考虑碳交易机制和柔性负荷的综合能源系统优化调度方法与流程

本发明涉及电力系统领域，特别是一种考虑碳交易机制和柔性负荷的综合能源系统优化调度方法。
背景技术：
：随着我国经济社会的不断发展，能源形势和环境污染的日益严峻，多能互补的综合能源系统作为解决能源危机与环境问题的必然选择，已成为社会各界的关注焦点。综合能源系统打破了各能源分开规划、独立运行的既有模式，能够实现多种能源的协同优化互济，是提高清洁能源利用效率，实现节能减排和保障能源供应安全的有力支撑技术。目前，碳交易机制被认为是最有效的节能减排措施之一。至今，已有许多研究将碳交易机制引入传统电力系统，有的进一步研究了电-气互联综合系统的低碳经济模型。然而，目前研究都只计及了电力系统中常规发电机组碳排放的影响，没有考虑其他能源供应环节产生的碳排放。对于综合能源系统，其碳排放成本不应只考虑电力系统，而应该综合考虑整个能源供应系统。此外，柔性负荷能够通过参与系统优化调度，能够削峰填谷，平衡风电波动，减少弃风量和co2排放量，有利于丰富综合能源系统调度运行手段。因此，在进行综合能源系统的协同优化时就有必要考虑柔性负荷的影响。技术实现要素：为解决上述问题，本发明提供一种考虑碳交易机制和柔性负荷的综合能源系统优化调度方法，其有利于降低能耗和减少碳排放，以显著提高系统整体效益。本发明采用以下的技术方案：考虑碳交易机制和柔性负荷的综合能源系统优化调度方法，其包括步骤：1)以能源中心模型为基础，对综合能源系统的耦合环节进行建模，输入能源为电能和天然气，输出电能、热能和天然气以供应负荷需求；能源中心模型是一种将能源供应侧和需求侧连接在一起，描述多能源系统中能源供应、负荷需求、网络之间交换、模块间耦合关系的输入-输出端口模型；2)将碳交易机制引入综合能源系统调度模式中，计及整个能源供应环节的碳交易成本，并对于碳排放系数较高的火电机组设置罚金，以进一步约束系统的co2排放量；3)考虑柔性负荷对综合能源系统优化调度的影响，将柔性负荷分为可削减负荷、可转移负荷和可平移负荷三类；4)建立碳交易机制下计及柔性负荷的综合能源系统低碳经济调度模型；5)对综合能源系统低碳经济调度模型进行线性化处理并求解得到调度结果。本发明在含风电的综合能源系统中同时引入碳交易机制和柔性负荷，有利于降低能耗和减少碳排放，显著提高系统整体效益。首先，碳交易机制的引入能够改变以经济调度为主的传统调度模式，实现低碳与经济的协调化和多目标问题单目标化。此外，在碳交易模式下引入柔性负荷，能够通过调整负荷曲线来提升系统风电消纳和降低综合运行成本。作为上述技术方案的补充，整个综合能源系统分为源侧、网侧、能源中心和负荷侧，整个综合能源系统中需考虑的碳排放源为能源中心与火电机组，能源中心主要考虑燃气锅炉和chp的碳排放成本；对于碳排放系数高的火电机组，将其碳交易过程分为三个阶段：当实际碳排放小于碳交易配额时，出售碳排放权以获取收益；当实际碳排放大于碳交易配额且超额量小于购买的碳权时，只需按碳交易价格购买超额部分；当实际碳排放大于碳交易配额且超额量大于购买的碳权时，除了需要支付购买的碳排放权的交易成本，还需要支付超额部分的罚金；综上，火电机组的碳交易成本计算式如下式所示：式中：f1为ies在一个调度周期t内的总碳交易成本；为火电机组在t时段的碳交易成本；为t时刻火电厂购买到的的碳排放权；σ为购买碳排放权的裕度；为t时段的罚金价格；为t时刻的碳交易价格；和分别为火电机组在t时段碳排放量与碳排放配额；为所有能源中心在时段t的碳交易成本。作为上述技术方案的补充，所述的可削减负荷按照需要对其进行削减，负荷削减后的补偿费用为：式中：fcut为可削减负荷的调度成本；为可削减负荷的固定削减成本；为单位容量负荷削减的调度成本系数；是表示负荷在t时刻是否被削减的0-1变量；为可削减负荷在t时刻的被削减量；考虑到用户的实际需求，可削减负荷需满足负荷削减上下限约束以及削减频次约束：式中：和分别为可削减负荷削减量的上、下限；为一个调度周期内允许的最大负荷削减次数。作为上述技术方案的补充，所述的可转移负荷根据能量管理的需求，部分或全部转移至调度周期内其他时刻，但一个调度周期内总负荷量不变；可转移负荷调度成本与负荷转移量成比例：式中：fmov为可转移负荷调度成本；cmov为单位容量负荷转移的调度成本系数；为可转移负荷在t时刻的转移量；可转移负荷需满足负荷转移上下限约束以及负荷所需电能不变约束，即：式中，和分别为可转移负荷转移量的上、下限。作为上述技术方案的补充，所述的可平移负荷受生产流程约束，只能将负荷曲线在一定时间段内整体平移；可平移负荷调度成本为：式中：ftr为可平移负荷调度成本；ctr为单位容量负荷平移的调度成本系数；为可平移负荷的原起始时刻和终止时刻；j为可平移负荷原起始时刻的集合；为原始区间内t时刻可平移负荷功率；t*为负荷平移后的起始时刻；是表示可平移负荷在t时刻是否被平移的0-1变量；可平移负荷需满足在规定时间内启动负荷的需求：式中：tlim为负荷时间延迟上限。作为上述技术方案的补充，引入电力系统网络约束、天然气系统网络约束和能源中心内部约束，建立以碳交易成本、柔性负荷调度成本和系统能耗成本为目标的综合能源系统低碳经济调度模型。作为上述技术方案的补充，综合能源系统低碳经济调度模型的优化目标为碳交易成本f1、柔性负荷调度成本f2和能源消耗成本f3之和：minf＝f1+f2+f3，式中，f为综合能源系统一个调度周期内的总运行成本；能源消耗成本包括火电机组的燃料成本和天然气的气源出力成本：式中：ng为天然气源集合；ai、bi、ci为第i台火电机组的耗量特性曲线参数；表示t时段第j个天然气源的输出功率；为第j个天然气源成本系数；为t时刻第i台火电机组的输出电功率；np为火电机组集合。作为上述技术方案的补充，考虑柔性负荷的综合能源系统低碳经济调度模型的约束条件包括能源中心内部约束、电力网络约束和天然气网络约束，其中能源中心内部约束条件包括功率平衡约束、多能流转换约束、设备出力上下限约束和储气装置约束；电力网络约束包括节点功率平衡约束、发电机出力上下限约束和功率传输约束；天然气网络约束包括节点流量平衡约束、气源出力约束、加压站约束和管道传输约束。作为上述技术方案的补充，将综合能源系统低碳经济调度模型进行线性化处理，并采用matlab环境下的商业求解器yalmip+gurobi进行求解。作为上述技术方案的补充，综合能源系统低碳经济调度模型采用matlab环境下的商业求解器yalmip+gurobi进行求解的过程如下：天然气管道传输流量与管道两端的节点气压以及管道传输系数有关，天然气管道传输约束表示为：pmin,i≤pi,t≤pmax,i，式中：knj为管道nj传输系数；表示管道nj传输天然气流量的限值；pmax,i和pmin,i分别为节点i的气压上限和下限；pn,t和pi,t分别表示t时刻节点n与节点j的气压；表示加压站出口节点n至节点j的传输流量。上述约束使得所构建模型是非凸的，且难以通过商业求解器求解；为了能够有效求解，下面采用二阶锥松弛技术将其转化成混合整数二阶锥规划模型，即misocp模型：首先，将天然气管道传输约束转化成如下式所示的混合整数非线性规划模型，即minlp模型：式中：knj为管道nj传输系数；表示管道nj传输天然气流量的限值；pmax,i和pmin,i分别为节点i的气压上限和下限；pn,t和pj,t分别表示t时刻节点n与节点j的气压；表示加压站出口节点n至节点j的传输流量；上述约束使得所构建模型是非凸的，且难以通过商业求解器求解；为了能够有效求解，下面采用二阶锥松弛技术将其转化成混合整数二阶锥规划模型，即misocp模型：首先，将天然气管道传输约束转化成如下式所示的混合整数非线性规划模型，即minlp模型：式中，表示节点气压pn,t的平方；表示节点气压pj,t的平方；和分别为节点气压pn,t最大值和最小值的平方；和是表示天然气流量传输方向的0-1变量；然后，将上述minlp模型进一步松弛为misocp模型：式中，为的松弛变量；和分别为节点气压pj,t最大值和最小值的平方；为保证松弛后的优化问题的精确性，引入惩罚因子ζ对松弛的约束条件加以限制：式中，lg为天然气管道集合；经过上述处理，minlp问题就简化为misocp问题，此时采用matlab环境下的商业求解器yalmip+gurobi进行求解。本发明提供的技术方案具有的有益效果如下：本发明提供的碳交易机制下考虑柔性负荷的综合能源系统优化调度方法，通过引入碳交易机制和柔性负荷，能够有效降低系统的综合运行成本。一方面，引入碳交易机制能够综合考虑系统经济成本和环境成本，碳排放系数小、发电成本较高的机组或设备可以得到有效的利用。对火电机组设立过额排放的罚金机制，能够进一步减少系统的碳排放量。另一方面，在优化调度中考虑柔性负荷的影响，能够通过促进负荷整形来提升可再生能源消纳，提升系统综合效益。附图说明图1为本发明具体实施方式中天然气管道传输模型图；图2为本发明具体实施方式中9节点能源中心系统结构图；图3为本发明具体实施方式中能源中心结构图；图4-6分别为本发明具体实施方式中电负荷、气负荷和热负荷预测曲线图；图7为本发明具体实施方式中罚金价格对碳排放和碳交易影响曲线图；图8-10分别为本发明具体实施方式中引入柔性负荷前后电负荷、气负荷和热负荷对比图；图11为本发明具体实施方式中引入柔性负荷前后风机出力对比图；图12为本发明综合能源系统优化调度方法的流程图。具体实施方式为更好地理解本发明的目的、技术方案以及技术效果，以下结合附图对本发明进行进一步的讲解说明。本发明提出了一种考虑柔性负荷的综合能源系统优化调度方法，如图12所示，其实施流程包括如下详细步骤：步骤1、采用能源中心的建模方式对能源系统的耦合部分进行建模，将其抽象成一个输入输出端口模型，输入能源为电能和天然气，输出电能、热能和天然气以供应负荷需求；并将综合能源系统抽象成由多个能源中心、气源和发电机等通过能源网络连接而成的多能源系统模型；步骤2、将碳交易机制引入综合能源系统的优化调度当中；为了减少碳排放，监管部门设立了碳交易机制。在该机制中，碳排放被视为一种可自由交易的商品。政府或监管部门预先对参与碳交易的碳排放源分配碳排放量标准，即碳交易配额。各碳排放源根据得到的配额制定和调节生产计划，如果碳排放源实际碳排放量大于排放额度，则必须购买超额的碳排放额度；若实际碳排放量小于配额，则可将剩余额度出售以获益。对于整个综合能源系统，可分为源侧、网侧、能源中心和负荷侧。由于天然气生产和传输过程中碳排放量较小，所以气源和气网产生的碳排放不予考虑。电网侧和负荷侧的碳排放成本可以在电源侧中体现，在本发明中也不对其进行计算。因而，整个综合能源系统中需考虑的碳排放源为能源中心与火电机组。此外，p2g设备和储气装置碳排放系数相对较小，所以也不计及，即能源中心中主要考虑燃气锅炉和chp的碳排放成本。1)能源中心燃气锅炉消耗天然气并对外供热，其碳排放量与输出热能成比例。chp消耗天然气，并同时生产热能和电能，将电能折算成热能，并根据总的输出热能计算实际碳排放量。故第m个能源中心在t时段的碳排放量计算式为：式中：和分别为第m个能源中心的锅炉和chp的碳排放系数；和分别为第m个能源中心的锅炉和chp在t时段的输出热功率；为第m个能源中心的chp在t时段的输出电功率；λeh为发电量折算成供热量的折算系数；δt为一个调度时段。本发明采用基准线法对碳排放额度进行分配，即碳排放配额与供热量成比例：式中：为在时段t内第m个能源中心的碳交易配额；μh为单位供热量的碳交易配额。则所有能源中心在时段t的碳交易成本计算式为：式中：为t时刻的碳交易价格；m为能源中心集合；t为一个调度周期。2)火电机组火电机组在t时段碳排放量与碳排放配额计算式为：式中：为第i台火电机组的碳排放系数；μe为单位供电量碳排放分配系数；为t时刻第i台火电机组的输出电功率，np为火电机组集合。对于碳排放系数较高的火电机组，将其碳交易过程分为三个阶段：当实际碳排放小于配额时，出售碳排放权以获取收益；当实际碳排放大于配额且超额量小于购买的碳权时，只需按碳交易价格购买超额部分；当实际碳排放大于配额且超额量大于购买的碳权时，除了需要支付购买的碳排放权的交易成本，还需要支付超额部分的罚金。综上，火电的碳交易成本计算式如下所示：式中：f1为综合能源系统在一个调度周期t内的总碳交易成本；为火电机组在t时段的碳交易成本；为t时刻火电厂购买到的的碳排放权；σ为购买碳排放权的裕度；为t时段的罚金价格。步骤3、按照柔性负荷的用电特点和用户要求，建立可削减负荷、可转移负荷和可平移负荷等三类柔性负荷模型；(1)可削减负荷可削减负荷可按照需要对其进行一定程度的削减，负荷削减后的补偿费用为：式中：fcut为可削减负荷的调度成本；为可削减负荷的固定削减成本；为单位容量负荷削减的调度成本系数；是表示负荷在t时刻是否被削减的0-1变量；为可削减负荷在t时刻的被削减量。考虑到用户的实际需求，可削减负荷需满足负荷削减上下限约束以及削减频次约束：式中：和分别为可削减负荷削减量的上限和下限；为一个调度周期内允许的最大负荷削减次数。(2)可转移负荷可转移负荷可根据能量管理的需求，部分或全部转移至调度周期内其他时刻，但一个调度周期内总负荷量不变。可转移负荷调度成本与负荷转移量成比例：式中：fmov为可转移负荷调度成本；cmov为单位容量负荷转移的调度成本系数；为可转移负荷在t时刻的转移量。可转移负荷需满足负荷转移上下限约束以及负荷所需电能不变约束，即：式中和分别为可转移负荷转移量的上限和下限。(3)可平移负荷可平移负荷受生产流程约束，只能将负荷曲线在一定时间段内整体平移。可平移负荷调度成本为：式中：ftr为可平移负荷调度成本；ctr为单位容量负荷平移的调度成本系数；为可平移负荷的原起始时刻和终止时刻；j为可平移负荷原起始时刻的集合；为原始区间内t时刻可平移负荷功率；t*为负荷平移后的起始时刻；是表示可平移负荷在t时刻是否被平移的0-1变量。可平移负荷需满足在规定时间内启动负荷的需求：式中：tlim为负荷时间延迟上限。综上，柔性负荷总调度成本f2的计算式为：f2＝ftr+fmov+fcut。步骤4、建立碳交易机制下考虑柔性负荷的综合能源系统优化调度模型，并对其进行线性化处理后求解；综合能源系统低碳经济调度模型的优化目标为碳交易成本f1、柔性负荷调度成本f2和能源消耗成本f3之和：minf＝f1+f2+f3，式中，f为综合能源系统一个调度周期内的总运行成本。其中，能源消耗成本包括火电机组的燃料成本和天然气的气源出力成本：式中：ng为天然气源集合；ai、bi、ci为第i台火电机组的耗量特性曲线参数；表示t时段第j个天然气源的输出功率；为第j个天然气源成本系数。综合能源系统低碳经济调度模型的约束条件包括能源中心内部约束、电力网络约束和天然气网络约束。(1)能源中心内部约束1)功率平衡约束式中：分别为t时刻第m个能源中心输入电功率和气功率；分别为t时刻第m个能源中心中p2g耗电功率和chp机组发电功率；分别为t时刻第m个能源中心中p2g耗气功率、chp机组耗气功率和燃气锅炉耗气功率；分别为t时刻第m个能源中心中chp机组供热功率和燃气锅炉供热功率；为t时刻第m个能源中心的电、气、热负荷；表示热能在区域热网中的损失比例。2)多能流转换约束式中：ηp2g、ηgb、和分别表示p2g设备、燃气锅炉、chp机组的气转电和chp机组的气转热的能源转换效率。3)设备运行约束式中：和分别表示第m个能源中心中p2g设备、燃气锅炉、chp机组供电和chp机组供热的出力上限。4)储气装置约束储气装置在运行时需满足下式所示储气平衡约束和储气容量约束。此外，储气装置在一个调度时段内不能同时充气和放气。式中：和分别表示时刻t时刻第m个能源中心中储气装置的储气量、储气功率和放气功率；ηch和ηdch分别为储气装置充气效率和放气效率；和分别表示储气状态的上限和下限；和分别为储气装置储气和放气的0-1状态变量，取值为1时表示处于储气和放气状态，取值为0时则相反。为了保证下一个调度周期的调节裕度，假定储气装置在调度周期起始和结束时刻的储气量保持一致，即：(2)电力网络约束1)节点功率平衡式中：nl电力系统中所有支路的集合；为t时刻输电线路ij传输的有功功率；为t时段与节点i所连的所有支路的传输功率之和；θi(t)为t时刻节点i的电压相角；xij为输电线路ij的电抗。2)发电机出力上下限约束式中：和分别为第i台火电机组的出力上限和下限；和分别为t时刻第i台风电机组的有功出力和出力上限。3)功率传输约束式中，为线路传输功率极限值。(3)天然气网络约束1)节点流量平衡约束式中：和分别表示t时刻与节点i相连的气源输出天然气流量和能源中心输入天然气流量；为与节点i相连所有支路t时刻的传输天然气流量之和。2)气源出力约束式中，和分别表示气源的出力上限和下限。3)加压站约束天然气在传输过程中由于其管道内壁不光滑以及环境温度等因素，会存在一定的输气损耗。因此需合理建设加压站以保证下游输气压力，天然气管道模型如附录中图1所示。节点i至节点j的传输天然气流量等于加压站消耗的天然气流量与加压站出口节点n至节点j的传输流量之和：加压站消耗的天然气流量可表示为：式中：kin为加压站的常系数，通常加压站所消耗能量是传输的天然气流量的3％-5％；ωu和ωl分别为加压站的加压比上限和下限；pn,t和pi,t分别表示t时刻节点n与节点j的气压。4)管道传输约束天然气管道传输流量与管道两端的节点气压以及管道传输系数有关，可表示为：pmin,i≤pi,t≤pmax,i，式中：knj为管道nj传输系数；表示管道nj传输天然气流量的限值；pmax,i和pmin,i分别为节点i的气压上限和下限。5)天然气流量与功率流换算g＝hgvq，式中：q和g分别为天然气流量和功率流；hgv为天然气高热值。天然气管道传输约束使得所构建模型非凸，且难以通过商业求解器求解。为了能够有效求解，下面采用二阶锥松弛技术将其转化成混合整数二阶锥规划(mixed-integersecondorderconeprogramming,misocp)模型：首先，将天然气管道传输约束转化成如下式所示的混合整数非线性规划(mixed-integernonlinearprogramming,minlp)模型：式中，表示节点气压的平方；和分别为节点气压最大值和最小值的平方；和是表示天然气流量传输方向的0-1变量。然后，将上述minlp模型进一步松弛为misocp模型：式中，为的松弛变量。为保证松弛后的优化问题的精确性，引入惩罚因子ζ对松弛的约束条件加以限制：式中，lg为天然气管道集合。经过上述处理，minlp问题就简化为misocp问题，并采用matlab环境下的商业求解器yalmip+gurobi进行求解。为了进一步理解本发明，下面以一个简单多能源中心系统为例，来解释本发明的实际应用。9节点能源中心测试系统结构图如附图2所示，该能源中心测试系统包含3个火电机组、3个气源点、1个风电场、9条输电线路、9条天然气管道和9个能源中心。能源中心5的内部结构如附图3所示，其余能源中心内无p2g和储气设备。电力、天然气和热负荷等功率均统一以标幺值表示(p.u.)，并取功率基准值为100mva，成本单位用金融单位(m.u.)表示。设备参数和成本系数如表1-2所示，负荷曲线如如附图4-6所示，且假设负荷均匀分配在9个能源中心。表1输入能源成本参数名称a(m.u.)b(m.u./p.u.)c(m.u./p.u.2)出力下限出力上限pg1090.0927pg20100.12.59pg30110.112.58ngs105.30011ngs205.20011ngs305.10010wt0000pwmax(t)表2能源中心内各设备运行参数为了说明碳交易机制下计及柔性负荷的综合能源系统优化模型的有效性与优越性，本发明分析了以下3种场景：场景1：采用传统经济调度模型，不考虑柔性负荷。场景2：采用低碳经济调度模型，不考虑柔性负荷。场景3：采用低碳经济调度模型，计及柔性负荷。针对上述三种场景，求解得优化调度结果如表3所示。由场景1与场景2调度结果对比可看出，采用传统经济调度模型时，系统能源消耗成本相对较低，碳交易成本相对较高。这是由于此场景没有考虑碳排放因素的影响，碳排放系数小、发电成本较高的机组或设备得不到有效的利用。场景2下的低碳经济调度模型则通过碳交易机制的引导，减少系统碳排放量。场景3在场景2的基础上考虑柔性负荷后，系统碳排放量和综合运行成本进一步减少。这是由于柔性负荷参与调度后，将高峰时段负荷转移到低谷时段，使得系统资源分配更加灵活：一方面，可以减少负荷高峰时段高碳排放和高能耗机组出力，另一方面，增加了系统负荷低谷时期的风电消纳能力，从而降低了火电机组出力。综合比较上述三种优化场景的结果，在综合能源系统的优化调度中同时考虑碳交易与柔性负荷，虽能源消耗成本略有升高，但碳排放量与碳交易成本大幅减少，使得系统综合运行成本降低了895.11m.u.。表3不同场景优化结果为了进一步的控制碳排放量，本发明对于碳排放系数较高的火电机组设立了过额排放的罚金机制。附图7为低碳经济调度模式下综合能源系统碳交易成本和碳排放量与罚金价格的关系曲线。碳交易成本变化曲线初始点的罚金价格等于碳交易价格，即为不计罚金模式下的碳交易市场。随着罚金价格的逐渐增加，高额的碳排放罚金促使得碳交易成本在总成本中占比增高，系统逐渐加强对碳排放量的约束，低碳排放、高能耗的机组出力增加，因而碳排放量逐渐减少；罚金价格增加到21mu时，清洁机组已经满发，故碳排放量不再改变。由此可知，通过设置合理的过额排放罚金机制，能够有效抑制综合能源系统的碳排放量，达到节能减排的目的。附图8-10给出了场景3下考虑柔性负荷前后电/气/热负荷的变化情况。图中红色表示不计及柔性负荷时系统的负荷曲线，蓝色曲线表示考虑柔性负荷的低碳经济模型优化后的负荷曲线。由于负荷削减会导致电网公司售电收入减少，且可削减负荷调度成本系数较大，因此柔性负荷的调度方式以负荷转移和负荷平移为主。由图可知，调度后的负荷曲线表现出了风电跟随的趋势。电/气/热负荷的整体趋势为从8:00到21:00的风电低谷时段转移到了风电出力较为富余的21:00-24:00和1:00-8:00时段。柔性负荷的引入使得高峰负荷有所削弱，低谷负荷有所增加，促进了负荷整形，系统负荷率明显上升，对于减少系统运行成本有着正面作用。附图11为计及柔性负荷前后的风电实际出力结果对比。由图可知，在白天的用电高峰时期，风电基本能够被完全消纳。但在夜晚的用电低谷时段，系统弃风现象则较为严重。柔性负荷参与调度后，系统风电接纳能力提高了10.18％。这说明柔性负荷能够使综合能源系统的谷时段消纳更多的风电，提高风电上网比例。当前第1页12