李君疆，黃 奕

(1.中國(guó)水電建設(shè)集團(tuán)新能源開發(fā)有限責(zé)任公司，北京 100160；2.國(guó)網(wǎng)成都市雙流供電分公司，四川 成都 610031)

以可再生能源為主體的新型電力系統(tǒng)正逐步替代以化石能源為主的傳統(tǒng)電力系統(tǒng)。我國(guó)三北地區(qū)風(fēng)能資源豐富，然而三北地區(qū)冬季集中供暖期電熱沖突問題突出，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組(Combined Heat and Power Plant , CHP)“以熱定電”運(yùn)行模式使得系統(tǒng)調(diào)峰能力不足的同時(shí)壓縮了風(fēng)電并網(wǎng)消納空間[1]，如何采取技術(shù)與運(yùn)行管理措施，優(yōu)化調(diào)度運(yùn)行、提升風(fēng)電利用率是三北地區(qū)亟需解決的問題。

電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃[2]提出，努力提升電力需求側(cè)響應(yīng)能力，建立健全基于價(jià)格因素的負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng)機(jī)制，引導(dǎo)用戶錯(cuò)峰用電，促進(jìn)風(fēng)電等可再生能源大規(guī)模并網(wǎng)消納。

目前已有較多專家學(xué)者對(duì)含儲(chǔ)熱熱電聯(lián)產(chǎn)與風(fēng)電聯(lián)合調(diào)度運(yùn)行進(jìn)行研究。文獻(xiàn)[3]在電熱聯(lián)合系統(tǒng)中引入大容量?jī)?chǔ)熱系統(tǒng)和電加熱設(shè)備，以此來(lái)解耦電熱剛性約束，算例分析表明該方法能夠提高電力系統(tǒng)靈活性，促進(jìn)風(fēng)電并網(wǎng)消納。文獻(xiàn)[4]分析了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組配置儲(chǔ)熱裝置前后的調(diào)峰能力，并通過(guò)算例分析表明配置儲(chǔ)熱裝置能夠明顯提高系統(tǒng)風(fēng)電的并網(wǎng)消納量。

然而僅從電源側(cè)角度，通過(guò)引入儲(chǔ)熱裝置來(lái)提升系統(tǒng)靈活性效果有限。文獻(xiàn)[5]以系統(tǒng)煤耗成本最優(yōu)為目標(biāo)，在風(fēng)電與熱電聯(lián)合調(diào)度模型中考慮需求側(cè)管理，從而增強(qiáng)系統(tǒng)調(diào)峰能力。文獻(xiàn)[6]在能源互聯(lián)網(wǎng)范疇內(nèi)提出包括含儲(chǔ)熱型熱電聯(lián)產(chǎn)與需求響應(yīng)資源的綜合調(diào)度方法，算例分析表明該方法能夠有效促進(jìn)風(fēng)電并網(wǎng)消納。

基于上述分析，本文提出了一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)與風(fēng)電出力不確定性的電熱聯(lián)合調(diào)度方法，引入價(jià)格型需求響應(yīng)機(jī)制實(shí)現(xiàn)發(fā)用電側(cè)資源與需求響應(yīng)資源相互協(xié)調(diào)，最終促進(jìn)風(fēng)電并網(wǎng)消納。

1 源荷特性分析

1.1 含儲(chǔ)熱裝置的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行特性

本文研究均為在抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組基礎(chǔ)上展開，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組“以熱定電”運(yùn)行模式極大限制了自身調(diào)控運(yùn)行的靈活性，而加裝蓄熱罐能夠解耦電熱聯(lián)合特性[7]，其工作原理如圖1所示。

由圖1可知，加裝蓄熱罐后，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的運(yùn)行范圍從ADCD擴(kuò)大為AEFGHI，機(jī)組的供熱負(fù)荷范圍從[0，Phit,max]增加至[0，Phitc,max]。以K點(diǎn)為例，電出力的調(diào)節(jié)范圍由[Pe,A，Pe,B]變?yōu)閇Pe,M，Pe,N]，在增強(qiáng)電熱調(diào)節(jié)能力的同時(shí)有效降低了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電耦合特性。

1.2 價(jià)格型需求響應(yīng)特性

價(jià)格型需求響應(yīng)通過(guò)電價(jià)的改變?cè)谝欢ǔ潭壬险{(diào)整用戶負(fù)荷用電量，促進(jìn)風(fēng)電消納，本文在峰谷電價(jià)基礎(chǔ)上構(gòu)建考慮價(jià)格需求彈性矩陣需求響應(yīng)模型。

價(jià)格需求彈性系數(shù)能夠較為充分反映用戶用電量與電價(jià)變化量之間的關(guān)系，其定義為

(1)

式中：ΔLt為t時(shí)刻參與價(jià)格型需求響應(yīng)的負(fù)荷變化量；ΔPrt為t時(shí)刻響應(yīng)前后價(jià)格的變化量。

2 考慮風(fēng)電不確定性的電熱聯(lián)合調(diào)度模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

電熱聯(lián)合調(diào)度模型目標(biāo)函數(shù)如下：

minF=f1(Pcon,it)+f2(Pcogen,jt)+f3(Pru,it,Prd,it)+

f4(Pw,t)

(2)

式中：f1為常規(guī)火電機(jī)組運(yùn)營(yíng)成本；f2為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組煤耗成本；f3為常規(guī)火電機(jī)組旋轉(zhuǎn)備用成本；f4為風(fēng)電機(jī)組維護(hù)成本；Pcon,it為常規(guī)火電機(jī)組i在t時(shí)刻的功率；Pcogen,jt為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j在t時(shí)刻的等效發(fā)電功率；Pru,it，Prd,it分別為常規(guī)火電機(jī)組i在t時(shí)刻提供的正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用容量；Pw,t為風(fēng)電場(chǎng)在t時(shí)刻的并網(wǎng)功率。

常規(guī)火電機(jī)組運(yùn)營(yíng)成本主要包括發(fā)電煤耗成本與啟停成本，公式如下：

(3)

式中：ai，bi，ci為常規(guī)火電機(jī)組i的煤耗成本系數(shù)；uit為常規(guī)火電機(jī)組i在t時(shí)刻的工作狀態(tài)，uit=1表示運(yùn)行，uit=0表示停運(yùn)；Si為常規(guī)火電機(jī)組的啟停成本；T為全天調(diào)度時(shí)段數(shù)，本文取24；n為常規(guī)機(jī)組臺(tái)數(shù)。

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組純凝工況下的煤耗成本：

+buni,j[Pcogen,e,jt+cv,j(Pcogen,cha,jt+Pcogen,h,jt)]+cuni,j}

(4)

式中：auni,j，buni,j，cuni,j為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j的燃煤成本系數(shù)；Pcogen,e,jt為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j在t時(shí)刻的發(fā)電功率；Pcogen,cha,jt為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j在t時(shí)刻充熱功率；Pcogen,h,jt表示熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j在t時(shí)刻供熱負(fù)荷功率；cv,j為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j進(jìn)氣量固定時(shí)單位熱出力增加量對(duì)應(yīng)的電出力減小量。

(5)

式中：πru，πrd分別為正、負(fù)旋轉(zhuǎn)備用容量成本系數(shù)。

本文假設(shè)風(fēng)電運(yùn)行維護(hù)成本與其上網(wǎng)呈正相關(guān)[8-9]，計(jì)算公式為

(6)

式中：kw為風(fēng)電運(yùn)行維護(hù)成本系數(shù)。

2.2 約束條件

2.2.1 電力相關(guān)約束

電功率平衡約束：

(7)

本文不計(jì)傳輸過(guò)程中熱量損耗，根據(jù)熱量守恒定量公式熱功率平衡約束表達(dá)為

Pcogen,h,jt+Ptank,dis,jt=Ht

(8)

式中：Ptank,dis,jt為儲(chǔ)熱罐的放熱功率。

機(jī)組出力約束：

uitPcon,i min≤Pcon,jt≤uitPcon,i max

(9)

式中：Pcon,imin，Pcon,imax分別為常規(guī)火電機(jī)組i的最小、最大出力。

機(jī)組爬坡約束：

-rdi≤Pcon,it-Pcon,i(t-1)≤rui

(10)

式中：rdi,rui分別為常規(guī)火電機(jī)組i的最大向下、向上爬坡速率。

本文采用機(jī)會(huì)約束的形式確定為風(fēng)電提供正負(fù)旋轉(zhuǎn)備用：

(11)

式中：θL為系統(tǒng)為負(fù)荷提供的備用系數(shù)；α,β分別為正、負(fù)旋轉(zhuǎn)備用的置信度，本文均取值95%。

熱電聯(lián)產(chǎn)電出力約束：

Pcogen,e,j min≤Pcogen,e,jt≤Pcogen,e,j max

(12)

式中：Pcogen,e,jmin，Pcogen,e,jmax分別為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱出力的最小、最大值。

Pcogen,e,j min≤Pcogen,e,jt≤Pcogen,e,j max

(13)

對(duì)于熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的爬坡約束，需要將其熱功率折算到純凝工況下的電功率，折算方式如下：

Pcogen,eh,jt=Pcogen,e,jt+cv,j(Pcogen,cha,jt+Pcogen,h,jt)

(14)

式中：Pcogen,eh,jt為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組j折算后的電功率。

所以，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組爬坡約束表達(dá)式為

-rcogen,dj≤Pcogen,eh,jt-Pcogen,eh,j(t-1)≤rcogen,uj

(15)

式中：rcongen,dj,rcongen,uj分別為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的最大向下、向上爬坡速率。

2.2.2 蓄熱罐相關(guān)約束

蓄熱容量約束：

Sj,min≤Sj,t≤Sj,max

(16)

式中：Sj,min,Sj,max分別為蓄熱罐j的最小、最大儲(chǔ)熱容量；Sj,t為蓄熱罐j在t時(shí)刻的儲(chǔ)熱量。

蓄熱罐的充、放熱功率約束：

-Cj,dmax≤Sj,t-Sj,t-1≤Cj,cmax

(17)

式中：Cj,dmax,Cj,cmax分別為蓄熱罐j的最大放熱、充熱功率。

為保證調(diào)度計(jì)劃安排連續(xù)性，蓄熱罐始末時(shí)刻的儲(chǔ)熱量應(yīng)相等，具體約束為

Sj,0=Sj,T

(18)

2.2.3 需求響應(yīng)約束

需求響應(yīng)前后負(fù)荷總量保持不變，其公式為

(19)

為促進(jìn)用戶積極參與需求響應(yīng)以及保證用戶用電方式的舒適度，本文加入用電方式滿意度和用電費(fèi)用支出滿意度約束：

(20)

(21)

3 算例分析

3.1 算例數(shù)據(jù)

本文算例系統(tǒng)包含1座風(fēng)電場(chǎng)、4臺(tái)常規(guī)火電機(jī)組以及2臺(tái)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組。機(jī)組參數(shù)參考文獻(xiàn)[7]；24個(gè)調(diào)度時(shí)段的風(fēng)電預(yù)測(cè)出力以及負(fù)荷預(yù)測(cè)值見圖2，負(fù)荷低谷時(shí)段為0—8時(shí)，平時(shí)段包括12—17時(shí)、21—24時(shí)，峰時(shí)段分別為8—12時(shí)、17—21時(shí)需求響應(yīng)前電價(jià)基準(zhǔn)值為500元/MWh，峰平谷各時(shí)段自彈性系數(shù)取值參考文獻(xiàn)[10]。在Matlab中調(diào)用商用優(yōu)化軟件CPLEX對(duì)模型進(jìn)行求解。

3.2 算例結(jié)果分析

通過(guò)求解，計(jì)算出系統(tǒng)總成本最低時(shí)為113.81萬(wàn)元，與不實(shí)施價(jià)格型需求響應(yīng)相比，響應(yīng)后棄風(fēng)量減少了167.29 MWh，各時(shí)段負(fù)荷變化、各類機(jī)組出力以及棄風(fēng)情況如圖3所示，峰谷平各時(shí)段電價(jià)如表1所示。

由圖2與圖3可知，風(fēng)電一般具有較為明顯的反調(diào)峰特性，夜晚期間風(fēng)電出力較大，而此時(shí)恰恰熱負(fù)荷需求較多。在滿足熱功率平衡前提下，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組以熱定電的運(yùn)行模式在一定程度限制了風(fēng)電的并網(wǎng)消納量。而價(jià)格型需求響應(yīng)機(jī)制通過(guò)價(jià)格因素在一定程度上能夠刺激用戶調(diào)整自己的用電習(xí)慣，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)削峰填谷的效果，最終通過(guò)負(fù)荷側(cè)協(xié)調(diào)提高電源側(cè)風(fēng)電并網(wǎng)消納量。

蓄熱罐的引入能夠在一定程度上緩解熱電聯(lián)產(chǎn)運(yùn)行時(shí)的耦合問題，增強(qiáng)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組靈活調(diào)節(jié)能力。圖4為蓄熱罐在各時(shí)段儲(chǔ)熱量以及充放熱功率。圖5為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組以及蓄熱罐在各時(shí)刻的熱出力。

3.3 不同調(diào)度方式對(duì)比

為驗(yàn)證本文調(diào)度模型中考慮風(fēng)電出力不確定性以及引入需求響應(yīng)機(jī)制的效果，與不同調(diào)度模型進(jìn)行對(duì)比分析：

模型1：考慮需求響應(yīng)和風(fēng)電出力不確定性(本文模型)；

模型2：傳統(tǒng)模型中僅引入需求響應(yīng)機(jī)制；

模型3：傳統(tǒng)模型中考慮風(fēng)電出力不確定性；

模型4；傳統(tǒng)模型。

4種不同模型調(diào)度結(jié)果如表2所示。

表2 4種不同模型調(diào)度結(jié)果

由表2可知，模型1的日前調(diào)度總成本較模型4減少了6.1萬(wàn)元，風(fēng)電并網(wǎng)消納率提高23.97%，棄風(fēng)電量降低了167.69 MWh；模型2在模型4的基礎(chǔ)上引入需求響應(yīng)機(jī)制，通過(guò)負(fù)荷側(cè)協(xié)調(diào)響應(yīng)促進(jìn)了電源側(cè)風(fēng)電并網(wǎng)消納量，使得棄風(fēng)率降低了59.84%；模型3與模型4相比，額外考慮了風(fēng)電出力的不確定性，以機(jī)會(huì)約束方式替代傳統(tǒng)的固定系數(shù)法確定備用容量，在保證系統(tǒng)可靠性前提下使得備用成本下降了20.80%，提高了系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié)論

本文提出一種考慮價(jià)格型需求響應(yīng)與風(fēng)電出力源荷不確定性的電熱聯(lián)合調(diào)度方法，通過(guò)算例分析得到以下結(jié)論。

a.引入價(jià)格型需求響應(yīng)機(jī)制，利用價(jià)格因素在一定程度上引導(dǎo)用戶調(diào)整用電時(shí)段，可以通過(guò)負(fù)荷側(cè)的協(xié)調(diào)提高電源側(cè)風(fēng)電并網(wǎng)消納量。

b.與傳統(tǒng)模型相比，本文模型通過(guò)價(jià)格型需求響應(yīng)機(jī)制實(shí)現(xiàn)負(fù)荷側(cè)削峰填谷，進(jìn)而提高風(fēng)電并網(wǎng)消納量。算例表明，較之傳統(tǒng)模型，本文模型綜合成本降低6.1萬(wàn)元，減少了5.09%，風(fēng)電并網(wǎng)消納率提高了23.97%，減少棄風(fēng)167.69 MWh。