碳交易機制下考慮需求響應的綜合能源系統優化運行

魏震波，馬新如，郭毅，魏平桉，盧炳文，張海濤

(1.四川大學電氣工程學院，成都市 610065；2.國網河南省電力公司濮陽供電公司，河南省濮陽市 457000)

0 引 言

2019年，電力行業二氧化碳排放占全國碳排放總量超過40%。2020年9月，我國提出爭取2060年前實現碳中和的目標[1-2]，發展低碳電力迫在眉睫。目前，我國正在逐步推行碳交易市場，努力通過市場手段實現二氧化碳“零排放”[3-4]。

碳交易機制能夠優化系統資源配置、促進節能減排[5-7]。文獻[8]按照核電機組、火電機組和風電機組的實際出力免費分配初始碳排放權，考慮火電機組實際碳排放量計算碳交易成本，有效均衡經濟和低碳效益；文獻[9]將碳交易機制引入虛擬電廠，基于基準線法并根據可再生能源機組出力為碳源分配無償的初始碳配額，提高了可再生能源消納總量。需求響應(demand response，DR)能夠提升供能側和用能側的雙向互動。文獻[10]引入價格彈性矩陣描述DR行為，并分析了DR緩解系統調峰壓力的有效性；文獻[11]基于價格彈性矩陣法建立了電、氣負荷的DR模型，考慮熱負荷的模糊感知和延時性建立了熱負荷DR模型，并驗證了模型能夠提高能源利用效率；文獻[12]將電負荷分為削減、轉移、替代3種類型，統一根據響應量規劃補償成本，并采用飽和度和差異度指標衡量用戶滿意度。但以上文獻或僅分析碳交易機制，或僅考慮需求響應，不利于協調系統低碳性和經濟性。

由此，針對電熱綜合能源系統(integrated electricity-heat energy system，IEHS)[13-14]，通過引入碳交易機制可使碳排放權成為具有經濟價值的可調度資源，考慮DR[15-16]能夠挖掘用能側潛力，進而實現系統低碳經濟運行。文獻[17]對比了不同電、熱負荷舒適度下系統的總運行成本和棄風棄光量，保證用戶舒適度的基礎上實現多能互補、降低運行成本并提高新能源消納，但電負荷DR僅對可中斷和可平移負荷簡化建模；文獻[18]計及電力市場和碳交易市場價格傳導機制，將風、光等可再生能源發電量折算成減排量，提出了包含冷熱電聯產機組運行和蓄電池儲能控制策略的多能源系統綜合需求側響應方案，實現園區多能源系統的經濟運行，但并未構建負荷側精細化模型。

綜上現狀與問題，本文提出一種碳交易機制下考慮DR的電熱綜合能源系統優化運行模型。首先，將需求響應分為價格型和替代型；其次，構建一種針對電熱綜合能源系統的碳交易機制；最后，通過算例仿真驗證碳交易機制下考慮需求響應，能夠實現削峰填谷、協同電熱綜合能源系統的經濟性和低碳性，為電熱綜合能源系統低碳經濟運行提供參考。

1 考慮DR的IEHS模型

1.1 IEHS架構

IEHS能夠實現電能、熱能的互補協同，提高能源利用效率，滿足用戶多種能源梯級利用的同時保障持續可靠供能。

本文構建了含需求響應的IEHS架構，如圖1所示。在該系統中，電能和氣能分別由上級電網、氣網供應，從上級氣網購氣用來供給熱電聯產裝置(combined heat and power,CHP)和燃氣鍋爐(gas boiler,GB)，剩余電能可出售給上級電網；能量耦合設備有CHP、熱泵(heat pump,HP)和GB，能實現電熱能量雙向流動；CHP由燃氣輪機(gas turbine,GT)、余熱鍋爐(waste heat boiler,WHB)和基于有機朗肯循環(organic Rankine cycle,ORC)的低溫余熱發電裝置組成，運行方式為熱電解耦，該運行方式能適應系統不同運行工況；HP和GB消納風電并承擔部分熱負荷。引入DR可以平抑負荷曲線波動，實現電熱的交互耦合、削峰填谷并降低運行成本。

圖1 IEHS架構Fig.1 Structure of IEHS

1.2 DR模型

DR指用戶根據電價或激勵機制調整自身用能行為，參與電網互動，從而優化負荷曲線，提升系統運行效率。根據負荷響應特性，將DR分為價格型需求響應和替代型需求響應。

1.2.1 價格型需求響應

不同類型負荷對同一電價信號的敏感度存在差異，將價格型需求響應電負荷分為可削減負荷(curtailable load,CL)和可轉移負荷(shiftable load,SL)，以下對兩類負荷分別建模。

1)CL特性分析及建模。

CL通過對比DR前后本時段電價變化，從而選擇是否削減自身負荷。用價格需求彈性矩陣描述DR特性，彈性矩陣E(t,j)中第t行第j列元素et,j，即t時刻負荷對j時刻電價的彈性系數，定義為：

(1)

(2)

2)SL特性分析及建模。

(3)

1.2.2 替代型需求響應

對某類可由熱能或電能直接供應的熱負荷而言，低電價時段可消耗電能，高電價時段可直接消耗熱能以滿足自身需求，從而實現電能和熱能的相互替代。可替代負荷(replacable load,RL)模型為：

(4)

(5)

(6)

2 碳交易機制

碳交易機制是將碳排放權作為商品在碳交易市場進行交易的一種機制，碳交易機制的實施能夠有效推動碳減排。

2.1 無償碳排放配額模型

完善的碳交易機制首先需要確定碳排放配額，常見的碳排放配額分配方式有2種：無償分配和有償分配。無償分配指預先分配給系統免費碳排放額度，以提高系統參與的積極性；有償分配則要求系統為自身碳排放支付相應的費用。根據我國當前實際情況，采用無償分配并基于基準線法為系統提供碳排放配額。對于本文建立的含DR的IEHS，碳排放源為GT和GB，GT發電且產熱，GB僅產熱，根據總的等效發熱量為其分配碳排放配額，t時刻系統的碳排放配額Ep,t為：

(7)

2.2 碳排放成本模型

t時刻系統實際碳排放量Eac,t為GT和GB之和，根據排放因子法，在本文中近似認為機組的實際碳排放量與機組出力成正比，則t時刻系統實際碳排放量Eac,t為：

(8)

式中：κGT、κGB分別為GT和GB的碳排放系數[19]，此處取0.610 1 t/(MW·h)。

為鼓勵系統積極參與碳交易市場，本文構建的碳交易策略如下：用戶可自行交易碳排放配額，即實際碳排放量小于碳排放配額，可以以市場價格出售剩余的碳排放配額獲取收益；反之，需從市場買入超出的碳排放額度。由此，t時刻碳交易成本CCa,t為：

CCa,t=kCa(Eac,t-Ep,t)

(9)

式中：kCa為碳交易市場價格。

3 IEHS優化運行模型

3.1 目標函數

碳交易機制下考慮DR的IEHS優化運行模型旨在滿足系統運行約束的前提下，實現整個網絡經濟性最佳。以購能成本CBuy、碳交易成本CCa及運維成本COP之和最小為目標函數：

minf=CBuy+CCa+COP

(10)

1)購能成本CBuy。系統可以與上級電網進行電量交易，當發電量不能滿足自身需求時從上級電網購電，相應地，當發電量盈余時將多余電量出售給上級電網；此外，系統需要購買天然氣維持CHP和GB運行。因此，購能成本為：

(11)

2)碳交易成本CCa。一個運行周期的碳交易成本為所有時刻成本之和：

(12)

3)運維成本COP。

(13)

式中：i取1，2，…，6，分別代表風機、CHP、HP、GB、ES和HS；ωi為設備i的運維系數；Pi,t為設備i的出力。

3.2 約束條件

碳交易機制下考慮DR的IEHS優化運行約束有：風電出力約束、能量平衡約束、設備能量轉換約束、儲能設備約束和用戶用電方式滿意度約束。

1)風電出力約束。

供能側清潔能源主要考慮風電，由于風電出力不確定性、電網傳輸能力等因素，系統往往無法消納全部風電，即風電實際出力小于預測出力。

(14)

2)能量平衡約束。

本文構建的IEHS包括電能流、熱能流和氣能流，均需滿足能量平衡約束，分別為：

(15)

(16)

(17)

3)CHP約束。式(18)、(19)分別為CHP產電、產熱約束，CHP產電由GT產電和低溫余熱發電裝置產電兩部分組成，CHP產熱即為WHB產熱；式(20)、(21)分別為GT氣轉電、氣轉熱約束。

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

αt+βt=1

(23)

0≤αt，βt≤1

(24)

4)用戶用電方式滿意度約束。

用戶對用電方式改變的感受會影響響應的積極性，因此考慮用戶用電方式滿意度約束：

(25)

式中：s、smin分別為用戶用電方式滿意度和滿意度最小值。

3.3 求解方法

本文所求問題為混合整數線性規劃問題，首先分析價格型需求響應和替代型需求響應，得到需求響應后的負荷曲線；然后，引入碳交易機制，并將碳交易機制下的碳交易成本作為目標函數的組成部分；最后，在滿足風電出力約束、能量平衡約束、設備能量轉換約束、儲能設備約束和用戶用電方式滿意度約束的條件下，基于MATLAB平臺調用CPLEX求解器求解。求解流程如圖2所示。

4 算例分析

4.1 基礎數據

以北方某工業園區為研究對象，以24 h為一個運行周期，單位運行時間為1 h。系統中已安裝設備有由GT、WHB和基于ORC的低溫余熱發電裝置組成的CHP、HP、GB，參數見附表A1；天然氣價格為2.55元/m3；分時電價見附表A2；系統初始電、熱負荷及風電預測出力見附圖A1。

圖2 求解流程Fig.2 Flow chart of solution

4.2 結果分析

4.2.1 碳交易機制下考慮DR的運行結果

為驗證所提模型的合理性，本文對以下4種場景進行對比分析。

場景1：僅考慮碳交易機制；

場景2：碳交易機制下考慮需求響應；

場景3：僅考慮需求響應；

場景4：不考慮碳交易機制且不考慮需求響應。

各場景成本及實際碳排放量如表1所示。

表1 各場景成本Table 1 Daily operation cost in 4 cases

由表1可知，對比場景4，場景1的碳排放成本降低了81.45%，且實際碳排放量減少了4 852.91 kg，這是由于場景1考慮碳排放機制使得系統擁有初始碳排放配額，可以抵消一部分碳排放成本，而場景4須考慮實際碳排放量的全部成本；相比場景4，場景3購能成本減少了10.26%，這是由于考慮需求響應減少了峰時電負荷，增加了谷時電負荷，從而使得系統能夠選擇更為經濟的購能方式；對比場景1、2，場景3的總運行成本較高、購能成本較低且碳交易成本和實際碳排放量較高，這表明了碳交易機制對于節能減排的促進作用；場景2的總運行成本、購能成本、碳交易成本、運維成本及實際碳排放量均小于場景1，這是由于碳交易機制下考慮需求響應不僅將高電價時段的部分負荷轉移到低電價時段并削減部分負荷用能，還實現了用戶側電能和熱能相互替代，平滑負荷曲線，由此，系統通過比較不同時段的購電、購氣成本和GT、GB出力，從而選擇較為經濟且碳排放量較少的方式運行，有效協調了系統的運行經濟性和低碳性。

場景2電負荷構成如圖3所示。從圖3可以看出，相比原始負荷明顯的峰平谷分布，CL響應峰平谷電價，在高電價時段(09:00—12:00、19:00—22:00)削減部分負荷；SL將部分高電價時段負荷(09:00—12:00、19:00—22:00)轉移到低電價時段(00:00—08:00)，減少了高電價時段負荷，增加了低電價時段負荷，負荷曲線較為平滑；RL在高電價時段(09:00—12:00、19:00—22:00)將部分電負荷轉化為熱負荷，低電價時段(12:00—19:00、22:00—09:00)將部分熱負荷轉化為電負荷。價格型需求響應和替代型需求響應協同作用，使負荷曲線平滑，實現了削峰填谷。

圖3 場景2電負荷構成Fig.3 Composition of electric load in case 2

場景2各設備電、熱出力分別如圖4、5所示。從圖4、5可以看出系統設備運行情況及原因，具體分析見表2。此外，ES在低電價時段充電，在高電價時段放電，HS反之，提高了系統的靈活性。

4.2.2 需求響應靈敏度分析

各類型需求響應的負荷占比影響系統DR實施效果，在4.2.1節場景2的基礎上，分析系統價格型需求響應和替代型需求響應負荷占比對系統成本的影響。

總運行成本-價格型需求響應負荷占比關系如圖6所示。首先保持替代型負荷不變，設置CL和SL占比分別為10%～40%，分析價格型需求響應對系統成本的影響。從圖6可以看出，隨著CL和SL占比增加，系統總運行成本降低，即總運行成本與價格型需求響應負荷負相關，這是由于總負荷不變時，增大CL和SL占比相當于增多了價格型需求響應量，使高電價時段負荷減少、低電價時段負荷增多，降低了系統購能成本，從而降低總運行成本。

圖4 場景2各設備電出力Fig.4 Power output in case 2

圖5 場景2各設備熱出力Fig.5 Heat output in case 2

表2 場景2系統運行分析Table 2 System operation analysis in case 2

圖6 總運行成本-價格型需求響應負荷占比關系Fig.6 Relationship between total operating cost and the ratio of price-type demand response load

總運行成本-替代型需求響應負荷占比關系如圖7所示。從圖7可以看出，設定CL和SL占比分別為20%，當RL占比從10%增大到60%時，系統總運行成本增加，即總運行成本與替代型需求響應負荷正相關，因此協調價格型和替代型需求響應的比例有利于提高運行經濟性。

4.2.3 GT產熱分配比例的影響

CHP由GT、WHB和基于ORC的低溫余熱發電裝置組成，運行方式為熱電解耦，分析GT產熱分配給WHB和發電裝置的比例對系統運行的影響。成本-GT產熱分配給WHB比例關系如圖8所示。從圖8可以看出，隨著GT產熱分配給WHB的比例增大，碳交易成本和實際碳排放量先增加后減小，運維成本與分配比例呈負相關，而系統購能成本增加，且購能成本增加幅度明顯大于碳交易成本和運維成本的減少，由此導致系統總運行成本增加。

圖7 總運行成本-替代型需求響應負荷占比關系Fig.7 Relationship between total operating cost and the ratio of alternative-type demand response load

圖8 成本-GT產熱分配給WHB比例關系Fig.8 Cost-GT heat generation allocation to WHB proportional relationship

4.2.4 碳交易價格對系統運行的影響

碳交易價格是目標函數的權重，所以碳交易價格的變化會影響碳排放量、碳交易成本和購能成本，進而影響系統總運行成本。為研究碳交易價格對系統運行的影響，繪制了總運行成本、購能成本、碳交易成本及實際碳排放量與碳交易價格的關系曲線，如圖9和圖10所示。

分析圖9和圖10可知：

1)當碳交易價格較低(小于20元/kg)時，隨著系統碳交易價格的提高，系統碳排放量基本不變，這是由于碳交易價格增加過小，不足以激勵系統改變自身行為；隨著碳交易價格的繼續提高，系統碳排放量明顯減少，當碳交易價格取120元/kg，碳排放量基本不變，這是由于系統為降低自身成本而響應碳價改變。

圖9 成本-碳價關系曲線Fig.9 Cost-carbon price curve

圖10 實際碳排放量-碳價關系曲線Fig.10 Actual carbon emissions-carbon price curve

2)隨著碳交易價格的提高，碳交易成本先增后減，這是由于當碳交易價格較低時，實際碳排放量不變，碳交易成本隨碳交易價格的增大而增大；當碳交易價格不斷增大，系統實際碳排放量顯著減少且減少幅度比價格增加幅度更大；隨著碳交易價格的提高，系統購能成本先增大后趨于穩定，這是由于CHP出力增加，相應地增大了系統購氣量。

3)系統總運行成本隨著碳交易價格的增速先快后趨于平緩，這是由于碳交易價格在總成本中相當于權重，當價格較低時，即權重較小，碳交易成本占總成本比例較小，系統總運行成本隨著購能成本的增加而增加；隨著碳交易價格提高，系統碳排放量基本不變，碳交易成本在碳價取120元/kg時達到最小，此后，碳交易成本、購能成本、總運行成本均增加。

從以上分析可以看出，制定合理的碳交易價格可以促進系統經濟性和低碳性的協同。

5 結 論

針對電熱綜合能源系統，本文建立了碳交易機制下考慮需求響應的優化運行模型，對比分析了4種場景的成本，并研究了碳交易價格對系統運行的影響，得出了以下結論：

1)碳交易機制下考慮需求響應不僅將高電價時段的部分負荷轉移到低電價時段并削減部分負荷用能，還實現了用戶側電能和熱能相互替代，平滑負荷曲線；同時，靈活選擇購能方式，有效協調了系統的運行經濟性和低碳性。

2)增大價格型需求響應負荷可以降低運行成本，協調價格型和替代型需求響應的比例有利于提高運行經濟性。

3)隨著GT產熱分配給WHB的比例增大，碳交易成本和實際碳排放量先增加后減小，運維成本與分配比例呈負相關，系統總運行成本增加。

4)隨著碳交易價格的提高，碳交易成本先增加后減小，系統總運行成本隨著碳交易價格的增速先快后趨于平緩，不同碳交易價格會影響系統運行成本和碳排放量，制定合理的碳交易價格能夠協同低碳性和經濟性。

下一步將針對含電、熱、氣負荷的電熱氣綜合能源系統，對氣負荷需求響應、階梯型碳交易機制和需求響應不確定性對系統運行的影響進行更加深入的研究。