考慮全生命周期碳排放的電氫耦合VPP調(diào)度優(yōu)化

閆慶友,黨嘉璐,林宏宇,鄭浩偉

(1.華北電力大學經(jīng)濟與管理學院,北京市 102206;2.國網(wǎng)經(jīng)濟技術研究院有限公司,北京市102209)

0 引 言

當前國內(nèi)正處于實現(xiàn)“雙碳”目標的轉(zhuǎn)型關鍵期,全球能源市場受經(jīng)濟、政治等多種因素影響仍處于動蕩調(diào)整過程中,綠色低碳能源的利用發(fā)展將成為重構(gòu)全球能源市場的重要驅(qū)動力[1-2]。復雜的國內(nèi)外部環(huán)境致使我國能源電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型壓力日益增大。為此在統(tǒng)籌兼顧能源市場用戶、各類電力生產(chǎn)與運營主體利益平衡的基礎上,構(gòu)建國內(nèi)新能源完整產(chǎn)業(yè)體系并超前規(guī)劃布局關鍵技術勢在必行[3]。比如,與可再生能源結(jié)合利用的儲能、氫能,與分布式資源結(jié)合的虛擬電廠(virtual power plant,VPP)等。充分挖掘VPP在生產(chǎn)、建設、運輸以及回收等多環(huán)節(jié)的低碳潛能,是促進可再生能源消納,提高低碳調(diào)度決策水平的重要手段[4]。

在新能源大規(guī)模并網(wǎng)后,如何將分布式電源、常規(guī)可控機組、用戶靈活負荷和儲能裝置等聚合成可控整體VPP,成為目前新型電力系統(tǒng)調(diào)度領域的一個重要研究方向。在風光火聯(lián)合調(diào)度系統(tǒng)中,電化學儲能的引入可以平抑高比例新能源發(fā)電波動[5-7]。但電儲能技術充放類型單一,風光消納受限,難以實現(xiàn)規(guī)?；?jīng)濟性能源存儲。電轉(zhuǎn)氣設備可以通過多能互補達到能源綜合高效利用,實現(xiàn)電力網(wǎng)絡和天然氣網(wǎng)絡之間的雙向能量流動[8]。文獻[9-10]以運行成本、經(jīng)濟效益作為目標函數(shù),提出了虛擬電廠電-熱-氣協(xié)調(diào)隨機優(yōu)化調(diào)度模型。文獻[11]以混氫天然氣置換傳統(tǒng)天然氣氣源,提出一種降低系統(tǒng)對外部氣網(wǎng)依賴度的低碳經(jīng)濟調(diào)度策略。文獻[12]提出了一種基于固體可逆燃料電池的新型電-摻氫天然氣優(yōu)化調(diào)度模型。上述文獻多聚集于電轉(zhuǎn)天然氣或摻氫天然氣的耦合互補利用,對單獨的電轉(zhuǎn)氫氣參與電力系統(tǒng)應用場景的研究較少,電轉(zhuǎn)氣實際是在電轉(zhuǎn)氫的基礎上,再將氫氣甲烷化,電轉(zhuǎn)天然氣的效率約為49%～65%,而電轉(zhuǎn)氫氣的效率約為51%～77%,后者具有更高的轉(zhuǎn)化效率和工業(yè)泛用性[13],還有很大的研究空間。

如何確定系統(tǒng)構(gòu)成單元的運行約束并選擇合理的優(yōu)化目標是VPP優(yōu)化調(diào)度的關鍵,國內(nèi)外諸多學者從電碳結(jié)合的視角出發(fā),針對VPP低碳經(jīng)濟調(diào)度展開研究。文獻[14]在多時間尺度上提出了考慮多主體運行階段碳中和成本的VPP雙層協(xié)同優(yōu)化調(diào)度模型。文獻[15]分析了碳價型敏感負荷對需求響應的影響。但上述文獻引入的碳視角過于簡單,未充分考慮碳交易市場的引導作用。碳交易是減少碳排放量的有效措施之一,主要分為傳統(tǒng)碳交易機制和階梯式碳交易機制。文獻[16-17]在含電動汽車的虛擬電廠經(jīng)濟目標函數(shù)中引入傳統(tǒng)碳交易成本。文獻[18]將階梯式碳交易引入風光儲聯(lián)合系統(tǒng)的分布魯棒優(yōu)化調(diào)度中。文獻[19]考慮季節(jié)要素對碳交易的影響,提出了基于獎懲階梯碳價的季節(jié)性碳交易機制。文獻[20]在電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)中引入階梯式碳交易。綜上,通過與傳統(tǒng)碳交易對比得出階梯式碳交易對碳排放量有更為嚴格的控制,有效約束了系統(tǒng)運行的經(jīng)濟和環(huán)境成本。以上研究雖然都是從碳視角出發(fā),但并未對低碳調(diào)度中能源的生產(chǎn)、傳輸、儲存等行為進行全過程碳軌跡追溯。因此亟需更精確地測量系統(tǒng)構(gòu)成單元所有環(huán)節(jié)的碳排放量,拓寬VPP各設備碳排放計量模型的應用范圍,進一步提高VPP低碳調(diào)度的準確性。

綜上所述,本文將分布式儲能、電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)與常規(guī)虛擬電廠進行集成,并運用生命周期評價(life cycle assessment,LCA)方法分析各類能源設備主體各環(huán)節(jié)產(chǎn)生的碳排放,進而精確計量碳排放系數(shù),并將其與階梯碳交易機制聯(lián)合納入約束條件中,以系統(tǒng)總運行成本最小,碳排放量最少為目標建立電氫耦合虛擬電廠多目標調(diào)度優(yōu)化模型,最后通過算例分析驗證所提模型的有效性和可行性。

1 虛擬電廠結(jié)構(gòu)

1.1 基本結(jié)構(gòu)

本文在擁有電、氫兩種負荷的虛擬電廠中引入分布式電儲能,包括獨立的電池儲能系統(tǒng)、儲能與分布式電源相結(jié)合(如光儲、風儲系統(tǒng)),并將儲能設備與微型燃氣輪機(gas turbines,GT)、風電機組(wind turbine,WT)、光伏陣列(photovoltaic,PV)及氫燃料電池汽車群等組件集成電氫耦合虛擬電廠。設定可中斷負荷參與虛擬電廠的優(yōu)化運營,在電力用戶側(cè)實施激勵型需求響應[21]引導用戶用電行為。分布式儲能既能充當電源又能作為負荷,可根據(jù)系統(tǒng)實時運行需要調(diào)節(jié)其充放電功率,在夜間負荷較低而風電高發(fā)時期或夏季負荷較高而光電高發(fā)時期,將過剩的風電和光電轉(zhuǎn)化存儲到分布式蓄電池中。多余的風光發(fā)電量可通過電轉(zhuǎn)氫技術[22]生成氫氣供氫燃料電池汽車(hydrogen fuel cell vehicle,HFCV)充氫使用,提供現(xiàn)階段高價氫氣下的另一種成本疏導機制。VPP基本結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 虛擬電廠基本結(jié)構(gòu)

1.2 VPP典型設備模型

1)風電模型。

風力發(fā)電通常情況下服從威布爾分布,在不同的風速下,風力渦輪機的輸出功率Pwt是不同的。兩者之間的關系表示如下:

(1)

式中:a、b、c、d為風力渦輪機的出力系數(shù);vi、vr、v0分別為風力渦輪機的切入速度、切出速度和額定速度;pr為額定功率。

2)光伏模型。

影響光伏發(fā)電輸出的因素是光伏面板溫度、太陽輻射強度和環(huán)境溫度。光伏系統(tǒng)的輸出功率Ppv為:

Ppv=SPVGPVβPV[1+k1(Tc-Tr)]

(2)

式中:SPV表示環(huán)境溫度;GPV為太陽輻射強度;βPV表示太陽能轉(zhuǎn)化效率;k1為組件的溫度系數(shù);Tc、Tr分別為光伏面板溫度和參考溫度。

3)微型燃氣輪機模型。

燃氣輪機可以將天然氣的熱能轉(zhuǎn)化為電能,在系統(tǒng)優(yōu)化中輸出功率為Pgt,研究體系已經(jīng)較為成熟。燃氣輪機的運行模型如下:

Pgt=QTCSHTCS·ηTCS

(3)

式中:ηTCS為燃氣輪機的運行效率;QTCS為天然氣消耗量;HTCS為天然氣熱值。

4)柔性負荷需求響應模型。

基于事先簽訂的需求響應合同,由VPP運營商向柔性負荷用戶直接發(fā)出負荷削減的控制信號,改變用戶用電量,則用戶參與調(diào)度后的負荷功率Pue為:

Pue=(1-θudγud)Puo

(4)

式中:γud為0-1變量,表示用戶負荷的削減狀態(tài);θud為負荷削減系數(shù),θud∈[0,1];Puo為削減前的原始用戶負荷功率。

1.3 分布式儲能模型

分布式儲能接入電網(wǎng)后既能充當分布式電源又能等效為用電負荷,作為新能源與電網(wǎng)之間的緩沖設備,能夠有效地保證電網(wǎng)的穩(wěn)定靈活運行。根據(jù)儲能與電網(wǎng)雙向功率交換的流向,分布式儲能運行狀態(tài)可分為三種:充電、空閑、放電[23]。儲能出力Psoc表示如下:

(5)

當分布式儲能從電網(wǎng)中吸收電能時,即充當用電負荷時,對應的充電模型如下:

(6)

當分布式儲能向電網(wǎng)中釋放電能時,即充當分布式電源時,對應的放電模型如下:

(7)

當分布式儲能與電網(wǎng)之間無電能流動,即處于空閑狀態(tài)時,對應的模型如下:

En,ess(t)=En,ess(t-1)

(8)

1.4 電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)模型

1)電解槽模型。

在風光資源充足條件下,質(zhì)子交換膜(proton exchange membrane, PEM)電解槽(electrolysis bath,EL)[24]利用多余電能電解水制氫,為氫燃料電池汽車充氫。電解槽能夠?qū)⑺娊鉃闅錃夂脱鯕?。其?shù)學模型為:

(9)

(10)

2)氫燃料電池汽車模型。

假設HFCV并網(wǎng)時段內(nèi)保持額定功率充氫,不可調(diào)度,直至滿足續(xù)航里程需求后離網(wǎng),選取行駛里程作為測量HFCV已充氫量的指標[25],HFCV集群模型如下:

(11)

(12)

(13)

(14)

2 虛擬電廠低碳經(jīng)濟優(yōu)化模型

2.1 基于多主體全生命周期的碳排放系數(shù)計量

VPP的總碳排放量包括各主體直接或間接產(chǎn)生的碳排放,其中涉及多種能源相互耦合,不同能源設備在生產(chǎn)投運過程中直接或間接向大氣中排放CO2的強度即為該主體的碳排放因子[26]。風電、光伏被普遍認作清潔能源,在運行階段未直接排放CO2,此階段碳排放強度為0,但其在生產(chǎn)、運輸、運維、報廢回收等環(huán)節(jié)還是會導致碳排放,因此在分析VPP碳排放時,需要結(jié)合LCA能源鏈碳排放分析法[27],將各類能源設備主體的能源流動過程進行簡化,然后根據(jù)各個環(huán)節(jié)內(nèi)能源消耗或轉(zhuǎn)換過程所產(chǎn)生的碳排放系數(shù)進行計量,發(fā)電側(cè)主要計量來源為氣電、新能源發(fā)電和電制氫,用電側(cè)主要來自儲能,能源在輸配過程中的碳排放損耗暫不考慮,各類機組的單位電量全生命周期碳排放系數(shù)計量為:

(15)

式中:epg,i為機組i生產(chǎn)環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);cjg為單位標準電量與能耗的折算系數(shù);mct,i、mpj,i為機組i生產(chǎn)環(huán)節(jié)和施工過程材料使用的碳排放強度;ect,i、epj,i為機組i生產(chǎn)環(huán)節(jié)和施工過程材料耗費能量強度;etg,i為機組i運輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);my,i為機組i第y種組件的碳排放強度;ey,i為機組i第y種組件運輸耗費能量強度。

1)化石能源機組(煤電、氣電)。

煤電LCA的碳排放主要來自煤炭生產(chǎn)、電煤運輸、燃燒3個環(huán)節(jié)。煤制天然氣和油田天然氣的生產(chǎn)開采、運輸和燃氣發(fā)電3個環(huán)節(jié)的碳排放為氣電的LCA碳排放主要組成部分。

(16)

式中:Epgs為生產(chǎn)環(huán)節(jié)碳排放系數(shù),此時i分別為燃煤和燃氣機組GT;Up為生產(chǎn)過程的單位能耗;Uep為煤炭的生產(chǎn)排放系數(shù);λep為單位電量生產(chǎn)損失率;Etgs為運輸環(huán)節(jié)碳排放系數(shù);Eggs為發(fā)電環(huán)節(jié)碳排放系數(shù);Usg為單位電量的供電標準氣耗;Utce為單位發(fā)電的碳排放當量系數(shù)。

2)新能源機組(風、光、電解槽)。

新能源機組的生產(chǎn)建設和出廠運輸兩個環(huán)節(jié)是LCA碳排放主要來源,而運維環(huán)節(jié)的碳排放主要來自耗材生產(chǎn)與替換時運輸耗能和設備檢修耗能,但此部分的碳排放量相較LCA的碳排放量極少,通常忽略不計。假設電解水制氫過程中電力消耗隱含的碳排放已并入VPP機組發(fā)電碳排放。

(17)

式中:Epeg為新能源機組生產(chǎn)環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù),i分別取風電、光伏、電解槽;Eteg為新能源機組組件運輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)。

3)儲能機組。

儲能機組在使用和廢棄回收階段會產(chǎn)生較多的碳排放,故對于VPP在計量總碳排放量時,此部分碳排放也應包含在內(nèi)。因此,將儲能設備全生命周期邊界確定為計及生產(chǎn)、建設、運輸以及回收的過程,即

(18)

式中:Epsg為儲能機組在生產(chǎn)環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);Etsg為儲能機組在運輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);Eosg為儲能機組在運行環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);mso為日充放電次數(shù);nso為運行環(huán)節(jié)的替換系數(shù);Ersg為儲能機組在廢棄回收環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);cgi為電池電量與電池能耗之間的折算系數(shù);rgi為電池材料組件運往廢棄回收工廠單位距離消耗能源的碳排放強度;lgi為電池材料組件運往工廠的運輸距離。

4)外部市場。

外部市場購電和購氫的碳排放量均取決于當?shù)仉娋W(wǎng)的發(fā)電能源構(gòu)成,本文參考北方某地的構(gòu)成比例,其中煤電約占50.3%,天然氣發(fā)電約占30.7%,光伏和風力發(fā)電分別占比約為7.8%和11.2%,結(jié)合各主體全生命周期碳排放系數(shù)加權(quán)計算可得購電的LCA碳排放系數(shù)。現(xiàn)階段氫網(wǎng)市場主要制氫方式仍為化石能源制氫,煤制氫約占63.5%,天然氣制氫約占36.5%,其他含有電力消耗帶來隱含碳排放的制氫方式暫不考慮。

2.2 階梯式碳交易成本模型

碳交易[28]是允許生產(chǎn)商在市場中進行合法的碳排放權(quán)買賣進而達到控制碳排放目的的一種交易機制。由政府監(jiān)管部門向各碳排放源分配碳排放配額,若實際碳排放高于所分配的配額,則需要購買碳排放權(quán)超額部分,反之多余的配額可以在碳交易市場中出售。階梯式碳交易成本模型[29]主要包括碳排放權(quán)配額模型、實際碳排放模型、階梯式碳排放交易模型。

1)碳排放權(quán)配額模型。

VPP中的碳排放源主要有4類:燃氣輪機、新能源機組、上級購電和購氫。本文主要采用的配額方法為無償配額。

(19)

2)實際碳排放模型。

基于各類機組的單位電量全生命周期碳排放系數(shù)計量的碳排放量:

(20)

3)階梯式碳交易成本模型。

相較于傳統(tǒng)碳交易定價機制,為進一步控制碳排放,本文采用階梯式定價機制,需要購買的碳排放權(quán)配額越多,相應區(qū)間的購價越高,基于該機制建立的階梯式碳交易成本模型如下:

(21)

(22)

2.3 目標函數(shù)

如何合理分配系統(tǒng)內(nèi)部運行收益并提高上網(wǎng)購售收益是VPP首要優(yōu)化運行的目標,由于電解水制氫具備低碳特性,更多碳配額可以進入市場交易,因此碳排放量最小化作為本文第二個優(yōu)化目標。通過使系統(tǒng)運行總成本F1和總碳排放量F2最小,實現(xiàn)電氫耦合VPP在經(jīng)濟效益和環(huán)境效益方面的最優(yōu)化,目標函數(shù)如下:

(23)

式中:F1為燃氣輪機、風電、光伏及分布式儲能系統(tǒng)和電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)參與優(yōu)化調(diào)度的電網(wǎng)運行成本;C1為主設備投資成本;C2為用戶可削減負荷的補償成本;C3為階梯式碳交易成本;C4為電網(wǎng)購售電成本;C5為電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)購氫成本。

主設備投資成本包括初始購買費用、輔助設備投資費用、總替換費用和總運維費用,輔助投資費用與初始購買費用成正比例關系,運維費用包括燃料費用和設備維護費用。在虛擬電廠壽命周期內(nèi),只考慮蓄電池和電解槽的重置成本,蓄電池和電解槽的壽命周期分別為5年和10年。因此,主設備投資成本可表示為:

C1=Ccap+Crop+Crep+CGT

(24)

Ccap=cgt+cwt+cpv+csoc+cel

(25)

(26)

(27)

(28)

式中:Ccap為初始購買費用,包括燃氣輪機、風光機組、蓄電池、電解槽等設備;Crop為分布式電源的運行成本;Crep為總替換費用;CGT為燃氣輪機的燃料成本;cgt、cwt、cpv、csoc、cel分別表示燃氣輪機、風電機組、光伏機組、蓄電池、電解槽的購買價格;kgt、kwt、kpv、ksoc分別為燃氣輪機、風電、光伏機組、蓄電池的運行成本系數(shù);r表示行業(yè)基準收益率,設定r=8%;nsoc、nel分別表示蓄電池和電解槽的運行壽命;kGT為燃料成本系數(shù)。

用戶可削減負荷[30]的補償成本為:

(29)

階梯式碳交易成本為:

(30)

虛擬電廠向電網(wǎng)購售電成本為購電費用減去售電收益,公式如下:

(31)

HFCV集群可從電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)完成充氫需求,減少從外部市場購買氫氣,電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)的購氫成本計算如下:

(32)

式中:cp,h為市場上每單位體積氫氣價格。

2.4 約束條件

風電、光伏、氣電與儲能聯(lián)合運行時要綜合考慮自身與電網(wǎng)的運行約束[31],模型需滿足的約束條件如下:

1)系統(tǒng)功率平衡約束:

(33)

(34)

式中:PD(t)為用戶電負荷;Vnet為向氫網(wǎng)購氫量。

2)功率上下限約束:

(35)

(36)

3)主網(wǎng)約束:

(37)

(38)

4)蓄電池約束:

(39)

Esoc(0)=Esoc(24)

(40)

(41)

5)可削減負荷約束:

0≤Pue≤εmaxPuo

(42)

式中:εmax為最大負荷削減率。

6)電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)約束見式(10)和(14)。

2.5 多目標模型求解

本文建立的虛擬電廠調(diào)度優(yōu)化模型有2個目標函數(shù),分別以經(jīng)濟成本最低,碳排放量最低為目標函數(shù)求解模型,并在各目標函數(shù)最優(yōu)條件下求解其他函數(shù),用二維表格表征目標函數(shù)之間的相互關系。并根據(jù)各目標函數(shù)的最大值和最小值確定權(quán)重系數(shù),將多目標函數(shù)加權(quán)轉(zhuǎn)化為單目標函數(shù)便于進一步的求解。由于目標函數(shù)中,系統(tǒng)運行成本屬于經(jīng)濟成本型目標函數(shù),二氧化碳排放量屬于社會成本型目標函數(shù),不同目標函數(shù)量綱也不相同,需要進行無量綱化處理:

(43)

式中:Fij為在Fj(j=1,2)最優(yōu)條件下Fi(i=1,2)的取值;通過對Fij處理后,可以得到無量綱化目標函數(shù)F′ij。

應用熵權(quán)法為各目標函數(shù)賦予權(quán)重,詳細賦權(quán)步驟見文獻[32]。最后,將多目標函數(shù)通過加權(quán)得到單目標函數(shù)F進行求解:

(44)

式中:fi為目標函數(shù)F′i的權(quán)重系數(shù)。

3 算例分析

3.1 參數(shù)設置

為驗證本文所提低碳經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度模型的合理性和可行性,本文以華北某園區(qū)[33]為算例進行仿真分析,按時間分別選取夏季、過渡季、冬季3個典型場景。以10 MW的風電機組,6 MW的光伏機組,3 MW的燃氣機組,2 MW的電轉(zhuǎn)氫設備集成虛擬電廠,另外,虛擬電廠內(nèi)還有總額定容量為2 MW·h的分布式儲能設備和最大削減率εmax=10%的可削減電負荷,氫負荷為1 000輛氫燃料電池汽車。VPP各機組的詳細參數(shù)見表1,電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)的詳細參數(shù)見表2,HFCV的計算參數(shù)見表3,主網(wǎng)分時電價見表4,不同季節(jié)典型日的風光出力曲線見圖2。

表1 系統(tǒng)出力及儲能相關運行參數(shù)

表2 電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)相關運行參數(shù)

表3 氫燃料汽車相關參數(shù)

表4 電網(wǎng)分時電價

圖2 不同季節(jié)典型日風光出力曲線

VPP與主網(wǎng)購售電價按照峰平谷三段劃分,峰時段為11:00—16:00,19:00—22:00;平時段為08:00—11:00,16:00—18:00及22:00—24:00;谷時段為00:00—08:00。

根據(jù)第2節(jié)多主體LCA碳排放計量方法,計算得到各類能源設備在各環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)如表5所示,區(qū)域電網(wǎng)購電的碳排放系數(shù)為803 g/kWh,根據(jù)參考文獻[34],氫網(wǎng)加氫的碳排放系數(shù)約為60.79 g/m3,碳交易基價λ=25元/t,區(qū)間長度l=2 t,價格增長率α=25%。參考北京市發(fā)改委、廣東省生態(tài)環(huán)境廳等出臺的有關政策,各能源設備碳排放配額如表6所示。

表5 VPP各設備在各環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)

表6 單位碳配額系數(shù)

在仿真分析中,本文構(gòu)建的考慮全生命周期碳排放的電氫耦合VPP低碳經(jīng)濟調(diào)度模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃模型,采用Matlab R2021a軟件,通過Yalmip工具包調(diào)用CPLEX求解器對算例進行求解。

3.2 情景設置

為了充分說明本文所構(gòu)建考慮全生命周期碳排放的電氫耦合VPP多目標優(yōu)化模型的可行性,本文首先以過渡季典型日場景為算例,從各目標函數(shù)最優(yōu)角度設置3個情景。情景設置如下:情景1以系統(tǒng)運行成本最低為優(yōu)化目標;情景2以碳排放量最低為優(yōu)化目標;情景3以多目標作為優(yōu)化目標。由于風光出力易受季節(jié)特性的影響發(fā)生波動,且夏季和冬季的用戶負荷需求要大于過渡季,因此從不同季節(jié)典型日的角度增加2個算例,進一步驗證文章模型的有效性。

3.3 算例結(jié)果

以經(jīng)濟成本最小為目標函數(shù)時,碳排放量較高,缺乏環(huán)保性;以碳排放量最低為目標函數(shù)時,經(jīng)濟效益較低,犧牲了一部分經(jīng)濟效益;所以,情景3中綜合考慮多個目標實現(xiàn)VPP的最優(yōu)運行,求解單目標函數(shù)的二維關系表,f1、f2權(quán)重系數(shù)計算結(jié)果為0.66和0.34。過渡季典型日整體優(yōu)化結(jié)果如表7所示,夏季和冬季典型日整體優(yōu)化結(jié)果見附錄A,風光出力、電解槽功率和三種情景下燃氣輪機出力如圖3所示。

表7 過渡季整體優(yōu)化結(jié)果

圖3 VPP過渡季出力優(yōu)化結(jié)果

由表7和圖3中發(fā)電機組出力數(shù)據(jù)分析可得,情景1以最小運行成本為優(yōu)化目標,尋求VPP經(jīng)濟最優(yōu)的調(diào)度策略,此時GT發(fā)電量為28.66 MW·h,前期出力較少,15:00之后光伏出力越來越小,GT出力增多,該情景下,VPP成本相對最低,運行經(jīng)濟效益較為樂觀,但系統(tǒng)低碳性欠缺考慮。情景2以最低碳排放量為目標函數(shù),達到環(huán)境效益最佳,相對情景1,GT出力明顯增多且達到29.30 MW·h,01:00—07:00時GT也開始出力,VPP碳排放量減少了8 364.54 kg,但運行成本增加了10 424.02元,此情景下VPP碳排放得到有效降低但經(jīng)濟效益不佳。情景3將多個目標作為優(yōu)化對象,在確保VPP經(jīng)濟效益前提下,減少碳排放,此時GT發(fā)電量為33.97 MW·h,VPP碳排放量對比情景1減少了6 441.49 kg,總運行成本對比情景2減少了8 023.33元,此調(diào)度方案兼顧了經(jīng)濟效益和環(huán)境效益。

3.4 不同優(yōu)化目標對比分析

3.4.1 考慮電轉(zhuǎn)氫機制效益分析

各情景下的VPP購售電和購買氫氣結(jié)果對比如圖4所示,正值表示VPP從主網(wǎng)購電購氫,負值表示VPP向主網(wǎng)售電。

圖4 VPP過渡季和主網(wǎng)(電氫)交換結(jié)果

結(jié)合圖4和圖3中電轉(zhuǎn)氫功率分析可得,在情景1條件下,VPP主要在午間峰時段向電網(wǎng)和用戶共出售電能3.97 MW·h,在平時段、谷時段和19:00—21:00從電網(wǎng)購電29.55 MW·h, 電解槽出力3.36 MW·h,總購氫18 524.3 m3。情景2下VPP不再售電,購電減少了13.47 MW·h,電解槽出力大幅增加至13.46 MW·h,這是由于主網(wǎng)發(fā)電構(gòu)成復雜,碳排放量更高,VPP更多采用GT進行削峰填谷,多余的電量進行電轉(zhuǎn)氫氣,使得購氫量減少了1 979.7 m3。情景3中VPP購售電量均介于情景1、2之間,分別為18.29 MW·h和3.08 MW·h,但購氫量相對于情景1增加142.13 m3,電解槽出力降低到2.64 MW·h,VPP主要在平、谷時段購電,此時購電成本小,在午間峰時段售電,此時售電價格高,在風光出力充足時進行電轉(zhuǎn)氫,更充分地消納風光出力,減少從外部市場購買高價氫氣,提高經(jīng)濟效益。

3.4.2 考慮儲能系統(tǒng)效益分析

儲能系統(tǒng)蓄電量及充、放電功率如圖5所示。

圖5 VPP過渡季儲能優(yōu)化結(jié)果

結(jié)合圖5和圖3中光伏出力數(shù)據(jù)分析可得,光伏機組在07:00才開始發(fā)電,因此在峰時段11:00到來前,不同情景下儲能系統(tǒng)最多只有3 h進行充電操作,又由于電儲能成本相對較高,結(jié)合圖3中GT出力數(shù)據(jù)分析可得,情景1在追求最低經(jīng)濟成本時,GT出力最小,更傾向于從主網(wǎng)購電購氫,儲能系統(tǒng)充電時長僅為5 h,充電效率最低。結(jié)合圖4主網(wǎng)交換數(shù)據(jù)進一步分析可得,情景2中GT出力增加,受主網(wǎng)購電購氫碳排放系數(shù)較大的影響,更傾向于內(nèi)部發(fā)電出力,儲能系統(tǒng)在平、谷時段充電時長增多,更早地達到了最大蓄電量。在以多個目標為優(yōu)化對象的情景3中全天平均蓄電率為33.37%,高于情景2的30.05%和情景1的32.25%,此優(yōu)化方案提高了儲能單元的利用率,更充分地利用峰谷價差進行“低儲高放”、“谷購峰售”,既能保證VPP較高收益,又能減少碳排放。

3.4.3 考慮階梯式碳交易機制效益分析

為了有效地驗證階梯式碳交易政策對VPP低碳經(jīng)濟調(diào)度的影響,采用所提模型和傳統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度模型(即系統(tǒng)運行成本中不考慮碳排放成本)對過渡季典型日算例補充設置3個情景進行對比:情景4為傳統(tǒng)碳交易機制下采用傳統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度模型;情景5為階梯式碳交易機制下采用傳統(tǒng)經(jīng)濟調(diào)度模型;情景6為階梯式碳交易機制下采用所提多目標模型,表8為3種運行情景下的調(diào)度結(jié)果。

表8 VPP階梯式碳交易機制前后結(jié)果對比

由表8可知,情景5碳排放量比情景4減少了9.21%,情景6碳排放量比情景4減少了6.52%,可見考慮階梯式碳交易機制能進一步約束碳排放,達到清潔低碳的目的。雖然情景6較情景5的碳排放量增加了1 169.41 kg,但總成本減少了4 173.27元,體現(xiàn)了本文所提多目標優(yōu)化模型能同時兼顧經(jīng)濟利益和環(huán)境效益。對比3種情景的總成本,情景5的碳排放量雖然略低于情景6,但由于優(yōu)化時未考慮碳交易成本,VPP需要向碳交易市場購買大量的碳排放權(quán)配額,因此總成本最大;情景4相比情景5雖然增加了購電成本和碳排放量,但由于碳交易機制為傳統(tǒng)的恒定價格機制,因此碳交易成本較低,總成本最小;結(jié)合表5的各主體碳排放系數(shù)可知,燃氣輪機的單位碳排放量要小于主網(wǎng)購電的單位碳排放量,由于階梯式碳交易機制的原因,情景6減少購電,增加氣電出力,達到新的平衡。

3.5 不同季節(jié)典型日的對比分析

本文基于情景4、5繼續(xù)對夏季和冬季典型日場景下VPP各單元出力及負荷進行分析,證明所提出模型面對不同季節(jié)的不同系統(tǒng)供電組成和負荷配置都有效。不同季節(jié)VPP購售電和購買氫氣結(jié)果對比如圖6所示,圖7和圖8分別展示了夏冬季典型日的VPP出力情況和電、氫負荷數(shù)據(jù),夏季和冬季典型日整體優(yōu)化結(jié)果如表9所示。

表9 夏冬兩季整體優(yōu)化結(jié)果

圖6 VPP不同季節(jié)和主網(wǎng)(電氫)交換結(jié)果對比

圖7 VPP夏季需求響應前后電負荷

圖8 VPP冬季需求響應前后電負荷

根據(jù)模型運行結(jié)果,參考圖6分析可得,VPP在夏季受季節(jié)性風光出力特點影響形成的電量缺口,更傾向于由初始投資成本高但能效更高的燃氣輪機提供,相比其他季節(jié)與主網(wǎng)交換電量較低,電解槽出力最小,儲能全天平均蓄電率為29.15%。圖7中柔性負荷參與了需求響應,通過負荷削減平抑了峰谷差,柔性削減量為10.63 MW·h,且平均負荷削減率為4.91%。結(jié)合表9綜合最優(yōu)的成本數(shù)據(jù)可得,VPP的碳排放量對比情景1減少10.81%,運行成本對比情景2減少2.27%,同樣保證了VPP的經(jīng)濟性和低碳性。

根據(jù)模型運行結(jié)果,參考圖6分析可得,VPP在冬季增加了主網(wǎng)購電購氫的比例,新增的季節(jié)性風電不足以填補用戶電負荷和汽車氫負荷,相對于其他季節(jié)電解槽出力時長增多,儲能全天平均蓄電率為27.32%,圖8中展示了柔性負荷削減量為10.7 MW·h,平均負荷削減率為5%,結(jié)合圖5可知本文購建的需求響應模型在保證用戶用電穩(wěn)定性時,峰時段適當?shù)娜嵝载摵上鳒p使購電成本降低。結(jié)合表9綜合最優(yōu)的成本數(shù)據(jù)可以分析得出,VPP碳排放量對比情景1減少9.03%,運行成本對比情景2減少2.02%,與其他季節(jié)情景一致,綜合最優(yōu)目標能兼顧經(jīng)濟和環(huán)境目標雙重需求。

4 結(jié) 論

本文綜合考慮虛擬電廠運行經(jīng)濟成本、碳排放量2個優(yōu)化目標,引入需求響應機制,同時雙側(cè)聯(lián)動公共電網(wǎng)和氫氣網(wǎng)絡,構(gòu)建了基于LCA多主體碳排放和階梯碳交易機制的電氫耦合虛擬電廠多目標調(diào)度優(yōu)化模型,并選擇季節(jié)性算例開展實例分析,得到以下結(jié)論:

1)在國內(nèi)氫氣價格高于煤炭等化石能源的背景下,本文提出的VPP優(yōu)化調(diào)度模型引入電轉(zhuǎn)氫機制,該機制以另一種成本疏導方式化解了HFCV等氫負荷的系統(tǒng)供需平衡成本增加問題。電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)不僅可以與需求響應機制協(xié)同削峰填谷,也能夠幫助儲能系統(tǒng)更好地利用峰谷價差進行低儲高放,提高了系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性和靈活性。

2)本文充分考慮了電氫耦合VPP所使用的各類能源設備主體全生命周期各個環(huán)節(jié)的碳排放,沒有僅局限于設備使用環(huán)節(jié),提高了模型的適用性。同時在計算經(jīng)濟成本時引入階梯碳交易機制,間接降低了VPP的全生命周期碳成本,在保證經(jīng)濟效益的同時獲得了更高的環(huán)保效益,有助于推動可再生能源規(guī)?；突茉吹吞蓟?/p>

應當指出,本文的優(yōu)化過程暫未考慮風光出力不穩(wěn)定和用戶負荷波動等不確定因素,設置多目標時未引入系統(tǒng)等效負荷方差最小,相關問題將在今后的研究工作中繼續(xù)開展。