張 宇，李成鑫，喻 理，龔曉峰

(四川大學電氣工程學院，四川 成都 610065)

1 引言

開放售電側電力市場是中國新一輪電力體制改革的重點之一，售電公司成為這種環(huán)境下的新興主體[1]。售電公司通過代理用戶參與批發(fā)市場進行購電，再通過零售市場向用戶進行售電，成為發(fā)電側與用戶側之間的一個新紐帶。由于用戶用能的不確定，基于負荷預測的用戶計劃電量與實際電量之間必然存在偏差，即為偏差電量[2-3]。在電力現貨市場形成前的過渡階段，偏差電量考核成為解決偏差電量問題的重要舉措。售電公司為增加客戶粘性，一般都會選擇自己承擔偏差考核風險，這就給售電公司的盈利能力帶來較大挑戰(zhàn)，嚴重情況下甚至可能出現虧損。

學者們針對如何降低偏差電量，進行了大量的研究，總結起來，主要的思路是以下方面：①優(yōu)化售電公司自身的經營策略[4-5]，特別是通過需求響應[6-7]來降低偏差電量。但這些策略大多停留在概念層面，對于如何根據偏差電量選擇何時中斷、中斷次數、中斷持續(xù)時間和用戶定價補償費用等可操作性方面的研究較少。②提高負荷預測精度[8-9]。但受制于負荷預測算法精度局限性和用戶用能的隨機波動性，負荷預測誤差不可避免，通過提高預測精度來降低偏差電量難度較大。③售電公司間的電量互保[10-11]，但這種方式存在一定的轉移費用，同時受制于市場規(guī)則。

冷熱電聯(lián)供(CCHP)技術因能源的梯級利用而提高了能源利用效率[12]，近年來得到了大力發(fā)展。文獻[13]利用CCHP系統(tǒng)的可控出力特性，將其作為降低偏差電量的有效手段，所提出的滾動優(yōu)化綜合考慮偏差電量考核，并構建了擁有CCHP系統(tǒng)的售電公司滾動優(yōu)化模型。但文中沒有采用儲能等其它技術手段解決CCHP系統(tǒng)的熱電耦合性，還存在一定的能量浪費，在偏差電量考核機制下的整體經濟性還有待提高。隨著儲能技術的進步和成本的降低[14]，其實際應用越益可期。儲能系統(tǒng)解耦冷熱電能量耦合可以降低運行成本，同時還可以降低整個系統(tǒng)的設備容量，減少初始投資成本。

因此，本文針對擁有配網運營權的售電公司，在其擁有的CCHP系統(tǒng)基礎上，再引入風力、光熱和儲能系統(tǒng)，利用CCHP系統(tǒng)的可控性和儲能設備的可調度性，實現能量消耗的跨時段轉移以進一步高性價比地降低偏差電量?；谌战Y算周期的偏差電量考核機制，以售電公司經濟效益最大化為目標，構建了售電公司優(yōu)化調度模型。以某售電公司用戶負荷數據為基礎，通過算例分析驗證了本文所提模型和運行策略的正確性和有效性，可為售電公司降低偏差電量提供新思路。

2 產能系統(tǒng)與偏差電量考核機制

2.1 產能系統(tǒng)模型

本文提出一種含儲能的售電公司產能系統(tǒng)，以CCHP系統(tǒng)為基礎，聯(lián)合風光儲，協(xié)同電力網絡，滿足用戶多種用能需求，其具體結構如圖1所示，產能系統(tǒng)歸屬于售電公司。在運營模式上，售電公司通過從電網購入電量和產能系統(tǒng)出力，為用戶提供電負荷，考慮到熱能在轉換、傳輸過程中損耗較大，所以冷熱負荷由產能系統(tǒng)提供。在儲能中，儲電設備通過調度各個設備的出力來降低偏差電量，儲冷和儲熱設備則調控冷熱設備以降低運行成本。

圖1 產能系統(tǒng)結構

售電公司的產能系統(tǒng)由能量輸入、能量轉換、能量儲存和能量輸出4部分組成。產能系統(tǒng)將風力發(fā)電、CCHP系統(tǒng)、太陽能集熱和儲能設備優(yōu)勢互補，并且基于能源梯級利用的原則，以滿足用戶對冷、熱、電負荷需求。文中的風力發(fā)電和CCHP系統(tǒng)互補，太陽能則利用其光熱來滿足熱負荷，都采用最大化消納原則。

CCHP系統(tǒng)中的內燃機在發(fā)電同時，產生了大量的廢熱，通過熱回收單元回收，提供給吸收式制冷機和熱交換器以供冷和供熱，引入熱泵、高溫熱水機組和太陽能集熱器使系統(tǒng)更加可靠。另外，CCHP系統(tǒng)與儲能設備結合、協(xié)調運行，儲能設備通過調度各產能設備的出力來滿足客戶用能需求，以降低整個調度周期的偏差電量。

2.2 產能系統(tǒng)的主要設備模型

1)CCHP發(fā)電機組的輸出電功率為

Epgu(t)=Fpgu(t)·ηpe·ηte

(1)

(2)

(3)

式中：Fpgu(t)為發(fā)電機組在t時段的天然氣消耗量；Epgu(t)為發(fā)電機組在t時段輸出的電功率；ηpe和ηte分別為發(fā)電機組的電效率和熱效率；α0、α1、α2、β0、β1和β2為效率的多項式系數；Ppgu為發(fā)電機組的負載率。

2)熱回收單元回收的熱量為

Qhru(t)=Fpgu(t)·(1-ηte)·ηhru

(4)

式中：Qhru(t)為熱回收單元在t時段從發(fā)電機組回收的余熱；ηhru為余熱回收設備的效率。

3)太陽能集熱器的物理模型為

Qsc(t)=ηcolncolAcolQsolar(t)

(5)

式中：Qsc(t)為t時刻太陽能集熱器收集的熱量；ηcol為太陽能集熱器的效率；ncol為集熱器的數量；Acol為太陽能集熱器的有效面積；Qsolar(t)為t時刻的坡面輻射。

4)吸收式制冷機產生冷負荷的模型為

Qac(t)=Qhru，ac(t)Cac

(6)

Qhru，ac(t)=θ(Qhru(t)+Qsc(t))

(7)

式中：Qac(t)和Qhru，ac(t)分別為在t時段吸收式制冷機的制冷功率和制冷機所需的熱量；θ為用于驅動制冷機的余熱比例；Cac為吸收式制冷機的制冷性能系數。

5)地源熱泵的物理模型為

(8)

式中：Ehp(t)為熱泵的輸入電功率；Qhp(t)為熱泵的制冷功率；Chp為熱泵在制冷模式下的性能系數。

6)高溫熱水機組的物理模型為

(9)

式中：Ehwu(t)為熱水單元的輸入電功率；Qhwu(t)為熱水單元提供的熱水功率；Chwu為熱水單元的性能系數。

7)熱交換器的物理模型為

Qhwe(t)=(1-θ)·(Qhru(t)+Qsc(t))·ηhwe

(10)

式中：Qhwe(t)為熱交換器的熱量；ηhwe為熱交換器的效率。

8)儲能設備的充放功率、充放效率和損失系數雖然有所不同，但三種儲能設備具有相似的運行特征，均存在一定的損耗[12]、隨時間消散等特性，它們的數學模型為

Ees(t)=(1-τ)Ees(t-1)+Ves，in(t)Pes，in(t)·Δt·ηes，in-

Ves，out(t)Pes，out(t)·Δt/ηes，out

(11)

式中：Ees(t)、Ees(t-1)分別為儲能系統(tǒng)在t、t-1時段的剩余容量；Pes，in(t)、Pes，out(t)分別為儲能系統(tǒng)的充、放功率；ηes，in和ηes，out分別為儲能系統(tǒng)的充、放效率；τ為儲能系統(tǒng)在儲存過程中的損失系數；Ves，in(t)、Ves，out(t)為t時刻充放的狀態(tài)變量；Δt為單位調度時間。

2.3 偏差電量考核機制

現階段，不同的省市電力交易中心陸續(xù)出臺了相關電力市場交易規(guī)則，其內容一般包括交易執(zhí)行偏差的月度考核，偏差電量考核規(guī)則也不盡相同[7]。隨著改革的推進，要求售電公司申報未來一天所代理的用戶負荷需求預測曲線，對售電公司要求更加嚴格[15]。為了直觀地體現短期偏差電量考核對售電公司運營策略和經濟效益的影響，構建日偏差電量考核機制。

(12)

售電公司所代理用戶的實際日用電量記為Qd，則其偏差電量ΔQd為

(13)

(14)

式中：α為正偏差電量的免考核系數。

(15)

式中：β為負偏差電量的免考核系數。

根據偏差電量，正負偏差考核成本分別為

(16)

(17)

以正偏差情況為例，售電公司的日利潤為

(18)

式中：ps為售電公司與發(fā)電廠合同協(xié)議價差；pu為售電公司與用戶簽訂價差。

3 計及偏差電量考核的售電公司產能系統(tǒng)優(yōu)化調度研究

3.1 結合日前和實時的優(yōu)化調度模型

3.1.1 日前計劃的制定

在日偏差電量考核機制下，售電公司在年月市場購買電量后，在日前需要安排日前購電量Epur，d。將一天總時長按照優(yōu)化調度周期等分為T份，售電公司根據產能系統(tǒng)容量、日前負荷預測結果等參數，根據目標函數式(19)優(yōu)化安排售電公司產能系統(tǒng)和電網購電的日前計劃，從得到的次日電網電量中減去年、月購電合同分攤到日的電量，即得日前購電量，售電公司據此進行日前購電。

maxC=Cs-Cinv-Cps-Cgrid-Com

(19)

式中：C為售電公司日前計劃的總利潤；Cs為售電公司供能總收入；Cinv為設備投資日折算成本；Cps為產能系統(tǒng)運行成本；Cgrid為電網側購電成本；Com為產能系統(tǒng)設備維護成本。

1)售電公司為用戶提供冷、熱和電負荷的日總收入Cs為

ps，hw(t)Qhw，load(t)]

(20)

式中：T為考核周期；psell(t)、ps，c(t)、ps，hw(t)分別表示t時段電、冷和熱水負荷的出售單價；Eload(t)、Qc，load(t)、Qhw，load(t)分別為t時段的電、冷和熱水負荷。

psell(t)=pgrid(t)-pu

(21)

式中：pgrid(t)為t時段發(fā)電廠側電價。

2)產能系統(tǒng)設備總投資成本根據使用年限折算成日投資成本Cinv為

(22)

式中：Nk、Ck分別為各個設備的安裝容量和投資成本；i為利率；n為使用年限。

3)產能系統(tǒng)的運行成本Cps和在電網側購電成本Cgrid分別為

(23)

(24)

式中：rfuel(t)和rgrid(t)分別為t時段售電公司購入的天然氣價格和電價；Fpgu(t)為發(fā)電機組在t時段的天然氣消耗量；Egrid(t)為t時段電網輸出的電功率

rgrid(t)=pgrid(t)-ps

(25)

4)產能系統(tǒng)的維護成本Com為

kom，hwuQhwu(t)+kom，hweQhwe(t)+kom，hruQhru(t)+

kom，esPes(t)+kom，solarQsc(t)+kom，windQwind(t)

(26)

3.1.2 實時調度中的滾動優(yōu)化

在日偏差電量考核機制下的實際運行中，出現偏差電量時一般都是到了一天的最后幾個小時，偏差電量已是既成事實，這時才考慮如何消除或者削弱偏差，效果就會欠佳。因此本文沿用文獻[13]中滾動優(yōu)化的思想，在每個小時的調度過程中都考慮偏差電量因素，但與文獻[13]不同的是由于引入了儲能系統(tǒng)，滾動優(yōu)化的推進需要將前n個調度周期內儲能系統(tǒng)的狀態(tài)與后續(xù)調度周期(n+1～T)系統(tǒng)和儲能設備的出力聯(lián)合滾動優(yōu)化，假設當前時刻第n個周期即將完成，本文滾動優(yōu)化的過程如下：

1)重新進行后續(xù)T-n個周期(n+1～T)內的負荷滾動預測，由于預測時段很接近，因此假設對下一周期的負荷預測是準確的；

2)根據前n個周期內的負荷、后續(xù)T-n個周期的預測負荷和前n個周期內儲能系統(tǒng)轉移的狀態(tài)，在計及偏差電量考核成本的情況下，根據目標函數式(27)對產能系統(tǒng)的后續(xù)(n+1～T)個周期的運行方式重新優(yōu)化，但優(yōu)化后的產能系統(tǒng)運行方式只有第n+1時段付諸實施。

到n+1時段末，又重復上述步驟；如此往復，直至一天24小時完成。

maxCin=Cs-Cinv-Cps-Cgrid-Com-Cdev

(27)

式中：Cin為售電公司日總利潤；Cdev為偏差電量導致的成本。

偏差電量導致的成本Cdev由價差費用和偏差考核費用組成。根據2.3節(jié)構建的考核機制與滾動優(yōu)化策略，負偏差情況下，僅有偏差考核費用；正偏差下，由于有超額電量，還需考慮價差費用。其中產生的偏差電量ΔQd為

(28)

式中：Epur，d(t)為t時段日前購電量。

(29)

(30)

(31)

3.2 優(yōu)化中的各種約束條件

擁有產能系統(tǒng)(含CCHP、光熱、儲能等)的售電公司，在其運行優(yōu)化過程中，除了考慮如式(1)-(11)所示的各種設備自身約束外，還應考慮包括冷熱電負荷需求平衡、設備出力以及儲能系統(tǒng)等相關約束。

1)系統(tǒng)電負荷平衡約束

Epgu(t)+Egird(t)-Ves，ch(t)Pes，ch(t)+PWT，t+

Ves，dis(t)Pes，dis(t)=Eload(t)+Ehp(t)+Ehwu(t)

(32)

式中：Egrid(t)為上級電網提供的電功率；Pes，ch(t)、Pes，dis(t)分別為儲電裝置的充、放功率；Ves，ch(t)、Ves，dis(t)分別為t時刻充放電的狀態(tài)變量；Eload(t)為t時段內用戶所需的電負荷。

2)系統(tǒng)冷負荷平衡約束

Qhp(t)+Qac(t)-Vcs，in(t)Qcs，in(t)+

Vcs，out(t)Qcs，out(t)=Qc，load(t)

(33)

式中：Qcs，in(t)、Qcs，out(t)分別為儲冷裝置的充、放功率；Vcs，in(t)、Vcs，out(t)為t時刻儲放冷量的狀態(tài)變量；Qc，load(t)為t時段用戶所需的冷負荷。

3)系統(tǒng)熱負荷平衡約束

Qhwe(t)+Qhwu(t)-Vhs，in(t)Qhs，in(t)+

Vhs，out(t)Qhs，out(t)=Qhw，load(t)

(34)

式中：Qhs，in(t)、Qhs，out(t)分別為儲熱裝置的充、放功率；Vhs，in(t)、Vhs，out(t)為t時刻儲放熱量的狀態(tài)變量；Qhw，load(t)為t時段內用戶所需的熱水負荷。

4)設備出力約束

Emin，pgu≤Epgu(t)≤Epgu，rc

(35)

0≤Egrid(t)≤Egrid，rc

(36)

0≤Qac(t)≤Qac，rc

(37)

0≤Qhp(t)≤Qhp，rc

(38)

0≤Qhwu(t)≤Qhwu，rc

(39)

0≤θ≤1

(40)

式中：Emin，pgu為發(fā)電機組的最小啟動功率，以減少燃料的不必要消耗；Epgu，rc、Egrid，rc、Qac，rc、Qhp，rc和Ehwu，rc分別為發(fā)電機組、電網、吸收式制冷機、地源熱泵和高溫熱水單元的額定容量。

5)儲能系統(tǒng)的相關約束

a.儲能系統(tǒng)作為能量儲存單元，并不產生任何能量，故在整個調度周期容量保持不變

Ees(0)=Ees(T)

(41)

b.在儲能系統(tǒng)中，各個設備運行時，都要受額定充放功率的約束

0≤Pes(t)≤Pes，r

(42)

c.為保證儲能系統(tǒng)的安全良好運行，儲能設備在運行過程中還要受到額定容量的限制

Ees，ic≤Ees(t)≤Ees，rc

(43)

d.儲能系統(tǒng)在同一時間段內不能同時儲存和釋放能量，因此有

Ves，in(t)+Ves，out(t)∈(0，1)

(44)

式中：Ees(T)為儲能裝置在調度周期最后時段T的容量；Pes，r儲能設備的額定充放功率；Ees，ic為儲能裝置的初始容量；Ees，rc為儲能設備的額定容量。

3.3 約束條件的處理

日前計劃與實時調度皆利用MATLAB編程語言，采用非線性遺傳算法求解。由于系統(tǒng)中包含非線性的約束條件，可通過在目標函數中引入罰函數來進行處理。

(45)

式中：m是非線性約束的個數；Rk，i為懲罰因子；f(x)為未考慮非線性約束條件時的目標函數；gi(x)為第i個非線性約束條件。

4 仿真分析

4.1 仿真數據

本文選取南方某售電公司以其運行數據為基礎。為體現本文所提模型和優(yōu)化策略的作用，選取夏季典型日場景下的正、負實際用電偏差進行仿真。售電公司的日前預測電負荷與實際運行的負荷如圖2所示。日前冷、熱負荷預測曲線和風電機組出力情況如圖3所示，并假設冷熱負荷在實際運行過程中無偏差。其中，單位調度時間Δt=1h，調度周期T=24。正、負偏差單位電量懲罰價格為0.21元/kWh，正負偏差電量的免考核比例為±2%[2]。

圖2 夏季電負荷預測曲線與實際運行曲線

圖3 夏季典型日風力與冷熱負荷預測曲線

儲能系統(tǒng)的參數如表1所示[16][17]。售電公司產能系統(tǒng)的設備單價和能源單價分別如表2和表3所示[18]。設備維護費用見文獻[19]。

表1 儲能系統(tǒng)參數

表2 系統(tǒng)參數

表3 相關價格參數

4.2 仿真結果對比

為驗證本文所提優(yōu)化模型與運行策略在降低偏差電量和提升售電公司收益方面的有效性，以如下3種運營模式作為對照(不管售電公司是否在運行過程中考慮了削弱偏差電量的問題，市場對它都是有偏差電量考核要求的)：

1)模式1：在考慮偏差考核情況下，售電公司通過引入CCHP系統(tǒng)，并采取滾動優(yōu)化的方式來削弱偏差電量(文獻[13]方法)。

2)模式2：售電公司在擁有CCHP系統(tǒng)的基礎上，另外還引入儲能，但運行過程中并未考慮削弱偏差電量。以式(19)為優(yōu)化目標來安排運行方式，負荷預測偏差直接轉換為偏差電量。

3)模式3：在模式2的基礎上，以式(27)為優(yōu)化目標，利用實時滾動優(yōu)化調整產能系統(tǒng)出力的方式來削弱偏差電量(即本文所提模型)。

不同模式下，系統(tǒng)的設備容量優(yōu)化結果如表4所示。據表4可知，模式2和3在引入儲能系統(tǒng)后，相較于模式1，CCHP系統(tǒng)中主要設備的額定容量大幅度下降。在設備容量下降的同時雖然又引入了儲能設備和太陽能集熱器，但結合表2所示的設備價格可測算出，模式2和3的設備購置成本仍然低于模式1，設備總投資成本節(jié)約8.9%。

表4 不同模式的設備容量

在實際電負荷1的情況下，即用戶的實際用電量大于日前購電量，產生了正偏差。三種模式的經濟性指標如表5所示，可以看出，模式2和3的運行成本和日投資成本相較于模式1均有所下降。這表明模式2和3通過儲能設備與CCHP系統(tǒng)的協(xié)作，在減少設備容量的同時，實現了高發(fā)低儲，減少了運行成本。模式1和3在考慮偏差電量的限制措施后，減少了偏差電量的產生，但模式3偏差電量降至免考核范圍，這是因為利用了儲能系統(tǒng)可實現能量跨時段轉移和解耦熱電運行約束的特性，使得系統(tǒng)出力增加，購電量減小的結果。模式2未考慮削弱偏差電量，產生的偏差電量最多，但是由于儲能設備的原因，日總利潤仍略高于模式1。

表5 不同模式下的經濟性分析結果

圖4 不同模式下優(yōu)化結果

模式2和3的產能系統(tǒng)出力對比結果如圖4所示?？梢钥闯觯紤]削弱偏差電量的模式3，以日前規(guī)劃為基礎，采用實時滾動優(yōu)化策略，動態(tài)調整產能系統(tǒng)出力，這使得系統(tǒng)在整個調度周期內相比于模式2發(fā)電機組出力和風電的消納增加，售電公司從實時市場購電量減少。同時，隨著發(fā)電機組出力增加，所回收的廢熱也在增加，導致吸收式制冷機和交換器出力加大，但由于儲能系統(tǒng)的存在，解耦熱電運行約束，將產生的多余能量儲存，實現了能量在時間上的平移，從而減小了偏差電量的產生。

根據不同模式下的經濟性結果和系統(tǒng)出力情況可知，在引入儲能設備，并且考慮限制偏差電量的措施后，結合CCHP系統(tǒng)采用實時滾動運行優(yōu)化策略，可使產能系統(tǒng)更加靈活參與調度。所以，模式3的日總利潤最大，經濟性最佳。日總利潤相較于模式1和模式2分別提升了60.7%和39.2%，提升了售電公司收入。

本文所提模型和策略在降低正偏差方面有一定效果。為驗證對負偏差的作用，對圖3中實際負荷2進行了仿真，三種模式的實際對比情況如表6所示。模式3采用本文所提實時滾動優(yōu)化策略后，偏差電量由-8450kWh降至-2054kWh，達到免考核范圍，偏差考核費用為0元；運營成本由于動態(tài)調整，使產能系統(tǒng)出力減少，相較于模式2減少4127元，減少了3.5%；日總利潤模式3比模式2增加5505元。模式2和模式3由于引進了儲能系統(tǒng)，所以相較于模式1運行成本和投資成本減少，日利潤更高。

表6 負偏差下不同模式的經濟性分析結果

綜上，偏差電量考核是影響售電公司收益的重要因素。三種模式下收益一致，但模式3在模式1的基礎上引入儲能設備，并將偏差考核納入優(yōu)化目標中，并采用實時滾動優(yōu)化運行策略動態(tài)調整產能系統(tǒng)出力，在使偏差電量降至免考核范圍減少考核成本的同時降低了系統(tǒng)運行成本和設備投資成本，使得日總利潤更高。

5 結論

隨著電力現貨市場的不斷完善，日偏差考核作為短期考核機制對電力市場的發(fā)展具有重要意義。本文研究了在日考核機制下具備配發(fā)電能力的售電公司的優(yōu)化調度，對比不同模式的不同運行策略，通過仿真分析可得出以下結論：

1)本文以CCHP系統(tǒng)為基礎，引進儲能設備后，降低了主要設備的安裝容量，減少了初投資成本，并有效改善了CCHP系統(tǒng)中的熱電耦合問題，增強了系統(tǒng)的靈活調節(jié)能力。

2)在偏差電量考核機制下，引入儲能設備，在實際運行過程中根據儲能系統(tǒng)的狀態(tài)，滾動優(yōu)化系統(tǒng)設備與儲能設備的出力，進一步降低偏差電量并降低系統(tǒng)運行成本具有了實際可操作性。

本文構建了售電公司自身的產能系統(tǒng)，在正負偏差情景下，采用實時滾動優(yōu)化策略，使得售電公司的利潤有較大的增加，驗證了所提模型和策略的有效性，同時也為實際應用提供了一定的指導作用。