計(jì)及碳交易的某天然氣處理廠含光伏光熱的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行

李紅偉， 李婷玉*， 陳軍華， 王芮琪， 荊浩婕

(1.西南石油大學(xué)電氣信息學(xué)院， 成都 610500； 2.西南石油大學(xué)經(jīng)濟(jì)管理學(xué)院， 成都 610500)

隨著能源市場需求越來越大，以及節(jié)能減排的需求，提高清潔能源并網(wǎng)比例，促進(jìn)新能源消納已經(jīng)成為趨勢[1]。綜合能源系統(tǒng)(integrated energy system, IES)以其高能效、優(yōu)良的環(huán)保性能和高度靈活性，得到高度關(guān)注。在“2030年達(dá)到碳達(dá)峰，2060年實(shí)現(xiàn)碳中和”的雙碳目標(biāo)下，研究包含碳交易的IES經(jīng)濟(jì)優(yōu)化運(yùn)行，對于提高系統(tǒng)能源利用效率，降低系統(tǒng)碳排放具有重要意義。

近年來，對于IES的低碳經(jīng)濟(jì)研究已經(jīng)很廣泛，熱電聯(lián)產(chǎn)(combined heat and power，CHP)[2]機(jī)組的利用是提高可再生能源適應(yīng)性的關(guān)鍵途徑。熱電聯(lián)產(chǎn)經(jīng)濟(jì)調(diào)度問題(combined heat and power economic dispatch，CHPED)可以在一定程度上降低二氧化碳排放。Jin等[3]考慮動態(tài)經(jīng)濟(jì)排放調(diào)度(dynamic economic dispatch, DED)和碳交易關(guān)系，設(shè)計(jì)了一種輔助決策方法，根據(jù)實(shí)時碳交易價(jià)格得出最優(yōu)調(diào)度解。崔楊等[4]將階梯式碳交易引入電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型中，綜合考慮系統(tǒng)的低碳性和經(jīng)濟(jì)性。王凌云等[5]考慮CHP系統(tǒng)的各機(jī)組設(shè)備的碳排放量，建立了電氣熱冷負(fù)荷需求的綜合能源系統(tǒng)模型，并用改進(jìn)的鯨魚優(yōu)化算法求解了模型的經(jīng)濟(jì)優(yōu)化問題。陶靜等[6]以系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保性最優(yōu)建立目標(biāo)函數(shù)并構(gòu)建約束條件，建立冷熱電聯(lián)產(chǎn)(combined cooling heating and power，CCHP)的優(yōu)化模型，并使用改進(jìn)的粒子群算法求解系統(tǒng)優(yōu)化模型。

但系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行存在大量不可控因素與不確定性，主要有清潔能源產(chǎn)能預(yù)測的不確定性與電力市場實(shí)時電價(jià)的不確定性及系統(tǒng)自發(fā)產(chǎn)生的多種不可預(yù)知的變化，采用傳統(tǒng)的調(diào)度求解方法或需實(shí)時調(diào)整變量、或重寫約束方程，求解周期長，給調(diào)度結(jié)果及系統(tǒng)運(yùn)行帶來影響。基于此，陳曦等[7]考慮了在碳交易機(jī)制下，考慮了風(fēng)電的出力不確定性，利用粒子群優(yōu)化細(xì)菌覓食算法進(jìn)行優(yōu)化求解。陳錦鵬等[8]研究了基于全局和基于分區(qū)的不確定性風(fēng)電出力，將這種不確定性納入碳排放交易系統(tǒng)的動態(tài)電力調(diào)度中。瞿凱平等[9]引入了階梯式碳交易機(jī)制來制約綜合能源的碳排放，考慮了供需靈活雙響應(yīng)不確定性。施泉生等[10]考慮了碳交易成本對多區(qū)域綜合能源系統(tǒng)分散調(diào)度的影響。

在上述研究的基礎(chǔ)上，以某實(shí)際天然氣處理廠綜合能源系統(tǒng)為對象，利用馬爾科夫決策(Markov decision process, MDP)過程建立含光伏光熱(photovoltaic/thermal，PV/T)的CHP系統(tǒng)電熱能日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型，考慮碳交易成本，并以最小化處理廠運(yùn)營成本為目標(biāo)，利用分布式近端策略優(yōu)化(distributed proximal policy optimization，DPPO)算法進(jìn)行求解。通過對所建模型進(jìn)行訓(xùn)練，在故障條件或狀態(tài)量大幅波動的情況下無需介入即快速生成相應(yīng)解決方案。算例結(jié)果顯示，所設(shè)計(jì)的含PV/T的CHP系統(tǒng)有利于優(yōu)化廠區(qū)能源結(jié)構(gòu)，促進(jìn)清潔能源消納，提升能源利用效率。

1 CHP系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及PV/T子系統(tǒng)設(shè)計(jì)

1.1 CHP系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及電熱負(fù)荷確定

該天然氣處理廠設(shè)計(jì)天然氣處理55.36×108m3/年，工廠CHP系統(tǒng)[11]由工藝裝置、配套子系統(tǒng)、PV/T子系統(tǒng)組成。CHP子系統(tǒng)的熱電耦合單元為燃?xì)廨啓C(jī)，天然氣-壓縮空氣混合氣體燃燒產(chǎn)生的高溫高壓煙氣通過燃?xì)廨啓C(jī)驅(qū)動發(fā)電機(jī)發(fā)電后，煙氣溫度仍高達(dá)450～600 ℃，直接排放至大氣中將造成能量的損失與環(huán)境的污染。設(shè)計(jì)增設(shè)余熱鍋爐裝置，回收燃?xì)廨啓C(jī)尾氣中的余熱，產(chǎn)出蒸汽供給系統(tǒng)中的熱負(fù)荷。

全廠電能由電網(wǎng)送電、燃?xì)廨啓C(jī)及PV/T子系統(tǒng)提供，全廠熱負(fù)荷由鍋爐、天然氣補(bǔ)燃與燃?xì)廨啓C(jī)高溫?zé)煔夤餐斎氲挠酂徨仩t、儲熱罐及PV/T子系統(tǒng)供應(yīng)。系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 天然氣處理廠CHP系統(tǒng)示意圖Fig.1 CHP system structure of natural gas processing plant

1.1.1 廠區(qū)電負(fù)荷計(jì)算

處理廠的主要用電設(shè)備有：壓縮機(jī)、空冷器、空壓機(jī)等。電力負(fù)荷的計(jì)算通常采用需要系數(shù)法計(jì)算[12]，負(fù)荷計(jì)算分為三類：持續(xù)運(yùn)行負(fù)荷Pc、間斷運(yùn)行負(fù)荷Pn及備用負(fù)荷Pb。負(fù)荷計(jì)算過程[13]如下。

(1)最大運(yùn)行有功(無功)功率：

(1)

(2)峰值有功(無功)功率計(jì)算：

(2)

1.1.2 廠區(qū)熱負(fù)荷計(jì)算

處理廠熱負(fù)荷包含工藝裝置熱負(fù)荷及配套系統(tǒng)熱負(fù)荷。其中配套系統(tǒng)各單位熱負(fù)荷由鍋爐換熱間集中供應(yīng)。

工藝裝置熱負(fù)荷需求側(cè)主要包含：鍋爐房、分子篩脫水裝置的加熱爐、硫黃回收主燃燒爐、再熱爐及尾氣灼燒爐及放空火炬。其中蒸汽壓力為1.0 MPa的鍋爐類裝置熱負(fù)荷hb簡化計(jì)算[14]公式為

hb=(664-tw)xb/3.6

(3)

式(3)中：tw為給水溫度的焓，kcal；xb為鍋爐額定蒸發(fā)量，t/h。

1.2 PV/T子系統(tǒng)設(shè)計(jì)

PV/T系統(tǒng)具備光伏發(fā)電與太陽能集熱兩者優(yōu)勢，能實(shí)現(xiàn)清潔發(fā)電與可調(diào)度性共存。PV/T子系統(tǒng)由PV/T模塊陣列、控制器、交流逆變器、水泵、循環(huán)管路及儲熱水箱構(gòu)成[15]。采用土耳其太陽能電池板制造商Solimpeks公司研發(fā)的Powervolt(Vt)及Powertherm (Th)單晶硅電池面板構(gòu)建模塊陣列。該面板屬水冷型PV/T組件，每塊封裝電池片72片，面板參數(shù)如表1所示。Vt面板設(shè)計(jì)為產(chǎn)出更多電能，Th面板設(shè)計(jì)為產(chǎn)出更多熱能，兩者組合使用效果與組件組成比例相關(guān)。

處理廠所在地區(qū)屬溫帶大陸性干旱氣候，地理緯度36°N，晝夜溫差較大，日照極為充足，年平均太陽輻射量4.64 kW·h/(m2·d-1)，月最大輻射量6.91 kW·h/(m2·d-1)。總用地713 210 m2，總建筑面積37 696 m2，其中適合用于建設(shè)PV/T子系統(tǒng)的面積共約5 480 m2，分為三個場地：綜合樓(28 m×107 m，2 996 m2)、分析化驗(yàn)室(20 m×45 m，900 m2)、食堂(30 m×56 m，1 680 m2)，采用上述組件最大裝機(jī)容量達(dá)794.6 kW。

考慮地區(qū)氣候、熱電負(fù)荷需求，選擇陣列方位角0°，組件傾角30°，90%使用Vt組件，10%使用Th組件。在冬至日當(dāng)天的9:00—15:00，面板陣列應(yīng)不被遮擋[11]的原則下，合理調(diào)整光伏陣列前后間距，通過PVsyst軟件對上述設(shè)計(jì)進(jìn)行建模仿真，主要仿真結(jié)果如表2所示，子系統(tǒng)合計(jì)最大輸出電負(fù)荷613.2 kW，最大熱負(fù)荷19 996.5 kW。

表1 PV/T陣列面板參數(shù)

表2 PV/T子系統(tǒng)主要仿真結(jié)果

2 碳交易成本計(jì)算模型

企業(yè)都具有碳排放權(quán)，在中國碳交易市場中，會首先免費(fèi)分配企業(yè)初始碳排放額。初始碳配額的分配方法主要有：基準(zhǔn)線法、祖父法、限額交易下自主申報(bào)法和拍賣法[16]。初始碳排放權(quán)一般集中分配在綜合能源系統(tǒng)中的CHP機(jī)組、燃?xì)廨啓C(jī)、燃?xì)忮仩t、常規(guī)機(jī)組等。把碳交易權(quán)作為一個可以交易的商品，能夠促進(jìn)企業(yè)節(jié)能減排。

2.1 初始碳排放額分配模型

目前中國采用碳配額方式主要有免費(fèi)分配、有償分配。廠區(qū)的碳排放源主要有：上級煤電機(jī)組購電、CHP、燃?xì)忮仩t、天然氣補(bǔ)燃。初始碳額度模型為

(4)

2.2 階梯型碳交易成本模型

中國市場上碳交易會有一定額度，在免費(fèi)額度內(nèi)不需繳納額外費(fèi)用，且剩余免費(fèi)額度可以進(jìn)行交易，超過免費(fèi)額度需要繳納一定費(fèi)用，且會給予企業(yè)一定的懲罰，超過的越多，繳納費(fèi)用越多，采用階梯型帶懲罰因子的模型，即

(5)

式(5)中：FCO2為廠區(qū)系統(tǒng)中碳交易成本；KC為碳交易價(jià)格；u為碳排放區(qū)間長度；β為懲罰因子；fQ為廠區(qū)購電、CHP機(jī)組、燃?xì)忮仩t的碳排放量；fC為綜合能源系統(tǒng)碳配額。

3 計(jì)及碳交易成本的經(jīng)濟(jì)調(diào)度

3.1 目標(biāo)函數(shù)

通常將CHPED問題描述為含供求平衡、容量限制及其他限制的一個或多個優(yōu)化目標(biāo)和一組高度非線性和非光滑約束的優(yōu)化問題。經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效益是廠區(qū)綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行的重要指標(biāo)。從經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保性兩方面建立廠區(qū)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)最優(yōu)模型，并定量分析熱電聯(lián)產(chǎn)及新能源子系統(tǒng)的引入給廠區(qū)運(yùn)營收益帶來的影響。

以最小化處理廠運(yùn)營成本為目標(biāo)，目標(biāo)函數(shù)包括純產(chǎn)電機(jī)組運(yùn)行成本、熱電聯(lián)產(chǎn)組件運(yùn)行成本、僅產(chǎn)熱機(jī)組運(yùn)行成本及電網(wǎng)購電成本，即

minf=fe+fm+fk+fgrid+fCO2+fPV/T

(6)

式(6)中：fe、fm、fk為純產(chǎn)電機(jī)組、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組、純產(chǎn)熱機(jī)組的運(yùn)行成本；fgrid為系統(tǒng)的電網(wǎng)購電成本；fCO2為廠區(qū)碳交易成本；fPV/T光熱電站運(yùn)行維護(hù)成本。

(1)純產(chǎn)電機(jī)組運(yùn)行成本為

(7)

(2)熱電聯(lián)產(chǎn)組件運(yùn)行成本為

(8)

(3)純產(chǎn)熱機(jī)組運(yùn)行成本為

(9)

(4)電網(wǎng)購電成本為

(10)

(5)廠區(qū)碳交易成本詳見式(5)。

(6)光熱電站運(yùn)行維護(hù)成本為

(11)

3.2 約束條件

(1)系統(tǒng)電、熱功率平衡約束。

(12)

(13)

式中：Pd、hd為系統(tǒng)總電、熱能需求;ns為儲熱罐數(shù)量；ht為供熱量。

(2)系統(tǒng)各組件容量上下限限制。

(20)

3.3 綜合能源系統(tǒng)效益分析模型

3.3.1 運(yùn)行成本分析

基于傳統(tǒng)能源供應(yīng)方式，定義經(jīng)濟(jì)節(jié)約指數(shù)(cost saving ratio index, CSR)[17]對擬提的能源改造方案進(jìn)行運(yùn)行成本分析，相關(guān)公式為

(23)

3.3.2 低碳性分析

在擬提的天然氣處理廠綜合能源系統(tǒng)中，二氧化碳排放量將隨CHP與光伏光熱子系統(tǒng)的引入而下降，這是環(huán)境效益的主要構(gòu)成因素。利用二氧化碳減排 (emissions reduction ratio, ERR) 指數(shù)[17]對擬提方案進(jìn)行碳減排分析，相關(guān)公式為

(24)

式(24)中:ECON為原廠區(qū)傳統(tǒng)運(yùn)營方式下的日平均二氧化碳排放量；ECHP為CHP系統(tǒng)下的日平均二氧化碳排放量(以下“二氧化碳排放量”均指代“日平均二氧化碳排放量”)。兩者均主要由燃?xì)廨啓C(jī)產(chǎn)電二氧化碳排放量Eg與電網(wǎng)產(chǎn)電二氧化碳排放量EELe及燃?xì)忮仩t制熱二氧化碳排放量Er構(gòu)成，即

(26)

4 基于DPPO算法的求解

4.1 DPPO算法

采用近端式策略優(yōu)化(distributed proximal policy optimization,DPPO)算法對馬爾可夫(MDP)模型進(jìn)行求解，它建立在近端式策略優(yōu)化(proximal policy optimization, PPO)算法的基礎(chǔ)上。在DPPO中，多個工作者共享一個全局學(xué)習(xí)者(global learner, GL)，GL收集到多個代理一定量的數(shù)據(jù)后進(jìn)行更新，同時代理暫時停止收集工作，更新完成后，代理使用最新的策略繼續(xù)進(jìn)行收集和建立工作。因模型中已有N(迭代次數(shù))個最優(yōu)策略，在非訓(xùn)練模式下，算法將直接載入模型，并模型中已有的“最優(yōu)策略”出發(fā)，尋找更大精度下的最優(yōu)策略，由此，求解精度與速度都能得到保證，解決了傳統(tǒng)調(diào)度問題面臨的兩大難題。

4.2 DPPO算法優(yōu)化模型

目標(biāo)函數(shù)為

J(θ)=E(min{rt(θ)At,clip[rt(θ),1-ξ,

1+ξ]At})

(27)

(28)

式中：πθ為給定的一個參數(shù)化策略；πθ(at|st)為網(wǎng)絡(luò)參數(shù)θ的可微函數(shù)；ξ為裁剪超參數(shù)；clip( )為裁剪函數(shù)，將rt(θ)的值限制在(1-ξ,1+ξ)之間。通過在目標(biāo)函數(shù)中使用裁剪函數(shù)可避免策略出現(xiàn)突變，保證訓(xùn)練的穩(wěn)定。

4.3 求解流程

以前述天然氣處理廠為案例進(jìn)行分析，選擇MDP和DPPO算法，Python作為編程語言，Pytorch作為深度學(xué)習(xí)框架，PVsyst軟件作為PV/T子系統(tǒng)出力的求解軟件。在訓(xùn)練模式中，設(shè)置次數(shù)N=2 500，并行代理數(shù)量為4，隨著訓(xùn)練次數(shù)的增加，累計(jì)獎勵上升，代表尋求到成本有效降低的方向。訓(xùn)練結(jié)束后保存模型，在非訓(xùn)練模式下，對4個隨機(jī)變量進(jìn)行賦值，依據(jù)圖3算法流程圖載入訓(xùn)練后的模型，對各種運(yùn)行場景進(jìn)行仿真分析。結(jié)果顯示，經(jīng)訓(xùn)練后的模型，任何場景下算法求解時間均小于1 s。求解調(diào)度結(jié)果的過程如圖2所示；DPPO算法流程圖如圖3所示。

圖2 求解流程圖Fig.2 Flow chart of solution

圖3 DPPO算法流程圖Fig.3 Flow chart of DPPO algorithm

5 仿真結(jié)果及分析

5.1 含PV/T天然氣廠的IES調(diào)度結(jié)果分析

為驗(yàn)證本文所提計(jì)及PV/T和碳交易機(jī)制下的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型的經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保性。PV/T子系統(tǒng)輸出與輻射強(qiáng)度相關(guān)，在不同季節(jié)存在較大差異，且處理廠所處地區(qū)冷熱季溫差大(最熱月最高平均氣溫36.3 ℃，最冷月最低平均氣溫-2 ℃)，對優(yōu)化結(jié)果易產(chǎn)生影響，設(shè)置夏季典型日為對照組，對其進(jìn)行詳細(xì)分析。分別選擇冬季典型日及冬季、夏季高峰日為實(shí)驗(yàn)組，分析太陽輻射水平變化對系統(tǒng)帶來的影響。各組別太陽能資源水平及日均環(huán)境溫度見表3所示。

表3 對照組太陽能輻射水平

分別對4個組別的PV/T子系統(tǒng)進(jìn)行出力分析，出力統(tǒng)計(jì)結(jié)果如圖4所示。由圖4可知，在太陽能輻照最強(qiáng)的夏季高峰日組別，PV/T子系統(tǒng)電能、熱能出力均達(dá)到最大，二氧化碳排放會顯著降低；相應(yīng)的，在太陽能輻照最弱的冬季低谷日，PV/T子系統(tǒng)的電、熱能出力最小，二氧化碳排放量顯著提升。

圖4 各組別PV/T子系統(tǒng)輸出對比Fig.4 Output comparison of each PV/T group subsystem

圖5 夏季典型日調(diào)度結(jié)果Fig.5 Scheduling results of typical summer day

5.1.1 夏季典型日調(diào)度結(jié)果

夏季典型日系統(tǒng)日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度結(jié)果如圖5所示。圖5中能量輸出小于0表示系統(tǒng)向電網(wǎng)售電或系統(tǒng)正在向儲熱罐蓄熱，輸出大于0表示電網(wǎng)向系統(tǒng)售電或儲熱罐向系統(tǒng)放熱。

在燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)載允許的情況下，電能輸出與需求能夠達(dá)到平衡。由于平、低谷期余熱鍋爐需要向儲熱罐供熱以滿足高峰用熱期需求，燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組將產(chǎn)出過剩電能并向電網(wǎng)售賣。系統(tǒng)熱能需求峰值時刻(11 h)，PV/T子系統(tǒng)出力占到15.6%，最高占總輸出的19.0%(12 h)。PV/T子系統(tǒng)有效削峰，平緩各機(jī)組出力曲線，提高了系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定性和經(jīng)濟(jì)性。DPPO算法給出的經(jīng)濟(jì)調(diào)度方案在系統(tǒng)低谷、平谷時期主動儲熱為高峰用熱量提供保證。電能方面，PV/T子系統(tǒng)出力最高占5.1%(12 h)，分擔(dān)系統(tǒng)峰值電能需求。由于本文是在優(yōu)先考慮熱負(fù)荷的情況下設(shè)計(jì)PV/T子系統(tǒng)，電能輸出相對較小，在其他不同應(yīng)用場景下可采用不同組成比例的面板陣列以靈活適應(yīng)系統(tǒng)需求。

5.1.2 其他實(shí)驗(yàn)組結(jié)果分析

1)冬季低谷日與冬季典型日

冬季低谷日模擬極少數(shù)極端天氣狀況，測試在PV/T系統(tǒng)最低產(chǎn)能下系統(tǒng)運(yùn)行會否受到影響，調(diào)度結(jié)果如圖6所示。

圖6 冬季低谷日調(diào)度結(jié)果Fig.6 Scheduling results of typical winter day

由圖6可見，冬季低谷日PV/T子系統(tǒng)產(chǎn)電最高僅占系統(tǒng)電能需求的1.4%，可忽略不計(jì)，可認(rèn)為系統(tǒng)電能供應(yīng)在此天氣狀態(tài)下由電網(wǎng)與燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組兩者供應(yīng)。機(jī)組最高負(fù)荷8 238 W，同時電網(wǎng)輸入達(dá)到最大(3 756 kW)。

熱能方面，13 h達(dá)到PV/T系統(tǒng)的峰值輸出占比(5.3%)。17～18 h，熱能需求出現(xiàn)缺口(最大1 378 kW)，一方面是由于燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)荷變化范圍達(dá)到上限，另一方面是夏季PV/T子系統(tǒng)出力較大的情況下儲熱罐無需太多儲熱即滿足需求，但在冬季其容量相對偏小。

冬季典型日優(yōu)化調(diào)度與低谷日相比，電、熱能占比有所提升。缺口問題依然存在，最大缺口熱量1 110 kW，合計(jì)缺失2 063 kW，實(shí)際工程中可通過增設(shè)儲熱罐解決。

2)夏季高峰日

夏季高峰日調(diào)度結(jié)果與夏季典型日相似，篇幅限制不再列出。其PV/T子系統(tǒng)熱能輸出最高占系統(tǒng)熱能總需的22%，電能最高占6%，為4組中最高。在此場景中，合計(jì)向電網(wǎng)售電量3 664 kW，同時，能量缺口問題基本得到解決，缺口能量267 kW，相較于低谷日下降81%。

上面所測試的4個組別屬于隨機(jī)變量變動生成的場景，每小時調(diào)過程求解時長均小于1 s。驗(yàn)證了所用算法的快速性與普適性。廠區(qū)熱電負(fù)荷基本得到滿足，出現(xiàn)的熱能缺口問題通過增設(shè)儲熱罐或提高余熱鍋爐產(chǎn)能效率解決。

5.2 碳交易機(jī)制下的系統(tǒng)運(yùn)行成本和低碳分析

為驗(yàn)證考慮光伏光熱和碳交易的天然氣廠綜合能源系統(tǒng)模型的優(yōu)勢，本文設(shè)計(jì)了以下4種方案進(jìn)行對比分析。

方案1：不考慮PV/T電站及碳交易成本的參與；

方案2：不考慮PV/T電站但考慮碳交易成本；

方案3：同時考慮PV/T電站與傳統(tǒng)碳交易參與；

方案4：同時考慮PV/T電站與階梯式碳交易聯(lián)合對IES運(yùn)行優(yōu)化。

以上4種方案所對應(yīng)的產(chǎn)電成本、制熱成本、碳交易成本、設(shè)備運(yùn)維成本、設(shè)備投資成本、總運(yùn)行成本如表4所示。天然氣處理廠由于其天然氣單價(jià)的特殊性，產(chǎn)電成本低于各類廠區(qū)的平均值。由表4可以看出，方案1在進(jìn)行優(yōu)化調(diào)度時沒考慮碳交易成本，僅以用能總成本最低為優(yōu)化目標(biāo)，系統(tǒng)會盡可能消耗天然氣，導(dǎo)致二氧化碳排放最高，需要額外購買碳交易權(quán)，導(dǎo)致方案1運(yùn)行總成本最高；方案2在優(yōu)化調(diào)度時考慮碳交易成本，在一定程度上約束了碳排放量，因此碳交易價(jià)格相比于方案1減少了1 867 元；方案3加入了PV/T系統(tǒng)并考慮傳統(tǒng)碳交易，系統(tǒng)總運(yùn)行成本較方案1減少11 014 元，相較于方案1減排16.8%。由于采用的傳統(tǒng)碳交易形式，碳排放減少有一定限度，不能達(dá)到最優(yōu)；方案4采用階梯式碳交易機(jī)制，更加注重碳減排，其碳交易價(jià)格在總運(yùn)行成本中占比較大，相較于情形3碳交易價(jià)格增加了560 元，但是碳排放相較于情形3減少12%，具有更好的碳減排作用。

表4 4種方案下調(diào)度運(yùn)行結(jié)果

6 結(jié)論

本文提出一種含PV/T的天然氣處理廠CHP系統(tǒng)在碳交易下日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度方式。在考慮儲熱、PV/T子系統(tǒng)、碳交易的基礎(chǔ)上，以最小化廠區(qū)運(yùn)營成本為目標(biāo)函數(shù)，利用MDP將調(diào)度問題轉(zhuǎn)化為強(qiáng)化學(xué)習(xí)模型，通過DPPO進(jìn)行求解。通過對冬夏季典型、高峰日下廠區(qū)日前經(jīng)濟(jì)調(diào)度仿真結(jié)果分析對比，驗(yàn)證了所提模型方法的有效性，得出如下結(jié)論。

(1)PV/T子系統(tǒng)同時參與電力與熱力調(diào)度中，其削峰填谷效應(yīng)幫助系統(tǒng)提高穩(wěn)定運(yùn)行能力。而引入碳交易機(jī)制與熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)聯(lián)合，有效降低廠區(qū)碳排放量與運(yùn)營成本。

(2)訓(xùn)練后的模型在無需重新計(jì)算的情況下能夠處理四個隨機(jī)變量(PV/T系統(tǒng)出力、電網(wǎng)售電價(jià)格及熱負(fù)荷、電負(fù)荷需求)變動所代表的各種運(yùn)營場景，生成廠區(qū)最優(yōu)日前調(diào)度方案。所提求解過程耗時短，在故障情況下可降低系統(tǒng)損失。

(3)所設(shè)計(jì)聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)有利于優(yōu)化廠區(qū)能源結(jié)構(gòu)，促進(jìn)清潔能源再生與消納。以天然氣處理廠作為研究對象也是一個較為小眾的方向，不僅可以為這類工廠提供理論參考，也可為具有相似能源結(jié)構(gòu)的工廠、園區(qū)等單位帶來一定參考價(jià)值。