基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度.pdf

电 力 系 统 及 其 自 动 化 学 报Proceedings of the CSU-EPSA第 35 卷 第 7 期2023 年 7 月Vol.35 No.7Jul.2023基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度徐韵1，徐耀杰2，杨嘉禹1，张国梁1，孙宁1，张浩3（1.国网上海市电力公司培训中心，上海 200438；2.上海送变电工程有限公司，上海 200235；3.上海电力大学电气工程学院，上海 200090）摘要：为兼顾虚拟电厂运营过程中的经济性和低碳性，提出一种基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度模型。首先，将碳交易机制引入虚拟电厂中，构建划分碳排放区间的阶梯型碳交易计算模型；然后，考虑电转气接入后的吸碳特性，提出电转气参与碳市场交易的激励机制，从而完善实际的碳排放模型；接着，综合考虑运行成本、能源成本及碳交易成本，建立适用于虚拟电厂的低碳经济调度模型；最后，通过设置多个调度场景进行分析，验证了本文所提出的碳交易机制在虚拟电厂低碳经济运行方面的有效性。关键词：虚拟电厂；碳交易；电转气；低碳经济调度；激励机制中图分类号：TM73文献标志码：A文章编号：1003-8930（2023）07-0118-11DOI：10.19635/ki.csu-epsa.001113Low Carbon Economic Dispatching for Power-to-gas Virtual Power Plant Based onStepped Carbon TradingXU Yun1，XU Yaojie2，YANG Jiayu1，ZHANG Guoliang1，SUN Ning1，ZHANG Hao3（1.Training Center，State Grid Shanghai Municipal Electric Power Company，Shanghai 200438，China；2.Shanghai Power Transmission&Transformation Engineering Co.，Ltd，Shanghai 200235，China；3.College ofElectrical Engineering，Shanghai University of Electric Power，Shanghai 200090，China）Abstract:To strike a balance between the economy and low carbon in the operation of a virtual power plant（VPP），alow carbon economic dispatching model for power-to-gas（P2G）VPP based on stepped carbon trading is proposed.First，the carbon trading mechanism is introduced into the VPP，and a stepped carbon trading calculation model is constructed to divide the carbon emission intervals.Second，the carbon absorption characteristics of P2G are considered，and an incentive mechanism for P2G to participate in carbon market trading is proposed to improve the actual carbonemission model.Third，the operating cost，the cost of purchased energy and the carbon trading cost are considered comprehensively，and a low-carbon economic dispatching model is establishedfor the VPP.Finally，by setting up severaldispatching scenarios，the analysis result verifies the effectiveness of the formulated carbon trading mechanism in termsof low carbon economic operation of VPP.Keywords:virtual power plant（VPP）；carbon trading；power-to-gas（P2G）；low carbon economic dispatching；incentive mechanism随着国家“双碳”战略目标的提出1，从“源-荷-储”多环节挖掘节能减排的潜力成为研究重点。虚拟电厂VPP（virtual power plant）作为整合可再生能源、可控负荷及储能ES（energy storage）的新一代智能控制技术2，被认为是统筹协调区域能源供给和实现碳减排目标的重要载体。为此，通过碳交易和碳税等机制引导电力行业在节能减排中发挥主力作用，成为促进低碳可持续发展的重要支撑。合理科学的碳交易机制是保障VPP发挥运营效能的重要前提，在VPP低碳经济调度中引入碳交易机制成为必然需求。现有针对VPP的调度模型往往只注重其经济效益3-5，忽略VPP内部机组发电及外购电量过程中产生的附加环境成本，在一定程度上抑制了VPP碳减排潜力的挖掘。现有文献针对VPP的低碳运行进行了研究，文献6讨论了VPP中碳捕集机组在降低碳排放方面的效果并结合风电 WT（wind turbine）-光伏PV（photovoltaic）-水电机组制定低碳调度策略；文献7进一步定义碳捕集机组的双碳量模型，从而有效平抑VPP内WT的不确定性；文献8收稿日期：2022-06-28；修回日期：2022-08-31网络出版时间：2022-10-08 10：32：04基金项目：国家电网有限公司科技项目（B30970210002）徐韵等：基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度徐韵等：基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度119第 35 卷考虑碳排放约束对VPP参与电力市场竞标的影响，结果证明碳排放约束会使 VPP 竞标策略发生变化。在上述研究中所建立的碳排放模型较为粗糙，且未关注碳交易市场对调度策略的影响。目前，我国已在上海、山东和广东等地试行碳交易市场9，这一举措被认为是控制碳减排的有效手段。文献10提出引入碳交易机制的核-火-VPP三阶段联合调峰模型，降低系统运行成本与碳排放；文献11-13均把碳交易机制引入到VPP调度中，在进行碳交易成本计算时均采用统一型碳价。上述研究成果虽然在一定程度上兼顾了VPP调度过程中的低碳性与经济性，然而对碳交易市场的实际运行情况考虑过于简单，且对总排放量的控制较为宽松，无法对能源利用效率不同的生产单位进行显著区分，难以鼓励VPP运营商自主节能减排。为解决上述问题，可借鉴大电网对居民用户制定的阶梯电价机制，提出根据碳排放量区间划分的阶梯型碳交易价格机制，在严格控制碳排放量的同时，兼顾生产单位的运行经济性。随着可再生能源占比逐渐提高，具有碳中和技术和消纳新能源发电的电转气P2G（power-to-gas）技术在电力系统调度中开始扮演重要角色。因此，在VPP中引入P2G设备，对于降低碳排放强度、落实“双碳”战略目标提供了可行路径。文献14提出P2G与碳捕集机组耦合的VPP低碳调度策略；文献15考虑光热电站与P2G的灵活调节能力，从而缓解VPP调峰压力；文献16基于P2G构建天然气生产和消费体系，实现多区域VPP能源互联与共享。上述研究仅考虑了P2G设备在消纳可再生能源及碳减排方面的收益，尚未关注P2G碳捕集效应在碳交易市场的额外收益，从而忽视了该效应所带来的激励空间。当前碳交易机制允许WT、PV机组获得额外的碳排放收益，而作为具有碳减排效益的P2G设备理应同样具备相应激励作用。因此，有必要考虑P2G设备参与碳交易市场，利用其碳捕集效应来消纳弃风、弃光且降低碳排放成本，从而增强VPP对碳排放的中和效应。总之，在已有研究或工程实践中，对碳交易机制的设计往往仅考虑固定基准价格，忽略对P2G设备碳减排激励空间的挖掘，从而削弱了VPP调度过程对碳排放的中和效应。随着全国碳交易体系的启动，政府对VPP的碳约束将更为严格，使开展针对VPP运营的碳交易机制设计尤显重要和迫切。综上，本文提出一种基于阶梯碳交易P2G 的VPP低碳运行策略。首先，构建含有WT、PV、燃气轮机GT（gas turbine）、ES及可控负荷的VPP运行架构，并在 P2G 设备中引入储气罐 GST（gas storagetank），进一步挖掘VPP内可调度单元互补调节潜力；然后，搭建适用于该VPP的阶梯碳交易模型，且考虑P2G参与碳交易的激励机制，完善现有实际碳排放模型；接着，建立以碳交易成本、外购电成本及机组运行成本之和最小的VPP低碳经济调度模型，并将问题转化为混合整数线性模型；最后，通过算例设置多个运行场景，验证所提策略的有效性。1含 P2G 设备的 VPP 低碳经济调度结构VPP内部聚合多类型灵活性分布式资源，本文建立含P2G设备的VPP运行结构如图1所示。图1中包含了各种能源流的流向，其中的表示将WT、PV和GT发出的电能进行汇聚，从而为电力负荷供电。VPP 通过能量管理中心 EMC（energy management center）进行信息传递和能量管理，VPP将内部各机组参数、可再生能源机组出力和负荷预测数据等信息通过通信网络提交给EMC，EMC再结合电价和外部天气等信息制定合理的发、用电计划，从而协调整个系统运行。在EMC调度下，P2G和ES设备在分时电价的引导下进行“低储高发”，即在电价低谷时进行电能转换或存储，在电价高峰时放出电能和天然气从而赚取差价。引入P2G设备后，VPP内GT机组发电产生的CO2直接参与“P2G”过程，且生成天然气可在GST内进行存储。GST中的天然气可对比外部气网的价格，选择将天然气出售或直接供给VPP内GT机组发电供能，在能量管理中心调度下进行最优决策。此外，为避免因为产生大量碳排放造成的高额碳交易成本，EMC可以选择在碳市场继续购买碳原料，从而维持P2G过程，合成低价的天然气，在维持内部GT机组运作的同时，进一步提升自身经图 1VPP 结构Fig.1Structure of VPP电力负荷碳市场ES天然气网GSTP2GCO2流信息流天然气流电力流EMCWTPV天然气电 力 系 统 及 其 自 动 化 学 报120第 7 期济收益。因此，本文结合 GST 和 P2G 技术，构建VPP低碳经济调度运行模式。2P2G 的 VPP 碳交易机制模型碳交易作为当前低碳减排最有效的措施之一，其交易机制的核心是监管部门通过评估生产单位的用能情况，制定合法的碳排放权。运营商参与市场交易可对碳排放权进行买卖，对于VPP，其自身的碳排放量将成为可以交易的商品。该机制在一定程度上可以激励运营商积极使用新能源，尽量减少对GT的使用，以便在碳交易市场获得更多收益。2.1VPP 阶梯型碳交易成本计算监管部门首先会对每个碳排放源分配一定的免费碳排放额，并保证其总额逐年降低，各VPP根据分配到的额度有计划地制定和调整调度和竞标计划。因此在各VPP参与碳交易市场过程中存在两种情况，一种情况是VPP在实际调度过程中产生的碳排放量高于监管部门分配的无偿额度，则需要运营商依据碳交易价格在市场购买超额部分的配额；另一种情况是VPP实际的碳排放量低于给定的免费额度，生产商可将该部分剩余配额在碳交易市场出售，根据当前的碳交易价格获得相应收益。本文所提的阶梯型碳交易主要包括初始碳排放权配额、运营商实际碳排放和碳交易成本。2.1.1初始碳排放权配额模型一般VPP从外部网络购得的电能来自于火电机组，使VPP运行过程中存在两大碳排放源，即GT和外部网络购电。目前，我国碳交易政策主要根据生产商实际发电量确定无偿配额17，因此监管部门对VPP运营商制定的碳排放权由两大碳排放源决定，其表达式为EF=t=1T()Pb,tt+Pgt,tt（1）式中：EF为监管部门为VPP运营商制定的无偿碳排放配额；为生产单位电功率的碳排放权配额；Pb,t、Pgt,t分别为在t时刻的外购电量及GT出力值；T为整个调度周期，本文取24 h。2.1.2运营商实际碳排放模型参考文献18中的电力网络碳排放计算方法，VPP在调度过程中产生的实际碳排放量可表示为EA=t=1T()a1+b1Pb,t+c1P2b,t+t=1T()a2+b2Pgt,t+c2P2gt,t（2）式中：EA为VPP内机组实际产生的碳排放量；a1、b1和c1为火电机组的实际碳排放系数；a2、b2和c2为GT的实际碳排放系数。2.1.3阶梯型碳交易成本模型相较于传统碳交易模型中的统一定价机制，为达到进一步控制碳减排的目标，本文采用阶梯型碳交易定价模型。在该机制下，以各VPP运营商分配到的无偿碳排放配额为基准，将碳排放量划分为多个区间，对于碳排放量越高的区间，制定的单位碳排放价也越高，所需碳补偿成本将越高。具体计算公式可表示为CS=()EA-EF,EAEF+ll+(1+)()EA-EF-l,EF+lEAEF+2l(2+)l+(1+2)()EA-EF-2l,EF+2lEAEF+3l(3+3)l+(1+3)()EA-EF-3l,EF+3lEAEF+4l(4+6)l+(1+4)()EA-EF-4l,EAEF+4l（3）式中：CS为VPP运营商需要支付的碳交易费用；为碳排放市场基准价格；l为每个碳排放量的区间长度；为阶梯碳交易价格增长率，碳排放量每上升一个区间，碳交易价格就会增长。当EAEF时，表示VPP运营商实际碳排放量低于免费碳排放额，可对超出碳排放量的部门，按照碳市场基准价格进行出售获利。2.2考虑 P2G 的碳排放成本模型在 VPP 实际运行过程中，内部的 P2G 机组在P2G过程中可以吸收一部分的CO2，该过程中的吸碳量也可在碳交易市场出售。然而，现有文献中往往忽略了这一部分对成本的影响，因此本文对现有模型进行一定的完善，提出P2G参与碳交易市场的激励机制，这部分的收益可表示为CP=t=1T()rn,p2g+re,p2gPp2g,t（4）式中：Cp为VPP运营商出售碳排放权收益；rn,p2g为P2G单元消耗单位电量所需的CO2质量；re,p2g为监管机构对P2G单元分配的碳排放配额，由于P2G不属于碳排放机组，因而该值为0；Pp2g,t为P2G单元在t时刻消耗的电量。在考虑P2G的激励机制后，VPP运营商完整的碳交易成本Ctotal可表示为Ctotal=CS-CP（5）徐韵等：基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度121第 35 卷3P2G 的 VPP 低碳经济调度模型3.1目标函数本文对含P2G的VPP提出的调度模型，综合考虑经济性与低碳性目标。其目标函数中包含了VPP运营商外购电成本，内部各机组运行成本、碳交易总成本、需求响应DR（demand response）补偿成本、新能源机组出力成本及P2G设备的CO2原料购买成本，即F=mint=1T(Pb,tgb,t+Cgt,t+Cp2g,t+CES,t+)CGST,t+CDR,t+CDG,t+Ctotal（6）式中：gb,t为VPP在t时刻的外购电价格；Cgt,t为 GT在t时刻的发电成本，包含机组燃料成本和启停成本两部分；Cp2g,t、CES,t、CGST,t和CDR,t分别为P2G设备、ES、GST、可控负荷在t时刻的运行成本；CDG,t为风、光发电成本。1）GT机组运行成本Cgt,t=agt()Pgt,t2+bgtPgt,t+cgt+utCugt+dtCdgt（7）式中：agt、bgt和cgt为GT机组的成本系数；ut、dt为 0-1 变量，分别表示 GT 在 t 时段的启、停状态；Cugt、Cdgt分别为GT机组的启动和停止成本。2）P2G设备运营成本考虑到P2G设备所用电量来自于内部新能源机组弃风、弃光电量及外部购电，在目标函数中已经涉及该部分费用，因而P2G设备的主要费用为CO2原料成本，即Cp2g,t=rn,p2ggCO2Pp2g,t（8）式中，gCO2为购买CO2原料的成本价格。3）ES运行维护成本CES,t=ES()Pchat+Pdist（9）式中：ES为ES运行维护单价；Pchat、Pdist分别为VPP中的ES在t时段的充、放电功率。4）GST运行维护成本CGST,t=GST()Qp2gGST,t+QGSTgt,t+QGSTSD,t（10）式中：GST为GST运行维护成本的单价；Qp2gGST,t为t时刻P2G过程输进GST的天然气量；QGSTgt,t、QGSTSD,t分别为t时刻GST供给GT的天然气量和出售给天然气网的气量。5）DR成本DR 成本表示为当 VPP 调整一部分可控负荷时，需支付一定的补偿费用，可控负荷分为上调负荷与下调负荷两种，具体表达式为CDR,t=ILCPILCtCt+ILSPILStSt（11）式中：ILC、ILS分别为可控负荷在t时段下调和上调补偿费用；PILCt、PILSt分别为VPP在t时段下调负荷和上调负荷量；Ct、St分别为下调负荷和上调负荷的调用状态，其值为0表示在t时段不调用，其值为1表示在t时段被调用。6）新能源机组运行成本CDG,t=WTPWTt+PVPPVt（12）式中：WT、PV分别为WT和PV单位功率成本；PWTt、PPVt分别为 VPP 在 t 时刻使用的 WT 功率和PV功率。3.2约束条件1）VPP内部功率平衡约束PWT,t+PPV,t+Pb,t+Pgt,t+Pdist+PILt=Pp2g,t+Pchat+Ploadt（13）式中：PWT,t、PPV,t分别为VPP内WT和PV机组在t时刻的预测出力值；Ploadt为VPP在t时刻的负荷需求量；PILt为可控负荷在t时刻的调用量；Pchat、Pdist分别为VPP中的ES在t时段的充、放电功率。2）VPP与外部网络交互约束VPP与外部电网和天然气网相连，鉴于线路传输限制，需要对其能量交换范围进行约束，即PminbPb,tPmaxbQminSDQGSTSD,tQmaxSD（14）式中：Pminb、Pmaxb分别为在单位时段内VPP运营商能够向外部电网购电量的最小值和最大值；QminSD、QmaxSD分别为在单位时段内VPP运营商能够与外部气网交互的天然气最小量和最大量。3）P2G运行约束GST主要是用来储存P2G过程生成的天然气，根据当前时段的电价及天然气价对内部能源进行合理分配，当处于负荷高峰且电价较高时，GST优先把存储的天然气供给GT发电；当处于负荷低谷且外部天然气价格较高时，GST优先选择把内部能源出售到天然气网络。P2G运行过程需满足的约束为QGST,t+1=QGST,t+()Qp2gGST,t-QGSTgt,t-QGSTSD,t（15）Qp2gGST,tQGTGST,t,QGasGST,t=0（16）0Qp2gGST,tQp2g,maxGST（17）电 力 系 统 及 其 自 动 化 学 报122第 7 期QGST,mingtQGSTgt,tQGST,maxgt（18）QminGST,tQGSTgt,t+QGSTSD,tQmaxGST,t（19）SminGSTQGST,tSmaxGST,t（20）式中：QGST,t+1、QGST,t分别为GST在t+1和t时刻的储气量；QGTGST,t、QGasGST,t分别为GST中的天然气供给状态；Qp2g,maxGST为P2G额定产气功率；QGST,mingt、QGST,maxgt分别为GST供给GT的天然气量最小值和最大值；QminGST,t、QmaxGST,t分别为GST在t时刻释气量的上、下限；SminGST、SmaxGST分别为GST储气容量的上、下限。式（16）的意义是GST不能在同一时刻进行储气和释气操作。4）VPP内部各单元约束VPP内GT、ES和DR在调度过程中也存在一定约束，其中ES除考虑充放电上、下限及容量约束外，还需考虑状态约束，即在某一时段，ES不能同时进行充电和放电操作，其余单元限于篇幅，不再赘述。各单元具体约束条件详见文献3。3.3模型求解本文所构建的基于阶梯碳交易P2G的VPP低碳经济调度模型为混合整数非线性模型，由于式（2）与式（7）中包含二次项函数，参照文献19-20中方法将实际碳排放量和GT成本函数进行分段线性化处理，具体步骤见附录A。因此，上述所有表达式模型成为混合整数线性模型，可运用商业求解软件CPLEX进行求解。4算例分析4.1参数设置为验证本文所提模型的有效性，设置一天24 h为一个周期进行调度。VPP中的WT、PV及负荷预测值见附录图A1，分时电价见附录图A2。配置的GT机组为4 MW，将其成本线性化后，两段斜率系数分别为108/MW和359/MW；配置的ES设备容量为2 MW，初始蓄电量为1.4 MW，充放电效率均为95%；DR上调负荷和下调负荷量不超过该时刻总负荷量的5%；P2G设备额定功率为0.4 MW，能源转化率为64%；GST额定容量为400 m3，且存在初始气量50 m3，天然气购买价格为2.5/m3，出售价格为2.4/m3。在阶梯型碳交易模型中，设置碳交易基价为280/t，区间长度l为2 t，价格增长率为25%；生产单位电功率的碳排放权配额取边际排放因子和容量排放因子的加权平均值为0.421 3，火电机组和GT机组实际碳排放量计算系数见附录表A1，VPP内其余模型参数见附录表A2。4.2不同碳交易机制对比分析为验证本文所提含P2G激励机制的阶梯型碳交易模型有效性。本节设置5种不同模型，模型1为传统碳交易模型，在该模型下不对碳交易区间进行划分，对于超出碳排放配额的CO2直接按初始碳交易价进行结算；模型2仍为传统碳交易模型，但对碳价不再实行基准价格，碳交易价格为320/t；模型3为不考虑碳排放成本的阶梯型碳交易模型，在目标函数中仅考虑VPP内各单元的运行成本和购电成本；模型4为综合考虑阶梯型碳排放成本及VPP 运营成本的低碳经济调度模式；模型 5 在模型 4的基础上，考虑P2G参与碳交易的激励机制，在阶梯型碳交易成本中加入了P2G过程产生的碳排放收益。综合上述5种场景，得到调度结果如表1所示。由表 1 中模型 1 和模型 4 的调度结果对比可知，在采用阶梯型碳交易调度策略后，碳排放成本有所提升，但碳排放量降低了1 206.7 kg，这是因为采用阶梯型碳交易模型后，碳排放区间进行了严格的划分，随着碳排放量的逐渐增加，VPP运营商面临的碳排放价格会成倍增长，大大限制了对碳源的调用；VPP运营商总成本虽略有上升，但对于消纳内部“弃风弃光”、响应“双碳”政策起到了促进作用，总体上实现了低碳经济调度的目标。未来为阻止环境更加恶化，碳交易价格会进一步提升，由此对比模型2和模型3的调度结果，在高额的碳价下，VPP运营商会尽量减少外购电量，加强对碳排放的约束，为满足内部负荷需求，需要频繁调用其余单元，造成机组运行成本大幅上涨，从而总成本高于模型3。随着政府对电力行业的碳约束更为严格，阶梯型碳交易机制的引入使VPP调度更具多元化，在一定程度上可以保障VPP运营商的经济收益。对比模型3和模型4，由于模型3在目标函数中没有考虑碳排放成本，因而VPP运营商会尽量去购买更低价的天然气来供给发电，导致VPP内的GT机组表 15 种碳交易模型的调度成本Tab.1Dispatching costs for five carbon trading models模型12345碳排放量/kg35 139.132 587.236 832.633 932.432 914.1碳交易成本/1 998.91 465.64 106.32 071.61 643.9机组运行成本/24 834.326 273.924 468.125 324.525 468.2总成本/26 833.227 739.528 574.427 396.127 112.1徐韵等：基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度123第 35 卷一直处于高碳排状态，CO2排放量较模型3增加了2 900.2 kg，造成该模型在碳排放市场支出的成本远远高于其他模型，系统总成本也是5个模型中最高值。对比模型4和模型5的调度结果，碳排放量下降了3%，这是因为在考虑P2G的碳减排作用之后，VPP在碳交易市场需要支出的成本有所降低。虽然购买碳原料供给P2G机组运行，造成机组运行成本有所上升，但在系统总成本方面，模型5较模型4仍下降了1.04%。在模型4中P2G出力小于模型5，这是因为在不考虑P2G机组的激励作用时，其节能减排潜力没有被充分挖掘，在负荷低谷时，更多由ES消纳多余的电能。当目标函数中考虑该部分作用后，P2G设备运行积极性得到提升，尽量产生更多的天然气以进一步降低碳交易成本。综合上述分析，模型1因为采用传统的碳交易机制，碳排放价格为统一的基准值，因而总成本为5个模型中最低，但其节能减排潜力没有被充分挖掘，且VPP内部一定的新能源出力无法被消纳。模型2因为对碳排放量不再采用基准价格，VPP总成本显著上升，随着碳交易价格的上升，阶梯式碳交易和传统碳交易的系统成本差也将逐渐减小。模型3虽然机组运行成本为5个模型中最低，但因在调度过程中没有考虑碳交易成本，导致排放了巨量的CO2，使VPP运营商需要支付高额的碳排放成本。模型4在对碳排放量区间进行划分之后，VPP的碳排放量较传统模型显著下降。模型5为本文所提考虑P2G的阶梯型碳减排模型，该模型充分挖掘P2G节能减排的潜力，实现了VPP内多余电量的有效消纳，验证了其在低碳经济调度方面的有效性。4.3不同碳交易机制参数对低碳经济的影响分析在阶梯性碳交易模型中，不同的机制参数也会对VPP的低碳经济调度产生一定的影响。本文从碳交易基准价格、碳排放区间长度和碳交易价格增长率三方面进行综合分析比较。3个参数对总成本的影响如图2所示。由图2（a）可知，当碳交易价格低于290/t时，随着碳交易基价的上涨，碳排放成本在VPP总成本中所占比重也会逐渐升高，系统总成本也随之不断上涨，在这种情况下，VPP运营商会减少外购电量，从而加强对碳排放量的约束；当碳交易价格大于290/t时，VPP内部各机组出力已经趋于稳定，此时碳交易基价的上涨对碳排放量并无明显影响，但高额的碳价会使系统总成本进一步上升。因此，制定合适的碳交易基价不仅可以促进清洁机组上网，同时还可以激励运营商加强对碳排放量的约束。由图2（b）可知，当区间长度在0.5，2之间变化时，此时区间长度较小，VPP运营商需严格划分排碳量区间，以阶梯电价形式购买碳排放额度，因此碳排放量较少，VPP运营商需要支付的碳排放成本也较高；当区间长度在2，5之间变化时，此时碳排放区间较大，由于VPP内部存在负荷需求，在较大排放区间长度下，VPP运营商需要支付的碳价大部分处于较低区间，因此系统碳排放量上升幅度较大，碳交易成本也有所下降；当区间长度在5，8之间变化时，大幅度的区间长度使阶梯型碳交易机制较传统机制区分度不大，VPP运营商仅以碳交易基准价格便可排放内部产生的CO2，系统碳排放量也有所增加；当区间长度大于5之后，区间长度变化对碳排放已无影响，VPP机组出力处于稳定状态。总之，随着碳交易区间的逐渐增大，系统的碳排放量也随之增长，VPP需要支付的碳交易成本则会下降。（a）碳交易基价分析373635343332碳排放量/t碳交易基价/（t-1）200250350300150总成本碳排放量2.82.72.62.52.4总成本/（104）（b）区间长度分析33.933.633.333.032.7碳排放量/t区间长度/t12830总成本碳排放量2.92.82.72.6总成本/（104）4567（c）价格增长率分析34.534.033.533.032.532.0碳排放量/t价格增长率0.20.80总成本碳排放量2.92.82.72.62.5总成本/（104）0.40.6图 2不同碳交易机制参数对 VPP 影响分析Fig.2Analysis of impact of different carbon tradingmechanism parameters on VPP电 力 系 统 及 其 自 动 化 学 报124第 7 期由图2（c）可知，当价格增长率在0，0.4之间变化时，VPP面临的碳交易成本较高，运营商会尽量减少外购电量并调整内部机组出力，从而避免更多的碳排放量；当价格增长率在0.4，0.8之间变化时，由于VPP内部的固定负荷需求，各机组的出力情况会逐渐趋于稳定，碳排放量下降趋势也有所减缓。总之，随着价格增长率的增大，VPP面临的碳交易成本也逐渐变大，从而造成总成本也不断上升。结合上述分析，当碳交易基价小于290/t、碳排放区间长度小于5、价格增长率小于0.4时，VPP的碳排放量会有不同程度的下降；当碳交易基价大于290/t、碳排放区间长度大于5、价格增长率大于0.4时，VPP碳排放量则会逐渐趋于稳定，只会带来成本的不断上升。因此，对于VPP运营商，可根据碳交易基价、区间长度和价格增长率协调系统的碳交易成本和能源成本；对于监管机构，通过设置合理的碳排放机制参数，可对生产机构的碳排放量实现合理引导，但如果盲目制定高价来控制碳排放量，也会造成阶梯型碳交易制度失去意义的不利局面。4.4VPP 耦合协同调度计划分析本文设置包含P2G、ES、DR等灵活调度单元，VPP运营商可根据碳交易机制与分时电价制定合理的低碳经济调度计划，在电价低谷时段购电为ES进行充电和启动P2G设备，在负荷“尖峰”时段放出电量实现循坏利用。为避免购电产生的高额碳排放成本，当GT机组排放的CO2无法满足P2G转换需求时，VPP运营商可选择购买碳原料从而驱动P2G设备持续运行。为测算VPP低碳排与经济性目标下各组件出力情况，并体现引入GST和DR对VPP调度计划的影响，设置3个不同场景进行对比分析。场景1普通VPP运行场景，在该场景下，不考虑GST和DR的引入。场景2GST运行场景，在VPP内部P2G设备中引入GST，P2G过程产生的天然气可以选择存入GST，在适当时刻共给GT发电或出售给天然气网络。场景3在场景2的基础上再引入DR，综合分析VPP内各元件的协同耦合调度模式。1）场景1调度计划分析在场景1下，由于没有GST和DR的参与，P2G过程产生的天然气只能直接供给GT发电或在该时刻售卖给天然气网络，VPP中的电量转移只能通过ES和P2G实现，图3为场景1下的各单元出力情况。由图3可知，VPP运营商尽量在电价谷时段大量购电，由于该时段电价低于机组运行成本，除满足内部负荷需求外，剩余电量可供给ES存储及P2G转换，在负荷高峰时段，通过储能放电避免高价购电。为避免“弃风”现象，P2G在多数时段都消纳电量，导致部分碳缺口，VPP运营商需要购买碳原料5.2 t，从而规避惩罚成本和一部分购电碳排放成本。在P2G过程中，共产生277 m3的天然气，绝大部分用于供给内部GT机组，小部分直接出售给天然气网获利。P2G具体运行过程及天然气流向如图4所示，整体而言，P2G主要是在电价谷时段和平时段运行。2）场景2调度计划分析由于在场景1的基础上增设的GST，P2G过程产生的天然气流向有了更多的选择，除直接供给GT发电外，还可以在GST进行存储，在适当时段选择出售或供电。图5为场景2下的VPP整体调度计划。图 3场景 1 下 VPP 调度计划Fig.3VPP dispatching plan under Scenario 186420-2功率/MW时段/h5250光伏风电101520储能燃气轮机购电P2G设备图 4场景 1 下 P2G 运行过程及天然气流向Fig.4P2GoperationprocessandgasflowunderScenario1252015105天然气量/m3时段/h5250P2G-MT101520P2G售卖P2G产生的天然气图 5场景 2 下 VPP 调度计划Fig.5VPP dispatching plan under Scenario 286420-2功率/MW时段/h5250光伏风电101520储能燃气轮机购电P2G设备徐韵等：基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度125第 35 卷与场景1相比，VPP整体购电计划未发生太大差别。然而，由于GST的引入，P2G的运行较场景1更为活跃，因而也产生了更多的天然气，相对购买的碳原料量也有所提升。在场景2下，P2G过程共计产生天然气310 m3，P2G具体运行过程及天然气流向如图6所示。由图6可知，P2G过程产生的天然气主要是以直接供给GT发电为主，其余存入GST中的天然气则可选择流入GT或者天然气网。由于在算例参数设置中，天然气的出售价格低于购买价格，因而在调度过程中，VPP运营商优先选择把存储的天然气直供GT机组，在负荷高峰的20：0022：00放出绝大部分以满足负荷需求。对比场景1，虽然原料购买成本和机组运行成本有所上升，但更多的天然气产出量不仅提升了P2G设备的运行效率，也为VPP运营商减免了一部分碳排放成本。3）场景3调度计划分析场景3在场景2的基础上进一步引入了DR资源，通过ES、P2G、DR三者的耦合协同，VPP运营商可以指定更为灵活的调度计划，从而进一步减小运行成本。图7为场景3下的VPP整体调度计划。由于场景3在场景2的基础上引入了DR资源，进一步减小了ES和P2G的调节压力，该场景下需要购买的碳原料为5.05 t，因此产生的天然气量较场景2也有所下降。经过DR资源对负荷的灵活调控，VPP运营商的总成本也进一步下降。P2G具体运行过程及天然气流向如图8所示。综合对比上述 3 种运行场景，GST 引入能使P2G设备的气体流向更加灵活，可根据实际需求调整气体供给时间，在一定程度上减少因当前时段无法使用而出售的天然气量，从而间接减少GT机组的运行成本；DR资源的引入则可进一步节省VPP调度过程中产生的经济成本，大大提升了整体的运行效率。4.5不同碳原料价格对 VPP 成本影响分析VPP在进行低碳经济调度时，通过内部P2G设备可实现“气-电-气”有效循环，提升用能效率。然而P2G过程吸收的CO2量仅靠VPP内GT机组排放无法满足需求，还需要购买碳原料进行补充，碳原料价格会对VPP总运行成本产生影响。因此，本文对碳原料价格进行敏感性分析，以此测算不同碳原图 6场景 2 下 P2G 运行过程及天然气流向Fig.6P2GoperationprocessandgasflowunderScenario2（a）P2G 运行过程252015105天然气量/m3时段/h5250P2G-MT101520P2G售卖P2G产生的天然气（b）天然气流向12080400-40体积/m3时段/h5250101520GST内总量GST内天然气变化量图 7场景 3 下 VPP 调度计划Fig.7VPP dispatching plan under Scenario 386420功率/MW时段/h5250光伏风电101520储能燃气轮机购电P2G设备需求响应图 8场景 3 下 P2G 运行过程及天然气流向Fig.8P2GoperationprocessandgasflowunderScenario3（a）P2G 运行过程（b）天然气流向252015105天然气量/m3时段/h5250P2G-MT101520P2G-GSTP2G产生的天然气12080400-40体积/m3时段/h5250101520GST内总量GST内天然气变化量电 力 系 统 及 其 自 动 化 学 报126第 7 期料价格对VPP调度结果产生的影响。由图9可知，随着碳原料价格上涨，VPP运营成本也随之升高。进一步分析其对调度结果的影响，当碳原料价格低于60/t时，购买碳原料成本逐渐下降，P2G