一种基于阶梯碳交易的虚拟电厂运行调度方法

1.本发明涉及虚拟电厂调度控制技术领域，尤其是涉及一种基于阶梯碳交易的虚拟电厂运行调度方法。


背景技术：

2.随着“碳达峰、碳中和”能源战略目标提出，加快构建以新能源为主体的新型电力系统成为未来相当长一段时期内能源领域的发展价值方向，从“源-荷-储”多环节挖掘节能减排潜力成为趋势。虚拟电厂(virtual power plant,vpp)作为整合可再生能源、可控负荷以及储能(energy storage，es)系统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、实现碳减排目标的重要载体。在“碳达峰、碳中和”能源战略背景下，vpp的优化研究也开始由传统的经济调度向低碳经济协同调度转变。
3.现有针对vpp的调度模型往往只注重其经济效益，忽略了vpp内部机组发电以及外购电量过程中产生的碳排放成本，在一定程度上抑制了vpp碳减排潜力的挖掘。现有技术针对vpp的低碳运行进行了一定研究：讨论vpp中碳捕集机组在降低碳排放方面的效果并结合风电(wind turbine，wt)-光伏(photovoltaic，pv)-水电机组制定了低碳调度策略；进一步定义碳捕集机组的双碳量模型，以能够有效平抑vpp内wt的不确定性；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。然而上述研究中所建立的碳排放模型较为粗糙，且没有关注碳交易市场的引导作用。
4.为此，有研究提出引入碳交易机制的核-火-vpp三阶段联合调峰模型，降低了系统的运行成本与碳排放；还有研究考虑碳交易机制对vpp碳减排的激励作用，运用统一型碳价对碳排放成本进行计算。上述研究成果虽然在一定程度上兼顾了系统运行的经济性与低碳性，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也较为宽松，无法对能源利用效率不同的生产单位进行显著区分，进而难以激发系统运营商自主减排的积极性。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，也能兼顾生产单位的运行经济性。
5.随着可再生能源在能源结构中的占比逐渐提高，具有碳捕获技术和消纳可再生能源的电转气(power to gas，p2g)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，对于提高能源利用效率、降低碳排放强度、落实“碳中和”战略提供了可行路径。比如有研究提出了p2g与碳捕集机组耦合的vpp低碳调度策略；考虑光热电站与p2g的灵活调节能力，从而缓解vpp的调峰压力；基于p2g构建的天然气生产和消费体系，以实现多区域vpp能源互联与贡献。然而，上述研究仅考虑了p2g设备在消纳可再生能源以及碳减排方面的收益，尚未关注p2g参与到碳交易市场的碳排放收益，对该收益所带来的的激励空间也有待进一步挖掘。当前的碳交易机制允许pv等新能源机组获得额外的碳排放收益，因而作为具有碳减排效益的p2g设备，理应同样具备相应的激励作用，有必要考虑到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，为当前双碳目标下的vpp运营提供可靠参考。


技术实现要素：

6.本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种基于阶梯碳交易的虚拟电厂运行调度方法，以能够可靠兼顾vpp运营的经济性与低碳性。
7.本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：一种基于阶梯碳交易的虚拟电厂运动调度方法，包括以下步骤：
8.s1、将碳交易机制引入vpp的调度模型中，构建划分碳排放区间的阶梯型碳交易计算模型；
9.s2、考虑p2g接入vpp后的低碳特性，得到p2g参与碳交易市场的激励机制，以构建完善的vpp实际碳排放模型；
10.s3、综合考虑机组运行成本、外购能源成本以及碳交易成本，建立适用于vpp的低碳经济调度模型；
11.s4、将低碳经济调度模型转化为混合整数线性模型、并进行求解，得到对应的调度策略；
12.s5、根据调度策略，相应控制vpp的运行工作状态。
13.进一步地，所述步骤s1的具体过程为：首先，构建含有wt、pv、燃气轮机(gas turbine，gt)、es(energy storage，储能)设备以及可控负荷的vpp运行架构，并在p2g设备中引入储气罐(gas storage tank，gst)，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运行架构的阶梯型碳交易模型。
14.进一步地，所述阶梯型碳交易模型包括初始碳排放权配额模型、运营商实际碳排放模型和阶梯型碳交易成本模型。
15.进一步地，所述初始碳排放权配额模型具体为：
[0016][0017]
其中，ef为监管部门为vpp运营商制定的无偿碳排放配额，θ为生产单位电功率的碳排放权配额，t为总的调度周期，δt为设定的单位调度时间间隔，p
b,t
、p
gt,t
分别为在t时刻的外购电量以及gt出力值。
[0018]
进一步地，所述运营商实际碳排放模型具体为：
[0019][0020]
其中，ea为vpp内机组实际产生的碳排放量，a1、b1、c1为火电机组的实际碳排放系数，a2、b2、c2为gt的实际碳排放系数。
[0021]
进一步地，所述阶梯型碳交易成本模型具体为：
[0022][0023]
其中，c
t
为vpp运营商需要支付的碳交易费用，μ为碳排放市场基准价格，l为每个碳排放量的区间长度，α为阶梯碳交易价格增长率，碳排放量每上升一个区间，碳交易交个就会增长αμ，当ea＜ef时，表示vpp运营商实际碳排放量低于免费碳排放额，对于超出部门，则按照碳市场基准价格进行出售。
[0024]
进一步地，所述步骤s2中vpp实际碳排放模型具体为：
[0025]ctotal
＝c
t-c
p
[0026][0027]
其中，c
p
为vpp运营商出售碳排放权收益，r
t,p2g
为p2g单元消耗单位电量所需的co2质量，r
e,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，p
p2g,t
为在p2g单元在t时刻消耗的电量，c
total
为vpp运营商完整的碳交易成本。
[0028]
进一步地，所述步骤s3中低碳经济调度模型的目标函数综合考虑了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(demand response,dr)补偿成本、新能源机组出力成本以及p2g的co2原料购买成本；
[0029]
所述步骤s3中低碳经济调度模型的约束条件包括vpp内部功率平衡约束、vpp与外部网络交互约束、p2g运行约束、vpp内部各单元约束。
[0030]
进一步地，所述目标函数具体为：
[0031][0032][0033][0034]ces,t
＝λ
es
(p
tcha
p
tdis
)
[0035][0036][0037]cdg,t
＝λ
wt
p
twt
λ
pv
p
tpv
[0038]
其中，p
b,t
、g
b,t
分别为vpp在t时刻的外购电量以及外购电价格，c
gt，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，c
p2g,t
、c
es,t
、c
gst,t
、c
dr,t
分别为p2g设备、es、gst、可控负荷在t时刻的运行成本，为需求响应成本，c
dg，t
为风、光发电成本；
[0039]agt
、b
gt
、c
gt
分别为gt燃料成本的二次项、一次项和常数项发电成本系数，分别为gt燃料成本的二次项、一次项和常数项发电成本系数，为布尔变量，分别表示vpp中的gt在t时段是否启动、停机，若启动则置1、否则置0，同理，停
机则置1、否则置0，分别为gt的启动和停止成本；
[0040]gco2
为购买co2原料的成本价格；
[0041]
λ
es
为es运行维护成本的单价，分别为vpp中es在t时段的充电功率和放电功率；
[0042]
λ
gst
为gst运行维护成本的单价，为t时刻p2g过程输入进gst的天然气量，分别为t时刻gst供给gt的天然气量以及出售给天然气网的气量；
[0043]
分别为可控负荷在t时段下调和上调补偿费用，分别为vpp在t时段对可中控负荷的调用量，为可控负荷的调用状态，其值为0时表示t时段不调用，其值为1时则表示在t时段被调用；
[0044]
λ
wt
和λ
pv
分别为风机和光伏单位功率成本，和分别为vpp在t时刻使用的风电功率和光伏功率。
[0045]
进一步地，所述vpp内部功率平衡约束具体为：
[0046]
p
wt,t
p
pv,t
p
b,t
p
gt,t
p
tdis
p
til
＝p
p2g,t
p
tcha
p
tload
[0047]
其中，p
wt,t
和p
pv,t
分别为vpp内风电和光伏机组在t时刻的预测出力值，为时刻t的负荷需求；
[0048]
所述vpp与外部网络交互约束具体为：
[0049][0050]
其中，和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，和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；
[0051]
所述p2g运行约束具体为：
[0052][0053][0054][0055][0056][0057][0058]
其中，q
gst,t
为gst在时刻t的储气量，和分别为gst中的天然气供给状态，具体约束是指gst不能在同一时刻进行储气和释气操作，为p2g额定产气功率，和分别为gst供给gt的天然气量最小值和最大值，为gst在t时刻释气量
的上下限，分别为gst储气容量的上下限；
[0059]
所述vpp内部各单元约束包括：
[0060]
gt运行约束条件，包括出力上下限约束，爬坡约束以及启停约束；
[0061]
es运行约束，包括充放电上下限约束、充放电状态约束、荷电状态约束；
[0062]
dr约束，包括最大削减量约束、响应速率约束、削减次数约束以及最大最小连续削减时间约束。
[0063]
与现有技术相比，本发明针对接入p2g技术的vpp结构，结合碳交易市场运行机制，提出了一种考虑p2g激励机制的阶梯型碳交易成本计算方法，并构建了基于碳交易的vpp低碳经济调度模型，相较于传统固定碳价的碳交易机制，阶梯型碳交易基于碳排放区间设置阶梯碳价，能够有效控制vpp系统的碳排放量，同时p2g技术的引入，能够进一步降低碳交易成本和系统运行总成本；
[0064]
本发明考虑到在vpp实际运行过程中，内部的p2g机组在电转气过程中可以吸收一部分的co2，该过程中的吸碳量也可以在碳交易市场出售，故本发明通过搭建适用于vpp的阶梯碳交易模型，并且考虑到p2g参与碳交易的激励机制，对现有的实际碳排放模型进行完善，从而确保碳排放成本计算的准确性，有效提升后续低碳运行调度的可靠性。
附图说明
[0065]
图1为本发明的方法流程示意图；
[0066]
图2为实施例中构建的vpp结构示意图；
[0067]
图3为实施例中vpp中风光出力及负荷预测值示意图；
[0068]
图4为实施例中分时电价变化曲线示意图；
[0069]
图5a～图5c为实施例中不同碳交易机制参数对vpp的影响曲线示意图；
[0070]
图6为实施例中不同碳原料价格下的虚拟电厂运行成本曲线示意图。
具体实施方式
[0071]
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。
[0072]
实施例
[0073]
如图1所示，一种基于阶梯碳交易的虚拟电厂运动调度方法，包括以下步骤：
[0074]
s1、将碳交易机制引入vpp的调度模型中，构建划分碳排放区间的阶梯型碳交易计算模型；
[0075]
s2、考虑p2g接入vpp后的低碳特性，得到p2g参与碳交易市场的激励机制，以构建完善的vpp实际碳排放模型；
[0076]
s3、综合考虑机组运行成本、外购能源成本以及碳交易成本，建立适用于vpp的低碳经济调度模型；
[0077]
s4、将低碳经济调度模型转化为混合整数线性模型、并进行求解，得到对应的调度策略；
[0078]
s5、根据调度策略，相应控制vpp的运行工作状态。
[0079]
本实施例应用上述技术方案，主要过程包括：
[0080]
一、构建含p2g设备的虚拟电厂低碳经济调度结构
[0081]
vpp内部聚合了多类型灵活性分布式资源，通过能量管理中心的调度满足内部电力负荷需求的同时，结合碳交易市场的引导机制，可以达到低碳经济运行的目标。本实施例建立的含p2g设备的vpp运行结构如图2所示，图中包含了各种能源流的流向。
[0082]
在vpp能量管理中心的调度下，p2g和es设备在分时电价的引导下进行“低储高发/用”，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。在引入了p2g设备之后，vpp内gt机组发电产生的co2可以直接参与“电转气”过程，且生成的天然气可以在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，能量管理中心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，进一步提升自身经济收益。因此，本技术方案结合gst以及p2g技术，以构建vpp低碳经济调度运行模式。
[0083]
二、建立电转气虚拟电厂碳交易机制模型
[0084]
碳市场交易作为低碳减排最有效的措施之一，其核心是监管部门通过建立合法的碳排放权并允许市场主体对其进行买卖，从而以交易机制的手段对各地的碳排放量实现有效控制。在该机制下，vpp自身的碳排放量可以成为自由交易的商品，在一定程度上可以激励运营商积极使用新能源，尽可能减少对燃气轮机的使用，以便能在碳交易市场获得更多收益。
[0085]
2.1、vpp阶梯型碳交易成本计算模型
[0086]
首先，监管部门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：第一种是vpp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；第二种情况下，vpp实际的碳排放量低于给定的免费额度时，生产商可以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。本技术方案所提出的阶梯型碳交易主要包括3部分：初始碳排放权配额、运营商实际碳排放以及碳交易成本。
[0087]
2.1.1、初始碳排放权配额模型
[0088]
本技术方案认为vpp运营商从外部电网购买的电能均来自于火电机组发电，因此vpp中存在两个碳排放源：gt以及外购的电力。目前我国的碳交易政策主要是根据该生产商的实际发电量确实无偿配额，因此vpp运营商的无偿配额主要由外购电量以及gt发出的电量确定，表达式如下：
[0089][0090]
式中：ef为监管部门为vpp运营商制定的无偿碳排放配额；θ为生产单位电功率的碳排放权配额，本实施例依据区域电网基准线排放因子，取0.4213；t为总的调度周期；δt单位调度时间间隔；p
b,t
、p
gt,t
分别为在t时刻的外购电量以及gt出力值。
[0091]
2.1.2、运营商实际碳排放模型
[0092]
参考现有技术中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由下式确定：
[0093][0094]
式中：ea为vpp内机组实际产生的碳排放量；a1、b1、c1为火电机组的实际碳排放系数；a2、b2、c2为gt的实际碳排放系数。
[0095]
2.1.3、阶梯型碳交易成本模型
[0096]
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，本技术方案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，所需碳补偿成本也将越高。阶梯型碳交易成本计算公式如下：
[0097][0098]
式中：c
t
为vpp运营商需要支付的碳交易费用；μ为碳排放市场基准价格；l为每个碳排放量的区间长度；α为阶梯碳交易价格增长率，碳排放量每上升一个区间，碳交易交个就会增长αμ；当ea＜ef时，表示vpp运营商实际碳排放量低于免费碳排放额，对于超出部门，可以按照碳市场基准价格进行出售获利。
[0099]
2.2、考虑p2g的碳排放成本模型
[0100]
在vpp实际运行过程中，内部的p2g机组在电转气过程中可以吸收一部分的co2，该过程中的吸碳量也可以在碳交易市场出售。然而，现有技术往往忽略了这一部分对成本的影响，因此本技术方案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，这部分的收益如下式所示：
[0101][0102]
式中：c
p
为vpp运营商出售碳排放权收益；r
t,p2g
为p2g单元消耗单位电量所需的co2质量；r
e,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；p
p2g,t
为在p2g单元在t时刻消耗的电量。在考虑了p2g的激励机制后，vpp运营商完整的碳交易成本c
total
为：
[0103]ctotal
＝c
t-c
p
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
[0104]
三、构建电转气虚拟电厂低碳经济调度模型
[0105]
3.1、目标函数
[0106]
本技术方案对含p2g虚拟电厂提出的低碳经济调度模型，旨在满足系统安全约束的条件下，实现低碳性与经济型的综合最优。目标函数中综合考虑了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(demand response,dr)补偿成本、新能源机组出力成本以及p2g的co2原料购买成本：
[0107][0108]
式中：p
b,t
、g
b,t
分别为vpp在t时刻的外购电量以及外购电价格；c
gt，t
表示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；c
p2g,t
、c
es,t
、c
gst,t
、c
dr,t
分别为p2g设备、es、gst、可控负荷在t时刻的运行成本，其中，可控负荷在t时刻的运行成本c
dr,t
即为需求响应成本c
dg，t
为风、光发电成本。每部分的具体表达式为：
[0109]
1)gt机组运行成本：
[0110][0111]
式中：a
gt
、b
gt
、c
gt
分别为gt燃料成本的二次项、一次项和常数项发电成本系数；为布尔变量，分别表示vpp中的gt在t时段是否启动、停机，启动则置1，否则置0，同理，停机则置1，否则置0；分别为gt的启动和停止成本。
[0112]
2)p2g设备运营成本：
[0113]
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以及外部购电提供，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。
[0114][0115]
式中：g
co2
为购买co2原料的成本价格。
[0116]
3)es运行维护成本：
[0117]ces,t
＝λ
es
(p
tcha
p
tdis
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(9)
[0118]
式中：λ
es
为es运行维护成本的单价；分别为vpp中的es在t时段的充电功率和放电功率。
[0119]
4)gst运行维护成本：
[0120][0121]
式中：λ
gst
为gst运行维护成本的单价；表示t时刻p2g过程输入进gst的天然气量；分别表示t时刻gst供给gt的天然气量以及出售给天然气网的气量。
[0122]
5)需求响应成本
[0123]
该部分成本表示为当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，具体表达式如下：
[0124][0125]
式中：分别为可控负荷在t时段下调和上调补偿费用；分别为vpp在t时段对可中控负荷的调用量；为可控负荷的调用状态，其值为0表示t时段不调用，其值为1表示在t时段被调用。
[0126]
6)新能源机组运行成本
[0127]cdg,t
＝λ
wt
p
twt
λ
pv
p
tpv
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(12)
[0128]
式中：λ
wt
、λ
pv
表示风机和光伏单位功率成本；表示vpp在t时刻使用的风
电功率和光伏功率。
[0129]
3.2、约束条件
[0130]
1)vpp内部功率平衡约束
[0131]
p
wt,t
p
pv,t
p
b,t
p
gt,t
p
tdis
p
til
＝p
p2g,t
p
tcha
p
tload
ꢀꢀꢀ
(13)
[0132]
式中：p
wt,t
、p
pv,t
表示vpp内风电和光伏机组在t时刻的预测出力值；表示时刻t时的负荷需求。
[0133]
2)vpp与外部网络交互约束
[0134]
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：
[0135][0136]
式中：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；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。
[0137]
3)p2g运行约束
[0138]
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以及天然气价对内部能源进行合理分配，在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如下：
[0139][0140][0141][0142][0143][0144][0145]
式中：q
gst,t
为gst在时刻t的储气量；分别表示gst中的天然气供给状态，式(16)的意义是gst不能在同一时刻进行储气和释气操作；表示p2g额定产气功率；分别为gst供给gt的天然气量最小值和最大值；表示gst在t时刻释气量的上下限；分别为gst储气容量的上下限。
[0146]
4)vpp内部各单元约束
[0147]
gt运行约束条件主要包括出力上下限约束，爬坡约束以及启停约束；es运行约束包括充放电上下限约束、充放电状态约束、荷电状态约束；dr约束主要包括最大削减量约束、响应速率约束、削减次数约束以及最大最小连续削减时间约束，上述各单元的具体约束
条件可参考现有技术获得。
[0148]
3.3、模型求解
[0149]
本实施例所构建的基于阶梯碳交易的电转气虚拟电厂低碳经济调度模型为混合整数非线性模型，式(2)与式(7)中包含二次项函数，将实际碳排放量进行分段线性化处理、将gt成本函数同样进行分段线性化处理，由此，上述模型成为混合整数线性模型，在matlab中通过yalmip调用商业优化软件cplex，即可进行求解。
[0150]
四、具体算例分析
[0151]
4.1、参数设置
[0152]
为验证本技术方案的有效性，本实施例设置一天24h为一个周期进行调度。vpp中内wt、pv及负荷预测值如图3所示，分时电价如图4所示。配置的gt机组为4mw，将其成本线性化后，两段斜率系数分别为108/mw和359元/mw。配置的es设备容量为2mw，初始蓄电量为0.6mw，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0.4mw，能源转化率为64％，gst额定容量为400立方米，且存在初始气量50立方米，天然气购买价格为2.5元/m3，出售价格为2.4元/m3。在阶梯型碳交易模型中，设置碳交易基价μ为280元/t，区间长度l为2t，价格增长率α为25％。生产单位电功率的碳排放权配额θ取边际排放因子以及容量排放因子的加权平均值0.4213，火电机组和gt机组实际碳排放量计算系数见表1，vpp内其余模型参数见表2。
[0153]
表1
[0154][0155][0156]
表2
[0157][0158]
4.2、不同碳交易机制对比分析
[0159]
为验证本技术方案所提含p2g激励机制的阶梯型碳交易模型有效性。本实施例设置四种不同模型，模型一为传统碳交易模型，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；模型二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以及购电成本；模型三为综合考虑阶梯型碳排放成本以及vpp运营成本的低碳经济调度模式；模型四在模型三的基础上，考
虑了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。综合上述四种场景，得到的调度结果如表3所示。
[0160]
表3
[0161]
模型碳排放量/kg碳交易成本/元机组运行成本/元总成本/元135139.11998.924834.326833.2236832.64106.324468.128574.4333932.42071.625324.527396.1432914.11643.925468.227112.1
[0162]
根据表3中对比模型一和模型三的调度结果，采用阶梯型碳交易调度策略后，碳排放成本有所提升，但是碳排放量降低了1206.7kg，这是因为采用了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，面临的碳交易价格也会成倍增长，这就对vpp的碳排放提出了严格的约束。虽然对vpp运营商，总成本有略微上升，但对于消纳内部“弃风弃光”、响应“双碳”政策起到了促进作用，总体而言实现了低碳经济调度的目标。对比模型二和模型三，由于模型二在目标函数中没用考虑碳排放成本，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机组一直处于高碳排状态，co2排放量较模型3增加了2900.2kg，造成该模型在碳排放市场支出的成本远远高于其他模型，系统总成本也是四个模型中最高值。对比模型三和模型四的调度结果，碳排放量下降了3％，这是因为在考虑了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。虽然由于购买碳原料供给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，模型四较模型三仍下降了1.04％。在模型三中p2g出力小于模型四，这是因为在不考虑p2g机组的激励作用时，其节能减排潜力没用被充分挖掘，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了提升，尽可能产生更多的天然气以进一步降低碳交易成本。
[0163]
综合上述分析，模型一因为采用传统的碳交易机制，碳排放价格采用统一的基准值，因而总成本为四个模型中最低，但其节能减排潜力没有充分被挖掘，且vpp内部存在一定的风电、光伏无法被消纳。模型二虽然机组运行成本为四个模型中最低，但因为在调度过程中没有考虑碳交易成本，因而排放了巨量的co2，使得vpp运营商需要支付高额的碳排放成本。模型三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实现了显著下降。模型四为本技术方案所提考虑p2g的阶梯型碳减排模型，充分挖掘了p2g的节能减排潜力，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。
[0164]
4.3、不同碳交易机制参数对低碳经济的影响分析
[0165]
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。本实施例从碳交易基准价格、碳排放区间长度以及碳交易价格增长率三方面进行综合分析比较。如图5a～5c所示为三个参数对总成本的影响。
[0166]
由图5a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。
[0167]
由图5b可知，当区间长度在[0.5，2]变化时，此时区间长度比较小，vpp运营商需要严格划分排碳量区间，以阶梯电价的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]变化时，此时碳排放区间较大，由于vpp内部存在负荷需求，在较大的排放区间长度下，vpp运营商需要支付的碳价在阶梯型碳交易机制中大部分处于较低区间，因此系统的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]变化时，大幅度的区间长度使得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就可以排放内部产生的co2,系统的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经没有影响，vpp机组出力已经处于稳定状态。总体而言，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。
[0168]
由图5c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，运营商会尽可能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。总体而言，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。
[0169]
结合上述分析，当碳交易基价小于290元/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；当参数大于上述值时，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，对于监管机构来说，通过设置合理的碳排放机制参数，可以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。
[0170]
4.4、不同碳原料价格对虚拟电厂成本影响分析
[0171]
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过程需要吸收的co2量仅靠vpp内gt机组排放还无法满足需求，还需要购买碳原料进行补充，碳原料的价格会对vpp总运行成本产生影响。因此，本实施例还对碳原料价格进行敏感性分析，以此测算不同碳原料价格对vpp调度结果产生的影响。
[0172]
由图6可知，随着碳原料价格的上涨，vpp的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元/t时，使得购买碳原料的成本逐渐下降，p2g设备的利用效率不断提升，从而产生了更多的天然气供给vpp内部gt机组发电，进一步减少了运行总成本；当碳原料价格高于65元/t时，p2g过程产出的天然气成本逐渐提升，vpp运营商更倾向于在天然气市场购气供给gt机组发电，而vpp内的可再生能源机组出力存在无法被全部消纳的情况，产生的惩罚成本进一步加剧了总成本的提升。结合上述分析，碳原料的定价会对vpp低碳经济调度产生一定的影响，合适的碳原料价格对促进p2g设备产气、提高可再生能源利用率以及提升系统运行稳定性具有积极意义。
[0173]
本实施例针对接入p2g技术的vpp结构，结合碳交易市场运行机制，提出了一种考虑p2g激励机制的阶梯型碳交易成本计算方法，构建了基于碳交易的vpp低碳经济调度模型。分析比较了不同碳交易机制下的调度结果，研究了vpp内灵活调度单元的耦合协同调度计划以及碳原料价格对系统运行的影响。所得结论如下：
[0174]
(1)相较于传统固定碳价的碳交易机制，阶梯型碳交易基于碳排放区间设置阶梯
碳价，有效控制了vpp系统的碳排放量，同时p2g技术的引入，能够进一步降低碳交易成本和系统运行总成本。
[0175]
(2)碳原料价格会对vpp的调度运行产生影响，恰当的碳原料价格能够鼓励p2g运行，从而在消纳可再生能源机组出力、合成低价天然气、降低系统碳排放量等方面存在积极意义。
[0176]
综上所述，本技术方案为进一步约束vpp的碳排放水平，优化vpp的运行总成本，提出了一种基于阶梯碳交易的电转气(p2g)vpp低碳经济调度模型。首先，将碳交易机制引入vpp的调度模型中，构建了划分碳排放区间的阶梯型碳交易计算模型；并考虑p2g接入后的低碳特性，得到p2g参与碳交易市场的激励机制，完善实际的vpp碳排放模型；接着，综合考虑机组运行成本、外购能源成本以及碳交易成本，建立了适用于vpp的低碳经济调度模型，并将原求解问题转化为混合整数线性问题。此外，还通过在实施例设置多个调度场景进行对比分析，验证了本技术方案所提模型在兼顾vpp运营经济性与低碳性方面的有效性，能够为vpp低碳调度运行提供有力的参考价值。