在一个偏远的原住民微电网中，对供暖电气化及碳中和途径进行了综合的技术经济评估

《ENERGY CONVERSION AND MANAGEMENT》：Integrated techno-economic assessment of heating electrification and decarbonization pathways in a remote First Nation microgrid

　　伊斯拉·阿博·伊克萨|赛义德·兰杰巴|奥里奥尔·加瓦尔达|雅典娜·卡拉米·法迪安|乌尔苏拉·艾克尔|卡罗琳·哈切姆-维尔梅特
康考迪亚大学建筑、土木与环境工程系，地址：加拿大魁北克省蒙特利尔德梅索涅夫大道西1455号，邮编H3G 1M8

摘要：
在加拿大北部的许多偏远原住民社区中，能源安全问题依然存在。这些社区的电力通常由柴油微电网供应，而空间供暖则依赖于丙烷等进口燃料，导致高昂的运营成本、物流风险以及温室气体排放。本研究评估了改进能源安全和减少运营排放的综合方案，研究对象是位于安大略省北部的古尔湾第一民族（Kiashke Zaaging Anishinaabek），该社区由一个岛式光伏-电池-柴油微电网提供服务。通过结合微电网和天气测量数据，并利用TOOLS4Cities平台进行建筑能源模拟，分析了三种方案：（i）当前基于丙烷和木材取暖的基线系统；（ii）采用空气源热泵结合光伏和电池储能系统的全电供暖方案（通过非支配排序遗传算法II进行优化）；（iii）转换为生物质锅炉的方案。与基线方案相比，生物质方案使总运营排放量减少了19%，供暖相关排放量减少了75%，预计的折现回收期为11年。全电供暖方案实现了最大的减排效果（约48%），但需要大幅扩展光伏储能系统，并在基线燃料价格下需要较高的前期投资，折现回收期接近10年。敏感性分析表明，燃料价格上涨会提高电气化和生物质方案的回收期。本研究提出了一个综合的系统级框架，将供暖转型与岛式微电网调度限制和光伏-电池扩展规划联系起来，并以实测微电网数据为基准，揭示了纯模拟研究中经常被忽略的运营限制问题。

1. 引言
对于加拿大北部偏远和原住民社区而言，获得可靠、负担得起且可持续的能源仍然是一个长期挑战。有超过280个偏远社区（居民超过20万人）尚未接入国家电力或天然气网格[1]。加拿大能源监管机构的评估及联邦能源计划强调了偏远社区对柴油电力系统的持续依赖，并指出可再生能源微电网是减少长期燃料依赖和提高社区能源安全的关键途径[2]。因此，这些社区主要依赖柴油发电机发电，空间供暖则依赖于丙烷或木材，导致高温室气体排放、能源成本上升和运输风险增加。地理隔离和基础设施不足进一步加剧了能源安全问题，加重了环境负担和社会不平等[3]。这种对化石燃料的过度依赖使得能源系统成本高昂、碳排放高且可靠性低。

特别是在寒冷地区，尽管柴油发电机提供了电力，但空间供暖（主要使用丙烷、燃油或木材）占据了总能源消耗的最大份额。极端气候条件、低效的建筑围护结构以及基础设施限制进一步增加了供暖需求，成为燃料使用、温室气体排放和能源安全问题的主要原因。因此，有效的脱碳策略必须超越单纯的电力供应，明确解决供暖需求问题，以提高系统在寒冷环境中的整体性能、韧性和可靠性[4]。

除了技术和环境因素外，这种对进口化石燃料的依赖还反映了偏远原住民社区面临的能源不公正问题。由于地理隔离和基础设施不足，向北部社区输送柴油和丙烷的成本可能是联网地区的数倍，给家庭和社区服务带来了沉重的能源负担[2]。因此，许多社区面临高昂的能源支出和燃料价格波动的风险，同时还承担着柴油燃烧和运输带来的环境风险。在整个加拿大，偏远社区每年为电力和供暖消耗数亿升柴油，显著增加了温室气体排放，凸显出对离网地区化石燃料供应链的结构性依赖[1]。这些挑战与国家减少偏远社区柴油依赖的气候承诺和政策努力同时存在。加拿大承诺到2050年实现净零温室气体排放，并推出了多项支持农村、偏远和原住民社区可再生能源转型的计划，如“农村和偏远社区清洁能源”（CERRC）计划和“原住民去柴油化倡议”，旨在减少对进口化石燃料的依赖并支持社区主导的可再生能源项目[5]。在此背景下，将偏远能源系统向可再生能源微电网和低碳供暖技术转型不仅是一种气候缓解策略，也是增强原住民能源主权和长期能源安全的机会[6]。

解决原住民社区的能源安全问题还需要尊重其主权并促进社区对能源系统的控制。在这方面，集成太阳能光伏（PV）、风能和储能的可再生能源微电网已成为传统柴油系统的有希望的替代方案。这些混合微电网显示出减少柴油消耗、降低排放以及提高能源自主性和可靠性的潜力[7]。尽管有这些进展，但由于可再生能源的间歇性和经济可行的储能技术适用时间有限，北方偏远地区的大多数可再生能源微电网仍依赖柴油发电机作为备用电源[8]。虽然电力脱碳已受到广泛关注，但在解决供暖需求方面仍存在关键缺口——供暖需求占寒冷地区总能源消耗的很大比例。目前很少有研究在原住民社区的独特社会技术背景下评估同时脱碳电力和供暖系统的综合解决方案。

许多研究探讨了适用于北部和偏远社区的基于可再生能源的电气化策略，主要关注优化微电网运行和减少柴油燃料消耗[8]。例如，[8]提出了一种无电池光伏-柴油微电网的优化框架，通过改进运行策略显著减少了燃料消耗和电力调度成本[9]。类似地，[9]评估了不同可再生能源渗透率的混合系统配置，分析了其对二氧化碳排放、系统成本和电价的影响[9]。然而，这些研究大多依赖于静态和外部定义的需求模型，几乎只关注电力供应，未考虑供暖电气化、电力负荷增加以及微电网容量扩展之间的动态相互作用。因此，将电气化供暖整合到可再生能源微电网中的系统级影响尚未得到充分理解。最近的研究还研究了北极和亚北极地区可再生能源微电网的部署和原住民主导的能源转型，强调了混合可再生能源系统的技术潜力以及治理、制度和社区参与的挑战[10]。

要解决这一缺口，不仅需要替代供暖技术，还需要在系统级规划模型中准确反映供暖需求，尤其是在极端气候条件和独特建筑实践影响能源消费模式的北方偏远社区。

1.1 寒冷气候地区的供暖需求
一些研究开发了住宅原型来估算寒冷地区的空间供暖和热水需求[4]。例如，[4]提出了一种基于六个地区特定住宅原型的方法，用于估算魁北克北部两个社区的供暖需求，结果表明供暖相关能源使用占总能源消耗的约50%，这与先前的研究结果一致[10]。然而，虽然存在针对寒冷和北方气候的住宅原型能源模型，但这些模型往往无法准确反映偏远社区的情况。这些地区的住房标准通常与国家能源规范不符，包括老旧和隔热性能差的建筑，且大量依赖燃油、木材或丙烷供暖[4]。一项针对阿拉斯加农村社区的研究[11]开发了基于实地数据的住宅原型，指出标准美国住宅原型严重低估了偏远北极地区的住房特征和能源使用模式。作者报告称，超过70%的家庭能源消耗和高达83.5%的能源成本来自用于空间供暖和热水的燃油，表明供暖是能源负担的主要驱动因素。

在五大湖周边寒冷地区的先前研究中，使用了地区特定的住宅原型来更准确地捕捉当地建筑特征和季节性供暖需求，表明通用建筑模型往往低估了寒冷气候下的空间供暖能耗[12]。类似的方法也被应用于非洲偏远农村村庄和印度偏远社区[13]，共同强调了制定地区特定热负荷模型的必要性，以实现对偏远和离网能源系统的现实技术经济评估。

为了提高偏远和北部社区的能源安全并减少排放，先前的研究探索了替代供暖方案，尤其是热泵电气化和基于生物质的系统。热泵通过将空间供暖需求转移到电力供应上，减少了化石燃料的使用；而生物质系统提供了本地可用且可调度的高效供暖选项，有助于缓解运输和供应风险。这些技术在脱碳和韧性方面具有互补作用，但在对能源基础设施、运营复杂性和社区控制方面的影响各不相同。因此，理解它们在集成社区规模能源系统中的作用至关重要，尤其是在供暖需求占主导地位的寒冷地区微电网中。

1.2 偏远社区的低碳供暖技术
热泵技术越来越受到关注，被视为减少寒冷和偏远地区化石燃料依赖的途径。例如，[15]研究了一种结合空气源热泵（ASHP）和生物质锅炉的混合建筑级供暖系统，在中国北方农村地区表明，混合运行可降低独立ASHP在低温条件下的效率损失，使其性能系数提升高达80%[15]。在加拿大背景下，[16]研究表明，由太阳能光伏驱动的地埋式热泵可以从技术和经济上取代亚北极地区离网社区的柴油供暖系统，使净现供暖成本降低超过35%[16]。在此基础上，另一项针对同一社区的研究开发了一个详细的非住宅建筑能源模型，显示在亚北极条件下，空间供暖（尤其是通风空气预热）占总能源需求的主体，太阳能辅助的地埋式热泵（SAGCHP）可提供约47%的供暖需求，减少超过50%的柴油消耗并显著降低温室气体排放，尽管在经济可行性方面仍存在挑战[17]。尽管结果令人鼓舞，但大多数热泵研究仅关注单个建筑，未评估大规模供暖电气化对微电网规模、可再生能源渗透率和整体系统经济性的影响。

除了用热泵电气化供暖外，生物质能源也是减少偏远加拿大社区化石燃料依赖的补充途径，尤其是在当地有木材资源的情况下。生物质资源（尤其是当地可用的木材残渣）提供了一种可再生和可靠的供暖来源，符合社区能源主权和可持续性目标[18]。

除了技术和经济属性外，小型生物质锅炉和供暖电气化途径在运营要求、燃料供应物流和所有权结构方面也存在差异，这对原住民主导的能源系统中的地方控制和长期能源自主性具有重要影响。生物质系统可分为热电联产（CHP）系统和纯热应用。CHP系统的效率可超过80%[19]，而纯热生物质锅炉在空间供暖和热水方面的效率可达88%[20]。尽管这些系统的前期投资较高，但运营成本节约、燃料价格稳定性和长期环境效益可以在一定程度上抵消这些投资[21]。小型生物质锅炉能够根据社区需求进行调整，并通过使用当地原料支持当地经济发展[22][23]。然而，先前的研究也指出了在北方偏远社区部署生物质能源的实际挑战，包括燃料供应链物流、燃料质量波动、水分含量、颗粒物排放问题以及社区在燃料管理中的参与度。先前的研究考察了小型生物质供暖系统在农村和偏远社区的实施方式，强调了这些系统在提高能源自给自足、减少对进口化石燃料依赖方面的潜力，同时支持当地的生物质供应链和经济发展[22]。将生物质系统与传统的化石燃料供暖进行技术经济分析后发现，在燃料价格有利的情况下，本地来源的生物质可以降低供暖成本和温室气体排放，尽管经济可行性在很大程度上取决于规模、燃料物流和现有的能源基础设施[23]。不列颠哥伦比亚省北部的案例研究[24]和[25]报告了显著的温室气体减排和经济效益，同时也指出了政策支持、运营规模和社区密度的敏感性。研究[24]分析了一个在Kwadacha社区实施的小型生物质热电联产系统，该系统替代了基于柴油的电力和丙烷供暖，量化了环境、经济和运营影响，结果实现了每年约1,100吨二氧化碳当量的显著减排。该项目还通过生物质供应和运营增加了当地就业和社区收入，燃料成本明显低于柴油和丙烷。然而，高资本成本和运营挑战限制了其长期可行性，进一步强调了政策和财政支持的重要性。研究[25]评估了Bella Coola的Nuxalk原住民社区的生物质供暖选项，比较了集中式木屑区域能源系统和分散式颗粒锅炉，结果显示生物质供暖可以降低供暖成本和温室气体排放，同时减少对补贴电力的依赖，经济表现受社区密度、基础设施配置和公用事业定价结构的影响。研究得出结论，在偏远的北部社区，生物质供暖在经济学上是可行的，但结果很大程度上取决于当地的具体条件和规模。

尽管在较小的社区实现规模经济存在挑战[26]，生物质供暖仍然是可再生能源微电网和热泵的有效补充，提供了满足供暖需求的灵活性，并提高了能源韧性。因此，这项研究还将生物质供暖视为Gull Bay全面电气化战略的一部分，评估其在增强系统韧性和经济可行性方面的作用。虽然之前的研究独立优化了可再生能源微电网的电力供应[8]、评估了寒冷气候下的热泵性能[16]或评估了基于生物质的供暖系统[19]、[24]和[25]，但很少有研究在一个统一的技术经济框架内解决电力和供暖负荷的脱碳问题。

1.3. 研究空白与贡献
尽管关于可再生能源微电网、热泵技术和生物质供暖系统有大量研究，现有研究大多单独讨论这些组成部分。微电网研究主要集中在电力供应优化和柴油替代方面，而专注于供暖的研究则在建筑层面评估电气化或生物质选项，没有考虑其对可再生能源整合、储能需求、限电和经济可行性的系统范围影响。因此，供暖系统转型与可再生能源微电网运行的综合效应，特别是在孤立系统的限制下，仍不够清楚。这种空白在已经拥有可再生能源微电网但仍面临运行不佳、限电和柴油替代有限的原住民社区中尤为明显。本研究通过对一个偏远原住民社区的电力和供暖脱碳路径进行全面的技术经济评估，解决了这些空白。具体贡献如下：
1. 在寒冷、孤立的土著背景下，明确将供暖系统转型与可再生能源微电网运行相结合的社区规模评估。
2. 使用真实的微电网运行数据进行的驱动评估，使模型化和观察到的光伏-蓄电池储能系统（PV-BESS）性能能够直接比较，并识别控制和限电的局限性。
3. 在相同的技术、经济和运营限制下，对供暖电气化和生物质供暖路径进行系统级比较。
4. 对支持全面供暖电气化所需的光伏和BESS扩展进行多目标优化，揭示了减排、可再生能源限电和资本强度之间的权衡。
5. 为原住民能源主权提供政策相关的见解，强调技术选择、基础设施限制和资本需求在基于微电网的能源转型中的相互作用。

与之前将供暖技术和微电网规划分开处理的工作不同，本研究在同一运营框架内评估供暖转型和可再生能源微电网扩展，纳入了孤立调度限制，并将模型与实际系统运行进行对比。通过在一个统一的技术经济框架内整合电力和供暖系统，本研究为偏远和北部社区提供了可行的脱碳路径的新见解，并支持设计符合原住民自决和可持续性目标的韧性能源系统。

除了技术贡献外，这项研究还符合更广泛的全球可持续发展目标。它通过探索减少对化石燃料依赖和增加偏远社区可再生能源整合的路径，为实现可持续发展目标7（SDG 7：可获得和清洁的能源）做出了贡献。它还通过推进适用于孤立定居点的韧性和低碳能源系统，支持可持续发展目标11（SDG 11：可持续的城市和社区）。重要的是，这项研究基于原住民自决和能源主权的原则，强调适合当地情况的能源转型，以加强社区控制、韧性和原住民能源系统的长期可持续性。

2. 方法
本研究评估了通过改造现有能源系统来减少加拿大安大略省一个偏远北部社区温室气体排放的路径。为此，评估了不同的方案，包括使用空气源热泵（ASHPs）全面电气化供暖系统、扩大现有的光伏微电网以及利用木屑生物质锅炉作为另一种可再生能源。图1展示了本研究中使用的集成建模工作流程。首先使用社区建筑数据和测量的能源消耗数据在TOOLS4Cities UBEM平台中开发并校准了代表性的建筑原型，然后进行EnergyPlus模拟，生成社区的每小时电力和供暖负荷剖面。这些负荷剖面被用作集成微电网和供暖系统模型的输入，该模型包括光伏发电、电池储能运行、柴油发电机调度和替代供暖技术。通过NSGA-II算法进行多目标优化，以运营二氧化碳排放和折现回收期为目标函数来评估结果系统配置，最后使用TOPSIS方法对帕累托解进行排名，以根据经济和环境性能确定首选配置。

本研究选定的关键绩效指标（KPIs）是年度运营二氧化碳排放、简单回收期（SPP）和折现回收期（DPP）。在此研究中，SPP和DPP用作筛选级别指标，以在一致假设下比较不同路径的相对经济吸引力。它们并不代表完整的生命周期经济评估，因为替换成本、详细的运营和维护成本、退化、残值和整个项目生命周期的净现值没有在模型中明确考虑。

为了定义系统边界和排放核算，本研究的温室气体评估是在运营（使用阶段）边界上进行的，以确保不同方案之间的比较一致性。报告的二氧化碳排放包括用于供应社区电力的燃料的直接现场燃烧：微电网发电机使用的柴油和建筑供暖系统使用的丙烷。对于生物质供暖，排放量是根据木屑的燃烧阶段排放因子计算的（以克二氧化碳/千克燃料表示），与表3中使用的数据源一致。假设通过BESS输送的光伏发电在使用点的运营二氧化碳排放为零。

系统边界排除了与燃料提取/生产、加工和运输（柴油、丙烷和生物质供应链）相关的上游（“从井到罐”）排放，以及基础设施的固有排放（光伏模块、电池、逆变器、锅炉和热泵）。因此，所有方案仅使用运营二氧化碳排放进行比较，并在限制部分定性讨论生命周期影响。

第一个方案作为基线，其中空间供暖完全由丙烷和燃烧系统提供。第二个方案涉及用电动供暖（特别是ASHPs）替换这些系统，并量化由此产生的电力需求增加。提出了一个最优的微电网扩展计划，以最小的SPP和最小的运营二氧化碳排放来满足这种增加的负荷。最后一个方案是用生物质加热器替换所有丙烷系统，并评估选定的KPIs。

本文的评估和分析使用了TOOLS4Cities城市模拟平台的不同框架和工作流程。以下部分解释了本研究各个部分使用的不同模型。

图2展示了本研究中评估的三个方案及其主要能源流的概念性概述。

2.1. 案例研究
Gull Bay原住民社区（Kiashke Zaaging Anishinaabek，KZA）是位于安大略省Thunder Bay以北175公里处的一个偏远Ojibwe社区，约有400人居住。直到2019年，Gull Bay完全依赖柴油发电机供电，是由于扩展成本过高而未连接到省级电网的四个安大略原住民社区之一[27]。通过与安大略电力公司（OPG）合作，KZA开发了加拿大第一个完全集成的可再生能源微电网，服务于一个偏远原住民社区。该微电网于2019年投入使用，包括372千瓦的太阳能光伏、300千瓦/500千瓦时的锂离子电池和由先进控制器协调的柴油发电机[28]。这是一个孤立系统，在最佳条件下，太阳能和储能可以满足100%的社区需求，允许长时间不使用柴油[29]。然而，该系统遇到了性能问题，由于控制限制、能力估计过高以及影响太阳能和电池性能的恶劣天气，节省的燃料量低于预期[30]。

该社区由118栋建筑组成，包括住宅和商业建筑。其中，33栋建筑主要依赖低效锅炉或传统壁炉进行供暖，其余建筑主要使用丙烷作为主要供暖来源。电力主要用于生活热水、辅助供暖、冷却系统、照明和电器。社区的电力需求平均约为160.6千瓦，峰值需求达到344千瓦。尽管详细的住宅能源数据有限，但商业建筑（包括乐队办公室、消防厅、健康中心、学校和污水处理厂等关键设施）有全面的消费数据。本研究利用在主馈线上测量的总社区负荷来评估能源动态和供暖系统的电气化潜力以及社区的集体供暖负荷。

本研究利用TOOLS4Cities模拟平台以及Gull Bay的真实数据，探讨了通过寒冷气候下的热泵和生物质供暖系统扩大可再生能源容量和电气化供暖负荷的可行性。分析旨在评估在偏远原住民环境中完全替代柴油和化石燃料依赖的集成能源系统的技术性能、减排和财务可行性。这项工作有助于推进符合民族自决和可持续性目标的可再生能源转型。

2.2. 能源平衡术语
本文中，“短缺/赤字”指的是在该孤立系统中，光伏-蓄电池储能系统无法满足的电力需求部分，必须由柴油发电机提供。它不代表未服务的负荷，因为调度算法在光伏-蓄电池储能系统不足时会启动柴油发电机（受最小负荷和切换规则约束）。“限电”指的是可以从光伏获得但无法用于供应负荷或充电蓄电池的可再生电力，这是由于孤立运行和/或蓄电池运行限制。“柴油关闭模式（DOM）”指的是柴油发电机不运行的时期，负荷仅由光伏和蓄电池储能系统供应。本文中使用的能源平衡术语总结在表1中。本研究使用的能量平衡术语定义：

**术语** | **定义（在此处的含义）**
--------- | ---------------
**负载/需求** | 社区在供电线路上的总电力需求 |
**光伏发电** | 光伏系统产生的电能（根据模型或测量结果） |
**BESS输出（放电）** | 电池为支持负载而提供的能量 |
**BESS充电** | 电池从光伏系统中吸收的能量（在可用时常发生） |
**可再生能源缺口** | 未由光伏-BESS覆盖的负载部分，因此在孤立运行时通过柴油提供 |
**柴油替代/柴油供应** | 柴油发电机提供的电力，以弥补可再生能源的不足 |
**削减/可再生能源损失/过剩** | 本可以产生的光伏能量，但由于孤立运行和/或BESS的限制/可用性而无法使用或储存/出口 |

**2.3. 系统建模**
系统建模整合了模拟社区能源系统所需的不同组成部分。本部分解释了研究中使用的整体系统建模框架，包括城市建筑能源建模、可再生能源发电建模、微电网运行和供暖系统性能。以下小节详细描述了每个建模组件。

**2.3.1. 建筑能源建模工作流程**
本研究使用TOOLS4Cities平台中的城市建筑能源建模（UBEM）工作流程来计算社区的能源需求。该工作流程基于使用几何文件创建城市区域副本，并根据建筑的类型导入建筑、使用情况和天气数据。图3展示了UBEM工作流程的概览。本节总结了工作流程的步骤。有关工作流程架构和结构的详细说明，请参阅[31]。

**2.3.2. 光伏建模**
在本微电网研究中，光伏系统是根据实测的平面阵列（POA）辐照度数据进行建模的。与其他通过算法估算太阳辐射的光伏模型不同，这种方法直接使用现场POA测量数据。这确保了真实条件（包括直射光、散射光和反射光）被准确捕获。模型将这些辐照度数据与每小时室外温度读数结合，以计算光伏系统的能量输出。由于微电网的光伏阵列具有固定的倾斜角度和方向，因此无需对辐照度数据做任何额外调整。

光伏功率输出通过以下两个公式计算：
- **电池温度：**
$$
T_{\text{cell}, k} = T_{\text{out}, k} + G_{\text{tot}, k} - T_{\text{cell}, \text{nom}
$$
- **光伏功率输出：**
$$
P_{\text{pvk}} = \eta_{\text{inv}} \times n_s \times n_p \times G_{\text{tot}, k} - T_{\text{cell}, k} - T_{\text{cell}, \text{stc}
$$
其中，$ T_{\text{cell}, k} $ 和 $ T_{\text{out}, k} $ 分别表示时间步长 $ k $ 时的电池和室外温度，$ G_{\text{tot}, k} $ 是总辐照度，$ \eta_{\text{inv}} $ 是逆变器效率，$ n_s $ 和 $ n_p $ 分别是每串光伏模块的数量和并联串的数量，$ \lambda $ 是光伏电池的温度系数。所有系统参数（包括效率和温度系数）均来自光伏模块制造商的数据表。这种方法确保光伏发电估算基于实际天气条件，提高了微电网的能量平衡和性能分析的准确性。

下图对比了三个代表性月份（5月（过渡季节）、8月（夏季）和11月（冬季）的实际光伏发电与模型预测的光伏输出。这些月份被选用于捕捉光伏性能和蓄电池储能系统（BESS）运行的季节性变化。总体而言，模型表现较好，但在某些日子里会存在差异，主要由于BESS的运行状态所致。

**2.3.3. 微电网建模**
微电网建模旨在复制Gull Bay系统的运行动态，考虑了不同的控制情景以反映不同程度的可再生能源整合：
1. **仅柴油模式**：仅柴油发电机运行；
2. **柴油+太阳能光伏**：太阳能发电根据可用性和系统条件补充柴油电力；
3. **柴油+太阳能光伏+蓄电池储能**：所有系统组件协同运行，BESS管理多余的光伏发电并支持发电机负载管理；
4. **完全可再生能源运行**：光伏和BESS完全供应负载，BESS提供并网服务。

柴油发电机的调度考虑了系统的运行限制。实施了最小负载限制和发电机切换规则，以模拟实际情况。为了避免低负载运行效率低下和燃料浪费，柴油发电机的运行负荷被限制在其额定容量的50%以上。发电机切换遵循两条控制规则：
- **升压规则**：如果活跃发电机的负荷超过其额定容量的90%超过2分钟，则启动更大容量的发电机；
- **降压规则**：如果负载低于下一个较小发电机容量的80%至少15分钟，则启动较小容量的发电机。

燃料消耗计算中隐含了部分负荷效率的影响，通过燃料相关的排放因子和较低的供暖值来体现。发电机的启动和关闭假设在无延迟且无额外燃料消耗的情况下发生。

**2.3.4. 供暖系统建模**
使用双二次曲线来模拟供暖系统的能耗。为了模拟丙烷和生物质锅炉，使用以下曲线根据部分负荷比率（PLR）和供水温度来计算锅炉的效率，本研究中假设供水温度在55至60℃之间：(3)ηboiler=1.125+0.015?PLR-0.026?PLR2-1.4-6?Twater2-0.002?PLR?Twater?ηnom.boiler 同样地，另一个双二次曲线根据进入蒸发器的空气温度和进入冷凝器的空气温度来计算 ASHP 在加热模式下的能量输入比率（EIR）。在寒冷气候中实施 ASHP 的最大挑战是其性能在极端寒冷条件下的下降。通常，ASHP 系统配备有备用电阻加热系统，该系统在达到 certain 阈值时启动。在本研究中，假设系统在温度低于 -15℃ 时的 COP 为 1。这一假设代表了在极端寒冷条件下激活辅助电阻加热的情况，这与寒冷气候 ASHP 系统的运行方式一致。然而，这种转变会导致低温期间的电力需求显著增加，因为加热不再以大于 1 的性能系数提供。(4)EIRHeating=1.04+0.015?Ti,cond+0.000006?Ti,cond2-0.05?Ti,evap+0.000635?Ti,evap2-0.000154?Ti,cond?Ti,evap?EIRnom,heating 除了性能建模之外，还使用来自 [38] 的成本函数来估算生物质加热系统的资本成本。该函数将锅炉容量与投资成本相关联，并用于生物质场景的经济评估：(5)Biomassboilerinvestmentcost=657,79Cboiler+115842.3.5. 优化 如上所述，该社区的一个计划是通过使用 ASHP 全面电气化供暖系统来减少运营中的温室气体排放。然而，切换到 ASHP 会增加电力消耗和峰值水平。因此，需要扩展微电网。由于目标是减少温室气体排放，所以不考虑增加柴油发电机的容量，而只关注增加光伏 (PV) 和蓄电池储能系统 (BESS) 的容量。为了进行这项分析，使用了非支配排序遗传算法 II (NSGA-II) 来找到 PV 和 BESS 系统的最佳规模，以最小化投资回收期和年度运营 CO2 排放量。在本研究中，可靠性没有作为明确的优化目标，而是通过微电网模型的运营约束隐含地加以实施。特别是，调度逻辑确保在可再生能源发电和储能不足以满足负荷时启动柴油发电机，从而防止在模拟的运营条件下出现未满足的需求。这种方法与以柴油为后盾的孤立微电网的运营实践一致，其中通过可调发电来维持供应充足性。然而，这种建模方法没有明确捕捉到系统可靠性和运营性能的几个重要方面。特别是，如柴油发电机运行时间、循环频率、部分负荷运行和系统灵活性等指标没有作为优化目标包含在内。这些因素可能影响燃料效率、维护要求和长期系统稳定性，特别是在高可再生能源渗透率的情况下。因此，虽然所有模拟解决方案都满足基本的供应充足性，但在优化框架内没有明确评估解决方案之间的运营质量差异。排除与可靠性相关的目标可能会影响获得的帕累托最优解的结构。例如，最小化排放或投资回收期的解决方案可能依赖于柴油循环增加、峰值负荷较高或运营裕度降低的运营模式。相反，纳入以可靠性为导向的目标或约束，如限制发电机运行时间或惩罚频繁切换，可能会使帕累托前沿向具有更大储能容量、更稳定调度模式或增加冗余的配置转移。未来的工作应该扩展优化框架，以包括这些可靠性指标，以便更好地捕捉经济性能、减排和运营稳定性之间的权衡。NSGA-II 在近年来因其在处理多个目标方面的有效性而受到广泛关注。该算法是混合可再生能源系统中流行的多目标优化工具，旨在最小化成本同时最大化性能和可靠性。NSGA-II 的一个突出应用是在混合能源系统的设计中。例如，Shams 和 Ahmadi [39] 使用 NSGA-II 优化了太阳能-风能-蓄电池系统的配置，解决了最小化总系统成本和供电概率损失 (LPSP) 等关键目标。同样，Hou 等人 [40] 强调 NSGA-II 可以在迭代过程中更好地保持最优解，增强了 PV–BESS 的设计，展示了其在优化性能参数方面的稳健性。NSGA-II 的多功能性使其可以在各种场景中应用，如独立能源系统或集成微电网，从而为优化组件规模和性能提供了坚实的基础。除了 NSGA-II 之外，还使用了基于相似理想解的排序技术 (TOPSIS) 决策算法来从帕累托前沿中选择最佳解决方案。图 8 显示了 NSGA-II 和 TOPSIS 决策算法的示意图 [41]。优化首先创建第一代解决方案 (Pt)。下一步，使用交叉和变异操作符创建与初始种群相同大小的子代种群 (Qt)。一旦创建了子代种群 (Qt)，Pt 和 Qt 中的所有解决方案将根据其支配状态进行排名并分为不同的前沿，F1 是最优集。在形成前沿后，必须将最佳解决方案转移到下一代。计算每个个体的拥挤距离以对同一前沿中的解决方案进行排名。拥挤距离衡量个体解决方案与其在同一非支配前沿内的邻居之间的接近程度。这是保持帕累托前沿上种群多样性的关键机制。因此，下一代的形成始于将个体转移到更优前沿内，在前沿内，拥挤距离较大的个体被优先转移。这些步骤重复进行，直到满足停止标准。下载：下载高分辨率图像 (137KB) 下载：下载完整尺寸图像图 8. NSGA-II 和 TOPSIS 算法的示意图 [50] TOPSIS 是一种从 NSGA-II 生成的帕累托最优解集中选择最佳替代方案的方法。根据决策者的偏好，确定最接近理想解决方案且最远离负理想的解决方案。该过程首先对所有目标函数的值进行标准化（公式 5）。在 TOPSIS 决策步骤中，为两个目标函数（运营 CO2 排放和折现回收期）分配了相同的权重，反映了在评估候选解决方案时环境和经济性能的同等重要性。因此，在计算与理想和负理想解决方案的距离之前，使用 0.5 的系数对标准化的目标值进行了加权。(6)Obj1n Obj2n ..., Objmn=Obj1∑i=1nObj12 Obj2∑i=1nObj22 ..., Objm∑i=1nObj22 在下一步，可以为目标值应用权重。找到每个目标函数的最理想最佳和最理想最差解决方案，以及每个解决方案与这两个特定解决方案之间的距离（公式 6 中的 dib 和 diw）。最后，根据它们的相对接近指数 (公式 7) 对帕累托前沿上的所有解决方案进行排名。(7)dib=Obj1-best2+Obj2-best2 diw=Obj1-worst2+Obj2-worst2 (8)si=diwdib+diw 2.3.6. 关键性能指标 用于评估能源系统投资财务可行性的一个流行指标是 SPP。它表示项目年度成本减少所需的时间来偿还初始资本投资。总投资成本除以年节省额（通常以年为单位）来确定 SPP。该方法没有考虑货币的时间价值、运营和维护成本或系统寿命，尽管它表明了投资能够多快收回成本。(9)SPP=Totalinvestmentcost Annualsavings 尽管简单，但 SPP 没有考虑货币的时间价值、系统寿命或持续的运营和维护成本。因此，它只提供了一个粗略的估计，表明投资能够多快收回成本。为了克服这一局限性，本研究还使用了 DPP。与 SPP 不同，DPP 根据给定的利率折现未来的节省额，提供了更准确的财务回报度量。下图说明了计算 DPP 的逐步过程：(10)∑t=1TSt(1+r)t≥x 为了根据它们的净热值和成本计算燃烧柴油、丙烷和木屑的年度运营 CO2 排放量。表 3 总结了用于计算上述定义范围内的运营（燃烧/使用阶段）CO2 排放量的排放因子和 LHV，以及本研究中使用的燃料成本。3. 结果 本节详细分析了 Gull Bay 微电网在三种不同情景下的能源性能。它从基准情况开始，反映了社区的现有能源系统，并作为比较的基准。结果将实际运营数据与模型输出进行比较，以更好地理解系统行为、验证模拟假设并确定改进领域。关键数据展示了社区电力需求与可再生能源系统 (PV–BESS) 输出之间的每小时能源平衡，同时支持表格量化了可再生能源短缺、削减和排放。除了评估当前系统外，分析还探讨了使用 ASHP 为所有建筑供暖系统通电的潜力。这一情景引入了电力需求的显著增加，促使使用优化方法来确定适当的 PV 和 BESS 系统扩展。结果提供了关于减排、系统规模、投资成本以及向更加电气化和基于可再生能源的系统过渡的总体可行性的权衡的宝贵见解。3.1. 情况 1- 基准情况：当前能源系统配置 当前微电网仅依赖可再生能源无法满足社区的电力需求，因此严重依赖柴油发电。系统的每小时分析表明，光伏发电和电池放电经常不足以满足社区负荷，需要柴油发电机来补充剩余需求。尽管偶尔会出现可再生能源过剩，但它们相对罕见且幅度有限。第一个情景代表了社区的现有能源系统配置，并作为后续建模场景的比较基准。这个基准情况用于评估微电网的当前运营行为、基准化温室气体排放，并校准后续分析中使用的模拟模型。图 9 和图 10 展示了社区的每小时负荷以及 PV 系统和 BESS 的联合输出。图 9 展示了实际系统的性能，而图 10 显示了模型系统的结果。在这两张图中，黄色曲线代表每小时负荷需求，绿色曲线代表 PV 和 BESS 的联合输出。每小时轮廓突出了太阳能发电的强变异性以及电池调度的间歇性。这些波动导致可再生能源的频繁短缺，特别是在夜间和冬季太阳能产量最低的时候，以及在光照条件良好的情况下偶尔出现可再生能源过剩。下载：下载高分辨率图像 (304KB) 下载：下载完整尺寸图像图 9. 基准情况（实际系统结果）的每小时负荷和 PV 与 BESS 能源曲线。下载：下载高分辨率图像 (343KB) 下载：下载完整尺寸图像图 10. 基准情况（模型结果）的每小时负荷和 PV 与 BESS 能源曲线。实际系统与模型系统之间的比较凸显了可再生能源性能的几个重要差异。表 4 总结了与可再生能源削减（多余光伏发电）和可再生能源短缺（柴油发电机提供的能源）相关的发生次数和总能源。根据运营数据，可再生能源短缺每年发生 7,987 小时，总共约 1,388,852 千瓦时。相比之下，可再生能源过剩仅发生在 772 小时，总共削减了约 14,230 千瓦时。表 4. 实际数据和模型数据之间的过剩和 PV 与 BESS 短缺比较。空单元格指标 实际数据 模型数据 过剩 每小时 PV + BESS (kWh)14,230 次数 77.59 次数 772 小时 189 小时 缺失 每小时 PV + BESS (kWh)1,388,852 次数 1,448,468 次数 7987 小时 8359 小时 模型系统显示了可再生能源发电和需求之间的更强不平衡。在模拟结果中，可再生能源短缺每年发生 8,359 小时，总共约 1,448,468 千瓦时。同时，可再生能源过剩仅发生在 189 小时，总共过剩发电约 77.6 千瓦时。这些结果表明，可再生能源生产很少超过系统的组合负荷和存储容量。因此，在大多数运营时间内仍然需要柴油发电机。实际结果和模型结果之间的差异可能由几个因素引起。一方面，建模框架可能在光伏发电估计、电池调度行为或系统控制策略方面引入了简化。另一方面，实际系统可能由于电池管理、逆变器限制、天气变化或维护问题而经历运营效率低下。这些差异突显了使用真实运行数据的重要性，这些数据不仅可以用来验证仿真模型，还可以用来诊断现有微电网系统的性能限制。目前，社区中的所有建筑都依赖于丙烷或基于木材的系统进行空间加热。在基准情景下，年度燃料消耗量如表5所示，使用了表3中早先提供的较低的热值。表5显示了基准情景下消耗的丙烷和木材的数量。根据早先概述的排放计算方法，基准情景下的年度二氧化碳排放量为1,306,109公斤二氧化碳，其中大约26%的排放来自加热系统。这为评估通过电气化加热或生物质加热可以实现的减排提供了基准。

总体而言，基准情景分析得出了两个主要观察结果。首先，社区仍然严重依赖柴油发电来满足电力需求，因为单一的可再生能源发电和电池存储无法在大多数运行时间内满足负荷需求。其次，尽管偶尔会出现可再生能源的限电情况，但其幅度相对于总的可再生能源短缺来说相对较小。这表明当前的光伏-蓄电池储能（PV-BESS）系统既不够大，也不足以在没有柴油支持的情况下持续满足社区的需求。这些发现强调了需要扩大可再生能源产能或采用替代的加热和能源策略来提高系统的自给自足能力并减少排放。

因此，这个基准情景为评估未来的系统升级提供了关键的参考，包括扩大光伏和BESS规模或采用电气化加热策略，以增加可再生能源的占比并减少对柴油发电的依赖。

3.2. 案例2：使用空气源热泵的加热系统电气化
这个案例揭示了两个关键的性能洞察。首先，用空气源热泵（ASHP）替代传统加热系统会导致电力需求大幅增加，这需要大幅扩展光伏和BESS基础设施。其次，尽管通过扩展光伏和BESS系统，排放量几乎减半，但由于大约10年的长回收期（DPP），其财务可行性仍然有限。

在这个案例中，所有的加热系统都被替换为单元式ASHP系统，并计算了所有建筑的能源需求。如前所述，转换到ASHP显著增加了电力需求，峰值电力需求达到了约800千瓦。影响这些结果的一个关键建模假设是，当室外温度低于-15°C时，ASHP系统会转换为电阻式加热。在这种条件下，热效率（COP）实际上降为1，这意味着每提供一单位的热量需要消耗一单位的电能。这个假设对冬季高峰期的系统运行有直接影响，因为此时加热需求最高。在Gull Bay的气候条件下，冬季月份会有长时间的低温期，这增加了总电力消耗和峰值需求。因此，模拟出的约800千瓦的峰值需求不仅反映了加热系统的电气化，还反映了在极端寒冷条件下ASHP系统效率的降低。这种效应显著增加了优化过程中确定的光伏和BESS容量的扩展需求。特别是在寒冷时期，增加的峰值负荷给微电网带来了额外的压力，需要更大的储能系统或更多地依赖柴油发电来维持供应充足。因此，电气化案例代表了在严冬条件下系统性能的保守估计，这种情况下辅助加热频繁被激活。

因此，使用了NSGA-II算法来找到增加负载的最佳解决方案，通过扩大光伏和BESS系统的容量。表6显示了该算法的参数设置。NSGA-II的参数是基于混合可再生能源系统优化研究中常用的设置，并通过初步测试确保了稳定的收敛性。发现100个个体和100代迭代能够在计算成本和解决方案多样性之间达到良好的平衡，同时使帕累托前沿在不过长的模拟时间内稳定。

3.3. 案例3：使用生物质能
该案例分析了基线和提出的电气化方案之间的关键权衡。虽然完全电气化方案大幅减少了二氧化碳排放，但由于长期回收期（DPP）约为10年，其财务可行性仍然有限。

在这个案例中，所有的加热系统都被替换为单元式ASHP系统，并计算了所有建筑的能源需求。如前所述，转向ASHP显著增加了电力需求，峰值电力需求达到了约800千瓦。影响这些结果的一个关键建模假设是，在室外温度低于-15°C时，ASHP系统会转换为电阻式加热。在这种条件下，热效率（COP）实际上降为1，意味着每提供一单位的热量需要消耗一单位的电能。这个假设对冬季高峰期的系统运行有直接影响，因为此时加热需求最高。在Gull Bay气候条件下，冬季月份会有长时间的低温期，这增加了总电力消耗和峰值需求。因此，模拟出的约800千瓦的峰值需求不仅反映了加热系统的电气化，还反映了在极端寒冷条件下ASHP系统效率的降低。

该分析强调了需要扩大可再生能源容量或采用替代的加热和能源策略来提高系统的自给自足能力和减少排放。因此，这个基准情景为评估未来的系统升级提供了关键的参考，包括扩大光伏和BESS规模或采用电气化加热策略，以增加可再生能源的占比并减少对柴油发电的依赖。

总之，这些发现强调了扩大可再生能源容量或采用替代的加热和能源策略来提高系统的自给自足能力和减少排放的必要性。这个基准情景为评估未来的系统升级提供了关键的参考，包括扩大光伏和BESS规模或采用电气化加热策略，以增加可再生能源的占比并减少对柴油发电的依赖。

此外，还需要考虑其他机会来进一步提高电气化加热系统的好处。因此，使用从优化算法获得的最佳系统规模运行了微电网模型。图11展示了微电网扩容后的每小时负荷以及光伏和BESS的输出。结果表明，每年有2,399小时出现可再生能源损失，相当于当发电量超过社区负荷和可用储存容量时产生了约509兆瓦时的过剩可再生能源电力。由于系统作为孤岛微电网运行，这些能源目前必须被削减。如果社区连接到省级电网，这些多余的电力可以出口。例如，假设保守的电力出口价格为0.10-0.12加元/千瓦时，出口509兆瓦时的电力每年可以产生约50,000-60,000加元的收入，这将显著提高电气化方案的经济效益并缩短简单回收期。

同时，结果还表明，在一年中的某些时期，可再生能源的生成和储存仍然不足以完全满足社区需求。具体来说，有3,887小时出现可再生能源短缺，导致约998兆瓦时的能源缺口，这仍然需要补充供应。这些短缺主要发生在冬季，此时太阳辐射较低，与加热相关的电力需求较高。在连接到电网的情景下，这种剩余的缺口可以由省级电网供应，与依赖柴油发电机相比，可以显著减少排放。

结果突显了两个关键限制：首先是孤立系统中过度建设可再生能源的经济效率低下；其次是，在没有电网连接或进一步投资储能系统的情况下实现完全电气化的运营挑战。这也支持了这样的论点：电网连接将能够实现过剩太阳能电力的出口和清洁备用电力的进口，从而可能减少二氧化碳排放，并在考虑的简化假设下改善经济绩效指标（例如简单回收期SPP）。

图12展示了当前基准情景（案例1）和提出的电气化加热方案（案例2）之间的能源消耗和二氧化碳排放的比较分析。该图清楚地说明了用ASHP替代传统丙烷和木材加热系统的转型影响。在案例2中，随着加热的完全电气化，电力需求显著增加了约53%，从每年1.86吉瓦时增加到2.85吉瓦时。然而，电力使用的增加被完全消除丙烷和木材消耗所抵消，导致总二氧化碳排放减少了约48%。这表明，当使用筛选级别的经济指标进行评估时，生物质供暖可以成为偏远社区脱碳供暖的一个有吸引力的选择。表10比较了基准案例和提议的生物质案例之间的运营成本。表格显示，转用木屑生物质锅炉显著降低了供暖系统的运营成本。该案例的简单回收期（SPP）也进行了计算，结果如下：
总投资成本（CAD）：1,943,756美元
年度节省（CAD）：210,900美元
简单回收期（年）：9.2年
折现回收期（r = 3.5%）：11.3年
生物质锅炉的投资成本是使用第2.3.4节中定义的成本函数和方程（5）计算得出的。
表10. 案例1和案例3的运营成本比较。
| 案例 | 建筑物总数 | 使用生物质供暖的建筑物数量 | 丙烷消耗量（升/年） | 木材消耗量（千克/年） | 供暖系统运营成本（CAD/年） |
| --- | --- | --- | --- | --- | --- |
| 基准案例 | 116 | 33 | 205,583 | 132,797 | 259,980 |
| 案例3 | 116 | 116 | 490,808 | 49,080 |
在案例3中，生物质锅炉被建模为替换整个社区中所有现有的丙烷和木材供暖系统。因此，报告的490,808千克/年的木屑消耗量代表了在生物质情境下服务所有116栋建筑物所需的年总生物质燃料量，而不仅仅是基准案例中已经使用木材的建筑物。相比之下，基准案例中的木材消耗量为132,797千克/年，仅对应于已经使用木材供暖的33栋建筑物。
如图11和表11所示，比较了三种情况下的二氧化碳排放量。结果显示，从丙烷和木材转向木屑可以使总二氧化碳排放量减少19%，并使供暖系统的二氧化碳排放量减少75%。第二种情况的排放量最低，但其成本和技术问题阻碍了其实施。
表11. 不同情景下的绝对年二氧化碳排放量和相对变化。
| 情景 | 总二氧化碳排放量（千克-CO2/年） | 供暖系统二氧化碳排放量（千克-CO2/年） | 与基准案例相比总二氧化碳变化百分比 (%) |
| --- | --- | --- | --- |
| 基准案例 | 1,306,109 | 334,182 | - |
| 电气化供暖 | 674,717 | 0 | -48% |
| 生物质供暖 | 1,055,910 | 83,983 | -19% |
4. 讨论
基准案例、全电气化案例和生物质案例之间的比较揭示了减排和经济可行性之间的明显权衡。虽然电气化选项实现了最大的总二氧化碳减排，但由于前期资本成本高和岛屿系统中可再生能源的削减，它在筛选级别的回收期内看起来不太有吸引力。生物质供暖似乎是一种中间路径，可以在筛选级别的经济基础上实现显著的减排，并且前期投资较低。
假设在温度低于-15°C时切换到电阻供暖，这代表了典型寒冷气候下的辅助空间加热器（ASHP）的运行方式；然而，其影响在很大程度上取决于此类低温事件的频率和持续时间。在安大略省北部的气候条件下，长时间的寒冷期很常见，因此，这一假设可能会显著影响系统级别的结果。同时，最近在寒冷气候下的热泵技术取得了进步，一些系统在温度低于-15°C时仍能保持高于1的能效比（COP）。因此，本研究采用的假设可能代表了一个保守的运行情景，可能高估了极端寒冷时期的电力需求和峰值负荷要求。未来的工作应该纳入温度依赖的性能曲线，并评估替代系统配置，例如混合供暖系统，以更准确地捕捉寒冷气候下的运行情况并减少峰值需求的影响。
本研究的一个重要贡献是将供暖需求明确纳入微电网规划框架。许多以前的研究在固定电力需求的条件下优化了可再生能源微电网，并分别或在建筑物级别处理供暖系统。在这样的方法中，可再生能源系统的规模主要取决于现有的电力负荷。相比之下，本研究的结果表明，使用ASHP完全电气化供暖后，年度电力需求从1.86 GWh增加到2.85 GWh，而峰值负荷从大约344 kW增加到近800 kW。因此，最佳光伏容量从现有的372 kW增加到约1.2 MW，电池储能需求从500 kWh增加到最佳解决方案中的4 MWh以上。这代表光伏容量增加了大约三倍，储能容量增加了近一个数量级，与仅使用电力的系统相比。这些结果表明，将供暖电气化和电力供应计划独立处理可能会大大低估寒冷气候下的可再生能源发电和储能需求。这一发现强调了在偏远寒冷气候的微电网中综合考虑供暖需求和电力供应的集成规划方法的重要性。
表12总结了现有仅使用电力的系统与电气化供暖场景之间的这些系统级变化的幅度。
表12. 供暖电气化对微电网规模和电力需求的影响。
| 指标 | 仅使用电力的系统（基准） | 电气化供暖 |
| --- | --- | --- |
| 电力需求 | 1.86 GWh | 2.85 GWh |
| 峰值负荷 | 344 kW | ≈800 kW |
| 光伏容量 | 372 kW | ≈1.2 MW |
| 蓄能电池容量 | 500 kWh | ≈4.5–5.6 MWh |
| 削减量 | 最小 | 509 MWh |
虽然技术经济分析表明生物质供暖可以大幅减少排放和运营成本，但其实际部署取决于可靠的生物质供应链。建模的生物质场景假设每年以固定价格提供恒定的木屑供应；然而，在偏远的北部社区，这一假设可能无法完全反映真实的运营条件。生物质燃料供应需要组织化的收割、加工和运输物流，这些可能受到季节性道路条件、天气和储存要求的影响。此外，保持燃料质量的一致性，特别是水分含量和颗粒大小，对于确保锅炉性能和燃烧效率非常重要。对于像Gull Bay这样的社区，生物质系统可能需要本地燃料储存基础设施和受过培训的人员来处理燃料和操作系统。尽管这些运营考虑超出了本研究的定量范围，但它们是在项目规划和社区实施过程中需要解决的重要实际因素。
小型生物质锅炉在偏远地区具有明显优势。它们受益于已建立的供应链、简化的许可程序以及适合社区规模应用的各种商业可用系统[27]。在Gull Bay所有建筑物中实施生物质供暖的投资成本估计为194万美元，每年可节省210,900美元，回收期约为11年。
如表10和图13所示，这种转变不仅完全取代了丙烷消耗，还显著降低了运营成本，同时通过燃料采购和系统运营支持了当地经济机会。
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图13. 不同能源情景下社区的总年二氧化碳排放量。
至关重要的是，这些发现符合原住民能源主权目标，通过促进社区驱动的、本地适应性强的解决方案，减少了对外部燃料进口和柴油发电的依赖。生物质整合使像Gull Bay这样的偏远原住民社区能够更好地控制他们的能源系统，增强韧性，同时推进环境和经济可持续性。
4.1. 敏感性分析
在情景评估中进行的一个简化是假设所有年份的燃料价格保持不变。这一假设可能会带来财务风险，特别是因为柴油和丙烷燃料的成本可能会因通货膨胀、供应限制或碳定价等政策变化而增加。此外，在北部社区，运营成本高度依赖于燃料物流和波动性。因此，对项目回本期（DPP）和所有燃料价格变化的敏感性分析进行了评估，以评估每种情景的经济可行性随时间的稳健性。这种方法提供了关于在更现实的未来条件下，回收期和成本效益可能会如何变化的关键见解。
表13和图14展示了案例2和案例3的DPP对燃料价格增长的敏感性。结果显示，在两种情况下，燃料价格与项目回收期之间存在明显的反向关系。随着燃料价格从0%上升到8%，DPP稳步下降，反映了在燃料成本较高的条件下减少丙烷消耗的经济优势日益增加。
表13. DPP对燃料价格变化的敏感性。
| 燃料价格增长百分比 | 案例2的DPP | 案例3的DPP |
| --- | --- | --- |
| 0% | 9.7年 | 8.9年 |
| 2% | 8.9年 | 8.2年 |
| 4% | 7.7年 | 7.3年 |
| 6% | 7.3年 | 6.7年 |
| 8% | 7.3年 | 6.1年 |
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图14. DPP对燃料价格变化的敏感性。
在案例2中，当前燃料价格下的DPP为9.7年，在燃料价格增加8%后降至7.3年，对应于大约25%的减少。案例3也显示出类似的趋势，DPP在同一范围内从11.3年降至8.1年，减少了近28%。这些结果表明，两种系统都对燃料价格上涨非常敏感，这强调了在偏远和北部社区的长期投资评估中考虑燃料价格不确定性的重要性，因为那里的燃料成本通常较高且波动较大。
从政策角度来看，类似的经济效应也可能来自碳定价机制。提高化石燃料有效成本的政策，如碳税或排放定价方案，将在基于回收期的评估框架下进一步提高低碳供暖选项的相对经济性能。
尽管案例2的回收期较短，但其前期投资所需资金为603万加元，而案例3为194万加元。这突出了资本强度和经济性能之间的关键权衡：虽然较高的燃料价格显著改善了基于电气化解决方案的回收期，但低资本成本的替代方案（如小型生物质系统）可能在更长的折现回收期内仍然更具财务可行性。
4.2. 基准测试
为了更好地将这项工作置于更广泛的偏远能源转型领域中，需要与其他研究和工具进行基准测试比较，这些研究和工具解决了可再生能源微电网、供暖系统脱碳和原住民社区能源规划中的类似挑战。
像Gull Bay这样的偏远社区面临的能源不安全问题已有充分记录，特别是在依赖柴油和电网基础设施有限的背景下。一些研究[2]和[43]展示了社区主导和因地制宜的方法对于提高能源自给自足和减少排放的重要性。这些原则被纳入了本研究的规划过程中，该研究将本地能源需求、基础设施限制和可再生能源潜力整合到了规划中。
从技术建模的角度来看，本研究评估的微电网结构（包括协调的太阳能光伏、电池储能和柴油发电机）遵循了早期工作[7]、[8]中采用的一般方法。这些研究强调了动态控制策略和混合配置的重要性，以最大化柴油抵消并提高可靠性。用于建模ASHP的公式旨在捕捉寒冷气候下的可变容量运行，类似于[11]，适用于像Gull Bay这样的北部社区。此外，所使用的优化方法在具有多个目标的混合能源系统设计中证明了其有效性，处理了目标之间的权衡[[31]、[40]]。
最后，分析中的经济和排放假设符合国家和国际指南。柴油和丙烷的排放因子来自加拿大环境与气候变化部[32]，而生物质碳强度值遵循英国政府标准[35]。生物质锅炉的成本函数改编自详细的技术经济研究[38]，该研究专门针对加拿大偏远原住民社区的供暖系统。本研究结合了广泛的相关研究和工具。通过结合详细建模、优化和Gull Bay的实际数据，它为支持偏远原住民社区的集成、本地定制能源解决方案提供了越来越多的证据。
重要的是要强调，本研究中的经济评估基于简化的基于回收期的指标（SPP和DPP），旨在进行替代路径的筛选级别比较，而不是全面的财务评估。这些指标并未捕捉到完整的生命周期经济动态，包括组件更换周期、长期运营和维护成本、系统退化、残值或更广泛的经济指标（如净现值或平准化能源成本）。因此，所呈现的经济结果应被视为在一致假设下的相对性能指标，而不是长期财务可行性的明确声明。包括完整的生命周期经济指标可能会改变所评估路径的比较吸引力，特别是对于像电气化这样的资本密集型选项，其中长期运营节省、技术寿命和政策激励可能起着重要作用。因此，未来的工作应扩展到全面的生命周期经济框架，以支持更稳健的投资决策。
4.3. 限制和风险
本研究存在几个可能影响结果解释和适用性的限制。首先，建筑能耗建模的准确性受到有限测量数据的限制，特别是对于住宅建筑，这可能影响模拟的供暖负荷和能源需求的精度。此外，测量结果与模拟结果之间的差异表明，实际系统的控制效率较低，电池调度因素也并非最优，这些因素仅通过模拟难以完全捕捉。尽管使用生物质供暖作为一种有前景的低碳替代方案，但分析假设木屑的供应始终稳定且成本固定，并未明确考虑供应链约束，如季节性采集、运输物流、储存基础设施、燃料质量变化或当地劳动力需求等因素。在偏远的北部社区，这些因素可能影响生物质供暖系统的实际可行性和运行可靠性，因此应在未来的研究中通过详细的供应链和社区能力评估来加以考虑。在经济方面，本研究主要依赖SPP和DPP指标来评估替代能源转型的相对可行性。选择这些指标是为了支持在资源受限的偏远社区进行早期决策和情景之间的比较，其中前期投资要求和短期可负担性是关键考虑因素。因此，分析没有明确考虑项目的整个生命周期影响，包括组件更换周期（如电池、逆变器和热泵）、长期运营和维护成本、系统退化或残值。因此，经济结果应主要作为比较性、筛选级别的结果来解读，而不是对项目财务可行性的最终定论。

尽管这种方法能够透明地比较资本强度和短期经济表现，但未来的工作应扩展财务框架，包括生命周期成本分析、净现值和平准化成本指标，以更全面地捕捉长期经济动态和政策影响。另一个限制是经济评估的范围。本研究的技术经济分析是从社区基础设施的角度出发的，重点关注系统投资成本、燃料节省和总体运营排放。分析没有明确评估所提出的能源转型对个人家庭能源账单或社区成员之间分配公平性的影响。未来的研究应探讨不同的供暖方式如何影响偏远社区的家庭能源可负担性和能源负担。此外，该模型没有纳入补贴、碳定价或激励等政策工具，这些工具可以显著提高项目的可行性。环境评估也遗漏了基础设施投资中的隐含碳影响。由于观察到的能源使用模式表明，Gull Bay的气候条件下的制冷需求较低，因此未将其纳入考虑。然而，气候变化导致的未来变暖趋势可能会挑战这一假设，并可能增加制冷需求。这对未来的系统设计有影响，包括潜在的电力需求剖面调整和峰值负荷管理策略的调整。最后，研究没有探讨需求侧策略，如建筑围护结构改造，这些策略可以减少供暖负荷，从而可能降低所需的可再生能源发电能力。在未来研究中解决这些限制可以提高研究结果的可靠性和普遍性。

根据方法中定义的运营边界，定量评估未包括上游生命周期排放。本研究中的生物质供暖相关温室气体排放使用运营（燃烧阶段）排放因子进行量化，单位为每单位质量的木燃料的g-CO2。与生物质采集、加工、运输和基础设施相关的上游生命周期排放未被明确包括在内。用于木燃料的碳因子基于英国政府的指导，该指导提供了标准化的、保守的木屑燃烧排放估计，并在文献中得到广泛应用。虽然这个因子不代表完整的生命周期评估，可能无法捕捉加拿大的区域特定供应链特征，但它为在同一运营边界内比较不同的供暖系统提供了透明和一致的基础。未来的工作应使用加拿大的具体生物质供应链数据扩展分析，以更全面地评估环境影响。除了供应链约束外，还必须考虑几个实际障碍和运营风险。这些包括燃料运输和储存的物流复杂性，尤其是在冬季 acesso 受限的偏远北部地区。此外，燃料质量和含水量的变化会显著影响燃烧效率和排放性能[20]，[44]。小型系统还面临运营和维护挑战，可能缺乏维持高效运行所需的技术监督[22]。社区对生物质锅炉的接受度和劳动力需求也可能限制其采用，特别是在传统上依赖丙烷等被动燃料的社区。此外，如果不实施现代排放控制，可能会产生颗粒物排放和空气质量问题[23]。未来的研究还应评估电动供暖系统（如ASHP）的社会接受度，这超出了本研究的范围。由于可再生能源系统已经安装，生物质系统也在社区中使用，因此假设了这两种系统的社会接受度。

5. 结论

本研究对安大略省北部一个偏远社区的供暖系统电气化、脱碳和可再生能源集成进行了全面的技术经济评估，以Gull Bay First Nation为例。它填补了现有文献中的一个关键空白，现有文献通常分别研究电力供应、供暖转型和微电网运营。通过结合测量得到的微电网运行数据、TOOLS4Cities建筑能源模拟以及多目标优化（用于PV-BESS扩展），分析了三种情景下的减排、孤岛运行约束和资本需求之间的权衡。基线系统仍然依赖于柴油发电和供应的供暖燃料，导致年总运营排放量为1,306,109公斤二氧化碳，其中26%来自供暖燃料。使用ASHP实现全面供暖电气化可使总排放量减少约48%，但年电力需求从1.86吉瓦时增加到2.85吉瓦时，并需要大规模的PV-BESS扩展，在基线燃料价格下，折现回收期约为10年。生物质供暖可减少总排放量19%，供暖系统排放量减少75%，同时初期投资显著降低（194万加元），DPP为11.3年。

敏感性分析表明，较高的燃料价格可以提高两种途径的经济表现，这强调了燃料价格不确定性在偏远地区的重要性。总体而言，研究结果表明，在寒冷、孤立的社区中确定实用的脱碳路径需要综合考虑供暖需求、可再生能源存储约束和资本可行性，以及社区能源主权目标。除了报告情景结果外，本研究还提供了一种集成的、以数据为导向的规划工作流程，明确将建筑层面的供暖转型与微电网运营约束和容量扩展决策联系起来。该方法结合了：校准的建筑原型来量化供暖负荷，测量的天气和光伏辐照度数据来表示特定地点的可再生能源潜力，反映柴油最低负荷和发电机切换规则的调度逻辑，以及使用NSGA-II进行的光伏-BESS容量优化，并通过TOPSIS进行透明的解决方案排名。这一统一框架能够在相同的运营和排放边界内一致地比较不同的供暖方式，克服了单独分析电力和供暖系统研究的局限性。

研究结果不仅适用于Gull Bay，也适用于其他寒冷气候、依赖柴油的孤岛微电网，这些电网中供暖占总能源需求的绝大部分，可再生能源发电高度季节性，储存时间有限，且多余的电力无法外输。在这种背景下，供暖电气化不仅仅是一种建筑层面的技术替代，而是一个系统层面的规划挑战，它将系统约束转移到冬季电力供应和峰值容量上。本研究开发的工作流程可以通过校准当地建筑原型、纳入测量的或代表性的天气和负荷数据、实施现实的发电机约束以及在明确的经济和环境目标下优化可再生能源存储扩展来转移到其他社区。

从规划角度来看，有三个关键启示。首先，通过电气化实现深度减排需要协调规划，以确保充足的冬季电力供应、峰值需求管理和可再生能源存储规模；如果没有足够的稳定低碳供应，即使光伏发电大幅扩展，柴油替代仍然是必要的。其次，在孤岛系统中，激进的光伏建设可能导致大量削减，从而降低经济回报，限制了可再生能源容量扩展的整体效果。第三，当资本可用性受限时，本地来源的生物质供暖可以提供一种投资较低的过渡路径，实现有意义的减排同时增强社区能源主权。未来的研究应扩展这一框架，包括混合供暖配置（例如，结合ASHP应对适中温度和生物质锅炉应对冬季高峰需求）、生命周期成本计算、组件更换计划、可靠性指标以及需求侧改造策略，以评估供暖需求的减少如何影响最佳系统规模和经济性。此外，未来的工作还应包括生命周期评估方法，比较光伏模块、电池和生物质锅炉等基础设施组件的隐含碳与不同脱碳路径下实现的运营减排，并探索潜在的电网互联情景，以提高长期规划的稳健性和政策相关性。

**CRediT作者贡献声明**

Isra Abo Iqsaysa：撰写——原始草稿、软件、方法论、调查、正式分析、数据管理、概念化。
Saeed Ranjbar：撰写——原始草稿、软件、方法论、正式分析、数据管理、概念化。
Oriol Gavaldà：验证、监督、方法论。
Athena Karami Fardian：软件、正式分析。
Ursula Eicker：撰写——审阅与编辑、监督。
Caroline Hachem-Vermette：撰写——审阅与编辑、监督。