閆慶友,黨嘉璐,林宏宇,鄭浩偉

(1.華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院,北京市 102206;2.國網(wǎng)經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院有限公司,北京市102209)

0 引 言

當(dāng)前國內(nèi)正處于實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的轉(zhuǎn)型關(guān)鍵期,全球能源市場(chǎng)受經(jīng)濟(jì)、政治等多種因素影響仍處于動(dòng)蕩調(diào)整過程中,綠色低碳能源的利用發(fā)展將成為重構(gòu)全球能源市場(chǎng)的重要驅(qū)動(dòng)力[1-2]。復(fù)雜的國內(nèi)外部環(huán)境致使我國能源電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型壓力日益增大。為此在統(tǒng)籌兼顧能源市場(chǎng)用戶、各類電力生產(chǎn)與運(yùn)營主體利益平衡的基礎(chǔ)上,構(gòu)建國內(nèi)新能源完整產(chǎn)業(yè)體系并超前規(guī)劃布局關(guān)鍵技術(shù)勢(shì)在必行[3]。比如,與可再生能源結(jié)合利用的儲(chǔ)能、氫能,與分布式資源結(jié)合的虛擬電廠(virtual power plant,VPP)等。充分挖掘VPP在生產(chǎn)、建設(shè)、運(yùn)輸以及回收等多環(huán)節(jié)的低碳潛能,是促進(jìn)可再生能源消納,提高低碳調(diào)度決策水平的重要手段[4]。

在新能源大規(guī)模并網(wǎng)后,如何將分布式電源、常規(guī)可控機(jī)組、用戶靈活負(fù)荷和儲(chǔ)能裝置等聚合成可控整體VPP,成為目前新型電力系統(tǒng)調(diào)度領(lǐng)域的一個(gè)重要研究方向。在風(fēng)光火聯(lián)合調(diào)度系統(tǒng)中,電化學(xué)儲(chǔ)能的引入可以平抑高比例新能源發(fā)電波動(dòng)[5-7]。但電儲(chǔ)能技術(shù)充放類型單一,風(fēng)光消納受限,難以實(shí)現(xiàn)規(guī)?；?jīng)濟(jì)性能源存儲(chǔ)。電轉(zhuǎn)氣設(shè)備可以通過多能互補(bǔ)達(dá)到能源綜合高效利用,實(shí)現(xiàn)電力網(wǎng)絡(luò)和天然氣網(wǎng)絡(luò)之間的雙向能量流動(dòng)[8]。文獻(xiàn)[9-10]以運(yùn)行成本、經(jīng)濟(jì)效益作為目標(biāo)函數(shù),提出了虛擬電廠電-熱-氣協(xié)調(diào)隨機(jī)優(yōu)化調(diào)度模型。文獻(xiàn)[11]以混氫天然氣置換傳統(tǒng)天然氣氣源,提出一種降低系統(tǒng)對(duì)外部氣網(wǎng)依賴度的低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略。文獻(xiàn)[12]提出了一種基于固體可逆燃料電池的新型電-摻氫天然氣優(yōu)化調(diào)度模型。上述文獻(xiàn)多聚集于電轉(zhuǎn)天然氣或摻氫天然氣的耦合互補(bǔ)利用,對(duì)單獨(dú)的電轉(zhuǎn)氫氣參與電力系統(tǒng)應(yīng)用場(chǎng)景的研究較少,電轉(zhuǎn)氣實(shí)際是在電轉(zhuǎn)氫的基礎(chǔ)上,再將氫氣甲烷化,電轉(zhuǎn)天然氣的效率約為49%～65%,而電轉(zhuǎn)氫氣的效率約為51%～77%,后者具有更高的轉(zhuǎn)化效率和工業(yè)泛用性[13],還有很大的研究空間。

如何確定系統(tǒng)構(gòu)成單元的運(yùn)行約束并選擇合理的優(yōu)化目標(biāo)是VPP優(yōu)化調(diào)度的關(guān)鍵,國內(nèi)外諸多學(xué)者從電碳結(jié)合的視角出發(fā),針對(duì)VPP低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度展開研究。文獻(xiàn)[14]在多時(shí)間尺度上提出了考慮多主體運(yùn)行階段碳中和成本的VPP雙層協(xié)同優(yōu)化調(diào)度模型。文獻(xiàn)[15]分析了碳價(jià)型敏感負(fù)荷對(duì)需求響應(yīng)的影響。但上述文獻(xiàn)引入的碳視角過于簡單,未充分考慮碳交易市場(chǎng)的引導(dǎo)作用。碳交易是減少碳排放量的有效措施之一,主要分為傳統(tǒng)碳交易機(jī)制和階梯式碳交易機(jī)制。文獻(xiàn)[16-17]在含電動(dòng)汽車的虛擬電廠經(jīng)濟(jì)目標(biāo)函數(shù)中引入傳統(tǒng)碳交易成本。文獻(xiàn)[18]將階梯式碳交易引入風(fēng)光儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)的分布魯棒優(yōu)化調(diào)度中。文獻(xiàn)[19]考慮季節(jié)要素對(duì)碳交易的影響,提出了基于獎(jiǎng)懲階梯碳價(jià)的季節(jié)性碳交易機(jī)制。文獻(xiàn)[20]在電-氣-熱綜合能源系統(tǒng)中引入階梯式碳交易。綜上,通過與傳統(tǒng)碳交易對(duì)比得出階梯式碳交易對(duì)碳排放量有更為嚴(yán)格的控制,有效約束了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)和環(huán)境成本。以上研究雖然都是從碳視角出發(fā),但并未對(duì)低碳調(diào)度中能源的生產(chǎn)、傳輸、儲(chǔ)存等行為進(jìn)行全過程碳軌跡追溯。因此亟需更精確地測(cè)量系統(tǒng)構(gòu)成單元所有環(huán)節(jié)的碳排放量,拓寬VPP各設(shè)備碳排放計(jì)量模型的應(yīng)用范圍,進(jìn)一步提高VPP低碳調(diào)度的準(zhǔn)確性。

綜上所述,本文將分布式儲(chǔ)能、電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)與常規(guī)虛擬電廠進(jìn)行集成,并運(yùn)用生命周期評(píng)價(jià)(life cycle assessment,LCA)方法分析各類能源設(shè)備主體各環(huán)節(jié)產(chǎn)生的碳排放,進(jìn)而精確計(jì)量碳排放系數(shù),并將其與階梯碳交易機(jī)制聯(lián)合納入約束條件中,以系統(tǒng)總運(yùn)行成本最小,碳排放量最少為目標(biāo)建立電氫耦合虛擬電廠多目標(biāo)調(diào)度優(yōu)化模型,最后通過算例分析驗(yàn)證所提模型的有效性和可行性。

1 虛擬電廠結(jié)構(gòu)

1.1 基本結(jié)構(gòu)

本文在擁有電、氫兩種負(fù)荷的虛擬電廠中引入分布式電儲(chǔ)能,包括獨(dú)立的電池儲(chǔ)能系統(tǒng)、儲(chǔ)能與分布式電源相結(jié)合(如光儲(chǔ)、風(fēng)儲(chǔ)系統(tǒng)),并將儲(chǔ)能設(shè)備與微型燃?xì)廨啓C(jī)(gas turbines,GT)、風(fēng)電機(jī)組(wind turbine,WT)、光伏陣列(photovoltaic,PV)及氫燃料電池汽車群等組件集成電氫耦合虛擬電廠。設(shè)定可中斷負(fù)荷參與虛擬電廠的優(yōu)化運(yùn)營,在電力用戶側(cè)實(shí)施激勵(lì)型需求響應(yīng)[21]引導(dǎo)用戶用電行為。分布式儲(chǔ)能既能充當(dāng)電源又能作為負(fù)荷,可根據(jù)系統(tǒng)實(shí)時(shí)運(yùn)行需要調(diào)節(jié)其充放電功率,在夜間負(fù)荷較低而風(fēng)電高發(fā)時(shí)期或夏季負(fù)荷較高而光電高發(fā)時(shí)期,將過剩的風(fēng)電和光電轉(zhuǎn)化存儲(chǔ)到分布式蓄電池中。多余的風(fēng)光發(fā)電量可通過電轉(zhuǎn)氫技術(shù)[22]生成氫氣供氫燃料電池汽車(hydrogen fuel cell vehicle,HFCV)充氫使用,提供現(xiàn)階段高價(jià)氫氣下的另一種成本疏導(dǎo)機(jī)制。VPP基本結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 虛擬電廠基本結(jié)構(gòu)

1.2 VPP典型設(shè)備模型

1)風(fēng)電模型。

風(fēng)力發(fā)電通常情況下服從威布爾分布,在不同的風(fēng)速下,風(fēng)力渦輪機(jī)的輸出功率Pwt是不同的。兩者之間的關(guān)系表示如下:

(1)

式中:a、b、c、d為風(fēng)力渦輪機(jī)的出力系數(shù);vi、vr、v0分別為風(fēng)力渦輪機(jī)的切入速度、切出速度和額定速度;pr為額定功率。

2)光伏模型。

影響光伏發(fā)電輸出的因素是光伏面板溫度、太陽輻射強(qiáng)度和環(huán)境溫度。光伏系統(tǒng)的輸出功率Ppv為:

Ppv=SPVGPVβPV[1+k1(Tc-Tr)]

(2)

式中:SPV表示環(huán)境溫度;GPV為太陽輻射強(qiáng)度;βPV表示太陽能轉(zhuǎn)化效率;k1為組件的溫度系數(shù);Tc、Tr分別為光伏面板溫度和參考溫度。

3)微型燃?xì)廨啓C(jī)模型。

燃?xì)廨啓C(jī)可以將天然氣的熱能轉(zhuǎn)化為電能,在系統(tǒng)優(yōu)化中輸出功率為Pgt,研究體系已經(jīng)較為成熟。燃?xì)廨啓C(jī)的運(yùn)行模型如下:

Pgt=QTCSHTCS·ηTCS

(3)

式中:ηTCS為燃?xì)廨啓C(jī)的運(yùn)行效率;QTCS為天然氣消耗量;HTCS為天然氣熱值。

4)柔性負(fù)荷需求響應(yīng)模型。

基于事先簽訂的需求響應(yīng)合同,由VPP運(yùn)營商向柔性負(fù)荷用戶直接發(fā)出負(fù)荷削減的控制信號(hào),改變用戶用電量,則用戶參與調(diào)度后的負(fù)荷功率Pue為:

Pue=(1-θudγud)Puo

(4)

式中:γud為0-1變量,表示用戶負(fù)荷的削減狀態(tài);θud為負(fù)荷削減系數(shù),θud∈[0,1];Puo為削減前的原始用戶負(fù)荷功率。

1.3 分布式儲(chǔ)能模型

分布式儲(chǔ)能接入電網(wǎng)后既能充當(dāng)分布式電源又能等效為用電負(fù)荷,作為新能源與電網(wǎng)之間的緩沖設(shè)備,能夠有效地保證電網(wǎng)的穩(wěn)定靈活運(yùn)行。根據(jù)儲(chǔ)能與電網(wǎng)雙向功率交換的流向,分布式儲(chǔ)能運(yùn)行狀態(tài)可分為三種:充電、空閑、放電[23]。儲(chǔ)能出力Psoc表示如下:

(5)

當(dāng)分布式儲(chǔ)能從電網(wǎng)中吸收電能時(shí),即充當(dāng)用電負(fù)荷時(shí),對(duì)應(yīng)的充電模型如下:

(6)

當(dāng)分布式儲(chǔ)能向電網(wǎng)中釋放電能時(shí),即充當(dāng)分布式電源時(shí),對(duì)應(yīng)的放電模型如下:

(7)

當(dāng)分布式儲(chǔ)能與電網(wǎng)之間無電能流動(dòng),即處于空閑狀態(tài)時(shí),對(duì)應(yīng)的模型如下:

En,ess(t)=En,ess(t-1)

(8)

1.4 電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)模型

1)電解槽模型。

在風(fēng)光資源充足條件下,質(zhì)子交換膜(proton exchange membrane, PEM)電解槽(electrolysis bath,EL)[24]利用多余電能電解水制氫,為氫燃料電池汽車充氫。電解槽能夠?qū)⑺娊鉃闅錃夂脱鯕?。其?shù)學(xué)模型為:

(9)

(10)

2)氫燃料電池汽車模型。

假設(shè)HFCV并網(wǎng)時(shí)段內(nèi)保持額定功率充氫,不可調(diào)度,直至滿足續(xù)航里程需求后離網(wǎng),選取行駛里程作為測(cè)量HFCV已充氫量的指標(biāo)[25],HFCV集群模型如下:

(11)

(12)

(13)

(14)

2 虛擬電廠低碳經(jīng)濟(jì)優(yōu)化模型

2.1 基于多主體全生命周期的碳排放系數(shù)計(jì)量

VPP的總碳排放量包括各主體直接或間接產(chǎn)生的碳排放,其中涉及多種能源相互耦合,不同能源設(shè)備在生產(chǎn)投運(yùn)過程中直接或間接向大氣中排放CO2的強(qiáng)度即為該主體的碳排放因子[26]。風(fēng)電、光伏被普遍認(rèn)作清潔能源,在運(yùn)行階段未直接排放CO2,此階段碳排放強(qiáng)度為0,但其在生產(chǎn)、運(yùn)輸、運(yùn)維、報(bào)廢回收等環(huán)節(jié)還是會(huì)導(dǎo)致碳排放,因此在分析VPP碳排放時(shí),需要結(jié)合LCA能源鏈碳排放分析法[27],將各類能源設(shè)備主體的能源流動(dòng)過程進(jìn)行簡化,然后根據(jù)各個(gè)環(huán)節(jié)內(nèi)能源消耗或轉(zhuǎn)換過程所產(chǎn)生的碳排放系數(shù)進(jìn)行計(jì)量,發(fā)電側(cè)主要計(jì)量來源為氣電、新能源發(fā)電和電制氫,用電側(cè)主要來自儲(chǔ)能,能源在輸配過程中的碳排放損耗暫不考慮,各類機(jī)組的單位電量全生命周期碳排放系數(shù)計(jì)量為:

(15)

式中:epg,i為機(jī)組i生產(chǎn)環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);cjg為單位標(biāo)準(zhǔn)電量與能耗的折算系數(shù);mct,i、mpj,i為機(jī)組i生產(chǎn)環(huán)節(jié)和施工過程材料使用的碳排放強(qiáng)度;ect,i、epj,i為機(jī)組i生產(chǎn)環(huán)節(jié)和施工過程材料耗費(fèi)能量強(qiáng)度;etg,i為機(jī)組i運(yùn)輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);my,i為機(jī)組i第y種組件的碳排放強(qiáng)度;ey,i為機(jī)組i第y種組件運(yùn)輸耗費(fèi)能量強(qiáng)度。

1)化石能源機(jī)組(煤電、氣電)。

煤電LCA的碳排放主要來自煤炭生產(chǎn)、電煤運(yùn)輸、燃燒3個(gè)環(huán)節(jié)。煤制天然氣和油田天然氣的生產(chǎn)開采、運(yùn)輸和燃?xì)獍l(fā)電3個(gè)環(huán)節(jié)的碳排放為氣電的LCA碳排放主要組成部分。

(16)

式中:Epgs為生產(chǎn)環(huán)節(jié)碳排放系數(shù),此時(shí)i分別為燃煤和燃?xì)鈾C(jī)組GT;Up為生產(chǎn)過程的單位能耗;Uep為煤炭的生產(chǎn)排放系數(shù);λep為單位電量生產(chǎn)損失率;Etgs為運(yùn)輸環(huán)節(jié)碳排放系數(shù);Eggs為發(fā)電環(huán)節(jié)碳排放系數(shù);Usg為單位電量的供電標(biāo)準(zhǔn)氣耗;Utce為單位發(fā)電的碳排放當(dāng)量系數(shù)。

2)新能源機(jī)組(風(fēng)、光、電解槽)。

新能源機(jī)組的生產(chǎn)建設(shè)和出廠運(yùn)輸兩個(gè)環(huán)節(jié)是LCA碳排放主要來源,而運(yùn)維環(huán)節(jié)的碳排放主要來自耗材生產(chǎn)與替換時(shí)運(yùn)輸耗能和設(shè)備檢修耗能,但此部分的碳排放量相較LCA的碳排放量極少,通常忽略不計(jì)。假設(shè)電解水制氫過程中電力消耗隱含的碳排放已并入VPP機(jī)組發(fā)電碳排放。

(17)

式中:Epeg為新能源機(jī)組生產(chǎn)環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù),i分別取風(fēng)電、光伏、電解槽;Eteg為新能源機(jī)組組件運(yùn)輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)。

3)儲(chǔ)能機(jī)組。

儲(chǔ)能機(jī)組在使用和廢棄回收階段會(huì)產(chǎn)生較多的碳排放,故對(duì)于VPP在計(jì)量總碳排放量時(shí),此部分碳排放也應(yīng)包含在內(nèi)。因此,將儲(chǔ)能設(shè)備全生命周期邊界確定為計(jì)及生產(chǎn)、建設(shè)、運(yùn)輸以及回收的過程,即

(18)

式中:Epsg為儲(chǔ)能機(jī)組在生產(chǎn)環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);Etsg為儲(chǔ)能機(jī)組在運(yùn)輸環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);Eosg為儲(chǔ)能機(jī)組在運(yùn)行環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);mso為日充放電次數(shù);nso為運(yùn)行環(huán)節(jié)的替換系數(shù);Ersg為儲(chǔ)能機(jī)組在廢棄回收環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù);cgi為電池電量與電池能耗之間的折算系數(shù);rgi為電池材料組件運(yùn)往廢棄回收工廠單位距離消耗能源的碳排放強(qiáng)度;lgi為電池材料組件運(yùn)往工廠的運(yùn)輸距離。

4)外部市場(chǎng)。

外部市場(chǎng)購電和購氫的碳排放量均取決于當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)的發(fā)電能源構(gòu)成,本文參考北方某地的構(gòu)成比例,其中煤電約占50.3%,天然氣發(fā)電約占30.7%,光伏和風(fēng)力發(fā)電分別占比約為7.8%和11.2%,結(jié)合各主體全生命周期碳排放系數(shù)加權(quán)計(jì)算可得購電的LCA碳排放系數(shù)。現(xiàn)階段氫網(wǎng)市場(chǎng)主要制氫方式仍為化石能源制氫,煤制氫約占63.5%,天然氣制氫約占36.5%,其他含有電力消耗帶來隱含碳排放的制氫方式暫不考慮。

2.2 階梯式碳交易成本模型

碳交易[28]是允許生產(chǎn)商在市場(chǎng)中進(jìn)行合法的碳排放權(quán)買賣進(jìn)而達(dá)到控制碳排放目的的一種交易機(jī)制。由政府監(jiān)管部門向各碳排放源分配碳排放配額,若實(shí)際碳排放高于所分配的配額,則需要購買碳排放權(quán)超額部分,反之多余的配額可以在碳交易市場(chǎng)中出售。階梯式碳交易成本模型[29]主要包括碳排放權(quán)配額模型、實(shí)際碳排放模型、階梯式碳排放交易模型。

1)碳排放權(quán)配額模型。

VPP中的碳排放源主要有4類:燃?xì)廨啓C(jī)、新能源機(jī)組、上級(jí)購電和購氫。本文主要采用的配額方法為無償配額。

(19)

2)實(shí)際碳排放模型。

基于各類機(jī)組的單位電量全生命周期碳排放系數(shù)計(jì)量的碳排放量:

(20)

3)階梯式碳交易成本模型。

相較于傳統(tǒng)碳交易定價(jià)機(jī)制,為進(jìn)一步控制碳排放,本文采用階梯式定價(jià)機(jī)制,需要購買的碳排放權(quán)配額越多,相應(yīng)區(qū)間的購價(jià)越高,基于該機(jī)制建立的階梯式碳交易成本模型如下:

(21)

(22)

2.3 目標(biāo)函數(shù)

如何合理分配系統(tǒng)內(nèi)部運(yùn)行收益并提高上網(wǎng)購售收益是VPP首要優(yōu)化運(yùn)行的目標(biāo),由于電解水制氫具備低碳特性,更多碳配額可以進(jìn)入市場(chǎng)交易,因此碳排放量最小化作為本文第二個(gè)優(yōu)化目標(biāo)。通過使系統(tǒng)運(yùn)行總成本F1和總碳排放量F2最小,實(shí)現(xiàn)電氫耦合VPP在經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益方面的最優(yōu)化,目標(biāo)函數(shù)如下:

(23)

式中:F1為燃?xì)廨啓C(jī)、風(fēng)電、光伏及分布式儲(chǔ)能系統(tǒng)和電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)參與優(yōu)化調(diào)度的電網(wǎng)運(yùn)行成本;C1為主設(shè)備投資成本;C2為用戶可削減負(fù)荷的補(bǔ)償成本;C3為階梯式碳交易成本;C4為電網(wǎng)購售電成本;C5為電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)購氫成本。

主設(shè)備投資成本包括初始購買費(fèi)用、輔助設(shè)備投資費(fèi)用、總替換費(fèi)用和總運(yùn)維費(fèi)用,輔助投資費(fèi)用與初始購買費(fèi)用成正比例關(guān)系,運(yùn)維費(fèi)用包括燃料費(fèi)用和設(shè)備維護(hù)費(fèi)用。在虛擬電廠壽命周期內(nèi),只考慮蓄電池和電解槽的重置成本,蓄電池和電解槽的壽命周期分別為5年和10年。因此,主設(shè)備投資成本可表示為:

C1=Ccap+Crop+Crep+CGT

(24)

Ccap=cgt+cwt+cpv+csoc+cel

(25)

(26)

(27)

(28)

式中:Ccap為初始購買費(fèi)用,包括燃?xì)廨啓C(jī)、風(fēng)光機(jī)組、蓄電池、電解槽等設(shè)備;Crop為分布式電源的運(yùn)行成本;Crep為總替換費(fèi)用;CGT為燃?xì)廨啓C(jī)的燃料成本;cgt、cwt、cpv、csoc、cel分別表示燃?xì)廨啓C(jī)、風(fēng)電機(jī)組、光伏機(jī)組、蓄電池、電解槽的購買價(jià)格;kgt、kwt、kpv、ksoc分別為燃?xì)廨啓C(jī)、風(fēng)電、光伏機(jī)組、蓄電池的運(yùn)行成本系數(shù);r表示行業(yè)基準(zhǔn)收益率,設(shè)定r=8%;nsoc、nel分別表示蓄電池和電解槽的運(yùn)行壽命;kGT為燃料成本系數(shù)。

用戶可削減負(fù)荷[30]的補(bǔ)償成本為:

(29)

階梯式碳交易成本為:

(30)

虛擬電廠向電網(wǎng)購售電成本為購電費(fèi)用減去售電收益,公式如下:

(31)

HFCV集群可從電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)完成充氫需求,減少從外部市場(chǎng)購買氫氣,電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)的購氫成本計(jì)算如下:

(32)

式中:cp,h為市場(chǎng)上每單位體積氫氣價(jià)格。

2.4 約束條件

風(fēng)電、光伏、氣電與儲(chǔ)能聯(lián)合運(yùn)行時(shí)要綜合考慮自身與電網(wǎng)的運(yùn)行約束[31],模型需滿足的約束條件如下:

1)系統(tǒng)功率平衡約束:

(33)

(34)

式中:PD(t)為用戶電負(fù)荷;Vnet為向氫網(wǎng)購氫量。

2)功率上下限約束:

(35)

(36)

3)主網(wǎng)約束:

(37)

(38)

4)蓄電池約束:

(39)

Esoc(0)=Esoc(24)

(40)

(41)

5)可削減負(fù)荷約束:

0≤Pue≤εmaxPuo

(42)

式中:εmax為最大負(fù)荷削減率。

6)電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)約束見式(10)和(14)。

2.5 多目標(biāo)模型求解

本文建立的虛擬電廠調(diào)度優(yōu)化模型有2個(gè)目標(biāo)函數(shù),分別以經(jīng)濟(jì)成本最低,碳排放量最低為目標(biāo)函數(shù)求解模型,并在各目標(biāo)函數(shù)最優(yōu)條件下求解其他函數(shù),用二維表格表征目標(biāo)函數(shù)之間的相互關(guān)系。并根據(jù)各目標(biāo)函數(shù)的最大值和最小值確定權(quán)重系數(shù),將多目標(biāo)函數(shù)加權(quán)轉(zhuǎn)化為單目標(biāo)函數(shù)便于進(jìn)一步的求解。由于目標(biāo)函數(shù)中,系統(tǒng)運(yùn)行成本屬于經(jīng)濟(jì)成本型目標(biāo)函數(shù),二氧化碳排放量屬于社會(huì)成本型目標(biāo)函數(shù),不同目標(biāo)函數(shù)量綱也不相同,需要進(jìn)行無量綱化處理:

(43)

式中:Fij為在Fj(j=1,2)最優(yōu)條件下Fi(i=1,2)的取值;通過對(duì)Fij處理后,可以得到無量綱化目標(biāo)函數(shù)F′ij。

應(yīng)用熵權(quán)法為各目標(biāo)函數(shù)賦予權(quán)重,詳細(xì)賦權(quán)步驟見文獻(xiàn)[32]。最后,將多目標(biāo)函數(shù)通過加權(quán)得到單目標(biāo)函數(shù)F進(jìn)行求解:

(44)

式中:fi為目標(biāo)函數(shù)F′i的權(quán)重系數(shù)。

3 算例分析

3.1 參數(shù)設(shè)置

為驗(yàn)證本文所提低碳經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度模型的合理性和可行性,本文以華北某園區(qū)[33]為算例進(jìn)行仿真分析,按時(shí)間分別選取夏季、過渡季、冬季3個(gè)典型場(chǎng)景。以10 MW的風(fēng)電機(jī)組,6 MW的光伏機(jī)組,3 MW的燃?xì)鈾C(jī)組,2 MW的電轉(zhuǎn)氫設(shè)備集成虛擬電廠,另外,虛擬電廠內(nèi)還有總額定容量為2 MW·h的分布式儲(chǔ)能設(shè)備和最大削減率εmax=10%的可削減電負(fù)荷,氫負(fù)荷為1 000輛氫燃料電池汽車。VPP各機(jī)組的詳細(xì)參數(shù)見表1,電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)的詳細(xì)參數(shù)見表2,HFCV的計(jì)算參數(shù)見表3,主網(wǎng)分時(shí)電價(jià)見表4,不同季節(jié)典型日的風(fēng)光出力曲線見圖2。

表1 系統(tǒng)出力及儲(chǔ)能相關(guān)運(yùn)行參數(shù)

表2 電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)相關(guān)運(yùn)行參數(shù)

表3 氫燃料汽車相關(guān)參數(shù)

表4 電網(wǎng)分時(shí)電價(jià)

圖2 不同季節(jié)典型日風(fēng)光出力曲線

VPP與主網(wǎng)購售電價(jià)按照峰平谷三段劃分,峰時(shí)段為11:00—16:00,19:00—22:00;平時(shí)段為08:00—11:00,16:00—18:00及22:00—24:00;谷時(shí)段為00:00—08:00。

根據(jù)第2節(jié)多主體LCA碳排放計(jì)量方法,計(jì)算得到各類能源設(shè)備在各環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)如表5所示,區(qū)域電網(wǎng)購電的碳排放系數(shù)為803 g/kWh,根據(jù)參考文獻(xiàn)[34],氫網(wǎng)加氫的碳排放系數(shù)約為60.79 g/m3,碳交易基價(jià)λ=25元/t,區(qū)間長度l=2 t,價(jià)格增長率α=25%。參考北京市發(fā)改委、廣東省生態(tài)環(huán)境廳等出臺(tái)的有關(guān)政策,各能源設(shè)備碳排放配額如表6所示。

表5 VPP各設(shè)備在各環(huán)節(jié)的碳排放系數(shù)

表6 單位碳配額系數(shù)

在仿真分析中,本文構(gòu)建的考慮全生命周期碳排放的電氫耦合VPP低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃模型,采用Matlab R2021a軟件,通過Yalmip工具包調(diào)用CPLEX求解器對(duì)算例進(jìn)行求解。

3.2 情景設(shè)置

為了充分說明本文所構(gòu)建考慮全生命周期碳排放的電氫耦合VPP多目標(biāo)優(yōu)化模型的可行性,本文首先以過渡季典型日?qǐng)鼍盀樗憷?從各目標(biāo)函數(shù)最優(yōu)角度設(shè)置3個(gè)情景。情景設(shè)置如下:情景1以系統(tǒng)運(yùn)行成本最低為優(yōu)化目標(biāo);情景2以碳排放量最低為優(yōu)化目標(biāo);情景3以多目標(biāo)作為優(yōu)化目標(biāo)。由于風(fēng)光出力易受季節(jié)特性的影響發(fā)生波動(dòng),且夏季和冬季的用戶負(fù)荷需求要大于過渡季,因此從不同季節(jié)典型日的角度增加2個(gè)算例,進(jìn)一步驗(yàn)證文章模型的有效性。

3.3 算例結(jié)果

以經(jīng)濟(jì)成本最小為目標(biāo)函數(shù)時(shí),碳排放量較高,缺乏環(huán)保性;以碳排放量最低為目標(biāo)函數(shù)時(shí),經(jīng)濟(jì)效益較低,犧牲了一部分經(jīng)濟(jì)效益;所以,情景3中綜合考慮多個(gè)目標(biāo)實(shí)現(xiàn)VPP的最優(yōu)運(yùn)行,求解單目標(biāo)函數(shù)的二維關(guān)系表,f1、f2權(quán)重系數(shù)計(jì)算結(jié)果為0.66和0.34。過渡季典型日整體優(yōu)化結(jié)果如表7所示,夏季和冬季典型日整體優(yōu)化結(jié)果見附錄A,風(fēng)光出力、電解槽功率和三種情景下燃?xì)廨啓C(jī)出力如圖3所示。

表7 過渡季整體優(yōu)化結(jié)果

圖3 VPP過渡季出力優(yōu)化結(jié)果

由表7和圖3中發(fā)電機(jī)組出力數(shù)據(jù)分析可得,情景1以最小運(yùn)行成本為優(yōu)化目標(biāo),尋求VPP經(jīng)濟(jì)最優(yōu)的調(diào)度策略,此時(shí)GT發(fā)電量為28.66 MW·h,前期出力較少,15:00之后光伏出力越來越小,GT出力增多,該情景下,VPP成本相對(duì)最低,運(yùn)行經(jīng)濟(jì)效益較為樂觀,但系統(tǒng)低碳性欠缺考慮。情景2以最低碳排放量為目標(biāo)函數(shù),達(dá)到環(huán)境效益最佳,相對(duì)情景1,GT出力明顯增多且達(dá)到29.30 MW·h,01:00—07:00時(shí)GT也開始出力,VPP碳排放量減少了8 364.54 kg,但運(yùn)行成本增加了10 424.02元,此情景下VPP碳排放得到有效降低但經(jīng)濟(jì)效益不佳。情景3將多個(gè)目標(biāo)作為優(yōu)化對(duì)象,在確保VPP經(jīng)濟(jì)效益前提下,減少碳排放,此時(shí)GT發(fā)電量為33.97 MW·h,VPP碳排放量對(duì)比情景1減少了6 441.49 kg,總運(yùn)行成本對(duì)比情景2減少了8 023.33元,此調(diào)度方案兼顧了經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益。

3.4 不同優(yōu)化目標(biāo)對(duì)比分析

3.4.1 考慮電轉(zhuǎn)氫機(jī)制效益分析

各情景下的VPP購售電和購買氫氣結(jié)果對(duì)比如圖4所示,正值表示VPP從主網(wǎng)購電購氫,負(fù)值表示VPP向主網(wǎng)售電。

圖4 VPP過渡季和主網(wǎng)(電氫)交換結(jié)果

結(jié)合圖4和圖3中電轉(zhuǎn)氫功率分析可得,在情景1條件下,VPP主要在午間峰時(shí)段向電網(wǎng)和用戶共出售電能3.97 MW·h,在平時(shí)段、谷時(shí)段和19:00—21:00從電網(wǎng)購電29.55 MW·h, 電解槽出力3.36 MW·h,總購氫18 524.3 m3。情景2下VPP不再售電,購電減少了13.47 MW·h,電解槽出力大幅增加至13.46 MW·h,這是由于主網(wǎng)發(fā)電構(gòu)成復(fù)雜,碳排放量更高,VPP更多采用GT進(jìn)行削峰填谷,多余的電量進(jìn)行電轉(zhuǎn)氫氣,使得購氫量減少了1 979.7 m3。情景3中VPP購售電量均介于情景1、2之間,分別為18.29 MW·h和3.08 MW·h,但購氫量相對(duì)于情景1增加142.13 m3,電解槽出力降低到2.64 MW·h,VPP主要在平、谷時(shí)段購電,此時(shí)購電成本小,在午間峰時(shí)段售電,此時(shí)售電價(jià)格高,在風(fēng)光出力充足時(shí)進(jìn)行電轉(zhuǎn)氫,更充分地消納風(fēng)光出力,減少從外部市場(chǎng)購買高價(jià)氫氣,提高經(jīng)濟(jì)效益。

3.4.2 考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)效益分析

儲(chǔ)能系統(tǒng)蓄電量及充、放電功率如圖5所示。

圖5 VPP過渡季儲(chǔ)能優(yōu)化結(jié)果

結(jié)合圖5和圖3中光伏出力數(shù)據(jù)分析可得,光伏機(jī)組在07:00才開始發(fā)電,因此在峰時(shí)段11:00到來前,不同情景下儲(chǔ)能系統(tǒng)最多只有3 h進(jìn)行充電操作,又由于電儲(chǔ)能成本相對(duì)較高,結(jié)合圖3中GT出力數(shù)據(jù)分析可得,情景1在追求最低經(jīng)濟(jì)成本時(shí),GT出力最小,更傾向于從主網(wǎng)購電購氫,儲(chǔ)能系統(tǒng)充電時(shí)長僅為5 h,充電效率最低。結(jié)合圖4主網(wǎng)交換數(shù)據(jù)進(jìn)一步分析可得,情景2中GT出力增加,受主網(wǎng)購電購氫碳排放系數(shù)較大的影響,更傾向于內(nèi)部發(fā)電出力,儲(chǔ)能系統(tǒng)在平、谷時(shí)段充電時(shí)長增多,更早地達(dá)到了最大蓄電量。在以多個(gè)目標(biāo)為優(yōu)化對(duì)象的情景3中全天平均蓄電率為33.37%,高于情景2的30.05%和情景1的32.25%,此優(yōu)化方案提高了儲(chǔ)能單元的利用率,更充分地利用峰谷價(jià)差進(jìn)行“低儲(chǔ)高放”、“谷購峰售”,既能保證VPP較高收益,又能減少碳排放。

3.4.3 考慮階梯式碳交易機(jī)制效益分析

為了有效地驗(yàn)證階梯式碳交易政策對(duì)VPP低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度的影響,采用所提模型和傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型(即系統(tǒng)運(yùn)行成本中不考慮碳排放成本)對(duì)過渡季典型日算例補(bǔ)充設(shè)置3個(gè)情景進(jìn)行對(duì)比:情景4為傳統(tǒng)碳交易機(jī)制下采用傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型;情景5為階梯式碳交易機(jī)制下采用傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型;情景6為階梯式碳交易機(jī)制下采用所提多目標(biāo)模型,表8為3種運(yùn)行情景下的調(diào)度結(jié)果。

表8 VPP階梯式碳交易機(jī)制前后結(jié)果對(duì)比

由表8可知,情景5碳排放量比情景4減少了9.21%,情景6碳排放量比情景4減少了6.52%,可見考慮階梯式碳交易機(jī)制能進(jìn)一步約束碳排放,達(dá)到清潔低碳的目的。雖然情景6較情景5的碳排放量增加了1 169.41 kg,但總成本減少了4 173.27元,體現(xiàn)了本文所提多目標(biāo)優(yōu)化模型能同時(shí)兼顧經(jīng)濟(jì)利益和環(huán)境效益。對(duì)比3種情景的總成本,情景5的碳排放量雖然略低于情景6,但由于優(yōu)化時(shí)未考慮碳交易成本,VPP需要向碳交易市場(chǎng)購買大量的碳排放權(quán)配額,因此總成本最大;情景4相比情景5雖然增加了購電成本和碳排放量,但由于碳交易機(jī)制為傳統(tǒng)的恒定價(jià)格機(jī)制,因此碳交易成本較低,總成本最小;結(jié)合表5的各主體碳排放系數(shù)可知,燃?xì)廨啓C(jī)的單位碳排放量要小于主網(wǎng)購電的單位碳排放量,由于階梯式碳交易機(jī)制的原因,情景6減少購電,增加氣電出力,達(dá)到新的平衡。

3.5 不同季節(jié)典型日的對(duì)比分析

本文基于情景4、5繼續(xù)對(duì)夏季和冬季典型日?qǐng)鼍跋耉PP各單元出力及負(fù)荷進(jìn)行分析,證明所提出模型面對(duì)不同季節(jié)的不同系統(tǒng)供電組成和負(fù)荷配置都有效。不同季節(jié)VPP購售電和購買氫氣結(jié)果對(duì)比如圖6所示,圖7和圖8分別展示了夏冬季典型日的VPP出力情況和電、氫負(fù)荷數(shù)據(jù),夏季和冬季典型日整體優(yōu)化結(jié)果如表9所示。

表9 夏冬兩季整體優(yōu)化結(jié)果

圖6 VPP不同季節(jié)和主網(wǎng)(電氫)交換結(jié)果對(duì)比

圖7 VPP夏季需求響應(yīng)前后電負(fù)荷

圖8 VPP冬季需求響應(yīng)前后電負(fù)荷

根據(jù)模型運(yùn)行結(jié)果,參考圖6分析可得,VPP在夏季受季節(jié)性風(fēng)光出力特點(diǎn)影響形成的電量缺口,更傾向于由初始投資成本高但能效更高的燃?xì)廨啓C(jī)提供,相比其他季節(jié)與主網(wǎng)交換電量較低,電解槽出力最小,儲(chǔ)能全天平均蓄電率為29.15%。圖7中柔性負(fù)荷參與了需求響應(yīng),通過負(fù)荷削減平抑了峰谷差,柔性削減量為10.63 MW·h,且平均負(fù)荷削減率為4.91%。結(jié)合表9綜合最優(yōu)的成本數(shù)據(jù)可得,VPP的碳排放量對(duì)比情景1減少10.81%,運(yùn)行成本對(duì)比情景2減少2.27%,同樣保證了VPP的經(jīng)濟(jì)性和低碳性。

根據(jù)模型運(yùn)行結(jié)果,參考圖6分析可得,VPP在冬季增加了主網(wǎng)購電購氫的比例,新增的季節(jié)性風(fēng)電不足以填補(bǔ)用戶電負(fù)荷和汽車氫負(fù)荷,相對(duì)于其他季節(jié)電解槽出力時(shí)長增多,儲(chǔ)能全天平均蓄電率為27.32%,圖8中展示了柔性負(fù)荷削減量為10.7 MW·h,平均負(fù)荷削減率為5%,結(jié)合圖5可知本文購建的需求響應(yīng)模型在保證用戶用電穩(wěn)定性時(shí),峰時(shí)段適當(dāng)?shù)娜嵝载?fù)荷削減使購電成本降低。結(jié)合表9綜合最優(yōu)的成本數(shù)據(jù)可以分析得出,VPP碳排放量對(duì)比情景1減少9.03%,運(yùn)行成本對(duì)比情景2減少2.02%,與其他季節(jié)情景一致,綜合最優(yōu)目標(biāo)能兼顧經(jīng)濟(jì)和環(huán)境目標(biāo)雙重需求。

4 結(jié) 論

本文綜合考慮虛擬電廠運(yùn)行經(jīng)濟(jì)成本、碳排放量2個(gè)優(yōu)化目標(biāo),引入需求響應(yīng)機(jī)制,同時(shí)雙側(cè)聯(lián)動(dòng)公共電網(wǎng)和氫氣網(wǎng)絡(luò),構(gòu)建了基于LCA多主體碳排放和階梯碳交易機(jī)制的電氫耦合虛擬電廠多目標(biāo)調(diào)度優(yōu)化模型,并選擇季節(jié)性算例開展實(shí)例分析,得到以下結(jié)論:

1)在國內(nèi)氫氣價(jià)格高于煤炭等化石能源的背景下,本文提出的VPP優(yōu)化調(diào)度模型引入電轉(zhuǎn)氫機(jī)制,該機(jī)制以另一種成本疏導(dǎo)方式化解了HFCV等氫負(fù)荷的系統(tǒng)供需平衡成本增加問題。電轉(zhuǎn)氫系統(tǒng)不僅可以與需求響應(yīng)機(jī)制協(xié)同削峰填谷,也能夠幫助儲(chǔ)能系統(tǒng)更好地利用峰谷價(jià)差進(jìn)行低儲(chǔ)高放,提高了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和靈活性。

2)本文充分考慮了電氫耦合VPP所使用的各類能源設(shè)備主體全生命周期各個(gè)環(huán)節(jié)的碳排放,沒有僅局限于設(shè)備使用環(huán)節(jié),提高了模型的適用性。同時(shí)在計(jì)算經(jīng)濟(jì)成本時(shí)引入階梯碳交易機(jī)制,間接降低了VPP的全生命周期碳成本,在保證經(jīng)濟(jì)效益的同時(shí)獲得了更高的環(huán)保效益,有助于推動(dòng)可再生能源規(guī)?；突茉吹吞蓟?/p>

應(yīng)當(dāng)指出,本文的優(yōu)化過程暫未考慮風(fēng)光出力不穩(wěn)定和用戶負(fù)荷波動(dòng)等不確定因素,設(shè)置多目標(biāo)時(shí)未引入系統(tǒng)等效負(fù)荷方差最小,相關(guān)問題將在今后的研究工作中繼續(xù)開展。