王守文，李國祥，閆文文，葉金根，袁瑩超

（1.三峽大學法學與公共管理學院，宜昌 443002；2.三峽大學電氣與新能源學院，宜昌 443002）

提高新能源開發(fā)利用比例對于構(gòu)建清潔低碳的能源體系、加速實現(xiàn)雙碳目標具有重要意義。生物質(zhì)能作為一種儲量大、環(huán)境友好性強的新能源，目前正廣受關注[1-2]?！丁笆奈濉笨稍偕茉窗l(fā)展規(guī)劃》中明確提出要加快生物天然氣發(fā)展，推動生物質(zhì)能多元化開發(fā)利用。2022 年5 月10 日國家發(fā)展和改革委員會發(fā)布的《“十四五”生物經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃》中提出因地制宜開展生物能源基地建設，建設以生物質(zhì)成型燃料及其他可再生能源為主要能源的產(chǎn)業(yè)園區(qū)?？紤]到當前生物質(zhì)能利用率較低的難點，耦合多能流實現(xiàn)能源高效利用的綜合能源系統(tǒng)IES（integrated energy system）是解決這一問題的關鍵，具體表現(xiàn)為IES 可使電、氣、熱等不同形式的能源耦合或替代利用[3]，以此來提高能源利用率和降低碳排放。而我國能源供應處于油氣對外依存度高的階段，燃氣供應量不足限制了綜合能源的進一步發(fā)展，因此生物天然氣對于提高新能源利用比例、促進綜合能源低碳經(jīng)濟運行具有重要意義。

沼氣提純是生產(chǎn)生物天然氣的一種重要途徑，其主要成分包含25%～50%的二氧化碳（CO2）和50%～70%的甲烷（CH4）[4]，根據(jù)2022 年10 月1 日實施的國家標準《生物天然氣》可知，沼氣提純至93%以上的甲烷含量時稱作生物質(zhì)燃氣BNG（biomass natural gas），其熱值與天然氣接近，可作管道氣使用。目前，針對含有生物質(zhì)燃氣的IES 研究相對較少，而是多集中于沼氣的生產(chǎn)和利用。文獻[5]將生物質(zhì)能與IES 結(jié)合，建立含沼氣發(fā)電的源-儲-荷協(xié)同能量管理模型，有效地改善了系統(tǒng)經(jīng)濟效益和環(huán)保結(jié)構(gòu)；文獻[6]針對農(nóng)村能源體系特點，構(gòu)建含生物質(zhì)沼氣發(fā)電的綜合能源系統(tǒng)，提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟性和能源利用效率；文獻[7]將生物質(zhì)沼氣發(fā)電、光伏發(fā)電以及儲能電池進行建模分析，改善了含生物質(zhì)能的CHP系統(tǒng)用能經(jīng)濟性；文獻[8]考慮沼氣生產(chǎn)過程的動力學模型，結(jié)合可再生能源制氫建立了農(nóng)村農(nóng)業(yè)園區(qū)IES 模型，證明了該模型能夠提升IES的經(jīng)濟性以及新能源消納作用。然而，以上研究僅多考慮生物質(zhì)沼氣對于系統(tǒng)經(jīng)濟性等方面的影響，較少涉及沼氣提純后的生物質(zhì)燃氣對綜合能源系統(tǒng)中燃氣調(diào)度、低碳性以及經(jīng)濟成本的影響。

碳交易機制對引導綜合能源系統(tǒng)節(jié)能減排、實現(xiàn)低碳可持續(xù)發(fā)展具有重要作用。在考慮碳交易市場的IES 優(yōu)化中，文獻[9]建立電轉(zhuǎn)氣P2G（powerto-gas）碳排放成本模型，在目標函數(shù)中引入碳交易成本，電-氣互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟性和低碳性得到了提高；文獻[10-11]構(gòu)建園區(qū)綜合能源系統(tǒng)，通過對比階梯碳交易與固定價格碳交易，得出了前者在低碳性效果更好的結(jié)論；文獻[12]考慮P2G 兩階段運行過程以及階梯式碳交易機制對綜合能源系統(tǒng)運行的經(jīng)濟以及碳排放的影響。上述文獻主要集中于P2G以及燃氣機組、燃煤機組參與碳交易市場，鮮有涉及生物質(zhì)燃氣這一主體參與碳交易市場的影響，實際上生物質(zhì)燃氣的引入會在一定程度上影響IES 中燃氣機組的出力變化，而且生物質(zhì)燃氣生產(chǎn)過程中會產(chǎn)生一定量的二氧化碳排放，以上情況將導致IES參與碳交易市場受到影響。

綜上所述，現(xiàn)有關于生物質(zhì)能的研究多圍繞沼氣生產(chǎn)、利用等方面，較少關注生物天然氣這一主體及其模型構(gòu)建，而且在碳交易市場的相關研究中，生物質(zhì)燃氣參與碳交易市場的相關模型也有待完善。因此，本文基于現(xiàn)有研究提出考慮改進生物質(zhì)燃氣和階梯碳交易的綜合能源系統(tǒng)低碳經(jīng)濟調(diào)度。首先，構(gòu)建生物質(zhì)燃氣模型，引入能夠同時產(chǎn)生高品質(zhì)生物質(zhì)燃氣和二氧化碳的二階變壓吸附模型；其次，與P2G、碳捕集系統(tǒng)CCS（carbon capture system）形成BNG-P2G-CCS 耦合模型，促進風光消納和提高生物質(zhì)能利用能效，并共同為IES 提供二氧化碳的回收利用以及天然氣供給；最后，提出結(jié)合階梯碳交易與BNG-P2G-CCS耦合模型聯(lián)合運行的IES 低碳優(yōu)化調(diào)度模型，通過算例分析驗證所提模型的有效性和可行性。

1 綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及模型構(gòu)建

改進生物質(zhì)燃氣耦合綜合能源系統(tǒng)的基本結(jié)構(gòu)如圖1所示，其中能源供應來源于生物質(zhì)能輸送網(wǎng)、新能源發(fā)電、上級電網(wǎng)以及熱能、天然氣傳輸網(wǎng)絡；負荷包括電負荷、熱負荷和氣負荷；儲能設備包括電儲能EES（electric energy storage）設備、熱儲能TES（thermal energy storage）設備；轉(zhuǎn)換設備包括燃氣輪機CHP（combined heat and power）、電鍋爐EB（electric boiler）、燃氣鍋爐GB（gas boiler）、P2G設備和BNG設備。

圖1 綜合能源系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of integrated energy system

1.1 改進生物質(zhì)燃氣模型

1.1.1 生物質(zhì)燃氣提純模型

目前國內(nèi)生物天然氣工程廣泛使用變壓吸附PSA（pressure swing adsorption）法和膜分離MSP（membrane separation processes）法，變壓吸附法相比膜分離法具有甲烷純度高、運行能耗低等優(yōu)點[13]，因此本文所涉及生物質(zhì)燃氣制取方法為變壓吸附法，制取工藝流程如圖2所示[14]。

圖2 變壓吸附法生物質(zhì)燃氣提純流程Fig.2 Purification process of biomass natural gas using pressure swing adsorption

1.1.2 二階變壓吸附模型

用于生物質(zhì)燃氣提純的常規(guī)PSA 在甲烷回收過程中會產(chǎn)生一定的損失，損失的甲烷與二氧化碳以及其他的雜質(zhì)混合不僅導致氣體處理難度升高，還會產(chǎn)生大氣污染[15]。為了提高甲烷回收率以及降低氣體處理難度，本文引入二階PSA 裝置，在生產(chǎn)生物質(zhì)燃氣的過程中同時分離出高純度的生物天然氣和CO2，一方面高純度的生物天然氣可以就地供應綜合能源系統(tǒng)中的氣負荷需求，另一方面高純度的CO2可以利用或者就地存儲，從而降低二氧化碳供需成本和運輸危險性，同時降低綜合能源系統(tǒng)的碳排放。圖3為二階變壓吸附結(jié)構(gòu)。

圖3 二階變壓吸附結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of second-order pressure swing adsorption

二階變壓吸附的流程如下：

步驟1沼氣進入第1 階段PSA 裝置后，設置析出CH4對應的壓力與溫度；

步驟2析出CH4，余下氣體進入緩沖罐；

步驟3氣體進入第2 階段的PSA 裝置，設置析出CO2對應的壓力與溫度；

步驟4析出CO2，并將剩余氣體轉(zhuǎn)入緩沖罐。循環(huán)上述操作，從而得到高含量、高品質(zhì)的CH4和CO2。

生物質(zhì)燃氣建模為

式中：為沼氣在t時刻產(chǎn)生量；ηBG為生物質(zhì)燃料利用率；EBG為產(chǎn)氣因子；為t時刻使用的生物質(zhì)燃料質(zhì)量；為生物天然氣在t時刻產(chǎn)生量；為PSA 中CH4生產(chǎn)效率，其中i∈{1 ,2}，1和分別代表一階PSA、二階PSA 中CH4生產(chǎn)效率；為沼氣中CH4百分比含量；為CO2在t時刻產(chǎn)生量；為沼氣中CO2與CH4含量比值；為PSA 中CO2損失系數(shù)，其中i∈{1,2}；和分別為一階PSA、二階PSA中CO2損失系數(shù)；VC為CO2體積；為二階PSA在t時刻耗電量；為一階PSA 在t時刻耗電量；為二階PSA在t時刻內(nèi)相較于一階PSA增加的耗電量。

1.1.3 BNG-P2G-CCS 耦合模型

針對綜合能源系統(tǒng)的碳排放問題，將改進生物質(zhì)燃氣設備引入碳捕集-電轉(zhuǎn)氣設備的耦合中，參與系統(tǒng)的協(xié)同運行。其中生物質(zhì)燃氣設備產(chǎn)生的CO2和碳捕集系統(tǒng)捕獲各機組產(chǎn)生的CO2供給P2G；P2G 利用系統(tǒng)風光盈余的電能通過電解水產(chǎn)生氫氣，與前者供給的CO2發(fā)生反應產(chǎn)生天然氣，從而實現(xiàn)了新能源的消納以及電能-天然氣之間的能量流動，具體模型為

式中：、和分別為碳捕集系統(tǒng)在t時刻運行能耗、捕集能耗和固定能耗；為捕集單位質(zhì)量CO2的能耗；為t時刻CO2捕集量；為CCS 在t時刻無法捕集CO2量；λCCS為CCS 捕集效率，取0.9；和為燃氣輪機和燃氣鍋爐在t時刻產(chǎn)生的CO2量；和分別為碳捕集系統(tǒng)在t時刻用于P2G 的CO2量和儲存的CO2量；、和分別為生物天然氣中CO2在t時刻用于P2G的量、儲存的量和二階PSA中損失的量；為t時刻P2G 消耗的CO2量；為t時刻CO2購買量；δC為生成單位功率CH4消耗的CO2量；ηP2G為P2G 轉(zhuǎn)換效率；為t時刻P2G 耗電量；為t時刻CH4生成量；Hg為天然氣的熱值。

1.2 階梯碳交易模型

碳交易的引入能夠激發(fā)IES調(diào)度對節(jié)能減排的響應。在碳交易機制下，IES 可以根據(jù)政府分配的碳排放量與實際碳排放量之間的差額進行自由交易，從而通過碳交易市場買賣碳排放權獲得一定的效益，使系統(tǒng)達到經(jīng)濟性和低碳性，本文中IES的碳排放來源包括CHP設備、GB、生物質(zhì)燃氣以及外購電力，為簡化模型，采用各機組碳配額與碳排放量與其機組有功出力成比例的模型[16]，階梯碳交易模型如下。

1.2.1 基準法碳交易配額

碳交易配額和碳排放量強度的表達式為

式中：Qqt、Qpt分別為t時刻系統(tǒng)的碳排放配額和碳排放量；、、、分別為CHP 單位發(fā)電和發(fā)熱功率、GB熱功率、單位購電量的碳排放配額；、、、分別CHP 單位發(fā)電、發(fā)熱功率、GB 熱功率、單位購電量的碳排放量；、為CHP在t時刻產(chǎn)生的電、熱功率；為t時刻GB產(chǎn)生的熱能；為t時刻購電量。

1.2.2 考慮生物質(zhì)燃氣的碳排放成本模型

在IES 實際運行過程中，內(nèi)部的生物質(zhì)燃氣設備會產(chǎn)生一部分的CO2，該過程中的碳排放量會產(chǎn)生一定的碳排放成本，由于生物質(zhì)燃氣目前尚未定義其碳排放配額，因此該模型僅考慮生物質(zhì)燃氣生產(chǎn)過程的碳排放量，對此構(gòu)建生物質(zhì)燃氣參加碳交易市場的模型，IES實際碳交易模型表示為

式中：和分別為一階PSA、二階PSA 在t時刻CO2的排放量；為t時刻參與碳交易市場的CO2量；為生物質(zhì)燃氣t時刻參與碳交易市場的CO2量，；為t時刻碳交易成本；χ為碳交易基準值；l為碳排放區(qū)間長度；θ為碳交易價格增長率。當≤0 時，表示此時系統(tǒng)碳排放量低于碳排放額度，階梯碳交易模型出售碳排放權交易額。

2 IES 優(yōu)化調(diào)度模型

2.1 目標函數(shù)

本文所提的改進生物質(zhì)燃氣、階梯碳交易機制協(xié)同優(yōu)化模型在滿足綜合能源系統(tǒng)安全約束的前提下，實現(xiàn)系統(tǒng)整體、經(jīng)濟性最優(yōu)。目標函數(shù)為

式中：C為IES日運行總成本；CPT為購電、購熱、購氣成本；CWPL為棄風光成本；CBG為生物質(zhì)燃氣成本；CCP為碳市場交易成本；CCS為碳封存、購碳成本；CO為其他機組運行維護成本。

電、熱、氣相關成本為

式中：T為IES一個運行周期的時刻數(shù)；、、分別為購電、購熱、購氣的實時單位成本；、、分別為t時刻的購電量、購熱量、購氣量。

棄風光相關成本為

式中：gl為棄風光的單位成本；為t時刻棄風光量。

生物質(zhì)燃氣相關成本為

式中，mBG為生物質(zhì)燃料成本，取330元/t[17]。

碳市場交易成本、碳封存和購碳成本分別為

式中：ks為碳封存價格，取30 元/t[18]；kb為購碳費用，取2.8元/m3[19]。

2.2 約束條件

（1）電功率平衡的約束為

式中：、分別為t時刻風電、光電的上網(wǎng)功率；、分別為t時刻電儲能的放電、充電功率；為t時刻電負荷；為t時刻生物質(zhì)燃氣生產(chǎn)耗電量；為t時刻電鍋爐消耗的電功率。

（2）熱功率和氣功率平衡的約束為

式中：為t時刻電鍋爐輸出熱功率；、分別為t時刻熱儲能的放熱、充熱功率；為t時刻購熱量；為t時刻熱負荷，為t時刻燃氣購買量；為t時刻氣負荷；為t時刻GB消耗的天然氣；為t時刻CHP天然氣消耗量。

（3）生物質(zhì)燃氣的約束為

式中：為t時刻燃氣生產(chǎn)上限；、分別為生物質(zhì)燃氣設備爬升的下限和上限。

（4）電、熱儲運行的約束為

式中：和分別為儲能在t和t-1 時刻儲量；為儲能自身能量損耗率；和分別為儲能裝置在t時刻的能量存儲和釋放功率；和分別為儲能裝置在t時刻的能量存儲和釋放效率；和分別為儲能裝置的容量下限和上限；和分別為儲能裝置的充電下限和上限；和分別為儲能裝置的放電下限和上限；、分別為儲能裝置的始、末時段容量。其他設備約束見文獻[20]，此處不再贅述。

2.3 模型求解

本文所建含改進生物質(zhì)燃氣和階梯碳交易的IES調(diào)度模型求解屬于混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，利用Matlab平臺中的商用CPLEX求解器進行模型求解。

3 算例分析

3.1 算例背景

為驗證所提模型的有效性，系統(tǒng)以24 h為一個周期，步長為1 h，一臺80 MW的風電機組，一臺60 MW的光電機組，選用北方某地區(qū)實際典型日數(shù)據(jù)，則風光出力曲線如圖4所示，電、熱、氣負荷曲線如圖5所示，系統(tǒng)機組參數(shù)如表1 所示，生物質(zhì)燃氣模型參數(shù)如表2所示，分時電價、分時氣價、設備運維參數(shù)見文獻[21]，全時段熱價為400 元/（MW·h），棄風、棄光成本為400元/（MW·h），碳交易的基本參數(shù)碳價增長率為0.25，碳排放量的區(qū)間長度為80 t，基價為200元/t[22]。

表1 系統(tǒng)機組參數(shù)Tab.1 Parameters of system unit

表2 生物質(zhì)燃氣模型參數(shù)[23-26]Tab.2 Parameters of biomass natural gas model[23-26]

圖4 風光出力Fig.4 Output power from wind and PV

圖5 電、熱、氣負荷Fig.5 Electric,heating and gas loads

3.2 仿真結(jié)果分析

3.2.1 生物質(zhì)燃氣場景設置及分析

為了驗證改進生物質(zhì)燃氣模型的經(jīng)濟性和低碳性，構(gòu)建了4 種運行場景：場景1，普通碳交易下生物質(zhì)燃氣參與系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度，考慮P2G-CCS 耦合；場景2，普通碳交易下改進生物質(zhì)燃氣參與系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度，考慮BNG-P2G耦合；場景3，普通碳交易下改進生物質(zhì)燃氣參與系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度，考慮P2GCCS耦合；場景4，普通碳交易下改進生物質(zhì)燃氣參與系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度，考慮BNG-P2G-CCS耦合。

場景1～4的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果對比如表3所示。從表中可以看出，場景3的碳排放量比場景1的減少了5.39 t，原因在于模型3采用的二階變壓吸附能夠在產(chǎn)生高品質(zhì)生物質(zhì)燃氣的同時產(chǎn)出可供利用的二氧化碳，該CO2可以被電轉(zhuǎn)氣利用或者通過碳封存的形式進行處理；相比模型1，模型3在增加了碳交易收益的同時，緩解了綜合能源系統(tǒng)氣負荷供給壓力，其購氣費用和購熱費用分別減少了43.35%和50.27%。

表3 場景1-4 優(yōu)化調(diào)度結(jié)果對比Tab.3 Comparison of optimized dispatching result in scenarios 1-4

場景2的總成本較場景3的減少了4.64%，但由于場景2 未引入碳捕集系統(tǒng)，其碳排放量增加了231.24 t，同時電轉(zhuǎn)氣所需的二氧化碳需要改進生物質(zhì)燃氣系統(tǒng)和外部購碳供應，為減少外部購碳費用，生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量增加，購氣費用相比場景3 的減少29 138 元。由于文中設置棄風光成本，場景2未完全消納的棄風棄光量增加系統(tǒng)成本13 289元，而場景1、場景3 的碳捕集裝置在用電低谷期或者風光高發(fā)期起到了消納盈余電量的作用。相比場景3，場景4將改進生物質(zhì)燃氣裝置與電轉(zhuǎn)氣耦合，生物燃氣產(chǎn)量升高，電轉(zhuǎn)氣消耗電量降低，而場景3的CHP則需要輸出更多電功率滿足電負荷，從而導致碳排放量增加0.66 t。

綜上說明，改進生物質(zhì)燃氣相比普通生物質(zhì)燃氣模型在經(jīng)濟性和碳排放上有著良好的效益，而且考慮BNG-P2G-CCS耦合模型的綜合能源系統(tǒng)能夠降低碳排放，從而增加碳市場交易的收益，降低成本。

3.2.2 生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量和碳封存量分析

本節(jié)主要分析不同場景下生物質(zhì)燃氣的各時段產(chǎn)量以及系統(tǒng)的總產(chǎn)量碳封存量，如圖6 和圖7所示。從圖7 可以看出，場景2 的生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量最高，場景1的生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量最低，結(jié)合圖6分析可知，場景1 中生物質(zhì)燃氣缺少CO2處理環(huán)節(jié)，因此其產(chǎn)量受到限制，大部分時間不產(chǎn)氣，僅僅在燃氣價格處于峰值時間段產(chǎn)氣，場景2 不包含碳捕集設備，但改進生物質(zhì)燃氣與P2G 之間耦合減少P2G 外部購碳的費用，此時生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量變高，以增加為P2G供給的CO2量，導致場景2 的生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量較大。場景3 的生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量相比場景1的提升了258.94%，場景4的生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量相比場景3 的提升了0.79%，由于場景4 提純得到的CO2能夠被P2G 利用，故場景4 的碳封存量相比場景3的減少了4.31 t。

圖6 生物質(zhì)燃氣各時段產(chǎn)量Fig.6 Production of biomass natural gas in different period

圖7 不同場景下生物質(zhì)燃氣總產(chǎn)量和碳封存量Fig.7 Total production of biomass natural gas and carbon storage in different scenarios

3.2.3 燃氣負荷增長率下效益對比分析

本節(jié)以圖5 所示的氣負荷數(shù)據(jù)為基準情況（設文中輸入數(shù)據(jù)的燃氣負荷增長率為1），討論不同場景下改進生物質(zhì)燃氣模型相比普通生物質(zhì)燃氣模型在碳排放和總成本的影響，圖8 表示場景3 和場景4相較于場景1在碳排放和總成本方面的提升效果對比曲線。

從圖8可以看出，當燃氣負荷較小時，場景3和場景4 相對于場景1 的優(yōu)勢并不明顯，隨著燃氣負荷需求量增大，場景4的碳排放減少量逐漸高于場景3 的，在其他條件保持不變的情況下，系統(tǒng)運行總成本的趨勢隨著燃氣負荷的升高而升高，且上升趨勢逐漸變大，考慮生物質(zhì)燃氣耦合模型的場景4與場景3之間的差距逐漸變大。因此，相對于場景3，場景4 在面對更大的燃氣負荷供應壓力下能夠兼顧經(jīng)濟性和低碳性。

3.2.4 階梯碳交易場景設置及分析

為驗證階梯碳交易機制對于本文所提模型的效益，構(gòu)建了以下2 個場景：場景5，階梯碳交易下普通生物質(zhì)燃氣參與系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度，考慮P2G-CCS耦合；場景6，階梯碳交易下改進生物質(zhì)燃氣參與系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度，考慮BNG-P2G-CCS耦合。

表4 展示了不同場景下的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果。從表中可以看出，相較于普通碳交易機制，階梯碳交易機制能夠進一步降低系統(tǒng)的總成本和碳排放量，場景6 相較于場景4 的碳排放量減少35.27%，場景5相較于場景1的碳排放量減少33.80%，此外，碳封存量也得到一定程度地提升，從而避免更多的CO2排入大氣中。

表4 場景1、4、5、6 的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果對比Tab.4 Comparison of optimized dispatching result in Scenarios 1,4,5 and 6

從系統(tǒng)總成本上看，階梯碳交易機制的引入使得系統(tǒng)各設備的出力碳排放減少，場景6 和場景5的碳交易收益分別提升90.49%和86.76%，系統(tǒng)總成本分別減少7.78%和7.32%?？梢钥闯?，碳市場交易的收益遠遠大于設備在其他方面的成本，這表明相較于普通碳交易，階梯碳交易能夠在降低碳排放的同時帶來一定的經(jīng)濟效益。

3.2.5 碳交易參數(shù)影響分析

圖9 給出了考慮不同碳基價下系統(tǒng)成本和碳排放量的變化。在普通碳交易中，當碳交易基價超過220 元時，隨著基價的提高，為減少系統(tǒng)運行成本，此時增加燃氣機組的出力，增大碳交易配額，同時輔以CCS的碳捕集能力，以達到增加碳交易市場收益的目的，但是碳捕集出力增加有限，當系統(tǒng)增加的碳排放量大于CCS 增加出力帶來的碳捕集量時，導致系統(tǒng)碳排放量略有上升。在碳基價280 元時，碳捕集設備的出力達到最大值，此時系統(tǒng)的碳排放量減少至某一定值不再變化，碳排放量的曲線存在小幅波動，可見其對于碳交易基價較為敏感。

圖9 不同碳基價下的系統(tǒng)運行成本和碳排放量Fig.9 System operating costs and carbon emissions at different carbon base prices

在階梯型碳交易中，碳捕集設備的碳捕集量增大，系統(tǒng)的碳排放量減少，隨著碳交易基價的上升，系統(tǒng)能夠售出的單位碳排放權增加，因此碳交易收益增加，總成本下降，當價格達到220 元/t 時，碳捕集設備的碳捕集量已經(jīng)達到最大值，碳排放量逐漸趨于穩(wěn)定。

從總成本上可以看出，在基價為280 元時，階梯碳交易的總成本降至30.98 萬元，而普通碳交易的總成本降至36.26 萬元，此時階梯碳交易與普通碳交易的碳排放量分別降至78.39 t 和121.10 t，與普通碳交易模型相比，階梯碳交易模型在系統(tǒng)的運行成本和碳排放量上都具有一定的優(yōu)勢。

3.2.6 場景6 調(diào)度結(jié)果分析

本節(jié)進一步分析了場景6的電、熱、氣調(diào)度結(jié)果，如圖10～圖12所示。由圖10可以看出，在風光高發(fā)時段電轉(zhuǎn)氣和碳捕集消納風光，同時進行電能存儲，在高負荷、風光低發(fā)時段（06：00—9：00，16：00—21：00）釋放電能，起到了能量時移的作用。

圖10 場景6 電能調(diào)度結(jié)果Fig.10 Power dispatching result in Scenario 6

圖11為熱能調(diào)度結(jié)果，圖11可以看出，在電價谷時段（00：00—03：00），為充分利用低價電能，CHP 和GB 出力減小，電鍋爐滿功率運行。在最大負荷時段（22：00—24：00），用電量需求減少，熱電聯(lián)產(chǎn)機組出力減少，電鍋爐出力增加，為滿足此時段的熱負荷需求，系統(tǒng)需向外部熱網(wǎng)購買熱能。

圖11 場景6 熱能調(diào)度結(jié)果Fig.11 Dispatching result of thermal energy in Scenario 6

圖12 為天然氣調(diào)度結(jié)果，在風光高發(fā)時，P2G設備將盈余風電、光電轉(zhuǎn)化為天然氣，促進系統(tǒng)風電、光電的消納的同時減少天然氣購買成本，此時生物質(zhì)燃氣和P2G 供給氣負荷的占比變大。在氣價平谷時段（06：00—07：00，17：00—18：00），新能源發(fā)電盈余量較少，生物質(zhì)燃氣成本相對于購氣價格較高，此時生物質(zhì)燃氣產(chǎn)量降低，系統(tǒng)向上級氣網(wǎng)的購氣量增加。

圖12 場景6 天然氣調(diào)度結(jié)果Fig.12 Dispatching result of natural gas in Scenario 6

4 結(jié) 論

結(jié)合生物質(zhì)燃氣技術，本文構(gòu)建了含改進生物質(zhì)燃氣和階梯碳交易模型的綜合能源系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，通過不同場景的算例分析，得到以下結(jié)論。

（1）相比普通生物質(zhì)燃氣模型，本文所提改進生物質(zhì)燃氣模型能夠提高碳交易收益和燃氣供給能力，而且系統(tǒng)運行總成本降低2.09%，碳排放量減少4.24%。

（2）引入BNG-P2G-CCS 耦合模型能夠進一步減少碳排放量和系統(tǒng)成本，且燃氣負荷越大，效果越明顯。

（3）相比普通碳交易機制，引入階梯碳交易機制能夠減少35.27%的碳排放量和7.78%的系統(tǒng)運行成本，驗證了本文所提模型具有較好的環(huán)境效益和經(jīng)濟效益。