考慮階梯式碳交易機制的電化學儲能與抽水蓄能協同調度優化

佟 曦, 陳 衡, 茍凱杰, 徐 鋼, 劉文毅, 張國強

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院, 北京 102206)

隨著我國“雙碳”目標的提出,各行各業都在積極開展碳減排工作。電力行業的碳排放量約占我國能源活動二氧化碳量的40%,減排潛力巨大,其低碳轉型發展對于我國實現“碳中和”戰略目標至關重要。為實現該戰略目標,我國電力行業一方面進行火電機組的靈活性改造,提高機組調峰能力[1];另一方面大力發展風能、光伏等新能源發電技術,并且大規模接入電網,以減少化石能源等消耗[2-5]。由于風能、光伏等新能源具有出力不確定性,以及發電的間歇性和波動性,其大規模接入電網后,給電網的電壓水平、運行控制等帶來巨大困擾[6-10]。儲能設備可以在時間和空間的尺度上快速進行能量調度,解決調峰難的問題,從而維持系統的穩定性,因此近年來備受關注和使用[11-12]。

研究碳交易機制對新能源電力系統運行優化的影響至關重要,陳錦鵬等[13]構建了綜合能源系統(IES)模型,并且引入階梯式碳交易機制,構建以購能成本、碳排放成本、棄風成本最小的低碳經濟運行目標進行優化求解,驗證了所提策略的有效性。陳彥奇等[14]提出了計及階梯型碳交易機制的綜合能源系統優化模型,以系統運行維護成本和碳交易成本之和最小為目標,分析典型日下不同基準碳價對系統運行方式和經濟性的影響。王俐英等[15]將需求響應和碳交易機制引入綜合能源系統運行調度中,并基于信息間隙決策理論(IGDT)構建了考慮階梯式碳交易機制以及需求響應的綜合能源系統雙層隨機優化調度模型,最后通過求解證明了所提系統的低碳環保。Cao等[16]提出了面向運營商和多個虛擬電廠(MVPP)的Stackelberg博弈策略,考慮階梯式碳價格機制和雙補償需求響應機制,采用克里金元模型擬合虛擬電廠(VPP)的能量調度模型,最后分析了多個算例,驗證了所提策略能夠有效促進MVPP的能量互補和碳減排。

平準化度電成本(LCOE),也叫電力平均化成本,是用于衡量發電項目在其整個生命周期內每單位電力產生的平均成本,在研究系統經濟性中起到了至關重要的作用。劉漂[17]從全生命周期角度研究了風電成本的構成,并針對現有LCOE模型提出了改進的LCOE分析計算模型,通過物理建模驗證了所提出的LCOE模型的有效性。Mostafa等[18]建立了電池儲能成本模型,并考慮了長期、中期和短期應用以及技術特征,使用儲能平準化度電成本(LCCOS)和LCOE進行技術經濟評估,此外,還對影響存儲成本的控制因素進行了敏感性分析。Li等[19]建立了實現碳捕集與封存(CCS)一體化氣化聯合循環(IGCC)建模、預測和優化的計算方法,選擇碳捕集率(CCR)和LCOE作為優化目標,評估了多目標優化的最優解集和碳交易市場的效果。

當前大多數研究只考慮單一儲能系統接入電網的運行優化及配置優化,考慮儲能系統LCOE的運營策略研究很少。因此,筆者構建了含火力發電、新能源(風能、光伏)發電,以及抽水蓄能和電化學儲能的多能互補系統數學模型;同時,考慮LCOE及碳排放成本,引入階梯式碳交易機制,以總成本之和最小為優化目標,利用MATLAB的Cplex求解器進行優化求解,并且設置不同場景及不同碳交易機制,以比較不同調度方式的優劣,最終提出成本最低、碳排放最少、收益最大化的電力系統下電化學儲能及抽水蓄能的協同優化調度策略,為新型電力系統的儲能規劃提供參考,助力電網高效清潔化及經濟最優化的發展。

1 階梯式碳交易機制模型

階梯式碳交易是在碳市場中設立多個不同層級的碳排放配額,每個層級對應不同的行業或行業細分。不同行業的企業擁有不同數量的碳排放配額,企業在交易市場上可以自由買賣碳排放配額。與普通碳交易模式相比,階梯式碳交易模式的優勢在于更精準地針對不同行業的減排需求,可以更有效地推動高排放行業的減排工作[20]。階梯式碳交易機制模型主要包含無償碳排放配額模型、實際碳排放模型和階梯式碳交易模型[21]。

1.1 碳排放配額模型

所構建的系統中,碳排放源有燃煤機組及系統外購電力。所構建系統的碳排放配額為

ECEQ=ECFP+ESOP

(1)

式中:ECEQ為系統碳排放配額,t;ECFP為燃煤機組碳排放配額,t;ESOP為系統外購電力碳排放配額,t。

燃煤機組碳排放配額為

(2)

式中:Ee(t)為t時刻機組供電CO2配額,t;Eh(t)為t時刻機組供熱CO2配額,t;T為周期;Δt為時間長度,h。

其中,t時刻機組供電CO2配額為

Ee(t)=Qe(t)×Be×F1×Fr×Ff

(3)

式中:Qe(t)為t時刻機組供電量,MW;Be為機組所屬類別的供電基準,t/MW;F1為機組冷卻方式修正系數;Fr為機組供熱量修正系數,燃煤機組供熱量修正系數為1-0.22×供熱比;Ff為機組負荷修正系數。

t時刻機組供熱CO2配額為

Eh(t)=Qh(t)×Bh

(4)

式中:Qh(t)為t時刻機組供熱量,GJ;Bh為機組所屬類別的供熱基準,t/GJ。

系統外購電力碳排放配額為

(5)

式中:ηe為單位電量碳排放配額系數;Pbuy(t)為t時刻系統外購電量,MW。

1.2 實際碳排放模型

燃煤機組的碳排放量為

(6)

式中:EACE為燃煤機組的碳排放量,t;βe為燃煤機組單位電量碳排放系數,t/MW。

系統外購電力碳排放量為

(7)

式中:EPCE為系統外購電力碳排放量,t;βs為系統外購電力單位電量碳排放系數,t/MW。

不考慮新能源(風能、光伏)發電及各類型儲能放電時的碳排放量,認為其碳排放量為0,則當其出力時,相當于給系統減少碳排放量。減少的碳排放量為

(8)

因此,系統的實際碳排放量EACT為

EACT=EACE+EPCE-ERCE

(9)

1.3 階梯式碳交易模型

實際參與碳交易市場的碳交易額ECET為

ECET=EACT-ECEQ

(10)

當ECET大于0時,表示主體當前碳排放量高于碳排放配額,需要到碳市場購買碳排放配額;當ECET小于0時,表示主體當前碳排放量低于碳排放配額,可以將剩余碳排放配額拿到碳市場進行出售[22-23]。考慮經濟效益最大化以及提高電力企業減排的積極性,構建階梯式碳交易計算模型,即

(11)

式中:Ccar為系統的碳交易成本;c為市場的碳交易基準價格;d為碳排放區間長度;α為碳交易價格增長幅度。

傳統碳交易機制下,其碳交易模型為

(12)

2 協同調度優化模型

2.1 LCOE模型

LCOE和全生命周期成本(LCC)都是在能源經濟學和工程經濟學中常用的概念,LCOE是衡量發電項目在其整個生命周期內每單位電力產生的平均成本[24],而LCC是衡量整個項目或設備在其壽命周期內的總成本。LCOE通常用于比較不同類型發電項目的經濟性,而LCC用于做出長期投資決策,確保項目或設備的經濟可行性。較低的LCOE意味著單位電力成本更低,使得該發電項目在市場上更具競爭力。在發電產業中,LCOE的下降通常與技術進步、規模效應和政策支持等因素有關。因此,LCOE被廣泛用于評估各種發電技術的經濟性,例如光伏、風能、煤炭、天然氣等,以確定最具成本效益的能源解決方案。

LCOE的計算考慮了項目的總成本,包括建設、運營、維護、折舊成本等,以及項目預期的發電量[25-26]。這些成本在項目的壽命周期內被折算,然后除以預期的發電量,從而得到每單位電力的平均成本。

LCOE可以表示為

(13)

式中:CLCOE為LCOE成本,元;I為初始投資,包括項目前期規劃建設以及設備購置安裝等費用,元;On為第n年的運行成本,包括在使用階段產生的費用,如能源消耗、人工勞動力、原材料等,元;Mn為第n年的維護成本,包括在使用過程中確保設備正常運轉和良好狀態的費用以及設備發生故障或損壞時所需的修理和維修費用,元;Gn為第n年的設備發電量,MW;N為年數。

考慮折現率時,LCOE的表達式為

(14)

式中:rLCOE為考慮折現率時的LCOE,元;r為折現率。

2.2 目標函數

本文調度優化以系統購能成本CB、CLCOE、碳排放成本CC以及棄風棄光成本CWP之和C最小為目標函數,其數學表達式為

minC=CB+CLCOE+CC+CWP

(15)

系統購能成本CB主要包括外購電力成本、風光儲的上網成本,以及火電上網成本,其表達式為

(16)

式中:Pg(t)為t時刻燃煤機組出力,MW;Cbuy(t)、Cpv、Cwt、Cs,dis,i(t)、Cs,cha,i(t)和Cg分別為t時刻系統購電價格、光伏上網電價、風電上網電價、儲能上網電價、儲能充電電價以及燃煤機組上網電價,元/(kW·h)。

LCOE包括火電、風電、光伏以及儲能的單位標準度電成本之和,其表達式為

(17)

碳排放成本主要包括系統外購電力碳排放成本和燃煤機組碳排放成本。階梯式碳交易下的碳排放計算公式參考式(11);傳統碳交易下的碳排放的計算公式參考式(12)。

棄風棄光成本主要為風能及光伏所產生的電能不能被完全利用的部分,其成本公式為

(18)

式中:a為風光懲罰系數,元/(kW·h);Ppv,max(t)為t時刻光伏最大出力,MW;Pwt,max(t)為t時刻風能最大出力,MW。

2.3 約束條件

燃煤電廠發電功率約束為

0.3Pg,max≤Pg(t)≤0.8Pg,max

(19)

式中:Pg,max為火電機組額定出力,MW。

光伏發電出力約束為

0≤Ppv(t)≤Ppv,max(t)

(20)

風力發電出力約束為

0≤Pwt(t)≤Pwt,max(t)

(21)

抽水蓄能系統約束為

應該說，“首都餐飲業品質提升工作”是北京市餐飲業以習近平總書記關于食品安全系列講話精神為指導，全面實施國家市場監管總局提出的《餐飲服務食品安全操作規范》的自律表現，是繼北京餐飲業實現“明廚亮灶”、“陽光餐飲”后的一次全面提升，是為迎接2022年冬奧會打造餐飲業的首都標準、北京品牌，使北京餐飲業成為彰顯首都文化魅力、良好生態環境、和諧文明社會、安定富裕生活的載體，成為體現首都城市內在品質的亮麗名片，在全國餐飲行業中做出了表率。下一步，中國烹飪協會將在北京市市場監督管理局的指導下，繼續深入落實“首都餐飲業品質提升工作”，力爭取得更大的成效，惠及更多的企業和消費者。

(22)

Pp,min

(23)

式中:Et為上水庫初始能量,MW·h;Emin為上水庫最小能量,MW·h;ηh為發電轉化效率;Ph(t)為t時刻抽水蓄能系統發電功率,MW;Ph,min為抽水蓄能系統發電功率最小值,MW;Ph,max為抽水蓄能發電功率最大值,MW;Pp(t)為t時刻水泵抽水功率,MW;Pp,min為水泵抽水功率最小值,MW;Pp,max為水泵抽水功率最大值,MW。

Eu,min

(24)

Ed,min

(25)

式中:Eu為上水庫儲存能量,MW·h;Eu,min為上水庫儲存能量最小值,MW·h;Eu,max為上水庫儲存能量最大值,MW·h;Ed為下水庫儲存能量,MW·h;Ed,min為下水庫儲存能量最小值,MW·h;Ed,max為下水庫儲存能量最大值,MW·h。

電化學儲能系統約束為

Pcha,min≤Pcha(t)≤Pcha,max

(26)

Pdis,min≤Pdis(t)≤Pdis,max

(27)

式中:Pcha,max、Pcha,min分別為儲能電池充電功率上、下限,MW;Pdis,max、Pdis,min分別為儲能電池放電功率上、下限,MW;Pcha(t)、Pdis(t)分別為t時刻儲能電池充放電功率,MW。

考慮到儲能系統的壽命問題,在儲能系統的充放電過程中,儲能系統的電池荷電狀態(SOC)不能超過設定的上下限,即

RS,min≤RSOC≤RS,max

(28)

式中:RS,min為最小荷電狀態,取0.2;RS,max為最大荷電狀態,取0.9;RSOC為儲能系統的電池SOC。

系統外購電力約束為

0≤Pbuy(t)≤Pbuy,max

(29)

式中:Pbuy,max為系統最大外購電量,MW。

功率平衡約束為

(30)

式中:Pload(t)為t時刻系統負荷,MW。

3 算例分析

采用MATLAB Yalmip工具箱的Cplex優化求解器進行優化調度求解。選取24 h為1個周期,電力負荷及風光出力數據參考我國西北某區域電網夏季典型日的實際數據。其中,火電裝機3 000 MW、風電裝機1 500 MW、光伏裝機1 000 MW、抽水蓄能裝機1 000 MW,電化學儲能的功率/容量為200 MW/500 MW·h。根據2021年、2022年度全國碳排放權交易配額總量設定與分配實施方案,各參數取值為:Be=0.815 9,Fr=0.934,F1=1,Ff=1.087,Bh=0.110 4,ηe=0.728,βe=0.8,βs=1.08,c=0.25,α=0.25,d=5 000,a=0.3。該區域的電力負荷及風光出力數據如圖1所示。

圖1 負荷出力曲線

系統外購電力價格按照當地夏季分時電價并且執行尖峰電價機制,分時電價曲線如圖2所示。火電上網電價為0.25元/(kW·h),風光上網電價為0.262元/(kW·h)。電化學儲能充放電價按照分時電價執行,根據最新的儲能政策,補貼設置為:棄風棄光段(00:00:00—05:00:00、13:00:00—18:00:00)充電補貼0.55元/(kW·h),放電補貼0.25元/(kW·h);平段充放電均為0.2元/(kW·h)。抽水蓄能上網電價與燃煤機組上網電價相等,抽水電價為燃煤機組上網電價的75%。考慮折現率及機組壽命,計算得出各類型能源的LCOE為:燃煤機組的單位度電成本為0.15元/(kW·h)、光伏機組的單位度電成本為0.18元/(kW·h)、風電機組的單位度電成本為0.16元/(kW·h)、抽水蓄能系統的單位度電成本為0.25元/(kW·h)、電化學儲能系統的單位度電成本為0.65元/(kW·h)。

圖2 夏季電網分時電價

為比較不同碳交易機制不同儲能參與下的系統優化調度情況以及碳排放情況,提出6種場景,具體場景情況見表1。

表1 場景設置

按照所構建的6種場景及所給定的參數,以系統總成本最小為目標,進行調度優化計算,得出的優化調度結果如圖3～圖8所示。

圖3 場景一

圖4 場景二

圖5 場景三

圖6 場景四

圖7 場景五

圖8 場景六

不同場景下的碳排放情況見表2。比較不同碳交易機制下的碳排放情況,場景四相較于場景一,碳排放量減少1 502.65 t;場景五相較于場景二,碳排放量減少1 288.47 t;場景六相較于場景三,碳排放量減少1 634.68 t。可以看出,階梯式碳交易機制下,其碳排放量小于傳統碳交易機制下的碳排放量,證明了階梯式碳交易的優勢。比較不同儲能配置方法調度優化后的碳排放情況,可以看出抽水蓄能與電化學儲能協同調度下的碳排放量低于抽水蓄能和電化學儲能單獨調度下的碳排放量,證明了電化學儲能與抽水蓄能協同調度下參與碳市場的可行性。

表2 不同場景下的碳排放情況

為驗證不同碳交易機制下不同儲能配置方式的經濟效益優勢,計算其電力市場以及碳市場的收益情況,結果匯總于表3。其中,電力市場收益的計算公式為:負荷×分時電價-購能成本-LCOE。由于本系統新能源比例較高,因此最終的碳排放配額高于實際碳排放量,二者之差即為可以進行售賣的碳配額量,其收益計算公式參考式(11)和式(12)。

由表3可以得出,傳統碳市場交易機制下的售碳收益低于階梯式碳市場交易機制下的售碳收益,這將更有利于鼓勵高碳排企業進行低碳轉型,從而售賣多余碳排放配額獲得更高收益;抽水蓄能與電化學儲能協同調度下的電力市場收益和碳市場收益均高于抽水蓄能和電化學儲能單獨調度下的電力市場收益和碳市場收益,進一步證明了階梯式碳交易機制下電化學儲能與抽水蓄能協同調度下參與電力市場及碳市場的可行性。

4 結論

(1) 各時段各類型能源的配置情況為:抽水蓄能主要通過谷時蓄能、峰時放能來實現對電網的調峰,并且獲得收益;電化學儲能主要通過峰谷分時電價實現高低電價間套利,以及通過容量成本回收機制獲得補償收益。二者協同發展的經營模式,有利于維護電網的穩定,并且提高系統整體收益。

(2) 傳統碳排放機制下,系統的整體碳減排積極性難以調動,引入階梯式碳交易機制后,系統的碳減排積極性有明顯的提高。傳統碳市場交易機制下的售碳收益低于階梯式碳市場交易機制下的售碳收益,這將更有利于鼓勵高碳排企業進行低碳轉型。

(3) 抽水蓄能與電化學儲能協同調度優化下的碳排放量低于抽水蓄能和電化學儲能單獨調度下的碳排放量,證明了抽水蓄能與電化學儲能協同調度下參與碳市場的可行性;抽水蓄能與電化學儲能協同調度下的電力市場收益高于抽水蓄能和電化學儲能單獨調度下的電力市場收益,證明了電化學儲能與抽水蓄能協同調度下參與電力市場的可行性。所提出的電化學儲能與抽水蓄能協同參與電力市場與碳市場的配置方案,驗證了電化學儲能與抽水蓄能同時接入電網后進行系統調度優化的可行性。