考慮階梯式碳交易的電-氣-熱綜合能源系統低碳經濟調度

崔 楊，曾 鵬，仲悟之，崔文利，趙鈺婷

（1. 東北電力大學 現代電力系統仿真控制與綠色電能新技術教育部重點實驗室，吉林 吉林132012；2. 中國電力科學研究院有限公司，北京100192；3. 內蒙古電力集團有限責任公司 烏蘭察布電業局察右中旗供電分局，內蒙古 烏蘭察013550）

0 引言

當今世界碳排量與日俱增，減少碳排量成為各國共識，我國在《巴黎協定》中承諾，到2030年實現碳排放強度下降60%～65%的目標［1］。為此，我國提出設立碳稅、碳交易市場等政策機制，同時綜合能源系統概念的提出為碳減排提供了新思路［2］。綜合能源系統指將能源產生、傳輸、分配、轉換、消費等各環節統一協調規劃所產生的能源產供銷一體化系統［3］。在環境問題日漸突出的背景下，建立綜合能源系統被認為是降低碳排量的有效舉措［2］，電-氣-熱綜合能源系統的運行優化一直是該領域的研究熱點。

目前，有關電-氣-熱綜合能源系統的研究集中在經濟調度方面。文獻［4］考慮電轉氣設備在電-氣-熱綜合能源系統中對風電消納的作用，提升系統經濟性。文獻［5］提出一種含電轉氣和熱電解耦熱電聯產機組的經濟調度模型，此模型可以通過電轉氣和熱電聯產的協調運作提高經濟性。上述文獻考慮了系統總體調度情況，并未考慮市場參與下系統的經濟調度。文獻［6］提出在參與多種市場下電-氣-熱綜合能源系統優化調度模型，同時考慮市場收益和運行成本，結果證明通過系統協調配合可實現綜合收益的最大化。上述模型盡管考慮了電-氣-熱綜合能源系統的經濟性，卻忽略了環境問題。

碳交易被認為是減少碳排量的有效措施之一［7-8］，其主要分為傳統碳交易機制和階梯式碳交易機制。文獻［9］提出考慮場景概率含風電的低碳經濟調度模型，通過引入傳統碳交易機制，證明可有效減少碳排量，提高低碳機組出力。文獻［10］在含光伏的電力系統調度中引入階梯式碳交易機制，證明階梯式碳交易機制對碳排量有更嚴格的控制。在綜合能源系統方面，文獻［11］提出引入碳交易機制的電-氣互聯綜合能源系統優化調度模型，分析碳交易的制定對經濟性和碳排量的影響，這對綜合能源系統低碳經濟調度有指導意義，但該模型只考慮了傳統碳交易情況。文獻［12］在綜合能源系統調度中引入階梯式碳交易機制，在考慮火電外購的情況下，協調綜合能源系統的經濟性和低碳性，但外購火電并不能使全局系統經濟性最優。文獻［13］指出建立全網集中調度模型可以使全局經濟性最優。

綜上，目前研究主要是將碳交易機制引入綜合能源系統，并未對碳交易機制原理進行分析，同時，鮮有文獻將碳交易機制引入電-氣-熱綜合能源系統源側集中調度。為此，本文提出電-氣-熱綜合能源系統低碳經濟調度模型。對階梯式碳交易和傳統碳交易的原理進行分析比較，并將其引入電-氣-熱綜合能源系統，綜合考慮其經濟性和環境效益。最后，通過仿真驗證階梯式碳交易機制中引入綜合能源系統低碳經濟調度的合理性。

1 碳交易機制的分析比較

碳交易實質上是通過建立合法的碳排放權，并允許通過市場對碳排放權進行交易從而達成控制二氧化碳排放的交易機制。

1.1 碳交易配額

我國碳交易機制目前處于摸索階段，對于不同電廠其無償配額也不同。對于燃煤機組，其配額與其輸出功率有關：其中，Di為第i 臺燃煤機組的碳排量配額；λh為燃煤機組的配額系數；PGi為第i臺燃煤機組的輸出功率。

對于燃氣輪機，根據文獻［14］，其供電量的碳排量配額可以按供熱量進行折算，即將其供電量折算成熱量和原本供熱量相加得出總熱量，按總熱量進行配額；對于燃氣鍋爐，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 臺燃氣機組（包括燃氣輪機和燃氣鍋爐）的碳排放配額；λr為燃氣機組的配額系數；PRj為第j 臺燃氣機組的輸出熱量；PEj為第j 臺燃氣機組的輸出電量；β為電量的折算系數。

1.2 碳交易機制

碳交易機制在我國主要分為2 種形式：一是傳統碳交易；二是階梯式碳交易。

傳統碳交易指在一定的調度周期內，若系統主體的二氧化碳排放量沒有超過排放配額，則可以獲得交易額度，將該部分賣掉獲得收益；否則需要對超額的部分進行購買，可用式（3）表示。

其中，Fp為需要支付的碳交易費用；σ 為單位碳排放權交易價格；Ec為系統的實際碳排量；nh為燃煤機組總數；nr為燃氣機組總數。

階梯式碳交易指將二氧化碳排放量分為多個區間，碳排量越多的區間，單位碳排放權交易（碳交易）價格越高，系統所需的花費越多。碳交易成本表達式如下：

其中，p 為關于碳交易的碳排放區間長度，本文中取25 t；δ為碳交易價格的增長幅度，本文中取25%。

設80 MW常規燃煤機組碳排量在48.5 t（輸出功率為50 MW）處形成階梯，則對于傳統碳交易和階梯式碳交易的區別可以用圖1表示。具體地，圖1為常規燃煤機組在傳統碳交易和階梯式碳交易機制下的綜合單位變出力成本（單位時間內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組燃料成本之和）和此時系統收益（本文中系統收益指電轉氣所獲收益）與機組輸出功率之間的關系。

圖1 傳統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，不同于傳統碳交易，階梯式碳交易在輸出功率為50 MW 時存在綜合單位變出力成本分段點。當系統收益為210元／（MW·h）（系統收益1）時，傳統碳交易不存在分段點，該燃煤機組輸出功率只要小于68 MW 就會盡量發至68 MW 以獲取最大利益，此時系統對輸出功率小于68 MW 的燃煤機組沒有抑制能力。而階梯式碳交易存在分段點，當燃煤機組輸出功率小于50 MW 時，系統收益大于燃煤機組綜合單位變出力成本，則其最多能多發到50 MW，使系統收益最優，此時系統可以將燃煤機組出力限制在50 MW 以內，抑制了二氧化碳的排放。當系統收益為214元／（MW·h）（系統收益2）時，在滿足基本負荷約束情況下，傳統碳交易中燃煤機組輸出功率只要大于20 MW，系統對該燃煤機組輸出功率就沒有了抑制能力，使碳排量增多。而在階梯式碳交易中，系統收益大于燃煤機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，當輸出功率達到50 MW時，系統對碳排量存在抑制能力；當輸出功率為20～50 MW時，考慮到總體收益問題，輸出功率不會越過20～50 MW 區間到50 MW 以上的區間，使輸出功率限制在50 MW內，此時碳排量得到抑制。

如果單純地將傳統碳交易價格提高，對排碳量抑制能力得到提高，但系統總成本會大幅上漲。因此，在保證一定經濟性條件下，階梯式碳交易對系統碳排量的抑制能力更強，有利于碳排量的減少。

上述原理分析針對的是單一燃煤機組情況，當全系統存在多種燃煤機組時，系統分析情況如下所示。

碳交易成本公式可簡化為：

其中，PZ為燃煤機組總功率；λi為機組i 的碳排放強度。

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

2 基于碳交易的電?氣?熱低碳經濟調度模型

本文借鑒文獻［13］中全網集中調度思路，考慮大型能源轉換裝置從而建立電-氣-熱綜合能源系統低碳經濟調度模型。該模型中由燃煤機組、燃氣輪機和風電機組供電，由燃氣輪機和燃氣鍋爐供熱，由電轉氣設備將電能轉化為氫氣和天然氣，由儲氣罐進行天然氣存儲，總體模型構架如附錄A圖A1所示。

在該系統中，為了應對風電的反調峰特性，設置電轉氣設備用以消納棄風［15］，將多余的風電轉化為氫氣和天然氣。考慮到當前中國氫能消費需求的上漲，2018 年氫能消耗量超2×107t，而天然氣消耗量僅為2.78×1011m3，因此可將電轉氣技術產生的一部分氫氣售出，另一部分轉化為天然氣。由于氫氣的運輸性差和易于就近消納，本文將10%的氫氣用于售出，其余轉換成天然氣供應給燃氣機組，若轉換得到的天然氣過多，則將多余部分售出。

當在綜合能源系統中引入碳交易機制時，系統所受影響如圖3所示。

圖3 碳交易機制的影響Fig.3 Impact of carbon trading mechanism

從圖3 可知，在綜合能源系統中引入碳交易機制，會對各機組綜合單位成本造成影響。因為我國鼓勵燃氣機組的發展，燃氣機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，故碳交易機制可引導低碳燃煤機組多發。

電轉氣設備可用于消納棄風，但文獻［13］指出應適當考慮其產出經濟性問題，制定更加靈活的調度方式可使系統經濟性得到提高，即在適當的市場條件下，通過將火電輸入電轉氣設備可以獲取收益，而當火電成本超過收益時則不會將火電輸入電轉氣設備。

2.1 目標函數

電-氣-熱綜合能源系統經濟調度模型考慮一天24 h的經濟調度問題，以碳交易成本Fp、燃煤機組成本Ch、外購天然氣成本Cr與電轉氣設備所獲得的收益IP2G之差最小為目標函數：

其中，F 為系統運行總成本；ρgas為天然氣價格；qg為天然氣熱值，取36 MJ／m3；QRZ為單位電能所能轉化的熱能，取3 600 MJ／（MW·h）；Phe，i，t為在t時段上網的燃煤機組i 輸出功率；ai、bi、ci為燃煤機組成本系數；Prg，i，t為在t時段燃氣鍋爐i輸出的熱功率；Pre，i，t為在t 時段上網的燃氣輪機i 輸出的電功率；ηrg為燃氣鍋爐的效率，取0.8；ηrq為燃氣輪機的電效率，取0.35，同時其熱效率也為0.35；nrg為燃氣鍋爐總數，nrq為燃氣輪機總數，nrg+nrq=nr；ρH2為氫氣價格；YH2為氫氣產生量；YCH4為天然氣產生量。

2.2 約束條件

2.2.1 負荷平衡約束

電負荷和熱負荷滿足以下約束：

其中，Pel，t為在t 時段的電負荷；Pwe，t為在t 時段可利用的風電功率；Pp2g，t為在t時段電轉氣設備消耗的功率；Prl，t為在t 時段的熱負荷；Prh，i，t為在t 時段燃氣輪機i輸出的熱功率；Ploss，t為在t時段的熱網損耗。

2.2.2 元件約束

本文涉及電轉氣設備、燃煤機組、燃氣輪機、燃氣鍋爐、風電機組、儲氣罐等多種元件，其約束為常規約束，此處不再贅述，詳見附錄B。

2.2.3 直流潮流約束

本文采用的電力網絡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為節點i和節點j 間在t時段的傳輸功率；xij為節點i和節點j 間的電抗；θi，t、θj，t分別為節點i和節點j 在t 時段的電壓相角；fmaxij為傳輸線功率最大限值（容量）；θimax為節點i 電壓相角的最大限值；θref為平衡節點電壓相角。

2.2.4 天然氣網約束

本文模型參考文獻［16］，主要考慮天然氣流量平衡約束、管存約束、氣網管道約束、節點氣壓約束、氣源約束，具體如下：

其中，QYi，t為節點i 的氣源在t 時段的產氣量；QHi，t為節點i 的氣負荷在t 時段的耗氣量；QP2Gi，t為節點i 的電轉氣設備在t 時段的產氣量；ECi，t為節點i 的儲氣罐在t時段的進氣量；EDi，t為節點i的儲氣罐在t時段的放氣量；N（i）為與節點i相連的所有天然氣節點集合；Lij，t為管道ij 在t 時段的氣流量；Lpij，t為 管 道ij 在t時段氣流量的平均值；Cij，t為管道ij 在t 時段的管存量；lgas，ij為天然氣網管道ij 長度；Kij、Sij為和管道長度等相關的固定參數；pi，t、pj，t分別為節點i 和節點j 在t時段的氣壓；Lijmin和Lijmax分別為管道ij的最小、最大氣流量；pimin和pimax分別為節點i的最小、最大氣壓；QYimin和QYimax分別為節點i的氣源產氣量最小、最大值。

考慮氣網約束的非凸問題，參考文獻［17］的連續錐算法進行求解，具體步驟不再贅述。

2.2.5 熱網約束

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

其中，Tsout為供水管網水流通過管道ij 的溫度；Trout為回水管網水流通過管道ij的溫度；Ts為供水管網水流流入管道ij的溫度；Tr為回水管網水流流入管道ij的溫度；Ta為環境溫度；U 為傳熱系數；lre，ij為熱網管道ij 的長度；Cp為水的比熱容；Mij為通過管道ij的流量；k為節點處的輸出管道總數；k1為節點處的輸入管道總數；MOUT，n為節點處第n 條輸出管道的水流量；MIN，n1為節點處第n1條輸入管道的水流量；TNODEOUT為節點處輸出管道水流量的溫度；TNODEIN，n1為節點處第n1條輸入管道水流量的溫度；HRY為供熱機組的輸出熱功率；HFH為負荷熱功率；MRY為通過供熱機組的水流量；MFH為通過負荷的水流量；TS為通過供熱機組的供水溫度；TR為通過供熱機組的回水溫度；TSF為通過熱負荷的供水溫度；TRF為通過熱負荷的回水溫度。

考慮熱網約束的非線性問題，參考文獻［18］的質調節方法進行線性化求解，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。通過選取不同的碳交易機制，在滿足基本約束的情況下，根據不同時段機組綜合單位變出力成本和電轉氣收益的比較，確定各時段機組變出力大小使綜合經濟最優。

3 算例分析

3.1 算例簡介

本文采用改進的IEEE 30 節點電網、6 節點熱網、7 節點氣網進行算例分析，熱網、氣網數據分別見附錄D表D1和表D2。系統拓撲圖如圖4所示。

圖4 系統拓撲圖Fig.4 System topology diagram

圖4 中，G1、G3—G5 為常規燃煤機組，碳排放配額系數取0.7 t／（MW·h）［10］，機組參數如附錄D表D3 所示。G2 為燃氣輪機，其輸出電功率上限為80 MW，下限為10 MW。燃氣鍋爐的輸出熱功率上限為80 MW，下限為10 MW。燃氣機組成本和天然氣的售價有關，本文取3 元／m3［19］，其碳排量強度取0.065 t／GJ，配額系數為0.102 t／GJ［14］。碳交易價格設定為100 元／t［14］。在節點11 處，將原燃煤機組替換為200 MW 風電場和150 MW 電轉氣設備的組合。電制氫效率設為0.7［20］，綜合電制天然氣效率為0.6［5］。氫氣市場售價為53 元／kg，考慮其運輸儲存成本，廠端售價定為40元／kg［13］。

本文通過CPLEX 軟件進行優化求解，系統以24 h 為周期、1 h 為步長進行仿真。對不同碳交易機制下，同一系統的情況進行分析，分為以下3 種場景：場景1，在階梯式碳交易情況下，以不考慮碳交易成本僅考慮運行成本為目標函數；場景2，考慮傳統碳交易機制；場景3，考慮階梯式碳交易機制。

3.2 低碳經濟調度結果分析

本文根據上述3 種場景，得到系統運行情況如表1所示。

表1 系統運行情況Table 1 System operation situation

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

圖5 為3 種場景下電負荷機組運行情況。從圖5 可知，在05:00 之前，3 種場景下燃煤機組和電轉氣設備出力無差別，因為此時風電較大，燃氣輪機受以熱定電影響，出力較高，而負荷較低，燃煤機組在較低出力下，綜合單位變出力成本低于電轉氣設備收益，可以使電轉氣維持額定出力。在05:00—08:00時段，燃煤機組出力在場景1、2 中開始升高，在場景3 中電轉氣設備出力卻降低，這是因為考慮階梯式碳交易后的燃煤機組綜合單位變出力成本高于電轉氣收益，抑制燃煤機組輸出功率的上漲。在08:00—11:00 時段，場景1、2 中的燃煤機組綜合單位變出力成本都低于電轉氣收益，因此電轉氣設備都維持額定出力。場景3 考慮到傳輸線容量使風電只有65 MW 可上網，因此燃煤機組輸出功率需上漲補足負荷需求，此時燃煤機組不會對電轉氣供電，相對于場景1、2 碳排量得到減小。在11:00—19:00時段的負荷高峰期，場景1 中燃煤機組皆為滿足電轉氣需求而增加出力；場景2 因考慮傳統碳交易使成本最高機組不能對電轉氣設備供電；場景3 與08:00—11:00 時段一致，只能上網65 MW 風電。在19:00—24:00 時段，場景1、2 中電轉氣設備維持額定出力，燃煤機組輸出功率隨負荷下降而下降；場景3 中負荷下降但燃煤機組輸出功率基本不變，這是因為此時燃煤機組綜合單位變出力成本低于電轉氣收益，使電轉氣功率提高。

圖5 不同碳交易機制下各機組運行情況Fig.5 Operation situation of units under different carbon trading mechanisms

圖6 為3 種場景下熱負荷機組運行情況，圖7 為3種場景下全天各類機組上網總電量對比圖。

從圖6、7 可知，碳交易對燃氣輪機和燃氣鍋爐的出力無影響。一是因為燃氣鍋爐效率高于燃氣輪機，因此熱負荷主要由燃氣鍋爐供給，燃氣輪機補足，致使以熱定電現象的發生；二是由于碳交易價格不足，使燃氣輪機變出力產生的成本減少量不可能抑制燃煤機組和燃氣鍋爐變化的成本增加量。

圖6 3種場景下熱負荷機組出力情況Fig.6 Heat load unit output in three scenarios

圖7 3種場景下各類機組上網電量情況Fig.7 On-grid electric quantity of various types of units in three scenarios

從圖7 可知，在一天的調度周期內，場景1 中燃煤機組上網電量最高而風電上網電量（風電經傳輸線送入電網的電量）最低，而場景3 中燃煤機組上網電量最低而風電上網電量最高，證明采用階梯式碳交易有利于抑制高碳機組出力，提高清潔機組的競爭力，減少系統碳排放。

3.3 碳交易價格影響分析

隨著經濟發展，未來為了阻止環境惡化，碳交易價格會發生改變。碳交易價格的變化會對系統各機組出力產生影響，圖8 為隨著碳交易價格的變化，系統碳排量和系統總成本的變化曲線。

圖8 碳交易價格對系統的影響Fig.8 Impact of carbon trading price on system

由圖8（a）可知，隨著碳交易價格的提高，場景2和場景3的碳排量都在下降，而場景3的碳排量低于場景2。原因如下：碳交易價格小于400 元／t 時主要是通過抑制提供電轉氣的燃煤機組出力從而使碳排量減少；大于400 元／t 時，通過提高燃氣輪機出力對燃煤機組進行壓制，使碳排量得到降低。對于場景2，碳交易價格大于550 元／t 時才能對燃氣輪機產生影響，說明考慮階梯式碳交易更有利于清潔機組的上網。

由圖8（b）可知，碳交易價格大于400 元／t 時，場景2 和場景3 的成本變化曲線逐漸靠近。原因在于場景3 通過改變燃氣輪機出力抑制燃煤機組出力，使碳排量逐漸低于過量碳排量，造成階梯式碳交易成本逐漸接近傳統碳交易成本，但因燃氣輪機容量較燃煤機組容量小，其系統碳排量不可能小于總體配額，因此隨碳交易價格的提高，總成本一直處于上升趨勢。

3.4 風電上網傳輸線容量影響分析

隨著經濟發展，電網向越來越便捷的方向發展，且在全網集中調度中為了保證系統總體收益最高，傳輸線容量越大越好，本文分析風電上網的傳輸線容量對系統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，場景1 碳排量上升，場景2 碳排量略微下降，場景3 碳排量大幅下降，最終趨于平穩。原因在于場景1 通過增大燃煤機組出力用來供應電轉氣使系統運行成本降低，但會提高碳排量。場景3 可以通過提高傳輸線容量使更多的風電上網用以壓制燃煤機組出力，使碳排量減少。由圖E1（b）可知，隨著傳輸線容量的上升，3 種場景下系統總成本都處于下降趨勢，且場景2 和場景3 間的系統成本差逐漸減少。原因是在場景3 中，傳輸線容量的上升使風電上網更多，系統總成本減小。而在場景2 中，較小的傳輸線容量（40 MW）已足夠燃煤機組供應電轉氣或風電供應負荷，因此其系統成本在傳輸線容量大于40 MW 時不會發生變化。

4 結論

本文針對源側集中調度模式中的綜合能源系統引入階梯式碳交易機制，建立電-氣-熱綜合能源系統低碳經濟調度模型。分析了不考慮碳交易機制、考慮傳統碳交易機制、考慮階梯式碳交易機制下系統碳排量和系統總成本的情況，得出以下結論。

（1）雖然考慮階梯式碳交易的系統總成本相對于考慮傳統碳交易增加了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）考慮了碳交易價格對系統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組的上網，對碳排量有更為嚴格的控制，且隨著碳交易價格的提升，階梯式碳交易和傳統碳交易的系統成本差逐漸減小。

（3）考慮了風電上網傳輸線容量對系統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碳排量逐漸下降，而考慮傳統碳交易的幾乎不變，且2 種場景下系統成本差逐漸減少，證明采用階梯式碳交易機制對綜合能源系統低碳經濟調度的合理性。

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