樊偉，李旭東，王堯，李祥光，王玉潔，譚忠富，鞠立偉

(1.華北電力大學(xué)經(jīng)濟(jì)與管理學(xué)院，北京市 102206； 2. 國網(wǎng)山西省電力公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，太原市 030000)

0 引 言

構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)是實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和的重要舉措[1-2]。但是，隨著新能源滲透比例提升，電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量下降[3]，容易出現(xiàn)動(dòng)態(tài)無功支撐不足、系統(tǒng)電壓穩(wěn)定問題突出等現(xiàn)象[4]。如何有效融合源、網(wǎng)、荷、儲(chǔ)等各類調(diào)節(jié)資源，實(shí)現(xiàn)資源優(yōu)化配置，成為提升新型電力系統(tǒng)靈活性的關(guān)鍵所在。

電源側(cè)，火電機(jī)組靈活性改造是新型電力系統(tǒng)提升調(diào)節(jié)能力的關(guān)鍵舉措[5]，節(jié)能改造是控制發(fā)電成本、減少污染物排放的有效途徑[6]。調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)市場(chǎng)是促進(jìn)火電靈活性改造的關(guān)鍵驅(qū)動(dòng)，各類市場(chǎng)的建立和完善使得火電收益組成結(jié)構(gòu)發(fā)生改變，作為靈活性資源獲取的收益非?？捎^[7]?；痣婌`活性改造通常包括降低最小功率、減少啟停時(shí)間、增加爬坡速率3個(gè)方面[8]。文獻(xiàn)[9]構(gòu)建了火電深度調(diào)峰成本模型，并添加火電調(diào)峰主動(dòng)性約束條件，提出了風(fēng)光水火儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)的優(yōu)化模型。文獻(xiàn)[10]基于需求響應(yīng)(demand response，DR)和電化學(xué)儲(chǔ)能(electrochemical energy storage，ES)的協(xié)同效應(yīng)，構(gòu)建了風(fēng)水火聯(lián)合電力系統(tǒng)調(diào)度方案，所提方法能夠有效地控制火電啟停次數(shù)。上述文獻(xiàn)未分析火電機(jī)組改造前和改造后對(duì)電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度產(chǎn)生的影響，新型電力系統(tǒng)中火電機(jī)組靈活性價(jià)值有待深入研究。

電網(wǎng)側(cè)，如何聚合改造后的火電、DR、ES、抽水蓄能電站(pumped storage，PS)等各類資源，并發(fā)揮它們的調(diào)節(jié)功能，對(duì)于提升新型電力系統(tǒng)的靈活性至關(guān)重要。當(dāng)前，已有學(xué)者對(duì)聚合靈活性資源的電力系統(tǒng)展開了研究。文獻(xiàn)[11]研究了ES和火電機(jī)組的二者協(xié)同靈活性供給能力，結(jié)果表明ES能夠降低火電的開機(jī)容量。文獻(xiàn)[12]構(gòu)建了風(fēng)光火蓄雙層規(guī)劃模型，上層以新能源棄能最小為目標(biāo)，確定PS最佳配置容量，下層以系統(tǒng)效益最大為目標(biāo)，確定PS調(diào)度方案。文獻(xiàn)[13]提出了光水蓄多能發(fā)電系統(tǒng)的日前電量共享優(yōu)化模型，能夠高效制定供用電計(jì)劃。已有研究鮮有同時(shí)考慮源、網(wǎng)、荷、儲(chǔ)各環(huán)節(jié)中靈活性資源，新型電力系統(tǒng)聚合各類靈活性資源后如何協(xié)同優(yōu)化需要解決。

負(fù)荷側(cè)，可響應(yīng)的資源已經(jīng)成為一種與電源側(cè)對(duì)等的系統(tǒng)調(diào)節(jié)資源[14]，我國一些地區(qū)試行了財(cái)政補(bǔ)貼需求側(cè)響應(yīng)方式，山東、廣東等地需求響應(yīng)機(jī)制開始探索市場(chǎng)化方式[15]。文獻(xiàn)[16]研究了時(shí)段劃分、電價(jià)水平、彈性矩陣對(duì)于響應(yīng)深度的影響，并基于此設(shè)計(jì)了售電商參與價(jià)格型需求響應(yīng)(price based demand response, PBDR)的策略。文獻(xiàn)[17]基于云模型理論刻畫價(jià)格型需求響應(yīng)的模糊性和隨機(jī)性，構(gòu)建模型表征用戶收益率和響應(yīng)行為的映射關(guān)系。文獻(xiàn)[18]將激勵(lì)型需求響應(yīng)(incentive based demand response, IBDR)納入單邊競(jìng)價(jià)的現(xiàn)貨市場(chǎng)架構(gòu)，考慮各主體博弈關(guān)系，基于Stackelberg均衡分析構(gòu)建IBDR模型。文獻(xiàn)[19]基于IBDR提出了主動(dòng)配電網(wǎng)安全態(tài)勢(shì)評(píng)估指標(biāo)體系，并劃分預(yù)警等級(jí)，提高了配電網(wǎng)運(yùn)行可靠性。上述研究未區(qū)別PBDR和IBDR發(fā)揮作用先后順序。在制定調(diào)度計(jì)劃之前，PBDR先發(fā)揮作用，根據(jù)分時(shí)電價(jià)優(yōu)化負(fù)荷曲線。然后在此基礎(chǔ)上，考慮IBDR調(diào)度各類資源。本文構(gòu)建兩階段調(diào)度優(yōu)化模型，并構(gòu)建IBDR分段申報(bào)模型，體現(xiàn)不同響應(yīng)程度下補(bǔ)償力度。

儲(chǔ)能側(cè)，電化學(xué)和抽水蓄能是提高新能源消納的關(guān)鍵儲(chǔ)能技術(shù)。截止2021年底，風(fēng)電(wind turbine, WT)、光伏(photovoltaic, PV)累計(jì)裝機(jī)占比約為26%，加快電化學(xué)儲(chǔ)能和抽水蓄能電站的建設(shè)和發(fā)展是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的內(nèi)在需要[20]。近年，學(xué)者對(duì)電化學(xué)儲(chǔ)能展開了一系列研究，形成了豐富理論成果。隨著《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能價(jià)格形成機(jī)制的意見》的發(fā)布，抽水蓄能電站發(fā)展進(jìn)一步加快[21-22]。文獻(xiàn)[23]總結(jié)了抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中的無功-有功基礎(chǔ)性調(diào)節(jié)、多工況轉(zhuǎn)換的綜合性保障、發(fā)用輸三側(cè)的公共服務(wù)等功能。文獻(xiàn)[24]以風(fēng)蓄火聯(lián)合調(diào)度收益最大為目標(biāo)構(gòu)建優(yōu)化模型，并利用PS應(yīng)對(duì)風(fēng)電功率的波動(dòng)性。文獻(xiàn)[25]構(gòu)建了光蓄聯(lián)合參與市場(chǎng)的兩階段優(yōu)化模型，并提出聯(lián)盟效益分配方法。在電力系統(tǒng)優(yōu)化中，PS模型要比ES模型更為復(fù)雜，本文根據(jù)PS實(shí)際運(yùn)行工況，考慮上下水庫庫容、設(shè)計(jì)小時(shí)數(shù)、水電轉(zhuǎn)換關(guān)系等構(gòu)建PS精細(xì)化模型。

綜上所述，在構(gòu)建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)的過程中，如何聚合DR、PS、ES、改造后火電等靈活性資源并進(jìn)行協(xié)同優(yōu)化至關(guān)重要。因此，本文提出考慮需求響應(yīng)的靈活性資源聚合兩階段調(diào)度優(yōu)化模型，第一階段模型考慮分時(shí)價(jià)格型需求響應(yīng)，以凈負(fù)荷波動(dòng)最小為目標(biāo)平滑負(fù)荷曲線。第二階段模型考慮分段激勵(lì)型需求響應(yīng)市場(chǎng)交易機(jī)制，融合DR、PS、ES、改造后火電等各類靈活性資源，以系統(tǒng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo)設(shè)計(jì)最優(yōu)運(yùn)行方案。最后，通過算例分析和場(chǎng)景對(duì)比驗(yàn)證所提方法的有效性。

1 靈活性資源聚合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

發(fā)展以風(fēng)、光為代表的新能源是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的關(guān)鍵，傳統(tǒng)火電的靈活改造、儲(chǔ)能技術(shù)的廣泛應(yīng)用、需求側(cè)管理技術(shù)的推廣是增強(qiáng)新型電力系統(tǒng)靈活性、堅(jiān)韌性的有效途徑。新型電力系統(tǒng)除了WT、PV等新能源外，還聚合各類靈活性資源：靈活性改造和節(jié)能性改造后火電(thermal power，TP)，以及ES和PS，并通過DR機(jī)制引導(dǎo)終端負(fù)荷由剛性向柔性漸變。靈活性資源聚合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 靈活性資源聚合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of flexible resource aggregation system

2 各類資源建模

下列數(shù)學(xué)模型當(dāng)中，t表示時(shí)間索引，i表示TP索引，j表示PS索引。

2.1 新能源建模

1)風(fēng)電。

在測(cè)量風(fēng)速時(shí)往往不按照風(fēng)機(jī)的輪轂高度進(jìn)行測(cè)量，因此需要通過風(fēng)速-高度函數(shù)關(guān)系進(jìn)行轉(zhuǎn)化。一些氣象研究表明，100 m以下近地表的風(fēng)速隨高度呈對(duì)數(shù)規(guī)律，100 m以上頂氣層的風(fēng)速隨高度呈指數(shù)規(guī)律。

(1)

式中：vh為距地面h處的風(fēng)速；v0為h0處風(fēng)速；z0為地面狀況參數(shù)，平坦空曠地區(qū)取0.03；α為地面狀況參數(shù)，平坦空曠地區(qū)取0.16。

WT功率與風(fēng)速為分段函數(shù)關(guān)系：

(2)

2)光伏。

PV功率與光照強(qiáng)度有關(guān)：

PPV,t=ηPVAPVθt

(3)

式中：PPV,t為PV功率；ηPV為PV效率；APV為面積；θt為光照強(qiáng)度。

2.2 靈活性資源建模

1)改造后火電。

TP靈活性改造能夠提高新型電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力，主要有3個(gè)性能優(yōu)化：最小功率降低、爬坡速率提高、啟停時(shí)間縮短。TP節(jié)能改造技術(shù)包括磨煤機(jī)改造、汽輪機(jī)通流改造等，其標(biāo)準(zhǔn)煤耗率下降。靈活性改造涉及電廠內(nèi)部多個(gè)子系統(tǒng)的變化，但是并沒有改變火電機(jī)組運(yùn)行的基本原理，煤耗仍然是功率的二次函數(shù)：

FTP,i,t=ai(PTP,i,t)2+biPTP,i,t+ci

(4)

式中：FTP,i,t為TP煤耗量；ai、bi、ci為煤耗參數(shù)；PTP,i,t為TP輸出功率。

2)電化學(xué)儲(chǔ)能。

ES在負(fù)荷低谷時(shí)充電，在負(fù)荷高峰時(shí)放電，在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮“削峰填谷”作用。

(5)

3)抽水蓄能。

PS有上、下2個(gè)水庫，負(fù)荷低谷時(shí)耗電將水抽入上水庫，負(fù)荷高峰時(shí)將水放入下水庫發(fā)電，在新型電力系統(tǒng)中發(fā)揮“削峰填谷”作用。

(6)

(7)

PS抽發(fā)的電量和水量有一定轉(zhuǎn)換關(guān)系：

(8)

(9)

3 靈活性資源聚合兩階段優(yōu)化模型

靈活性資源聚合兩階段優(yōu)化模型構(gòu)建思路如下：

第一階段實(shí)施價(jià)格型需求響應(yīng)引導(dǎo)用戶用電行為，綜合考慮負(fù)荷峰谷差及風(fēng)電光伏輸出功率，降低凈負(fù)荷曲線波動(dòng)。

第二階段實(shí)施激勵(lì)性需求響應(yīng)鼓勵(lì)用戶申報(bào)可中斷負(fù)荷，綜合考慮改造火電、儲(chǔ)能等靈活性資源，以系統(tǒng)運(yùn)行成本最小為目標(biāo)，獲得調(diào)度方案。

在兩階段優(yōu)化模型中，第一階段輸出作為第二階段輸入，是遞進(jìn)關(guān)系[26]。雙層優(yōu)化框架如圖2所示。

圖2 兩階段優(yōu)化框架Fig.2 Framework of two-stage optimization

3.1 考慮分時(shí)PBDR的第一階段優(yōu)化模型

1)目標(biāo)函數(shù)。

第一階段模型目標(biāo)函數(shù)為凈負(fù)荷波動(dòng)方差最小。

(10)

(11)

(12)

2)約束條件。

(1)負(fù)荷變化量。電網(wǎng)負(fù)荷峰谷差呈現(xiàn)增大的趨勢(shì)，實(shí)施PBDR來激勵(lì)用戶改變用電習(xí)慣，可以優(yōu)化用戶負(fù)荷曲線[27]。需求價(jià)格彈性系數(shù)矩陣為：

(13)

(14)

通常負(fù)荷在一個(gè)周期內(nèi)劃分為峰(p)、平(f)、谷(v)3個(gè)時(shí)段，DR模型為：

(15)

(2)各時(shí)段累計(jì)負(fù)荷相等。峰、谷、平各時(shí)段負(fù)荷等于各個(gè)時(shí)刻的累計(jì)量。

(16)

(17)

(18)

(3)負(fù)荷響應(yīng)程度有限。考慮到剛性負(fù)荷存在以及用戶用電滿意度，負(fù)荷響應(yīng)能力有限。

(19)

(4)購電成本下降。購電成本的下降是用戶參與需求響應(yīng)的關(guān)鍵。

(20)

3.2 考慮分段IBDR的第二階段優(yōu)化模型

3.2.1 目標(biāo)函數(shù)

第二階段優(yōu)化模型目標(biāo)函數(shù)為系統(tǒng)運(yùn)行成本最小，包括發(fā)電成本和備用成本。

(21)

CTP,i,t=ρcoalFTP,i,t

(22)

(23)

(24)

(25)

3.2.2 約束條件

1)功率平衡約束。

(26)

2)風(fēng)電運(yùn)行約束。

(27)

3)光伏運(yùn)行約束。

(28)

4)靈活性改造火電運(yùn)行約束。

(29)

(30)

(31)

(32)

(33)

(34)

5)電化學(xué)儲(chǔ)能約束。

ES充電和放電不可同時(shí)進(jìn)行，并且為了提高使用壽命，蓄電量需要在合理范圍內(nèi)。

(35)

(36)

(37)

(38)

(39)

SES,1=SES,24

(40)

6)抽水蓄能運(yùn)行約束。

PS抽水和發(fā)電工況不可同時(shí)出現(xiàn)，抽水、發(fā)電利用小時(shí)數(shù)不得超出設(shè)計(jì)小時(shí)數(shù)一定范圍，并且需要滿足一定的庫容約束。

(41)

(42)

(43)

(44)

(45)

(46)

(47)

(48)

7)IBDR分段申報(bào)約束。

在用電負(fù)荷高峰時(shí)段，用戶通過分段IBDR形式申報(bào)可中斷負(fù)荷，緩解系統(tǒng)的調(diào)峰壓力。為了提高積極性，采取分段申報(bào)機(jī)制，申報(bào)削減量越多，申報(bào)價(jià)格越高。第一分段為申報(bào)最小削減量。IBDR分段申報(bào)削減方案如圖3所示。

圖3 IBDR分段申報(bào)削減方案Fig.3 Scheme of IBDR subsection declaration reduction

負(fù)荷削減總量由多個(gè)分段疊加形成。由于激勵(lì)型需求響應(yīng)靈活性不足，不能隨意參與和退出DR市場(chǎng)，必須滿足持續(xù)運(yùn)行時(shí)間約束[28]。

(49)

(50)

(51)

負(fù)荷分段申報(bào)削減總補(bǔ)償為：

(52)

8)系統(tǒng)備用約束。

系統(tǒng)備用需求及各類靈活性資源可提供上、下備用容量為：

(53)

(54)

(55)

(56)

(57)

(58)

(59)

(60)

4 模型求解

第一階段模型屬于二次規(guī)劃問題，可以用當(dāng)前較為成熟的Gurobi求解器求解。式(4)包含二次函數(shù)，可用特殊順序集II型(SOS2)約束將其線性化，轉(zhuǎn)化過程如下：

需要引入兩組變量將二次函數(shù)劃分為多條線段。假設(shè)一個(gè)分段數(shù)為n的函數(shù)f(x)，分段點(diǎn)b1≤b2≤…≤bn≤bn+1。引入n個(gè)二進(jìn)制變量zi和n+1個(gè)非負(fù)連續(xù)型變量wi，滿足：

(61)

式中：wn為連續(xù)變量，表示分段權(quán)重；zn為二進(jìn)制變量，保證了分段權(quán)重最多可以兩個(gè)相鄰。那么，分段函數(shù)f(x)可等價(jià)轉(zhuǎn)換為如下的線性表達(dá)式：

(62)

實(shí)測(cè)表明，當(dāng)一元二次函數(shù)的分段數(shù)為5或者6時(shí)，分段線性化誤差已經(jīng)接近于0。經(jīng)過轉(zhuǎn)化第二階段模型屬于混合整數(shù)線性規(guī)劃問題，可以用Gurobi求解器求解。

5 算例分析

5.1 算例數(shù)據(jù)

為研究模型對(duì)于電力系統(tǒng)靈活性提升的作用，選取區(qū)域系統(tǒng)為例進(jìn)行仿真。系統(tǒng)電源裝機(jī)結(jié)構(gòu)為：2 500 MW風(fēng)電、3 000 MW光伏、10 500 MW靈活性改造后火電、100 MW/260 MW·h電化學(xué)儲(chǔ)能以及1 000 MW抽水蓄能電站。系統(tǒng)負(fù)荷需求以及風(fēng)光預(yù)測(cè)功率如圖4所示。靈活性改造后火電參數(shù)見附錄表A1。電化學(xué)儲(chǔ)能充放電效率均為95%，最小蓄電量為10%，最大蓄電量為90%，初始蓄電量狀態(tài)為50%。

表A1 靈活性改造火電機(jī)組參數(shù)Table A1 Parameters of thermal power unit for flexible transformation

圖4 系統(tǒng)負(fù)荷及風(fēng)光預(yù)測(cè)功率Fig.4 System load and forecasting power of WT and PV

抽水蓄能電站含4臺(tái)250 MW的水泵水輪機(jī)發(fā)電機(jī)組，設(shè)計(jì)水頭為420 m，額定發(fā)電流量為75 m3/s，抽水工況時(shí)水電轉(zhuǎn)換系數(shù)為810 m3/(MW·h)，發(fā)電工況時(shí)水電轉(zhuǎn)換系數(shù)為1 080 m3/(MW·h)。上水庫總庫容為835萬m3，發(fā)電庫容為620萬m3，初始庫容為450萬m3；下水庫總庫容為1 030萬m3，發(fā)電庫容為620萬m3。初始庫容為600萬m3。電站年設(shè)計(jì)發(fā)電小時(shí)數(shù)為1 800 h、抽水小時(shí)數(shù)為2 400 h，根據(jù)國內(nèi)抽水蓄能電站運(yùn)行現(xiàn)狀，實(shí)際運(yùn)行小時(shí)數(shù)基本保持在設(shè)計(jì)小時(shí)數(shù)的0.8～1.1之間。

根據(jù)《國家發(fā)展改革委關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》要求，該地區(qū)實(shí)行峰谷分時(shí)電價(jià)，并且峰谷電價(jià)價(jià)差為4∶1，峰、平、谷各時(shí)段電價(jià)見表1。PBDR最大響應(yīng)程度為5%，需求彈性系數(shù)矩陣見表2。IBDR削減負(fù)荷申報(bào)分段數(shù)為4段，第一段申報(bào)最小削減量為200 MW，剩余各段申報(bào)最大削減量分別為300、200、100 MW，相應(yīng)的申報(bào)費(fèi)用依次為250、260、290、350元/(MW·h)，持續(xù)時(shí)間最短4 h。系統(tǒng)上、下旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)分別為135、75元/(MW·h)。

表1 分時(shí)電價(jià)Table 1 Time-of-use price

表2 彈性系數(shù)矩陣Table 2 Elastic coefficient matrix

5.2 算例結(jié)果

1)第一階段算例結(jié)果。

第一階段模型以系統(tǒng)內(nèi)凈負(fù)荷波動(dòng)最小為目標(biāo)，得到PBDR后用戶負(fù)荷曲線。圖5為原凈負(fù)荷曲線與PBDR后凈負(fù)荷曲線。圖6為原負(fù)荷曲線與PBDR后負(fù)荷曲線。

圖5 原凈負(fù)荷曲線與PBDR后凈負(fù)荷曲線Fig.5 Original net load curve and net load curve after PBDR

圖6 原負(fù)荷曲線與PBDR后負(fù)荷曲線Fig.6 Original load curve and load curve after PBDR

實(shí)施PBDR后，凈負(fù)荷曲線變化規(guī)律與未實(shí)施PBDR相似。原始凈負(fù)荷曲線波動(dòng)方差為3 439萬MW2，PBDR后凈負(fù)荷曲線波動(dòng)方差下降為1 866萬MW2，下降了45.7%。

從圖6可以看出，相對(duì)于原來的負(fù)荷結(jié)構(gòu)，峰時(shí)段負(fù)荷削減，最大負(fù)荷由11 450 MW降低為10 877 MW。谷時(shí)段和平時(shí)段負(fù)荷增加，最小負(fù)荷由8 131 MW上升為8 353 MW。峰谷比由原來1.41下降為1.30。PBDR使得負(fù)荷曲線更加平滑，能夠緩解新型電力系統(tǒng)調(diào)峰壓力，并且用戶購電成本下降7.1%。

2)第二階段算例結(jié)果。

將第一階段模型中實(shí)施PBDR后負(fù)荷曲線輸入第二階段模型，并在實(shí)際調(diào)度中考慮分段IBDR，各類靈活性資源用于滿足系統(tǒng)電量和電力需求。各類靈活性資源提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，風(fēng)電和光伏全部被消納，未出現(xiàn)棄風(fēng)棄光問題。經(jīng)過求解，系統(tǒng)最小運(yùn)行成本為4 365.22萬元?；痣娒汉某杀緸? 016.56萬元，分段激勵(lì)性需求響應(yīng)補(bǔ)償成本為43.36萬元，系統(tǒng)備用成本共305.30萬元。

火電機(jī)組的啟停狀態(tài)如圖7所示?；痣姍C(jī)組的輸出功率如圖8所示。從啟停狀況來看，1—10號(hào)火電機(jī)組全天保持運(yùn)行狀態(tài)，17—20號(hào)火電機(jī)組全天處于關(guān)閉狀態(tài)，其余6臺(tái)火電機(jī)組進(jìn)行了一次啟動(dòng)，保持?jǐn)?shù)小時(shí)連續(xù)運(yùn)行。從輸出功率來看，由于大功率火電煤耗率低、調(diào)節(jié)性能差，1—8號(hào)火電機(jī)組全天以額定功率運(yùn)行；由于小功率火電機(jī)組啟停時(shí)間短、調(diào)節(jié)性能強(qiáng)，12號(hào)火電機(jī)組在上午負(fù)荷高峰時(shí)啟動(dòng)，15、16號(hào)火電機(jī)組在夜間負(fù)荷高峰時(shí)啟動(dòng)，滿足系統(tǒng)調(diào)峰需求，夜間峰時(shí)段發(fā)電量共1 399.13 MW·h。

圖7 火電機(jī)組的啟停狀態(tài)Fig.7 Startup and shutdown status of thermal power units

圖8 火電機(jī)組的輸出功率Fig.8 Output power of thermal power units

電化學(xué)儲(chǔ)能的充放電功率及蓄電量如圖9所示。儲(chǔ)能主要在上午和夜間負(fù)荷高峰時(shí)段放電，主要在負(fù)荷低谷和新能源大發(fā)時(shí)段充電，如04:00—07:00和13:00—17:00時(shí)段。蓄電池共經(jīng)歷2次滿充和1次滿放，促進(jìn)了新能源消納，具有“削峰填谷”作用。

圖9 電化學(xué)儲(chǔ)能的充放電功率及蓄電量Fig.9 Charge and discharge power and storage capacity of electrochemical energy storage

抽水蓄能電站的充放電功率如圖10所示。抽水蓄能電站的抽水量、耗水量、上下水庫蓄水量如圖11所示。抽水蓄能在中午和夜間的負(fù)荷低谷時(shí)段抽水，消納中午大發(fā)的光伏和夜間大發(fā)的風(fēng)電；在上午和夜間高峰時(shí)段發(fā)電，緩解系統(tǒng)調(diào)峰壓力。抽水蓄能電站的2個(gè)水庫蓄水量均呈現(xiàn)出“雙峰雙谷”，上水庫出現(xiàn)順序?yàn)椤暗凸?高峰-深谷-尖峰”，下水庫出現(xiàn)順序?yàn)椤案叻?-低谷-尖峰-深谷”。抽水蓄能電站抽水時(shí)，水泵水輪機(jī)正向旋轉(zhuǎn)時(shí)作為水泵使用，利用電力系統(tǒng)中負(fù)荷低谷時(shí)段多余電能將下水庫抽到上水庫，物理過程為電能轉(zhuǎn)化為重力勢(shì)能。抽水蓄能電站發(fā)電時(shí)，水泵水輪機(jī)反向旋轉(zhuǎn)時(shí)作為水輪機(jī)使用，利用上水庫先前蓄水的重力勢(shì)能推動(dòng)水輪機(jī)轉(zhuǎn)動(dòng)，所發(fā)電量用于滿足電力系統(tǒng)負(fù)荷高峰時(shí)段需求。抽水和發(fā)電實(shí)現(xiàn)了電能時(shí)移，將低價(jià)值的電能轉(zhuǎn)化為高價(jià)值電能。

圖10 抽水蓄能電站的充放電功率Fig.10 Charge and discharge power of pumped storage power station

圖11 抽水量、耗水量、上下水庫蓄水量Fig.11 Water extraction, consumption and storage capacity of upper and lower reservoirs

分段激勵(lì)性需求響應(yīng)出清結(jié)果如圖12所示。IBDR共出清了2次，第一次為00:00—05:00時(shí)段，進(jìn)行需求響應(yīng)是為了給系統(tǒng)增加上備用容量，緩解火電備用壓力，一旦系統(tǒng)負(fù)荷增加或者新能源功率減少，可調(diào)用IBDR使功率供需重新平衡。第二個(gè)時(shí)段為14:00—20:00，通過削減負(fù)荷來降低系統(tǒng)夜間高峰負(fù)荷需求。

圖12 分段激勵(lì)性需求響應(yīng)計(jì)劃Fig.12 Segmented incentive demand-response plan

各類靈活性資源可提供的上、下備用如圖13所示。從圖13中可以看出，系統(tǒng)具備充足的下備用容量，雖然上備用容量較少，但是能夠滿足系統(tǒng)新能源、負(fù)荷波動(dòng)的備用需求。因此，基本不會(huì)出現(xiàn)棄風(fēng)、棄光的現(xiàn)象。從圖13中可以看出，抽水蓄能和IBDR可提供的上備用容量非常可觀。抽水蓄能主要在06:00—11:00和18:00—21:00時(shí)段提供上備用，IBDR主要在00:00—05:00和13:00—19:00時(shí)段提供上備用。抽水蓄能和IBDR部分時(shí)間段內(nèi)提供了大部分上備用，緩解火電備用壓力，有利于火電按照額定功率運(yùn)行，降低火電機(jī)會(huì)成本。

圖13 各類靈活性資源可提供的上、下備用Fig.13 Upper and lower standby capacity available from various flexible resources

綜上，在新能源占比較高的新型電力系統(tǒng)中，靈活性改造火電能夠?qū)崟r(shí)跟蹤負(fù)荷變化，價(jià)格型需求響應(yīng)能夠平緩凈負(fù)荷曲線，激勵(lì)型需求響應(yīng)能夠削減高峰負(fù)荷需求，電化學(xué)儲(chǔ)能和抽水蓄能具有“削峰填谷”、消納新能源的作用。在本文兩階段優(yōu)化框架下，能夠充分聚合和發(fā)揮各類靈活性資源價(jià)值，提高新型電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力。

5.3 場(chǎng)景討論

為了突出新型電力系統(tǒng)中各類靈活性資源的作用，設(shè)置4種場(chǎng)景進(jìn)行對(duì)比，見表3。

表3 場(chǎng)景設(shè)置Table 3 Scenario settings

場(chǎng)景Ⅰ：基礎(chǔ)場(chǎng)景。即上述本文所研究的兩階段優(yōu)化模型，負(fù)荷參與分時(shí)PBDR和分段IBDR，并對(duì)全部火電進(jìn)行靈活性改造，發(fā)揮電化學(xué)儲(chǔ)能和抽水蓄能的電能“時(shí)空搬運(yùn)”作用。

場(chǎng)景Ⅱ：負(fù)荷不參與PBDR，模型僅包括第二階段優(yōu)化框架。

場(chǎng)景Ⅲ：負(fù)荷不參與IBDR，模型仍為兩階段優(yōu)化框架，但不考慮IBDR的負(fù)荷削減、補(bǔ)償成本、旋轉(zhuǎn)備用。

場(chǎng)景Ⅳ：火電未進(jìn)行改造。未進(jìn)行節(jié)能改造時(shí)，煤耗率平均增加1%；未進(jìn)行靈活性改造時(shí)，最小功率和爬坡速率均為額定功率的40%，啟停時(shí)間增加1～3 h。

1)最小運(yùn)行成本。

各場(chǎng)景最小運(yùn)行成本如圖14所示。當(dāng)電力系統(tǒng)不考慮分時(shí)PBDR時(shí)，運(yùn)用考慮IBDR第二階段優(yōu)化模型求解出運(yùn)行成本增加11.4萬元，并且負(fù)荷波動(dòng)較大，峰谷比高達(dá)1.41。當(dāng)電力系統(tǒng)不考慮分段IBDR時(shí)，兩階段優(yōu)化模型求解出運(yùn)行成本增加17.09萬元。當(dāng)電力系統(tǒng)中火電機(jī)組未進(jìn)行節(jié)能改造和靈活性改造時(shí)，兩階段優(yōu)化模型求解出運(yùn)行成本增加42.26萬元。結(jié)果表明，本文所提模型能夠充分發(fā)揮需求側(cè)資源調(diào)節(jié)作用，降低火電煤耗水平和碳排放量，減少新型電力系統(tǒng)運(yùn)行成本。

圖14 各場(chǎng)景運(yùn)行成本對(duì)比Fig.14 Comparison of operating costs of various scenarios

2)火電啟停次數(shù)。

場(chǎng)景II、III、IV火電啟停狀態(tài)如附錄圖A1—A3所示。各場(chǎng)景火電啟停次數(shù)及啟停煤耗見表4。場(chǎng)景II和III相對(duì)于場(chǎng)景I，運(yùn)行數(shù)量、啟停次數(shù)、啟停煤耗均有所增加。由于場(chǎng)景II和III缺少PBDR和IBDR對(duì)負(fù)荷的調(diào)整，需要增加火電機(jī)組運(yùn)行數(shù)量滿足系統(tǒng)負(fù)荷需求，導(dǎo)致煤耗量增加，啟停更加頻繁。場(chǎng)景IV相對(duì)于場(chǎng)景I，機(jī)組停止次數(shù)增加。由于場(chǎng)景IV火電未進(jìn)行靈活性改造，最小輸出功率增加，爬坡速率下降，調(diào)節(jié)能力受限，不可避免增加了部分機(jī)組停機(jī)的次數(shù)。

圖A1 場(chǎng)景II中TP啟停狀況Fig.A1 TP startup and shutdown conditions in scenario II

圖A2 場(chǎng)景III中TP啟停狀況Fig.A2 TP startup and shutdown conditions in scenario III

圖A3 場(chǎng)景IV中TP啟停狀況Fig.A3 TP startup and shutdown conditions in scenario IV

表4 各場(chǎng)景火電啟停次數(shù)及煤耗Table 4 Startup and shutdown times and coal consumption of thermal power in each scenario

3)系統(tǒng)備用能力。

由于IBDR可提供上備用，因此只對(duì)比場(chǎng)景III和場(chǎng)景I中系統(tǒng)備用能力。場(chǎng)景III各類資源提供的上、下備用如圖15所示。對(duì)比圖13可以發(fā)現(xiàn)，場(chǎng)景III由于負(fù)荷不參與IBDR，電力系統(tǒng)中缺少1種上備用資源，而儲(chǔ)能可提供上備用資源有限，火電機(jī)組不得不預(yù)留更多的上備用容量防止失負(fù)荷事故出現(xiàn)，喪失發(fā)電機(jī)會(huì)，增加了機(jī)會(huì)成本。

圖15 場(chǎng)景III各類資源提供的上、下備用Fig.15 Upper and lower standby capacity provided by various resources in scenario III

6 結(jié) 論

僅依靠傳統(tǒng)火電難以滿足以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)靈活性需求。為充分發(fā)揮需求響應(yīng)、電化學(xué)儲(chǔ)能、抽水蓄能等各類靈活性資源對(duì)于系統(tǒng)調(diào)節(jié)價(jià)值，本文構(gòu)建了新型電力系統(tǒng)靈活性資源聚合兩階段優(yōu)化模型。第一階段模型考慮分時(shí)PBDR，旨在減小凈負(fù)荷波動(dòng)。第二階段模型考慮分段IBDR，旨在降低系統(tǒng)運(yùn)行成本。算例結(jié)果表明，各類靈活性資源聚合后能夠大幅提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力：

1)分時(shí)PBDR具有較強(qiáng)靈活性，能夠控制凈負(fù)荷曲線波動(dòng)方差，最終達(dá)到平滑負(fù)荷曲線的目的，峰谷比下降0.11。分段IBDR雖然調(diào)節(jié)能力有限，但是分段設(shè)計(jì)可滿足不同用戶補(bǔ)償?shù)摹傲俊薄皟r(jià)”需求，并緩解火電備用壓力。

2)火電機(jī)組改造可減少運(yùn)行成本42.26萬元。節(jié)能改造能夠降低煤耗水平，相應(yīng)減少碳排放量。靈活性改造能夠擴(kuò)展機(jī)組調(diào)節(jié)空間，增強(qiáng)調(diào)峰能力，減少機(jī)組啟停次數(shù)。

3)各類儲(chǔ)能發(fā)揮了電能“時(shí)空搬運(yùn)”作用。在系統(tǒng)負(fù)荷高峰時(shí)段發(fā)電，在系統(tǒng)負(fù)荷低谷時(shí)段充電(抽水)。以抽水蓄能電站為例，調(diào)度期內(nèi)共“轉(zhuǎn)移”水量426.08萬m3，“搬運(yùn)”電能5 620.27 MW·h。