CN113744079B - 一种综合能源系统的低碳优化运行方法 - Google Patents

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Abstract

本发明是一种综合能源系统的低碳优化运行方法，其特点是：包括构建综合能源系统、利用LCA的方法确定碳排放系数、运用LCA计算的碳排放系数与奖惩阶梯型碳交易机制结合，得出碳交易成本、综合性分析各项经济性参数，得出常规燃煤电厂和碳捕集电厂的供电成本，能够最大限度的提高可再生能源利用率与低碳减排水平，并使经济效益得到有效保障。利用改造高碳电厂与规划碳交易市场共同促进综合能源系统低碳化发展。其优化调度方法科学合理，适用性强，效果佳。

Description

一种综合能源系统的低碳优化运行方法
技术领域
本发明涉及能源系统技术领域，是一种综合能源系统的低碳优化运行方法。
背景技术
目前，全世界范围内的环境污染与气候变暖等问题使可持续发展面临着严重威胁，电力生产是温室气体排放的主要来源之一，电力行业面临着巨大的低碳减排压力，其中综合能源系统具有明显的低碳减排潜力，发展低碳综合能源系统已成为国际能源领域的研究热点。本领域技术人员展开研究大多立足于传统减排方式。诸如：提出了基于综合能源系统的低碳优化模型，对于能源使用量与碳减排量进行碳评价指标分析；提出了燃气轮机的经济调度模型，将碳排放量引入目标函数中，通过建立多目标函数，提高系统的经济性与低碳性；提出了多能源系统的低碳经济调度模型，采用提高二氧化碳处理成本，从而实现二氧化碳的减排；提出了碳交易机制引入能源系统模型中，协调综合能源系统低碳能源发电的经济性和低碳性。但现有技术中，尚未见采用碳捕集技术与综合能源系统配合运行，并基于生命周期评价(LCA)与奖惩阶梯碳交易机制，建立综合能源系统的低碳优化运行方法的文献报道和实际应用。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术的不足，提出一种综合能源系统的低碳优化运行方法，所述的方法基于LCA与奖惩阶梯碳交易机制，能够将考虑碳捕集技术的综合能源系统实现低碳性与经济性，有效缓解能源危机问题；碳捕集与封装技术削减碳排放强度，成为缓解气候变化的有效措施；电转气技术为可再生能源的接纳问题提供了新的解决途径；LCA可以更加准确的分析综合能源系统各个环节的碳排放量，有利于更好的制定低碳减排措施；奖惩阶梯型碳交易机制采用经济政策有效控制碳排放；电厂经济性评估全面分析电厂的供电成本，有利于电厂更合理的经济改造。该发明在提高可再生能源消纳的同时，兼具降低二氧化碳排放方面的效果。
实现本发明目的采用的技术方案是，一种综合能源系统的低碳优化运行方法，其特征是，它包括以下步骤：
1)构建综合能源系统
综合能源系统包括碳捕集电厂、燃气电厂、电转气设备、风电场；所述碳捕集电厂包括燃煤电厂、压缩纯化设备、碳捕集设备和碳排放装置；所述燃煤电厂与碳排放装置、压缩纯化设备、电负荷连接，压缩纯化设备与碳捕集设备连接；所述碳捕集设备直接将二氧化碳送入电转气装置；所述电转气装置将风电场供应的电能转化为天然气能，电转气与天然气源共同将天然气输送至燃气电厂；所述燃气电厂包括燃气轮机与燃气锅炉；所述燃气轮机分别与天然气源、热负荷、电负荷连接；所述燃气锅炉分别与天然气源与热负荷连接；
2)利用生命周期评价(LCA)的方法，对步骤1)综合能源系统不同能源链的温室气体排放进行全面分析，计算归一计量后，确定碳排放系数；
LCA电厂周期的温室气体排放来自电厂设备生产、机组运输、电厂建设、发电运行以及退役处理，所述电厂包括碳捕集电厂、燃气电厂和风电场，电厂周期的碳排放系数为：
式中：δc,i为电厂周期第i种发电方式所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；Ic,n,m为电厂周期第n种能源在电厂周期第m个环节中的能耗量，单位为 MW·h；Qc,i为电厂周期第i种发电方式的碳排放强度，单位为t/MW·h；为负荷因子，单位为％；Spg为发电规模，单位为MW；L为电厂运行寿命，单位为h；
LCA能源周期的温室气体排放主要来源于能源开采、能源运输、发电运行以及废气处理，能源包括煤炭、天然气和风能；
碳捕集电厂LCA能源周期的温室气体排放主要来自煤炭的开采和洗选、加工和运输、燃烧发电，碳捕集电厂能源周期的碳排放系数如下式所示：
δe＝δpe+δte+δue+δce
式中：δpe为能源周期煤炭生产环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h； Icp为能源周期煤炭生产环节的单位损耗量，单位为MW·h/t；ηc为燃煤的转化效率，单位为％；Qce为能源周期煤炭生产的碳排放强度，单位为t/MW·h；α为原煤自燃造成的单位电量损失率，单位为％；β为原煤洗选导致的单位电量损耗率，单位为％；δte为能源周期煤炭运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；An为煤炭运输方式包括铁路、公路和水路，Bm为燃料种类包括汽油、柴油和电力；Ia,b为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料的单位损耗量，单位为t/(t·km)；Qa,b,c为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料所产生第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/MW·h；ka,b为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料的运输路程占总路程的比，单位为％；Ma为能源周期使用第a种运输方式传送煤炭的总量，单位为t；Da为能源周期使用第a种运输方式传送煤炭的平均路程，单位为km；δue为能源周期煤炭发电环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Iue为能源周期发电环节的单位煤耗量，单位为t/MW·h；Que,c为能源周期燃煤发电单位标准煤当量的第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/tce；δce为电厂周期碳捕集电厂所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δe为煤炭产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
天然气LCA能源周期的温室气体排放主要来自天然气的开采、运输、使用，天然气能源周期的碳排放系数为：
δg＝δpg+δtg+δug+δcg
式中：δpg为能源周期天然气开采环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；ηghg,c为能源周期第c种温室气体与二氧化碳的折算系数，单位为％；Qghg,c为能源周期第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/MW·h；ηgas为能源周期天然气开采环节的自逸率，单位为％；Qpg为能源周期天然气的碳排放强度，单位为 t/MW·h；δtg为能源周期天然气运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；ηpt为能源周期管道运输量与总运输量之比，单位为％；Qpt为能源周期管道运输的碳排放强度，单位为t/MW·h；Qlt为能源周期液化运输的碳排放强度，单位为t/MW·h；δug为能源周期天然气运行环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Qchp为能源周期燃气轮机产生单位电能的碳排放强度，单位为 t/MW·h；ηhe为热能与电能之间的折算系数，单位为％；Qgb为能源周期燃气锅炉产生单位热能的碳排放强度，单位为t/MW·h；δcg为电厂周期燃气电厂所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δg为天然气产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
LCA风电场的温室气体排放来源于生产建设和能源运输；风电场运行环节的温室气体排放忽略不计，风电场能源周期的碳排放系数为：
δw＝δpw+δtw+δcw
式中：δpw为能源周期风电场生产环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；ηpe为能源周期单位标准电能与能量损耗的折算系数，单位为MJ/MW·h；为能源周期风电场使用第i种材料的损耗率，单位为％；Qc,i为能源周期建设环节所用的第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vc,i为能源周期建设环节所用的第i种材料的内能值，单位为GJ/t；Qpt,i为能源周期生产环节所用第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vpt,i为能源周期生产环节所用的第i种材料的运输损耗值，单位为GJ/t；Qc,i,j为能源周期使用第i种材料用于第j类建设环节的碳排放强度，单位为t/t；Vc,i,j为能源周期使用第i种材料用于第j类建设环节的材料损耗率，单位为GJ/t；δtw为能源周期风电场运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Qt,i为能源周期运输环节所用第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vt,i为能源周期运输环节所用的第i种材料的运输损耗值，单位为GJ/t；δcw为电厂周期风电场所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δw为风电场产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
3)将运用LCA计算的碳排放系数与奖惩阶梯型碳交易机制结合，得出碳交易成本；以燃煤为原料的碳捕集电厂、以天然气为原料的燃气轮机与燃气轮机都分配到无偿碳排放额度，无偿碳排放分配额度的计算式为：
Eq＝Eeq+Egq
式中：Eq为系统的无偿碳排放权分配额度，单位为t；Eeq为煤炭产生的碳排放权分配额度，单位为t；Egq为天然气产生的碳排放权分配额度，单位为t；T为一日24时段；λe单位供电功率的碳排放权分配额，取0.728t/MW·h；λg为单位供热功率的碳排放权分配额，取0.102t/MW·h；Pe-g,t为碳捕集电厂在第t时段的供电功率，单位为MW·h；Pgb,t为燃气锅炉在第t时段的供热功率，单位为MW·h； Pchp,t为燃气轮机在第t时段的输出功率；单位为MW·h，ηgb为燃气锅炉的能量转换系数；ηchp为燃气轮机的能量转换系数；
综合能源系统实际参与的碳排放源包括以燃煤为原料的碳捕集电厂、以天然气为原料的燃气轮机与燃气轮机、风电场和电转气设备；其中电转气设备在运行过程中可消纳部分二氧化碳，从而降低系统实际运行的碳排放量；系统实际运行碳排放量的计算式为：
Eall＝Ee+Eg+Ew-Ecpu
式中：Eall为系统的实际碳排放量，单位为t；Ee、Eg、Ew分别为煤炭产生、天然气产生、风电场的实际碳排放量，单位为t；Ep2g为电转气设备消纳的二氧化碳，单位为t；Ecpu为碳捕集设备封存的二氧化碳，单位为t；δe、δg、δw分别为煤炭、天然气与风电场产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；为风电备用容量；Pe-w,t为风电场在第t时段的供电功率，单位为MW·h；δp2g为电转气设备单位碳排放强度，单位为t/MW·h；Pp2g,t为电转气设备在第t时段的供电功率，单位为MW·h；δcpu为碳捕集设备捕获的单位碳排放系数，单位为t/MW·h；ηcpu为碳捕集率，单位为t/MW·h；奖惩阶梯碳交易成本计算模型为下式：
式中：fct为系统的奖惩阶梯碳交易成本，单位为￥；σ为碳交易市场中单位额度碳排放的交易价格，单位为￥/t；x为奖惩阶梯碳交易的惩罚因子；y为奖惩阶梯碳交易的补偿因子；d为碳排放量的区间长度；
4)综合性分析各项经济性参数，使评估结果具有合理性，全面的分析电厂经济效益，得出常规燃煤电厂和碳捕集电厂的供电成本为：
Ce＝(CI+COM+CCB)/PNY
Ce-CPU＝(CI-CPU+COM-CPU+CCB-CSC)/PN-CPUY
式中：Ce为常规燃煤电厂的供电成本系数，Ce-CPU为碳捕集电厂的供电成本系数，CI为常规燃煤电厂的基本建设成本，CI-CPU为碳捕集电厂的基本建设成本，COM为常规燃煤电厂的运行与维护成本，COM-CPU为碳捕集电厂的运行与维护成本，CCB为燃煤成本，CSC为出售碳产品的年收益，PN为常规燃煤电厂的净输出功率， PN-CPU为碳捕集电厂的净输出功率，Y为电厂的运行时间；
常规燃煤电厂的基建成本CI包括电厂基础成本CF、脱硫设备成本CES与脱硝设备成本CEN，碳捕集电厂的基建成本CI-CPU包括电厂基础成本、脱硫设备成本、锅炉改造成本CBR和二氧化碳捕集设备成本CCPU，计算式为：
CI＝CF+CES+CEN
CI-CPU＝CF+CES+CBR+CCPU
在经济性评估中，电厂运行与维护是必不可少的重要环节，常规燃煤电厂的运行与维护成本COM，根据常规燃煤电厂的运行与维护成本占其基建总投资的比例系数kOM来确定碳捕集电厂的运行与维护年成本COM-CPU，碳捕集电厂的运行与维护成本的计算式为：
COM＝kOMCI
COM-CPU＝kOMCI-CPU
在电厂运行过程中，煤碳作为原料燃烧驱动机组做功，燃煤成本CCB通过煤炭的购买价格CPC和燃煤使用量MUC来确定，计算式为：
CCB＝CPCMUCY
将碳捕集设备捕获的二氧化碳出售，获得额外的收益，使发电成本得到有效降低，出售碳产品的年收益CSC能够通过二氧化碳的市场价格与二氧化碳的出售量MSC得出，计算式为：
常规燃煤电厂的净输出功率PN为发电总量P减去厂用电量PC，由于碳捕集设备运行消耗能量PCPU，因此碳捕集电厂与常规燃煤电厂的净输出功率相比降低，碳捕集电厂的净输出功率PN-CPU，计算式为：
PN＝P-PC
PN-CPU＝P-PC-PCPU
以经济成本Fg,a,b最优为目标函数，其中包含第a个电厂的燃煤成本fcfg,a、天然气成本fgas、碳捕集电厂的CO2封存运输成本以及第b种方式的碳交易成本fct,b，碳交易成本的目标函数为：
fcfg,a＝Ce,aPe-g,t
fgas＝Cgas(Pchp,t+Pgb,t)/Hg
fCO2＝Cst(Ecpu-Ep2g)
式中：Ce,a表示第a类电厂所消耗能量的供电成本系数，Cgas表示天然气源的成本系数，Cst表示封存运输单位二氧化碳的成本系数，Pe-g,t表示燃煤电厂有效发出的电能，Pchp,t表示燃气轮机的输出功率，Pgb,t表示燃气锅炉的输出功率， Hg为高热值，通常取39MJ/m3。
本发明是一种综合能源系统的低碳优化运行方法；在综合能源系统中，考虑到电转气的能量来源与低碳排放等问题，建立包含碳捕集技术的综合能源系统，碳捕集压缩纯化装置可获得高纯度的二氧化碳，进一步压缩纯化后实现二氧化碳的捕获封存，并作为原料传输至电转气设备，充分发挥多能源系统互连的优势，避免了不必要的能量损失与额外投资；利用LCA方法，考虑生命周期全过程的温室气体排放情况，能够更加准确的分析综合能源系统能源链迁移过程中的碳排放量，综合考虑能源周期与电厂周期的碳排放量，有利于更好的制定低碳减排措施，使碳排放量得到有效控制；为有效降低二氧化碳的实际排放量，将碳交易机制划分为多个子区间，并引入补偿因子与惩罚因子，形成奖惩阶梯型碳交易机制，采用交易市场的方式控制碳排放；其方法碳排放少、投资成本低、能量损失小，同时能够最大限度的提高可再生能源利用率与碳利用水平，使经济效益得到有效保障；利用改造高碳电厂与规划碳交易市场共同促进综合能源系统低碳化发展，其优化调度方法科学合理，适用性强，效果佳。
附图说明
图1为本发明的一种综合能源系统的低碳优化运行方法能流框图；
图2为全生命周期评价框图；
图3为各时段电负荷、热负荷及风电场预测出力曲线示意图；
图4为场景1各机组供应电负荷出力图；
图5为场景2各机组供应电负荷出力图；
图6为场景3各机组供应电负荷出力图；
图7为场景4各机组供应电负荷出力图；
图8为场景1各机组供应热负荷出力图；
图9为场景2各机组供应热负荷出力图；
图10为场景3各机组供应热负荷出力图；
图11为场景4各机组供应热负荷出力图；
图12为燃煤机组出力对比图；
图13为风电场出力对比图；
图14为燃气轮机出力对比图。
具体实施方式
下面结合附图与具体实施方式对本发明作进一步的详细说明。
目前电力行业的碳排放主要来源于燃煤电厂，采用改造技术与交易市场共同控制碳排放。在综合能源系统中，考虑到电转气的能量来源与低碳排放等问题，建立包含碳捕集技术的综合能源系统，如图1所示，本发明的一种综合能源系统的低碳优化运行方法，它包括的步骤有：
1)构建综合能源系统
综合能源系统包括碳捕集电厂、燃气电厂、电转气设备、风电场；所述碳捕集电厂包括燃煤电厂、压缩纯化设备、碳捕集设备和碳排放装置；所述燃煤电厂与碳排放装置、压缩纯化设备、电负荷连接，压缩纯化设备与碳捕集设备连接；所述碳捕集设备直接将二氧化碳送入电转气装置；所述电转气装置将风电场供应的电能转化为天然气能，电转气与天然气源共同将天然气输送至燃气电厂；所述燃气电厂包括燃气轮机与燃气锅炉；所述燃气轮机分别与天然气源、热负荷、电负荷连接；所述燃气锅炉分别与天然气源与热负荷连接。碳捕集电厂的压缩纯化设备可获得高纯度的二氧化碳，进一步压缩纯化后实现二氧化碳的捕获封存，并作为原料传输至电转气设备。电转气利用电能水解产生氢气与氧气。氢气与二氧化碳反应生成甲烷，通过天然气管道输送至燃气轮机与燃气锅炉。碳捕集电厂和燃气轮机输出的电能为电力负荷供电，燃气轮机做功排出的高温烟气和燃气锅炉释放的热量可为热力负荷提供热能。由此可见，在含碳捕集技术的综合能源系统低碳模型中，既有效降低二氧化碳排放量，又减小系统的运行成本，实现低碳电力。
在综合能源系统中，所述碳捕集电厂是基于燃煤电厂进行的机组改造，应用于综合能源系统；再引入所述燃气电厂构成电-气-热综合能源系统；碳捕集压缩纯化设备的能量损耗由燃煤电厂提供。电转气的转换能耗由可再生能源提供，为弃风消纳提供有效途径。各机组间具体能量流动关系如图1所示。燃煤电厂在运行期间产生副产品二氧化碳，压缩纯化设备将其捕获供给电转气利用，当系统存在弃风时，电转气可以提高风电消纳能力，为可再生能源的利用提供新途径，将剩余风能转换为天然气，输送给燃气轮机与燃气锅炉用于电能或热能的生产。含碳捕集技术的综合能源系统既可以节约碳封装成本与电转气购买高纯度二氧化碳的原料成本，又能有效降低系统的碳排放量与不必要的能量损失，经济效益与低碳运行都得到改善，体现出多能源系统互连的优势。
为实现综合能源系统的低碳减排，需要在市场交易中考虑二氧化碳的排放因素。利用LCA方法，考虑生命周期全过程的温室气体排放情况，可以更加准确的分析综合能源系统能源链迁移过程中的碳排放量，综合考虑能源周期与电厂周期的碳排放量，如图2所示。LCA全面追踪每个环节的碳排放轨迹，有利于更好的制定低碳减排措施，使碳排放量得到有效控制。
为实现综合能源系统的低碳运行，将考虑碳排放因素的碳交易机制引入经济运行中。采用LCA能源链碳排放分析方法，既分析能源活动直接产生的影响，又评价能源活动间接相关的伴随效应。考虑不同发电方式评价框架的统一性与可比性条件，LCA边界从能源周期和电厂周期展开分析，按照机组设备所对应的能源种类进行能源链分类，在实际的电力市场生产运营背景下，对煤炭、天然气、风电能源链的碳排放进行综合分析与计量。
LCA电厂周期的温室气体排放主要来自电厂设备生产、机组运输、电厂建设、发电运行以及退役处理。考虑的电厂包括碳捕集电厂、燃气电厂和风电场，如式(1)所示，
式中：δc,i为电厂周期第i种发电方式所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；Ic,n,m为电厂周期第n种能源在电厂周期第m个环节中的能耗量，单位为 MW·h；Qc,i为电厂周期第i种发电方式的碳排放强度，单位为t/MW·h；为负荷因子，单位为％；Spg为发电规模，单位为MW；L为电厂运行寿命，单位为h；
LCA能源周期的温室气体排放主要来源于能源开采、能源运输、发电运行、以及废气处理。考虑的能源包括煤炭、天然气和风能。碳捕集电厂LCA能源周期的温室气体排放主要来自煤炭的开采和洗选、加工和运输、燃烧发电，如式 (2)-(3)所示，
δe＝δpe+δte+δue+δce (3)
式中：δpe为能源周期煤炭生产环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Icp为能源周期煤炭生产环节的单位损耗量，单位为MW·h/t；ηc为燃煤的转化效率，单位为％；Qce为能源周期煤炭生产的碳排放强度，单位为t/MW·h；α为原煤自燃造成的单位电量损失率，单位为％；β为原煤洗选导致的单位电量损耗率，单位为％；δte为能源周期煤炭运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；An为煤炭运输方式包括铁路、公路和水路，Bm为燃料种类包括汽油、柴油和电力；Ia,b为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料的单位损耗量，单位为t/(t·km)；Qa,b,c为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料所产生第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/MW·h；ka,b为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料的运输路程占总路程的比，单位为％；Ma为能源周期使用第a种运输方式传送煤炭的总量，单位为t；Da为能源周期使用第a种运输方式传送煤炭的平均路程，单位为km；δue为能源周期煤炭发电环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Iue为能源周期发电环节的单位煤耗量，单位为t/MW·h；Que,c为能源周期燃煤发电单位标准煤当量的第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/tce；δce为电厂周期碳捕集电厂所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δe为煤炭产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
天然气LCA能源周期的温室气体排放主要来自天然气的开采、运输、使用，天然气能源周期的碳排放系数如式(4)-(5)所示，
δg＝δpg+δtg+δug+δcg (5)
式中：δpg为能源周期天然气开采环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；ηghg,c为能源周期第c种温室气体与二氧化碳的折算系数，单位为％；Qghg,c为能源周期第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/MW·h；ηgas为能源周期天然气开采环节的自逸率，单位为％；Qpg为能源周期天然气的碳排放强度，单位为t/MW·h；δtg为能源周期天然气运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；ηpt为能源周期管道运输量与总运输量之比，单位为％；Qpt为能源周期管道运输的碳排放强度，单位为t/MW·h；Qlt为能源周期液化运输的碳排放强度，单位为t/MW·h；δug为能源周期天然气运行环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Qchp为能源周期燃气轮机产生单位电能的碳排放强度，单位为t/MW·h；ηhe为热能与电能之间的折算系数，单位为％；Qgb为能源周期燃气锅炉产生单位热能的碳排放强度，单位为t/MW·h；δcg为电厂周期燃气电厂所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δg为天然气产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
LCA风电场的温室气体排放主要来源于生产建设和能源运输，研究文献研究表明风电场运行环节的温室气体排放极少，可以忽略不计，如式(6)-(7)所示，
δw＝δpw+δtw (7)
式中：δpw为能源周期风电场生产环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为 t/MW·h；ηpe为能源周期单位标准电能与能量损耗的折算系数，单位为MJ/MW·h；为能源周期风电场使用第i种材料的损耗率，单位为％；Qc,i为能源周期建设环节所用的第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vc,i为能源周期建设环节所用的第i种材料的内能值，单位为GJ/t；Qpt,i为能源周期生产环节所用第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vpt,i为能源周期生产环节所用的第i种材料的运输损耗值，单位为GJ/t；Qc,i,j为能源周期使用第i种材料用于第j类建设环节的碳排放强度，单位为t/t；Vc,i,j为能源周期使用第i种材料用于第j类建设环节的材料损耗率，单位为GJ/t；δtw为能源周期风电场运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Qt,i为能源周期运输环节所用第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vt,i为能源周期运输环节所用的第i种材料的运输损耗值，单位为GJ/t；δcw为电厂周期风电场所产生单位电量的碳排放系数，单位为％；t/MW·h；δw为风电场产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h。
各个机组在开采、运输、使用过程中都会排放温室气体，增加空气中的污染物。碳交易机制的本质是将碳排放配额作为商品，进行自由交易的机制。以燃煤为原料的碳捕集电厂、以天然气为原料的燃气轮机与燃气锅炉都分配到无偿碳排放权额度。无偿碳排放权分配额度的计算方法，如式(8)-(9)所示，
Eq＝Eeq+Egq (9)
式中：Eq为系统的无偿碳排放权分配额度，单位为t；Eeq、Egq分别为煤炭产生与天然气产生的碳排放权分配额度，单位为t；T为一日24时段；λe单位供电功率的碳排放权分配额，取0.728t/MW·h；λg为单位供热功率的碳排放权分配额，取0.102t/MW·h；Pe,t为碳捕集电厂在第t时段的供电功率，单位为MW·h；Pgb,t为燃气锅炉在第t时段的供热功率，单位为MW·h；Pchp,t为燃气轮机在第t时段的输出功率；单位为MW·h，ηgb与ηchp分别为燃气锅炉与燃气轮机的能量转换系数。
综合能源系统的LCA能源链包含电厂周期和能源周期的生产环节、运输环节和使用环节，考虑各环节相应运行机组的碳排放。系统实际参与的碳排放源包括以燃煤为原料的碳捕集电厂、以天然气为原料的燃气轮机与燃气锅炉、风电场和电转气设备。其中电转气设备在运行过程中可消纳部分二氧化碳，从而降低系统实际运行的碳排放量。系统实际运行碳排放量的计算方法，如式(10)-(11)所示，
Eall＝Ee+Eg+Ew-Ecpu (11)
式中：Eall为系统的实际碳排放量，单位为t；Ee、Eg、Ew分别为煤炭产生、天然气产生、风电场的实际碳排放量，单位为t；Ep2g为电转气设备消纳的二氧化碳，单位为t；Ecpu为碳捕集设备封存的二氧化碳，单位为t；δe、δg、δw分别为煤炭、天然气与风电场产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；为风电备用容量；Pe-w,t为风电场在第t时段的供电功率，单位为MW·h；δp2g为电转气设备单位碳排放强度，单位为t/MW·h；Pp2g,t为电转气设备在第t时段的供电功率，单位为MW·h；δcpu为碳捕集设备捕获的单位碳排放系数，单位为t/MW·h；ηcpu为碳捕集率，单位为t/MW·h。
引入奖惩阶梯型碳交易机制，当生产企业的实际碳排放量低于无偿碳排放权额度时，企业通过售卖额度获得额外收益，充分发挥补偿因子的作用，可以增加企业对低碳减排的积极性；当生产企业的实际碳排放量高于无偿碳排放权额度时，企业需要额外购买额度，造成经济负担，发挥惩罚因子的作用，从而降低企业的碳排放强度。奖惩阶梯碳交易成本计算模型，如式(12)所示，
式中：fct为系统的奖惩阶梯碳交易成本，单位为￥；σ为碳交易市场中单位额度碳排放的交易价格，单位为￥/t；x为奖惩阶梯碳交易的惩罚因子；y为奖惩阶梯碳交易的补偿因子；d为碳排放量的区间长度。
综合性分析各项经济性参数，使评估结果具有合理性，全面的分析电厂经济效益，得出常规燃煤电厂和碳捕集电厂的供电成本，如式(13)-(14)所示：
Ce＝(CI+COM+CCB)/PNY (13)
Ce-CPU＝(CI-CPU+COM-CPU+CCB-CSC)/PN-CPUY (14)
式中：Ce和Ce-CPU为常规燃煤电厂和碳捕集电厂的供电成本系数；CI与 CI-CPU为常规燃煤电厂与碳捕集电厂基本建设成本；COM和COM-CPU为常规燃煤电厂与碳捕集电厂的运行与维护成本；CCB为燃煤成本；CSC为出售碳产品的年收益；PN和PN-CPU为常规燃煤电厂和碳捕集电厂的净输出功率；Y为电厂运行时间。
由于常规燃煤电厂与碳捕集电厂的机组构造不同，导致基建成本存在差异。常规燃煤电厂的基建成本CI包括电厂基础成本CF、脱硫设备成本CES与脱硝设备成本CEN，如式(15)所示；碳捕集电厂的基建成本CI-CPU包括电厂基础成本、脱硫设备成本、锅炉改造成本CBR和二氧化碳捕集设备成本CCPU，如式(16)所示：
CI＝CF+CES+CEN (15)
CI-CPU＝CF+CES+CBR+CCPU (16)
在经济性评估中，电厂运行与维护是必不可少的重要环节。常规燃煤电厂的运行与维护成本COM，如式(17)所示；可根据常规电厂的运行与维护成本占其基建总投资的比例系数kOM来确定碳捕集电厂的运行与维护年成本COM-CPU。碳捕集电厂的运行与维护成本，如式(18)所示：
COM＝kOMCI (17)
COM-CPU＝kOMCI-CPU (18)
在电厂运行过程中，煤碳作为原料燃烧驱动机组做功，燃煤年成本CCB可以通过煤炭的购买价格CPC和燃煤使用量MUC来确定，如式(19)所示：
CCB＝CPCMUCY (19)
在现代工业中二氧化碳起着重要作用，碳捕集设备捕获的二氧化碳纯度高、容量大，可以把二氧化碳出售，获得额外的收益，使发电成本得到有效降低。出售碳产品的年收益CSC可以通过二氧化碳的市场价格与二氧化碳的出售量 MSC得出，如式(20)所示：
常规燃煤电厂的净输出功率PN为发电总量P减去厂用电量PC，如式(21)所示；由于碳捕集与封装技术运行消耗能量PCPU，因此碳捕集电厂与常规燃煤电厂的净输出功率相比降低，碳捕集电厂的净输出功率PN-CPU，如式(22)所示：
PN＝P-PC (21)
PN-CPU＝P-PC-PCPU (22)
使综合能源系统中系统成本Fg,a,b达到最小化，其中含有第a个电厂的燃煤成本fcfg,a、天然气成本fgas、碳捕集电厂的二氧化碳封存运输成本以及第b 种方式的碳交易成本fct,b，如式(23)-(26)所示：
minFg,a,b＝fcfg,a+fgas+fCO2+fct,b (23)
fcfg,a＝Ce,aPe-g,t (24)
fCO2＝Cst(Ecpu-Ep2g) (26)
式中：Ce,a表示第a类电厂所消耗能量的供电成本系数，Cgas表示天然气源的成本系数，Cst表示封存运输单位二氧化碳的成本系数，Pe-g,t表示燃煤电厂有效发出的电能，表示天然气流。
通过热值可以将功率转化为天然气流量，如式(27)所示：
式中：Pchp,t表示燃气轮机的输出功率，Pgb,t表示燃气锅炉的输出功率量，Hg为高热值，通常取39MJ/m3。
燃煤电厂Pe-g,t、风电场Pe-w,t与燃气轮机Pchp,t的实际输出电功率必须满足系统电负荷Pe-load,t、电转气能耗Pe-p2g,t与碳捕集能耗Pe-cpu,t才能保证电力系统正常运行，如式(29)所示。其中碳捕集能耗可以分为基本能耗Pb-cpu与运行能耗Pr-cpu,t两部分，如式(30)所示。基本能耗与碳捕集与封装技术运行状态无关，可认为恒定不变；运行能耗主要是捕集压缩的过程中产生的能量损失，与碳捕集与封装技术的运行状态相关，如式(31)所示，式中表示捕获单位二氧化碳所消耗的电能。
Pe-g,t+Pe-w,t+ηe-chpPchp,t＝Pe-p2g,t+Pe-cpu,t+Pe-load,t (28)
Pe-cpu,t＝Pb-cpu+Pr-cpu,t (29)
燃气轮机Pchp,t与燃气锅炉Pgb,t的实际输出热功率必须满足系统热负荷Ph-load,t才能保证系统正常运行，对于热功率满足以下平衡条件：
ηh-chpPchp,t+ηh-gbPgb,t＝Ph-load,t (31)
燃煤电厂出力范围约束，如式(32)-(33)所示：
0≤Pe-g,t≤Pe-g-max (32)
式中：Pe-g-max为燃煤电厂有功出力的上限；ΔUe-g-max和ΔDe-g-min分别为燃煤电厂爬坡率的上、下限。
风电场出力范围约束，如式(34)所示：
0≤Pe-w,t≤Pe-w-max (34)
式中：Pe-w-max为风电场有功出力的上限。
燃气轮机出力范围约束，如式(35)-(36)所示：
燃气轮机主要满足其额定功率和爬坡率约束：
0≤Pchp,t≤Pchp-max (35)
式中：Pchp-max为燃气轮机有功出力的上限；ΔUchp-max和ΔDchp-min分别为燃气轮机爬坡率的上、下限。
燃气锅炉出力范围约束，如式(37)-(38)所示：
0≤Pgb,t≤Pgb-max (37)
式中：Pgb-max为燃气锅炉有功出力的上限；ΔUgb-max和ΔDgb-min分别为燃气锅炉爬坡率的上、下限。
电转气设备与碳捕集设备的出力约束，如式(39)-(40)所示：
0≤Pe-p2g,t≤Pe-p2g-max (39)
0≤Ep2g≤Ecpu (40)
式中：Pe-p2g-max为电转气设备有功出力的上限。在碳捕集与利用约束中，电转气设备利用的二氧化碳量全部来自碳捕集量。
为了验证所述低碳优化方法的可行性与有效性，通过优化软件GAMS中基于内点法的IPOPT求解器优化求解。根据系统运行条件与碳交易方式的不同，设定四个场景，再进行对比分析。以系统经济成本为最优目标，分析二氧化碳排放量对系统的影响。首先根据冬季典型日负荷，确定综合能源系统中设施的典型参数值，调度周期为24小时。
图3为电热负荷预测曲线和风电场预测出力曲线图。综合考虑电热负荷的需求、碳捕集技术的应用、LCA能源链的排放、奖惩阶梯碳交易的成本和电厂经济性评估等因素。根据LCA能源链的综合能源系统碳排放分析方法，在各个发电方式的计量范围内，对于各个环节中的碳排放系数进行归一化处理，为统一参数单位，将参数值进行标准换算，最后计算能源链总碳排放系数。各能源链的碳排放系数如表1所示。各机组运行典型参数如表2所示。典型的成本系数如表3所示。
表1不同能源链碳排放环节表
表2各机组运行典型参数表
表3典型的成本系数表
为分析综合能源系统的碳排放关系，以经济运行成本为目标函数。根据引入碳捕集技术与碳交易方式的不同，设定如下四种场景进行对比分析
场景1：不考虑碳捕集技术，采用传统碳交易成本的低碳经济调度模型。
场景2：不考虑碳捕集技术，采用奖惩阶梯碳交易成本的低碳经济调度模型。
场景3：考虑碳捕集技术，采用传统碳交易成本的低碳经济调度模型。
场景4：考虑碳捕集技术，采用奖惩阶梯碳交易成本的低碳经济调度模型。
考虑上述四种场景下系统的运行情况，分析综合能源系统低碳优化运行模型的优势，具体成本情况如表4所示：
表4系统运行情况表
场景2相对于场景1总成本节约70555.5$，即15.17％；碳排放量降低45.742t，即2.29％。场景4相对于场景3总成本节约63029.4$，即 11.61％；碳排放量降低20.407t，即3.60％。阶梯型碳交易机制相较于传统型碳交易机制总成本与碳排放得到有效改善。场景3相对于场景1总成本增加77907.3$，即16.75％；碳排放量降低1430.445t，即71.63％。场景4相对于场景2总成本增加85433.5$，即21.66％；碳排放量降低 1405.11t，即72.01％。由于碳捕集技术的额外投资，导致碳捕集电厂相较于燃煤电厂总成本增加，但是碳排放量大幅减少。场景4相对于场景 1总成本略微增加14877.94$，即3.2％；碳排放量大幅度降低1450.852t，即72.66％。证明了同时考虑阶梯碳交易机制和碳捕集电厂在低碳经济调度方面的有效性。
图4-7为四种场景下电负荷机组出力图，在场景1、2中燃煤机组、燃气轮机与风电场供应电负荷，其中燃煤机组提供主要的电能；场景3、 4中燃煤机组、燃气轮机与风电场发出电能，碳捕集与封装技术消耗部分电能，碳捕集与封装技术的损耗量由燃煤机组供应，其中燃煤机组为电负荷提供主要的电能。场景2与1相比、场景4与3相比考虑了阶梯碳交易机制，燃煤机组出力减小，碳捕集与封装技术与风电场出力增加，即高碳机组出力降低，低碳机组出力提高，对于低碳减排具有积极作用。
图8-11为四种场景下热负荷机组出力图，天然气燃料作用于燃气轮机和燃气锅炉，所产热能用于满足热负荷的需求，由于燃气锅炉效率高于燃气轮机，因此热负荷主要由燃气锅炉提供。并且燃气轮机与燃气锅炉都属于低碳生产机组，所以当考虑阶梯碳交易机制后，系统的出力变化情况较小。
图12为四种场景下燃煤机组出力对比图，场景2相较于场景1、场景4相较于场景3燃煤机组出力量减少，阶梯碳交易机制可以有效缓解燃煤机组供电压力，降低机组运行过程中产生的碳排放量。场景3、4 相比于场景1、2燃煤机组出力增加，因为碳捕集装置的能耗来自燃煤电厂，增发的燃煤机组出力供应碳捕集与封装技术用于捕集二氧化碳。
图13为四种场景下风电场出力对比图，场景2相较于场景1、场景 4相较于场景3风电场出力量增加，阶梯碳交易机制可以有效提高可再生能源的利用，减少高碳机组运行过程中产生的碳排放量。场景3、4 相比于场景1、2增加了碳捕集与封装技术，进一步提高风电场的出力，消纳可再生能源可以将碳捕集与封装技术捕集到的二氧化碳用于电转气，从而减少二氧化碳的排放量。
图14为四种场景下燃气轮机出力对比图，场景2相较于场景1与场景4相较于场景3考虑了阶梯碳交易机制，使燃气轮机出力增加。场景3、4相比于场景1、2考虑了碳捕集技术，使燃气轮机出力进一步增加。碳捕集电厂的阶梯碳交易模型使低碳机组出力增加，替代高碳机组的出力，从而达到低碳减排的目的。
基于考虑碳捕集技术的综合能源系统。采用LCA方法对能源周期和电厂周期全环节的碳排放进行研究。引入奖惩阶梯型碳交易机制，计算碳交易成本。采用经济学成本分析的方法，对碳捕集电厂进行经济性评估。将碳交易成本与电厂评估结果引入综合能源系统经济决策指标中。构建了综合能源系统的低碳经济运行模型。算例结果表明，碳捕集技术从二氧化碳源头有效改善环境污染问题，虽然碳捕集及封存设备的额外投资造成经济成本增加，但是二氧化碳排放得到显著降低。阶梯碳交易机制相较于传统碳交易机制，采用市场经济的方式约束碳排放量，使经济成本与碳排放量都得到有效改善。在综合能源系统的低碳经济运行模型中更倾向于风电场、燃气轮机和燃气锅炉这类低碳排放、运行成本较高的设备，使低碳机组出力增加，替代高碳机组的出力，使得碳排放量得到有效控制。证明计及生命周期碳排放与奖惩阶梯碳交易的综合能源系统低碳优化方法具有较好的低碳性与经济性。
尽管上面结合附图对本发明进行了描述，但是本发明并不局限于上述的具体实施方式，上述具体实施方式是示意性的，而非限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离发明宗旨的情况下，还能够做出其它形式，这些均属于本发明的保护之内。

Claims (1)

1.一种综合能源系统的低碳优化运行方法，其特征是，它包括以下步骤：
1)构建综合能源系统
综合能源系统包括碳捕集电厂、燃气电厂、电转气设备、风电场；所述碳捕集电厂包括燃煤电厂、压缩纯化设备、碳捕集设备和碳排放装置；所述燃煤电厂与碳排放装置、压缩纯化设备、电负荷连接，压缩纯化设备与碳捕集设备连接；所述碳捕集设备直接将二氧化碳送入电转气装置；所述电转气装置将风电场供应的电能转化为天然气能，电转气与天然气源共同将天然气输送至燃气电厂；所述燃气电厂包括燃气轮机与燃气锅炉；所述燃气轮机分别与天然气源、热负荷、电负荷连接；所述燃气锅炉分别与天然气源与热负荷连接；
2)利用生命周期评价LCA的方法，对步骤1)综合能源系统不同能源链的温室气体排放进行全面分析，计算归一计量后，确定碳排放系数；
LCA电厂周期的温室气体排放来自电厂设备生产、机组运输、电厂建设、发电运行以及退役处理，所述电厂包括碳捕集电厂、燃气电厂和风电场，电厂周期的碳排放系数为：
式中：δc,i为电厂周期第i种发电方式所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Ic,n,m为电厂周期第n种能源在电厂周期第m个环节中的能耗量，单位为MW·h；Qc,i为电厂周期第i种发电方式的碳排放强度，单位为t/MW·h；为负荷因子，单位为％；Spg为发电规模，单位为MW；L为电厂运行寿命，单位为h；
LCA能源周期的温室气体排放主要来源于能源开采、能源运输、发电运行以及废气处理，能源包括煤炭、天然气和风能；
碳捕集电厂LCA能源周期的温室气体排放主要来自煤炭的开采和洗选、加工和运输、燃烧发电，碳捕集电厂能源周期的碳排放系数如下式所示：
δe＝δpe+δte+δue+δce
式中：δpe为能源周期煤炭生产环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Icp为能源周期煤炭生产环节的单位损耗量，单位为MW·h/t；ηc为燃煤的转化效率，单位为％；Qce为能源周期煤炭生产的碳排放强度，单位为t/MW·h；α为原煤自燃造成的单位电量损失率，单位为％；β为原煤洗选导致的单位电量损耗率，单位为％；δte为能源周期煤炭运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；An为煤炭运输方式包括铁路、公路和水路，Bm为燃料种类包括汽油、柴油和电力；Ia,b为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料的单位损耗量，单位为t/(t·km)；Qa,b,c为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料所产生第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/MW·h；ka,b为能源周期第a种运输方式采用第b种燃料的运输路程占总路程的比，单位为％；Ma为能源周期使用第a种运输方式传送煤炭的总量，单位为t；Da为能源周期使用第a种运输方式传送煤炭的平均路程，单位为km；δue为能源周期煤炭发电环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Iue为能源周期发电环节的单位煤耗量，单位为t/MW·h；Que,c为能源周期燃煤发电单位标准煤当量的第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/tce；δce为电厂周期碳捕集电厂所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δe为煤炭产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
天然气LCA能源周期的温室气体排放主要来自天然气的开采、运输、使用，天然气能源周期的碳排放系数为：
δg＝δpg+δtg+δug+δcg
式中：δpg为能源周期天然气开采环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；ηghg,c为能源周期第c种温室气体与二氧化碳的折算系数，单位为％；Qghg,c为能源周期第c种温室气体的碳排放强度，单位为t/MW·h；ηgas为能源周期天然气开采环节的自逸率，单位为％；Qpg为能源周期天然气的碳排放强度，单位为t/MW·h；δtg为能源周期天然气运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；ηpt为能源周期管道运输量与总运输量之比，单位为％；Qpt为能源周期管道运输的碳排放强度，单位为t/MW·h；Qlt为能源周期液化运输的碳排放强度，单位为t/MW·h；δug为能源周期天然气运行环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Qchp为能源周期燃气轮机产生单位电能的碳排放强度，单位为t/MW·h；ηhe为热能与电能之间的折算系数，单位为％；Qgb为能源周期燃气锅炉产生单位热能的碳排放强度，单位为t/MW·h；δcg为电厂周期燃气电厂所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δg为天然气产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
LCA风电场的温室气体排放来源于生产建设和能源运输；风电场运行环节的温室气体排放忽略不计，风电场能源周期的碳排放系数为：
δw＝δpw+δtw+δcw
式中：δpw为能源周期风电场生产环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；ηpe为能源周期单位标准电能与能量损耗的折算系数，单位为MJ/MW·h；为能源周期风电场使用第i种材料的损耗率，单位为％；Qc,i为能源周期建设环节所用的第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vc,i为能源周期建设环节所用的第i种材料的内能值，单位为GJ/t；Qpt,i为能源周期生产环节所用第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vpt,i为能源周期生产环节所用的第i种材料的运输损耗值，单位为GJ/t；Qc,i,j为能源周期使用第i种材料用于第j类建设环节的碳排放强度，单位为t/t；Vc,i,j为能源周期使用第i种材料用于第j类建设环节的材料损耗率，单位为GJ/t；δtw为能源周期风电场运输环节所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；Qt,i为能源周期运输环节所用第i种材料的碳排放强度，单位为t/t；Vt,i为能源周期运输环节所用的第i种材料的运输损耗值，单位为GJ/t；δcw为电厂周期风电场所产生单位电量的碳排放系数，单位为t/MW·h；δw为风电场产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；
3)将运用LCA计算的碳排放系数与奖惩阶梯型碳交易机制结合，得出碳交易成本；以燃煤为原料的碳捕集电厂、以天然气为原料的燃气轮机与燃气轮机都分配到无偿碳排放额度，无偿碳排放分配额度的计算式为：
Eq＝Eeq+Egq
式中：Eq为系统的无偿碳排放权分配额度，单位为t；Eeq为煤炭产生的碳排放权分配额度，单位为t；Egq为天然气产生的碳排放权分配额度，单位为t；T为一日24时段；λe单位供电功率的碳排放权分配额，取0.728t/MW·h；λg为单位供热功率的碳排放权分配额，取0.102t/MW·h；Pe-g,t为碳捕集电厂在第t时段的供电功率，单位为MW·h；Pgb,t为燃气锅炉在第t时段的供热功率，单位为MW·h；Pchp,t为燃气轮机在第t时段的输出功率；单位为MW·h，ηgb为燃气锅炉的能量转换系数；ηchp为燃气轮机的能量转换系数；
综合能源系统实际参与的碳排放源包括以燃煤为原料的碳捕集电厂、以天然气为原料的燃气轮机与燃气轮机、风电场和电转气设备；其中电转气设备在运行过程中可消纳部分二氧化碳，从而降低系统实际运行的碳排放量；系统实际运行碳排放量的计算式为：
Eall＝Ee+Eg+Ew-Ecpu
式中：Eall为系统的实际碳排放量，单位为t；Ee、Eg、Ew分别为煤炭产生、天然气产生、风电场的实际碳排放量，单位为t；Ep2g为电转气设备消纳的二氧化碳，单位为t；Ecpu为碳捕集设备封存的二氧化碳，单位为t；δe、δg、δw分别为煤炭、天然气与风电场产生单位电量的实际碳排放系数，单位为t/MW·h；为风电备用容量；Pe-w,t为风电场在第t时段的供电功率，单位为MW·h；δp2g为电转气设备单位碳排放强度，单位为t/MW·h；Pp2g,t为电转气设备在第t时段的供电功率，单位为MW·h；δcpu为碳捕集设备捕获的单位碳排放系数，单位为t/MW·h；ηcpu为碳捕集率，单位为t/MW·h；奖惩阶梯碳交易成本计算模型为下式：
式中：fct为系统的奖惩阶梯碳交易成本，单位为￥；σ为碳交易市场中单位额度碳排放的交易价格，单位为￥/t；x为奖惩阶梯碳交易的惩罚因子；y为奖惩阶梯碳交易的补偿因子；d为碳排放量的区间长度；
4)综合性分析各项经济性参数，使评估结果具有合理性，全面的分析电厂经济效益，得出常规燃煤电厂和碳捕集电厂的供电成本为：
Ce＝(CI+COM+CCB)/PNY
Ce-CPU＝(CI-CPU+COM-CPU+CCB-CSC)/PN-CPUY
式中：Ce为常规燃煤电厂的供电成本系数，Ce-CPU为碳捕集电厂的供电成本系数，CI为常规燃煤电厂的基本建设成本，CI-CPU为碳捕集电厂的基本建设成本，COM为常规燃煤电厂的运行与维护成本，COM-CPU为碳捕集电厂的运行与维护成本，CCB为燃煤成本，CSC为出售碳产品的年收益，PN为常规燃煤电厂的净输出功率，PN-CPU为碳捕集电厂的净输出功率，Y为电厂的运行时间；
常规燃煤电厂的基建成本CI包括电厂基础成本CF、脱硫设备成本CES与脱硝设备成本CEN，碳捕集电厂的基建成本CI-CPU包括电厂基础成本、脱硫设备成本、锅炉改造成本CBR和二氧化碳捕集设备成本CCPU，计算式为：
CI＝CF+CES+CEN
CI-CPU＝CF+CES+CBR+CCPU
在经济性评估中，电厂运行与维护是必不可少的重要环节，常规燃煤电厂的运行与维护成本COM，根据常规燃煤电厂的运行与维护成本占其基建总投资的比例系数kOM来确定碳捕集电厂的运行与维护年成本COM-CPU，碳捕集电厂的运行与维护成本的计算式为：
COM＝kOMCI
COM-CPU＝kOMCI-CPU
在电厂运行过程中，煤碳作为原料燃烧驱动机组做功，燃煤成本CCB通过煤炭的购买价格CPC和燃煤使用量MUC来确定，计算式为：
CCB＝CPCMUCY
将碳捕集设备捕获的二氧化碳出售，获得额外的收益，使发电成本得到有效降低，出售碳产品的年收益CSC能够通过二氧化碳的市场价格与二氧化碳的出售量MSC得出，计算式为：
常规燃煤电厂的净输出功率PN为发电总量P减去厂用电量PC，由于碳捕集设备运行消耗能量PCPU，因此碳捕集电厂与常规燃煤电厂的净输出功率相比降低，碳捕集电厂的净输出功率PN-CPU，计算式为：
PN＝P-PC
PN-CPU＝P-PC-PCPU
以经济成本Fg,a,b最优为目标函数，其中包含第a个电厂的燃煤成本fcfg,a、天然气成本fgas、碳捕集电厂的CO2封存运输成本以及第b种方式的碳交易成本fct,b，碳交易成本的目标函数为：
fcfg,a＝Ce,aPe-g,t
fgas＝Cgas(Pchp,t+Pgb,t)/Hg
式中：Ce,a表示第a类电厂所消耗能量的供电成本系数，Cgas表示天然气源的成本系数，Cst表示封存运输单位二氧化碳的成本系数，Pe-g,t表示燃煤电厂有效发出的电能，Pchp,t表示燃气轮机的输出功率，Pgb,t表示燃气锅炉的输出功率，Hg为高热值，通常取39MJ/m3。
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