计及碳交易-绿证和储能成本的含风光发电的电力系统优化调度

为促进传统电力行业的绿色发展和节能减排，将碳交易-绿色证书交易机制引入电力系统优化调度中，同时通过引入电储能系统、提升电力系统灵活性来促进新能源消纳。首先在碳配额初始分配的基础上对火电机组加入补偿配额，并建立了碳交易成本模型；然后，构建以总成本最低为目标的优化调度模型，综合考虑碳交易机制成本、绿证交易机制成本、储能运行成本以及常规火电机组运行成本、风电运行成本、光伏运行成本及系统各种约束条件；最后，通过仿真算例分析，验证了碳交易-绿证机制和储能的引入可有效优化能源结构，减少系统碳排放。     

考虑污染物限排的初期电力市场动态优化调度

在有功调度中考虑火电机组污染物限排目标可有效限制发电生产对环境的不利影响,促进发电厂商自主采用新技术降低污染物排放.为此,研究了初期电力市场短期发电计划中计及污染物排放控制的动态有功优化调度问题,着重考虑不同机组的发电成本及排污成本具有较大差异的特点,建立多个计及排污因素的动态优化调度问题的数学模型,并提出改进算法.算例表明,该模型可以在有功动态优化调度中有效控制发电机组的污染物排放.     

促进煤电产业协调发展的区域煤电一体化优化模型研究

煤炭和电力是能源系统紧密相连的上下游产业,但是目前的研究很少将两者联系起来,作为一个系统进行规划。以区域煤电一体化能源系统为研究对象,应用区间整数线性规划的方法,开发一个系统优化模型,以系统成本最小为目标,研究煤炭生产、输送、储存、配比,以及电厂扩容、生产和排污等问题。研究结果表明,煤电一体化能源系统优化模型能够有效反映和处理系统的复杂性和不确定性,满足煤电联营系统的运行和管理需求,提高能源系统的可靠性,减少污染物的排放,达到经济和环境效益双赢。     

电力行业节能减排途径探讨

近几年来,随着我国经济的迅猛发展,对电量的需求越来越大,促进了电力行业的发展。电力行业发展的同时排放出的二氧化硫也逐渐增加,可谓是各个行业排放二氧化硫量最多的,这也就使得电力行业成为了我国控制二氧化硫污染以及酸雨的主要行业。怎样降低能源的消耗、控制污染物的排放量,实现节能减排,是电力行业需要深入研究的课题。本文作者先介绍电力行业能耗和排污的情况,然后探讨电力行业节能减排的有效途径。     

计及碳配额与电量协同的双链耦合交易模型

电力系统低碳转型要求“多线出击”,仅依靠消纳高比例新能源难度日益增大，只有做到电、碳多元发展，才能实现全链条优化。在综合考虑碳配额与电量之间的关联度、匹配度和相对自由度等协同关系的基础上，研究“源网荷”各环节的各主体参与碳配额和电量的协同交易模式，构建碳配额与电量的双因素交易场景模型；结合具备弱中心化、分布式交易等特征的区块链技术与电碳市场构建的天然吻合性，研究碳配额交易链与电量交易链的耦合交易模型；以源端火力发电厂和清洁能源电厂为例，提出了双链下省级区域内各电厂间碳配额和发电量指标的交易模型架构。通过智能合约，将基于粒子群算法的多目标搜索优化算法进行程序化的脚本运行，实现对发电量指标交易模型的仿真和验证，同时对碳配额交易模型进行可行性分析，证实了所提交易方案的适应性和有效性，为电碳市场的构建提供参考。     

区域电力结构优化模型及温室气体减排潜力

如何实现电力行业温室气体的有效减排是当前亟待解决的问题.基于碳捕集技术分析,以区域发电成本最小化为目标,以碳排放量为约束条件,构建区域电力结构优化模型;分析在不同减排水平的场景下,区域电力行业不同发电方式的分配结果,论述碳捕集技术在火力发电中的应用前景.研究结果表明,在全年排放总量不变的前提下,基于电力需求动态调整逐月碳排放额度将有效降低发电总成本,降低碳捕集成本及太阳能发电成本将成为节能减排的下一个目标.此研究成果可供电力行业节能减排工作参考.     

可再生能源激励制度下的低碳经济电源规划

可再生能源发电技术的应用会对CO2减排产生积极作用,然而由于其不够成熟,因此出现高投资成本和低投资回报率的问题。为鼓励可再生能源发电技术的发展,电力行业提出了多种激励措施。将绿色证书交易机制和碳交易机制引入到电源规划模型中,考虑规划期内系统收益、投资成本以及运行成本,建立了以规划期内系统净收益最大为目标的低碳经济电源规划模型,在传统约束条件的基础上,增加了可再生能源配额、出售或购买绿色证书数量和碳交易量等约束条件。利用离散细菌群体趋药性算法(discrete bacterial colony chemotaxis algorithm,DBCC)进行优化求解,对低碳经济电源规划与传统电源规划优化结果进行了对比分析,并在不同碳税水平、不同碳排放限额、不同可再生能源配额比例3种情况下进行了灵敏度分析。算例结果验证了上述模型和算法的合理性。     

基于数据包络模型的电力行业碳排放权配额初始分配效率研究

随着全球气温的上升,减少温室气体排放已经成为全球共识,碳交易作为CO2减排的重要手段也越来越受到电力行业的重视.发电绩效标准作为电力行业碳排放权配额初始分配模式,越来越受到业内认可.排放权分配效率是评价排放权分配模式是否公平的标准,因此,使用数据包络分析模型对中国五大发电集团公司2013年的碳排放权配额初始分配的分配结果进行了评价.结果表明,五大发电集团CO2配额初始分配量当前值与改进值基本保持不变,从而证明了发电绩效标准对于电力行业碳排放配额初始分配的有效性和公平性.     

交互能源机制下多区域综合能源系统能源共享协同调度

能源共享需求下多区域综合能源系统存在集中调度决策变量多、约束复杂、区域主体信息隐私难以保护,以及传统分布式算法收敛不光滑、收敛速度慢等问题。为此,设计了交互能源机制下地区系统运营商进行多区域能源管理的框架,建立了考虑新能源不确定性的能源共享日前调度随机优化模型,并构建了基于绝对值函数线性化的代理增广拉格朗日松弛算法进行求解。基于所提模型和算法,地区系统运营商根据各区域提交的初始供求信息制定区域间的交易价格,各区域以运行成本、碳排放成本、弃光成本最小为目标优化设备出力和能源交互量,并进行迭代出清。算例结果表明所提模型能够有效提升区域运行效益,提高新能源消纳,且所提算法较常用分布式算法在求解速度和求解质量方面更具优越性。     

中国电力行业碳减排综合优化

2010年中国电力行业CO2排放量约占总排放量的一半,承担着CO2减排和缓解气候变化的主要责任。首先,简要介绍了中国电力行业CO2排放现状,然后分别从发电侧、需求侧、电网侧对各减排措施的应用和发展进行分析和评价。在此基础上,提出电力行业碳减排综合优化模型,将需求侧和电网侧的节能潜力等效成虚拟能源,并与发电侧的常规能源进行统一规划,获得经济效益和减排效益综合最优的能源配置方案。采用该模型对中国电力行业的发电能源(包括常规能源和虚拟能源)进行综合优化,结果表明,电力需求侧管理项目的推广和智能电网的建设可对中国电力行业CO2减排作出较大的贡献,在电力"十二五"规划的基础上,2015年和2020年可分别减少CO2排放10.0%和12.6%。     

节能减排调度环境下燃煤电厂发电成本分析

未来节能减排调度环境对发电企业提出了新的要求。燃煤发电企业需向交易中心申报自己的能源消耗和污染排放,同时,还要分析其能耗成本、环境成本以及其他成本,据此确定其应该申报的发电价格。通过对燃煤电厂的动态成本分析,确定了发电成本的组成要素,建立了成本要素的分析和计算模型。通过实例计算,得出了发电成本与机组负荷之间的关系,这可以为燃煤电厂控制发电成本、煤耗、污染排放提供参考。     

基于系统动力学的发电行业市场型碳减排政策影响分析

在碳减排和电力市场改革的背景下,发电行业市场型碳减排政策对电力市场改革进程及碳减排效果具有显著的影响。为此以发电行业的市场型碳减排政策为研究对象,构建了基于绿色证书交易市场、碳排放权交易市场、发电权交易市场及电力市场间的系统动力学模型,分析不同政策情景下,其对碳减排及电力市场的影响。结果表明：绿色证书交易市场对可再生能源发展具有明显的促进作用;碳排放权交易市场对火电发展存在抑制作用,且提高了上网电价;而发电权交易市场则能够缓解电价和碳价上涨,但会冲击绿色证书市场,导致绿色证书价格下跌。     

考虑碳交易的火电节能调度优化模型及应对模式

电力行业的发展所带来的环境问题日益突出,为发展低碳电力,将碳交易引入调度目标。构建以能耗成本与碳排放成本最小为目标的理想节能调度模型以及以发电燃煤成本与碳排放成本最小为目标的合同电量节能调度模型,分析碳交易下2种节能调度模式对火电的影响,并构建生物质与火电联合调度模型作为碳交易与节能调度双重约束下的应对模式。从节能减排、发电效益、机组运行3个方面构建调度效果评价指标体系。算例研究表明:高排放高耗能机组发电份额被进一步削减;理想模式比合同电量模式有较多的节能减排量、较高的发电收益及较差的机组运行稳定性;应对模式在3个方面都优于另外2种模式,通过分析碳交易对联合调度的影响验证了应对模式的合理性。     

电力碳排放区域分摊的原则与模型

电力行业是主要的碳排放部门,其碳排放产权的合理界定是区域减排合作的基础.针对电力跨区输送的碳排放产权界定问题,考虑电力供应的社会贡献和环境代价,提出了以公平性为基础的分摊原则.基于电力市场下潮流追踪思想,建立了碳流追踪数学模型.该模型通过追溯受电区域的电力来源进行碳排放产权的合理分配,有利于促成区域减排合作、促进能源结构和区域经济的协调发展.上述碳排放分摊原则和模型同样适用于电力碳交易市场,有利于从用户侧激励电力节能减排的实施.实际算例验证了上述方法的正确性和可行性     

碳税和能源税情景下的中国电力清洁技术选择

通过应用电力部门综合资源规划评价模型(IRPA),对在电力部门引入碳税和能源税后对发电技术选择、电价以及相应的环境排放的影响进行了研究。该模型是一个最小成本技术优化模型,通过比较在征收碳税和能源税后不同技术成本的变化,得出未来电力部门的技术构成、电力价格和环境排放。模型初步分析结果显示,在碳税和能源税税率分别达到25美元/tC和0.5美元/Mbtu时,通过对电力生产端和消费端的共同影响,电力部门的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物的排放将明显减少,技术构成也将得到明显改善。相比较而言,某些先进发电技术如煤气化联合循环、天然气联合循环等更具有成本竞争性,在未来规划中应给予优先考虑。     

空间耦合粒子群优化算法及峰谷电价下IES-CCHP区域联合调度

综合能源系统中电力、天然气和热力系统之间的交互影响具有一定的相关性。考虑能源间转换关系以及系统对分时电价的响应,以最小化购售电计划交易成本、燃料成本和排放污染气体所产生的环境成本为目标,建立峰谷电价下冷热电联供(CCHP)系统区域联合环保经济调度模型。为解决粒子群优化算法求解模型时存在的优化效率低、易陷入局部最优、计算结果随机性强等问题,提出一种空间耦合粒子群优化算法。在粒子寻优多维参数空间上,通过引入耦合协调数学模型将各维参数有效耦合,从而使所有参数从总体上同时趋向最优解。仿真结果表明,相比经典粒子群优化算法和改进粒子群优化算法,空间耦合粒子群优化算法有较强的全局搜索能力和更可靠的优化计算结果;所提CCHP系统的联合调度模型能有效促进能源的高效利用、电力的经济调度和节能减排。     

空间耦合粒子群优化算法及峰谷电价下IES-CCHP区域联合调度

综合能源系统中电力、天然气和热力系统之间的交互影响具有一定的相关性。考虑能源间转换关系以及系统对分时电价的响应,以最小化购售电计划交易成本、燃料成本和排放污染气体所产生的环境成本为目标,建立峰谷电价下冷热电联供(CCHP)系统区域联合环保经济调度模型。为解决粒子群优化算法求解模型时存在的优化效率低、易陷入局部最优、计算结果随机性强等问题,提出一种空间耦合粒子群优化算法。在粒子寻优多维参数空间上,通过引入耦合协调数学模型将各维参数有效耦合,从而使所有参数从总体上同时趋向最优解。仿真结果表明,相比经典粒子群优化算法和改进粒子群优化算法,空间耦合粒子群优化算法有较强的全局搜索能力和更可靠的优化计算结果; 所提CCHP系统的联合调度模型能有效促进能源的高效利用、电力的经济调度和节能减排。     

考虑电动汽车碳配额的电力系统调度分析

定义了电动汽车碳配额和碳收益的计算方法,以电动汽车减排量作为其获得的碳配额,可以出售获得利益。以火电利益最大和电动汽车充电成本最低为目标,建立了考虑电动汽车参与碳交易市场的调度模型,并使用多目标粒子群算法对模型进行求解。结果验证了当电动汽车拥有碳配额参与调度,在降低用户成本的同时,电动汽车的碳减排性能能够得到充分的发挥。最后,分析了碳配额价格、风电装机容量以及可调度的电动汽车数量对电动汽车参与调度的影响,发现清洁能源和电动汽车需要同步发展,是电动汽车绿色特性体现的重要基础。     

Economic dispatch with environmental considerations: tradeoff curves and emission reduction rates

With the increase in the environmental awareness and the passage of environmental regulations, the environmental constraints are having a significant impact on the operation of power systems. Traditional economic dispatch to minimize the fuel cost is inadequate when environmental emissions are also to be included in the operation of power plants. This paper presents a method to include the fuel cost and the environmental impacts of emission in the optimization process. Since minimizing the fuel cost and emissions are conflicting in nature, a multiobjective optimization method is being used to develop tradeoff curves for different types of emissions. The incremental cost of a unit emission reduction (emission reduction rate) is defined. Emission reduction rates are calculated for all non-inferior points on a tradeoff curve. These rates provide important information to the system dispatcher to run the system according to his/her preferences. Furthermore, emission reduction rates for a particular pollutant can be used for emissions allowance trading.