CN109740955A - 一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种计及改进阶梯式碳交易的电‑气综合能源系统规划方法，涉及综合能源系统低碳规划领域、电力市场领域。本发明采用基准线法，根据火电机组和热电联产机组发出的电力确定电‑气综合能源系统的无偿碳排放配额；以及实际碳排放量；在碳交易成本模型中引入技术补贴系数和碳减排指标，用于激励发电企业主动节能减排的积极性，根据电‑气综合能源系统的无偿碳排放配额和实际碳排放量确定碳交易成本；构建计及改进阶梯式碳交易成本的电‑气综合能源系统规划模型，根据该模型得到所需的规划结果。本发明建立适用于电‑气综合能源系统的碳交易成本计算模型，可严格控制系统的碳排放量，促进电‑气综合能源系统的低碳发展。

Description

一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法

技术领域

本发明涉及综合能源系统低碳规划领域、电力市场领域，具体涉及一种考虑碳交易机制的综合能源系统规划的方法。

背景技术

随着人类社会的发展，以化石燃料燃烧为主要形式的能源利用模式使得环境问题日益突出。电力行业排放的二氧化碳占全国排放总量的50％左右，具有较大的碳减排潜力。电力系统和天然气系统的耦合日益加深，传统的电力系统与天然气系统独立规划的模式已经不能满足电气综合能源系统的需要。碳交易机制被认为是可兼顾电力经济性和低碳环保性的有效手段。2017年12月19日，随着国家发改委印发《全国碳排放权交易市场建设方案(发电行业)》，我国统一碳排放交易体系完成了总体设计并正式启动，标志着我国成为全球最大的碳排放权交易市场。因此开展考虑碳交易机制的电气综合能源系统规划的研究，有助于提高整体能源利用效率和对间歇性可再生能源发电出力的消纳能力，兼顾系统的低碳性和经济性。

电-气综合能源系统通过能源耦合单元将电力系统与天然气系统紧密联系起来在耦合单元中，热电联产(combined heat and power,CHP)机组具有高效、反映快、建设时间短等优点，已经得到广泛应用。电转气(power to gas,P2G)设备可将电力系统中富裕的电力转化为天然气，促进电-气综合能源系统闭环运行。

电-气综合能源协同规划问题近来受到国内外专家学者的广泛关注，文献(M.Salimi,H.Ghasemi,M.Adelpour and S.Vaez-ZAdeh.Optimal planning of energyhubs in interconnected energy systems:a case study for natural gas andelectricity[J].IET Generation,Transmission&Distribution,2015,9(8):695-707.)考虑了天然气系统和电力系统的物理约束，提出了一个能够对互联的能源中心进行优化设计的方法框架，可对CHP机组、为用户供热的燃气锅炉等选址和定容。文献(X.Zhang,M.Shahidehpour,A.Alabdulwahab and A.Abusorrah.Optimal Expansion Planning ofEnergy Hub With Multiple Energy Infrastructures[J].IEEE Transactions on SmartGrid,2015,6(5):2302-2311.)提出了能源中心的扩展规划模型，用于优化输电线路、燃气锅炉和CHP机组的选址和定容。文献(黄国日,刘伟佳,文福拴,董朝阳,郑宇,张睿.具有电转气装置的电-气混联综合能源系统的协同规划[J].电力建设,2016,37(09):1-13.)综合考虑热电联产机组和P2G设备，建立了以综合成本最小为优化目标的电-气混联综合能源系统的选址定容优化模型。文献(王一家,董朝阳,徐岩,马进,郑宇.利用电转气技术实现可再生能源的大规模存储与传输(英文)[J].中国电机工程学报,2015,35(14):3586-3595.)建立了多阶段电-气协同规划模型，利用P2G技术将多余的可再生能源发电转化为天然气以进行大规模存储或传输。文献(高滢,王芃,薛友,文福拴,张利军,孙可,徐晨博.计及需求侧管理的电—气集成能源系统协同规划[J].电力系统自动化,2018,42(13):3-11.)考虑了需求侧管理，建立了电-气集成能源系统中NGFP和P2G设备、输电线路和天然气管道选址规划的混合整数非线性模型。现有的综合能源系统规划模型忽略了碳排放带来的环境成本。

碳交易机制是由《京东议定书》提出的，通过交易碳排放权促进碳减排的有效机制。相关部门在碳排放总量控制的前提下，将碳排放份额分配给各个排放源。当排放源的实际排放量小于分配份额，可将剩余的份额拿到碳交易市场出售获利；而当排放源的实际碳排放量大于分配份额，则需从碳交易市场购买，否则将面对高额罚款。文献(张晓辉,闫鹏达,钟嘉庆,卢志刚.可再生能源激励制度下的低碳经济电源规划[J].电网技术,2015,39(03):655-662，以及钟嘉庆,靳国臣,张晓辉,等.计及碳交易成本及能效电厂的电源规划模型[J].电工电能新技术,2017,36(12):22-29.[8])将碳交易机制应用于电源规划模型中，缓解了低碳能源发电经济性与低碳环保性之间的矛盾。文献(卫志农,张思德,孙国强,等.基于碳交易机制的电—气互联综合能源系统低碳经济运行[J].电力系统自动化,2016,40(15):9-16.)将碳交易机制应用于电-气互联综合能源系统中，建立了综合能源系统的经济运行模型。文献(王泽森,石岩,唐艳梅,门向阳,曹军,王海风.考虑LCA能源链与碳交易机制的综合能源系统低碳经济运行及能效分析[J/OL].中国电机工程学报:1-14[2018-12-04]，以及卢志刚,郭凯,闫桂红,等.考虑需求响应虚拟机组和碳交易的含风电电力系统优化调度[J].电力系统自动化,2017,41(15):58-65.)基于碳交易机制，分别建立了含不同能源的低碳经济调度模型。但是在电-气综合能源系统方面，对考虑碳交易的规划模型鲜有研究。

发明内容

本发明的目的在于提供一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，通过改进碳交易成本计算模型，将其应用于电-气综合能源系统规划模型中，促进综合能源系统的低碳发展。

为实现上述目的，采用了以下技术方案：一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，所述电-气综合能源系统为通过能源耦合单元电转气设备、热电联产设备、火电机组将电力系统与天然气系统紧密联系起来，其特征在于，所述方法的步骤如下：

步骤1，采用基准线法确定无偿碳排放配额，根据火电机组和热电联产设备发出的电力确定电-气综合能源系统无偿碳排放配额；

步骤2，根据火电机组碳排放、天然气功能碳排放、电转气设备碳排放确定电-气综合能源系统的实际碳排放量；

步骤3，根据电-气综合能源系统的无偿碳排放配额和实际碳排放量，建立受碳交易价格、碳减排指标、技术补贴、阶梯碳交易价格规则约束的电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型：

步骤4，基于规划年限内总成本净现值最小为优化目标函数，以系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束的4个方面约束，对电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型进行求解，以此作为电-气综合能源系统规划方法。

进一步的技术方案在于，所述步骤1电-气综合能源系统无偿碳排放配额由火电机组和热电联产设备发出的电力确定：

式中，E_L为初始无偿碳排放配额；ε为单位电量排放份额，取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648；P_e为火电机组的发电量；P_chp为热电联产设备的天然气功率；δ为热电联产设备的气转电效率。

进一步的技术方案在于，所述电-气综合能源系统的实际碳排放量为：

E_W＝E_P-E_P2G

式中，E_P为火电机组的碳排放量；α₁，β₁，γ₁分别为火电机组碳排放计算系数；α₂，β₂，γ₂分别为天然气供能碳排放计算系数；E_P2G为电转气设备运行期间吸收的CO₂的量；ω为碳捕获系数，表征电转气设备单位出力捕获的CO₂的量；P_P2G为电转气设备消耗的有功功率；E_W为电-气综合能源系统的实际碳排放量。

进一步的技术方案在于，所述电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型：

式中，为电-气综合能源系统的碳交易成本；为市场上的碳交易价格；k为技术补贴系数；E_M为碳减排指标；为每个阶梯碳交易价格的增长幅度；η为碳排放权区间长度；

当E_W<E_L时，表示系统的实际碳排放量小于无偿碳排放配额，发电企业可以将多余的碳排放权以碳市场交易价格出售，并且可以获得一定的政府补贴；当E_M>E_W>E_L时，表示系统的实际碳排放量大于无偿碳排放配额，且小于碳减排指标，发电企业需要以碳市场交易价格购买超出无偿碳排放配额部分的碳排放权；当E_W>E_M时，表示系统的实际碳排放量大于碳减排指标，为了体现对发电企业的惩罚，发电企业需要以阶梯型价格购买超出碳减排指标部分的碳排放权。

进一步的技术方案在于，所述目标函数以及约束条件如下：

以规划年限内总成本净现值最小为优化目标函数，其中总成本包含投资成本、运行成本和碳交易成本三部分：

式中，N为规划年限；r为贴现率；为第t年机组的投资成本；为第t年机组的运行成本；为第t年的碳交易成本；G为候选设备种类，包括规划期内新增常规发电机组、输电线路、热电联产机组、电转气厂站和天然气管道；I_i为机组i的静态投资费用；d_ti为第t年i机组的状态变量，新增为1，非新增为0；N_i表示机组i的使用年限；Y为运行设备，包括气源点、风电、热电联产机组、电转气厂站、常规发电机组；c_i为机组i的单位发电成本；E_ti为第t年i机组的发电量；Ω_G和Ω_Y分别为电-气综合能源系统中第G类候选设备集合和第Y类运行设备的集合；

约束条件主要包括系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束4个方面；

(1)系统装机类型及数目约束：

d_ti＝max{0,ω_ti-ω_t-1,i}

式中：d_ti表示第t年i型机组的新增装机数量；ω_ti和ω_t-1,i分别为i型机组在第t年和第t-1年的数量；表示i型机组的最大数目；

(2)电力系统运行约束包括常规发电机组出力约束、风电机组运行约束、输电线路有功功率传输极限约束、支路潮流约束、节点电功率平衡约束、备用容量约束：

式中，N_gen，N_wind和N_l分别为原有的和新建的传统发电机、风电机组和输电线路集合；和分别表示常规发电机组i的出力上下限；P_i ^gen(t,τ)为第t年时段τ火电机组i的出力；和分别表示风电机组i的出力上下限；P_i ^wind(t,τ)为第t年时段τ风电机组i的出力；表示输电线路(i,j)传输有功功率的最大值；表示输电线路(i,j)传输的有功功率；θ_i(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的电压相角；X_ij为输电线路(i,j)的电抗；P_i ^CHP(t,τ)为节点i处热电联产机组在第t年时段τ输出的有功功率；P^P2G(t,τ)为节点i处电转气设备在第t年时段τ消耗的有功功率；R_e(t,τ)为第t年时段τ电力系统所需的备用容量；

(3)天然气系统约束包括气源与储气装置出气限额约束、天然气管道传输流量极限约束、天然气管道稳态流量约束、节点天然气平衡约束：

式中，N_gs,N_stor和N_P分别为气源、储气装置和天然气管道集合；F_i ^gs(t,τ)、F_i ^stor(t,τ)、和分别为第t年时段τ气源i的出力、储气装置i的进/出气量(正值表示进气，负值表示出气)、储气装置i的储气量和天然气管道(i,j)的输送流量；和为天然气气源i的出力上下限；为储气装置i的进/出气量的最大值；和分别为储气装置i的天然气存量和天然气管道(i,j)输送流量的最大值；sgn(x)为符号函数，其自变量不小于0时取1，小于0时取-1；P_i(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的天然气管道气压；D_ij为天然气管道系数，与管道长度、直径、运行效率等相关；F_i ^CHP(t,τ)和F_i ^P2G(t,τ)分别为节点i处第t年时段τ内热电联产消耗的天然气和电转气设备输出的天然气；F_i'(t,τ)为考虑替代负荷后节点i在第t年时段τ的天然气负荷；

(4)能源耦合单元约束包括热电联产和电转气设备在运行时需要满足的容量约束和能量转换时的能量守恒约束：

式中，N_eH和N_gH分别为能源耦合中心在电力系统和天然气系统中的节点集合；和分别为节点i在电转气设备消耗电功率的上下限；和分别为节点i在热电联产机组消耗天然气流量的上下限；K^CHP和K^P2G分别为热电联产和电转气设备的能量转换效率。

进一步的技术方案在于，步骤4中对电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型进行求解时采用MATLAB软件编写离散细菌群体趋药性算法。

与现有的技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：

1、本发明在碳交易成本模型中引入技术补贴系数，用来激励发电企业主动节能减排的积极性；

2、同时提出碳减排指标的概念，即当发电企业的碳排放量超出碳减排指标，为了体现对发电企业碳排放量过多的惩罚，发电企业需要购买其超出部分的碳排放权，且碳排放权价格将会以阶梯式增加，可严格控制碳排放量；

3、本发明中计及改进阶梯式碳交易成本的电-气综合能源系统规划，可兼顾系统的经济性和低碳性。

附图说明

图1是计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法示意图。

图2是电-气综合能源系统结构示意图。

图3是离散细菌群体趋药性算法优化求解流程图。

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明：

中国处于碳交易政策研究实施阶段，传统火电厂的碳排放配额一般按照无偿分配的原则分配，传统的电力系统碳交易模型：

式中：E_L为初始无偿碳排放配额；ε为单位电量排放份额，本文取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648；P_ei为单台机组的发电量；N为规划年限；为碳交易成本；为市场上的碳交易价格；E_P为机组实际碳排放量。当发电企业的实际碳排放量小于无偿碳排放配额时，碳交易成本为负，即发电企业可获得碳交易收益。

本发明所述的计及改进阶梯式碳交易成本的电-气综合能源系统规划方法，所述电-气综合能源系统为通过能源耦合单元电转气设备、热电联产设备、火电机组将电力系统与天然气系统紧密联系起来，电转气设备可为电转气厂站，热电联产设备可谓热电联产机组，

方法的具体步骤如下：

步骤一，采用基准线法确定无偿碳排放配额，无偿碳排放配额由火电机组和CHP机组发出的电力确定：

式中，E_L为初始无偿碳排放配额；ε为单位电量排放份额，本文取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648；P_e为火电机组的发电量；P_chp为CHP机组的天然气功率；δ为CHP机组的气转电效率。

步骤二，确定电-气综合能源系统的实际碳排放量：

E_W＝E_P-E_P2G

式中，E_P为火电机组的碳排放量；α₁，β₁，γ₁为火电机组碳排放计算系数；α₂，β₂，γ₂为天然气供能碳排放计算系数；E_P2G为P2G设备运行期间吸收的CO₂的量；ω为碳捕获系数，表征P2G设备单位出力捕获的CO₂的量；P_P2G为P2G设备消耗的有功功率；E_W为电-气综合能源系统的实际碳排放量。

步骤三，根据电-气综合能源系统的无偿碳排放配额和实际碳排放量，确定电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型：

式中，为电-气综合能源系统的碳交易成本；为市场上的碳交易价格；k为技术补贴系数；E_M为碳减排指标；为每个阶梯碳交易价格的增长幅度；η为碳排放权区间长度。

当E_W<E_L时，表示系统的实际碳排放量小于无偿碳排放配额，发电企业可以将多余的碳排放权以碳市场交易价格出售，并且可以获得一定的政府补贴；当E_M>E_W>E_L时，表示系统的实际碳排放量大于无偿碳排放配额，且小于碳减排指标，发电企业需要以碳市场交易价格购买超出无偿碳排放配额部分的碳排放权。当E_W>E_M时，表示系统的实际碳排放量大于碳减排指标，为了体现对发电企业的惩罚，发电企业需要以阶梯型价格购买超出碳减排指标部分的碳排放权。

步骤四，基于规划年限内总成本净现值最小为优化目标函数，以系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束的4个方面约束，对电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型进行求解，以此作为电-气综合能源系统规划方法。

1、以规划年限内总成本净现值最小为优化目标函数，其中总成本包含投资成本、运行成本和碳交易成本三部分：

式中，N为规划年限；r为贴现率；为第t年机组的投资成本；为第t年机组的运行成本；为第t年的碳交易成本；G为候选设备种类，包括规划期内新增常规发电机组、输电线路、热电联产机组、电转气厂站和天然气管道；I_i为机组i的静态投资费用；d_ti为第t年i机组的状态变量，新增为1，非新增为0；N_i表示机组i的使用年限；Y为运行设备，包括气源点、风电、热电联产机组、电转气厂站、常规发电机组；c_i为机组i的单位发电成本；E_ti为第t年i机组的发电量；Ω_G和Ω_Y分别为电-气综合能源系统中第G类候选设备集合和第Y类运行设备的集合；

2、约束条件主要包括系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束4个方面。

(1)系统装机类型及数目约束：

d_ti＝max{0,ω_ti-ω_t-1,i}

式中：d_ti表示第t年i型机组的新增装机数量；ω_ti和ω_t-1,i分别为i型机组在第t年和第t-1年的数量；表示i型机组的最大数目；

(2)电力系统运行约束包括常规发电机组出力约束、风电机组运行约束、输电线路有功功率传输极限约束、支路潮流约束、节点电功率平衡约束、备用容量约束：

式中，N_gen，N_wind和N_l分别为原有的和新建的传统发电机、风电机组和输电线路集合；和分别表示常规发电机组i的出力上下限；P_i ^gen(t,τ)为第t年时段τ火电机组i的出力；和分别表示风电机组i的出力上下限；P_i ^wind(t,τ)为第t年时段τ风电机组i的出力；表示输电线路(i,j)传输有功功率的最大值；表示输电线路(i,j)传输的有功功率；θ_i(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的电压相角；X_ij为输电线路(i,j)的电抗；P_i ^CHP(t,τ)为节点i处热电联产机组在第t年时段τ输出的有功功率；P^P2G(t,τ)为节点i处电转气设备在第t年时段τ消耗的有功功率；R_e(t,τ)为第t年时段τ电力系统所需的备用容量；

(3)天然气系统约束包括气源与储气装置出气限额约束、天然气管道传输流量极限约束、天然气管道稳态流量约束、节点天然气平衡约束：

式中，N_gs,N_stor和N_P分别为气源、储气装置和天然气管道集合；F_i ^gs(t,τ)、F_i ^stor(t,τ)、和分别为第t年时段τ气源i的出力、储气装置i的进/出气量(正值表示进气，负值表示出气)、储气装置i的储气量和天然气管道(i,j)的输送流量；和为天然气气源i的出力上下限；为储气装置i的进/出气量的最大值；和分别为储气装置i的天然气存量和天然气管道(i,j)输送流量的最大值；sgn(x)为符号函数，其自变量不小于0时取1，小于0时取-1；P_i(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的天然气管道气压；D_ij为天然气管道系数，与管道长度、直径、运行效率等相关；F_i ^CHP(t,τ)和F_i ^P2G(t,τ)分别为节点i处第t年时段τ内热电联产消耗的天然气和电转气设备输出的天然气；F_i'(t,τ)为考虑替代负荷后节点i在第t年时段τ的天然气负荷；

(4)能源耦合单元约束包括热电联产和电转气设备在运行时需要满足的容量约束和能量转换时的能量守恒约束：

式中，N_eH和N_gH分别为能源耦合中心在电力系统和天然气系统中的节点集合；和分别为节点i在电转气设备消耗电功率的上下限；和分别为节点i在热电联产机组消耗天然气流量的上下限；K^CHP和K^P2G分别为热电联产和电转气设备的能量转换效率。

步骤五，采用MATLAB软件编写如图3所示离散细菌群体趋药性算法进行求解；并得出电-气综合能源系统规划方法。

实施例

按照本发明建立的计及改进阶梯式碳交易成本的电-气综合能源系统规划方法，对某地区2019-2022年进行电-气综合能源系统规划。实际碳排放量计算系数见表1。碳交易价格为130元/t，技术补贴系数为0.5，碳排放量区间长度为40t，每个阶梯碳交易价格增长幅度为0.3。

表1三中模型的规划结果对比

由表1中三种模型的规划结果可知，本发明所提出的模型因CHP机组和P2G设备的运行成本较高，系统的总成本增加了21.69亿元，但是CHP机组的碳排放量明显小于火电机组，且P2G设备运行期间需要二氧化碳作为其原料，本发明所提出的碳交易成本模型比统一型和阶梯型碳交易成本都低，碳减排效果明显。在电力行业向低碳化转型发展的要求下和相关政策的激励下，本发明所述方法具有一定的可行性。

Claims (6)

1.一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，所述电-气综合能源系统为通过能源耦合单元电转气设备、热电联产设备、火电机组将电力系统与天然气系统紧密联系起来，其特征在于，所述方法的步骤如下：

步骤1，采用基准线法确定无偿碳排放配额，根据火电机组和热电联产设备发出的电力确定电-气综合能源系统无偿碳排放配额；

步骤2，根据火电机组碳排放、天然气功能碳排放、电转气设备碳排放确定电-气综合能源系统的实际碳排放量；

步骤3，根据电-气综合能源系统的无偿碳排放配额和实际碳排放量，建立受碳交易价格、碳减排指标、技术补贴、阶梯碳交易价格规则约束的电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型：

步骤4，基于规划年限内总成本净现值最小为优化目标函数，以系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束的4个方面约束，对电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型进行求解，以此作为电-气综合能源系统规划方法。

2.根据权利要求1所述的一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，其特征在于，所述步骤1电-气综合能源系统无偿碳排放配额由火电机组和热电联产设备发出的电力确定：

式中，E_L为初始无偿碳排放配额；ε为单位电量排放份额，取区域电量边际排放因子和容量边际因子的加权平均值0.648；P_e为火电机组的发电量；P_chp为热电联产设备的天然气功率；δ为热电联产设备的气转电效率。

3.根据权利要求1所述的一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，其特征在于，所述电-气综合能源系统的实际碳排放量为：

E_W＝E_P-E_P2G

式中，E_P为火电机组的碳排放量；α₁，β₁，γ₁分别为火电机组碳排放计算系数；α₂，β₂，γ₂分别为天然气供能碳排放计算系数；E_P2G为电转气设备运行期间吸收的CO₂的量；ω为碳捕获系数，表征电转气设备单位出力捕获的CO₂的量；P_P2G为电转气设备消耗的有功功率；E_W为电-气综合能源系统的实际碳排放量。

4.根据权利要求1所述的一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，其特征在于，所述电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型：

式中，为电-气综合能源系统的碳交易成本；为市场上的碳交易价格；k为技术补贴系数；E_M为碳减排指标；为每个阶梯碳交易价格的增长幅度；η为碳排放权区间长度；

当E_W<E_L时，表示系统的实际碳排放量小于无偿碳排放配额，发电企业可以将多余的碳排放权以碳市场交易价格出售，并且可以获得一定的政府补贴；当E_M>E_W>E_L时，表示系统的实际碳排放量大于无偿碳排放配额，且小于碳减排指标，发电企业需要以碳市场交易价格购买超出无偿碳排放配额部分的碳排放权；当E_W>E_M时，表示系统的实际碳排放量大于碳减排指标，为了体现对发电企业的惩罚，发电企业需要以阶梯型价格购买超出碳减排指标部分的碳排放权。

5.根据权利要求1所述的一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，其特征在于，所述目标函数以及约束条件如下：

以规划年限内总成本净现值最小为优化目标函数，其中总成本包含投资成本、运行成本和碳交易成本三部分：

式中，N为规划年限；r为贴现率；为第t年机组的投资成本；为第t年机组的运行成本；为第t年的碳交易成本；G为候选设备种类，包括规划期内新增常规发电机组、输电线路、热电联产机组、电转气厂站和天然气管道；I_i为机组i的静态投资费用；d_ti为第t年i机组的状态变量，新增为1，非新增为0；N_i表示机组i的使用年限；Y为运行设备，包括气源点、风电、热电联产机组、电转气厂站、常规发电机组；c_i为机组i的单位发电成本；E_ti为第t年i机组的发电量；Ω_G和Ω_Y分别为电-气综合能源系统中第G类候选设备集合和第Y类运行设备的集合；

约束条件主要包括系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束4个方面；

(1)系统装机类型及数目约束：

d_ti＝max{0,ω_ti-ω_t-1,i}

式中：d_ti表示第t年i型机组的新增装机数量；ω_ti和ω_t-1,i分别为i型机组在第t年和第t-1年的数量；表示i型机组的最大数目；

(2)电力系统运行约束包括常规发电机组出力约束、风电机组运行约束、输电线路有功功率传输极限约束、支路潮流约束、节点电功率平衡约束、备用容量约束：

式中，N_gen，N_wind和N_l分别为原有的和新建的传统发电机、风电机组和输电线路集合；和分别表示常规发电机组i的出力上下限；P_i ^gen(t,τ)为第t年时段τ火电机组i的出力；和分别表示风电机组i的出力上下限；P_i ^wind(t,τ)为第t年时段τ风电机组i的出力；表示输电线路(i,j)传输有功功率的最大值；表示输电线路(i,j)传输的有功功率；θ_i(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的电压相角；X_ij为输电线路(i,j)的电抗；P_i ^CHP(t,τ)为节点i处热电联产机组在第t年时段τ输出的有功功率；P^P2G(t,τ)为节点i处电转气设备在第t年时段τ消耗的有功功率；R_e(t,τ)为第t年时段τ电力系统所需的备用容量；

(3)天然气系统约束包括气源与储气装置出气限额约束、天然气管道传输流量极限约束、天然气管道稳态流量约束、节点天然气平衡约束：

式中，N_gs,N_stor和N_P分别为气源、储气装置和天然气管道集合；F_i ^gs(t,τ)、F_i ^stor(t,τ)、和分别为第t年时段τ气源i的出力、储气装置i的进/出气量(正值表示进气，负值表示出气)、储气装置i的储气量和天然气管道(i,j)的输送流量；和为天然气气源i的出力上下限；为储气装置i的进/出气量的最大值；和分别为储气装置i的天然气存量和天然气管道(i,j)输送流量的最大值；sgn(x)为符号函数，其自变量不小于0时取1，小于0时取-1；P_i(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的天然气管道气压；D_ij为天然气管道系数，与管道长度、直径、运行效率等相关；F_i ^CHP(t,τ)和F_i ^P2G(t,τ)分别为节点i处第t年时段τ内热电联产消耗的天然气和电转气设备输出的天然气；F_i'(t,τ)为考虑替代负荷后节点i在第t年时段τ的天然气负荷；

(4)能源耦合单元约束包括热电联产和电转气设备在运行时需要满足的容量约束和能量转换时的能量守恒约束：

式中，N_eH和N_gH分别为能源耦合中心在电力系统和天然气系统中的节点集合；和分别为节点i在电转气设备消耗电功率的上下限；和分别为节点i在热电联产机组消耗天然气流量的上下限；K^CHP和K^P2G分别为热电联产和电转气设备的能量转换效率。

6.根据权利要求1所述的一种计及改进阶梯式碳交易的电-气综合能源系统规划方法，其特征在于，步骤4中对电-气综合能源系统的碳交易成本计算模型进行求解时采用MATLAB软件编写离散细菌群体趋药性算法。