袁 博，王 濤，朱偉東，符政鑫，馬國真，王逸飛

（1.國網(wǎng)河北省電力經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，河北石家莊 050021；2.天津大學(xué)電氣自動化與信息工程學(xué)院，天津 300072；3.東南大學(xué)，江蘇南京 210096）

0 引言

需求響應(yīng)是日前與日內(nèi)調(diào)度計(jì)劃中的重要組成部分，合理的需求響應(yīng)機(jī)制可以利用負(fù)荷側(cè)的資源為電網(wǎng)提供更高的安全性與靈活性[1-3]。傳統(tǒng)的需求側(cè)響應(yīng)也根據(jù)其時(shí)間尺度的不同，可以粗略地分為兩種。一種是日前及以上尺度的計(jì)劃性負(fù)荷調(diào)整，常見于工業(yè)負(fù)荷的生產(chǎn)計(jì)劃調(diào)整等場景[4-6]；另一種是日內(nèi)及更短時(shí)間尺度的臨時(shí)性負(fù)荷控制，常見于商業(yè)、公用、民用負(fù)荷中的可實(shí)時(shí)響應(yīng)設(shè)備等[7-9]。

對于需求響應(yīng)機(jī)制的應(yīng)用，國內(nèi)外早有研究。文獻(xiàn)[10]結(jié)合分時(shí)電價(jià)特點(diǎn)，提出了基于用戶需求響應(yīng)的微網(wǎng)多時(shí)間尺度優(yōu)化調(diào)度模型。文獻(xiàn)[11-12]考慮了新能源和用戶負(fù)荷的波動性，建立了計(jì)及需求側(cè)響應(yīng)的綜合能源系統(tǒng)日前-日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度模型。文獻(xiàn)[13-14]將價(jià)格型和激勵型需求響應(yīng)與現(xiàn)有博弈方法結(jié)合起來，提出了一個(gè)兩階段優(yōu)化調(diào)度策略，實(shí)現(xiàn)了區(qū)域綜合能源系統(tǒng)的多主體日內(nèi)優(yōu)化調(diào)度。

電網(wǎng)需求響應(yīng)依賴于城市的電力負(fù)荷，隨著綜合能源的研究與發(fā)展，能量樞紐作為一類多類型能源的轉(zhuǎn)換裝置為電網(wǎng)運(yùn)行提供了更多的靈活性，也為綜合能源需求響應(yīng)提供了更多可能性。目前，對于綜合能源需求響應(yīng)的研究主要集中于氣電協(xié)同調(diào)度方面。例如，文獻(xiàn)[15-19]基于能源互聯(lián)網(wǎng)的特點(diǎn)，以電氣熱綜合能源系統(tǒng)為研究對象，建立了考慮綜合需求響應(yīng)和電氣熱三網(wǎng)耦合特性的區(qū)域綜合能源系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化調(diào)度模型。此外，更有學(xué)者將天然氣發(fā)電的靈活性與電網(wǎng)調(diào)度結(jié)合起來，提高了電力系統(tǒng)的運(yùn)行安全性。例如，文獻(xiàn)[20-21]將可再生能源發(fā)電技術(shù)（Power to Gas，P2G）與風(fēng)電場消納棄風(fēng)結(jié)合起來，通過P2G 設(shè)備消納棄風(fēng)能量轉(zhuǎn)換為天然氣再利用儲氣罐儲存起來，最后通過燃?xì)廨啓C(jī)將儲氣的天然氣轉(zhuǎn)換為等效出力參與電網(wǎng)的運(yùn)行調(diào)度。文獻(xiàn)[22]將P2G 技術(shù)與冷熱電聯(lián)供型微電網(wǎng)相結(jié)合，利用P2G 設(shè)備消納富余的風(fēng)電，再通過燃?xì)廨啓C(jī)參與微電網(wǎng)的聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度。文獻(xiàn)[23]引入了碳捕集電廠-P2G-燃?xì)鈾C(jī)組協(xié)同運(yùn)行框架，利用P2G 技術(shù)消納產(chǎn)生的CO2和新能源富余出力，再把產(chǎn)生的天然氣供應(yīng)給燃?xì)鈾C(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)度，在平衡新能源出力波動的同時(shí)大大降低了碳排放量。文獻(xiàn)[24]提出了一種電-氣互聯(lián)綜合能源系統(tǒng)削峰填谷模型，將電轉(zhuǎn)氣設(shè)備與燃?xì)鈾C(jī)組相結(jié)合，實(shí)現(xiàn)了對電力系統(tǒng)的“削峰填谷”。文獻(xiàn)[15-24]研究提出的綜合需求響應(yīng)模型僅考慮了多網(wǎng)絡(luò)間的協(xié)同優(yōu)化調(diào)度，并沒有考慮天然氣存儲運(yùn)營商的存在和作用。

天然氣存儲運(yùn)營商作為一類獨(dú)立的市場主體，擁有存儲、釋放天然氣的能力，可以為綜合能源需求響應(yīng)提供良好的慣性與緩沖，改善能源系統(tǒng)靈活性。然而，雖然天然氣存儲運(yùn)營商具有天然氣資源，目前卻缺少一種合理的需求響應(yīng)機(jī)制，在電網(wǎng)需要的時(shí)候?yàn)殡娋W(wǎng)提供更多支持。隨著綜合能源系統(tǒng)與能量樞紐的發(fā)展，為天然氣存儲運(yùn)營商參與電網(wǎng)需求響應(yīng)提供了可能。本文提出一種天然氣存儲運(yùn)營商參與電網(wǎng)需求響應(yīng)的機(jī)制與方法，為電-氣跨網(wǎng)需求響應(yīng)提供支撐。

1 跨網(wǎng)需求響應(yīng)框架

在電力系統(tǒng)日前調(diào)度計(jì)劃中，通常對下一日的新能源出力做出預(yù)測，并給出日前的調(diào)度運(yùn)行方案。再以日前運(yùn)行計(jì)劃為基礎(chǔ)，在日內(nèi)的實(shí)時(shí)調(diào)度中再對偏差量進(jìn)行調(diào)節(jié)。本文提出的天然氣存儲運(yùn)營商參與電網(wǎng)需求響應(yīng)的機(jī)制關(guān)注于日內(nèi)實(shí)時(shí)調(diào)度的時(shí)間尺度，通過天然氣存儲的需求響應(yīng)平衡日內(nèi)與日前調(diào)度中的偏差。為了支持電網(wǎng)運(yùn)行，天然氣運(yùn)營商可以利用燃?xì)廨啓C(jī)作為能量轉(zhuǎn)換裝置。由于并非所有燃?xì)庥脩舳加腥細(xì)廨啓C(jī)，因此本文只討論燃?xì)廨啓C(jī)與天然氣存儲直接相連的情況，而不考慮天然氣傳輸網(wǎng)絡(luò)。

圖1 顯示了天然氣存儲運(yùn)營商參與電-氣跨網(wǎng)需求響應(yīng)的整體框架。

1.1 跨網(wǎng)需求響應(yīng)框架內(nèi)利益攸關(guān)方

如圖1 所示，該框架包含了4 個(gè)利益攸關(guān)方，分別是虛擬電廠、電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)、天然氣儲存運(yùn)營商、電網(wǎng)運(yùn)營商。

1）虛擬電廠：虛擬電廠指代所有意愿貢獻(xiàn)富余電力資源的資源擁有方。富余電力資源主要來源于以下幾部分：基于市場上報(bào)或計(jì)劃上報(bào)機(jī)制中估計(jì)偏差所導(dǎo)致的電網(wǎng)富余資源擁有方、新能源發(fā)電不確定性所導(dǎo)致的富余資源擁有方以及短時(shí)間內(nèi)可以增加發(fā)電容量的實(shí)際發(fā)電廠。每個(gè)虛擬電廠需要提交其最大可支持富余電力資源及其報(bào)價(jià)。

2）電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)：電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)表示將電力轉(zhuǎn)換為天然氣的實(shí)體，通常為P2G 設(shè)備、熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)等。然而，由于電力系統(tǒng)的日內(nèi)實(shí)時(shí)調(diào)度往往時(shí)間較短，而P2G 所需的轉(zhuǎn)換時(shí)間較長，所以該技術(shù)不適用于電網(wǎng)的日內(nèi)實(shí)時(shí)調(diào)度。針對該問題，本文采取了一種等效替代的方式進(jìn)行了電氣之間的轉(zhuǎn)換，通過利用虛擬電廠的富余電力資源來替代轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)鈾C(jī)組的部分出力，減少轉(zhuǎn)換點(diǎn)的天然氣需求，相當(dāng)于進(jìn)行了等效的電-氣轉(zhuǎn)換，將富余電力資源轉(zhuǎn)換為天然氣。此外，當(dāng)出現(xiàn)負(fù)荷下調(diào)的情況時(shí)，天然氣儲存運(yùn)營商可以通過該轉(zhuǎn)換點(diǎn)將儲存的天然氣轉(zhuǎn)換為電力支持電網(wǎng)的緊急需求。但是，由于此時(shí)轉(zhuǎn)換點(diǎn)可能已經(jīng)確定了燃?xì)馐褂昧浚ㄈ缛涨半娏κ袌鲱A(yù)訂的燃?xì)廨啓C(jī)出力），所以轉(zhuǎn)換點(diǎn)的剩余容量是天然氣儲存運(yùn)營商的燃?xì)庵С蛛娋W(wǎng)需求的途徑。因此，本文中的電-氣轉(zhuǎn)換裝置為燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組，電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)即為燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組擁有方。在本文提出的框架中，電網(wǎng)被劃分為多個(gè)區(qū)域。假設(shè)每個(gè)區(qū)域只包含一個(gè)轉(zhuǎn)換點(diǎn)，并且該區(qū)域內(nèi)的富余電力資源只能傳輸?shù)酵粋€(gè)區(qū)域的轉(zhuǎn)換點(diǎn)以形成需求響應(yīng)。

3）天然氣儲存運(yùn)營商：天然氣儲存運(yùn)營商是天然氣市場的運(yùn)營主體之一，主要負(fù)責(zé)天然氣的輸送與儲存。在該框架下，其盈利方式主要是作為轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)的儲氣罐，根據(jù)儲氣容量的大小收取相應(yīng)的保管費(fèi)用。

4）電網(wǎng)運(yùn)營商：電網(wǎng)運(yùn)營商擁有電力網(wǎng)絡(luò)的所有信息和參數(shù)。在該框架下，電網(wǎng)運(yùn)營商負(fù)責(zé)將虛擬電廠的富余電量通過電網(wǎng)的調(diào)度搬運(yùn)至轉(zhuǎn)換點(diǎn)處。其盈利方式是作為服務(wù)商，類似于高速公路的收費(fèi)站，根據(jù)傳遞電力的容量大小收取相應(yīng)的服務(wù)費(fèi)用。

1.2 跨網(wǎng)需求響應(yīng)框架內(nèi)流程

圖1 的框架中主要包含了以下兩個(gè)流程：

1）流程1：如何得到電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)的實(shí)際最大出力可減少量？

本文采取了一種等效替代的方法完成了電力與天然氣之間的轉(zhuǎn)換。這種方法必須先求出轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)鈾C(jī)組的實(shí)際最大出力可減少量。流程1 顯示了求取該量所需的2 個(gè)步驟（圖1 中的步驟1 和步驟2）。第一步是虛擬電廠參與跨網(wǎng)需求響應(yīng)的競標(biāo)。在此步驟中，各虛擬電廠需要向電網(wǎng)運(yùn)營商提交其電力富余資源的支持能力（最大可支持的富余電力資源）及其單位成本報(bào)價(jià)。步驟2 是考慮儲氣成本的轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組實(shí)際最大出力可減少量估計(jì)。

2）流程2：如何確定轉(zhuǎn)換點(diǎn)儲存天然氣量所需的機(jī)組出力減少量（所需的電力富余資源支持量）分配到各個(gè)虛擬電廠的具體情況？

流程1 的優(yōu)化結(jié)果表明了轉(zhuǎn)換點(diǎn)儲存天然氣量所需機(jī)組實(shí)際的最大出力可減少量是多少，即轉(zhuǎn)換點(diǎn)的電力富余資源需求是多少。但是，該需求量只是代表了轉(zhuǎn)換點(diǎn)的電力富余資源需求總量，無法確定各個(gè)虛擬電廠的具體貢獻(xiàn)量。流程2 的目的是找出對應(yīng)電力富余資源的在區(qū)域內(nèi)各個(gè)虛擬電廠的最優(yōu)分配，。

值得指出的是，天然氣存儲運(yùn)營商的響應(yīng)模式可以與新能源在日內(nèi)時(shí)間尺度的靈活消納結(jié)合起來。當(dāng)新能源實(shí)時(shí)出力小于日前預(yù)測值時(shí)，在滿足電網(wǎng)運(yùn)行安全的約束下，天然氣存儲運(yùn)營商提供正增量的響應(yīng)，通過燃?xì)廨啓C(jī)參與電網(wǎng)需求響應(yīng)，此時(shí)燃?xì)廨啓C(jī)出力上升。相反的，若新能源實(shí)時(shí)出力大于日前預(yù)測值，燃?xì)廨啓C(jī)下調(diào)出力，天然氣存儲運(yùn)營商提供負(fù)增量的響應(yīng)，相當(dāng)于負(fù)荷上調(diào)。

2 電-氣跨網(wǎng)需求響應(yīng)模型

考慮天然氣儲存運(yùn)營商的電-氣跨網(wǎng)需求響應(yīng)模型主要包含了以下兩個(gè)優(yōu)化子模型：

優(yōu)化1：考慮儲氣成本的轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組最大出力可減少量等效模型，解決了轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)鈾C(jī)組可從電網(wǎng)富余資源處獲得最大響應(yīng)資源量的問題。

優(yōu)化2：響應(yīng)資源成本最優(yōu)模型，解決了在轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)鈾C(jī)組出力減少量確定時(shí)，區(qū)域內(nèi)各虛擬電廠響應(yīng)資源最優(yōu)分配的問題。

2.1 優(yōu)化1

虛擬電廠的富余電力資源可以通過電網(wǎng)需求側(cè)響應(yīng)來支持轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)以降低機(jī)組的出力。然而，并非所有的富余電力資源都能通過燃?xì)廨啓C(jī)參與考慮天然氣儲存商的跨網(wǎng)需求響應(yīng)，其需要考慮虛擬電廠的最大出力限制、燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組的最大出力可減少量、電網(wǎng)線路剩余容量輸送限制、轉(zhuǎn)換點(diǎn)儲氣成本約束以及其他電網(wǎng)安全運(yùn)行約束。具體如式（1）—式（9）所示。式（1）為優(yōu)化1 的目標(biāo)函數(shù)：

式中：ΔPgr為轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)鈾C(jī)組的實(shí)際最大出力可減少量。

負(fù)荷平衡約束：

式中：Pgr為轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組出力；Pv為虛擬電廠的出力；Pdr,T為T時(shí)刻除燃?xì)鈾C(jī)組外其他機(jī)組日前出力；D為電網(wǎng)負(fù)荷。

虛擬電廠出力約束：

式中：Pv,max為虛擬電廠最大出力。

轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組出力降低量約束：

式中：Pgr,af為轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)的日前機(jī)組出力；ΔPgr,max為轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)出力可降低量的最大值。

線路潮流約束：

式中：PL為線路潮流矩陣；×為矩陣乘法；SF為轉(zhuǎn)移因子矩陣；KP為節(jié)點(diǎn)-機(jī)組關(guān)聯(lián)矩陣；P為全部機(jī)組出力矩陣；KD為節(jié)點(diǎn)-負(fù)荷關(guān)聯(lián)矩陣；PLre，max為日前線路剩余容量最大值矩陣；n為不同區(qū)域間的連接線路，PLn,af為線路n日前線路潮流。

轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組出力減少量轉(zhuǎn)換的等效天然氣量約束：

式中：ΔGr為轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組出力減少量省下的天然氣量；α,β,χ為燃?xì)廨啓C(jī)特性參數(shù)；Graf為燃?xì)廨啓C(jī)在日前市場預(yù)定的用氣量。

儲氣成本約束：

式中：ζv為對應(yīng)虛擬電廠出力成本；vpp 為虛擬電廠的數(shù)量；τ為儲氣價(jià)格；ω為氣井供氣價(jià)格；Υ 為電網(wǎng)調(diào)度服務(wù)收費(fèi)系數(shù)。

該式約束了節(jié)省等效天然氣量所需的跨網(wǎng)需求響應(yīng)成本小于等于向天然氣氣井購買相同數(shù)量燃?xì)獾某杀尽?/p>

儲氣容量約束：

式中：Cin,T為時(shí)刻T氣罐剩余容量；Cin,max為氣罐儲氣量最大值。

每個(gè)時(shí)刻注入天然氣量約束：

式中：Qin,max為每個(gè)時(shí)刻注入天然氣量最大值；Qin,min為每個(gè)時(shí)刻注入天然氣量最小值。

2.2 優(yōu)化2

通過優(yōu)化1 可以得到此時(shí)轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組的實(shí)際最大出力可減少量，但此時(shí)該最大出力減少量所對應(yīng)的虛擬電廠出力分配方案可能不是最優(yōu)的。因此，本節(jié)通過式（10）—式（14）（優(yōu)化2）對跨網(wǎng)需求響應(yīng)成本進(jìn)行建模求解，求出此時(shí)機(jī)組最大出力減少量對應(yīng)的響應(yīng)資源最優(yōu)分配方案。

優(yōu)化2 的目標(biāo)函數(shù)表示跨網(wǎng)需求響應(yīng)成本最低，即：

其中，Pv，T表示時(shí)刻T虛擬電廠出力。

通過式（11）求出此時(shí)轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組的出力。

式中：ΔPgr,T為轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組的在時(shí)刻T實(shí)際最大出力可減少量；Pgr,af,T為T時(shí)刻燃?xì)廨啓C(jī)日前機(jī)組出力。

負(fù)荷平衡約束：

式中：Pgr,T為時(shí)刻T轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)機(jī)組出力；Pdr,T為T時(shí)刻除燃?xì)鈾C(jī)組外其他機(jī)組日前出力。

虛擬電廠出力約束：

0 ≤Pv,T≤Pv,max線路潮流約束：

式中：PLT為時(shí)刻T電網(wǎng)線路潮流矩陣；PT為時(shí)刻T全部機(jī)組出力矩陣。

3 算例

3.1 算例數(shù)據(jù)

本研究選取了節(jié)點(diǎn)9 電力系統(tǒng)[25]對提出的模型進(jìn)行案例仿真，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖如圖2 所示。如圖所示，電力系統(tǒng)中存在兩個(gè)片區(qū)，分別是片區(qū)1 和片區(qū)2。兩個(gè)片區(qū)分別包含了節(jié)點(diǎn)1 和節(jié)點(diǎn)3 以及節(jié)點(diǎn)8 和節(jié)點(diǎn)9。每個(gè)片區(qū)只存在1 個(gè)電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)（Trasaction Agent Point，TAP），分別為TAP1（G1）和TAP2（G4），轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組都為燃?xì)廨啓C(jī)并分別與節(jié)點(diǎn)1 和節(jié)點(diǎn)9 相連接。與此對應(yīng)，每個(gè)片區(qū)存在一個(gè)區(qū)域儲氣罐，分別對應(yīng)片區(qū)1（與G1 拼接的儲氣罐）和片區(qū)2（與G4 拼接的儲氣罐）。此外，每個(gè)片區(qū)還分別擁有兩個(gè)虛擬電廠，片區(qū)1 為虛擬電廠1（在節(jié)點(diǎn)1）和虛擬電廠2（在節(jié)點(diǎn)3），片區(qū)2 為虛擬電廠3（在節(jié)點(diǎn)8）和虛擬電廠4（在節(jié)點(diǎn)9）。表1 和表2提供了用于仿真的關(guān)鍵參數(shù)。本文選用Matlab 作為仿真平臺，Gurobi 作為優(yōu)化工具箱進(jìn)行優(yōu)化求解。

圖2 9節(jié)點(diǎn)電力系統(tǒng)Fig.2 9-bus power system

表1 虛擬電廠的最大出力和報(bào)價(jià)Table 1 Maximum output and quotation of virtual power plants

表2 燃?xì)廨啓C(jī)組及網(wǎng)絡(luò)參數(shù)Table 2 Gas turbine unit and network parameters

3.2 算例優(yōu)化結(jié)果分析

3.2.1 對比分析

圖3 展示了新舊機(jī)制下富余電力資源的舍棄量和舍棄成本對比。其中，新舊機(jī)制分別代表了考慮天然氣儲存運(yùn)營商的跨網(wǎng)需求響應(yīng)機(jī)制和沒有考慮天然氣儲存運(yùn)營商的傳統(tǒng)需求響應(yīng)機(jī)制。如圖3 所示，從1：00—14：00，新機(jī)制下的虛擬電廠所提供的富余電力資源都能通過天然氣儲存運(yùn)營商進(jìn)行轉(zhuǎn)換儲存起來。而舊機(jī)制下的富余電力資源由于其實(shí)時(shí)市場中的報(bào)價(jià)過高或電力用戶的緊急需求過低等原因，造成了富余電力資源的浪費(fèi)，如電力系統(tǒng)中典型的棄風(fēng)棄光現(xiàn)象。在15：00 之后，由于天然氣儲存運(yùn)營商的儲存容量不足和轉(zhuǎn)換點(diǎn)最大可減少量降低的原因，新機(jī)制下富余電力資源的消納能力降低，造成部分富余電力資源的浪費(fèi)。但總體而言，新機(jī)制下富余電力資源的消納能力要強(qiáng)于舊機(jī)制。

圖3 新舊機(jī)制下的富余電力資源的舍棄量和舍棄成本對比Fig.3 Comparison of curtailment amount and curtailment cost of surplus power resources under the new and old mechanisms

3.2.2 優(yōu)化1結(jié)果

首先通過對電力系統(tǒng)的仿真，得到轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)考慮儲氣成本的實(shí)際最大出力可減少量。圖4展示了相關(guān)優(yōu)化結(jié)果。如圖4 所示，從1：00—14：00，TAP1 和TAP2 的實(shí)際最大出力減少結(jié)果分別維持在11 MW 和10 MW，這相當(dāng)于各自片區(qū)對應(yīng)的虛擬電廠最大出力之和。這意味著，在這個(gè)時(shí)間段內(nèi)，虛擬電廠所有的出力都能被等效的轉(zhuǎn)換為天然氣儲存起來。在14：00 以后，TAP1 和TAP2 的最大出力可減少量下降。由于受到機(jī)組最大出力可減少量的限制，兩者的實(shí)際最大出力減少結(jié)果開始降低。對于TAP2，如圖4 所示，從18：00 開始，由于片區(qū)2 儲氣罐容量開始不足，因此轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組的實(shí)際最大出力減少結(jié)果將遵守儲氣容量約束。

圖4 考慮儲氣成本的燃?xì)廨啓C(jī)實(shí)際最大出力減少量優(yōu)化結(jié)果Fig.4 Optimization results of actual maximum output reduction of gas turbine considering cost gas storage

3.2.3 儲氣優(yōu)化結(jié)果

圖5 展示了不同片區(qū)儲氣優(yōu)化結(jié)果。如圖5所示，儲氣必須遵守兩個(gè)約束，分別是氣罐每個(gè)時(shí)刻注入天然氣量上限以及氣罐剩余容量限制。對于片區(qū)1，由于氣罐儲存容量較大，所以TAP1 降低的機(jī)組出力所省下的天然氣量都能被該區(qū)域的氣罐儲存起來。對于片區(qū)2，由于該區(qū)域氣罐的儲存容量有限，所以在18：00 以后，該片區(qū)儲氣罐不再儲存天然氣。

圖5 片區(qū)儲氣優(yōu)化結(jié)果Fig.5 Area gas storage optimization results

3.2.4 優(yōu)化2結(jié)果

圖6 展示了優(yōu)化2 的結(jié)果。從圖6 中可以看出TAP1 和TAP2 儲存等效天然氣量所需虛擬電廠出力的最優(yōu)分配情況。對于虛擬電廠的最優(yōu)分配，在TAP1 中，由于虛擬電廠1 的出力成本相比于虛擬電廠2 來說比較低，因此運(yùn)營商優(yōu)先選擇由虛擬電廠1 提供出力。例如，從圖6 中可以看出，從1：00 一直到14：00，儲存等效天然氣量所需的虛擬電廠出力等于虛擬電廠1 和虛擬電廠2 的出力總和。而在14：00 后，轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組最大出力可減少量，所需的虛擬電廠出力降低，由于虛擬電廠1 的出力成本較低，此時(shí)轉(zhuǎn)換點(diǎn)會選擇降低虛擬電廠2的出力，而保持虛擬電廠1 的出力。同理，在TAP2中因?yàn)樘摂M電廠3 的出力成本比虛擬電廠4 便宜，因此TAP2 優(yōu)先選擇由虛擬電廠3 提供出力。

圖6 虛擬電廠出力的最優(yōu)分配Fig.6 Optimal distribution of virtual power plant output

4 結(jié)論

本文提出了一個(gè)考慮天然氣儲存運(yùn)營商的電-氣跨網(wǎng)需求響應(yīng)機(jī)制。在所提出的機(jī)制中，電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)是將富余電力資源等效轉(zhuǎn)換天然氣儲存在天然氣儲存運(yùn)營商的關(guān)鍵點(diǎn)，該機(jī)制還考慮了所有參與其中的利益攸關(guān)方。本文使用兩個(gè)優(yōu)化模型（優(yōu)化1 和優(yōu)化2）完成了電力到天然氣的轉(zhuǎn)換和儲存。其中，優(yōu)化1 考慮了轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)廨啓C(jī)的最大出力可降低量、網(wǎng)絡(luò)剩余傳輸能力、電網(wǎng)富余資源供給能力以儲氣成本等約束邊界，構(gòu)建了以轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組實(shí)際最大出力可減少量為目標(biāo)函數(shù)的優(yōu)化模型，解決了考慮儲氣成本的電-氣轉(zhuǎn)換點(diǎn)燃?xì)鈾C(jī)組最大出力可減少量問題；優(yōu)化2 以優(yōu)化1 結(jié)果為邊界，解決了在轉(zhuǎn)換點(diǎn)機(jī)組出力減少量確定時(shí)，所需富余電力資源最優(yōu)分配問題。