)行總成本也相應(yīng)增加。綜上可知，碳交易價(jià)格0.25 元/kg時(shí)，為系統(tǒng)運(yùn)行最優(yōu)點(diǎn)。

3.5.2 區(qū)間長(zhǎng)度影響分析

區(qū)間長(zhǎng)度d為階梯式碳交易中價(jià)格每上升一個(gè)梯度所對(duì)應(yīng)的碳排放量。通過(guò)分析圖10 可知，當(dāng)d在（0 kg，1 000 kg］變化時(shí)，因?yàn)槠湓O(shè)置較小，系統(tǒng)通過(guò)階梯式的交易方式進(jìn)行配額購(gòu)買時(shí)，碳交易成本因?yàn)殡A梯式增長(zhǎng)而大大增加，因此對(duì)系統(tǒng)低碳性約束較強(qiáng)，碳排放量較小。當(dāng)d在（1 000 kg，2 000 kg］范圍時(shí)，系統(tǒng)處于高價(jià)位區(qū)間的配額量較少，系統(tǒng)對(duì)低碳性的約束松弛，系統(tǒng)的碳排放量逐漸增加；當(dāng)d在（2 000 kg，3 500 kg］范圍時(shí)，系統(tǒng)實(shí)際碳排放量超出給定配額量的部分基本處于第一梯度內(nèi)，交易時(shí)以基價(jià)進(jìn)行購(gòu)買所需配額，此時(shí)d的變動(dòng)基本不引起系統(tǒng)實(shí)際碳排放量變化，碳排放量趨于穩(wěn)定。綜上分析，1 000 kg 為階梯式碳交易機(jī)制最優(yōu)區(qū)間長(zhǎng)度。

圖10 區(qū)間長(zhǎng)度對(duì)系統(tǒng)的影響Fig.10 Impact of interval length on system

3.5.3 價(jià)格增長(zhǎng)率影響分析

由圖11 可知，當(dāng)價(jià)格增長(zhǎng)率在[0，0.35）范圍時(shí)，隨價(jià)格增長(zhǎng)率的增加，系統(tǒng)調(diào)節(jié)各能源轉(zhuǎn)換耦合設(shè)備出力，減少碳排放量；當(dāng)價(jià)值增長(zhǎng)率達(dá)到0.35 后，各設(shè)備的出力趨于穩(wěn)定，碳排放量幾乎不再發(fā)生變化，各時(shí)段的碳排放與碳配額的差值小于區(qū)間長(zhǎng)度，價(jià)格增長(zhǎng)率不再起作用，總成本不再增加，即價(jià)格增長(zhǎng)率只有在實(shí)際碳排放量大于碳配額時(shí)才會(huì)發(fā)揮作用。綜上分析，在本文算例中，0.35為階梯式碳交易機(jī)制最優(yōu)價(jià)格增長(zhǎng)率。

圖11 價(jià)格增長(zhǎng)率對(duì)系統(tǒng)的影響Fig.11 Impact of rate of increase in price on system

3.5.4 儲(chǔ)能容量影響分析

隨著我國(guó)新能源裝機(jī)容量的不斷提高，新能源并網(wǎng)量不斷增大，出力與負(fù)荷需求不匹配的難題將嚴(yán)重威脅電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行，規(guī)?；瘍?chǔ)能在可預(yù)見(jiàn)的時(shí)間內(nèi)成為極具前景的解決技術(shù)之一，因此，研究系統(tǒng)中配置儲(chǔ)能的容量對(duì)新能源消納率和系統(tǒng)總成本的關(guān)系具有重要意義。

圖12 所示為系統(tǒng)總成本及新能源消納率與儲(chǔ)能容量的關(guān)系。當(dāng)儲(chǔ)能容量在[0，1 200）范圍時(shí)，新能源消納率從71%不斷提高至96%，系統(tǒng)大幅減少向配電網(wǎng)的購(gòu)電成本，系統(tǒng)總成本從15 000 元減小到12 000 元。當(dāng)儲(chǔ)能容量達(dá)到1 200 kW·h 以后，系統(tǒng)對(duì)新能源的消納能力達(dá)到最大，新能源消納率保持穩(wěn)定，而自此后，由于本文考慮了等效日的儲(chǔ)能建設(shè)成本，系統(tǒng)存在儲(chǔ)能過(guò)建設(shè)的問(wèn)題，故系統(tǒng)總成本存在緩慢上升趨勢(shì)。綜上分析，在本文算例中，1 200 kW·h為系統(tǒng)最優(yōu)容量。

圖12 儲(chǔ)能容量對(duì)系統(tǒng)的影響Fig.12 Impact of energy storage capacity on system

通過(guò)靈敏度分析可知：當(dāng)碳交易基價(jià)超過(guò)某一閾值時(shí)，各設(shè)備出力分布趨于穩(wěn)定，碳排放量達(dá)到最低點(diǎn)；當(dāng)價(jià)格增長(zhǎng)率到達(dá)最優(yōu)點(diǎn)前，系統(tǒng)碳排放量隨之降低并趨于穩(wěn)定，越過(guò)最優(yōu)點(diǎn)，隨價(jià)格增長(zhǎng)率升高，碳排放量趨于穩(wěn)定，而成本穩(wěn)步上升；區(qū)間長(zhǎng)度對(duì)降低系統(tǒng)成本具有顯著作用，且在碳排放穩(wěn)定后，提高區(qū)間長(zhǎng)度，成本仍持續(xù)降低；在不同的區(qū)間長(zhǎng)度和增長(zhǎng)率下，系統(tǒng)碳排放受制于基價(jià)的選擇，選擇合適的基價(jià)能最大化發(fā)揮區(qū)間長(zhǎng)度和增長(zhǎng)率對(duì)系統(tǒng)碳排放的制約力。系統(tǒng)的儲(chǔ)能配置深刻影響新能源消納率和成本，只有選擇最優(yōu)的儲(chǔ)能配置容量，才能實(shí)現(xiàn)新能源消納最大化的同時(shí)實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)的最優(yōu)經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié) 論

本文針對(duì)含電-熱負(fù)荷的MAIES，聚焦于CHP機(jī)組的運(yùn)行靈活性和階梯式碳交易機(jī)制的完善性，提出了一種基于可調(diào)熱電比和配額共享機(jī)制下兩階段階梯式碳交易的MAIES低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，分析比較了各運(yùn)行場(chǎng)景下的低碳和經(jīng)濟(jì)效益，研究了碳交易價(jià)格、區(qū)間長(zhǎng)度及價(jià)格增長(zhǎng)率對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行影響，儲(chǔ)能電站容量對(duì)新能源消納率和系統(tǒng)總成本的影響，結(jié)論如下。

（1）本文所提的CHP機(jī)組可調(diào)熱電比運(yùn)行方式能自適應(yīng)于園區(qū)的電熱負(fù)荷占比，靈活調(diào)整出力水平，結(jié)合分時(shí)電價(jià)改變熱電比，提高機(jī)組的靈活性，降低系統(tǒng)碳排放量，提高經(jīng)濟(jì)性。

（2）考慮MAIES參與到碳交易市場(chǎng)能兼顧低碳性與經(jīng)濟(jì)性。階梯式的交易機(jī)制對(duì)碳排放的約束力更強(qiáng)，能夠優(yōu)化引導(dǎo)碳減排，設(shè)置合理的參數(shù)，在減少系統(tǒng)碳排放量的同時(shí)兼顧系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性。在MAIES中提出配額共享下的兩階段碳交易機(jī)制，促進(jìn)各園區(qū)進(jìn)行配額的轉(zhuǎn)移交易，達(dá)到配額最優(yōu)分配，進(jìn)一步促進(jìn)了系統(tǒng)的低碳性和經(jīng)濟(jì)性。

（3）靈敏度分析結(jié)果表明，碳交易基價(jià)、區(qū)間長(zhǎng)度和價(jià)格增長(zhǎng)率均會(huì)影響低碳目標(biāo)的相對(duì)權(quán)重，進(jìn)而影響系統(tǒng)的運(yùn)行狀態(tài)，設(shè)置合適的參數(shù)才能達(dá)到最優(yōu)低碳性和經(jīng)濟(jì)性，可以為監(jiān)管部門決策提供理論參考。另外，新能源消納率與系統(tǒng)儲(chǔ)能電站的容量規(guī)劃值緊密相關(guān)，設(shè)置最優(yōu)的儲(chǔ)能容量能在顯著提高新能源消納率的同時(shí)提高系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。

系統(tǒng)中各設(shè)備的能源轉(zhuǎn)換效率受工況影響，新能源出力的不確定性問(wèn)題和主體之間存在復(fù)雜的利益交互關(guān)系，故將在后續(xù)研究中考慮設(shè)備變工況特性和新能源出力不確定性的MAIES 主從博弈優(yōu)化調(diào)度問(wèn)題。