考慮階梯型碳交易的多負荷聚合商協同優化調度與成本分配

任洪波,王楠,吳瓊,時珊珊,方陳,萬莎

(1. 上海電力大學能源與機械工程學院,上海市 200082;2. 國網上海市電力公司電力科學研究院,上海市 200437)

0 引 言

隨著碳達峰、碳中和目標的快速推進,可再生能源愈發受到關注[1]。然而,可再生能源具有間歇性和波動性等特點,導致電力供給側與負荷側疊加波動,系統穩定性面臨巨大挑戰[2]。需求響應可充分利用負荷側靈活性資源,主動適應供給側出力,從而為電力系統的靈活調度打開新的局面[3]。然而,單個需求側資源由于體量限制,存在彈性水平較低、可調容量較小等問題,很難獨立參與需求響應。負荷聚合商(load aggregator,LA)應運而生,可針對不同類型用戶,評估其可調節潛力,并整合分散響應資源參與電力系統的靈活性調度[4]。

目前,國內外有關LA的研究主要集中在優化運營和市場競爭策略[5-6]。文獻[7]通過LA聚合需求側電動汽車可調控資源與電網進行互動,提出了考慮響應可靠性的時空雙層調度模型,為電網提供輔助服務。文獻[8]通過LA聚集用戶側空調和電動汽車等靈活性資源,提出了考慮分布式電源運營商在內的多主體優化運行模型。文獻[9]通過LA聚集居民用戶側柔性負荷資源,提出考慮負荷類型細分和非合作博弈的LA日前投標模型。文獻[10]通過LA聚合需求響應負荷,提出了考慮用戶偏好和LA收益的主從博弈模型。然而,上述研究只考慮了單個LA為主體參與電力市場的響應策略和運行調度。雖然文獻[11]通過LA聚合不同類型用戶的柔性負荷,提出了考慮用戶用電特性差異的合作聯盟運營模型,但如何利用不同類型用戶的負荷特性差異深度參與需求響應尚待研究;同時,各LA之間由于合作而產生的成本分攤問題亟待解決,聯盟穩定性難以保證。

另一方面,文獻[12]針對工業用戶提出了考慮階梯型碳交易機制和不同購電來源的綜合需求響應策略。文獻[13]將碳交易與綜合能源系統規劃相結合,以碳交易和系統投資運行成本最小為目標,構建低碳經濟能源站規劃模型。文獻[14]將電動汽車作為靈活性調控資源,建立了考慮碳交易機制和電動汽車充電負荷調節比例的綜合能源系統調度模型。文獻[15]為實現園區低碳經濟運行,建立了基于價格型需求響應策略和階梯型碳交易機制的綜合能源系統日前低碳優化調度模型。文獻[16]探討了考慮氫能和階梯式碳交易機制的綜合能源系統柔性運行機制。然而,上述研究未考慮同時賦予負荷聚合商碳交易集成商的角色,使得碳交易市場和電力市場相互決裂,無法實現優勢互補并達到兩者間協同優化的目的。

為充分挖掘基于不同類型用戶負荷互補特性的需求響應潛力,本文結合碳交易市場,提出一種考慮獎懲階梯型碳交易和成本分配的多負荷聚合商優化調度模型。首先,引入多類型負荷聚合商分別代表不同類型用戶(工業類、商業類和居民用戶類等),并根據各類用戶的柔性負荷將其細分為可削減、可轉移、可平移3種類型,構建參與調度的需求響應模型;然后,采用預測電負荷法為系統無償分配碳排放配額,并考慮熱電聯產設備以及外購電力的實際碳排放量,構建獎懲階梯型碳交易模型;在此基礎上,引入合作博弈理論,確立多LA合作運營架構,并以聯盟整體日運營成本最低為目標,構建多個LA間交互合作的日前運行優化模型并進行求解。為了確保通過合作形成的整體運營成本降低效果在所有參與者間的公平、合理共享,采用合作博弈的經典解Shapley值法,按照每個參與者對聯盟所作貢獻的大小對整體運營成本進行分配,確定最終各LA運營成本,實現整體利益與個體利益共贏。

1 負荷聚合商合作運營架構

LA作為需求側資源的聚合者,可通過與用戶簽訂協議來獲得其詳細用能信息的代理權,并通過專業技術手段評估不同用戶的需求響應潛力。本文著重討論LA與日前電力市場的投標策略及其成本分配原則,建立了多個LA代理多類型用戶的日前投標合作聯盟運營模型。LA合作聯盟運營架構如圖1所示,所代理的用戶類型主要包括居民用戶、商業用戶和工業用戶等。由于各類型用戶之間存在用能特性差異,各代理商LA可基于合作聯盟,進行相互間能源共享和交易,從而減少外購電力,降低整體用能成本,實現聯盟體的利益最大化。

圖1 LA運營架構Fig.1 Operating structure of LA

具體流程如下:

1)電力調度部門根據其內部負荷預測模型,并將次日的電價與時段信息傳遞給LA;

2)各類用戶將其柔性負荷信息上報給LA;

3)在信息透明且安全的環境下,基于合作博弈運營模式,以整體運營成本最低為目標,確定參與需求響應資源的投標量以及各LA之間的合作策略,對用戶的柔性負荷資源進行優化調度。

2 柔性負荷分類和建模

2.1 可調度柔性負荷分類

可調度柔性負荷用戶可以通過與LA簽訂負荷削減、轉移和平移合同來參與需求響應。為使合同設計更加合理化、定制化,LA需要對其管理的柔性負荷用電特性和用電趨勢進行分析和預判,以確定不同類型用戶參與響應的積極性和互補特性。參與LA優化調度的負荷主要分為高負荷率型負荷、迎峰型負荷和避峰型負荷[15]。居民用戶負荷大多屬于避峰型負荷,每小時最大可削減量約為最大負荷值的30%;商業用戶負荷大多屬于迎峰型負荷,且削減能力有限;工業用戶負荷大多屬于高負荷率型負荷,與行業特性、季節特點等因素聯系密切。

2.2 可調度柔性負荷建模

1)可削減負荷模型。

可削減負荷指運行時間段不改變,運行功率可削減的柔性負荷。該類負荷主要包括電燈、空調等工作模式不固定的電器設備,對該類負荷用式(1)和式(2)統一建模。可削減負荷在滿足用戶基本用電需求和用電滿意度的情況下進行部分削減,削減比例不應超過一定的限額,可約束為:

(1)

LA對可削減負荷的控制成本[12]可表示為:

(2)

式中:Ccurt為可削減負荷補償成本;α1、α2分別為可削減負荷二次項、一次項常量系數。

2)可平移負荷模型。

可平移類負荷的用電特點是每天具有固定工作時長、固定功率及習慣使用時間,且一旦啟動不宜中斷。該類負荷主要包括洗衣機、烘干機等有固定工作模式的電器設備,對該類負荷統一建模為:

(3)

負荷平移前后保持所需電能不變,可約束為:

(4)

負荷平移前后為避免用戶電費增加,可約束為:

(5)

當負荷平移到以τ為起始時間的區間內時,為滿足運行時間連續,可約束為:

(6)

ft=0,?t?[tsh-,tsh+]

(7)

(8)

式中:τ為可接受平移時間段內的任意時刻;ft為t時刻可平移類負荷啟動狀態的0-1變量,ft=1和ft=0分別表示啟動和不啟動;ts為可平移類負荷持續時間。

式(6)表示可平移負荷的不可中斷性約束,式(8)表示可接受的時間段內滿足可平移負荷要求約束。

LA對可平移負荷的補償成本,可表示為:

(9)

3)可轉移負荷模型。

可轉移類負荷的用電特點是沒有固定的工作時間和工作時段,只需在規定時間區間內滿足負荷需求即可,沒有連續性約束。該類負荷的靈活性較高,主要包括空調、電動汽車等設備,對該類負荷統一建模為:

(10)

負荷轉移前后所需電能保持不變,可約束為:

(11)

負荷轉移前后為避免用戶電費增加,可約束為:

(12)

LA對可轉移負荷的補償成本,可表示為:

(13)

3 獎懲階梯型碳交易模型

本文在考慮園區參與碳交易市場的前提下,引入階梯型碳交易機制。園區各設備運行過程中產生的CO2及外購電力核算之后的CO2會在碳交易市場進行交易。碳交易模型主要包括碳排放權配額、實際碳排放量及階梯型碳排放交易3個環節,分別對這3個環節建立數學模型[19-21]。

3.1 碳排放權配額

碳排放權配額的分配方式有無償和有償2種方式,我國一般采用無償配額的方式進行初始配額分配,然后各控排單位根據自身配額合理安排生產計劃。當實際碳排放超過分配額度時,需要從碳交易市場或者其他排放源購買缺少的額度,否則需繳納高額罰金;反之,當實際碳排放小于分配額度時,可將多余碳排放權配額出售。本文初始配額與預測電負荷相關聯,如式(14)所示。

(14)

3.2 實際碳排放模型

1)熱電聯產設備CO2排放量。

熱電聯產設備以天然氣為一次能源,其燃燒排放的CO2為:

(15)

(16)

式中:ECO2,g為天然氣CO2排放量;FC,g、FCO2,g分別為天然氣基于最低熱值的碳排放因子和CO2排放因子(用于量化單位污染物排放量系數);Pchp,t為t時刻熱電聯產裝置輸出電功率[13];ηchp為熱電聯產機組的發電效率,其值為發電量與燃料輸入量的比值。

2)外購電CO2排放量。

從電網購電時,需要計算外購電力的CO2排放量ECO2,e,計算公式為:

(17)

式中:PLA,i,t為第i個LA在t時刻從電網購買的電力;FCO2,e為電網基準線排放因子[17]。

本文所提及的園區綜合能源系統的碳排放源主要有熱電聯產機組及上級電網購電,因此該能源系統的實際CO2排放量ECO2為:

ECO2=ECO2,g+ECO2,e

(18)

3.3 階梯型碳交易成本模型

為進一步控制碳排放總量,激發各帶有分布式電源的LA節能減排積極性,本文提出了基于獎勵系數λ的獎懲階梯型碳交易成本計算模型。規定若干排放區間,當實際碳排放量小于免費分配的碳排放額時,碳交易成本CCO2為負,表示供能企業可以出售多余的碳排放配額,并基于上述模型可以獲得一定的技術補貼,碳排放量越小的區間對應的碳交易價格越高;反之,當實際碳排放量大于免費分配的碳排放額時,CCO2為正,表示企業需要購買碳排放權,碳排放量越大的區間對應的碳交易價格越高。應用此模型時,需將實際碳排放量進行分段線性化處理,碳交易價格與碳交易量關系如圖2所示。從圖2可以直觀看出,正區間表示供能企業碳排放權不足,需要從碳交易市場購買;負區間表示供能企業有剩余碳排放權,可以出售獲得收益[19]。

圖2 碳交易價格與碳交易量關系Fig.2 Relationship between carbon trading price and carbon trading volume

階梯型碳交易成本模型為:

(19)

式中:c為市場上碳交易基礎價格;α為每個階梯碳交易價格增長幅度;v為碳排放量區間長度。

4 考慮階梯型碳交易的園區綜合能源系統運行優化模型

4.1 目標函數

本文以LA合作聯盟的日運營成本CLA最低為目標構建優化模型,其運營成本主要包括購售電成本、燃料成本、需求響應(可削減、可平移、可轉移)補償成本、碳交易成本及機組運維成本。

CLA=Cgrid+Ccurt+Cshift+Ctrans+
Cfuel+Com+CCO2

(20)

(21)

(22)

(23)

4.2 約束條件

1)功率平衡約束。

第i個LA在t時刻代理負荷區域內電功率平衡約束,可表示為:

(24)

(25)

2)能源網絡傳輸功率約束。

考慮到能源網絡運行的安全性,系統與能源供應網絡之間的傳輸功率需要控制在安全范圍內,各能源網絡傳輸功率約束如式(26)-(29)所示。各LA與主電網交互約束,可表示為:

(26)

(27)

(28)

各LA與天然氣網傳輸流量約束,可表示為:

Ggas,t,min≤Ggas,t≤Ggas,t,max

(29)

式中:Ggas,t、Ggas,t,max、Ggas,t,min分別為外部天然氣網向園區系統傳輸的天然氣流量及其上、下限。

3)機組出力約束。

園區綜合能源系統的機組包括熱電聯產裝置、光伏機組,各機組都需滿足其出力運行上下限約束:

(30)

(31)

其中,熱電聯產機組消耗天然氣量與輸出電功率之間滿足如下運行約束:

(32)

式中:Δt為每個調度周期的采樣時間間隔;QLHV,ng為天然氣的低位熱值。

蓄電裝置約束為:

(33)

(34)

(35)

Smin≤St≤Smax

(36)

4)合作聯盟內部約束。

多個LA合作時,須保持內部買賣總量平衡,對于某LA,買電和賣電不可同時進行,且不能超過允許的最大值,可表示為式(37)-(39)。為防止出現LA從電網或其他LA買電再轉賣現象,約束如式(40)-(43)所示。

(37)

(38)

(39)

(40)

(41)

(42)

(43)

4.3 成本分配原則

合作博弈對于成本的分配問題,有核心、核仁、Shapley值等多種合作博弈解。分配的穩定性和合理性對于合作博弈及其重要,其中合作博弈的核心可能為空集,當核心不存在時,核仁分攤也無法應用,而Shapley值具有對稱性、有效性、可加性、邊際性4種性質,該方法是具有可行性和唯一性的合作博弈解,可以克服上述其他方法的局限。

Shapley值法可根據參與者對于聯盟的邊際貢獻衡量參與者在聯盟中的地位,從而對聯盟的總成本進行分配[11],其體現了參與者在隨機融入聯盟的條件下,任一參與者對其進入聯盟所作出邊際貢獻的期望收益值。參與者的期望收益可通過計算其邊際貢獻得到,即含該參與者的聯盟特征函數減去不含該參與者的聯盟特征函數所得差額為該參與者的邊際貢獻,如式(44)所示。結合概率理論統計,可分別計算每個參與者在每個子聯盟中對整個聯盟運營成本降低的邊際貢獻,建立基于Shapley值法的具有唯一解的成本分配模型,如式(45)所示。

Mi=Call(s)-Call(si)

(44)

(45)

式中:Mi表示第i個LA對聯盟s的邊際貢獻;Call(si)為聯盟s中除去第i個LA剩下LA形成合作聯盟的運營成本;|s|為聯盟s中參與人的數目;n為總聯盟中參與者數目。

5 算例分析

本文以上海某業態混合型園區為研究對象進行案例分析,園區內包括工業用戶、商業用戶和居民用戶。假設該綜合園區內有3個LA,分別為工業、商業和居民用戶聚合商。各LA分別備有分布式電源及儲能裝置,其中,工業用戶配有熱電聯產設備,商業用戶配有光伏及蓄電池,居民用戶配有光伏設備。為進行比較分析,各LA之間在合作聯盟運營和非合作運營2種情景下分別進行優化和結果對比,如圖3所示。非合作運營模式下,各LA之間以自身運營成本最低為目標,對其柔性資源進行響應優化,相互間不存在能源共享,因此也不存在成本分配問題。合作聯盟運營模式下,各LA之間存在能源交互,保證合作聯盟整體運營成本最低。為使用Shapley值法進行成本分配,考慮的潛在合作模式包括:LA1與LA2合作、LA1與LA3合作、LA2與LA3合作及LA1、LA2、LA3三者共同合作。

圖3 多個LA非合作和合作聯盟運營示意圖Fig.3 Image of non-cooperative and cooperative operations of multiple LAs

5.1 參數設置

在本文算例中,LA與電網和用戶之間的購售電價及峰、平、谷時段劃分如表1所示[13, 22-25],碳交易參數設定如表2所示[19]。

表1 能源價格參數Table 1 Energy price parameters

表2 碳交易參數設定Table 2 Carbon trading parameter setting

用戶需求響應需提前與LA簽訂合同,包括補償價格、響應量和響應時間劃分。負荷削減合同參數設置如表3所示[17],可轉移負荷合同設置如表4所示[22],可平移負荷合同設置如表5所示[26-28]。

表4 可轉移負荷參數Table 4 Transferable load parameters

表5 可平移負荷參數Table 5 Shiftable load parameters

園區內各用戶配備不同類型的分布式能源設備,在運行過程中存在相應約束,其功率限制、維護成本等參數設置如表6所示[29-30]。

表6 分布式發電單元運行參數Table 6 Operating parameters of distributed generation units

5.2 運行策略對比

2種模式下3個LA的運行策略對比如圖4所示,可以看出,LA相互合作下,外購電量明顯降低。

圖4 2種運營模式下的運行策略對比Fig.4 Comparison of operation strategies under two operation modes

由圖4(a)可見,合作模式下,由于LA1、LA2、LA3所代理用戶類型不同,用電特性差異較大,存在互補特性,因此,不同LA之間存在電量交易。LA1主要在電價低谷時通過電網買電,其余時間依靠CHP設備進行供電,并協助其他LA在電價高時減少購電量。由于LA3用電高峰時段與LA2不同,所以存在LA1錯峰售電的情況,以保證整體利益最優。在08:00、09:00-22:00,LA1分別向LA3和LA2售電;LA2在09:00-21:00處于用電高峰期,從LA1買電量明顯增多;LA3在用電高峰主要依靠從LA1、LA2買電及自身安裝的光伏設備進行供電,其余時間依賴電網。蓄電池設備則在電價引導下于23:00-24:00進行充電,在22:00以及其他用能時段放電滿足負荷需求。

由圖4(b)可以看出,由于各LA之間沒有電能交互,各用戶僅依靠自身配備的分布式電源以及外部電網滿足自身的負荷需求。LA1主要是在電價低谷時期從電網買電,其他時間均依賴CHP進行發電;LA2、LA3主要依靠光伏出力,在其新能源出力不足時再選擇電網購電;LA2的儲能設備利用電價差異,在電價較低時進行充電,在負荷需要較高時進行放電。

5.3 需求響應策略對比

2種模式下的響應策略對比如圖5所示。在合作運營模式下,不同類型用戶參與需求響應前后負荷曲線對比如圖5(a)所示。從01:00-08:00時段負荷削減程度來看,LA1>LA3>LA2,這是由于此時段LA1代理用戶與LA2和LA3代理的用戶相比負荷基數較大,存在較大削減能力;在09:00-24:00時段,隨著LA2負荷水平不斷增大,聯盟內部缺電量逐漸增多,促使各LA2開始增大削減負荷的強度。總體來說,LA1將負荷轉移到23:00-05:00,LA2將負荷轉移到23:00-06:00、14:00-15:00等時段,LA3則將負荷轉移到23:00-07:00電價最低時段,通過削峰填谷降低用能成本。

圖5 2種運營模式下的需求響應策略對比Fig.5 Comparison of demand response strategies under two operation models

由圖5(b)可以看出,在非合作運營模式下,負荷削減趨勢與合作博弈運營方式的優化結果并無明顯差異,這是由于削減能力主要與用戶用能特性相關,各類用戶負荷削減程度與削減合同的一次項系數和二次項系數有關,而系數的確定則依賴于用戶負荷曲線。可平移負荷在電力價格的驅動下,由峰時段轉移到23:00-04:00期間內的不同時段,一方面,削峰填谷,促進電力系統穩定運行;另一方面,可以節約部分電費,降低各LA運營成本。可轉移負荷在非合作的運營模式下與合作聯盟運營模式略有不同,主要是降低各峰時段負荷,將其轉移到23:00-08:00、14:00-16:00低谷時期,平抑負荷波動,實現錯峰用電。

5.4 碳交易對比分析

圖6為2種運營模式下的碳排放及碳排放權交易情況。從圖6中可以看出,合作聯盟運營模式下,LA1碳排放量較非合作運營模式提高25.76%,而LA2、LA3的碳排放量小于非合作的運營模式,分別降低了3.91倍以及2.24倍,這是由于合作聯盟運營主旨亦在降低三者碳排放總和,從而降低碳排放成本,整體來看,系統總碳排放量相較于非合作運營模式,減少40.09%;相應地,碳排放權的購買也隨之減少17.63%。總體碳交易收益相較于非合作運營模式提高1.08倍,有效地降低了整個合作聯盟及聯盟個體的運營成本。

圖6 2種運營模式下的碳交易策略對比Fig.6 Comparison of carbon trading strategies under two operating models

5.5 運營成本結果對比和成本分配策略

1)運營成本結果對比分析。

不同運營模式下聯盟整體成本如表7所示,負值代表收益。可見,合作博弈模式下,需求響應成本更高,響應資源得到深一步挖掘。其次,購能成本更低,而燃料成本更高,這是因為內部合作加大了本地設備出力和自平衡,降低了外部購能需求。此外,碳交易收益大幅提升,整體碳收益增加51.98%,說明聯盟合作可有效降低整體碳排放量,促進園區低碳經濟運行。

表7 不同運營模式下聯盟整體成本對比Table 7 Comparison of overall affiliate costs under different operating models 元

2)合作博弈下的成本分配策略。

為保證合作博弈運營模式的合理性,Shapley值法從公平性角度出發,“論功行賞”將成本按照邊際貢獻進行分配,也就是說,按照此分配策略,參與者i所應分攤的成本等于該參與者對每一個其所參與聯盟的邊際貢獻的平均值。通過式(44)計算可得出參與者對不同聯盟的邊際貢獻,結果如表8所示,基于式(44)并結合式(45),計算可得出應用Shapley值法分配后的各LA運營成本,結果如表9所示。相較于非合作運營,合作模式下,聯盟整體成本降低18.72%,LA1、LA2、LA3成本分別降低22.39%、14.95%以及17.61%。

表8 潛在聯盟策略邊際貢獻度分析Table 8 Analysis of the marginal contribution of potential alliance strategies

表9 各運營模式成本分析Table 9 Cost analysis of each operation mode 元

6 結 論

本文提出了基于能源互濟和碳交易的多類型LA合作聯盟運營機制,綜合考慮了不同類型用戶柔性負荷互補和響應特性。以聯盟整體運營成本最低為目標,提出聯合優化模型,并利用合作博弈Shapley值法對成本進行合理分配。可得出以下結論:

1)利用LA聚合園區內不同類型用戶,實現了柔性負荷資源參與需求響應;同時通過LA內部聯盟的能源共享互濟,有效挖掘了不同用能模式下的負荷互補特性。相比于各LA互相獨立運作,整體聯盟成本降低達18.72%。

2)通過LA之間的聯盟合作,可明顯降低碳排放量,通過整合單體用戶加入碳交易市場,外界購入的碳排放權減少17.63%,可實現聯盟整體碳收益最大化,整體碳收益增加51.98%,促進園區低碳經濟運行。

3)通過合作博弈的Shapley值法構建成本分配模型,實現了合作聯盟整體成本的公平、合理分配,各LA成本分別降低22.39%、14.95%、17.61%,從而有效提升了各LA參與合作的積極性,從而促進聯盟整體穩定性。