CN112417652A - 一种电-气-热综合能源系统优化调度方法及系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开一种电‑气‑热综合能源系统优化调度方法及系统，方法包括：基于阶梯式碳交易机制构建电‑气‑热低碳经济调度模型；基于电‑气‑热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函数和约束条件；对低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数，以使根据低碳优化参数对综合能源系统进行低碳调度，进而证明阶梯式碳交易机制对于低碳调度的合理性。
Description
技术领域
本发明涉及能源优化调度技术领域，特别是涉及一种电-气-热综合能源系 统优化调度方法及系统。
背景技术
当今世界碳排量与日俱增，减少碳排量成为各国共识，我国在《巴黎协定》 中承诺，到2030年实现碳排放强度下降60％～65％的目标，为此我国提出设立 碳税、碳交易市场等一系列政策机制，综合能源系统概念的提出为碳减排提供 了新思路。综合能源系统是指将能源产生、传输、分配、转换、消费各环节统 一协调规划所产生的能源产供销一体化系统，在能源和环境问题日渐突出的背 景下，综合能源系统被认为是降低碳排量的有效举措，电-气-热综合能源系统 的运行优化一直是该领域的研究热点。
目前有关电-气-热综合能源系统的研究集中在经济调度方面。文献《含电 转气的电-气-热系统协同调度与消纳风电效益分析》考虑了电转气设备在电- 气-热综合能源系统对风电消纳的作用，有利于提升系统经济性。
碳交易被认为是减少碳排量的有效措施之一，其主要被分为传统碳交易机 制和阶梯式碳交易机制。文献《基于场景概率的含风电系统多目标低碳经济调 度》提出一种考虑场景概率含风电的低碳经济调度模型，文中引入传统碳交易 机制，证明可有效减少碳排量，促进低碳机组出力。文献《基于碳交易的含大 规模光伏发电系统复合储能优化调度》在含光伏的电力系统调度中引入阶梯式 碳交易机制，证明阶梯式碳交易机制对碳排量有更严格的控制。在综合能源系 统方面，文献《基于碳交易的电—热—气综合能源系统低碳经济调度》考虑在 综合能源系统调度中引入阶梯式碳交易，在考虑火电外购的情况下，协调综合 能源系统的经济性和低碳性，但外购火电并不能使全局系统经济性最优。综上 可见，目前主要将碳交易机制引入综合能源系统，并未对阶梯式碳交易机制原 理引入综合能源系统。
发明内容
基于此，本发明的目的是提供一种电-气-热综合能源系统优化调度方法及 系统，以实现减少系统碳排量的目的。
为实现上述目的，本发明提供了一种电-气-热综合能源系统优化调度方法， 所述方法包括：
步骤S1：基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低碳经济调度模型；
步骤S2：基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函 数；
步骤S3：构建低碳优化模型的约束条件；
步骤S4：对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数；所述低碳 优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、电转气设备出力、风电机组出 力。
可选地，基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函 数，具体公式为：
minF＝min(Ch+Cr+Fp-IP2G)
式中：F为系统运行总成本，Ch为燃煤机组成本，Cr为外购天然气成本， Fp为需要支付的碳交易费用，IP2G为电转气所获收益，ρgas为天然气价格，qg为天然气热值，QRZ为单位电能所能转化的热能，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤 机组i输出功率，ai、bi、ci均为燃煤机组成本系数，Pre,i,t为在t时段上网的燃 气轮机i输出的电功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热功率，ηrg为燃气 锅炉的效率，ηrq为燃气轮机的电效率，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总 数，nh为ρH2为氢气售卖价格，YH2为氢气产生量，YCH4为天然气产生量，nh为 燃煤机组的个数。
可选地，所述构建低碳优化模型的约束条件，具体包括：
步骤S31：构建负荷平衡约束条件；
步骤S32：构建P2G设备功率约束条件；
步骤S33：构建风电机组约束条件；
步骤S34：构建燃煤机组约束条件；
步骤S35：构建燃气轮机约束条件；
步骤S36：构建燃气锅炉约束条件；
步骤S37：构建储气罐约束条件；
步骤S38：构建直流潮流约束条件；
步骤S39：构建天然气网约束条件；
步骤S310：构建热网约束条件。
可选地，所述构建负荷平衡约束条件的具体公式为：
式中：Pel,t为在t时段的电负荷，Pwe,t为在t时段可利用的风电功率，Pp2g,t为在t时段电转气设备消耗的功率，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤机组i输出功 率，Pre,i,t为在t时段上网的燃气轮机i输出的电功率，Prl,t为在t时段的热负荷， Prh,i,t为在t时段燃气轮机i输出的热功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热 功率，Ploss,t为在t时段的热网损耗，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总数， nh为燃煤机组的个数。
可选地，所述构建天然气网约束条件的具体公式为：
式中：QYi,t为节点i的气源在t时段的产气量，QHi,t为节点i的气荷在t时 段的耗气量，QP2Gi,t为节点i的P2G设备在t时段的产气量，QINi,t为节点i的 管道进气量，QOUTi,t为节点i的管道出气量，Lij,t为节点i到j管道的气流量， Lp ij,t指管道ij的气流量的平均值，Cij,t是管道ij在t时段的管存量，lij为管道ij 长度，Kij、Sij分别为和管道长度等相关的固定参数，pi,t为节点i在t时段的气 压，Lijmin和Lijmax分别为管道ij的最小流量限值和最大流量限值，pimin和pimax分别为节点i的最小气压限值和最大气压限值，QYimin和QYimax分别为节点i 的气源产气量最小限值和最大限值。
可选地，所述构建直流潮流约束条件的具体公式为：
式中：fij,t为节点i和j间在t时段的传输容量；xij为节点i和j间的电抗； θi,t为节点i在t时段的相角值；
为传输线容量最大限值；θimax为节点相角 的最大限值；θref为平衡节点相角。
可选地，所述构建热网约束条件的具体公式为：
式中：Tsout为供水管网水流通过管道ij的温度，Trout为回水管网水流通过 管道ij的温度，Ts为供水管网水流进入管道ij的温度，Tr为回水管网水流进入 管道ij的温度，Ta为环境温度，U为传热系数，Lij为管道ij的长度，Cp为水 的比热容，Mij为通过管道ij的流量，MOUT,n为节点处第n条输出管道的水流 量，MIN,n1为节点处第n1条输入管道的水流量，TNODEOUT为节点处输出管道水 流量的温度，TNODEIN,n1为节点处第n1条输入管道水流量的温度，HRY为供热 机组的输出热功率，HFH为负荷热功率，MRY为通过供热机组的水流量，MFH为通过负荷的水流量，TS为通过供热机组的供水温度，TR为通过供热机组的 回水温度，TSF为通过热负荷的供水温度，TRF为通过热负荷的回水温度。
本发明还提供一种电-气-热综合能源系统优化调度系统，所述系统包括：
低碳经济调度模型构建模块，用于基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低 碳经济调度模型；
目标函数构建模块，用于基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优 化模型的目标函数；
约束条件构建模块，用于构建低碳优化模型的约束条件；
优化求解模块，用于对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数； 所述低碳优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、电转气设备出力、风 电机组出力。
可选地，基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函 数，具体公式为：
minF＝min(Ch+Cr+Fp-IP2G)
式中：F为系统运行总成本，Ch为燃煤机组成本，Cr为外购天然气成本， Fp为需要支付的碳交易费用，IP2G为电转气所获收益，ρgas为天然气价格，qg为天然气热值，QRZ为单位电能所能转化的热能，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤 机组i输出功率，ai、bi、ci均为燃煤机组成本系数，Pre,i,t为在t时段上网的燃 气轮机i输出的电功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热功率，ηrg为燃气 锅炉的效率，ηrq为燃气轮机的电效率，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总 数，nh为ρH2为氢气售卖价格，YH2为氢气产生量，YCH4为天然气产生量，nh为 燃煤机组的个数。
可选地，所述约束条件构建模块，具体包括：
第一约束条件构建单元，用于构建负荷平衡约束条件；
第二约束条件构建单元，用于构建P2G设备功率约束条件；
第三约束条件构建单元，用于构建风电机组约束条件；
第四约束条件构建单元，用于构建燃煤机组约束条件；
第五约束条件构建单元，用于构建燃气轮机约束条件；
第六约束条件构建单元，用于构建燃气锅炉约束条件；
第七约束条件构建单元，用于构建储气罐约束条件；
第八约束条件构建单元，用于构建直流潮流约束条件；
第九约束条件构建单元，用于构建天然气网约束条件；
第十约束条件构建单元，用于构建热网约束条件。
根据本发明提供的具体实施例，本发明公开了以下技术效果：
本发明公开一种电-气-热综合能源系统优化调度方法及系统，方法包括： 基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低碳经济调度模型；基于电-气-热低碳经 济调度模型构建低碳优化模型的目标函数和约束条件；对低碳优化模型进行求 解，获得低碳优化参数，以使根据低碳优化参数对综合能源系统进行低碳调度， 进而证明阶梯式碳交易机制对于低碳调度的合理性。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施 例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是 本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的 前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例电-气-热综合能源系统优化调度方法流程图；
图2为传统碳交易和阶梯式碳交易原理图；
图3为燃煤机组成本分析图；
图4为本发明实施例电-气-热综合能源系统结构示意图；
图5为本发明实施例碳交易影响分析图；
图6为本发明实施例模型的求解流程图；
图7为本发明实施例系统拓扑结构图；
图8为本发明实施例不考虑碳交易时各机组情况示意图；
图9为本发明实施例考虑传统碳交易时各机组情况示意图；
图10为本发明实施例考虑阶梯式碳交易时各机组情况示意图；
图11为本发明实施例三种场景下热负荷机组出力情况示意图；
图12为本发明实施例三种场景下各类机组出力情况示意图；
图13为本发明实施例碳交易价格对碳排量的影响示意图；
图14为本发明实施例碳交易价格对系统成本的影响示意图；
图15为本发明实施例传输线容量对碳排量影响示意图；
图16为本发明实施例传输线容量对系统成本的影响示意图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清 楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是 全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造 性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明的目的是提供一种电-气-热综合能源系统优化调度方法及系统，以 实现减少系统碳排量的目的。
为使本发明的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和 具体实施方式对本发明作进一步详细的说明。
如图1所示，本发明公开一种电-气-热综合能源系统优化调度方法，所述 方法包括：
步骤S1：基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低碳经济调度模型。
步骤S2：基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函 数。
步骤S3：构建低碳优化模型的约束条件。
步骤S4：对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数；所述低碳 优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、电转气设备出力、风电机组出 力。
下面对各个步骤进行详细论述：
1、碳交易机制的分析比较
碳交易实质上是通过建立合法的碳排放权，并允许通过市场对碳排放权进 行交易从而达成控制二氧化碳排放的交易机制。
1.1、碳交易配额
中国碳交易机制目前处于摸索阶段，对于不同电厂其无偿配额也不同，因 此计算燃煤机组的碳排量配额的具体公式为：
Di＝λhPGi；
式中：Di为第i个燃煤机组的碳排量配额，λh为燃煤机组的配额系数，PGi为第i个燃煤机组的输出功率。
燃气机组包括燃气轮机和燃气锅炉；对于燃气轮机供电量的碳排量配额可 以按供热量进行折算，即其供电量折算成热量和原本供热量相加得出总热量， 然后按总热量进行配额；对于燃气锅炉，仅按热量配额；因此计算燃气机组的 碳排放配额的具体公式为：
式中：Dj为第j个燃气机组的碳排放配额，λr为燃气机组的配额系数，PRj为第j个燃气机组的输出热量，PEj为第j个燃气机组的输出电量，β为电的折 算系数。
1.2、碳交易机制
碳交易机制在中国主要分为两种形式：一是传统碳交易；二是阶梯式碳交 易。
传统碳交易指在一定的调度周期内，当系统主体的二氧化碳碳排放量没有 超过排放配额，则可以获得交易额度，将该部分卖掉获得收益，反之，则需要 对超额的部分进行购买，可用下式表示：
式中：Fp为需要支付的碳交易费用，σ为单位碳排放权交易价格，Ec为系 统的实际碳排放量，nh为燃煤机组的个数，nr为燃气机组的个数。
阶梯式碳交易指将二氧化碳排放量分为多个区间，碳排量越多的区间，单 位碳排放权交易(碳交易)价格越高，系统所需的花费越多，碳交易成本如下 式所示：
式中：nh为燃煤机组的个数，nr为燃气机组的个数，Ec为系统的实际碳排 放量，Di为第i个燃气轮机的碳排放配额，Dj为第j个燃气轮机的碳排放配额， σ()为单位碳排放权交易价格，p为关于碳交易的碳排放区间，在本文中为 25t，δ是碳交易价格的增长幅度，本文中取25％。
设80MW常规燃煤机组碳排量在48.5t(50MW)处形成阶梯，则对于传 统碳交易和阶梯式碳交易的区别可以用下图2表示：
图2为常规燃煤机组在传统碳交易和阶梯式碳交易情况下其单位成本和 此时系统收益的关系，系统收益在本文指电转气所获收益。从图2可以看出， 传统碳交易和阶梯式碳交易的区别主要在于在50MW时存在单位成本(每一 单位电量所需综合成本)分段点。
当此时系统收益为210元/MWh时(收益1)，传统碳交易不存在分段点， 此燃煤机组输出功率只要大于44MW，就会尽量满发以获取最大利益，此时系 统对大于44MW的燃煤机组没有抑制能力。
阶梯式碳交易存在分段点，当燃煤机组功率在44-50MW时，系统收益大 于燃煤机组单位成本，若燃煤机组功率大于44MW，则其最多能多发到50MW， 使系统收益最优，此时系统可以使燃煤机组出力限制在50MW以内，抑制了 二氧化碳的排放。
当系统收益为214元/MWh时(收益2)，在满足基本负荷约束情况下，传 统碳交易燃煤机组输出功率只要大于30MW，系统对此燃煤机组就没有了抑制 能力，使碳排量增多。
在阶梯式碳交易中，系统收益大于燃煤机组单位成本存在两段，分别是输 出功率为30-50MW和70-80MW，当满足基本约束情况下，输出功率达到 70MW以上，系统对碳排量没有抑制，但当输出功率在30MW-50MW时，考 虑到机组爬坡约束，输出功率不会超过30-50MW到70MW以上的区间，使输 出功率限制在50MW以下，此时碳排量得到抑制。
如果单纯的将传统碳交易价格提高，对排碳量抑制能力提高，但系统总体 成本会大幅上涨。因此，在保证一定经济性条件下，阶梯式碳交易对系统碳排 量的抑制能力更强，有利于碳排量的减少。
上述原理分析针对单一燃煤机组情况，当全系统存在多种燃煤机组时，系 统分析情况如下所示：
碳交易成本公式可简化为下式
式中：PZ为燃煤机组总功率，PGi为第i个燃煤机组的输出功率，λi为机组 i的碳排放强度，λh为燃煤机组的配额系数，nh为燃煤机组的个数，p为关于 碳交易的碳排放区间，δ是碳交易价格的增长幅度。
上式对阶梯式碳交易公式前两个公式进行简化处理，当碳排量没超过第一 区间时，碳交易成本和燃煤机组的碳排放系数有关。
当碳排量超过第一区间时，碳交易成本除了和碳排放系数相关，更和碳排 放的增长区间、碳交易价格的增长幅度有关。从碳排放第二区间左式中可知， 对于不同的燃煤机组，碳排放少的机组在碳排放第二区间甚至可获收益(相对 于第一区间单位碳交易成本减少)，碳排放多的机组则会得到惩罚(相对于第一 区间单位碳交易成本提高)，低碳和高碳燃煤机组的成本差值进一步扩大，因 目标为成本最低，因此可压制碳排放，促进低碳燃煤机组的发展。而传统碳交 易仅通过碳排放系数进行碳惩罚(碳排放第一区间)，并不足以制约高碳机组。 如图3所示，此图中单位成本指单位电量的成本，如碳交易单位成本是平均电量下的碳交易成本，燃煤机组单位成本为平均电量下的燃煤机组燃料成本。
2、基于碳交易的电-气-热低碳经济调度模型。
步骤S1：基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低碳经济调度模型。
本发明借鉴文献《考虑制氢设备效率特性的煤风氢能源网调度优化策略》 中的全网集中调度思路，考虑大型能源转换装置从而建立的电-气-热低碳经济 调度模型。所述电-气-热低碳经济调度模型由燃煤机组、燃气轮机和风电机组 供电，由燃气轮机和燃气锅炉供热，将电能转化为氢气和天然气，由储气罐进 行天然气存储，总体模型构架如图4所示。
如图4所示，在该系统中为了应对风电的反调峰特性，设置电转气(P2G) 设施用以消纳弃风，将多余的风电转化为氢气和天然气。考虑到当前中国氢能 消费需求的上涨，2018年氢能消耗量超2000万吨，而天然气消耗量仅为2780 亿立方米，将电转气技术产生的一部分氢气售出，另一部分转化为天然气。由 于氢气的运输性差和易于就近消纳，本文将一成氢气用于售出，其余转换成天 然气供应燃气机组，若转换的天然气过多，则将多余部分进行出售。
当在综合能源系统中引入碳交易机制时，系统所受影响如下：
从图5可知，当在综合能源系统中引入碳交易机制，会对各机组产生单位 能量的成本造成影响。因国家鼓励燃气机组发展，燃气机组单位热量的碳排量 小于配额，因此，单位成本降低。而一般的燃煤机组会提升单位成本，高碳燃 煤电厂提升多，低碳提升少，故碳交易机制可引导低碳燃煤机组多发。
步骤S2：基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函 数，具体公式为：
minF＝min(Ch+Cr+Fp-IP2G)
式中：F为系统运行总成本，Ch为燃煤机组成本，Cr为外购天然气成本， Fp为需要支付的碳交易费用，IP2G为电转气所获收益，ρgas为天然气价格，qg为天然气热值，取36MJ/m3，QRZ为单位电能所能转化的热能，取3600 MJ/(MW·h)，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤机组i输出功率，ai、bi、ci均为燃煤 机组成本系数，Pre,i,t为在t时段上网的燃气轮机i输出的电功率，Prg,i,t为在t 时段燃气锅炉i输出的热功率，ηrg为燃气锅炉的效率，取0.8，ηrq为燃气轮机 的电效率，取0.35，同时其热效率也为0.35，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气 轮机总数，nrg+nrq＝nr，nh为ρH2为氢气售卖价格，YH2为氢气产生量，YCH4为天 然气产生量，nh为燃煤机组的个数。
本发明基于考虑阶梯式碳交易的电-气-热综合能源系统经济调度模型考虑 一天24h的经济调度问题，以碳交易成本、燃煤机组成本、外购天然气成本与 电转气所获得的收益之差最小，进而构建目标函数。
步骤S3：构建低碳优化模型的约束条件，具体包括：
步骤S31：构建负荷平衡约束条件；所述负荷平衡约束条件包括电负荷约 束条件和热负荷约束条件；构建负荷平衡约束条件的具体公式为：
式中：Pel,t为在t时段的电负荷，Pwe,t为在t时段可利用的风电功率，Pp2g,t为在t时段电转气设备消耗的功率，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤机组i输出功 率，Pre,i,t为在t时段上网的燃气轮机i输出的电功率，Prl,t为在t时段的热负荷， Prh,i,t为在t时段燃气轮机i输出的热功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热 功率，Ploss,t为在t时段的热网损耗，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总数， nh为燃煤机组的个数。
步骤S32：构建P2G设备功率约束条件，具体公式为：
0≤Pp2g,t≤Pp2gmax；
式中：Pp2g,t为P2G设备功率，Pp2gmax为P2G设备的额定功率。
步骤S33：构建风电机组约束条件；风电机组约束条件包括最大功率约束 条件和允许弃风约束条件；构建风电机组约束条件的具体公式为：
式中：Pw,t为风电预测功率，Pwe,t为风电实际能发功率，Pw,max为风电场额 定功率。
步骤S34：构建燃煤机组约束条件；所述燃煤机组约束条件包括额定功率 上下限约束条件和爬坡率约束条件；构建燃煤机组约束条件的具体公式为：
式中：Phimin为燃煤机组i最小出力值，Phimax为燃煤机组i最大出力值， PXimax为燃煤机组i最大下爬坡率，PSimax为燃煤机组最大上爬坡率，Phe,i,t为在 t时段燃气轮机i电出力值。
步骤S35：构建燃气轮机约束条件；所述燃气轮机约束条件包括出力上下 限约束条件、爬坡率约束条件和热电比约束条件；构建燃气轮机约束条件的具 体公式为：
式中：Pre,i,t为在t时段燃气轮机i电出力值，Prh,i,t为在t时段燃气轮机i 热出力值，Preimin为燃气轮机i最小出力值，Preimax为燃气轮机i最大出力值， PreiXmax为燃气轮机i最大下爬坡率，PreiSmax为燃气轮机i最大上爬坡率，α为燃 气轮机的热电比，本文取1。
步骤S36：构建燃气锅炉约束条件，所述燃气锅炉约束条件包括出力上下 限约束和爬坡率约束；构建燃气锅炉约束条件的具体公式为：
式中：Prgimin为燃气锅炉i最小出力值，Prgimax为燃气锅炉i最大出力值， PrgiXmax为燃气锅炉i最大下爬坡率，PrgiSmax为燃气锅炉i最大上爬坡率。
步骤S37：构建储气罐约束条件，所述储气罐约束包括储气容量上下限约 束条件、储气周期始末相等约束条件、充放气约束条件和储气平衡约束条件； 构建储气罐约束条件的具体公式为：
式中：ER,t为储气罐在t时刻的储气量，ERmax为储气罐容量上限，ER,1为 储气罐在周期内初始储气量，ER,24为储气罐在周期结束时储气量，EC,t为t时 刻的进气量，ED,t为t时刻的放气量，ECmax和EDmax分别为单位时间进气和放 气量上限，n为二进制变量，指进气和放气在单位时间内只能执行一项。
步骤S38：构建直流潮流约束条件；所述直流潮流约束条件包括传输线容 量约束条件和相角约束条件；构建直流潮流约束条件的具体公式为：
式中：fij,t为节点i和j间在t时段的传输容量；xij为节点i和j间的电抗； θi,t为节点i在t时段的相角值；
为传输线容量最大限值；θimax为节点相角 的最大限值；θref为平衡节点相角。
步骤S39：构建天然气网约束条件；所述天然气网约束条件包括天然气流 量平衡约束条件、气网管道约束条件、节点气压约束条件和气源约束条件；构 建天然气网约束条件的具体公式为：
式中：QYi,t为节点i的气源在t时段的产气量，QHi,t为节点i的气荷在t时 段的耗气量，QP2Gi,t为节点i的P2G设备在t时段的产气量，QINi,t为节点i的 管道进气量，QOUTi,t为节点i的管道出气量，Lij,t为节点i到j管道的气流量， Lp ij,t指管道ij的气流量的平均值，Cij,t是管道ij在t时段的管存量，lij为管道ij 长度，Kij、Sij分别为和管道长度等相关的固定参数，pi,t为节点i在t时段的气 压，Lijmin和Lijmax分别为管道ij的最小流量限值和最大流量限值，pimin和pimax分别为节点i的最小气压限值和最大气压限值，QYimin和QYimax分别为节点i 的气源产气量最小限值和最大限值。
考虑气网约束条件的非凸问题，采用连续锥算法进行求解。
步骤S310：构建热网约束条件；所述热网主要分为供水管网和回水管网， 约束条件包括温度约束条件、水流结合约束条件、热源热量约束条件和热荷热 量约束条件；构建热网约束条件的具体公式为：
式中：Tsout为供水管网水流通过管道ij的温度，Trout为回水管网水流通过 管道ij的温度，Ts为供水管网水流进入管道ij的温度，Tr为回水管网水流进入 管道ij的温度，Ta为环境温度，U为传热系数，Lij为管道ij的长度，Cp为水 的比热容，Mij为通过管道ij的流量，MOUT,n为节点处第n条输出管道的水流 量，MIN,n1为节点处第n1条输入管道的水流量，TNODEOUT为节点处输出管道水 流量的温度，TNODEIN,n1为节点处第n1条输入管道水流量的温度，HRY为供热 机组的输出热功率，HFH为负荷热功率，MRY为通过供热机组的水流量，MFH为通过负荷的水流量，TS为通过供热机组的供水温度，TR为通过供热机组的 回水温度，TSF为通过热负荷的供水温度，TRF为通过热负荷的回水温度。
考虑热网约束条件的非线性问题，采用质调节方法进行线性化求解。
步骤S4：对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数，以使根据 所述低碳优化参数对综合能源系统进行调度，进而证明阶梯式碳交易机制对于 低碳调度的合理性；所述低碳优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、 电转气设备出力、风电机组出力。图6中的流程图通过选取不同的碳交易机制， 在满足基本负荷和约束的情况下，根据不同时刻机组单位成本和电转气收益的 比较，确定此时刻机组变出力大小使综合经济最优。
本发明还公开一种电-气-热综合能源系统优化调度系统，所述系统包括：
低碳经济调度模型构建模块，用于基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低 碳经济调度模型。
目标函数构建模块，用于基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优 化模型的目标函数。
约束条件构建模块，用于构建低碳优化模型的约束条件。
优化求解模块，用于对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数； 所述低碳优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、电转气设备出力、风 电机组出力。
作为一种实施方式，本发明所述约束条件构建模块，具体包括：
第一约束条件构建单元，用于构建负荷平衡约束条件。
第二约束条件构建单元，用于构建P2G设备功率约束条件。
第三约束条件构建单元，用于构建风电机组约束条件。
第四约束条件构建单元，用于构建燃煤机组约束条件。
第五约束条件构建单元，用于构建燃气轮机约束条件。
第六约束条件构建单元，用于构建燃气锅炉约束条件。
第七约束条件构建单元，用于构建储气罐约束条件。
第八约束条件构建单元，用于构建直流潮流约束条件。
第九约束条件构建单元，用于构建天然气网约束条件。
第十约束条件构建单元，用于构建热网约束条件。
3、仿真实验分析
本文采用改进的IEEE-30节点电网、6节点热网、7节点气网进行算例分 析，电-气-热综合能源系统结构如图7所示：其中，G1、G3、G4、G5为常规 燃煤机组，其碳排量分别为0.98t/MWh、1.08/MWh、0.97tt/MWh、1.15t/MWh， 配额取0.7t/MWh，机组参数详见表1。G2为燃气轮机，其电功率出力上限为 80MW，出力下限为10MW。燃气锅炉的热功率出力上限为80MW，出力下限 为10MW。燃气机组成本和天然气的售价有关，本文取3元/m3。其碳排量取0.065t/GJ，配额为0.102t/GJ。碳交易价格定为100元/t。其中在11节点处，将 原燃煤机组替换为200MW风电机组和150MW电转气设备的组合；电制氢效 率设为0.7，氢制天然气效率设为0.85，综合电制气效率为0.6。氢气市场售价53元/kg，考虑其运输储存成本，厂端售价定位40元/kg。
表1燃煤机组参数表
本文通过CPLEX进行优化求解，系统以24小时为周期，以1小时为步 长进行仿真。
本文对不同碳交易机制下，同一种系统的情况进行分析，分为下列3种场 景。场景一：在阶梯式碳交易情况下，以不考虑碳交易成本，仅考虑运行成本 为目标函数的系统情况。场景二：考虑传统碳交易机制系统情况。场景三：考 虑阶梯式碳交易机制系统情况。
本文根据上述三种场景，得到系统运行情况如表2所示。
表2系统运行情况表
从表2中可知，场景三碳排量相对于场景一减少了1299.9t，即19.49％； 而场景二仅减少了251.2t，即3.77％；在综合运行成本方面，场景二相比于场 景一成本下降了26235元，即下降了1.37％，场景三虽然比场景二成本高了9986 元，但相比于场景一下降了16249元，即下降了0.85％。综合来看，场景三相 比于场景二综合运行成本虽高了0.52％，但碳排量减少了15.72％，证明了阶 梯式碳交易在低碳经济调度方面的有效性。
图8到图10是三种场景下电负荷机组出力图，可以看出：
在5时之前，3种场景下燃煤机组和电转气设备出力无差别，因为此时风 电较大、燃气轮机受以热定电影响出力较高，而负荷功率较低，燃煤机组在较 低出力下，单位成本低于电转气设备收益，可以使电转气维持额定出力。
从5时到8时，随燃气轮机出力下降、负荷功率的上升，燃煤机组功率在 场景一二开始升高，但在场景三却降低电转气的功率，因为考虑阶梯式碳交易 单位成本高于电转气收益，压制燃煤机组的上涨，使碳排量得到减小。
从8时到11时，负荷功率上升，燃气轮机出力下降，场景一二的燃煤机 组单位成本都低于电转气收益，因此电转气设备都维持额定出力。场景三考虑 到传输线容量使风电只有65MW可上网，因此燃煤机组需上涨补足负荷，此 时燃煤机组不会对电制气供电，相对于场景一和二碳排量得到减小。
从11时到19时的负荷高峰期，场景一燃煤机组皆为满足电制气需求而增 出力，受到整体线路传输容量的限制无法满发。场景二因考虑传统碳交易使燃 煤机组单位成本最高的一个机组不能对电转气设备供电。场景三受风电上网传 输线容量限制，只能上网65MW，其他负荷由燃煤机组补足，而电转气只用于 消纳多余风电，形成自适应的削峰填谷。
从19时到24时，随燃气轮机出力上涨、风电的回升，场景一二电转气设 备维持额定出力，燃煤机组随负荷下降而下降。场景三负荷下降但燃煤机组出 力基本不变，因为此时燃煤机组单位成本低于电转气收益，使电转气功率提高。
从图11可发现风电上网输线容量影响燃煤机组的出力，因此可以通过改 变传输线容量观察系统变化。
从图12可知，在一天的调度周期内，场景一燃煤机组输出电量最高而风 电上网电量最低，而场景三燃煤机组输出电量最低而风电上网电量最高，证明 阶梯式碳交易对于提高风电上网的有效性，有利于提高清洁机组的竞争力，减 少系统碳排放。
从图11和12可知碳交易对燃气轮机和燃气锅炉的出力无影响。一是因为 燃气锅炉效率高于燃气轮机，因此热负荷主要由燃气锅炉供给，燃气轮机补足， 致使以热定电的现象发生；二是由于碳交易价格不足，使燃气轮机变出力产生 的成本减少量不可能压制燃煤机组和燃气锅炉变化的成本增加量。
碳交易价格影响：
随着经济发展，未来为了阻止环境恶化，碳交易价格会发生改变。碳交易 价格的变化会对系统各机组出力产生影响，下图13为随着碳交易价格的变化， 系统成本和系统碳排量的变化曲线。
由图13可知，随着碳交易价格的提高，两种碳交易机制的碳排量都在下 降，而阶梯式碳交易的碳排量在传统碳交易之下。原因如下：
碳交易价格在400元/t以前主要是压制提供电转气的燃煤机组出力从而使 碳排量减少。在400元/t以后，系统通过提高燃气轮机出力对燃煤机组进行压 制，使碳排量得到降低。对于考虑传统碳交易，碳交易价格在550元/t以后才 能对燃气轮机产生影响，说明考虑阶梯式碳交易更有利于清洁机组的上网。
由图14可知，碳交易价格在400元/t后，考虑传统和阶梯式碳交易的系 统成本逐渐靠近。原因在于阶梯式碳交易改变燃气轮机出力压制燃煤机组出 力，使碳排量逐渐低于过量碳排量，使阶梯式碳交易成本逐渐接近一阶碳交易 成本，但因燃气轮机容量较燃煤机组容量小，其系统碳排量不可能小于总体配 额，因此随碳交易价格的提高，总成本一直处于上涨趋势。
风电上网传输线容量影响：
随着经济发展，电网朝着越来越便捷的方向发展，且在全网集中调度中为 了保证系统总体收益最高，传输线容量越大越好，本文分析风电上网的传输线 容量对系统碳排量和成本的影响，如图15所示：
由图15中可知，随着传输线容量的上涨，不考虑碳交易的系统碳排量上 升，考虑传统碳交易的系统碳排量略微下降，考虑阶梯式碳交易的系统碳排量 大幅下降，最终趋于平稳。原因在于不考虑碳交易的系统增大燃煤机组出力用 以电转气使系统运行成本降低，但会提高碳排量。考虑阶梯式碳交易的系统可 以通过提高传输线容量使更多的风电上网用以压制燃煤机组出力，使碳排量减 少。
由图16可知，随着传输线容量的上涨，三种场景下系统成本都处于下降 趋势，且传统碳交易和阶梯碳交易的系统成本差逐渐减少。原因是在阶梯式碳 交易的系统中，传输线容量的上升使风电上网更多，系统总成本减小。而在传 统碳交易的系统中，较小的传输线容量(40MW)已足够燃煤机组供应电转气 或风电供应负荷，因此，其系统成本在40MW后不会变化。
本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是 与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。
本文中应用了具体个例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施 例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的 一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变 之处。综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (10)
1.一种电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，所述方法包括：
步骤S1：基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低碳经济调度模型；
步骤S2：基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函数；
步骤S3：构建低碳优化模型的约束条件；
步骤S4：对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数；所述低碳优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、电转气设备出力、风电机组出力。
2.根据权利要求1所述的电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函数，具体公式为：
min F＝min(Ch+Cr+Fp-IP2G)
式中：F为系统运行总成本，Ch为燃煤机组成本，Cr为外购天然气成本，Fp为需要支付的碳交易费用，IP2G为电转气所获收益，ρgas为天然气价格，qg为天然气热值，QRZ为单位电能所能转化的热能，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤机组i输出功率，ai、bi、ci均为燃煤机组成本系数，Pre,i,t为在t时段上网的燃气轮机i输出的电功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热功率，ηrg为燃气锅炉的效率，ηrq为燃气轮机的电效率，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总数，nh为ρH2为氢气售卖价格，YH2为氢气产生量，YCH4为天然气产生量，nh为燃煤机组的个数。
3.根据权利要求1所述的电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，构建低碳优化模型的约束条件，具体包括：
步骤S31：构建负荷平衡约束条件；
步骤S32：构建P2G设备功率约束条件；
步骤S33：构建风电机组约束条件；
步骤S34：构建燃煤机组约束条件；
步骤S35：构建燃气轮机约束条件；
步骤S36：构建燃气锅炉约束条件；
步骤S37：构建储气罐约束条件；
步骤S38：构建直流潮流约束条件；
步骤S39：构建天然气网约束条件；
步骤S310：构建热网约束条件。
4.根据权利要求3所述的电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，所述构建负荷平衡约束条件的具体公式为：
式中：Pel,t为在t时段的电负荷，Pwe,t为在t时段可利用的风电功率，Pp2g,t为在t时段电转气设备消耗的功率，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤机组i输出功率，Pre,i,t为在t时段上网的燃气轮机i输出的电功率，Prl,t为在t时段的热负荷，Prh,i,t为在t时段燃气轮机i输出的热功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热功率，Ploss,t为在t时段的热网损耗，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总数，nh为燃煤机组的个数。
5.根据权利要求3所述的电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，所述构建天然气网约束条件的具体公式为：
式中：QYi,t为节点i的气源在t时段的产气量，QHi,t为节点i的气荷在t时段的耗气量，QP2Gi,t为节点i的P2G设备在t时段的产气量，QINi,t为节点i的管道进气量，QOUTi,t为节点i的管道出气量，Lij,t为节点i到j管道的气流量，Lp ij,t指管道ij的气流量的平均值，Cij,t是管道ij在t时段的管存量，lij为管道ij长度，Kij、Sij分别为和管道长度等相关的固定参数，pi,t为节点i在t时段的气压，Lijmin和Lijmax分别为管道ij的最小流量限值和最大流量限值，pimin和pimax分别为节点i的最小气压限值和最大气压限值，QYimin和QYimax分别为节点i的气源产气量最小限值和最大限值。
6.根据权利要求3所述的电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，所述构建直流潮流约束条件的具体公式为：
式中：fij,t为节点i和j间在t时段的传输容量；xij为节点i和j间的电抗；θi,t为节点i在t时段的相角值；fij max为传输线容量最大限值；θimax为节点相角的最大限值；θref为平衡节点相角。
7.根据权利要求3所述的电-气-热综合能源系统优化调度方法，其特征在于，所述构建热网约束条件的具体公式为：
式中：Tsout为供水管网水流通过管道ij的温度，Trout为回水管网水流通过管道ij的温度，Ts为供水管网水流进入管道ij的温度，Tr为回水管网水流进入管道ij的温度，Ta为环境温度，U为传热系数，Lij为管道ij的长度，Cp为水的比热容，Mij为通过管道ij的流量，MOUT,n为节点处第n条输出管道的水流量，MIN,n1为节点处第n1条输入管道的水流量，TNODEOUT为节点处输出管道水流量的温度，TNODEIN,n1为节点处第n1条输入管道水流量的温度，HRY为供热机组的输出热功率，HFH为负荷热功率，MRY为通过供热机组的水流量，MFH为通过负荷的水流量，TS为通过供热机组的供水温度，TR为通过供热机组的回水温度，TSF为通过热负荷的供水温度，TRF为通过热负荷的回水温度。
8.一种电-气-热综合能源系统优化调度系统，其特征在于，所述系统包括：
低碳经济调度模型构建模块，用于基于阶梯式碳交易机制构建电-气-热低碳经济调度模型；
目标函数构建模块，用于基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函数；
约束条件构建模块，用于构建低碳优化模型的约束条件；
优化求解模块，用于对所述低碳优化模型进行求解，获得低碳优化参数；所述低碳优化参数包括：燃煤机组出力、燃气机组出力、电转气设备出力、风电机组出力。
9.根据权利要求8所述的电-气-热综合能源系统优化调度系统，其特征在于，基于所述电-气-热低碳经济调度模型构建低碳优化模型的目标函数，具体公式为：
min F＝min(Ch+Cr+Fp-IP2G)
式中：F为系统运行总成本，Ch为燃煤机组成本，Cr为外购天然气成本，Fp为需要支付的碳交易费用，IP2G为电转气所获收益，ρgas为天然气价格，qg为天然气热值，QRZ为单位电能所能转化的热能，Phe,i,t为在t时段上网的燃煤机组i输出功率，ai、bi、ci均为燃煤机组成本系数，Pre,i,t为在t时段上网的燃气轮机i输出的电功率，Prg,i,t为在t时段燃气锅炉i输出的热功率，ηrg为燃气锅炉的效率，ηrq为燃气轮机的电效率，nrg为燃气锅炉总数，nrq为燃气轮机总数，nh为ρH2为氢气售卖价格，YH2为氢气产生量，YCH4为天然气产生量，nh为燃煤机组的个数。
10.根据权利要求8所述的电-气-热综合能源系统优化调度系统，其特征在于，所述约束条件构建模块，具体包括：
第一约束条件构建单元，用于构建负荷平衡约束条件；
第二约束条件构建单元，用于构建P2G设备功率约束条件；
第三约束条件构建单元，用于构建风电机组约束条件；
第四约束条件构建单元，用于构建燃煤机组约束条件；
第五约束条件构建单元，用于构建燃气轮机约束条件；
第六约束条件构建单元，用于构建燃气锅炉约束条件；
第七约束条件构建单元，用于构建储气罐约束条件；
第八约束条件构建单元，用于构建直流潮流约束条件；
第九约束条件构建单元，用于构建天然气网约束条件；
第十约束条件构建单元，用于构建热网约束条件。
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