高　瀅, 王　芃, 薛　友, 文福拴, 張利軍, 孫　可, 徐晨博

(1. 浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院, 浙江省杭州市 310027;2. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院, 浙江省杭州市 310008; 3. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司, 浙江省杭州市 310007)

0　引言

隨著電轉(zhuǎn)氣(power to gas,P2G)技術(shù)的發(fā)展,電力系統(tǒng)和天然氣系統(tǒng)可以構(gòu)成閉環(huán)運(yùn)行的電—?dú)饧赡茉聪到y(tǒng)(integrated electricity-gas energy system,IEGES),形成狹義的能源互聯(lián)網(wǎng)[1]。IEGES通過能源耦合單元將電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)緊密聯(lián)系起來,在規(guī)劃與運(yùn)行層面實(shí)現(xiàn)協(xié)調(diào)優(yōu)化的同時(shí),提高整體能源利用效率和對(duì)間歇性可再生能源發(fā)電出力的消納能力等。在能源耦合單元中,燃?xì)鈾C(jī)組(natural gas-fired plant,NGFP)建設(shè)時(shí)間短、發(fā)電效率高、調(diào)節(jié)速度快,已經(jīng)得到廣泛應(yīng)用。P2G是指利用電能將H2O與CO2轉(zhuǎn)化為H2或人工天然氣(主要成分為CH4)的技術(shù)[2-3]。P2G設(shè)備可將電力系統(tǒng)中富余的電力轉(zhuǎn)化為天然氣,并促進(jìn)形成閉環(huán)運(yùn)行的IEGES。近年來,電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)的協(xié)同規(guī)劃問題逐步受到關(guān)注。例如,澳大利亞國家能源市場(chǎng)運(yùn)營機(jī)構(gòu)負(fù)責(zé)對(duì)電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)統(tǒng)一規(guī)劃管理[4],德國也已將P2G技術(shù)列為重要的可再生能源發(fā)電的儲(chǔ)能手段,并將其應(yīng)用于能源轉(zhuǎn)化計(jì)劃之中[5]。

在IEGES的協(xié)同規(guī)劃與協(xié)調(diào)運(yùn)行方面,國內(nèi)外已有一些研究報(bào)道。文獻(xiàn)[5]針對(duì)P2G設(shè)備的運(yùn)行特性,從電力系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行、可再生能源消納、輔助服務(wù)提供等方面探討了P2G廠站的應(yīng)用前景。文獻(xiàn)[4，6]綜合考慮熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和P2G設(shè)備,建立了以綜合成本最小為優(yōu)化目標(biāo)的電—?dú)饣炻?lián)綜合能源系統(tǒng)的選址定容優(yōu)化模型。文獻(xiàn)[7]基于P2G設(shè)備與NGFP的削峰填谷模型,通過二者的協(xié)同運(yùn)行來平抑電力系統(tǒng)負(fù)荷波動(dòng),提高風(fēng)電消納水平。文獻(xiàn)[8]建立了多階段電—?dú)鈪f(xié)同規(guī)劃模型,利用P2G技術(shù)將多余的可再生能源發(fā)電轉(zhuǎn)化為天然氣以進(jìn)行大規(guī)模存儲(chǔ)或傳輸。文獻(xiàn)[9]考慮電力需求增長等因素,建立了以社會(huì)剩余最大為優(yōu)化目標(biāo)的IEGES多階段靈活規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[10]考慮經(jīng)濟(jì)性、可靠性和環(huán)保性,分析了綜合能源系統(tǒng)中能源中心的選址定容對(duì)整個(gè)系統(tǒng)的影響。文獻(xiàn)[11]首先建立了電力系統(tǒng)雙層優(yōu)化模型及天然氣系統(tǒng)穩(wěn)態(tài)模型,之后將電能通過P2G轉(zhuǎn)化為人工天然氣,并優(yōu)化確定其在天然氣系統(tǒng)中季節(jié)性存儲(chǔ)的策略。

近年來,電力系統(tǒng)需求側(cè)管理(demand side management,DSM)逐步受到重視,這是由于DSM能通過引導(dǎo)用戶調(diào)整用電行為,優(yōu)化負(fù)荷曲線輪廓、實(shí)現(xiàn)削峰填谷、減少負(fù)荷高峰時(shí)期對(duì)發(fā)電機(jī)組和輸電線路的容量需求,從而延緩發(fā)電和輸電投資。文獻(xiàn)[12]建立了計(jì)及DSM的低碳電網(wǎng)規(guī)劃模型,并分析了其對(duì)電力系統(tǒng)擴(kuò)展投資、碳排放量與整體效益的影響。文獻(xiàn)[13]分析了DSM在提高電力系統(tǒng)規(guī)劃經(jīng)濟(jì)性方面的作用。文獻(xiàn)[14]考慮需求側(cè)響應(yīng)引起的負(fù)荷需求不確定性,建立了多目標(biāo)魯棒優(yōu)化規(guī)劃模型?，F(xiàn)有的DSM研究主要針對(duì)傳統(tǒng)電力系統(tǒng),但DSM同樣可在IEGES中實(shí)施[15],由此在電—?dú)鈪f(xié)同規(guī)劃時(shí)就有必要考慮DSM的影響。

在上述背景下,本文對(duì)計(jì)及DSM的IEGES協(xié)同規(guī)劃問題進(jìn)行探討。首先,根據(jù)現(xiàn)有DSM的機(jī)制、實(shí)現(xiàn)方式及用戶滿意度要求,在IEGES中建立DSM模型;接著,建立IEGES中NGFP和P2G設(shè)備、輸電線路和天然氣管道選址規(guī)劃的混合整數(shù)非線性規(guī)劃(mixed-integer nonlinear programming,MINLP)模型;然后,對(duì)DSM模型和天然氣管道模型中的非線性部分進(jìn)行線性化處理,將該MINLP問題轉(zhuǎn)化為混合整數(shù)線性規(guī)劃(mixed-integer linear programming,MILP)問題,并采用AMPL/CPLEX求解器求解。最后,以修改后的IEEE 39節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)與比利時(shí)20節(jié)點(diǎn)天然氣系統(tǒng)為例,對(duì)所構(gòu)建的模型和采用的方法進(jìn)行說明。

1　電—?dú)饧赡茉聪到y(tǒng)協(xié)調(diào)運(yùn)行

前已述及,P2G利用電能將H2O與CO2轉(zhuǎn)化為H2或人工天然氣(主要成分為CH4)。雖然電轉(zhuǎn)H2的轉(zhuǎn)化效率較高,但所產(chǎn)生的H2在天然氣系統(tǒng)中可存儲(chǔ)的比例有限;而電轉(zhuǎn)天然氣卻能將產(chǎn)生的CH4注入天然氣網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行大規(guī)模存儲(chǔ)和遠(yuǎn)距離傳輸,應(yīng)用更為廣泛[5],因此本文所提到的P2G均指電轉(zhuǎn)天然氣。目前,已投運(yùn)的P2G示范工程整體轉(zhuǎn)換效率約為60%[2]。

NGFP與P2G設(shè)備均為能源耦合單元的組成部分,在實(shí)現(xiàn)電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)間能量的雙向閉環(huán)流動(dòng)中發(fā)揮著重要作用。圖1展示了以能源耦合單元為紐帶的IEGES。

圖1　電-氣集成能源系統(tǒng)中的能源耦合單元Fig.1　Energy coupling unit in an integrated electricity-gas energy system

由于電力負(fù)荷與天然氣負(fù)荷的峰谷時(shí)段并不完全重合,因此可在電力負(fù)荷高峰時(shí)段、天然氣負(fù)荷低谷時(shí)段利用NGFP將部分天然氣轉(zhuǎn)化為電能,而在電力負(fù)荷低谷時(shí)段、天然氣負(fù)荷高峰時(shí)段利用P2G設(shè)備將部分電能轉(zhuǎn)化為天然氣,從而能平抑電力負(fù)荷與天然氣負(fù)荷波動(dòng)[7]。在IEGES中,DSM的實(shí)施可以挖掘負(fù)荷的彈性潛力,取得前述的期望效益。

2　電—?dú)饧赡茉聪到y(tǒng)中的DSM

在IEGES中,DSM的影響[14]主要體現(xiàn)在三個(gè)方面:①挖掘和利用彈性負(fù)荷、增強(qiáng)負(fù)荷的可控性;②改善負(fù)荷曲線輪廓、平抑負(fù)荷波動(dòng)、改善系統(tǒng)的安全性與經(jīng)濟(jì)性;③延緩高峰負(fù)荷增長壓力、延緩發(fā)輸電容量的投資需求。下面從電網(wǎng)公司的角度,分析DSM對(duì)IEGES的影響。

2.1　DSM方式

DSM的實(shí)施可以采用行政手段、經(jīng)濟(jì)手段和技術(shù)手段[13]。在IEGES中,用戶可以采取削減負(fù)荷、轉(zhuǎn)移負(fù)荷和替代負(fù)荷[16]三種不同的DSM方式,如附錄A表A1所示。下面給出這三種DSM的數(shù)學(xué)描述。

假設(shè)用正值和負(fù)值分別表示負(fù)荷增加和減少,則削減負(fù)荷恒為非正值,即

(1)

在負(fù)荷轉(zhuǎn)移過程中總負(fù)荷量保持不變,即

(2)

由于所研究的IEGES中只存在電能與天然氣兩種能源,根據(jù)能量守恒定律有:

(3)

2.2　DSM模型

用戶參與DSM,對(duì)改善系統(tǒng)運(yùn)行的安全性、經(jīng)濟(jì)性和延緩?fù)顿Y做出了貢獻(xiàn),也在一定程度上犧牲了用電的靈活性,這樣就需要根據(jù)用戶的相關(guān)貢獻(xiàn)給予適當(dāng)經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償。

2.2.1DSM補(bǔ)償成本

根據(jù)三種DSM方式下的電力負(fù)荷調(diào)整量,確定對(duì)參與DSM的用戶的補(bǔ)償成本:

(4)

式中:Cde為對(duì)參與DSM的用戶的總補(bǔ)償成本;α,β和γ分別為削減負(fù)荷、轉(zhuǎn)移負(fù)荷和替代負(fù)荷的單位容量補(bǔ)償系數(shù)。

可根據(jù)系統(tǒng)的實(shí)際需要,對(duì)三種DSM方式下允許的電力負(fù)荷調(diào)整量進(jìn)行約束,即給定可調(diào)節(jié)的負(fù)荷比例范圍,如式(5)至式(7)所示。

(5)

(6)

(7)

式中:τ表示第τ年；Pi(t)為未實(shí)施DSM之前節(jié)點(diǎn)i在時(shí)段t的負(fù)荷;σ1,σ2和σ3分別為需求側(cè)可削減、可轉(zhuǎn)移和可替代負(fù)荷的比例系數(shù),由具體負(fù)荷的結(jié)構(gòu)和特性決定。

2.2.2用戶滿意度

用戶滿意度可從飽和度、差異度和舒適度三個(gè)方面進(jìn)行評(píng)估[17]。其中,飽和度Si表示第i個(gè)用戶在調(diào)度周期內(nèi)總需求電量的滿足程度;差異度Di反映第i個(gè)用戶負(fù)荷調(diào)整前后各時(shí)段用電量的差異;舒適度Ci從時(shí)間上體現(xiàn)第i個(gè)用戶參與DSM后對(duì)其用電習(xí)慣的影響。Si,Di和Ci的表達(dá)式分別如式(8)至式(10)所示。

(8)

(9)

(10)

式中:TP和TV分別為負(fù)荷高峰時(shí)段和低谷時(shí)段的集合;Pi′(t)為實(shí)施DSM后節(jié)點(diǎn)i在時(shí)段t的電力負(fù)荷;Pmin,i(t)為實(shí)施DSM后節(jié)點(diǎn)i在時(shí)段t可能出現(xiàn)的最小負(fù)荷,即

Pmin,i(t)=1-σ1-σ2-σ3Pi(t)

(11)

式(8)表明在實(shí)施DSM后,如果實(shí)際負(fù)荷小于負(fù)荷預(yù)測(cè)值,則飽和度為調(diào)度周期內(nèi)實(shí)施DSM前后用電量的比值;實(shí)施DSM后,如果實(shí)際負(fù)荷明顯大于預(yù)測(cè)負(fù)荷,則用電需求已被完全滿足(這意味著其他時(shí)段的負(fù)荷被轉(zhuǎn)移到該時(shí)段,該時(shí)段為負(fù)荷低谷,電力供應(yīng)充足),用電量的增加并不能使用戶滿意度提高,此時(shí)飽和度恒為1。式(9)定義了在一個(gè)調(diào)度周期內(nèi)，各時(shí)段實(shí)施DSM前后負(fù)荷的調(diào)整比例作為衡量用戶用電量差異度的依據(jù)。式(10)定義了實(shí)施DSM后,正負(fù)轉(zhuǎn)移高峰間的平均轉(zhuǎn)移時(shí)間(假設(shè)用戶將用電負(fù)荷從上午10:00—11:00轉(zhuǎn)移到下午13:00—14:00,則負(fù)荷轉(zhuǎn)移時(shí)間為3 h),體現(xiàn)了用戶的用電行為被調(diào)整的時(shí)間跨度。

Pi′(t)越大,飽和度Si越大,當(dāng)∑Pi′(t)=∑Pmin,i(t)時(shí),Si=0;當(dāng)∑Pi′(t)≥∑Pi(t)時(shí),Si=1。Pi′(t)與Pi(t)越接近,差異度Di越小,當(dāng)Pi′(t)=Pmin,i(t)時(shí),Di=1;當(dāng)Pi′(t)=Pi(t)時(shí),Di=0。負(fù)荷參與DSM后,其平均轉(zhuǎn)移時(shí)間越短,Ci越小,用戶舒適度就越高。

3　電—?dú)饧赡茉聪到y(tǒng)協(xié)同規(guī)劃模型

在對(duì)IEGES中候選NGFP和P2G設(shè)備、輸電線路和天然氣管道進(jìn)行協(xié)同選址規(guī)劃時(shí),適當(dāng)考慮實(shí)施DSM的效果是必要的,因?yàn)镈SM的實(shí)施會(huì)影響未來的系統(tǒng)峰值負(fù)荷。

3.1　目標(biāo)函數(shù)

IEGES協(xié)同規(guī)劃模型以規(guī)劃年限內(nèi)總成本凈現(xiàn)值最小為優(yōu)化目標(biāo),其中總成本包括投資成本、運(yùn)行成本和DSM補(bǔ)償成本三部分,即

(12)

(13)

(14)

3.2　約束條件

IEGES協(xié)同規(guī)劃模型約束條件主要包括投資建設(shè)約束、電力系統(tǒng)運(yùn)行約束、天然氣系統(tǒng)運(yùn)行約束、能源耦合單元約束和DSM約束五個(gè)方面。

3.2.1投資建設(shè)約束

在IEGES中,各候選NGFP和P2G設(shè)備、輸電線路和天然氣管道在投資年限內(nèi)只能新建/擴(kuò)容一次,即

(15)

3.2.2電力系統(tǒng)運(yùn)行約束

在電力系統(tǒng)中,常規(guī)火電機(jī)組與風(fēng)電機(jī)組需滿足出力限額約束,輸電線路需滿足有功功率傳輸極限約束,如式(16)至式(18)所示。

(16)

(17)

(18)

此外,電力系統(tǒng)的靜態(tài)運(yùn)行約束用支路潮流約束、節(jié)點(diǎn)電功率平衡約束和電力系統(tǒng)備用容量約束表示,分別如式(19)至式(21)所示。

(19)

(20)

(21)

對(duì)初始候選輸電線路而言,已投建的輸電線路需滿足支路潮流約束,而尚未投建的則不需要,則式(19)可改寫為:

(22)

3.2.3天然氣系統(tǒng)運(yùn)行約束

在天然氣系統(tǒng)中,氣源與儲(chǔ)氣裝置需滿足出氣限額約束,而天然氣管道則需滿足傳輸流量極限約束,分別如式(23)至式(27)所示。

(23)

(24)

(25)

(26)

(27)

此外,還需滿足天然氣管道穩(wěn)態(tài)流量約束和節(jié)點(diǎn)天然氣平衡約束,分別如式(28)、式(29)所示。

(28)

(29)

與式(22)類似,候選天然氣管道也應(yīng)滿足流量約束,這里不再贅述。

3.2.4能源耦合單元約束

在能源耦合單元中,NGFP與P2G設(shè)備在運(yùn)行時(shí)需要滿足容量約束和能量轉(zhuǎn)換時(shí)的能量守恒約束,分別如式(30)至式(32)所示。

(30)

(31)

(32)

3.2.5DSM約束

在對(duì)IEGES進(jìn)行協(xié)同規(guī)劃時(shí),還需滿足在規(guī)劃年限內(nèi)用戶的飽和度、差異度與舒適度要求,即

(33)

式中:SSet,DSet和CSet分別為用戶的飽和度、差異度和舒適度設(shè)定值,由相關(guān)用戶和電網(wǎng)公司根據(jù)用戶所在節(jié)點(diǎn)、負(fù)荷類型、用電量和歷史運(yùn)行情況等協(xié)商確定。

3.3　優(yōu)化模型的求解

所構(gòu)建的計(jì)及DSM的IEGES協(xié)同規(guī)劃模型包括式(1)至式(33),系MINLP問題,計(jì)算復(fù)雜性較高。為加快計(jì)算速度,下面對(duì)模型中的非線性部分進(jìn)行線性化處理。

3.3.1DSM非線性模型的線性化

由于DSM數(shù)學(xué)模型中各時(shí)段實(shí)際轉(zhuǎn)移負(fù)荷、替代負(fù)荷的正負(fù)不確定,調(diào)整電量存在絕對(duì)值項(xiàng),可以引入恒為非負(fù)的輔助變量對(duì)此進(jìn)行處理[20]。具體地,將式(4)和式(9)轉(zhuǎn)化為式(34)至式(36)和式(37)、式(38)。

γxi(t)+yi(t)〗

(34)

(35)

(36)

(37)

Pi(t)-Pi′(t)+mi(t)-ni(t)=0

(38)

式中:Cde′為線性化后的DSM補(bǔ)償成本;ui(t),vi(t),xi(t),yi(t),mi(t)和ni(t)均為恒為非負(fù)的輔助變量,在求解優(yōu)化問題時(shí)確定。

3.3.2天然氣管道非線性模型的線性化

fij(τ,t)=Dijζi(τ,t)-ζj(τ,t)

(39)

然后,利用增量線性化方法[21-22],將天然氣管道流量的取值范圍劃分為多個(gè)子區(qū)間,再在各子區(qū)間進(jìn)行分段線性化,則式(39)可轉(zhuǎn)化表示為:

(40)

Dijζi(τ,t)-ζj(τ,t)

(41)

δij,k+1(τ,t)≤wij,k(τ,t)≤δij,k(τ,t)

(42)

式中:NS為設(shè)定的天然氣管道流量子區(qū)間數(shù);區(qū)間變量δij,k(τ,t)的取值范圍為[0,1];wij,k(τ,t)為二進(jìn)制變量,由二進(jìn)制約束和式(42)確定。

式(40)表示天然氣流量范圍內(nèi)的子區(qū)間劃分；式(41)采用增量線性化方法描述天然氣管道流量與節(jié)點(diǎn)氣壓間的關(guān)系；式(42)保證區(qū)間變量在各分段子區(qū)間上連續(xù)取值。

這樣,就可以得到候選天然氣管道流量約束的線性方程。

經(jīng)過上述線性化處理后,由式(1)至式(33)所描述的MINLP問題就簡(jiǎn)化為由式(1)至式(3)、式(5)至式(8)、式(10)至式(27)及式(29)至式(42)所描述的MILP問題,可以采用商業(yè)求解器AMPL/CPLEX求解。線性化誤差隨著子區(qū)間數(shù)目的增加而減少,在實(shí)際計(jì)算時(shí)需要根據(jù)系統(tǒng)情況在最小化誤差和最大化求解速度之間適當(dāng)折中。

4　算例結(jié)果分析

以修改的IEEE 39節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)與比利時(shí)20節(jié)點(diǎn)天然氣系統(tǒng)為基礎(chǔ),構(gòu)建了圖2所示的IEGES,針對(duì)規(guī)劃期為10年的協(xié)調(diào)規(guī)劃問題對(duì)所提方法進(jìn)行說明。

圖2　IEGES示例Fig.2　Illustration of an integrated electricity-gas energy system

4.1　算例說明

在電力系統(tǒng)中,風(fēng)電機(jī)組位于節(jié)點(diǎn)9和13,常規(guī)火電機(jī)組位于節(jié)點(diǎn)30至39;在天然氣系統(tǒng)中,氣源點(diǎn)位于節(jié)點(diǎn)1和8,儲(chǔ)氣裝置位于節(jié)點(diǎn)2,5,13和14;電力系統(tǒng)中的節(jié)點(diǎn)31,32,33和34分別與天然氣系統(tǒng)中的節(jié)點(diǎn)1,12,14和20通過能源耦合單元連接。修改后的IEEE 39節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)參數(shù)詳見文獻(xiàn)[19]或文獻(xiàn)[23],比利時(shí) 20節(jié)點(diǎn)天然氣系統(tǒng)參數(shù)詳見文獻(xiàn)[18]或文獻(xiàn)[19],能源耦合單元中NGFP和P2G設(shè)備的參數(shù)見文獻(xiàn)[4],電力系統(tǒng)與天然氣系統(tǒng)的典型日負(fù)荷曲線如附錄A圖A1所示,風(fēng)電機(jī)組典型日出力曲線如附錄A圖A2所示。

給定IEGES中的電力負(fù)荷與天然氣負(fù)荷的年平均增長率分別為3%與1.5%,折現(xiàn)率為6%,DSM中可削減、可轉(zhuǎn)移和可替代負(fù)荷的比例系數(shù)均為5%。 IEGES中其他技術(shù)和成本參數(shù)如附錄A表A2所示。

為研究協(xié)同規(guī)劃與DSM對(duì)IEGES中各項(xiàng)成本、規(guī)劃方案、消納風(fēng)電能力和負(fù)荷削峰填谷效果的影響,設(shè)計(jì)了下述四種情形。情形1:傳統(tǒng)電力網(wǎng)絡(luò)與天然氣網(wǎng)絡(luò)獨(dú)立規(guī)劃,且不考慮DSM;情形2:電力網(wǎng)絡(luò)與天然氣網(wǎng)絡(luò)獨(dú)立規(guī)劃,但考慮DSM;情形3:IEGES協(xié)同規(guī)劃,但不考慮DSM;情形4:IEGES協(xié)同規(guī)劃,同時(shí)考慮DSM。

4.2　成本分析

針對(duì)上述四種情形,求解得到的IEGES最優(yōu)規(guī)劃方案列于表1。其中,[]中數(shù)字表示新建線路/管道所在節(jié)點(diǎn),()中數(shù)字表示新建年份,如天然氣管道[1,15](7)表示第7年在天然氣系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)1與15之間新建天然氣管道,P2G[33](8)表示第8年在電力系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)33新建P2G設(shè)備。IEGES中的各項(xiàng)成本如表2所示。

表1　四種情形下的最優(yōu)規(guī)劃方案Table 1　Optimal planning schemes in four cases

表2　四種情形下規(guī)劃年限內(nèi)的成本比較Table 2　Comparison of costs during planning years in four cases

由表2可知,情形3比情形1的運(yùn)行成本和建設(shè)成本分別減少0.26億元與0.15億元。這是由于電力負(fù)荷與天然氣負(fù)荷峰谷并不重合,在情形3時(shí)二者可以通過能源耦合單元相互轉(zhuǎn)化。結(jié)合表1中列出的最優(yōu)規(guī)劃方案可以看出,當(dāng)IEGES中存在阻塞,需要新建輸電線路或天然氣管道時(shí),NGFP可等效為電源,P2G設(shè)備可等效為氣源,從而緩解原阻塞輸電線路或天然氣管道傳輸壓力,減少輸電線路的投建數(shù)目,降低建設(shè)成本。

與情形1相比,考慮電力系統(tǒng)DSM的情形2的經(jīng)濟(jì)性更好,運(yùn)行成本與建設(shè)成本分別減少3.08億元與0.11億元,但DSM補(bǔ)償成本增加1.13億元。這是因?yàn)?一方面實(shí)施DSM導(dǎo)致負(fù)荷低谷時(shí)段的風(fēng)電利用率提高,運(yùn)行成本降低;另一方面,高峰負(fù)荷的削減緩解了負(fù)荷增長壓力,進(jìn)而延緩甚至減少了新輸電線路與管道的投建。情形4綜合了IEGES協(xié)同規(guī)劃與DSM的特點(diǎn),總成本最低。

4.3　消納風(fēng)電能力分析

以情景4為例,在規(guī)劃年限內(nèi)棄風(fēng)電量的變化情況如附錄A表A3所示。此外,圖3展示了情景1至4在規(guī)劃期第10年各時(shí)段的棄風(fēng)電力,體現(xiàn)了協(xié)同規(guī)劃與DSM對(duì)IEGES消納風(fēng)電能力的影響。

圖3　協(xié)同規(guī)劃與DSM對(duì)減少棄風(fēng)電力的效果Fig.3　Effects of collaborative planning and DSM on reducing curtailed wind power output

從圖3可以看出,在白天用電高峰時(shí)段,風(fēng)電基本被完全消納,但在夜晚用電低谷時(shí)段,情形1至4的棄風(fēng)現(xiàn)象都相當(dāng)嚴(yán)重。采用協(xié)同規(guī)劃后,情形3的棄風(fēng)電力較情形1減少26.8%,而實(shí)施DSM后,情形2的棄風(fēng)電力較情形1減少21.4%,這說明協(xié)同規(guī)劃與DSM都能有效減少棄風(fēng)電力。采用協(xié)同規(guī)劃時(shí),在電力負(fù)荷低谷時(shí)段,富余風(fēng)電可以通過P2G設(shè)備轉(zhuǎn)化為天然氣進(jìn)行存儲(chǔ)、傳輸或使用,而DSM可以平抑負(fù)荷曲線,改善負(fù)荷曲線與風(fēng)電出力曲線的匹配程度,提高消納風(fēng)電出力的能力。情形4考慮DSM進(jìn)行IEGES協(xié)同規(guī)劃,其棄風(fēng)電力相對(duì)情形1減少了27.3%。

4.4　DSM分析

在計(jì)及DSM的IEGES協(xié)同規(guī)劃中,用戶通過削減負(fù)荷、轉(zhuǎn)移負(fù)荷和替代負(fù)荷三種方式調(diào)節(jié)各時(shí)段的負(fù)荷需求,對(duì)負(fù)荷曲線進(jìn)行削峰填谷,相關(guān)效果如附錄A圖A3所示。在情形2與情形4中,三種DSM方式下各時(shí)段負(fù)荷調(diào)整情況如圖4所示。其中,柱狀圖和折線圖分別為電力負(fù)荷和天然氣負(fù)荷調(diào)整情況。

由于削減負(fù)荷會(huì)導(dǎo)致電網(wǎng)公司售電收入減少,且替代負(fù)荷一般僅在能源耦合單元處實(shí)施,因此,如圖4所示,DSM的實(shí)施方式以轉(zhuǎn)移負(fù)荷為主。 情形2與情形4下負(fù)荷轉(zhuǎn)移電力分別占總DSM調(diào)整電力的78.79%與83.06%。此外,在圖4中,天然氣負(fù)荷高峰時(shí)段削減量多、低谷時(shí)段削減量少,從而在IEGES中也能對(duì)天然氣典型日負(fù)荷曲線發(fā)揮平抑作用。

圖4　采用三種DSM方式時(shí)的電力負(fù)荷調(diào)整量Fig.4　Adjusted quantities of electrical load caused by three DSM methods

綜上所述,IEGES中的協(xié)同規(guī)劃與DSM均能降低總成本,且實(shí)施DSM可進(jìn)一步促進(jìn)對(duì)風(fēng)電的消納,緩解負(fù)荷增長帶來的高峰負(fù)荷壓力,延緩甚至減少新的輸電線路投建,從而帶來更大的經(jīng)濟(jì)效益。此外,電力系統(tǒng)DSM不僅能對(duì)電力負(fù)荷進(jìn)行削峰填谷,也能平抑天然氣負(fù)荷波動(dòng)。

5　結(jié)語

針對(duì)IEGES中NGFP和P2G設(shè)備、輸電線路和天然氣管道的選址規(guī)劃問題,構(gòu)建了計(jì)及DSM的電—?dú)鈪f(xié)同規(guī)劃的MINLP模型。為提高求解速度,對(duì)MINLP模型中的非線性項(xiàng)進(jìn)行了線性化處理,得到MILP模型,并采用AMPL/CPLEX商業(yè)求解器求解。算例計(jì)算表明,采用所提方法可以明顯節(jié)省成本,優(yōu)化負(fù)荷曲線輪廓,顯著提升系統(tǒng)消納風(fēng)電出力的能力,延緩甚至減少輸電投資需求。

本文針對(duì)計(jì)及DSM的IEGES協(xié)同規(guī)劃問題進(jìn)行了初步探索,仍有許多問題亟待解決,如DSM的引入對(duì)IEGES運(yùn)行的安全性和可靠性的影響、各類電負(fù)荷和天然氣負(fù)荷參與DSM的潛力、邊界條件和約束分析等。

本文得到國網(wǎng)浙江省電力有限公司科技項(xiàng)目(5211JY17000Q)資助,特此感謝!

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