亢朋朋，王嘯天，陳銓藝，孫誼媊，郭小龍，宋朋飛，孫宏斌，3

（1.國(guó)網(wǎng)新疆電力有限公司，新疆烏魯木齊 830000；2.清華-伯克利深圳學(xué)院，清華大學(xué)深圳國(guó)際研究生院，廣東深圳 518000；3.清華大學(xué)電機(jī)工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京 100084

0 引言

隨著全球能源危機(jī)和環(huán)境問題的日益突出，傳統(tǒng)發(fā)電站的發(fā)展受到了制約，而光伏發(fā)電、風(fēng)能發(fā)電等可再生能源發(fā)電的比例越來越高，并被大量集成到新型主動(dòng)配電網(wǎng)中，且有不斷增長(zhǎng)的趨勢(shì)[1-4]。而同時(shí)，電網(wǎng)中的儲(chǔ)能裝置的部署也不斷增加，以應(yīng)對(duì)可再生能源發(fā)電的不確定性[5-6]。新能源發(fā)電和儲(chǔ)能裝置的增加對(duì)配電網(wǎng)的運(yùn)行產(chǎn)生重要影響[7-9]。此外，能源互聯(lián)網(wǎng)概念的提出和各類基礎(chǔ)設(shè)施的部署使電網(wǎng)、熱網(wǎng)耦合的綜合能源系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)行成為可能[10]。綜合能源系統(tǒng)進(jìn)一步挑戰(zhàn)了現(xiàn)有配電網(wǎng)的運(yùn)行方式。在我國(guó)“雙碳”目標(biāo)下，減少碳排放成為重要指標(biāo)，碳排放交易日益廣泛，尤其是在電力、熱力等能源行業(yè)。而碳交易市場(chǎng)的發(fā)展和相關(guān)政策會(huì)進(jìn)一步影響到綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行模式[11-14]。因此，綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行者需要綜合考慮在不同系統(tǒng)配置下，碳交易對(duì)綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行帶來的影響。

近年來，國(guó)內(nèi)外專家學(xué)者對(duì)綜合能源系統(tǒng)特別是電-熱耦合系統(tǒng)進(jìn)行了大量研究[14-18]，分析了綜合能源系統(tǒng)在提升電網(wǎng)、熱網(wǎng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、提高能源效率、促進(jìn)可再生能源消納等方面的巨大優(yōu)勢(shì)。目前，在對(duì)綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行成本研究中，較少分析不同分布式新能源發(fā)電的配置對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響，并且?guī)缀醵紱]有考慮隨著碳交易市場(chǎng)的普及，發(fā)電側(cè)碳排放成本的影響。此外，由于配電網(wǎng)經(jīng)常需要從上級(jí)輸電網(wǎng)購(gòu)電，因此需要考慮輸電網(wǎng)的碳排放成本。而隨著可再生能源預(yù)測(cè)精度（5 min時(shí)間尺度的平均比例偏差（Average Proportional Deviation，APD）可達(dá)到0.22%以內(nèi)[19]）的提升，可再生能源的實(shí)時(shí)調(diào)度成為可能。本文提出了一種基于多時(shí)段蒙特卡洛樹狀仿真的隨機(jī)方法，綜合考慮了負(fù)荷、風(fēng)速、太陽(yáng)輻射強(qiáng)度和碳排放交易成本的不確定性，以評(píng)估不同集成度的新能源發(fā)電和碳排放交易市場(chǎng)對(duì)綜合能源系統(tǒng)實(shí)時(shí)運(yùn)行成本的影響，并在最后通過多個(gè)仿真算例對(duì)此做出了有效的分析。

1 熱-電綜合系統(tǒng)模型

為分析和優(yōu)化綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行，首先對(duì)其進(jìn)行建模。本文考慮含有可再生能源發(fā)電的熱-電耦合能源系統(tǒng)，此系統(tǒng)有多個(gè)子系統(tǒng)組成，分別為電網(wǎng)、熱網(wǎng)和能量來源。而能量來源又分為2個(gè)部分：第一部分為包含風(fēng)能與光伏發(fā)電在內(nèi)的可再生能源發(fā)電模型；第二部分為既可發(fā)電又可產(chǎn)熱的電-熱聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，此機(jī)組耦合了電網(wǎng)和熱網(wǎng)。因此本節(jié)模型建立分為以下4個(gè)部分：熱網(wǎng)建模、電網(wǎng)建模、可再生能源發(fā)電建模、電-熱聯(lián)產(chǎn)機(jī)組建模。

1.1 熱網(wǎng)建模

本文采用廣泛使用的固定流量線性熱網(wǎng)模型。此模型易于實(shí)施，且適用于不需要考慮管道溫度動(dòng)態(tài)特性的小型熱網(wǎng)。假設(shè)管道內(nèi)水的流向是固定的，熱網(wǎng)具體模型為：

式中：HG,i，HD,i分別為節(jié)點(diǎn)i的熱能產(chǎn)出、負(fù)荷；分別代表了水的比熱容、節(jié)點(diǎn)j到i的管道質(zhì)流速、節(jié)點(diǎn)i的出口溫度、節(jié)點(diǎn)j到i的管道出口溫度、節(jié)點(diǎn)i所有流向的節(jié)點(diǎn)的集合、所有流向節(jié)點(diǎn)i的節(jié)點(diǎn)的集合、節(jié)點(diǎn)i到k的管道質(zhì)量流速，外部溫度，單位長(zhǎng)度的傳熱系數(shù)，節(jié)點(diǎn)j到節(jié)點(diǎn)i的管道長(zhǎng)度，節(jié)點(diǎn)i的出口溫度的下限和上限，節(jié)點(diǎn)j到i的管道出口溫度的下限和上限。

式（1）描述了熱網(wǎng)的節(jié)點(diǎn)熱平衡約束，式（2）描述了管道內(nèi)溫度的下降，式（3）描述了管道內(nèi)和節(jié)點(diǎn)的溫度限制。

1.2 電網(wǎng)建模

本文采用輻射狀配網(wǎng)常用的線性DistFlow 支路潮流模型[20]。與直流潮流模型（Direct Current Optimal Power Flow，DCOPF）相比，該模型考慮了無功功率和電壓幅值的計(jì)算和約束。假設(shè)網(wǎng)絡(luò)是輻射狀的，電網(wǎng)具體模型為：

式（4）和式（5）描述了節(jié)點(diǎn)的有功平衡和無功平衡約束、式（6）描述了電壓平衡約束、式（7）描述了節(jié)點(diǎn)電壓幅值約束、式（8）和式（9）描述了支路的潮流熱限制約束。

負(fù)荷的概率密度函數(shù)表示為：

本文假設(shè)所有節(jié)點(diǎn)的初始負(fù)荷乘數(shù)是相同的，但每個(gè)節(jié)點(diǎn)1 h 內(nèi)的負(fù)荷乘數(shù)是隨機(jī)獨(dú)立變化的。此外，假設(shè)每個(gè)節(jié)點(diǎn)1 h 內(nèi)的有功負(fù)荷和無功負(fù)荷乘數(shù)是相同的。其中，隨機(jī)生成的有功和無功負(fù)荷需求是負(fù)荷的峰值與隨機(jī)生成的乘數(shù)之積。

1.3 可再生能源發(fā)電模型

本文考慮了風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電2 種普遍使用的分布式可再生能源發(fā)電設(shè)備。

1.3.1 風(fēng)能發(fā)電模型

風(fēng)速可用Weibull 概率密度函數(shù)表示[21]：

式中：v是風(fēng)速；k是形狀系數(shù)；c是規(guī)模系數(shù)。風(fēng)速與有功功率的轉(zhuǎn)換可被描述為：

這里假設(shè)每個(gè)節(jié)點(diǎn)的初始風(fēng)速?gòu)?qiáng)度相同。但每個(gè)節(jié)點(diǎn)的風(fēng)機(jī)發(fā)電的風(fēng)速變化是隨機(jī)且獨(dú)立的。

1.3.2 光伏發(fā)電模型

太陽(yáng)能輻射用Beta 概率密度函數(shù)表示：

式中：s是太陽(yáng)輻射強(qiáng)度；α和β分別為Beta 概率密度函數(shù)的參數(shù)，可通過式（16）計(jì)算：

式中：μ為平均值；σ為標(biāo)準(zhǔn)差。太陽(yáng)能發(fā)電的有功功率為：

這里假設(shè)每個(gè)節(jié)點(diǎn)的初始太陽(yáng)輻射強(qiáng)度相同，但每個(gè)太陽(yáng)能發(fā)電節(jié)點(diǎn)的太陽(yáng)輻射強(qiáng)度變化是隨機(jī)且獨(dú)立的。

1.3.3 可再生能源約束

分布式可再生能源的約束為：

1.4 電-熱聯(lián)產(chǎn)機(jī)組模型

電-熱聯(lián)產(chǎn)機(jī)組（Combined Heat And Power，CHP）的約束為：

2 系統(tǒng)最優(yōu)潮流問題

本節(jié)根據(jù)章節(jié)1 模型構(gòu)建一個(gè)綜合能源系統(tǒng)最優(yōu)潮流的優(yōu)化問題，并對(duì)此優(yōu)化問題進(jìn)行蒙特卡洛仿真分析。

2.1 成本函數(shù)

2.1.1 聯(lián)合供熱機(jī)組

2.1.2 上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電成本

由于從配電網(wǎng)側(cè)考慮運(yùn)行成本，而向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電的合約電價(jià)為已知固定價(jià)格，即向上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電的邊際成本是固定的，因此上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電成本表示為功率的線性函數(shù)：

式中：p，PGrid分別為電價(jià)和向上級(jí)電網(wǎng)的購(gòu)電量。

2.1.3 可再生能源成本函數(shù)

可再生能源運(yùn)行成本可被考慮為關(guān)于出力的線性函數(shù)，如下：

2.1.4 碳排放交易成本

由于碳排放交易價(jià)是在交易所掛牌的市場(chǎng)價(jià)，因此碳排放交易成本表示為功率的線性函數(shù)。由于新能源發(fā)電過程中沒有碳排放，所以碳排放交易成本只與上級(jí)電網(wǎng)購(gòu)電量和CHP 機(jī)組出力相關(guān)，其成本函數(shù)如下：

2.2 目標(biāo)函數(shù)

調(diào)度目標(biāo)為最小化綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行成本，目標(biāo)方程及約束如下：

s.t.（1）-（10），（18）-（24）

構(gòu)建的基于蒙特卡洛仿真的綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行問題如圖1 所示。首先根據(jù)風(fēng)速、光照強(qiáng)度、負(fù)荷等基準(zhǔn)值及其概率分布，生成每小時(shí)所對(duì)應(yīng)的綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行場(chǎng)景，對(duì)式（29）進(jìn)行求解，記錄求解的數(shù)據(jù)。重復(fù)此過程直至一個(gè)完整周期完成，即生成一個(gè)蒙特卡洛樹場(chǎng)景。接下來重新開始一個(gè)新的蒙特卡洛樹場(chǎng)景仿真并記錄結(jié)果直至達(dá)到預(yù)設(shè)數(shù)量的蒙特卡洛樹場(chǎng)景被仿真并記錄。根據(jù)記錄的結(jié)果計(jì)算出綜合能源系統(tǒng)的平均每小時(shí)運(yùn)行成本、平均可再生能源發(fā)電機(jī)組/電熱機(jī)組出力等。

圖1 構(gòu)建問題流程圖Fig.1 Flow chart of problem construction

因?yàn)槭剑?9）為凸優(yōu)化問題，所以可以找到各類成熟的商業(yè)求解器如Cplex、Gurobi 等進(jìn)行快速求解。本文選擇在MATLAB 中，使用Yalmip 并調(diào)用Cplex 進(jìn)行求解。為了確保風(fēng)、光發(fā)電和負(fù)載的通用性，對(duì)式（29）進(jìn)行蒙特卡洛多次仿真并求取平均值。

3 數(shù)值分析

3.1 算例仿真系統(tǒng)設(shè)置

算例采用了如圖2 所示的33 節(jié)點(diǎn)配電網(wǎng)系統(tǒng)[22]和2 個(gè)基于吉林真實(shí)熱網(wǎng)的修訂8 節(jié)點(diǎn)熱網(wǎng)[23]（數(shù)據(jù)、參數(shù)見引用）。4 個(gè)機(jī)組分別編號(hào)為CHP1，CHP2，CHP3，CHP4。

圖2 算例仿真系統(tǒng)Fig.2 Topology of simulation testbed

在配電網(wǎng)部分，1 號(hào)節(jié)點(diǎn)與上級(jí)電網(wǎng)連接。假設(shè)包含風(fēng)電和光伏發(fā)電的分布式可再生能源發(fā)電設(shè)備部署在18，22，25，33 等4 個(gè)末端節(jié)點(diǎn)。在熱網(wǎng)部分，2 個(gè)熱網(wǎng)是完全相同的。其中，2 個(gè)CHP 機(jī)組被分別部署在熱網(wǎng)1 號(hào)和8 號(hào)節(jié)點(diǎn)；5，6，7 號(hào)節(jié)點(diǎn)為熱網(wǎng)負(fù)載節(jié)點(diǎn)；2，3，4 號(hào)節(jié)點(diǎn)為傳熱節(jié)點(diǎn)；紅線代表了供水網(wǎng)絡(luò)，而藍(lán)線代表了回水網(wǎng)絡(luò)，水流方向如圖2 中箭頭所示。熱網(wǎng)1 通過2 個(gè)CHP 與電網(wǎng)末端25，33 節(jié)點(diǎn)耦合；熱網(wǎng)2 通過2 個(gè)CHP 與電網(wǎng)末端18，33 節(jié)點(diǎn)耦合。

3.2 參數(shù)設(shè)置

表1—表4 展示了1—2 章中公式的參數(shù)。算例在固定電價(jià)（新疆伊寧的煤炭上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià)0.259 5元/kWh、風(fēng)力發(fā)電補(bǔ)貼上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià)0.29 元/kWh、光伏發(fā)電補(bǔ)貼上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià)1.05 元/kWh）、分時(shí)電價(jià)（表1 所示，新能源補(bǔ)貼電價(jià)同前）、不同配置的風(fēng)機(jī)和光伏發(fā)電分布式資源、不考慮碳排放（No Carbon，NC）、采用中國(guó)碳排放交易價(jià)格（Chinese Carbon，CC）、采用歐洲碳排放交易價(jià)格（European Carbon，EC）、歐洲碳排放交易價(jià)格增加70%等多種場(chǎng)景下進(jìn)行蒙特卡洛仿真實(shí)驗(yàn)。節(jié)點(diǎn)18，22，25，33 分別放置了1個(gè)分布式光伏發(fā)電機(jī)組和1 個(gè)分布式風(fēng)能發(fā)電機(jī)組，其額定出力為0.25 MW（4 個(gè)節(jié)點(diǎn)一共2 MW）。當(dāng)僅有光伏發(fā)電機(jī)組或僅有風(fēng)能發(fā)電機(jī)組時(shí)，假設(shè)其額定出力和實(shí)際出力等比例擴(kuò)大至0.5 MW（4 個(gè)節(jié)點(diǎn)一共2 MW）。仿真原始數(shù)據(jù)是基于新疆伊寧2000 年1 月1 日至25 日的每小時(shí)風(fēng)速和日照監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)。時(shí)間尺度為小時(shí)。

表1 新疆分時(shí)電價(jià)Table 1 Time-of-use electricity price

表2 CHP參數(shù)設(shè)置Table 2 Parameter setting（CHP）

表3 可再生能源參數(shù)Table 3 Parameters of the renewable energy

表4 發(fā)電/熱機(jī)組參數(shù)Table 4 Unit commitment parameters MW

3.3 算例分析

圖3—圖4 分別展示了在固定電價(jià)和分時(shí)電價(jià)時(shí)不同配置情景下的綜合能源系統(tǒng)每小時(shí)平均運(yùn)行成本；圖5—圖8 分別展示了不同情景下CHP 機(jī)組的平均出力、向上級(jí)電網(wǎng)平均購(gòu)電量、光伏平均出力、風(fēng)電平均出力。

圖3 每小時(shí)平均運(yùn)行成本（固定電價(jià)）Fig.3 Average cost per hour（fixed tariff）

圖4 每小時(shí)平均運(yùn)行成本（分時(shí)電價(jià)）Fig.4 Average cost per hour（time-of-use tariff）

圖5 向上級(jí)電網(wǎng)平均購(gòu)電量Fig.5 Average power purchase from upper grid

圖中，VP，F(xiàn)P 代表分時(shí)電價(jià)、固定電價(jià)；Base 代表無可再生能源且不考慮碳排放交易成本；CC，EC，EC+分別代表中國(guó)碳交易價(jià)格、歐洲碳交易價(jià)格、上浮70%的歐洲碳排放交易價(jià)格；WT 代表只有風(fēng)能發(fā)電機(jī)組；PV 代表只有光伏發(fā)電機(jī)組；H/Hybrid 代表2 種機(jī)組同時(shí)存在。以上縮寫的不同組合描述了仿真中的不同場(chǎng)景。

3.3.1 固定電價(jià)下碳排放交易價(jià)格對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響

本節(jié)分析了當(dāng)系統(tǒng)采用固定電價(jià)時(shí)的場(chǎng)景。此場(chǎng)景下新能源電價(jià)基于2021 年的風(fēng)電、光伏補(bǔ)貼上網(wǎng)價(jià)格（間接體現(xiàn)風(fēng)電、光伏成本）；而向上級(jí)電網(wǎng)的購(gòu)電邊際成本則基于新疆目前的煤電上網(wǎng)指導(dǎo)價(jià)。

如圖3，當(dāng)不考慮碳排放交易成本時(shí)，與傳統(tǒng)發(fā)電的系統(tǒng)相比，可再生能源發(fā)電系統(tǒng)的運(yùn)行成本并無區(qū)別。其原因在于光伏和風(fēng)電機(jī)組均無出力（如圖7、圖8 所示）。

圖7 光伏平均出力Fig.7 Average photovoltaic output

圖8 風(fēng)電平均出力Fig.8 Average wind turbine output

但當(dāng)考慮碳排放交易成本及其影響后，系統(tǒng)的可再生能源發(fā)電集成度明顯提高。根據(jù)圖7、圖8可以看出風(fēng)電和光伏機(jī)組的出力情況。當(dāng)依據(jù)2021 年11 月23 號(hào)中國(guó)碳排放交易市場(chǎng)收盤價(jià)43元/噸考慮碳排放交易成本時(shí)，風(fēng)力發(fā)電的成本將低于煤炭發(fā)電，此時(shí)風(fēng)電機(jī)組開始出力，而光伏機(jī)組依然無出力。圖3 顯示風(fēng)電機(jī)組（FP CC 場(chǎng)景橘黃色柱狀圖）可使系統(tǒng)每小時(shí)運(yùn)行成本相比基準(zhǔn)（FP CC 場(chǎng)景藍(lán)色柱狀圖）下降0.4 元?？紤]到新疆伊寧風(fēng)力資源不夠豐富，因此其對(duì)于綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行成本影響較小。但是風(fēng)電出力的影響與碳排放交易價(jià)格呈正相關(guān)關(guān)系。鑒于中國(guó)碳排放交易市場(chǎng)剛剛起步，并不成熟，所以系統(tǒng)進(jìn)一步采用更為成熟的歐洲碳排放交易市場(chǎng)價(jià)格73 歐元/t（2021 年11 月下旬價(jià)格，約525 元/t）進(jìn)行測(cè)試。此時(shí)風(fēng)電機(jī)組出力對(duì)綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行的影響更加明顯，使小時(shí)平均運(yùn)行成本下降了38.7 元。光伏始終沒有出力，原因在于光電補(bǔ)貼上網(wǎng)價(jià)格過高。

綜上，固定電價(jià)下，碳排放交易價(jià)格主要通過影響風(fēng)電出力來降低系統(tǒng)運(yùn)行成本，而光伏始終沒有出力。

3.3.2 分時(shí)電價(jià)下碳排放交易價(jià)格對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行成本的影響

本節(jié)分析了當(dāng)綜合能源系統(tǒng)采用新疆分時(shí)電價(jià)時(shí)的場(chǎng)景。此場(chǎng)景下新能源電價(jià)依然基于2021年的風(fēng)電、光伏補(bǔ)貼上網(wǎng)價(jià)格（間接體現(xiàn)風(fēng)電、光伏成本）；而向上級(jí)電網(wǎng)的購(gòu)電邊際成本則基于表1所示的新疆分時(shí)電價(jià)?？梢钥闯觯?dāng)系統(tǒng)采用新疆分時(shí)電價(jià)時(shí)相比節(jié)3.3.1 結(jié)果發(fā)生變化。

如圖4 所示，當(dāng)不考慮碳排放交易成本時(shí)，風(fēng)電價(jià)格相比于平時(shí)周期電價(jià)和高峰周期電價(jià)階段已有優(yōu)勢(shì)，所以風(fēng)電機(jī)組在非谷時(shí)電價(jià)時(shí)已有出力（如圖8所示），并可使綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行成本下降14.9 元。

而進(jìn)一步考慮碳排放交易時(shí)，風(fēng)電出力對(duì)每小時(shí)平均運(yùn)行成本的降低最高可上升到76.6 元（如圖4 橘黃色柱狀圖所示）。但是，如圖7 所示，不論是否考慮碳排放交易成本或考慮基于中國(guó)碳市場(chǎng)價(jià)格的碳排放交易成本時(shí)，光伏機(jī)組始終沒有出力。這種情況在系統(tǒng)采用歐洲碳排放交易市場(chǎng)價(jià)格（73 歐元/t，約525 元/t）時(shí)發(fā)生改變，此時(shí)光伏機(jī)組在峰時(shí)電價(jià)時(shí)段開始出力。然而，由于峰時(shí)電價(jià)時(shí)段光照強(qiáng)度弱，光伏發(fā)電機(jī)組并未到達(dá)每天的最大產(chǎn)電周期，此場(chǎng)景下每天光伏機(jī)組僅有4 h 出力，所以光伏機(jī)組對(duì)于每小時(shí)運(yùn)行成本僅有1.8 元的影響。鑒于碳排放交易價(jià)格與光伏機(jī)組出力呈正相關(guān)關(guān)系，如果未來碳排放交易價(jià)增幅超過70%達(dá)到124 歐元/t（2020 年歐洲碳價(jià)增幅超70%，而2021年歐洲碳價(jià)增幅超100%。），光伏機(jī)組將在平時(shí)電價(jià)時(shí)段開始出力，進(jìn)一步降低配電網(wǎng)運(yùn)行成本。而且隨著技術(shù)的發(fā)展，光伏發(fā)電的成本也在降低，現(xiàn)階段部分光伏設(shè)備已采用平價(jià)上網(wǎng)。假設(shè)未來光伏發(fā)電成本下降20%（即下降到0.84 元/kWh），如圖4和圖7 所示，在此場(chǎng)景（VP EC+PV）下，光伏機(jī)組在其發(fā)電周期達(dá)到最大出力狀態(tài)并可使綜合能源系統(tǒng)每小時(shí)平均運(yùn)行成本下降126.6 元。

綜上，分時(shí)電價(jià)下，碳排放交易價(jià)格通過影響包含風(fēng)電和光伏2 種新能源發(fā)電的出力來降低系統(tǒng)運(yùn)行成本。并且在預(yù)期快速增長(zhǎng)的碳排放交易價(jià)格下，光伏發(fā)電對(duì)于降低新疆綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行成本有更大的潛力。

3.3.3 可再生能源發(fā)電對(duì)CHP機(jī)組的影響

如圖5、圖6 所示，光伏、風(fēng)電機(jī)組的出力更多的是降低了向上級(jí)電網(wǎng)的購(gòu)電量，而對(duì)于CHP 機(jī)組的出力影響較小。這是由于熱負(fù)荷的限制，CHP 機(jī)組會(huì)出現(xiàn)最低發(fā)電量的約束，從而影響新能源發(fā)電的消納以及更大規(guī)模的新能源機(jī)組部署。但是由于CHP 機(jī)組能源使用效率高達(dá)90%，在相同發(fā)電量下，碳排放成本比普通火電廠更低、能效更高，且系統(tǒng)需要部分可控發(fā)電機(jī)組來應(yīng)對(duì)風(fēng)、光的不確定性，所以對(duì)綜合能源系統(tǒng)來說，使用CHP 機(jī)組進(jìn)行供熱是一個(gè)適宜的選擇。

圖6 CHP平均出力Fig.6 Average CHP output

3.4 運(yùn)行結(jié)果整體分析與討論

考慮到新疆伊寧的光伏資源比風(fēng)電資源更為豐富，且光伏發(fā)電出力相比風(fēng)電更為穩(wěn)定，光伏發(fā)電在降低系統(tǒng)運(yùn)行成本上有較大潛力。但是，由于夜晚太陽(yáng)輻射強(qiáng)度較低，光伏僅在10:00AM-8:00PM 時(shí)間段有出力，此時(shí)就體現(xiàn)了風(fēng)力發(fā)電具有全時(shí)段發(fā)電能力的優(yōu)越性。此外，仿真結(jié)果表明，無論系統(tǒng)采用固定電價(jià)還是分時(shí)電價(jià)，目前風(fēng)力發(fā)電相較于光伏發(fā)電具有更大的成本優(yōu)勢(shì)。且更容易通過低碳價(jià)的碳排放交易政策，在短期內(nèi)促進(jìn)其更大規(guī)模的裝機(jī)。對(duì)于新疆其他風(fēng)能資源更豐富的地區(qū)，風(fēng)、光協(xié)同發(fā)展是一個(gè)更適宜的選擇。碳排放交易的普及和碳排放交易價(jià)的增長(zhǎng)將對(duì)新能源消納產(chǎn)生非常積極的影響。在理想情況下，通過合理的市場(chǎng)定價(jià)可以使風(fēng)力、光伏發(fā)電機(jī)組在沒有補(bǔ)貼的情況下得到接近原補(bǔ)貼電價(jià)的收益，從而以一種非政府補(bǔ)貼手段促進(jìn)新能源發(fā)電機(jī)組的裝機(jī)。

4 結(jié)論

本文分析了大量分布式可再生能源發(fā)電機(jī)組的部署和碳排放交易的成本對(duì)綜合能源系統(tǒng)的運(yùn)行產(chǎn)生的影響。首先針對(duì)含有包含風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電在內(nèi)的分布式可再生能源發(fā)電機(jī)組和CHP 的綜合能源系統(tǒng)，建立熱網(wǎng)-主動(dòng)配電網(wǎng)耦合模型。并采用多時(shí)段蒙特卡洛樹狀仿真的隨機(jī)方法，分析可再生能源發(fā)電集成度和碳排放交易成本高低對(duì)系統(tǒng)運(yùn)行總成本的影響。算例仿真結(jié)果表明：新疆伊寧的太陽(yáng)能資源比風(fēng)能資源更豐富。但在較低的碳排放交易成本下，風(fēng)力發(fā)電相比光伏發(fā)電具有更大的集成成本優(yōu)勢(shì)。而隨著碳排放交易成本的增高，光伏發(fā)電顯示出了更大的降低成本潛力。此外，在不影響供熱的前提下，碳排放交易的發(fā)展能夠顯著提高可再生能源集成度。在新能源補(bǔ)貼下滑的大環(huán)境下，為政府推進(jìn)可再生能源裝機(jī)提供新的動(dòng)力。