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多场景-阶梯式碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统优化（MATLAB模型）

news 2025/8/2 16:32:43

计及多元政策机制的电-热综合能源系统多场景优化调度研究

模型框架

本研究围绕综合能源系统（Integrated Energy System, IES）的低碳优化运行展开，主要工作包含以下三个层面：

需求响应建模： 根据负荷响应特性，将需求响应（Demand Response, DR）划分为价格型和替代型两类。针对价格型需求响应，建立了基于价格弹性矩阵的数学模型，量化分析电价变动对负荷需求的影响；针对替代型需求响应，则重点考虑了用能侧电能与热能之间的相互转换潜力，构建了相应的响应模型。
碳交易机制构建： 在碳排放管理方面，采用基准线法（Baseline Approach） 为系统内各主体无偿分配初始碳排放配额。同时，精确核算燃气轮机（Gas Turbine, GT）和燃气锅炉（Gas Boiler, GB）等关键设备的实际碳排放量。在此基础上，设计了一种适用于综合能源系统特点的碳交易机制，将碳排放成本内部化。
低碳优化模型与验证： 以系统总运行成本最小化为目标函数，该目标函数综合考虑了购能成本、参与碳交易产生的碳交易成本以及设备运维成本，建立了综合能源系统低碳优化运行模型。为验证模型有效性，研究设置了4类典型场景（如不同季节、不同能源价格、不同负荷水平等）进行仿真分析。
关键运行规律分析： 通过对仿真结果的深入分析（包括需求响应灵敏度分析、燃气轮机热电分配比例分析以及不同碳交易价格下的系统状态分析），揭示了以下关键规律：

1）合理配置价格型与替代型需求响应的比例；
2）优化调整燃气轮机的热电分配比例；
3）科学制定碳交易价格；
以上措施均能有效提升系统的运行经济性，并有助于实现系统经济性与低碳性目标的协同优化。

模型优化变量：

供能侧
- 可再生能源：风电机组（WT）、光伏机组（PV）
- 化石能源：燃气轮机（GT）

2.能量转换

余热回收锅炉（WHB）
有机朗肯循环余热发电装置（ORC）
燃气锅炉（GB）
电动热泵（EHP）
储能系统
蓄电池（ESS）
储热罐（TES）

模型目标函数：

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。

部分程序：


clc;clear;close all;% 程序初始化
%% 读取数据
shuju=xlsread('carbon+DR数据.xlsx'); %把一天划分为24小时
load_e=shuju(2,:); %初始电负荷
load_h=shuju(3,:); %初始热负荷
P_PV=shuju(4,:);    %光电预测
P_WT=shuju(5,:);    %风电预测
pe_b=shuju(6,:); %需求响应前电价
pe_a=shuju(7,:); %需求响应电价
ph_b=shuju(8,:); %需求响应前热价
ph_a=shuju(9,:); %需求响应热价
% %% 需求侧定义变量
% Z=zeros(24,24); %需求弹性矩阵
% e_W1=0.5;e_W2=0.3;e_W3=0.15;e_W4=0.05;%约束：固定、可转移、可消减、可替代负荷占比50%，30%，15%，5% 
% h_W1=0.5;h_W2=0.2;h_W3=0.2;h_W4=0.1;%约束：固定、可转移、可消减、可替代负荷占比50%，30%，15%，5%  
% Psl_e=zeros(1,24);%转移电负荷量
% Pcl_e=zeros(1,24);%消减电负荷量
% Prl_e=zeros(1,24);%电负荷被替代量
% Psl_h=zeros(1,24);%转移热负荷量
% Pcl_h=zeros(1,24);%消减热负荷量
% Prl_h=zeros(1,24);%热负荷被替代量
% P2H=1.83; %电转热系数
OP_load_e=zeros(1,24);%优化后的电负荷
OP_load_h=zeros(1,24);%优化后的热负荷
OP_load_e=load_e; %只考虑碳交易，优化后的负荷即为初始电负荷
OP_load_h=load_h; %只考虑碳交易，优化后的负荷即为初始热负荷
%% IES电网交互电价
price_buy_grid=shuju(7,:); %向电网购电价
price_sell_grid=shuju(10,:); %向电网售电价
%% 供应测定义机组变量
%CHP
P_GT=sdpvar(1,24,'full');%燃气轮机输出功率
e_GT=0.3;%燃气轮机供电效率
h_GT=0.4;%燃气轮机供热效率
P_WHB=sdpvar(1,24,'full');%余热锅炉输出功率
r_WHB=0.80;%热回收效率
P_ORC=sdpvar(1,24,'full');%ORC输出功率
r_ORC=0.80;%ORC效率
P_GB=sdpvar(1,24,'full');%燃气锅炉输出功率
h_GB=0.9;%燃气锅炉供热效率
P_HP=sdpvar(1,24,'full');%热泵输入功率
COP_HP=4.4;%电制冷机冷系数B_grid=sdpvar(1,24,'full');%购电电量S_grid=sdpvar(1,24,'full');%售电电量B_grid_sign=binvar(1,24,'full'); %购电标志
ES_char=sdpvar(1,24,'full');%储电系统充电
ES_dischar=sdpvar(1,24,'full');%储电系统放电
ES_char_sign=binvar(1,24,'full');%储电系统充电标志
ES_max=400; ES_loss=0.01;ES_c_char=0.95;ES_c_discharge=0.9;%电储能最大容量；自损系数；充、放能效率
HS_char=intvar(1,24,'full');%储热系统充热
HS_dischar=intvar(1,24,'full');%储热系统放热
HS_char_sign=binvar(1,24,'full'); %储热系统充热标志
HS_max=400; HS_loss=0.01;HS_c_char=0.95;HS_c_discharge=0.9;%热储能最大容量；自损系数；充、放能效率;原文0.8
% %% DR-需求侧响应优化
% Z_e=ElasticityMatrix(pe_a); %电价需求弹性矩阵
% Z_e_CL=diag(diag(Z_e)); %消减电负荷弹性矩阵,对角阵
% Z_e_SL=Z_e-Z_e_CL; %转移电负荷弹性矩阵
% 
% Z_h=ElasticityMatrix(ph_a); %热价需求弹性矩阵
% Z_h_CL=diag(diag(Z_h)); %消减热负荷弹性矩阵,对角阵
% Z_h_SL=Z_h-Z_h_CL; %转移热负荷弹性矩阵
% 
% %价格型需求响应
% [Psl_e,Pcl_e]=IBDR(Z_e_SL,Z_e_CL,load_e,pe_a,pe_b,e_W2,e_W3);
% [Psl_h,Pcl_h]=IBDR(Z_h_SL,Z_h_CL,load_h,ph_a,ph_b,h_W2,h_W3);
% %替代型需求响应
% [Prl_e,Prl_h]=RBDR(pe_a,ph_a,e_W4,h_W4);
% 
% OP_load_e=load_e+Psl_e+Pcl_e-Prl_e+Prl_h/P2H;%优化后的电负荷
% OP_load_h=load_h+Psl_h+Pcl_h-Prl_h+Prl_e*P2H;%优化后的热负荷
%%  IES供应侧储能约束     
ES_start=80;
HS_start=50;  %电储能和热储能的初始能量
for i=1:24ES(1,i)=ES_start+ES_char(1,i)*ES_c_char-ES_dischar(1,i)/ES_c_discharge; %储电初始容量约束ES_start=ES(1,i);
end
for i=1:23ES(1,i+1)= ES(1,i)*(1-ES_loss)+ES_char(1,i)*ES_c_char-ES_dischar(1,i)/ES_c_discharge; %储电容量约束
end
ES_start=ES(1,24);
for i=1:24EH(1,i)=HS_start+HS_char(1,i)*HS_c_char-HS_dischar(1,i)/HS_c_discharge; %储热初始容量约束HS_start=EH(1,i);
end
for i=1:23EH(1,i+1)= EH(1,i)*(1-HS_loss)+HS_char(1,i)*HS_c_char-HS_dischar(1,i)/HS_c_discharge; %储热容量约束
end
HS_start=EH(1,24);
%% IES供应侧优化
% 约束条件
C=[];
%%电储能设备运行约束for i=1:24  %运行约束C=[C,0<=ES_char(1,i)<=250*ES_char_sign(1,i)];C=[C,0<=ES_dischar(1,i)<=250*(1-ES_char_sign(1,i))];endfor i=1:24 %余量约束C=[C,0<=ES(1,i)<=400];end%热储能设备运行约束for i=1:24  %运行约束C=[C,0<=HS_char(1,i)<=250*HS_char_sign(1,i)];C=[C,0<=HS_dischar(1,i)<=250*(1-HS_char_sign(1,i))];endfor i=1:24 %余量约束C=[C,0<=EH(1,i)<=400];enda=0.5; 
%各个机组约束
for i=1:24   C = [C,0<=P_GT(i)<=4000];%燃气轮机上下限约束
%     C = [C,0<=P_WHB(i)<=1000];%余热锅炉上下限约束C = [C,0<=P_GB(i)<=1000];%燃气锅炉上下限约束 C = [C,0<=P_HP(i)<=400];%热泵上下限约束C = [C,0<=P_ORC(i)<=400];%ORC上下限约束C = [C,P_GT(i)*h_GT*r_WHB*a<=P_WHB(i)<=P_GT(i)*h_GT*r_WHB*a];%余热回收分配公式，a为分配系数C = [C,P_GT(i)*h_GT*r_ORC*(1-a)<= P_ORC(i)<=P_GT(i)*h_GT*r_ORC*(1-a)];C = [C, 0<= B_grid(i)<= B_grid_sign*1500];C = [C, 0<= S_grid(i)<=(1-B_grid_sign)*1500]; %外部电网联络线约束
end
%功率平衡约束
for i=1:24       
C = [C,B_grid(i)-S_grid(i)+P_WT(i)+P_PV(i)+e_GT*P_GT(i)+P_ORC(i)-P_HP(i)-ES_char(1,i)+ES_dischar(1,i)==OP_load_e(i)]; %电平衡
C = [C,P_WHB(i)+P_GB(i)+COP_HP*P_HP(i)-HS_char(1,i)+HS_dischar(1,i)==OP_load_h(i)];%热平衡约束
end
%% 目标函数
%碳交易机制下考虑需求响应的综合能源系统以系统总收益最大为目标函数。（与原文不同）
%收入
Income=pe_b*OP_load_e'+ph_b*OP_load_h';
%包含系统运维成本、购售成本、碳交易成本，三部分构成成本
% RIES运维成本
GT=0.04;%燃气轮机单位运维成本
WHB=0.025;%余热锅炉单位运维成本
HP=0.025;%热泵单位运维成本
PV=0.016;%光伏单位运维成本
WT=0.018;%风机单位运维成本
ES=0.018;%电储能单位运维成本
HS=0.016;%热储能单位运维成本
C_om=0;%运维成本