第43卷第1期2022年1月电力建设ElectricPowerConstructionVol.43No.1Jan.2022磅戔I机裥下考虑當求响裘的徐合铖源系紇优化il行魏震波、马新如'，郭毅2,魏平桉\卢炳文、张海涛1(1.四川大学电气工程学院，成都市610065;2.国网河南省电力公司濮阳供电公司，河南省濮阳市457000)摘要:综合能源系统是实现“双碳”目标的有效途径，为进一步挖掘其需求侧可调节潜力对碳减排的作用，提出了一种碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统优化运行模型。首先,根据负荷响应特性将需求响应分为价格型和替代型2类，分别建立了基于价格弹性矩阵的价格型需求响应模型，及考虑用能侧电能和热能相互转换的替代型需求响应模型;其次，采用基准线法为系统无偿分配碳排放配额，并考虑燃气轮机和燃气锅炉的实际碳排放量，构建一种面向综合能源系统的碳交易机制;最后，以购能成本、碳交易成本及运维成本之和最小为目标函数，建立综合能源系统低碳优化运行模型,并通过4类典型场景对所提模型的有效性进行了验证。通过对需求响应灵敏度、燃气轮机热分配比例和不同碳交易价格下系统的运行状态分析发现，合理分配价格型和替代型需求响应及燃气轮机产热比例有利于提高系统运行经济性，制定合理的碳交易价格可以实现系统经济性和低碳性协同。关键词:碳交易机制;需求响应;综合能源系统;优化运行OptimizedOperationofIntegratedEnergySystemConsideringDemandResponseunderCarbonTradingMechanismWEIZhenbo1,MAXinru1,GUOYi2,WEIPingan1,LUBingwen1,ZHANGHaitao1(1.CollegeofElectricalEngineering,SichuanUniversity,Chengdu610065,China；2.StateGridHenanElectricPowerCompanyPuyangPowerSupplyCompany,Puyang457000,HenanProvince,China)ABSTRACT：Theintegratedenergysystem(IES)isaneffectivewaytoachievethecarbonneutralityandemissionpeakvgoal.Inordertofurtherexploretheroleoftheadjustablepotentialofdemandsideoncarbonemissionreduction,anoptimizedoperationmodelofIESconsideringthedemandresponseunderthecarbontradingmechanismisproposed.Firstly,accordingtothecharacteristicsofloadresponse,thedemandresponseisdividedintotwotypes：price-typeandsubstitution-type.Theprice-typedemandresponsemodelisestablishedonthebasisofpriceelasticitymatrix,andthesubstitution-typedemandresponsemodelisconstructedbyconsideringtheconversionofelectricityandheat.Secondly,base-linemethodisusedtoallocatefreecarbonemissionquotaforthesystem,andconsideringtheactualcarbonemissionsofgasturbineandgasboiler,acarbontradingmechanismfortheIESisconstructed.Finally,alow-carbonoptimaloperationmodelofIESisestablished,whoseobjectiveistominimizethesumcostofenergypurchase,costofcarbontransactionandcostofIESoperationandmaintenance.Theeffectivenessoftheproposedmodelisverifiedthroughfourtypicalscenarios.Byanalyzingthesensitivityofdemandresponse,heatdistributionratioofgasturbineandtheoperatingstateofthesystemunderdifferentcarbontradingprices,itisfoundthatreasonableallocationofprice-typeandsubstitution-typedemandresponseandheatproductionratioofgasturbineisbeneficialtoimprovetheoperatingeconomyofthesystem.Makingreasonablecarbontradingpricecanrealizethecoordinationofsystemeconomyandlowcarbon.ThisworkissupportedbyNationalNaturalScienceFoundationofChina(No.51807125).KEYWORDS：carbontradingmechanism；demandresponse；integratedenergysystem；optimizedoperation中图分类号:TM73文献标志码：A文章编号：1000-7229(2022)01-0001-09DOI：10.12204/j.issn.1000-7229.2022.01.001基金项目：国家自然科学基金项目（51807丨25)http：//www.cepc.com.cn电力建设第43卷0引言2019年，电力行业二氧化碳排放占全国碳排放总量超过40%。2020年9月，我国提出争取2060年前实现碳中和的目标12,发展低碳电力迫在眉睫。目前，我闰正在逐步推行碳交易市场,努力通过市场手段实现二氧化碳“零排放”1341。碳交易机制能够优化系统资源配置、促进节能减排M1。文献[8]按照核电机组、火电机组和风电机组的实际出力免费分配初始碳排放权,考虑火电机组实际碳排放M计算碳交易成本，有效均衡经济和低碳效益；文献[9]将碳交易机制引人虚拟电厂，基于基准线法并根据可再生能源机组出力为碳源分配无偿的初始碳配额，提高了可再生能源消纳总量。需求响应（demandresponse,DR)能够提升供能侧和用能侧的双向互动。文献[10]引人价格弹性矩阵描述DR行为，并分析了DR缓解系统调峰压力的有效性；文献[11]基于价格弹性矩阵法建立了电、气负荷的DR模型，考虑热负荷的模糊感知和延时性建立了热负荷DR模型，并验证了模型能够提高能源利用效率；文献[12]将电负荷分为削减、转移、替代3种类型，统一根据响应量规划补偿成本，并采用饱和度和差异度指标衡M用户满意度。但以上文献或仅分析碳交易机制，或仅考虑需求响应，不利于协调系统低碳性和经济性由此，针对电热综合能源系统（integratedelectricity-heatenergysystem,IEHS)[13-141，通过引人碳交易机制可使碳排放权成为具有经济价值的吋调度资源，考虑DR11516]能够挖掘用能侧潜力，进而实现系统低碳经济运行。文献[17]对比了不同电、热负荷舒适度下系统的总运行成本和弃风弃光M，保证用户舒适度的基础上实现多能互补、降低运行成本并提高新能源消纳，但电负荷DR仅对可中断和可平移负荷简化建模；文献[18]计及电力市场和碳交易市场价格传导机制，将风、光等可再生能源发电M折算成减排,提出了包含冷热电联产机组运行和蓄电池储能控制策略的多能源系统综合需求侧响应方案，实现园区多能源系统的经济运行,但并未构建负荷侧精细化模型。综上现状与问题，本文提出一种碳交易机制下考虑DR的电热综合能源系统优化运行模型。首先,将需求响应分为价格型和替代型;其次，构建一种针对电热综合能源系统的碳交易机制；最后，通过算例仿真验证碳交易机制下考虑需求响应，能够实现削峰填谷、协同电热综合能源系统的经济性和低碳性，为电热综合能源系统低碳经济运行提供参考。1考虑DR的IEHS模型1.1旧HS架构IEHS能够实现电能、热能的互补协同，提高能源利用效率，满足用户多种能源梯级利用的同时保障持续可靠供能。本文构建了含需求响应的IEHS架构，如图I所示。在该系统中，电能和气能分别由上级电网、气网供应，从上级气网购气用来供给热电联产装置(combinedheatandpower,CHP)和燃气锅炉（gasboiler，GB)，剩余电能可出售给上级电网；能量稱合设备有CHP、热泵（heatpump，HP)和GB,能实现电热能量双向流动；CHP由燃气轮机（gasturbine，GT)、余热锅炉（wasteheatboiler,WHB)和基于有机朗肯循环（organicRankinecycle,ORC)的低温余热发电装置组成，运行方式为热电解耦，该运行方式能适应系统不同运行工况；HP和GB消纳风电并承担部分热负荷。引人DR可以平抑负荷曲线波动，实现电热的交互耦合、削峰填谷并降低运行成本，丨风电丨CHP上级电网1—WHB热泵蓄电池上级气网nHGB储热罐(需求响应)-电能流•气能流-►热能流IEHS架构图1Fig.1StructureofIEHS1.2DR模型DR指用户根据电价或激励机制调整自身用能行为，参与电网互动，从而优化负荷曲线，提升系统运行效率。根据负荷响应特性，将DR分为价格型需求响应和替代型需求响应。1.2.1价格型需求响应不同类型负荷对同一电价信号的敏感度存在差异，将价格型需求响应电负荷分为可削减负荷(curtailableload，CL)和可转移负荷（shiftableload，SL)，以下对两类负荷分別建模。1)CL特性分析及建模。CL通过对比DR前后本时段电价变化，从而选择是否削减自身负荷用价格需求弹性矩阵描述DR特性，弹性矩阵£(r,j)中第？行第）列元素即？时刻负荷对j时刻电价的弹性系数，定义为：http：//www.cepc.com.cn第1期媿震波，等:碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统优化运行式中：AP;,为DR后f时刻的负荷变化量；为f时刻初始负荷；Ap,为需求响应后_/时刻电价变化量；<为时刻初始电价。那么，DR后？时刻的可削减负荷变化Magu，为：=PCL.,YjECL(t,j)'〇;(2)y=iPt式中：为？时刻初始可削减负荷量;为CL价格需求弹性矩阵，为对角阵;0,为_/时刻电价。2)SL特性分析及建模。可转移负荷是指用户根据自身需求响应电价，可以实现工作时间灵活调整的负荷。以峰平谷分时电价为信号,可引导用户将高峰时段负荷转移到平谷时段。同理，用价格需求弹性矩阵描述DR特性，DR后f时刻的可转移负荷变化量AP;U为：=^,[l£SL(?J)^](3)7=1Pj式中：为r时刻初始可转移负荷量;心（U)为SL价格需求弹性矩阵。1.2.2替代型需求响应对某类可由热能或电能直接供应的热负荷而言，低电价时段可消耗电能，高电价时段可直接消耗热能以满足自身需求，从而实现电能和热能的相互替代：可替代负荷（replacableload,RL)模型为：AL：e=-srJALr'h(4)'W式中：Af、AL，分别为可替代的电负荷量和对应被替代的热负荷量；为电热替代系数；^h分别为电能和热能的单位热值；<P,.、％分別为电能和热能的能源利用率。式（4)中负号表示可替代电负荷的减少对应被替代热负荷的增加对该类负荷，需要考虑最大可替代负荷量约束：jAL-^AL；-^AL-(6)Ia/.：,;,'：^AL；-11«AL；mhx式中：AL=,、Ai:分别为可替代电负荷的最小、最大替代量；、AL：■丄分别为可替代热负荷的最小、最大替代量。2碳交易机制碳父易机制是将碳排放权作为商品在碳父易市场进行交易的一种机制，碳交易机制的实施能够有效推动碳减排。2.1无偿碳排放配额模型完善的碳交易机制首先需要确定碳排放配额，常见的碳排放配额分配方式有2种:无偿分配和有偿分配。无偿分配指预先分配给系统免费碳排放额度，以提高系统参与的积极性;有偿分配则要求系统为自身碳排放支付相应的费用。根据我国当前实际情况，采用无偿分配并基于基准线法为系统提供碳排放配额：对于本文建立的含DR的IEHS，碳排放源为GT和GB，GT发电且产热，GB仅产热，根据总的等效发热量为其分配碳排放配额，？时刻系统的碳排放配额五为：+P'；,k.,)(7)式中：k为区域单位电量碳排放分配额，由国家发展改革委规定的“2()19年度减排项目中国区域电网基准线排放因子”确定，本文采用系统区域的电量边际(operatingmargin,0M)排放因子和容量边际（buildmargin，BM)排放因子力口权平均得至IJ，取0.57t/(MW•h);,,分别为f时刻GT输出的电、热功率；P为电量的折算系数；为f时刻GB输出的热功率。2.2碳排放成本模型f时刻系统实际碳排放量为GT和GB之和，根据排放因子法，在本文中近似认为机组的实际碳排放量与机组出力成正比，则？时刻系统实际碳排放量£at、，为：+^GT,)(8)式中：〜a、分别为GT和GB的碳排放系数19,此处取0.610It/(MW•h)。为鼓励系统积极参与碳交易市场,本文构建的碳交易策略如下:用户可自行交易碳排放配额，即实际碳排放量小于碳排放配额，可以以市场价格出售剩余的碳排放配额获取收益；反之,需从市场买人超出的碳排放额度。由此J时刻碳交易成本Cea_,S:Q，，=H,(9)式中:^；a为碳交易市场价格。3旧HS优化运行模型3.1目标函数碳交易机制下考虑DR的IEHS优化运行模型旨在满足系统运行约束的前提下，实现整个网络经济性最佳。以购能成本CBuv、碳交易成本Cea及运维成本0^之和最小为目标函数：min/=CBuy+CCa+COP(10)1)购能成本CBuy。系统可以与上级电网进行电量交易，当发电量不能满足自身需求时从上级电网购http：//www.cepc.com.cn4电力建设第43卷电，相应地，当发电量盈余时将多余电ii出售给上级电网；此外，系统需要购买天然气维持CHP和GB运行。因此，购能成本为：c„u'=i(p;:x.,-户:乂,+()丨(id/=1式中：7■为一个运行周期；p;:,、分別为f时刻从上级电网购、售电功率；<,、/<,分別为？时刻购、售电电价；为/时刻购买天然气M;&为单位天然气价格2)碳交易成本Cea—个运行周期的碳交易成本为所有时刻成本之和：7.c,：a=ICca.,(12)/=13)运维成本CUPC〇p=t(13)f=I/=I式中：;_取1,2,…,6,分别代表风机、CHP、HP、GB、ES和HS;为设备/的运维系数;,为设备/的出力。3.2约束条件碳交易机制下考虑DR的IEHS优化运行约束有:风电出力约束、能M平衡约束、设备能量转换约束、储能设备约束和用户用电方式满意度约束。1)风电出力约束。供能侧清洁能源主要考虑风电，由于风电出力不确定性、电网传输能力等因素，系统往往无法消纳全部风电，即风电实际出力小于预测出力Plvr,^Plr.r(14)式中：Gu分别为：时刻风电实际出力和预测出力。2)能M平衡约束。本文构建的IEHS包括电能流、热能流和气能流，均需满足能量平衡约束，分别为：P，_〇•.Pe一PrIP',_1h,,一zs,f卞JWT，,_rHF\/卞厂CHP./卞JKSj一P^,=<,+AP；：1„,+AP；.,+Ai；-(15)p1.p1'.p1,ph.'lis_ph.rh_ph(),Afr.h1(；B./^1CHP./^1HP./^1MS,/~rHS./~1\.j^(16)Qk,=+Qr.n,(17)式中：G,,.,、分别为（时刻HP耗电功率和产热功率；、P::HP,分别为，时刻CHP产电功率、产热功率、耗气量；Pg:、P’K=分別为/时刻蓄电池放电、充电功率；py;、PlVd分別为<时刻储热罐放热、储热功率；P〔，、"丨:",分别为DR前丨时刻电负荷和热负荷量；，为/时刻GB耗气量：3)CHP约束。式（18)、（19)分別为（：册产电、产热约束,CHP产电由GT产电和低温余热发电装置产电两部分组成，CHP产热即为WHB产热；式(20)、（21)分别为GT气转电、气转热约束。=Per,,+P',u,.,(18)P'；,,,.=PlA^nn(19)P'；,,,=(20)Pcr,=(21)^ORL.,=^CT,(a/^_.(22)a,+/3,=1(23)0«a,,/3,^1(24)式中：为低温余热装置产电功率；A为f时刻GT产生的余热分配给WHB用以产热的比例；Twllli为WHB的热转换效率；<;T、分别为GT的气转电和气转热效率；为天然气热值，取9.88kW•h/m3;a,为Wit刻GT产生的余热分配给余热发电装置的比例;5(,Re为余热发电装置的发电效率。HP、GB能量转换约束、储能设备约束及设备耗能上下限约束，可参考文献[12]4)川户用电方式满意度约束:用户对用电方式改变的感受会影响响应的积极性，因此芩虑用户用电方式满意度约束：TSP^,+AP；':l.,+A/-,+A/-I■S=1-—-----------T----------------彡'…丨丨t=I(25)式中:s、5_分別为用户用电方式满意度和满意度最小值3.3求解方法本文所求问题为混合整数线性规划问题，首先分析价格咽;求响应和替代型需求响应，得到需求响应后的负荷曲线;然后，引入碳交易机制，并将碳交易机制下的碳交易成本作为目标函数的组成部分;最后，在满足风电出力约束、能量平衡约束、设备能量转换约束、储能设备约束和用户用电方式满意度约束的条件下，基I:MATLAB平台调用CPLEX求解器求解求解流程如图2所示4算例分析4.1基础数据以北方某工业园区为研究对象，以24h为一个运行周期，单位运行时间为1h系统中已安装设备有由GT、WHB和基于ORC的低温余热发电装置组成的CHP、HP、GB,参数见附表A1;天然气价格为2.55元/m、分时电价见附表A2;系统初始电、热负荷及风电预测出力见附图A1。http：//www.cepc.com.cn第1期魏震波，等:碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统优化运行2000150010005000S白白白團白勺束条件运维成本目标函数碳交易成本购能成本00:0004:0008:0012:0016:0020:0024:00时刻图3场景2电负荷构成Fig.3Compositionofelectricloadincase2场景2各设备电、热出力分别如图4、5所示:从图4、5可以看出系统设备运行情况及原因，具体分析见表2。此外，ES在低电价时段充电，在高电价时段放电,HS反之，提高了系统的灵活性。4.2.2需求响应灵敏度分析各类型需求响应的负荷占比影响系统DR实施效果，在4.2.1节场景2的基础上，分析系统价格型需求响应和替代型需求响应负荷占比对系统成本的影响。总运行成本-价格型需求响应负荷占比关系如图6所示。首先保持替代型负荷不变，设置CL和SL占制对于节能减排的促进作用；场景2的总运行成本、购能成本、碳交易成本、运维成本及实际碳排放量均小于场景1，这是由于碳交易机制下考虑需求响应不仅将高电价时段的部分负荷转移到低电价时段并削减部分负荷用能,还实现了用户侧电能和热能相互替代,平滑负荷曲线，由此，系统通过比较不同时段的购电、购气成本和GT、GB出力，从而选择较为经济且碳排放量较少的方式运行，有效协调了系统的运行经济性和低碳性。场景2电负荷构成如图3所示。从图3可以看出，相比原始负荷明显的峰平谷分布，CL响应峰平谷电价，在高电价时段（09:00—12:00、19:00—22:00)削减部分负荷;SL将部分高电价时段负荷（09:00—12:00、19:00—22:00)转移到低电价时段（00:00—08:00)，减少了高电价时段负荷，增加了低电价时段负荷，负荷曲线较为平滑；RL在高电价时段（09:00—12:00、19:00—22:00)将部分电负荷转化为热负荷，低电价时段（12:00—19:00、22:00—09:00)将部分热负荷转化为电负荷：：价格型需求响应和替代型需求响应协同作用，使负荷曲线平滑，实现了削峰填谷。■ICL变化量!000「DR前电负荷2500■SL变化量变化量-DR后电负荷设风能备储电暈能能出平量设力衡转备约约换约束束约束束基于MATLAB平台YALMIP工具箱调用CPLEX求解器求解图2求解流程Fig.2Flowchartofsolution4.2结果分析4.2.1碳交易机制下考虑DR的运行结果为验证所提模型的合理性，本文对以下4种场景进行对比分析。场景1:仅考虑碳交易机制；场景2:碳交易机制下考虑需求响应；场景3:仅考虑需求响应；场景4:不考虑碳交易机制且不考虑需求响应。各场景成本及实际碳排放量如表1所示。表1各场景成本Table1Dailyoperationcostin4cases场景总运行成本/元购能成本/元碳交易成本/元运维成本/元实际碳排放量/kg116445.1413080.52371.932992.6925402.65216170.1712849.77356.552963.8524361.20318140.7912353.642788.252998.9028164.14418528.7313765.752005.302757.6830255.56由表1可知，对比场景4,场景1的碳排放成本降低了81.45%，且实际碳排放量减少了4852.91kg,这是由于场景1考虑碳排放机制使得系统拥有初始碳排放配额，可以抵消一部分碳排放成本,而场景4须考虑实际碳排放量的全部成本;相比场景4,场景3购能成本减少j10.26%,这是由于考虑需求响应减少了峰时电负荷，增加了谷时电负荷，从而使得系统能够选择更为经济的购能方式;对比场景1、2,场景3的总运行成本较高、购能成本较低且碳交易成本和实际碳排放量较高，这表明了碳交易机碳交易机制需求响应后的负荷曲线需求响应11价格型替代型用电满意度约束http：//www.cepc.com.cn6电力让设第43卷25002()()()■CHP产热_GB产热aHP严热OHS产热■HS储热00:0004:0008:0012:0016:0020:0024:00时刻图5场景2各设备热出力Fig.5Heatoutputincase21.501——10152025303540价格型负荷山‘比/%图6总运行成本-价格型需求响应负荷占比关系Fig.6Relationshipbetweentotaloperatingcostandtheratioofprice-typedemandresponseload比分別为10%~40%，分析价格型需求响应对系统成本的影响从图6可以看出，随苕CL和SL占比増加，系统总运行成本降低，即总运行成本与价格型■从电网买电ESaCHP产电CZ3风电出力C=lES放电3000「25002000■HP耗电iES充电彡1500J1000500-50000:0004:0008:0012:0016:0020:0024:00时刻图4场景2各设备电出力Fig.4Poweroutputincase2w求响应负荷负相关，这是由丨'•总负荷不变时，增大CL和SL占比相当于增多丫价格型需求响应量，使高电价时段负荷减少、低电价时段负荷增多，降低了系统购能成本，从而降低总运行成本总运行成本-替代型需求响应负荷占比关系如阁7所小•从图7可以看出，设定CLSL占比分别为20%,当RL占比从10%增大到60%时，系统总运行成本增加，即总运行成本与替代塑需求响应负荷正相艾,W此协调价格型和替代型耑求响应的比例有利于提高运行经济性：4.2.3GT产热分配比例的影响CHP由GT、WHB和基于ORC的低温余热发电装置组成，运行方式为热电解耦，分析GT产热分配给WHB和发电装置的比例对系统运行的影响。成丰-GT产热分配给WHB比例关系如图8所示从图8nj•以看出，随着GT产热分配给WHB的比例增人，碳夂易成本和实际碳排放W左增加后减小.运维表2场景2系统运行分析Tabic2Systemoperationanalysisincase2时段类塑时段系统设备运行情况原因谷00:00—08-00系统依靠风电出力和从上级电网太电满足HP、HS充电和电负荷需求，以维持该时段的电功率平衡，热负荷由HP、GB和HS供给，实现热功率平衡一方面，风机运维成本较小，优先利用风电出力有利于降低运行成本，在风电出力仍尤法满足系统电负荷需求且该时段电价较低的情况下，从上级电网购电成本小于从上级气网购气成本；另一方面，HP供热效率高于CHP和GB，因此优先选择HP供热，在HP不能完全满足热负荷需求且该时段CHP不出力的情况下，采用GB供热平08：00—09：(X)12:00—19:0022：00—24：00系统依W风电和CHP出力满足HP和电负荷需求，热负荷由HP和CHP供给该时段电价相对较高，从1：级电网购电成本大于从上级气网购气成本峰09：00—12：0019：00—22：00系统依®风电、CHP出力和HS放电满足HP和电负荷需求，热负荷及HS储热由HP和CHP供给该时段电价相对较高，从丨:级气网购气比从上级电网购电经济505.6.6.5http：//www.ccpc.com.cn+购能成本__________________-碳交易成本一…y306090120碳交易价格/(元•kg1)图9成本碳价关系曲线Fig.9Cost-carbonpricecurve18001600140012001000800600400200150250000,230000-^210000_1%0001170000•^150000•130000■、-----一—11〇〇〇010306090120150碳交易价格/(元•kg’图10实际碳排放量碳价关系曲线Fig.10Actualcarbonemissions-carbonpricecurve2)随着碳交易价格的提高，碳交易成本先增后减，这是由于当碳交易价格较低时，实际碳排放量不变，碳交易成本随碳交易价格的增大而增大；当碳交易价格不断增大，系统实际碳排放量显著减少且减少幅度比价格增加幅度更大；随着碳交易价格的提高,系统购能成本先增大后趋于稳定，这是由于CHP出力增加,相应地增大了系统购气量。3)系统总运行成本随着碳交易价格的增速先快后趋于平缓，这是由于碳交易价格在总成本中相当于权重，当价格较低时，即权重较小，碳交易成本占总成本比例较小，系统总运行成本随着购能成本的增加而增加;随着碳交易价格提高，系统碳排放量基本不变，碳交易成本在碳价取120元/kg时达到最小，此后,碳交易成本、购能成本、总运行成本均増加，从以上分析可以看出，制定合理的碳交易价格可以促进系统经济性和低碳性的协同。5结论针对电热综合能源系统，本文建立了碳交易机制下考虑需求响应的优化运行模型，对比分析了4种场景的成本，并研究了碳交易价格对系统运行的影响,得出了以下结论：I)碳交易机制下考虑需求响应不仅将高电价时是由于系统为降低自身成本而响应碳价改变,成本与分配比例呈负相关，而系统购能成本增加，且购能成本增加幅度明显大于碳交易成本和运维成本的减少，由此导致系统总运行成本增加1.75「1.70^1.65链菡1.60雄1.55102030405060替代型负荷占比/%图7总运行成本替代型需求响应负荷占比关系Fig.7Relationshipbetweentotaloperatingcostandtheratioofalternative-typedemandresponseload图8成本-GT产热分配给WHB比例关系Fig.8Cost-GTheatgenerationallocationtoWHBproportionalrelationship4.2.4碳交易价格对系统运行的影响碳交易价格是目标函数的权重，所以碳交易价格的变化会影响碳排放量、碳交易成本和购能成本，进而影响系统总运行成本。为研究碳交易价格对系统运行的影响，绘制了总运行成本、购能成本、碳交易成本及实际碳排放量与碳交易价格的关系曲线，如图9和图10所示。分析图9和图10可知：1)当碳交易价格较低（小于20兀/kg)时，随着系统碳交易价格的提高，系统碳排放量基本不变，这是由于碳交易价格增加过小，不足以激励系统改变自身行为;随着碳交易价格的继续提高，系统碳排放量明显减少，当碳交易价格取120元/kg，碳排放M基本不变，这第〗期魏震波，等:碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统优化运行http：//www.cepc.com.cn电力建设第43卷段的部分负荷转移到低电价时段并削减部分负荷用能，还实现了用户侧电能和热能相互替代，平滑负荷曲线；同时，灵活选择购能方式，有效协调了系统的运行经济性和低碳性_2)增大价格型需求响应负荷可以降低运行成本，协调价格型和替代型需求响应的比例有利于提局运行经济性。3)随着GT产热分配给WHB的比例增大，碳交易成本和实际碳排放量先增加后减小,运维成本与分配比例呈负相关，系统总运行成本增加4)随着碳交易价格的提高，碳交易成本先增加后减小，系统总运行成本随着碳交易价格的增速先快后趋于平缓，不同碳交易价格会影响系统运行成本和碳排放M,制定合理的碳交易价格能够协同低碳性和经济性。下一步将针对含电、热、气负荷的电热气综合能源系统，对气负荷需求响应、阶梯型碳交易机制和需求响应不确定性对系统运行的影响进行更加深入的研究。6参考文献[1]李晖，刘栋，姚丹阳.面向碳达峰碳中和R标的我国电力系统发展研判[J].中国电机工程学报，2021，41(18):62454259.LIHui,LIUDong,YAODanyang.AnalysisandreflectiononthedevelopmentofpowersystemtowardsthegoalofcarbonemissionpeakandcarbonneutralityJ.ProceedingsoftheCSEE,2021,41(18)：6245-6259.[2]MALLAPATYS.HowChinacouldbecarbonneutralbymid­century；J；.Nature,2020,586(7830)：482483.[3]王文文，孙文静，孙慧，等.我国碳排放管控现状与未来展望[J].现代化丁.，2021，41(2):19-22.WANGWenwen,SUNWenjing,SUNHui,etal.CurrentsituationandfutureprospectofcarbonemissioncontrolinChina[J].ModemChemicalIndustry,2021,41(2)：19-22.[4]王科，陈沫.中国碳交易市场回顾与展望[J].北京理丁大学学报（社会科学版），2018,20(2):24-31.WANGKe,CHENMo.ReviewandprospectofChina'scarbontradingsystem[J.JournalofBeijingInstituteofTechnology(SocialSciencesEdition),2018,20(2)：24-31.5]HOUQ,GUANY,YUS.Stochasticdifferentialgamemodelanalysisofemission-reductiontechnologyundercost-sharingcontractsinthecarbontradingmarket[J.IEEEAccess,2020,8：167328-167340.[6]杨欢红，谢明洋，黄文焘，等.含废物处理的城市综合能源系统低碳经济运行策略[J].电网技术，2021，45(9):3545-3552.YANGHuanhong,XIEMingyang,HUANGWentao,etal.Low-carboneconomicoperationofurbanintegratedenergysystemincludingwastetreatmentJ.PowerSystemTechnology,2021,45(9)：3545-3552.[7]张晓辉，梁军雪，赵翠妹，等.基于碳交易的含燃气机组的低碳电源规划[J].太阳能学报，2020,41(7):92-98.ZHANGXiaohui,LIANGJunxue,ZHAOCuimei,etal.Researchonlow-carbonpowerplanningwithgasturbineunitsbasedoncarbontransactions[J].ActaEnergiaeSolarisSinica,2020，41(7):92-98.[8]李旭东，艾欣，胡俊杰，等.计及碳交易机制的核-火-虚拟电厂:阶段联合调峰策略研究[J].电网技术，2019,43(7):2460-2470.LIXudong,AlXin,HUJunjie,etal.Three-stagecombinedpeakregulationstrategyfornuclear-thermal-virtualpowerplantconsideringcarbontradingmechanismlJ]•PowerSystemTechnology,2019,43(7)：2460-2470.[9]张立辉，戴谷禹，聂青云，等.碳交易机制下计及用电行为的虚拟电厂经济调度模型[•!].电力系统保护与控制，2020,48(24):154-163.ZHANGLihui,DA丨Guyu,NIEQingyun,etal.Economicdispatchmodelofvirtualpowerplantconsideringelectricityconsumptionunderacarbontradingmechanism[J.PowerSystemProtectionandControl,2020,48(24)：154-163.[10]崔杨，修志坚，刘闯，等.计及需求响应与火-储深度调峰定价策略的电力系统双层优化调度[J].中国电机T程学报，2021，41(13)：44034414.CUIYang,XIUZhijian.LIUChuang,etal.DualleveloptimaldispatchofpowersystemconsideringdemandresponseandpricingstrategyondeeppeakregulationJ.ProceedingsoftheCSEE,2021,41(13).4403-4414.[11]张涛，郭玥彤，李逸鸿，等.计及电气热综合需求响应的IX域综合能源系统优化调度[•!:.电力系统保护与控制，2021，49(1):52-61.ZHANGTao，GUOYuetong，LIYihong，etal.Optimizationschedulingofregionalintegratedenergysystemsbasedonelectric-thermal-gasintegrateddemandresponse[J].PowerSystemProtectionandControl,2021,49(1)：52-61.[12]媿震波，任小林，黄宇涵.考虑综合需求侧响应的区域综合能源系统多目标优化调度[J].电力建设，2020,41(7):92-99•WEIZhenbo,RENXiaolin,HUANGYuhan.Multi-objectiveoptimaldispatchforintegratedenergysystemconsideringintegrateddemandresponse[J.ElectricPowerConstruction,2020,41(7)：92-99.[13]刘洪，赵晨晓，葛少云，等.基于精细化热网模型的电热综合能源系统时序潮流计算[J].电力系统自动化，2021，45(4):63-72.LIUHong,ZHAOChenxiao,GEShaoyun,etal.Sequentialpowerflowcalculationofpower-heatintegratedenergysystembasedonrefinedheatnetworkmodel[J.AutomationofElectricPowerSystems,2021,45(4)：63-72.[14]d涵彬，李培强，王继飞，等.考虑电/热储能互补协调的综合能源系统优化调度[•!].电工技术学报，2020,35(21):4532-4543.DIAOHanbin,LIPeiqiang,WANGJifei,etal.Optimaldispatchofintegratedenergysystemconsideringcomplementarycoordinationofelectric/thermalenergystorage[J].TransactionsofChinaElectrotechnicalSociety,2020,35(21)：4532^543.[15]杨海柱，李梦龙，江昭阳，等.考虑需求侧电热气负荷响应的区域综合能源系统优化运行[J].电力系统保护与控制，2020,48(10)：30-37.YANGHaizhu,LIMenglong,JIANGZhaoyang,etal.Optimaloperationofregionalintegratedenergysystemconsideringdemandsideelectricityheatandnatural-gasloadsresponse^J].PowerSystemProtectionandControl,2020,48(10)：30-37.[161HUANGWJ,ZHANGN,KANGCQ,etal.Fromdemandresponsetointegrateddemandresponse：ReviewandprospectofresearchandapplicationJ1.ProtectionandControlofModemhttp：//www.cepc.com.cn第1期魏震波，等:碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统优化运行900:0004:0008:00丨2:0016:0020:0024:00时刻图A2场景1及场景2负荷曲线Fig.A2Loadcurveincase1andcase2PowerSystems,2019,4(1)：1-13.[17]王仕炬，刘天琪，何川，等.基于舒适度的需求响应与碳交易的园区综合能源经济调度[J/OL].电测与仪表，2021:1-9[2021-11-19].http：//kns.cnki.net/kcms/detail/23.1202.TH.20210427.0849.002.html.WANGShiju,LIUTianqi,HEChuan,etal.Comfortdemandresponseandcarbontradingbasedcomprehensiveenergyeconomicdispatchinginindustrialparks[J/OL].ElectricalMeasurement&Instrumentation,2021：1-9[2021-11-19].http：//kns.cnki.net/kcms/detail/23.1202.TH.20210427.0849.002.html.[18]陈锦涛，杨苹，陈滢，等.基于综合需求侧响应策略的园区多能源系统优化运行[J].可再生能源，2021，39(2):222-228.CHENJintao,YANGPing,CHENYing,etal.Optimizedoperationofmulti-energysystemintheindustrialparkbasedonintegrateddemandresponsestrategy[J]_RenewableEnergyResources,2021,39(2)：222-228.[19]生态环境部办公厅.企业温室气体排放核算方法与报告指南：发电设施[R].北京：生态环境部办公厅，2021.附录表A1设备参数TableAlParametersofdevices设备类型设备参数数值安装容量/kW4000GT电效率0.3热效率0.4安装容量/kW1000GB效率0.9WHB效率0.8安装容量/kW400HP效率4.4基于ORC的低温安装容量/kW400效率0.8余热发电装置切除系数0.15最大容量/(kWh)400储热罐初始储热量/(kW.h)50充/放热效率0.95/0.90最大充放热功率/kW250最大容量/(kW-h)400蓄电池初始电量/(kW-h)80充/放电效率0.95/0.90最大充放电功率/kW250收稿日期:2021~05-19作者简介：魏震波（1978)，男，博士，副教授，研究方向为复杂系统及其理论、电力系统安全稳定分析与控制及电力市场，E-mail:weizhenbo@scu.edu.cn;马新如（1996)，女，硕士研究生，研究方向为综合能源系统，E-mail：18339116208@163.com；郭毅（1996)，男，硕士，主要研究方向为能源互联网，E-mail:269495669@qq.com；魏平桉（1994)，男，硕士，主要研究方向为能源互联网，E-mail:1150515270@qq.com；卢炳文（1994)，男，硕士，主要研究方向为综合能源系统的建模、规划和运行,E-mail:1845721351@qq.com;张海涛（1997)，男，硕士研究生，主要研究方向为微电网优化运行，E-mail:310779823@qq.com(编辑景贺峰)A表A2分时电价TableA2Time-of-useprice时段类型时段电价/[元•(kW•h)峰09:00—12:0019：00—22：001.09平08：00—09：0012:00—19:0022:00—24:000.68谷00：00—08：000.35时刻图A1初始负荷及风电预测出力Fig.AlInitialloadandexpectedwindpower3000--初始电负荷一场景2需求响应后电负荷一初始热负荷一运52需永响应后热负淸http：//www.cepc.com.cn