CN115271171A - 一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种考虑碳‑绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，首先构建跨境综合能源系统CBIES，跨境综合能源系统CBIES包括燃气轮机、燃气锅炉、可再生能源机组、储能设备、电锅炉，其中可再生能源机组包括风力发电和光伏发电，储能设备包括蓄电池和蓄热槽；其次提出考虑热网、电网损耗的跨境综合能源系统模型，在充分考虑跨境能量流动与转化的基础上，引入跨境绿证、碳交易，建立考虑碳‑绿证联合交易的跨境综合能源系统协同优化模型；最后，通过所建立模型仿真求得协同运行优化结果。本发明提供的优化方法能够减少不同国家的综合能源系统运行成本，也提高了能源优化配置与可再生能源消纳量。
Description
技术领域
本发明公开了一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，属于电力工程研究区域，尤其涉及基于考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法。
背景技术
我国西南地区与东南亚国家边境地区人口密度高，贸易和能源需求增长迅速，跨境贸易、旅游、加工业、农业等方面合作发展迅速，未来发展潜力巨大。能源互联互通是中国对外合作的重要组成部分，跨境能源合作已成为助推经济快速发展的重要环节，对于实现能源合作利益和命运共同，保障各国能源安全起着至关重要的作用。然而，能源互联互通作为中外合作的重要组成部分，面临着法律、政策、金融层面的跨境市场交易风险、双边调度机制差异较大、信息交流有限等问题。不完善的制度建设和技术手段难以保障跨境综合能源系统安全稳定运行，此外，还可能降低跨境各方参与积极性，从而影响跨境资源的优化配置和整体福利的提升。
现有的能源跨境合作以单一能源形式为主，多为电力及天然气管线的点对点传输，建设周期长、通道利用率低，缺乏通道双向供给能力、新能源就地消纳能力及资源互补利用能力。
发明内容
本发明针对我国与周边邻国能源市场机制不同、多边协同调度难度大等问题，提出了一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，用于确定现有能源跨境协同运行和新能源规模化利用的最优化规模；
一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、构建跨境综合能源系统CBIES模型，所述跨境综合能源系统CBIES包括燃气轮机、燃气锅炉、可再生能源机组、储能设备和电锅炉，其中可再生能源机组包括风力发电和光伏发电，储能设备包括蓄电池和蓄热槽；
S2、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入跨境绿证交易模型和碳交易模型，建立考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型；
S3、根据步骤S2中建立的考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型，使用求解器求解得出优化结果。
S11、所述步骤S1中构建的跨境综合能源系统CBIES模型具体包括燃气轮机模型、燃气锅炉模型、可再生能源机组模型、储能设备模型和电锅炉模型，具体如下：
燃气轮机模型具体如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出热功率，LNG表示天然气的低位热值，
表示燃气轮机在t时刻的天然气消耗量，ηGT表示燃气轮机的发电效率，NGT表示余热回收系数；
燃气锅炉模型具体如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，LNG表示天然气的低位热值，
表示燃气锅炉在t时刻的天然气消耗量，ηGB表示燃气锅炉的发热效率；
可再生能源机组模型包括风力发电模型和光伏发电模型，具体如下：
风力发电模型：
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率，ρ为空气密度，A为风轮机叶片扫掠面积，v为风速，cwt为风能利用系数，是单位时间内风轮所吸收的风能与通过风轮旋转面的全部风能之比，λwt为叶尖速率比；
光伏发电模型：
Ts＝Ta+0.0138·(1+0.031Ta)·(1-0.042v)·G (6)
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，G为光照强度，Ts为光伏电池表面温度，Pstc、Gstc、Tstc分别为标准测试条件下的最大输出功率、光照强度和光伏电池表面温度，ε为光伏电池温度系数；Ta为环境温度；v为风速；
储能设备模型包括蓄电池模型和蓄热槽模型，具体如下：
蓄电池模型：
放电
充电
其中
为第i个国家综合能源系统t+1时刻蓄电池中存储的电量，Wt e,i为第 i个国家综合能源系统t时刻蓄电池中存储的电量，
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池放电功率和充电功率；
和
分别为蓄电池自身的放电效率和充电效率；
和
分别为蓄电池自身的放电损耗和充电损耗；
蓄热槽模型：
放热
充热
其中
为第i个国家综合能源系统t+1时刻蓄热槽中存储的热能，Wt h,i为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽中存储的热能，
和
分别为第i 个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率和充热功率；
和
分别为蓄热槽自身的放热效率和充热效率；
和
分别为蓄热槽自身的放热损耗和充热损耗；
电锅炉模型，具体如下：
其中，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率；
为第 i个国家综合能源系统t时刻电锅炉所需电功率，ηEB为电锅炉的转换效率。
S21、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入碳交易模型具体包括碳交易成本，具体如下：
其中
为跨境综合能源系统的碳交易成本，N为综合能源系统个数，
为第i个国家综合能源系统碳排放量，
为第i个国家综合能源系统碳初始配额，
为市场上的碳排放权价格；d为碳排放量区间长度；σ为各阶梯碳排放权价格增长幅度，每上升一个阶梯，碳排放权价格增长
时，碳交易成本为负值，此时表示出售碳排放权获得收益；
第i个国家综合能源系统碳排放量
计算如下：
其中
为跨境综合能源系统直接碳排放量，
为外购电力的碳排放量，
为外购热力的碳排放量；
跨境综合能源系统直接碳排放量
计算如下：
其中N为综合能源系统个数；T为小时数，取为24小时；
是第i个国家综合能源系统中燃气轮机t时刻输出的电功率，
是第i个国家综合能源系统中燃气锅炉t时刻输出的热功率；
和
分别为第i个国家综合能源系统中的燃气轮机发电效率和燃气锅炉发热效率；
外购电力的碳排放量
计算如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统外购电力消耗量，单位为万千瓦时；
为电网基准线排放因子，表示消耗单位电力的间接排放量，本文取值 0.8367，单位为吨CO2/千瓦时；
外购热力的碳排放量
计算如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统外购热力消耗量，单位为百万千焦；
为热网基准线排放因子，表示消耗单位热力的间接排放量，本文取0.096，单位为吨CO2/百万千焦；
第i个国家综合能源系统碳初始配额
计算如下：
其中
为第i个国家综合能源系统燃气机组t时刻供电量，单位为MWh， Pe,b为燃气机组的供电基准值，本文取值0.3791，单位为tCO2/MWh，γh为燃气机组供热量修正系数，燃气机组供热量修正系数为1；
为第i个国家综合能源系统燃气机组供热量，单位为GJ，Ph,b为燃气机组供热基准值，本文取值 0.0600，单位为tCO2/GJ；
S22、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入跨境绿证交易模型具体包括跨境绿证交易成本，具体如下：
其中
为第i个国家综合能源系统跨境绿证交易成本，N为综合能源系统个数，
为第i个国家综合能源系统可再生能源实际消纳量，
为第i个国家综合能源系统可再生能源配额量，
和
分别为购买和出售绿色证书的价格，λf为惩罚系数；
第i个国家综合能源系统可再生能源配额量计算如下：
其中
为第i个国家综合能源系统区域预测年消纳可再生能源量，
为第i个国家综合能源系统区域预测年接入可再生能源量，
为第i个国家综合能源系统区域预计全社会年用电量，N为综合能源系统个数；
S23、所述步骤S2中建立考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型，具体如下：
其中β为跨境绿证交易与碳交易权折算系数，αz为交易价格调整系数，由可再生能源类型及当地燃气价格确定；
为市场上的碳排放权价格，
为出售绿色证书的价格；
所述考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型包括系统运行总成本，具体如下：
其中Ci、
和
分别为第i个国家综合能源系统运行总成本、燃料成本、购能成本、售能收益、系统维护成本，各国综合能源系统间交互成本，碳交易成本和绿证交易成本，单位元；
第i个国家综合能源系统运行燃料成本：
其中cfuel为燃料费用，单位元，
表示燃气轮机在t时刻的天然气消耗量，
表示燃气锅炉在t时刻的天然气消耗量；
第i个国家综合能源系统运行购能成本：
其中
和
分别为各国综合能源系统t时刻向电网购电费用和购热费用，单位元；
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率和与热网交互的购热功率，；
第i个国家综合能源系统运行售能收益：
其中
和
分别为售电费用和售热费用，单位元；
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率和与热网交互的售热功率；
第i个国家综合能源系统运行系统维护成本：
其中cGT、cGB、cEB、cHS、cES、cPV、cWT分别为燃气轮机、燃气锅炉、电锅炉、蓄热槽、蓄电池、光伏、风机的单位功率维护成本，单位元，
为第i 个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率或充热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池充电功率或放电功率，
为第 i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，
为第i个国家综合能源系统t 时刻风电功率；
各国综合能源系统间交互成本：
其中
何
分别为综合能源系统间购电何购热费用，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率；
所述考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型的约束条件具体包括各国综合能源系统内部功率约束、各国综合能源系统与电网交互功率约束、各国综合能源系统与热网交互功率约束、各国综合能源系统间电网交互功率约束和各国综合能源系统间热网交互功率约束具体如下：
各国综合能源系统内部功率约束具体包括电功率平衡约束、热功率平衡约束、各国综合能源系统设备出力上下限约束、蓄电池功率约束和蓄热槽功率约束，具体如下：
电功率平衡约束：
其中，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉所需电功率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池充电功率、放电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率，
为第i个国家综合能源系统的电负荷；
热功率平衡约束：
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的购热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的售热功率,
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率、充热功率，
为第i个国家的热负荷；
各国综合能源系统设备出力上下限约束：
其中
为第i个国家综合能源系统中设备m的电功率，
为第i个国家综合能源系统中设备m的电功率上下限；
为设备m的电功率，
为第i个国家综合能源系统中设备m的热功率上下限；
蓄电池功率约束：
蓄热槽功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统蓄热槽容量，
为最大充热倍率，
为最大放热倍率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率、充热功率，
为第i个国家综合能源系统蓄热槽的最大、最小储热量；
各国综合能源系统与电、热网交互功率约束，具体如下：
各国综合能源系统与电网交互功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统与电网交互最大允许购电功率，
为第i个国家综合能源系统与电网交互最大允许售电功率，
为第i 个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率；
各国综合能源系统与热网交互功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统与热网交互最大允许购电功率，
为第i个国家综合能源系统与热网交互最大允许售电功率，
为第i 个国家综合能源系统t时刻与热网交互的购热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的售热功率；
各国综合能源系统间电、热网交互功率约束，具体如下：
各国综合能源系统间电网交互功率约束：
其中
为i、j两国综合能源系统间传输电功率最大值，
为i、j两国综合能源系统间传输热功率最大值，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率；
各国综合能源系统间热网交互功率约束：
其中
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗最大值，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗最大值，
为i、j 两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗；
所述求解器为CPLEX求解器或GUROBI求解器。
本发明一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，首先构建跨境综合能源系统CBIES，所述跨境综合能源系统CBIES包括燃气轮机、燃气锅炉、可再生能源机组、储能设备、电锅炉，其中可再生能源机组包括风力发电和光伏发电，储能设备包括蓄电池和蓄热槽；其次提出考虑热网、电网损耗的跨境综合能源系统模型，在充分考虑跨境能量流动与转化的基础上，引入跨境绿证、碳交易，建立考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同优化模型；最后，通过所建立模型仿真求得协同运行优化结果。本发明提供的优化方法能够减少不同国家的综合能源系统运行成本，也提高了能源优化配置与可再生能源消纳量。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施案例对本发明进行深入地详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施案例仅仅用以解释本发明，并不用于限定发明。
本发明提供的一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，包括如下步骤：
S1、构建跨境综合能源系统CBIES模型，所述跨境综合能源系统CBIES包括燃气轮机、燃气锅炉、可再生能源机组、储能设备和电锅炉，其中可再生能源机组包括风力发电和光伏发电，储能设备包括蓄电池和蓄热槽；
S2、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入跨境绿证交易模型和碳交易模型，建立考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型；
S3、根据步骤S2中建立的考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型，使用求解器求解得出优化结果。
S11、所述步骤S1中构建的跨境综合能源系统CBIES模型具体包括燃气轮机模型、燃气锅炉模型、可再生能源机组模型、储能设备模型和电锅炉模型，具体如下：
燃气轮机模型具体如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出热功率，LNG表示天然气的低位热值，
表示燃气轮机在t时刻的天然气消耗量，ηGT表示燃气轮机的发电效率，NGT表示余热回收系数；
燃气锅炉模型具体如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，LNG表示天然气的低位热值，
表示燃气锅炉在t时刻的天然气消耗量，ηGB表示燃气锅炉的发热效率；
可再生能源机组模型包括风力发电模型和光伏发电模型，具体如下：
风力发电模型：
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率，ρ为空气密度，A为风轮机叶片扫掠面积，v为风速，cwt为风能利用系数，是单位时间内风轮所吸收的风能与通过风轮旋转面的全部风能之比，λwt为叶尖速率比；
光伏发电模型：
Ts＝Ta+0.0138·(1+0.031Ta)·(1-0.042v)·G (47)
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，G为光照强度，Ts为光伏电池表面温度，Pstc、Gstc、Tstc分别为标准测试条件下的最大输出功率、光照强度和光伏电池表面温度，ε为光伏电池温度系数；Ta为环境温度；v为风速；
储能设备模型包括蓄电池模型和蓄热槽模型，具体如下：
蓄电池模型：
放电
充电
其中
为第i个国家综合能源系统t+1时刻蓄电池中存储的电量，
为第 i个国家综合能源系统t时刻蓄电池中存储的电量，
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池放电功率和充电功率；
和
分别为蓄电池自身的放电效率和充电效率；
和
分别为蓄电池自身的放电损耗和充电损耗；
蓄热槽模型：
放热
充热
其中
为第i个国家综合能源系统t+1时刻蓄热槽中存储的热能，Wt h,i为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽中存储的热能，
和
分别为第i 个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率和充热功率；
和
分别为蓄热槽自身的放热效率和充热效率；
和
分别为蓄热槽自身的放热损耗和充热损耗；
电锅炉模型，具体如下：
其中，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率；
为第 i个国家综合能源系统t时刻电锅炉所需电功率，ηEB为电锅炉的转换效率。
S21、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入碳交易模型具体包括碳交易成本，具体如下：
其中
为跨境综合能源系统的碳交易成本，N为综合能源系统个数，
为第i个国家综合能源系统碳排放量，
为第i个国家综合能源系统碳初始配额，
为市场上的碳排放权价格；d为碳排放量区间长度；σ为各阶梯碳排放权价格增长幅度，每上升一个阶梯，碳排放权价格增长
时，碳交易成本为负值，此时表示出售碳排放权获得收益；
第i个国家综合能源系统碳排放量
计算如下：
其中
为跨境综合能源系统直接碳排放量，
为外购电力的碳排放量，
为外购热力的碳排放量；
跨境综合能源系统直接碳排放量
计算如下：
其中N为综合能源系统个数；T为小时数，取为24小时；
是第i个国家综合能源系统中燃气轮机t时刻输出的电功率，
是第i个国家综合能源系统中燃气锅炉t时刻输出的热功率；
和
分别为第i个国家综合能源系统中的燃气轮机发电效率和燃气锅炉发热效率；
外购电力的碳排放量
计算如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统外购电力消耗量，单位为万千瓦时；
为电网基准线排放因子，表示消耗单位电力的间接排放量，本文取值 0.8367，单位为吨CO2/千瓦时；
外购热力的碳排放量
计算如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统外购热力消耗量，单位为百万千焦；
为热网基准线排放因子，表示消耗单位热力的间接排放量，本文取0.096，单位为吨CO2/百万千焦；
第i个国家综合能源系统碳初始配额
计算如下：
其中
为第i个国家综合能源系统燃气机组t时刻供电量，单位为MWh， Pe,b为燃气机组的供电基准值，本文取值0.3791，单位为tCO2/MWh，γh为燃气机组供热量修正系数，燃气机组供热量修正系数为1；
为第i个国家综合能源系统燃气机组供热量，单位为GJ，Ph,b为燃气机组供热基准值，本文取值 0.0600，单位为tCO2/GJ；
S22、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入跨境绿证交易模型具体包括跨境绿证交易成本，具体如下：
其中
为第i个国家综合能源系统跨境绿证交易成本，N为综合能源系统个数，
为第i个国家综合能源系统可再生能源实际消纳量，
为第i个国家综合能源系统可再生能源配额量，
和
分别为购买和出售绿色证书的价格，λf为惩罚系数；
第i个国家综合能源系统可再生能源配额量计算如下：
其中
为第i个国家综合能源系统区域预测年消纳可再生能源量，
为第i个国家综合能源系统区域预测年接入可再生能源量，
为第i个国家综合能源系统区域预计全社会年用电量，N为综合能源系统个数；
S23、所述步骤S2中建立考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型，具体如下：
其中β为跨境绿证交易与碳交易权折算系数，αz为交易价格调整系数，由可再生能源类型及当地燃气价格确定；
为市场上的碳排放权价格，
为出售绿色证书的价格；
所述考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型包括系统运行总成本，具体如下：
其中Ci、
和
分别为第i个国家综合能源系统运行总成本、燃料成本、购能成本、售能收益、系统维护成本，各国综合能源系统间交互成本，碳交易成本和绿证交易成本，单位元；
第i个国家综合能源系统运行燃料成本：
其中cfuel为燃料费用，单位元，
表示燃气轮机在t时刻的天然气消耗量，
表示燃气锅炉在t时刻的天然气消耗量；
第i个国家综合能源系统运行购能成本：
其中
和
分别为各国综合能源系统t时刻向电网购电费用和购热费用，单位元；
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率和与热网交互的购热功率，；
第i个国家综合能源系统运行售能收益：
其中
和
分别为售电费用和售热费用，单位元；
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率和与热网交互的售热功率；
第i个国家综合能源系统运行系统维护成本：
其中cGT、cGB、cEB、cHS、cES、cPV、cWT分别为燃气轮机、燃气锅炉、电锅炉、蓄热槽、蓄电池、光伏、风机的单位功率维护成本，单位元，
为第i 个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率或充热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池充电功率或放电功率，
为第 i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，
为第i个国家综合能源系统t 时刻风电功率；
各国综合能源系统间交互成本：
其中
何
分别为综合能源系统间购电何购热费用，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率；
所述考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型的约束条件具体包括各国综合能源系统内部功率约束、各国综合能源系统与电网交互功率约束、各国综合能源系统与热网交互功率约束、各国综合能源系统间电网交互功率约束和各国综合能源系统间热网交互功率约束具体如下：
各国综合能源系统内部功率约束具体包括电功率平衡约束、热功率平衡约束、各国综合能源系统设备出力上下限约束、蓄电池功率约束和蓄热槽功率约束，具体如下：
电功率平衡约束：
其中，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉所需电功率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池充电功率、放电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率，Li E为第i个国家综合能源系统的电负荷；
热功率平衡约束：
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的购热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的售热功率,
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率、充热功率，
为第i个国家的热负荷；
各国综合能源系统设备出力上下限约束：
其中
为第i个国家综合能源系统中设备m的电功率，
为第i个国家综合能源系统中设备m的电功率上下限；
为设备m的电功率，
为第i个国家综合能源系统中设备m的热功率上下限；
蓄电池功率约束：
蓄热槽功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统蓄热槽容量，
为最大充热倍率，
为最大放热倍率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率、充热功率，
为第i个国家综合能源系统蓄热槽的最大、最小储热量；
各国综合能源系统与电、热网交互功率约束，具体如下：
各国综合能源系统与电网交互功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统与电网交互最大允许购电功率，
为第i个国家综合能源系统与电网交互最大允许售电功率，
为第i 个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率；
各国综合能源系统与热网交互功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统与热网交互最大允许购电功率，
为第i个国家综合能源系统与热网交互最大允许售电功率，
为第i 个国家综合能源系统t时刻与热网交互的购热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的售热功率；
各国综合能源系统间电、热网交互功率约束，具体如下：
各国综合能源系统间电网交互功率约束：
其中
为i、j两国综合能源系统间传输电功率最大值，
为i、j两国综合能源系统间传输热功率最大值，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率；
各国综合能源系统间热网交互功率约束：
其中
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗最大值，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗最大值，
为i、j 两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗；
所述求解器为CPLEX求解器或GUROBI求解器。
实施例
跨境综合能源系统CBIES通过电网、供热管网进行跨境交互，并向各自国家综合能源系统的负荷供应电能、热能；跨境综合能源系统配备了微燃机、燃气锅炉、燃气轮机、电锅炉、储电、储热、光伏、风机和余热回收装置且不同国家分别设置参数，将构建好的模型在配备i7CPU和16GB RAM的计算机上进行模拟，仿真平台为Matlab2020b。
(1)跨境综合能源系统的参数和仿真设置
表1给出了仿真中使用的设备容量及参数，表2设置了跨境综合能源系统运行情景的六组案例，前三组案例不考虑能源系统跨境交互，后三组案例考虑能源系统跨境交互，再考虑是否引入碳、绿证交易来对比跨境综合能源系统规划结果差异。
表1设备容量及参数
表2跨境综合能源系统运行情景
case1、case2、case3三个国家综合能源系统独立运行，不通过电、热网在系统间传输能量；case4、case5、case6三个国家综合能源系统协同运行，通过电、热网在系统间传输能量，且当系统间传输能量时，购买能量的价格小于从电网购电的价格，两种方式都以三个综合能源系统总运行成本最小为目标函数。
(2)优化分析
六组案例的优化结果分别见表3和表4。
表3不考虑跨境交互时各能源系统运行成本
由表3可知，与Case1相比，考虑绿色证书交易的Case2，各国综合能源系统的运行成本分别降低了57680、50260、41660元；与Case2相比，考虑绿证及碳交易的Case3，各国综合能源系统的运行成本分别降低了46440、43970、43160 元。
表4考虑跨境交互时各能源系统运行成本
由表4可知，与Case4相比，考虑绿色证书交易的Case5，各国综合能源系统的运行成本分别降低了57640、49560、52890元；与Case5相比，考虑绿证及碳交易的Case6，各国综合能源系统的运行成本分别降低了43230、42360、45623 元。
从Case1、4，Case2、5，Case3、6的对比中看出，在考虑系统跨境交互以后，A国综合能源系统运行成本分别下降了50580、65830、66410元，B国综合能源系统运行成本分别下降了50540、66120、77640元，C国综合能源系统运行成本分别下降了47330、64510、80103元。
考虑碳交易与绿证对跨境对各国年运行成本及风光消纳量的影响，可以得到以下重要结论：
a)在跨境地区建立碳、绿证交易机制的跨境综合能源系统可有效降低系统运行成本，引导各能源系统降低自身碳排放，使得跨境综合能源系统为实现收益最大优先考虑消纳可再生能源；
b)考虑能源系统间的跨境交互可以调控国家间资源配置不平衡的问题，可有效减少电网购电量，提高使用天然气的比例与可再生能源消纳量，对于减少系统机组碳排放量具有重要意义，是实现跨境综合能源系统协同运行的重要方式。
综上所述，仿真结果验证了所提出的在跨境综合能源系统CBIES中进行考虑碳-绿证优化规划模型的有效性，结果表明，碳-绿证优化规划模型在跨境综合能源系统CBIES中的设置只带来了很少的投资成本，但给系统运行带来了可观的收益，因此，本发明提供的一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法具有潜在的工程应用价值。
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 (4)
1.一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，其特征在于，包括如下步骤：
S1、构建跨境综合能源系统CBIES模型，所述跨境综合能源系统CBIES包括燃气轮机、燃气锅炉、可再生能源机组、储能设备和电锅炉，其中可再生能源机组包括风力发电和光伏发电，储能设备包括蓄电池和蓄热槽；
S2、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入跨境绿证交易模型和碳交易模型，建立考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型；
S3、根据步骤S2中建立的考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型，使用求解器求解得出优化结果。
2.根据权利要求1所述的一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，其特征在于：
S11、所述步骤S1中构建的跨境综合能源系统CBIES模型具体包括燃气轮机模型、燃气锅炉模型、可再生能源机组模型、储能设备模型和电锅炉模型，具体如下：
燃气轮机模型具体如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出热功率，LNG表示天然气的低位热值，
表示燃气轮机在t时刻的天然气消耗量，ηGT表示燃气轮机的发电效率，NGT表示余热回收系数；
燃气锅炉模型具体如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，LNG表示天然气的低位热值，
表示燃气锅炉在t时刻的天然气消耗量，ηGB表示燃气锅炉的发热效率；
可再生能源机组模型包括风力发电模型和光伏发电模型，具体如下：
风力发电模型：
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率，ρ为空气密度，A为风轮机叶片扫掠面积，v为风速，cwt为风能利用系数，是单位时间内风轮所吸收的风能与通过风轮旋转面的全部风能之比，λwt为叶尖速率比；
光伏发电模型：
Ts＝Ta+0.0138·(1+0.031Ta)·(1-0.042v)·G (6)
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，G为光照强度，Ts为光伏电池表面温度，Pstc、Gstc、Tstc分别为标准测试条件下的最大输出功率、光照强度和光伏电池表面温度，ε为光伏电池温度系数；Ta为环境温度；v为风速；
储能设备模型包括蓄电池模型和蓄热槽模型，具体如下：
蓄电池模型：
放电
充电
其中
为第i个国家综合能源系统t+1时刻蓄电池中存储的电量，Wt e,i为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池中存储的电量，
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池放电功率和充电功率；
和
分别为蓄电池自身的放电效率和充电效率；
和
分别为蓄电池自身的放电损耗和充电损耗；
蓄热槽模型：
放热
充热
其中
为第i个国家综合能源系统t+1时刻蓄热槽中存储的热能，Wt h,i为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽中存储的热能，
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率和充热功率；
和
分别为蓄热槽自身的放热效率和充热效率；
和
分别为蓄热槽自身的放热损耗和充热损耗；
电锅炉模型，具体如下：
其中，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率；
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉所需电功率，ηEB为电锅炉的转换效率。
3.根据权利要求2所述的一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，其特征在于：
S21、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入碳交易模型具体包括碳交易成本，具体如下：
其中
为跨境综合能源系统的碳交易成本，N为综合能源系统个数，
为第i个国家综合能源系统碳排放量，
为第i个国家综合能源系统碳初始配额，
为市场上的碳排放权价格；d为碳排放量区间长度；σ为各阶梯碳排放权价格增长幅度，每上升一个阶梯，碳排放权价格增长
时，碳交易成本为负值，此时表示出售碳排放权获得收益；
第i个国家综合能源系统碳排放量
计算如下：
其中
为跨境综合能源系统直接碳排放量，
为外购电力的碳排放量，
为外购热力的碳排放量；
跨境综合能源系统直接碳排放量
计算如下：
其中N为综合能源系统个数；T为小时数，取为24小时；
是第i个国家综合能源系统中燃气轮机t时刻输出的电功率，
是第i个国家综合能源系统中燃气锅炉t时刻输出的热功率；
和
分别为第i个国家综合能源系统中的燃气轮机发电效率和燃气锅炉发热效率；
外购电力的碳排放量
计算如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统外购电力消耗量，单位为万千瓦时；
为电网基准线排放因子，表示消耗单位电力的间接排放量，本文取值0.8367，单位为吨CO2/千瓦时；
外购热力的碳排放量
计算如下：
其中
表示第i个国家综合能源系统外购热力消耗量，单位为百万千焦；
为热网基准线排放因子，表示消耗单位热力的间接排放量，本文取0.096，单位为吨CO2/百万千焦；
第i个国家综合能源系统碳初始配额
计算如下：
其中
为第i个国家综合能源系统燃气机组t时刻供电量，单位为MWh，Pe,b为燃气机组的供电基准值，本文取值0.3791，单位为tCO2/MWh，γh为燃气机组供热量修正系数，燃气机组供热量修正系数为1；
为第i个国家综合能源系统燃气机组供热量，单位为GJ，Ph,b为燃气机组供热基准值，本文取值0.0600，单位为tCO2/GJ；
S22、在步骤S1所述的跨境综合能源系统CBIES模型基础上引入跨境绿证交易模型具体包括跨境绿证交易成本，具体如下：
其中
为第i个国家综合能源系统跨境绿证交易成本，N为综合能源系统个数，
为第i个国家综合能源系统可再生能源实际消纳量，
为第i个国家综合能源系统可再生能源配额量，
和
分别为购买和出售绿色证书的价格，λf为惩罚系数；
第i个国家综合能源系统可再生能源配额量计算如下：
其中
为第i个国家综合能源系统区域预测年消纳可再生能源量，
为第i个国家综合能源系统区域预测年接入可再生能源量，
为第i个国家综合能源系统区域预计全社会年用电量，N为综合能源系统个数；
S23、所述步骤S2中建立考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型，具体如下：
其中β为跨境绿证交易与碳交易权折算系数，αz为交易价格调整系数，由可再生能源类型及当地燃气价格确定；
为市场上的碳排放权价格，
为出售绿色证书的价格；
所述考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型包括系统运行总成本，具体如下：
其中Ci、
和
分别为第i个国家综合能源系统运行总成本、燃料成本、购能成本、售能收益、系统维护成本，各国综合能源系统间交互成本，碳交易成本和绿证交易成本，单位元；
第i个国家综合能源系统运行燃料成本：
其中cfuel为燃料费用，单位元，
表示燃气轮机在t时刻的天然气消耗量，
表示燃气锅炉在t时刻的天然气消耗量；
第i个国家综合能源系统运行购能成本：
其中
和
分别为各国综合能源系统t时刻向电网购电费用和购热费用，单位元；
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率和与热网交互的购热功率，；
第i个国家综合能源系统运行售能收益：
其中
和
分别为售电费用和售热费用，单位元；
和
分别为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率和与热网交互的售热功率；
第i个国家综合能源系统运行系统维护成本：
其中cGT、cGB、cEB、cHS、cES、cPV、cWT分别为燃气轮机、燃气锅炉、电锅炉、蓄热槽、蓄电池、光伏、风机的单位功率维护成本，单位元，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率或充热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池充电功率或放电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率；
各国综合能源系统间交互成本：
其中
何
分别为综合能源系统间购电何购热费用，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率；
所述考虑碳交易和跨境绿证交易的跨境综合能源系统协同运行优化模型的约束条件具体包括各国综合能源系统内部功率约束、各国综合能源系统与电网交互功率约束、各国综合能源系统与热网交互功率约束、各国综合能源系统间电网交互功率约束和各国综合能源系统间热网交互功率约束具体如下：
各国综合能源系统内部功率约束具体包括电功率平衡约束、热功率平衡约束、各国综合能源系统设备出力上下限约束、蓄电池功率约束和蓄热槽功率约束，具体如下：
电功率平衡约束：
其中，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气轮机的输出电功率，
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉所需电功率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄电池充电功率、放电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻光伏发电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻风电功率，
为第i个国家综合能源系统的电负荷；
热功率平衡约束：
其中
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的购热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的售热功率,
为第i个国家综合能源系统t时刻燃气锅炉的输出热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻电锅炉的制热功率，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率、充热功率，
为第i个国家的热负荷；
各国综合能源系统设备出力上下限约束：
其中
为第i个国家综合能源系统中设备m的电功率，
为第i个国家综合能源系统中设备m的电功率上下限；
为设备m的电功率，
为第i个国家综合能源系统中设备m的热功率上下限；
蓄电池功率约束：
蓄热槽功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统蓄热槽容量，
为最大充热倍率，
为最大放热倍率，
分别为第i个国家综合能源系统t时刻蓄热槽放热功率、充热功率，
为第i个国家综合能源系统蓄热槽的最大、最小储热量；
各国综合能源系统与电、热网交互功率约束，具体如下：
各国综合能源系统与电网交互功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统与电网交互最大允许购电功率，
为第i个国家综合能源系统与电网交互最大允许售电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的购电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与电网交互的售电功率；
各国综合能源系统与热网交互功率约束：
其中
为第i个国家综合能源系统与热网交互最大允许购电功率，
为第i个国家综合能源系统与热网交互最大允许售电功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的购热功率，
为第i个国家综合能源系统t时刻与热网交互的售热功率；
各国综合能源系统间电、热网交互功率约束，具体如下：
各国综合能源系统间电网交互功率约束：
其中
为i、j两国综合能源系统间传输电功率最大值，
为i、j两国综合能源系统间传输热功率最大值，
为i、j两国综合能源系统间传输的电功率，
为i、j两国综合能源系统间传输的热功率；
各国综合能源系统间热网交互功率约束：
其中
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗最大值，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗最大值，
为i、j两国综合能源系统间电网传输的电功率损耗，
为i、j两国综合能源系统间热网传输的热功率损耗；
4.根据权利要求3所述一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法，其特征在于：所述求解器为CPLEX求解器或GUROBI求解器。
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|---|---|---|---|
| CN202210727434.6A CN115271171A (zh) | 2022-06-25 | 2022-06-25 | 一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法 |
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| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
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| CN202210727434.6A CN115271171A (zh) | 2022-06-25 | 2022-06-25 | 一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法 |
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| CN115271171A true CN115271171A (zh) | 2022-11-01 |
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| CN202210727434.6A Pending CN115271171A (zh) | 2022-06-25 | 2022-06-25 | 一种考虑碳-绿证联合交易的跨境综合能源系统协同运行优化方法 |
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Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116128553A (zh) * | 2023-04-19 | 2023-05-16 | 南京师范大学 | 基于绿证和碳交易交互的综合能源调度方法、系统 |
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2022
- 2022-06-25 CN CN202210727434.6A patent/CN115271171A/zh active Pending
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