《Electronics》：Low-Carbon Optimal Scheduling of High-Altitude Construction-Park Integrated Energy System Considering Truck–Grid Interaction
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专业摘要翻译
随着绿色电力系统的持续发展，越来越多的发电和储能设施正在高海拔地区建设。然而，高海拔施工园区（HACP）中现有的基于微电网的能源供应架构存在能源利用效率低、碳排放高以及对市场相关成本核算不足等问题。为解决上述问题，本研究提出了一种考虑卡车-电网互
专业摘要翻译
随着绿色电力系统的持续发展，越来越多的发电和储能设施正在高海拔地区建设。然而，高海拔施工园区（HACP）中现有的基于微电网的能源供应架构存在能源利用效率低、碳排放高以及对市场相关成本核算不足等问题。为解决上述问题，本研究提出了一种考虑卡车-电网互动的低碳优化调度方法，应用于高海拔施工园区综合能源系统（HACP-IES）。首先，建立了余热回收-有机朗肯循环-电转气（WHR-ORC-P2G）耦合模型以及施工电动重型卡车（CEHTs）的多状态转换模型，以实现余热的梯级利用和移动储能的协调运行。其次，引入了动态绿证-碳交易交互机制（DGCACTM）和多能需求响应机制（MDRM），通过市场激励和需求侧调节挖掘系统灵活性，同时基于正态分布假设采用机会约束处理风电和光伏预测不确定性。最后，构建并求解了多目标混合整数线性规划（MILP）模型，采用归一化线性加权方法平衡运行成本与实际碳排放。多场景对比分析表明，在所有协调资源参与的情况下，所提方法相对于基准场景可将运行成本和碳排放分别降低78.02%和32.22%，从而同时改善园区能源系统的经济性和低碳性能。
论文解读
一、研究背景与问题提出
在“双碳”目标驱动下，我国大型风光储一体化可再生能源项目数量持续增加。考虑到土地成本和风光出力特性，这些大型可再生能源发电与储能项目主要分布于人口稀疏的高海拔地区。在施工阶段，为优化长周期施工过程中的能源利用效率，现场往往建立具有“微电网”结构的临时施工园区。然而，现有微电网结构园区能源系统在运行灵活性方面存在局限，未能充分考虑内部灵活性资源的协调利用。具体而言，高海拔施工园区综合能源系统（HACP-IES）面临以下突出问题：其一，风电和光伏出力波动显著，常规确定性调度方法难以充分保障系统安全运行；其二，能源利用效率偏低，余热、副产氧气和建筑废弃物等资源未得到有效回收利用；其三，施工电动重型卡车（CEHTs）作为移动储能资源，其可调度潜力未被充分挖掘；其四，绿证（GC）和碳交易（CT）市场机制在现有研究中多采用固定价格和日结算时间尺度，无法准确刻画实时市场交易特征。因此，亟需构建适配HACP-IES特点的能源系统框架和调度方法。
二、研究内容与核心结论
针对上述问题，研究人员提出了一种考虑卡车-电网互动的HACP-IES低碳经济调度方法。该方法通过建立CEHTs多状态转换模型、余热回收-有机朗肯循环-电转气（WHR-ORC-P2G）耦合模型和建筑废弃物热电联产机组（WCHPU）模型，实现移动储能、建筑废弃物和回收热量的协调利用；引入动态绿证-碳交易交互机制（DGCACTM）和多能需求响应机制（MDRM）以协调市场激励、需求侧灵活性和碳排放调控；构建以系统运行成本最小化为目标的优化调度模型，并通过多场景算例验证其在降低运行成本和碳排放、促进可再生能源利用方面的有效性。研究结果表明，在所有协调资源共同参与的条件下，所提方法相对于基准场景可将运行成本和碳排放分别降低78.02%和32.22%，显著改善园区能源系统的经济性和低碳性能。
三、关键技术与方法
研究人员主要采用了以下几项关键技术方法：一是基于多状态系统建模理论，构建CEHTs六种运行状态（充电、放电、运输、装载、卸载、待机）的数学转换模型，以精确刻画其可调度行为；二是建立WHR-ORC-P2G耦合模型，通过余热回收和有机朗肯循环（ORC）实现电转气（P2G）过程余热的梯级利用，同时利用电解槽（EL）副产氧气满足园区用氧需求；三是提出DGCACTM，采用分段收益函数刻画绿证和碳配额交易量与其收益之间的动态非线性关系；四是引入MDRM，将电、热、气负荷分为固定、可转移和可替代三类，通过负荷转移和跨能替代提升需求侧灵活性；五是采用机会约束规划处理风电和光伏出力预测不确定性，假设预测误差服从零均值正态分布，置信水平设为0.95；六是将所建模型转化为混合整数线性规划（MILP）问题，采用分段线性近似处理非线性交易成本函数，利用MATLAB R2022a中的YALMIP工具箱和GUROBI 10.0.1求解器进行求解，相对MIP间隙容差设为3%。
四、研究结果分析
（一）多场景对比分析。 研究人员设置了8个场景进行对比验证。基准场景（场景1）运行成本最高，为62.566×10?元，碳排放为85.153 t。引入WHR-ORC-P2G系统（场景2）后，运行成本降低53.76%至28.931×10?元，碳排放降低11.60%至75.276 t，经济改善主要来源于能源采购支出减少和弃能惩罚规避。进一步引入CEHT-电网互动（场景3）后，运行成本相对场景2降低24.93%至21.718×10?元，碳排放降低10.91%至67.063 t，弃能成本降低70.82%，表明CEHT充放电灵活性主要贡献于改善时段性资源配置和促进可再生能源消纳。场景4至场景6分别考察绿证机制、碳交易机制及其联合机制，结果显示场景6在场景3至6中获得最低运行成本20.920×10?元，但碳排放升至67.766 t，说明市场激励在成本最小化目标下并不总能持续降低物理排放。引入MDRM的场景7相对场景6降低运行成本34.25%至13.755×10?元，碳排放降低14.83%至57.715 t。场景8在场景7基础上引入多目标优化，碳排放进一步降低53.17%至27.030 t，但成本上升21.06%至16.652×10?元，体现了经济与环保目标间的权衡关系。
（二）CEHT-电网互动效益分析。 通过对比场景2和场景3的逐时弃能量和碳排放，研究发现引入CEHT-电网互动后，运输任务较轻的CEHT可在低谷时段充电以吸收园区内富余可再生电力，从而降低夜间弃能；同时，CEHT在高峰时段放电可减少电网购电量和碳密集型机组出力，有效抑制高峰时段碳排放。
（三）绿证与碳交易效益分析。 绿证交易成本在整个调度周期内保持负值，表明系统从绿证交易中获得净收益。绿证成本与可再生发电和系统用电需求的平衡密切相关：可再生电力相对充裕时绿证收益较高，反之则收益减少。碳交易成本在大多数时段亦为负值，表明系统获得的碳配额和绿证碳抵消收益总体足以补偿其碳排放责任；当负荷增长和可再生出力变化叠加导致净碳排放压力增大时，碳交易成本上升并趋近于零。
（四）风光出力不确定性影响分析。 增加可再生能源出力不确定性可能导致系统内可调度机组出力上升，同时间接降低弃能成本并增加绿证和碳交易成本。当不确定性处于中等水平时，储能、电制氢设施和CEHT等灵活性资源可有效平抑风光出力波动，系统运行成本保持相对较低；当不确定性进一步增大时，系统须依赖外部购电购气或增加碳密集型机组出力等高成本调节措施，导致总运行成本上升。
（五）需求响应结果分析。 电、热、气负荷在00:00-06:00和21:00-24:00时段呈现正向调整，在07:00-19:00时段以负向调整为主，表明部分白天需求被转移至凌晨和夜间时段，以支持夜间风电出力消纳并降低白天购电支出。热负荷替代调整以负向为主，而电和气调整以正向为主，表明部分供热需求被重新分配至电和天然气供应路径，通过电锅炉（EB）和燃气锅炉（GB）的协调运行实现跨能替代。
（六）海拔影响分析。 系统总成本随海拔升高而增加，从0 m时的约11.8×10?元升至3500 m时的19.8×10?元。2000 m以下成本增长相对平缓（2000 m时约为15.2×10?元），更高海拔处成本敏感性显著增强。
（七）多目标优化对比分析。 场景8在4 h、8-10 h和24 h时段的运行成本高于场景7，但在14-17 h时段成本较低；场景8显著抑制了场景7在10 h和15-17 h时段的排放峰值，16 h时碳排放从7.8 t降至1.5 t，逐时排放维持在0.4-1.6 t范围内，排放曲线更加平稳。多目标优化在降低碳排放和抑制排放峰值的同时，需在特定时段接受额外支出或收益减少。
五、讨论与结论
通过CEHT-电网互动，系统中的CEHTs可在完成运输、装载和卸载任务的同时充当移动储能资源，根据可再生发电和负荷需求的变化协调其充电、放电、运输和待机状态，有效挖掘调度灵活性，促进风电和光伏消纳并降低碳排放。所提出的DGCACTM通过绿证激励和碳成本约束协调可再生能源利用与碳减排，两个市场之间的交互作用鼓励优先使用风光发电，同时抑制碳密集型电源和热源的出力，改善系统经济性和低碳性能。MDRM使能源需求更好地匹配风光发电的时段性变化，提高可再生能源利用率并降低对高成本、碳密集型能源供应的依赖，系统总运行成本和碳排放分别降低34.25%和14.83%。总体而言，该研究为高海拔施工园区的低碳经济调度提供了系统性的解决方案，对促进高海拔地区可再生能源利用和实现“双碳”目标具有重要的理论价值和工程应用意义。
