陳錦鵬，胡志堅，陳穎光，陳嘉濱，陳緯楠，高明鑫，林銘蓉，杜一星

（1. 武漢大學 電氣與自動化學院，湖北 武漢 430000；2. 福建華電金湖電力有限公司，福建 三明 365000；3. 華電福新能源有限公司 南靖水力發(fā)電廠，福建 漳州 363000）

0 引言

社會經(jīng)濟發(fā)展給環(huán)境帶來了巨大的負擔［1］，溫室氣體的大量排放進一步導致全球氣候變暖［2］。在此大背景下，我國表示力爭在2030 年前實現(xiàn)碳達峰，2060年前實現(xiàn)碳中和［3］。電力行業(yè)作為能源消耗的主體，其碳排放量在碳排放總量中占了很大的比重，實現(xiàn)低碳電力將有望加速實現(xiàn)碳減排的目標［4］。

綜合能源系統(tǒng)IES（Integrated Energy System）內部耦合了多種能源進行聯(lián)合供應，能滿足終端多能負荷需求，進一步優(yōu)化了多能系統(tǒng)的低碳經(jīng)濟性［5］。

目前多數(shù)文獻著重考慮IES的經(jīng)濟性［6-7］，忽略了IES 實現(xiàn)碳減排的巨大潛力。也有些文獻針對IES的低碳運行進行了研究，如：文獻［8］建立了微網(wǎng)與配電網(wǎng)的重復博弈模型，結合等效碳排放系數(shù)將CO2排放成本納入經(jīng)濟成本中；文獻［9］討論了碳捕集技術降低碳排放的效果并結合需求響應提出了低碳經(jīng)濟運行策略。但文獻［8-9］所建立的碳排放模型過于簡單，且忽略了碳交易市場的引導作用。為此，文獻［10-11］引入碳交易機制及碳排放計算模型，提出了計及碳交易成本的IES優(yōu)化調度模型；文獻［3，12］提出了階梯式碳交易機制，進一步約束了碳排放。

促進清潔能源消納是節(jié)能減排的重要途徑，然而風電的反調峰特性導致棄風問題尤為突出［13］。有學者提出運用電轉氣P2G（Power-to-Gas）將富余電能轉化為天然氣，極大提高了風電的消納［14-15］，其中文獻［14］構建了含P2G 的IES，考慮多個獨立能源商，結合納什討價還價策略進行博弈。然而，現(xiàn)有研究在對P2G 建模時大多只考慮電轉天然氣的過程。實際上，P2G的工作包含電制氫氣和氫氣轉天然氣2個過程。文獻［5］指出電制天然氣的效率僅為55%，而電制氫氣的效率高達80%，并且氫氣的燃燒效率高于天然氣，且不產(chǎn)生碳排放。因此，細化研究P2G的制氫環(huán)節(jié)中氫能的高效、清潔利用具有重大意義。

含熱電聯(lián)產(chǎn)CHP（Combined Heat and Power）的優(yōu)化運行也取得了一定成果［16-18］，其中文獻［17］結合CHP的熱電耦合特性，根據(jù)IES內部的負荷需求提出一種基于分時電價、氣價的經(jīng)濟運行策略。現(xiàn)有文獻在對CHP 建模時，大多假定其熱電比為恒定，導致CHP 出力往往不能與實際用能需求相匹配，運行不經(jīng)濟。為此，文獻［19］考慮了CHP 熱電比可調特性，提高了CHP供能效益，優(yōu)化了系統(tǒng)經(jīng)濟運行。

通過上述分析可知，多數(shù)文獻建立的碳排放模型過于簡單，未充分考慮碳交易市場的作用；在運用P2G 促進風電消納時，鮮有考慮P2G 兩階段運行過程具備的效益；在含CHP 優(yōu)化運行時較少考慮可調熱電比所具備的潛在優(yōu)勢。同時，鮮有文獻綜合考慮階梯式碳交易機制、細化P2G 兩階段運行以及熱電比可調的CHP 裝置三者協(xié)同運行對IES 調度的影響。未來能源系統(tǒng)將迎來多種轉型與變革，尤其是各種低碳與清潔技術的應用，各種轉型與變革并非孤立存在，而是相輔相成，協(xié)同發(fā)展。因此有必要深入研究上述三者協(xié)同運行對IES優(yōu)化調度的影響。

為此，在上述研究基礎上，本文綜合考慮階梯式碳交易機制、細化P2G 兩階段運行過程以及熱電比可調的CHP、氫燃料電池HFC（Hydrogen Fuel Cell）運行策略對IES 優(yōu)化調度的影響，構建了以購能成本、碳排放成本、棄風成本最小的低碳經(jīng)濟運行目標，并將原問題轉化為混合整數(shù)線性問題，運用CPLEX 商業(yè)求解器進行求解，并通過對比分析不同情景的調度結果，驗證了所提策略的有效性。

1 含階梯式碳交易機制與電制氫的IES運行框架

集合多種能源形式的IES 通過多種能源與供能設備滿足內部的能源需求。本文在傳統(tǒng)模型的基礎上，引入階梯式碳交易機制，同時細化考慮了P2G裝置兩階段運行過程中氫能的高效利用以及CHP 設備熱電比可調特性，具體框架如圖1所示。

圖1 IES運行圖Fig.1 Operation diagram of IES

由圖1可知，本文建立的IES低碳經(jīng)濟調度框架主要包含5 個單元：上級能源供給單元、耦合設備單元、儲能設備單元、終端用能單元、碳交易市場單元。分布式電源為IES 提供可再生的清潔能源；電解槽EL（ELectrolyzer）將電能轉化為氫能，氫能經(jīng)由甲烷反應器MR（Methane Reactor）進一步轉化為天然氣，也可直接供給HFC 進行氫能的熱電生產(chǎn)，減少能源的梯級消耗，提高能源的利用率；燃氣鍋爐GB（Gas Boiler）燃燒天然氣提供熱能，滿足熱負荷需求；CHP 燃燒天然氣同時滿足電、熱負荷需求；氣負荷需求由上級天然氣網(wǎng)以及MR 聯(lián)合供應；此外，IES 內還包含電、氣、熱、氫儲能設備進行能量存儲，可實現(xiàn)能量的時移；各設備運行過程涉及的CO2吸收或排放最終通過碳交易市場進行交易。

1.1 可調熱電比模型

CHP 通過燃燒天然氣進行發(fā)電，并將發(fā)電過程產(chǎn)生的余熱對熱負荷進行供應。熱電比可調的CHP能夠根據(jù)實時的電、熱用能需求進行電、熱出力調整，進一步優(yōu)化運行效益，其工作模型為：

1.2 P2G兩階段運行過程

氫能作為純凈、高效的能源，在一些領域有著較大的應用潛力，如氫能源汽車、HFC 等。P2G 兩階段運行過程如圖2所示。

圖2 P2G兩階段過程Fig.2 Two-stage process of P2G

EL 首先將電能轉化為氫能，氫能一部分輸入MR 與CO2合成為天然氣，供應給氣負荷、GB、CHP，一部分直接輸送到HFC 轉換為電、熱能，還有一部分經(jīng)由儲氫罐進行存儲。氫能經(jīng)由HFC 直接轉化為電、熱能相比于先轉化為天然氣后再經(jīng)由GB 或CHP 燃燒供應，減少了一個能量轉換的環(huán)節(jié)，可減少能量的梯級損耗，另外氫能的能效高于天然氣，且不會產(chǎn)生CO2?？梢姎淠苤苯庸┙oHFC 具有多方面效益。上述能量轉化的模型可描述如下。

1）EL設備。

3）HFC設備。

文獻［5］表明，HFC 的熱、電能量轉化效率之和可看成一個常數(shù)，并且電、熱轉換效率可調，因此本文構建的熱電比可調的HFC模型如下：

1.3 階梯式碳交易機制模型

碳交易機制是通過建立合法的碳排放權，并允許生產(chǎn)商到市場進行碳排放權交易進而達到控制碳排放的目的。監(jiān)管部門首先為每個碳排放源分配碳排放權配額，生產(chǎn)商結合自身的配額進行合理生產(chǎn)與排放。若實際碳排放低于所分配的配額，則可將剩余配額參與到碳交易市場進行交易，反之則需要購買碳排放權配額。階梯式碳交易機制模型主要包含碳排放權配額模型、實際碳排放模型、階梯式碳排放交易模型。

1）碳排放權配額模型。

IES 中的碳排放源主要有3 類：上級購電、GB、CHP。目前國內主要采用的配額方法為無償配額［3］，并且本文認為上級購電均來源于燃煤機組發(fā)電。

式中：EIES、Ee，buy、ECHP、EGB分別為IES、上級購電、CHP、GB 的碳排放權配額；χe、χg分別為燃煤機組單位電力消耗、燃天然氣機組單位天然氣消耗的碳排放權配額；Pe，buy(t)為t時段上級購電量；PGB，h(t)為t時段GB輸出的熱能；T為調度周期。

2）實際碳排放模型。

MR 的氫能轉天然氣過程可吸收一部分CO2，因此需要對其進行考慮。實際碳排放模型如下：

式中：EIES，a、Ee，buy，a分別為IES、上級購電的實際碳排放量；Etotal，a為CHP、GB、MR 總的實際碳排放量；EMR，a為MR 實際吸收的CO2量；Ptotal(t)為t時段CHP、GB、MR等效輸出功率；a1、b1、c1和a2、b2、c2分別為燃煤機組和耗天然氣型供能設備的碳排放計算參數(shù)；?為MR設備氫能轉天然氣過程吸收CO2的參數(shù)。

3）階梯式碳排放交易模型。

求得IES 的碳排放權配額及實際碳排放量，即可求得實際參與到碳交易市場的碳排放權交易額。

式中：EIES，t為IES的碳排放權交易額。

相較于傳統(tǒng)碳交易定價機制，為進一步限制碳排放，本文采用階梯式定價機制。階梯式定價機制劃分了多個購買區(qū)間，隨著需要購買的碳排放權配額越多，相應區(qū)間的購價越高。階梯式碳交易成本為：

式中：fpriceCO2為階梯式碳交易成本；λ為碳交易基價；l為碳排放量區(qū)間長度；α為價格增長率。

2 考慮階梯式碳交易機制與電制氫的IES優(yōu)化運行模型

2.1 目標函數(shù)

式中：Pg，buy(t)為t時段的購氣量；αt、βt分別為t時段的電價、氣價。

式中：δDG為單位棄風懲罰成本；PDG，cut(t)為t時段的棄風功率。

2.2 約束條件

1）風電出力約束。

式中：PDG(t)為t時段風電輸出功率；為風電輸出功率上限。

2）CHP、EL、MR、HFC運行約束（見式（1）—（4））。

3）GB運行約束。

4）儲能運行約束。

文獻［7］認為電、熱、氣等儲能設備模型相似，因此本文對電、熱、氣、氫儲能設備進行統(tǒng)一建模。

5）電功率平衡約束。

考慮到風電具有較大的隨機性和波動性，為減輕主網(wǎng)壓力，本文不考慮IES向上級電網(wǎng)售電。

2.3 模型線性化處理

本文構建的考慮電制氫與可調熱電比的IES 低碳經(jīng)濟調度模型為混合整數(shù)非線性模型，因此需將上述模型轉化為混合整數(shù)線性模型，采用Yalmip 調用CPLEX 商業(yè)求解器進行求解。式（6）包含平方項，可進行分段線性化處理，具體線性化過程見附錄A。

3 算例分析

為驗證所提低碳經(jīng)濟調度策略的有效性，設置算例進行驗證。以一天24 h 為一個周期進行優(yōu)化調度，該IES 內部的各種負荷與風機出力預測結果見附錄B 圖B1，分時電價見附錄B 表B1，天然氣價取0.35 元／（kW·h）［12］，各設備的安裝容量與運行參數(shù)見附錄B 表B2，各儲能的安裝容量與參數(shù)見附錄B 表B3，實際碳排放模型參數(shù)見附錄B 表B4，燃煤機組單位電力消耗的碳排放權配額χe=0.798 kg／（kW·h），燃天然氣機組單位天然氣消耗的碳排放權配額χg=0.385 kg／（kW·h），單位棄風懲罰成本δDG=0.2元／（kW·h）。

3.1 碳交易機制分析

1）考慮階梯式碳交易機制效益分析。

為了驗證本文所提出的考慮階梯式碳交易機制的有效性，令區(qū)間長度l=2 t，價格增長率α=25%，碳交易基價λ=250 元／t，并設置3 種運行情景進行對比分析。情景1 為階梯式碳交易機制下，優(yōu)化目標不考慮碳交易成本，僅考慮購能成本、棄風成本的傳統(tǒng)經(jīng)濟調度情景；情景2 為傳統(tǒng)碳交易機制下，優(yōu)化目標考慮購能成本、碳交易成本、棄風成本的低碳經(jīng)濟調度情景；情景3 為階梯式碳交易機制下，優(yōu)化目標考慮購能成本、碳交易成本、棄風成本的低碳經(jīng)濟調度情景。表1 為3 種運行情景下的調度結果。由表可知，優(yōu)化目標考慮碳交易成本時的碳排放量要遠小于優(yōu)化目標不考慮碳交易成本。其中，情景2碳排放量比情景1減少了11.91%；情景3碳排放量比情景1 減少了18.73%，且情景3 比情景2 減少碳排放1 201 kg，即減排了6.10%。可見，考慮階梯式碳交易機制能夠最大限度地約束碳排放，達到減排的目的。

表1 考慮階梯式碳交易機制前后效益對比Table 1 Comparison of benefits before and after considering ladder-type carbon trading mechanism

結合分時電價與氣價可知，情景1 以傳統(tǒng)的經(jīng)濟運行優(yōu)化為目標，由于各時段氣價均比電價便宜，系統(tǒng)會盡可能多地購買天然氣，通過CHP 為電負荷供電，因此總購能成本最小，但大量購買天然氣導致燃燒天然氣產(chǎn)生的實際碳排放量遠高于碳排放權配額。結合實際碳排放模型可知，當燃燒天然氣達到一定水平時，繼續(xù)燃燒天然氣將會使碳排放量大幅增加，這就是情景1 碳排放量多的緣故，此時需要向碳交易市場購買大量的碳排放權配額，因此總成本最大；而情景2 在優(yōu)化時考慮了碳交易成本，雖然購氣比購電便宜，但由于此時系統(tǒng)燃燒天然氣處于高碳排放狀態(tài)，選擇購氣代替購電所節(jié)約的成本已經(jīng)低于燃燒天然氣產(chǎn)生的高額碳排放而向碳交易市場購買碳排放權配額的成本，因此相比情景1，情景2減少了購氣，增加了購電；而情景3 由于階梯式碳交易機制的緣故，碳排放權配額的購價呈階梯增長，在一定程度上進一步限制了系統(tǒng)的碳排放量，因此情景3再次減少購氣，增加購電，達到新的平衡。

對比3種運行情景的總成本，情景1雖然購能成本較低，但由于優(yōu)化時不考慮碳交易成本，導致需要向碳交易市場購買大量的碳排放權配額，因此總成本最大；情景2 雖然增加了購能成本，但由于碳排放成本降低，且碳交易機制為傳統(tǒng)的恒定價格機制，購價僅以基價進行計算，因此碳交易成本較低，總成本最小。雖然情景3 較情景2 的總成本增加了1 024 元，但碳排放減少了1201 kg，體現(xiàn)了在階梯式碳交易機制下，系統(tǒng)能在減排的同時保證較低的運行成本。

2）不同碳交易機制參數(shù)下的效益分析。

不同的碳交易機制參數(shù)會直接影響IES 內部運行情況?，F(xiàn)有文獻大多只分析不同碳交易基價對系統(tǒng)的影響［3，12］，鮮有文獻分析區(qū)間長度、價格增長率對系統(tǒng)運行的影響。為此，本節(jié)著重討論這3個參數(shù)對系統(tǒng)碳排放量及運行總成本的影響，如圖3所示。

圖3 不同的碳交易機制參數(shù)對IES的影響Fig.3 Effects of different carbon trading mechanism parameters on IES

由圖3可知，碳交易基價小于260元／t時，隨著碳交易基價的增加，即碳排放目標成本的權重越大，碳交易成本的作用越強，系統(tǒng)不得不減少碳排放量以減小碳交易成本，因此碳排放量逐漸減少；而碳交易基價大于260 元／t 時，隨著碳交易基價的增大，系統(tǒng)各設備出力分布趨于穩(wěn)定，碳排放水平也趨于穩(wěn)定，因此碳排放量受碳交易基價變化的影響較??；由于碳交易成本的提高，系統(tǒng)的總成本也隨之提高。

當區(qū)間長度在（0.5，2］t 范圍時，由于區(qū)間長度較小，系統(tǒng)大部分以階梯價格購買碳排放權配額，碳交易成本較高，因此碳排放量較小。當區(qū)間長度在（2，5］t范圍時，區(qū)間長度相對較大；由于IES 內部的固有負荷需求，隨著區(qū)間長度的增加，所需購買的碳排放權配額的交易價格處于高梯度價位的量越小，因此碳交易成本越小。隨著碳排放成本的逐漸減小，系統(tǒng)的碳排放量逐漸增加；當區(qū)間長度在（5，8］t范圍時，碳排放量均由基價以及第一梯度價位進行交易，區(qū)間長度大小對碳排放量的影響程度較小，因此碳排放量達到穩(wěn)定；隨著區(qū)間長度的逐漸增大，系統(tǒng)的碳交易成本逐漸減小，總成本也逐漸減小。

當價格增長率為［0，0.4）時，隨著價格增長率的增大，碳交易成本隨之增大，為了減小碳交易成本，系統(tǒng)選擇調整內部設備的出力分布以減少碳排放；同時由于IES 內部固有負荷需求，當價格增長率為（0.4，0.8］時，設備的出力分布趨于穩(wěn)定，碳排放量變化也趨于穩(wěn)定；隨著價格增長率的增大，碳交易成本增大，系統(tǒng)總成本也越來越大。

根據(jù)上述分析可知，從目前碳減排背景的角度來看：當碳交易基價大于260 元／t 時，IES 的碳減排達到最小，此時價格的提高不再使IES繼續(xù)減少碳排放，只會增加IES 的運行總成本；當區(qū)間長度小于等于2 t時，系統(tǒng)的碳排放量最小，而當區(qū)間長度大于5 t時，系統(tǒng)的碳排放量最大，階梯式碳交易機制對系統(tǒng)的碳排放約束力較差；同理，當價格增長率大于0.4時，系統(tǒng)的碳排放量較低，并趨于穩(wěn)定，但系統(tǒng)的運行總成本有所提高。因此，合理地設置碳交易基價、區(qū)間長度、價格增長率能夠合理引導系統(tǒng)的碳排放。

3.2 細化P2G兩階段過程效益分析

為了體現(xiàn)將P2G 細化為EL、MR、HFC 組合的兩階段運行過程的調度優(yōu)勢，設置3 種運行情景：情景4 為IES 中不含電、氣耦合設備；情景5 為IES 中含傳統(tǒng)的P2G 設備；情景6 為將P2G 替換為EL、MR、HFC組合的兩階段運行設備。3 種運行情景下的調度結果如表2 所示。由表可知，情景6 的運行總成本最低，相比情景4、情景5 分別降低了2 100、1 457.3 元。就碳排放而言，情景6相比情景4減排了2917 kg，相比情景5 減排了3 112 kg?？梢?，細化P2G 兩階段過程能夠在減少碳排放的同時，降低運行成本，具有明顯的多方面效益。

表2 細化P2G兩階段運行前后的效益對比Table 2 Comparison of benefits before and after refining two-stage operation of P2G

將一天等分為24 個時段，圖4 為3 種運行情景下的棄風情況，附錄B圖B2為3種運行情景下的IES內部電功率平衡圖。結合表2、圖4和圖B2進一步分析可得如下結論。在夜間時段，情景4 不含P2G 設備，由于風電具有反調峰特性，夜間風電處于出力高峰期，電負荷卻處于用電低谷期。風電一部分被電負荷直接消納，一部分存儲在電儲內部在用電高峰時進行釋放，但還是產(chǎn)生了嚴重的棄風現(xiàn)象（見圖4中陰影部分）。

圖4 各情景的棄風情況Fig.4 Wind curtailment in each scenario

情景5 增加了P2G 設備，能夠在風電出力富余時段，將多余的電能轉化為天然氣，提供給儲氣或供應負荷，達到了儲能設備低儲高發(fā)以及負荷的就地消納，因此沒有出現(xiàn)棄風現(xiàn)象，并且由于將原本棄風的電能加以利用，減少了原本應向上級購電的成本，經(jīng)濟成本進一步得到優(yōu)化。

情景6 中，IES 首先將富余的風電輸入EL 設備制氫，消納了全部的風電。附錄B 圖B3 為氫能平衡圖，可知氫能一部分儲存在氫儲內部，發(fā)揮低儲高發(fā)套利作用，一部分輸送到HFC 進行熱電生產(chǎn)，還有一部分輸送到MR 合成天然氣。由于氫能經(jīng)MR 合成天然氣后再輸送到GB、CHP 進行供能，將經(jīng)過多個梯級的能量損耗，而HFC 中氫能的熱電生產(chǎn)能效高，同時又減少了一個中間能量轉換環(huán)節(jié)，因此氫能優(yōu)先選擇輸送到HFC 進行熱電生產(chǎn)，故HFC 處于滿發(fā)狀態(tài)，剩余部分的氫能再經(jīng)由MR轉化為天然氣。

結合表2 可知，情景6 的能源利用率最高，主要原因如下：一是氫能優(yōu)先選擇了高能效的HFC 進行熱電生產(chǎn)，減少了能量梯級消耗；二是碳排放成本的約束使得情景6 增加了向上級的購電量，減少了通過CHP供給電負荷，從而減少了一部分能量損耗。

同時，雖然MR 將氫能轉化為天然氣能夠吸收一部分CO2，但燃燒天然氣又會再次釋放CO2，而此時GB、CHP 的天然氣燃燒已經(jīng)處于高碳排放狀態(tài)，這部分天然氣燃燒所產(chǎn)生的CO2將高于所吸收的CO2。而氫能直接經(jīng)由HFC 進行熱電生產(chǎn)不產(chǎn)生碳排放，且能分擔一部分GB、CHP碳排放的負擔，因此相比于情景5，情景6產(chǎn)生的碳排放更少。

3.3 可調熱電比機制效果分析

為體現(xiàn)CHP、HFC 的熱電比可調特性相比于傳統(tǒng)的熱電比不可調情景的優(yōu)勢，設置2 種對比情景：情景7 為CHP、HFC 的熱電比恒定；情景8 為CHP、HFC 的熱電比可調。2 種情景下的調度結果如表3所示。由表可知，情景8 相比情景7 減排了807 kg，即減排了4.12%，系統(tǒng)的碳交易成本減少了147.6元，總成本節(jié)省了887.6 元?？梢姡榫? 能夠在促進低碳減排的同時，達到降低總運行成本的效益。

表3 不同熱電比機制效益對比Table 3 Benefits comparison between different thermoelectric ratio mechanisms

以CHP 為例進行具體分析，圖5 為CHP 各時段的熱電比，附錄B圖B4為各情景的熱功率平衡圖。

結合圖5 和圖B4 可知，在夜間時段，熱負荷處于高峰狀態(tài)，由于GB 的發(fā)熱效率更高，因此大部分熱負荷由GB進行供應，GB處于滿發(fā)狀態(tài)，不足部分由CHP 進行供應；在夜間凌晨時段，風電處于出力高峰期，電負荷處于低谷期，且為低電價時段，由于風電已經(jīng)能夠滿足大部分用電需求，且此時有一部分熱負荷需要由CHP 供應，因此CHP 處于熱電比最大，即“多發(fā)熱、少發(fā)電”狀態(tài)。在白天時段，熱負荷處于低谷期，因此輸入GB的功率有所減小。但此時電負荷處于高峰期，由于分時電價的原因，此時電價較高，氣價較低，因此系統(tǒng)選擇增加CHP 為電負荷供電，因此CHP 出力增大，也處于熱電比最小，即“多發(fā)電、少發(fā)熱”狀態(tài)。

圖5 CHP各時段的熱電比Fig.5 Thermoelectric ratio of CHP in each period

結合上述分析可知，情景8 能結合風電、分時電價、氣價與實時負荷需求，在調整自身的熱電比達到供能平衡的同時，降低系統(tǒng)運行成本，減少碳排放。

4 結論

本文從IES參與到階梯式碳交易市場、細化P2G兩階段運行過程以及考慮CHP、HFC 熱電比可調特性，構建了IES 低碳經(jīng)濟優(yōu)化調度模型，通過研究分析，得出以下結論。

1）考慮IES 參與到碳交易市場能夠在保證較低運行成本的同時，減少碳排放。階梯式碳交易機制相較于傳統(tǒng)碳交易定價模型對碳排放的約束力更強，能夠起到更好地引導碳排放減排的效果，設置合理的碳交易參數(shù)可以起到引導系統(tǒng)碳排放的作用。

2）將P2G 替換為EL、MR、HFC 組合運行設備細化考慮P2G 兩階段運行過程，在促進風電消納的同時，能夠發(fā)揮氫能高能效的優(yōu)勢，同時能夠減少能量的梯級損耗；并且由于HFC 可以分擔一部分CHP、GB 的供能需求，能夠降低GB、CHP 的碳排放水平，進一步減少碳排放。

3）考慮CHP、HFC的熱電比可調特性，能夠根據(jù)實際的用能情況，實時調整自身出力水平，在靈活供能的同時，能夠結合分時電價、氣價改變熱電比，降低運行成本，同時也可起到碳減排的作用。

后續(xù)研究可以考慮IES 參與到能源市場提供輔助服務等；此外，本文僅考慮CHP、HFC 等設備運行靈活性，后續(xù)研究可考慮電、熱、氣等柔性負荷參與IES的優(yōu)化調度；由于新能源出力的不確定性將會影響IES 的優(yōu)化調度結果，后續(xù)研究將在本文研究的基礎上進一步考慮新能源出力的不確定性。

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