考慮光熱電站與風(fēng)電系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度研究

劉莎莎,張新燕,2*,張光昊,馬瑞真,施銳,廖世強(qiáng)

(1.新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院,烏魯木齊 830017;2.新疆大學(xué)可再生能源發(fā)電與并網(wǎng)技術(shù)教育部工程研究中心,烏魯木齊 830017)

全球日益嚴(yán)峻的環(huán)境問題及能源危機(jī),導(dǎo)致各國二氧化碳排放與能源消耗總量過多。為此中國提倡“碳達(dá)峰、碳中和”的目標(biāo),發(fā)展低碳經(jīng)濟(jì)的能源體系建設(shè)[1],而后提出在2030年碳排放下降60%～65%[2]。

目前碳交易機(jī)制是降低碳排放量、減少污染環(huán)境問題的有效措施之一。文獻(xiàn)[3]在規(guī)劃模型中引入含有獎(jiǎng)懲系數(shù)的碳交易機(jī)制,達(dá)到對(duì)碳排放量起到約束作用的效果。文獻(xiàn)[4]建立考慮碳交易成本的熱電聯(lián)合調(diào)度模型,實(shí)現(xiàn)提高風(fēng)電消納和減少碳排放量的雙重效果。文獻(xiàn)[5]將風(fēng)、光等可再生能源參與碳交易,能促使電廠減排效益增加,同時(shí)使可再生能源消納提升。上述文獻(xiàn)表明,碳交易機(jī)制能夠限制系統(tǒng)的碳排放量,但仍需從系統(tǒng)層面進(jìn)一步挖掘低碳潛力。

光熱電站(concentrating solar power,CSP)[6]具有高效靈活的可調(diào)度能力,與常規(guī)發(fā)電系統(tǒng)聯(lián)合發(fā)電能進(jìn)一步降低火電機(jī)組出力,從而減小系統(tǒng)碳排放量。含有儲(chǔ)熱系統(tǒng)的CSP電站,具有獨(dú)特的能量時(shí)移特性,能在用電高峰時(shí)發(fā)電,用電低谷時(shí)儲(chǔ)存[7]。文獻(xiàn)[8]采用風(fēng)電-光伏-光熱多種新能源聯(lián)合發(fā)電,來合理調(diào)度各種發(fā)電方式,確保電力系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行和經(jīng)濟(jì)效益。文獻(xiàn)[9]將風(fēng)電和光熱進(jìn)行互補(bǔ)發(fā)電,利用儲(chǔ)熱的可調(diào)度能力平抑風(fēng)電波動(dòng),減少負(fù)荷峰谷差,降低調(diào)峰成本和棄風(fēng)。文獻(xiàn)[10]利用調(diào)節(jié)能力良好的CSP電站和消納風(fēng)電的電加熱裝置(electric heater,EH),共同抑制風(fēng)電出力帶來的波動(dòng)性。但是上述文獻(xiàn)未考慮風(fēng)電、直接光照強(qiáng)度(direct normal irradiance,DNI)及負(fù)荷預(yù)測(cè)存在不確定性。

此外,挖掘低碳潛力提高系統(tǒng)消納能力,還能從負(fù)荷側(cè)進(jìn)行,需求響應(yīng)能通過電價(jià)激勵(lì)改變用戶的用電行為,促進(jìn)可再生能源消納[11]。文獻(xiàn)[12]建立采用分時(shí)電價(jià)的風(fēng)電-光熱系統(tǒng)模型,達(dá)到削峰填谷、平滑輸出功率、降低并網(wǎng)波動(dòng)性和提高經(jīng)濟(jì)性的效果,實(shí)現(xiàn)源荷互動(dòng)。文獻(xiàn)[13]建立價(jià)格型需求響應(yīng)(price-based demand response,PDR)和CSP電站與風(fēng)電優(yōu)化調(diào)度模型,體現(xiàn)出源荷協(xié)調(diào)調(diào)度能提高風(fēng)電消納。文獻(xiàn)[14]以分時(shí)電價(jià)為引導(dǎo),利用電-熱聯(lián)合系統(tǒng)特性,實(shí)現(xiàn)能量時(shí)空平移,進(jìn)而促使風(fēng)電消納。文獻(xiàn)[15]用PDR來引導(dǎo)用戶響應(yīng)可再生能源出力及電價(jià)的變化,并利用場(chǎng)景法構(gòu)建出力不確定性,從而優(yōu)化場(chǎng)景保證系統(tǒng)靈活性。

在上述研究基礎(chǔ)上,針對(duì)可再生能源系統(tǒng)消納不足和碳排放高的問題,提出了考慮階梯型碳交易機(jī)制和需求響應(yīng)的光熱電站聯(lián)合風(fēng)電系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)優(yōu)化調(diào)度模型。采用場(chǎng)景法對(duì)不確定性進(jìn)行處理,將價(jià)格型需求響應(yīng)引入階梯型碳交易成本的含風(fēng)電-光熱電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型中,以系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo),求出日前調(diào)度計(jì)劃,并設(shè)置不同工況驗(yàn)證所提模型在提高清潔能源消納、減小系統(tǒng)碳排放量方面的效果。

1 碳交易機(jī)制

碳交易機(jī)制把碳排放權(quán)作為商品在碳交易市場(chǎng)中進(jìn)行自由交易,碳交易機(jī)制的實(shí)施能達(dá)到降低碳排放量、提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的效果。

目前碳交易機(jī)制主要存在兩種形式:傳統(tǒng)型碳交易和階梯型碳交易。在調(diào)度周期內(nèi),如果系統(tǒng)產(chǎn)生的二氧化碳排放量沒有超過碳排放配額,則剩余的碳配額可在碳交易市場(chǎng)中進(jìn)行出售,從中獲益增加收入;如果產(chǎn)生的碳排放量超過碳配額時(shí),超出部分則需要從碳交易市場(chǎng)中進(jìn)行購買,此為傳統(tǒng)型碳交易。對(duì)于火電機(jī)組而言,碳配額跟出力有關(guān),則傳統(tǒng)型碳交易成本為

(1)

式(1)中:Cp為碳交易成本;π為碳價(jià);Ep為系統(tǒng)碳排放量;Eq為系統(tǒng)碳排放配額;λ為火電機(jī)組配額系數(shù);NG為火電機(jī)組數(shù)目;PGi為第i個(gè)火電機(jī)組調(diào)度出力。

傳統(tǒng)型碳交易是采取提高碳交易價(jià)格的方式降低碳排量,價(jià)格越高,碳排量越低,但系統(tǒng)總成本將大幅度增加。為了更好降低碳排放量的同時(shí)保證經(jīng)濟(jì)性,采用階梯型碳成本模型。階梯型碳交易是把二氧化碳排放量按照一定的區(qū)間進(jìn)行劃分,不同區(qū)間的碳排放權(quán)交易(碳交易)價(jià)格不同,即隨著碳排放量增加,碳價(jià)隨之增加。以上可對(duì)碳排放量起到約束作用,則階梯型碳交易成本為

(2)

式(2)中:h為碳排量區(qū)間長度;δ為碳交易價(jià)格增長幅度。

2 含風(fēng)電-光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)運(yùn)行機(jī)理分析

CSP電站主要由集熱系統(tǒng)、儲(chǔ)熱系統(tǒng)(thermal storage system,TSS)以及發(fā)電系統(tǒng)構(gòu)成,實(shí)現(xiàn)“光能-熱能-電能”的單向轉(zhuǎn)換。圖1為CSP電站內(nèi)部運(yùn)行結(jié)構(gòu)圖。

圖1 CSP電站內(nèi)部運(yùn)行結(jié)構(gòu)圖Fig.1 Internal operation structure diagram of CSP power station

CSP電站工作原理:先將太陽光輻射量通過鏡場(chǎng)轉(zhuǎn)化成熱能,聚集在集熱塔中后,加熱傳熱流體(heat-transfer fluid,HTF),HTF溫度升高后,將一部分熱能傳遞至發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行直接發(fā)電,另一部分熱能傳遞至TSS儲(chǔ)存起來,TSS中的熱能也能傳遞給HTF,說明在CSP電站中,HTF起到傳遞能量的作用。

為了避免產(chǎn)生大量棄風(fēng)現(xiàn)象,將電加熱裝置、CSP電站、風(fēng)電和火電進(jìn)行聯(lián)合調(diào)度,部分棄電可通過EH轉(zhuǎn)化成熱能儲(chǔ)存至CSP電站的儲(chǔ)熱系統(tǒng)中,實(shí)現(xiàn)“熱能-電能”之間的雙向轉(zhuǎn)換,并且提高系統(tǒng)靈活性。由此構(gòu)成風(fēng)電-光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng),從而達(dá)到“可再生能源消納可再生能源”的效果[16]。圖2為整個(gè)系統(tǒng)運(yùn)行過程中的能量流動(dòng)圖。

圖2 系統(tǒng)能量流動(dòng)圖Fig.2 System energy flow diagram

根據(jù)圖2所示的能量流動(dòng)過程,可得

(3)

3 風(fēng)電-光熱電力系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

建立風(fēng)電-光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的日前調(diào)度模型,在電源側(cè)采取階梯型碳交易對(duì)火電的碳排放起到抑制作用,并將EH和CSP電站聯(lián)合運(yùn)行,使風(fēng)電消納加以提高,將系統(tǒng)整體運(yùn)行靈活性增強(qiáng),在負(fù)荷側(cè)采用PDR改變用電方式,另外對(duì)源荷雙側(cè)進(jìn)行不確定性處理,以系統(tǒng)總成本最低為目標(biāo),優(yōu)化求解日前調(diào)度計(jì)劃。

3.1 價(jià)格型需求響應(yīng)

價(jià)格型需求響應(yīng)采用彈性系數(shù)矩陣E來表示電價(jià)變化率與負(fù)荷變化率之間的關(guān)系,其彈性系數(shù)ε為

(4)

式(4)中:ΔPL,t為需求響應(yīng)后t時(shí)刻的負(fù)荷變化量;PL,t為原始負(fù)荷;Δqt為需求響應(yīng)后t時(shí)刻的電價(jià)變化量;qt為初始電價(jià)。則彈性矩陣E為

(5)

式(5)中:主對(duì)角元素為自彈性系數(shù);其他為互彈性系數(shù)。

經(jīng)需求響應(yīng)后的負(fù)荷量為

PPDR,t=PL,t+ΔPL,t

(6)

式(4)中:PPDR,t為PDR后t時(shí)刻的負(fù)荷量。

3.2 不確定性處理

在處理不確定性問題上,采用場(chǎng)景法對(duì)不確定性因素進(jìn)行量化處理,建立風(fēng)、DNI和負(fù)荷數(shù)據(jù)的隨機(jī)性模型。風(fēng)電和CSP電站屬于不可控的波動(dòng)性電源,負(fù)荷同樣具有較強(qiáng)的波動(dòng)性與隨機(jī)性,因此風(fēng)電出力、DNI和負(fù)荷的預(yù)測(cè)值存在較大的誤差。建立風(fēng)電功率、DNI和負(fù)荷的隨機(jī)性模型,其表達(dá)式為

(7)

風(fēng)電的預(yù)測(cè)誤差服從Beat分布,而DNI和負(fù)荷的預(yù)測(cè)誤差服從正態(tài)分布,其概率密度函數(shù)為

(8)

(9)

式中:Nd為歸一化因子;α和β分別為Beat分布的形狀和尺度參數(shù);μ、σ分別為正態(tài)分布的期望和方差。

采用拉丁超立方抽樣進(jìn)行場(chǎng)景生成,能夠模擬風(fēng)電出力、DNI和負(fù)荷的不確定性。但大量的數(shù)據(jù)不利于模型的計(jì)算和求解,因此再采用同步回代法對(duì)生成的場(chǎng)景進(jìn)行縮減,保證削減后的風(fēng)、DNI、負(fù)荷的典型場(chǎng)景集維持原有的多樣性。

3.3 目標(biāo)函數(shù)

以系統(tǒng)總運(yùn)行成本最低為目標(biāo),構(gòu)建考慮階梯型碳交易成本的含風(fēng)電-光熱電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型,其目標(biāo)函數(shù)為

F=min(C1+C2+C3+C4+C5+Cp)

(10)

式(10)中:F為系統(tǒng)總運(yùn)行成本;C1為火電機(jī)組運(yùn)行成本;C2為風(fēng)電運(yùn)行成本;C3為棄風(fēng)懲罰成本;C4為CSP電站運(yùn)行成本;C5為電熱轉(zhuǎn)換成本;Cp為階梯型碳交易成本。

3.3.1 火電機(jī)組運(yùn)行成本

火電機(jī)組運(yùn)行成本包括煤耗成本和啟停成本,可表示為

Ci)Ui,t+(1-Ui,t-1)Ui,tCq]

(11)

式(11)中:Ns為場(chǎng)景數(shù)目;pt,s為不同場(chǎng)景的概率;Ai、Bi、Ci為第i個(gè)火電機(jī)組的發(fā)電煤耗成本系數(shù);PGi,t,s為火電機(jī)組在t時(shí)刻場(chǎng)景s下的調(diào)度出力;Ui,t為火電機(jī)組的狀態(tài)變量,取值為1時(shí)表示機(jī)組處于運(yùn)行狀態(tài),取值為0時(shí)表示機(jī)組處于停機(jī)狀態(tài);Cq為火電機(jī)組的啟停成本。

3.3.2 風(fēng)電運(yùn)行成本

(12)

式(12)中:KW為風(fēng)電的運(yùn)維成本系數(shù);PW,t,s為風(fēng)電在t時(shí)刻場(chǎng)景s下的出力。

3.3.3 棄風(fēng)懲罰成本

為避免出現(xiàn)大量棄風(fēng)現(xiàn)象考慮棄風(fēng)懲罰成本,則有

(13)

3.3.4 CSP電站運(yùn)行成本

(1-Ue,t-1)Ue,tCe]

(14)

式(14)中:KC為CSP電站的運(yùn)維成本系數(shù);PCSP,t,s為CSP電站在t時(shí)刻場(chǎng)景s下的出力;Ue,t為t時(shí)刻CSP電站的狀態(tài)變量,取值為1表示運(yùn)行,取值為0表示停機(jī);Ce為CSP電站的啟停成本。

3.3.5 電熱轉(zhuǎn)換成本

使用EH將電能轉(zhuǎn)化成熱能的過程中會(huì)產(chǎn)生一定的運(yùn)行成本,可表示為

(15)

式(15)中:KEH為電轉(zhuǎn)熱成本系數(shù);PEH,t,s為t時(shí)刻場(chǎng)景s下的購電功率。

3.4 約束條件

3.4.1 功率平衡約束

在不考慮損耗的情況下,火電機(jī)組出力、CSP電站出力、風(fēng)電的上網(wǎng)功率之和等于需求響應(yīng)后的負(fù)荷量與EH輸出功率之差,可表示為

(16)

3.4.2 火電機(jī)組約束

(1)火電機(jī)組出力約束為

Ui,tPGi,min≤PGi,t,s≤Ui,tPGi,max

(17)

式(17)中:PGi,max、PGi,min為火電機(jī)組最大、最小出力。

(2)火電機(jī)組爬坡約束為

-Ri,d≤PGi,t,s-PGi,t-1,s≤Ri,u

(18)

式(18)中:Ri,d、Ri,u分別為火電機(jī)組最大向下、向上爬坡率。

(3)火電機(jī)組最小運(yùn)行和啟停時(shí)間約束為

(19)

3.4.3 風(fēng)電并網(wǎng)運(yùn)行約束

風(fēng)電上網(wǎng)功率不能超過其對(duì)應(yīng)場(chǎng)景的最大出力值,即

(20)

3.4.4 CSP電站運(yùn)行約束

光熱電站發(fā)電原理與火電機(jī)組類似,其發(fā)電約束可參考式(17)～式(19)。CSP電站其他約束如下。

(1)儲(chǔ)熱容量約束為

Qmin≤Qt≤ξPCSP,max

(21)

式(21)中:Qmin為最小儲(chǔ)熱量;ξ為以滿負(fù)荷小時(shí)數(shù)為單位表示的最大儲(chǔ)熱量。

(2)儲(chǔ)熱和放熱功率約束為

(22)

3.4.5 EH運(yùn)行約束

0≤PEH,t,s≤PEH,max

(23)

式(23)中:PEH,max為EH的最大功率。

3.4.6 價(jià)格型需求響應(yīng)約束

價(jià)格型需求響應(yīng)前后負(fù)荷量不發(fā)生改變,所以在整個(gè)調(diào)度周期之差為零,即

(24)

4 算例分析

4.1 算例數(shù)據(jù)

本系統(tǒng)包含4臺(tái)火電機(jī)組,1個(gè)風(fēng)電場(chǎng),1個(gè)CSP電站以及EH裝置,在MATLAB軟件中從YALMIP工具包中調(diào)用商業(yè)優(yōu)化軟件CPLEX對(duì)本文模型進(jìn)行優(yōu)化計(jì)算。風(fēng)電、負(fù)荷、太陽直接輻射強(qiáng)度(DNI)預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)如圖3所示[11]。設(shè)定風(fēng)電機(jī)組的容量為300 MW,EH裝置的額定功率為50 MW,碳價(jià)為120元/t,碳排量區(qū)間長度為120 t/段,碳交易價(jià)格增長幅度為0.25,風(fēng)電的運(yùn)維成本系數(shù)為30元/MW,棄風(fēng)懲罰成本系數(shù)為100元/MW,CSP電站的運(yùn)維成本系數(shù)為50元/MW,電轉(zhuǎn)熱成本系數(shù)為18元/MW?；痣姍C(jī)組運(yùn)行參數(shù)如表1所示,CSP電站運(yùn)行參數(shù)如表2所示,各時(shí)段電價(jià)如表3所示,通過場(chǎng)景消減后得到各場(chǎng)景概率如表4所示。

表1 火電機(jī)組運(yùn)行參數(shù)Table 1 Operation parameters of thermal power unit

表2 CSP電站運(yùn)行參數(shù)Table 2 Operation parameters of CSP plant

表3 各時(shí)段電價(jià)Table 3 Electricity price of each period

表4 場(chǎng)景削減后各場(chǎng)景概率Table 4 Probability of each scenario after scenario reduction

圖3 典型日風(fēng)電、負(fù)荷、DNI預(yù)測(cè)曲線Fig.3 Typical daily wind power,load and DNI forecast curves

4.2 結(jié)果分析

為驗(yàn)證所提調(diào)度模型的可行性,通過設(shè)置5種不同工況進(jìn)行對(duì)比分析,具體如下。

工況一考慮火電和風(fēng)電進(jìn)行調(diào)度。

工況二考慮火電、風(fēng)電和CSP電站進(jìn)行聯(lián)合調(diào)度。

工況三考慮火電、風(fēng)電、CSP電站和EH進(jìn)行聯(lián)合調(diào)度。

工況四考慮階梯型碳交易機(jī)制下,火電、風(fēng)電、CSP電站和EH進(jìn)行聯(lián)合調(diào)度。

工況五考慮階梯型碳交易機(jī)制和PDR,火電、風(fēng)電、CSP電站和EH進(jìn)行聯(lián)合調(diào)度(本文模型)。

不同工況的調(diào)度結(jié)果如圖4所示。

圖4 5種工況調(diào)度結(jié)果Fig.4 Scheduling result for 5 working conditions

4.2.1 CSP電站和EH對(duì)調(diào)度結(jié)果影響分析

對(duì)比圖4(a)與圖4(b)可知,考慮風(fēng)電和火電參與系統(tǒng)調(diào)度時(shí),4臺(tái)火電機(jī)組均參與系統(tǒng)運(yùn)行,但棄風(fēng)集中在00:00—05:00時(shí)刻和19:00—23:00時(shí)刻。在此基礎(chǔ)上工況二考慮CSP電站后,在08:00—18:00時(shí)段參與系統(tǒng)運(yùn)行,火電機(jī)組2不參與系統(tǒng)運(yùn)行,使得19:00—23:00時(shí)刻火電出力減小,提升風(fēng)電消納量;火電機(jī)組4在00:00—07:00時(shí)刻未參與系統(tǒng)運(yùn)行,期間僅火電機(jī)組3以最小出力進(jìn)行運(yùn)行,從而提高風(fēng)電消納。由此可知,工況二與工況一相比,火電總出力減少、棄風(fēng)減少。

圖4(c)為加設(shè)EH裝置后,構(gòu)成含風(fēng)電-光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的調(diào)度結(jié)果圖。對(duì)比圖4(b)與圖4(c)可知,兩者區(qū)別在于:圖4(b)存在棄風(fēng)部分,但圖4(c)的風(fēng)電顯示完全消納且EH的輸出功率等同于圖4(b)的棄風(fēng)功率。這表明EH裝置是能將系統(tǒng)多余風(fēng)電轉(zhuǎn)化成熱能儲(chǔ)存于CSP電站中的儲(chǔ)熱系統(tǒng)中,在負(fù)荷高峰時(shí)期提高CSP電站出力,從而提升CSP電站調(diào)度靈活性。工況三與工況二相比,CSP電站整體出力提高的同時(shí),風(fēng)電完全消納。

4.2.2 碳交易機(jī)制對(duì)調(diào)度結(jié)果影響分析

火電機(jī)組1～4的碳排放強(qiáng)度分別是0.92、0.9、1.1、1.12。對(duì)比圖4(c)與圖4(d)可知,工況三除火電機(jī)組2停止運(yùn)行外,其余三臺(tái)均參與系統(tǒng)調(diào)度,已知火電機(jī)組2的碳排放強(qiáng)度為0.9,由于火電機(jī)組2屬于低碳高成本機(jī)組,所以在系統(tǒng)求解總運(yùn)行成本最低時(shí)停止運(yùn)行。在此基礎(chǔ)上工況四考慮階梯型碳交易成本,由于階梯型碳交易機(jī)制將碳交易區(qū)間劃分為多個(gè)后,使得碳排放量越高、碳交易成本增加,能夠?qū)崿F(xiàn)火電機(jī)組間的出力再分配,從而只有低碳機(jī)組1、2運(yùn)行,高碳機(jī)組3、4停止運(yùn)行。工況四與工況三相比,系統(tǒng)碳排放量減少,EH輸出功率增加,因此提高了可再生能源的上網(wǎng)空間。

4.2.3 PDR對(duì)調(diào)度結(jié)果影響分析

從圖4(e)可以看出,負(fù)荷受PDR影響,將負(fù)荷高峰時(shí)段08:00—11:00與14:00—17:00部分負(fù)荷進(jìn)行消減后,轉(zhuǎn)移至負(fù)荷低谷時(shí)段00:00—05:00與22:00—24:00,形成較為平滑的負(fù)荷曲線,達(dá)到“削峰填谷”的效果。從圖4(e)可知,考慮PDR后,除了能改變負(fù)荷曲線,還能改變火電機(jī)組出力計(jì)劃,降低系統(tǒng)碳排放量。對(duì)比圖4(d)與圖4(e)可以看出,工況五與工況四相比,火電機(jī)組總出力減少、EH輸出功率減少,說明風(fēng)電實(shí)際上網(wǎng)率增加。

4.2.4 低碳經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

表5為不同工況下的總運(yùn)行成本、階梯型碳交易成本、碳排放量及風(fēng)電消納情況。由表5可知,工況一的總運(yùn)行成本為62.4萬元,工況二在工況一的基礎(chǔ)上,充分利用CSP電站的能量時(shí)移特性,在加入CSP電站后,系統(tǒng)總運(yùn)行成本降低21.5%、碳排放量從2 540.6 t降至1 936.6 t、風(fēng)電消納率從91.5%提高到97.1%,體現(xiàn)出CSP電站的靈活調(diào)節(jié)能力及系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性。工況三加設(shè)EH裝置后,可以將棄風(fēng)電量轉(zhuǎn)化成熱能儲(chǔ)存在CSP電站的儲(chǔ)熱系統(tǒng)中,能夠有效提高風(fēng)電消納能力,使得風(fēng)電消納率達(dá)到100%,進(jìn)一步降低系統(tǒng)碳排放量。

表5 不同工況的調(diào)度結(jié)果Table 5 Scheduling results of different working conditions

工況四考慮階梯型碳交易成本,深度挖掘系統(tǒng)的低碳特性,使得碳排放量從1 902.5 t降至1 756.3 t,但系統(tǒng)總運(yùn)行成本從工況三的48.0萬元提高到57.9萬元,工況四體現(xiàn)出經(jīng)濟(jì)性和低碳性無法同時(shí)兼得。為此工況五在工況四的基礎(chǔ)上,采用價(jià)格型需求響應(yīng)來解決上述問題。因?yàn)樨?fù)荷側(cè)可通過PDR合理平移尖峰負(fù)荷,使負(fù)荷趨于平滑,避免某時(shí)刻負(fù)荷側(cè)承擔(dān)過高的碳責(zé)任,并降低5.2萬元的系統(tǒng)總運(yùn)行成本,從而滿足低碳性與經(jīng)濟(jì)性。

5 結(jié)論

構(gòu)建考慮光熱電站與風(fēng)電系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型,算例通過設(shè)置5種工況進(jìn)行對(duì)比分析,得出以下結(jié)論。

(1)CSP電站的加入,能減小火電出力,提升可再生能源上網(wǎng)空間。EH裝置的工作特性可將風(fēng)電、CSP電站聯(lián)合運(yùn)行,加大系統(tǒng)靈活性的同時(shí)保證系統(tǒng)安全運(yùn)行。

(2)引入階梯型碳交易機(jī)制后,系統(tǒng)碳排放量明顯減少。價(jià)格型需求響應(yīng)通過改變用戶用電方式,負(fù)荷曲線呈現(xiàn)“削峰填谷”的效果,使火電機(jī)組出力轉(zhuǎn)移,降低某時(shí)刻負(fù)荷側(cè)所承擔(dān)的碳責(zé)任。最終使系統(tǒng)低碳性與經(jīng)濟(jì)性達(dá)到共贏。