基于生命周期法和碳權交易的綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度

黃景光，熊華健，李振興，汪潭

(三峽大學 電氣與新能源學院，湖北 宜昌 443002)

0 引 言

隨著社會的高速發(fā)展，各國的碳排放量與日劇增，減少碳排量成為世界的共同話題；為此，我國提出2030年碳達峰和2060年碳中和的減排目標[1]。綜合能源系統(tǒng)(Integrated Energy System,IES)概念的提出與發(fā)展，為提高可再生能源利用率、實現(xiàn)碳減排提供了全新途徑[2-5]。IES能夠使不同能源在生產(chǎn)、運輸、消費等環(huán)節(jié)進行能量耦合轉(zhuǎn)換和協(xié)同優(yōu)化[6]；有助于系統(tǒng)節(jié)能減排，提高可再生能源利用率，促進清潔能源消納[7]。

目前，已有大量的文獻針對IES經(jīng)濟調(diào)度方面進行了探討。文獻[8]基于地源熱泵在IES中的高能源轉(zhuǎn)換效率，提高系統(tǒng)的經(jīng)濟性。文獻[9]考慮P2G機組等設備，設計了綜合能源系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化運行結構，并結合算例驗證了模型的經(jīng)濟效益。文獻[10]提出了園區(qū)綜合能源系統(tǒng)日前最優(yōu)調(diào)度模型，此模型通過冷/熱/電/氣多能耦合與協(xié)同運行使收益最大化。文獻[11]考慮了電/熱儲能互補協(xié)調(diào)特性，結合電、熱網(wǎng)傳輸特點，構建了IES經(jīng)濟調(diào)度模型。上述文獻的調(diào)度模型僅考慮了IES的經(jīng)濟性，卻忽略了現(xiàn)在日益嚴重的碳排放問題。

碳交易能同時兼顧系統(tǒng)經(jīng)濟性與環(huán)保性，是減少碳排放的重要方法[12]。文獻[13-14]基于碳權交易機制，建立了考慮風電與負荷不確定性的IES低碳經(jīng)濟調(diào)度模型。文獻[15]提出引入碳交易機制的電-氣-熱聯(lián)供IES調(diào)度模型，分析碳交易價格對系統(tǒng)調(diào)度的影響。文獻[16]在傳統(tǒng)冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)中引入碳交易機制，并用模糊自修正粒子群算法求解此問題，分析得出考慮碳權交易可以降低聯(lián)供系統(tǒng)的綜合運行成本。文獻[17]以能源中心建模思想為基礎，構建了計及碳交易成本的綜合能源系統(tǒng)分散調(diào)度模型，并用分散優(yōu)化算法對模型求解，分析得出考慮碳權交易更能充分發(fā)揮綜合能源系統(tǒng)的經(jīng)濟效益與環(huán)境效益。文獻[18-19]在IES調(diào)度中引入階梯型碳交易機制，分析得出階梯式碳交易比傳統(tǒng)碳交易的節(jié)能減排效果更顯著。現(xiàn)階段主要研究燃煤機組、熱電聯(lián)產(chǎn)(Combined Heat and Power,CHP)機組和燃氣鍋爐的碳排放，鮮有文獻分析新能源機組和儲能裝置的碳排放問題；同時，因為能源的生產(chǎn)、運輸、消費過程都會產(chǎn)生碳排放，而現(xiàn)有文獻鮮有對綜合能源系統(tǒng)所有環(huán)節(jié)碳排放進行計量。此外，現(xiàn)有研究缺乏從碳交易價格角度分析其對IES各設備優(yōu)化運行及能效的影響。

針對上述問題，文中根據(jù)電、熱負荷需求，綜合考慮IES內(nèi)部各單元的運行特性，建立基于碳交易機制的IES調(diào)度模型。首先，建立典型的電-熱聯(lián)供IES架構；接著，采用生命周期法[20]分析新能源機組和儲能裝置的碳排放量，將階梯型碳交易機制引入IES經(jīng)濟運行中，構建以碳交易成本和系統(tǒng)運行成本之和最小為優(yōu)化目標的IES低碳經(jīng)濟調(diào)度模型。最后，通過算例對比分析不同案例下，不同碳交易價格對系統(tǒng)運行狀態(tài)、節(jié)能減排以及能源利用率的影響。

1 典型電-熱聯(lián)供的IES

建立的電-熱聯(lián)供的IES結構如圖1所示，能源供給端有上級配電網(wǎng)、風機(Wind Turbine, WT)、光伏(Photovoltaic Cell, PV)和天然氣源；能源轉(zhuǎn)換與儲能端有CHP機組、燃氣鍋爐(Gas Boiler, GB)、儲能(Energy Storage, ES)裝置和電鍋爐(Electric Boiler, EB)；能源需求端包括電-熱柔性負荷。其中儲能裝置包含儲電和儲熱裝置。

圖1 IES結構圖

1.1 熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)

CHP系統(tǒng)將天然氣燃燒的高品位能量用于生產(chǎn)電能，同時利用溴冷機對余熱進行回收，用于供給熱負荷。典型的CHP機組由燃氣輪機(Gas Turbine，GT)和溴冷機(Bromine Cooler，BC)組成，其數(shù)學模型為:

QGT(t)=PGT(t)(1-βGT-βl)/βGT

(1)

PBC,h(t)=QGT(t)δBCλBC,h

(2)

其中，PGT(t)、QGT(t)、PBC,h(t)分別為t時刻GT的發(fā)電功率和排出的氣體余熱量以及BC的制熱功率；βGT、βl、δBC、λBC,h依次為GT的發(fā)電效率和散熱損失系數(shù)以及BC的煙氣回收率和其制熱系數(shù)。

1.2 燃氣鍋爐

燃氣鍋爐作為系統(tǒng)主要的供熱源之一，在滿足熱負荷需求的同時，也有利于氣-熱兩網(wǎng)的耦合。數(shù)學模型為:

PGB,h(t)=PGB(t)βGB

(3)

式中PGB(t)和PGB,h(t)分別為t時刻GB的耗氣功率和制熱功率，βGB為GB的制熱效率。

1.3 電鍋爐

電鍋爐安裝簡單，高效節(jié)能且環(huán)保，被廣泛用于IES中。其在電價引導下，可以根據(jù)熱負荷缺額提供用熱功率，并增大谷值時段用電量，減小負荷峰谷差值，提高能源利用率。數(shù)學模型為：

PEB,h(t)=PEB(t)βEB

(4)

式中PEB(t)和PEB,h(t)分別為t時刻EB的耗電功率和制熱功率；βEB為EB的能量轉(zhuǎn)換效率。

1.4 儲能裝置

儲能裝置作為IES重要組成部分，能夠?qū)⒍嘤嗄芰窟M行存儲，并在用戶用能需求無法滿足時提供能量。且可以有效平抑新能源出力的不確定性，對于系統(tǒng)運行具有削峰填谷的作用。文中2種電-熱儲能裝置存在相識的運行特性，充、放能量過程均有一定的損耗等特點[8]，都存在能量自損率。數(shù)學模型為：

EES(t)=(1-μ)EES(t-1)+(UPES,ch(t)ηchΔt-

VPES,dis(t)ηdisΔt)

(5)

U+V≤1,U?{0,1},V?{0,1}

(6)

其中，EES(t)為t時刻儲能裝置的儲能容量；PES,ch(t)、PES,dis(t)分別為t時刻儲能裝置的充、放功率；μ、ηch、ηdis分別為儲能裝置的能量損失系數(shù)，充、放能量轉(zhuǎn)換效率；U、V為0、1變量，儲能裝置在U=1時充電，在V=1時放電。

2 IES各設備碳排放分析

2.1 基于生命周期法的風光儲能碳排放特性

2.1.1 生命周期評價分析法

生命周期評價分析法在文中簡稱生命周期法，本質(zhì)是分析能源活動在整個生命周期內(nèi)的環(huán)境影響；可將其分為三大步驟：歸類、特性化、量化。(1)歸類：根據(jù)系統(tǒng)能源類別和活動，歸類出對應的污染物清單和邊界范圍；(2)特性化：依據(jù)污染物的排放方式，對系統(tǒng)能源活動進行簡化、分類；(3)量化：對經(jīng)上述步驟處理后的能源活動產(chǎn)生的污染物進行計算。

生命周期法將能源在生產(chǎn)、運輸、消費過程中產(chǎn)生的污染物折算成統(tǒng)一碳排放量。為了滿足節(jié)能環(huán)保的目標，IES系統(tǒng)在計及上級電網(wǎng)(燃煤機組)、CHP機組和燃氣鍋爐的碳排放外，還應考慮新能源機組和儲能裝置的碳排放。生命周期法的碳排放計算跨度是從能源開采端到消費端，不但要評價系統(tǒng)能源本身直接消耗所產(chǎn)生的污染物，還要考慮系統(tǒng)運行、轉(zhuǎn)化等伴隨效應，即IES每提供1 kW·h能量所產(chǎn)生的碳排放總量。

2.1.2 新能源機組碳排放特性

基于生命周期法的風、光新能源機組產(chǎn)生的溫室氣體碳排放可劃分為設備生產(chǎn)建設和運輸兩部分。由于已有文獻表明新能源機組在運行時產(chǎn)生的碳排放極少，因此忽略不計。則其碳排放特性為：

(7)

式中Epec和Etec分別為新能源機組在設備生產(chǎn)建設和運輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)；k為生產(chǎn)建設過程總次數(shù)；m為生產(chǎn)需要的材料種類數(shù)；cc為標準單位電量與能耗的換算系數(shù)；ncw和lcw分別為建設時所用的第w種材料碳排放強度和內(nèi)含能量強度值；nctw和lctw分別為生產(chǎn)時所用第w種材料碳排放強度和運輸耗費能量強度；npu,w和lpu,w分別為第u個新能源機組建設過程所用第w種材料碳排放強度和內(nèi)含能量強度值；vw為生產(chǎn)建設時所用第w種材料的損耗系數(shù)；ntw和ltw分別為運輸時所用第w種材料碳排放強度和運輸耗費能量強度。

2.1.3 儲能裝置碳排放特性

文中基于生命周期法的儲能裝置碳排放特性只考慮電儲能；由于目前國內(nèi)對儲熱罐碳排放尚無研究，因此不計及儲熱罐。其碳排放同樣可劃分為設備生產(chǎn)建設和運輸兩部分，可表示為：

(8)

式中Epsc和Etsc分別為蓄電池在設備生產(chǎn)建設和運輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)；N和M為生產(chǎn)建設過程總次數(shù)和生產(chǎn)需要的材料種類數(shù)；N1和M1為運輸過程中運輸方式集合和所需燃料種類數(shù)；csc為標準單位電量與能耗的換算系數(shù)；Iw,cu和Iw,ctu分別為生產(chǎn)時第u階段使用第w種材料的能耗和運輸時第u種運輸方式所用第w種燃料的能耗；fc為碳排放因子；Gw,u和Gw,tu分別為生產(chǎn)時第u階段使用第w種材料的碳排放強度和運輸時第u種運輸方式所用第w種燃料的碳排放強度；αw為生產(chǎn)建設階段所用第w種材料的單位損耗系數(shù)；dw,u為第u種運輸方式所用第w種燃料的運輸距離；gu為第u種運輸方式中運送蓄電池部分占總蓄電池容量的占比。

2.2 IES碳權交易機制

2.2.1 IES碳排放配額分配原則

碳交易是通過政府下放的碳排放權并允許對其進行買賣交易，從而控制碳排放量的交易機制[21]。對于目前國內(nèi)的電力行業(yè)，一般采用無償分配的原則對初始碳排放配額進行分配。文中構建的IES系統(tǒng)碳排放源主要包括：外購電力的燃煤電廠、CHP機組、燃氣鍋爐、可再生能源機組和儲能裝置。

對于主要碳排放源的燃煤電廠、CHP機組和燃氣鍋爐，采用基準線法[18]確定其碳排放配額；通過將上述單元的實際產(chǎn)能與政府規(guī)定的基準值相乘，得到系統(tǒng)各單元的碳排放配額。其中CHP機組能同時提供電、熱兩種能量，因此將其發(fā)電量折算成等效供熱量，再根據(jù)總熱量計算碳排放配額。對于可再生能源機組的碳排放配額可參考文獻[22]；由于政府還沒對儲能裝置進行碳配額規(guī)定，因此文中設定蓄電池的碳排放配額為0。具體計算如下：

(9)

Ec=Egrid+ECHP+EGB+Ej

(10)

其中Ec、Egrid、ECHP、EGB、Ej分別為IES、上級電網(wǎng)的燃煤機組、CHP機組、燃氣鍋爐、可再生能源機組的碳排放配額；Ωgrid、ΩCHP、ΩGB、Ωj分別為電網(wǎng)燃煤機組集合、CHP機組集合、燃氣鍋爐集合、可再生能源機組集合；Pgrid、PGT、PGB、Pj分別為上級電網(wǎng)燃煤機組、燃氣輪機、燃氣鍋爐、新能源機組的功率；PBC,h為BC的制熱功率；αgrid、αh、αj分別為燃煤機組、CHP機組和燃氣鍋爐、新能源機組的單位碳排放配額；λGT為發(fā)電量換算成供熱量的系數(shù)。

2.2.2 IES碳交易機制成本計算模型

文中構建碳權交易機制下的IES系統(tǒng)，以利益最大化為目標，追隨碳交易價格的變化，會自發(fā)的尋找碳排放更低的運行方式。IES實際碳排放量如下：

Er=Eg+Echp+Egb+Epec+Etec+Epsc+Etsc

(11)

式中Er、Eg、Echp、Egb分別為系統(tǒng)實際碳排放總量、上級電網(wǎng)(燃煤機組)碳排放量、CHP機組碳排放量、燃氣鍋爐碳排放量。

為了分析碳權交易機制的影響，進一步控制系統(tǒng)碳排放量，從而實現(xiàn)節(jié)能減排的目標。當系統(tǒng)實際碳排放量低于碳配額時，可售賣；高于碳配額時，則必須購買相應的碳排放權。由于所建立的碳交易成本模型為非線性，則在對系統(tǒng)模型進行求解時，需對實際碳排放量進行分段線性化處理。

(12)

式中fc為IES中碳交易成本，正值表示碳購買成本，負值表示碳售賣收益；λc為市場碳交易價格；d為碳排放區(qū)間長度；αc為碳交易價格增長幅度。

3 基于碳權交易的IES優(yōu)化調(diào)度模型

3.1 目標函數(shù)

文中以IES運行總成本與碳交易成本之和最優(yōu)為目標，建立的基于生命周期法和碳權交易的IES低碳經(jīng)濟調(diào)度目標函數(shù)如下：

F=min(fe+fq+fmt+fc)

(13)

式中fe為外購能源成本，包括購氣成本和購售電成本；fq為系統(tǒng)機組啟停成本；fmt為系統(tǒng)運維成本。

3.1.1 啟停成本

(14)

式中T為調(diào)度周期；L為可控機組i的種類；Ui(t)為t時刻可控機組i的啟停狀態(tài)；Ui(t-1)為t-1時刻可控機組i的啟停狀態(tài)；Cq,i為可控機組i的啟停成本。

3.1.2 能源成本

(15)

式中fQ和fgrid分別為系統(tǒng)購氣成本、購售電成本；DCH4、LCH4為天然氣氣價和低熱值；Cgb(t)和Cgs(t)分別為t時刻系統(tǒng)購電電價和售電電價；Pgrid(t)為t時刻電網(wǎng)聯(lián)絡線功率，大于0代表購電，小于0代表售電。

3.1.3 運維成本

(16)

式中Pi(t)、Pj(t)、PES(t)、Si、Sj、SES分別為可控機組i、新能源機組j、儲能裝置ES在t時刻的功率和單位運維成本；H為新能源機組j的種類。

3.2 約束條件

為了能使IES系統(tǒng)安全有效運行，系統(tǒng)和各機組應滿足以下約束條件。

(1)系統(tǒng)能量平衡約束。

PGT(t)+PWT(t)+PPV(t)+Pgrid(t)+PBS(t)=Pload,e(t)+PEB(t)

(17)

PBC,h(t)+PGB,h(t)+PEB,h(t)+PHS(t)=Pload,h(t)

(18)

(19)

式中PWT(t),PPV(t),Pgrid(t),PBS(t),Pload,e(t)分別為風電機組，光伏機組，電網(wǎng)聯(lián)絡線，電儲能，系統(tǒng)電負荷在t時刻的功率；PHS(t),Pload,h(t)分別為儲熱罐，系統(tǒng)熱負荷在t時刻的功率；Pq(t)為天然氣網(wǎng)在t時刻的供氣功率。

(2)與上級電網(wǎng)的聯(lián)絡線功率約束。

Pgrid,min≤Pgrid(t)≤Pgrid,max

(20)

式中Pgrid,min,Pgrid,max分別為電網(wǎng)聯(lián)絡線功率的最小和最大值。

(3)可控機組約束。

(21)

(4)儲能裝置約束。

(22)

式中λmax,λmin分別為儲能的最大，最小荷電狀態(tài)；VES為儲能裝置容量；PES,max，PES,min分別為儲能裝置充放功率的最大，最小值。

3.3 能源利用率及模型求解

系統(tǒng)的能源利用率η為：

(23)

式中Pload,e，Pload,h分別為系統(tǒng)電熱負荷功率；Pbuy，Psell分別為系統(tǒng)的購售電功率;Pq為系統(tǒng)天然氣網(wǎng)的供氣功率；PWT,PPV分別為風電機組和光伏機組的發(fā)電功率。

文中所建立的基于生命周期法和碳權交易的綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度模型的求解屬于混合整數(shù)線性規(guī)劃問題的求解，可以用MATLAB中的CPLEX求解器進行該模型的求解。

4 算例分析

4.1 算例參數(shù)

為驗證所構建IES系統(tǒng)在優(yōu)化運行與節(jié)能減排方面的經(jīng)濟性和有效性，綜合考慮了碳權交易機制、電熱負荷需求、峰谷分時電價等因素；基于文獻[22-24]中的能源、負荷及機組數(shù)據(jù)進行仿真驗證。風電、光伏機組出力及電熱負荷預測數(shù)據(jù)如圖2所示。系統(tǒng)與上級電網(wǎng)的購售電分時電價及分時氣價如圖3所示[25]。

圖3 能源價格

系統(tǒng)相關運行參數(shù)如表1所示[17,19,23-24]；碳交易機制的引入是把碳排量轉(zhuǎn)化為經(jīng)濟性指標進行研究，本文單位有功碳排放配額系數(shù)的選取參考國家發(fā)改委出臺的碳排放配額分配的相關數(shù)據(jù)，其具體數(shù)據(jù)和計量參數(shù)來源如表2、表3所示[22]。

表1 系統(tǒng)相關運行參數(shù)

表2 單位有功碳排放配額系數(shù)

表3 碳排放計量參數(shù)來源

4.2 算例結果分析

為研究基于生命周期法下，碳權交易機制對綜合能源系統(tǒng)碳排放、經(jīng)濟運行與能源利用率的影響。設置了兩種不同的場景，場景1為不計及風電和電儲能設備碳排放的綜合能源系統(tǒng)，場景2為計及風電和電儲能設備碳排放的綜合能源系統(tǒng)。

在整個調(diào)度周期內(nèi)，場景1、場景2系統(tǒng)需始終維持電-熱-氣三種功率平衡，且可以隨時與電網(wǎng)聯(lián)絡線進行功率交換；為提高風光等新能源機組的滲透率，采用最大功率跟蹤方式運行；蓄電池在峰谷電價機制的驅(qū)動下，在電價谷值時段存儲能量，在電價峰值時段釋放能量，以降低IES的運行成本、削峰填谷。

4.2.1 碳交易價格對系統(tǒng)運行狀態(tài)的影響

為了研究碳交易價格對系統(tǒng)運行狀態(tài)的影響，本文分析了碳交易機制下場景1、場景2系統(tǒng)運行情況，如圖4、圖5所示。

圖4 碳交易機制下場景1系統(tǒng)運行狀態(tài)

圖5 碳交易機制下場景2系統(tǒng)運行狀態(tài)

根據(jù)圖4可知，在碳價小于80元/t時，低碳目標所占的權重較小，難以影響系統(tǒng)出力運行方式，IES繼續(xù)以原系統(tǒng)最優(yōu)運行方式工作，各設備出力保持不變。當碳價從80元/t增加到90元/t時，隨著碳價的升高，低碳目標所占的權重增大，此時該目標產(chǎn)生的經(jīng)濟效益可以影響到系統(tǒng)總成本；從而迫使原系統(tǒng)調(diào)整各機組設備的出力運行方式，以滿足新權重下系統(tǒng)總成本最優(yōu)。此時系統(tǒng)熱出力向價格較高但是更為低碳清潔的CHP機組和電鍋爐轉(zhuǎn)移，導致CHP機組出力快速增加，燃氣鍋爐出力急劇減少；同時由于CHP機組供電功率增加，使得電網(wǎng)聯(lián)絡線所需電功率減少。當碳交易價格在90元/t 到140元/t之間變動時，隨著碳價升高，由于低碳目標在系統(tǒng)新的最優(yōu)出力運行模型下，所占權重較少，情況同碳價小于80元/t時一樣，系統(tǒng)出力保持不變；即系統(tǒng)電負荷需求為新能源,CHP機組及蓄電池出力所提供，此時聯(lián)絡線購電量下降為143 kW。當碳價達到150元/t后，由于低碳目標權重較大，系統(tǒng)為追尋最優(yōu)經(jīng)濟運行成本，更新各機組設備出力運行方式；此時，CHP機組在碳價的牽引下，處于最大出力狀態(tài)，聯(lián)絡線由購電轉(zhuǎn)變?yōu)槭垭姞顟B(tài)。整個運行過程中，由于電鍋爐無碳排放，所以其在運行過程中以最大出力方式運行；場景1中電儲能設備未計及碳排放，故其出力在最優(yōu)調(diào)度時段保持不變。

由圖5可知，在碳交易價格為0～180元/t時，碳交易機制對計及風電和電儲能設備碳排放的綜合能源系統(tǒng)和不計及風電和電儲能設備碳排放的綜合能源系統(tǒng)的影響趨勢大致相同。不同在于，由于考慮電儲能設備碳排放的影響，場景2低碳目標所占權重比場景1在該碳價區(qū)間大，使得原本場景1中在碳價為140元/t時出現(xiàn)的各設備出力更新拐點，對應場景2中在碳價為120元/t時提前到來。當碳交易價格在120元/t～160元/t，隨著碳價的升高，為追求經(jīng)濟效益，電儲能和電網(wǎng)聯(lián)絡線自動減少出力，其差值由CHP機組承擔。雖然整個過程計及風電和電儲能設備碳排放的綜合能源系統(tǒng)電儲能利用率降低了，但更有利于調(diào)節(jié)電儲能設備的運行，使系統(tǒng)出力更加平滑，能源利用率更高，能更有效的完成系統(tǒng)節(jié)能減排的目標。

4.2.2 碳交易價格對碳排放的影響

為了研究碳交易價格對兩種不同場景下碳排放的影響，本文分析了碳交易機制下場景1、場景2碳排放情況。由圖6可以看出，計及風電和電儲能碳排放的場景2的碳配額比不計及風電和電儲能碳排放的場景1要高。當碳價在0元/t～80元/t變化時，由于系統(tǒng)低碳目標權重較小，難以影響系統(tǒng)出力運行方式，IES繼續(xù)以原系統(tǒng)最優(yōu)運行方式工作；對應的兩場景的碳排放量和碳配額保持原值。當碳價大于80元/t時，系統(tǒng)低碳目標權重占比變大，促使系統(tǒng)由能源成本經(jīng)濟性目標為主向碳交易經(jīng)濟目標為主轉(zhuǎn)變；此時，碳權交易機制作用開始顯現(xiàn)，系統(tǒng)碳排放量迅速減少。系統(tǒng)出力向更為清潔、碳排量更小的CHP機組轉(zhuǎn)移，系統(tǒng)碳排放量與碳配額減小，且碳配額始終高于碳排放量。系統(tǒng)可以通過售賣多余的碳排放配額獲取碳交易收益。當碳價為150元/t時，隨著系統(tǒng)低碳目標權重比值的增加，系統(tǒng)各設備出力達到新的平衡狀態(tài)。此碳價區(qū)間內(nèi)，場景2碳排放量達到最小，與未引入碳交易機制相比碳排量減少了31.4%；當碳價在0元/t至80元/t變化時，系統(tǒng)的碳排放量大于碳排放配額，需支付超出的碳排放成本。當碳交易價格大于80元/t時，碳配額大于碳排放量，系統(tǒng)可以通過碳交易獲得碳交易收益；但相同碳價下兩者差額小于場景2，說明相同碳價下場景2的節(jié)能減排效果優(yōu)于場景1。

圖6 碳交易機制下兩種不同場景的碳排量及碳配額

4.2.3 碳交易價格對系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響

為了研究碳交易價格對兩種不同場景下系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響[32-34]，分析了碳交易機制下場景1、場景2的系統(tǒng)經(jīng)濟性情況。由圖7可知，碳交易機制下，場景1和場景2的能源成本和總成本隨著碳價的變化趨勢大致相同。當碳價增大到80元/t時，低碳目標所占的權重較大，隨著碳交易價格的逐漸升高，系統(tǒng)碳交易所獲收益也會增大；系統(tǒng)出力向更為清潔、碳排量更小的CHP機組轉(zhuǎn)移，導致系統(tǒng)所需的外購能源類型由電能向天然氣轉(zhuǎn)變，系統(tǒng)能源成本增加。當碳價達到160元/t時系統(tǒng)的運行狀態(tài)已經(jīng)隨著碳價變化調(diào)整至接近最優(yōu)，CHP機組的出力達到滿發(fā)，系統(tǒng)能源成本同時達到最大。當碳價在0元/t～80元/t時，系統(tǒng)能源成本基本保持不變；這是由于該價格區(qū)間內(nèi)，低碳目標所占權重較小，各設備出力按原系統(tǒng)運行方式運行。但隨著單位碳交易成本逐漸升高，使得系統(tǒng)總成本稍有增加；當碳價超過80元/t逐漸增加時，低碳目標所占權重增大，系統(tǒng)減少向主網(wǎng)購電需求以減少碳排放，導致碳排放小于碳配額，系統(tǒng)開始從碳交易中獲得收益，系統(tǒng)總成本開始降低。對比圖7中碳交易機制下兩種不同場景的成本變化可知，計及風電和電儲能設備碳排放的多能互補綜合能源系統(tǒng)雖導致能源成本的略微升高，但是卻可以進一步優(yōu)化系統(tǒng)結構，使得系統(tǒng)總成本更小，更經(jīng)濟。

圖7 碳交易機制下兩種不同場景的成本變化圖

4.2.4 碳交易價格對能源利用率的影響

為了研究碳交易價格對兩種不同場景下能源利用率的影響，文中分析了碳交易機制下場景1、場景2的能源利用率情況。根據(jù)圖8所示，當碳價從80元/t增加到90元/t時，由于各設備出力的變化，系統(tǒng)向上級電網(wǎng)的購電量減小，CHP機組出力增大，增加了能源之間相互轉(zhuǎn)化的損耗，使得系統(tǒng)綜合能源利用率下降；當碳交易價格大于120元/t時，場景2的綜合能源利用率逐漸升高，這是因為由于碳價的升高，系統(tǒng)減少了電儲能設備的出力，增加了其他發(fā)電機組出力，減少了電能充放過程的能量損耗；當碳價大于160元/t時系統(tǒng)各機組已無可調(diào)度空間，出力基本穩(wěn)定，系統(tǒng)綜合能源利用率穩(wěn)定為93.07%；與場景2相比，場景1在碳價大于140元/t時由于不計及風電和電儲能設備碳排放，電儲能出力保持不變，系統(tǒng)出力不夠平滑，導致只能通過不同能源的相互轉(zhuǎn)化來滿足系統(tǒng)電熱負荷的需求，造成了能量的損耗，能源利用率與碳價為90元/t～140元/t時相比其值進一步降低。當碳價大于150元/t時場景1系統(tǒng)綜合能源利用率穩(wěn)定為92.9%；對比圖8中碳交易機制下兩種不同場景的能源利用率變化可知，在碳價高于120元/t時，考慮風電和電儲能設備碳排放的場景2系統(tǒng)能源利用率高于場景1。

圖8 系統(tǒng)綜合能源利用率變化圖

5 結束語

文章根據(jù)電、熱負荷需求，綜合考慮IES內(nèi)部各單元的運行特性，建立基于生命周期法與碳交易機制的IES調(diào)度模型。通過對比分析了不同的碳交易價格對計及風電和蓄電池碳排放與不計及風電和蓄電池碳排放的綜合能源系統(tǒng)運行狀態(tài)、碳排量與碳配額、成本及能源利用率的影響。所得結論為：

(1)在國內(nèi)煤炭等一次能源的價格高于天然氣的條件下，通過碳權交易機制為綜合能源系統(tǒng)的進一步減少碳排放提供了有效的途徑，通過合理的碳價的引導，當碳價大于150元/t時，場景2碳排放量達到最小，與未引入碳交易機制系統(tǒng)相比碳排量減少了31.4%；

(2)由于以往的研究中未計及風電及電儲能設備的碳排放，造成對綜合能源系統(tǒng)的碳排放計量不太嚴謹。為此提出了基于生命周期法的分析方法，對能源的生產(chǎn)、運輸、使用的所有環(huán)節(jié)進行分析，使各能源設備的碳排量更具體化，可有利于進一步調(diào)整各能源設備的運行，使系統(tǒng)出力更加平滑合理；

(3)通過對系統(tǒng)綜合能源利用率的分析可以看出，碳交易機制下無論碳價如何變化系統(tǒng)的綜合能源利用率均保持在較高水平，且計及風電和電儲能設備碳排放的系統(tǒng)綜合能源利用率還會隨著碳價的升高而升高，這從另一個角度證明了將基于生命周期法的能源鏈與碳權交易引入綜合能源系統(tǒng)的有效性。