促進(jìn)風(fēng)電消納的源-荷聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度

李昱君，于永進(jìn)

(山東科技大學(xué) 電氣與自動(dòng)化工程學(xué)院，山東 青島 266590)

近年來(lái)，我國(guó)風(fēng)電發(fā)展勢(shì)頭強(qiáng)勁，總裝機(jī)容量居世界首位[1]。盡管風(fēng)電裝機(jī)容量增長(zhǎng)迅猛，但由于風(fēng)電波動(dòng)性、反調(diào)峰性的特點(diǎn)加上電源結(jié)構(gòu)靈活性較差的限制，棄風(fēng)現(xiàn)象嚴(yán)重[2]，造成大量經(jīng)濟(jì)損失。嚴(yán)重的棄風(fēng)會(huì)帶來(lái)電能質(zhì)量下降、線(xiàn)路潮流變化等問(wèn)題，影響電網(wǎng)的穩(wěn)定性和可靠性，成為風(fēng)電健康發(fā)展的羈絆。

光熱-風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)輸出穩(wěn)定、可控性強(qiáng)，為解決上述問(wèn)題提供了思路。光熱電站(concentrating solar power, CSP)和風(fēng)電系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)行組成光熱-風(fēng)電系統(tǒng)，利用其出力的互補(bǔ)性以及儲(chǔ)熱裝置(thermal storage, TS)的可控性應(yīng)對(duì)風(fēng)電的波動(dòng)性、反調(diào)峰性，降低火電機(jī)組調(diào)峰成本，促進(jìn)風(fēng)電的消納。文獻(xiàn)[3]針對(duì)機(jī)組出力最優(yōu)，研究了光熱電站和火電機(jī)組聯(lián)合優(yōu)化策略；文獻(xiàn)[4]為保證光熱-風(fēng)電系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)效益，建立了光熱與風(fēng)能互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)輸出功率波動(dòng)最小和并網(wǎng)效益最大的多目標(biāo)調(diào)度模型；文獻(xiàn)[5]提出促進(jìn)風(fēng)電消納的光熱-風(fēng)電系統(tǒng)聯(lián)合調(diào)度策略，深入分析了光熱電站的內(nèi)部機(jī)理；文獻(xiàn)[6]建立計(jì)及光熱發(fā)電特性的光-風(fēng)-火虛擬電廠(chǎng)雙階段優(yōu)化調(diào)度策略，抑制風(fēng)電的并網(wǎng)波動(dòng)，使虛擬電廠(chǎng)取得更高經(jīng)濟(jì)效益。

但是上述文獻(xiàn)僅限于電源側(cè)單一調(diào)度，沒(méi)有考慮到光熱電站儲(chǔ)熱裝置容量大小以及火電機(jī)組最小出力和負(fù)旋轉(zhuǎn)備用的限制，對(duì)棄風(fēng)現(xiàn)象改善有限，因此引入需求響應(yīng)措施(demand response, DR)配合，協(xié)調(diào)源荷雙側(cè)資源共同促進(jìn)風(fēng)電消納。閆華光等[7]研究了實(shí)施需求響應(yīng)的主要措施，提出了先進(jìn)的智能電網(wǎng)技術(shù)； Vasco等[8]在互動(dòng)電力市場(chǎng)結(jié)構(gòu)研究背景下，建立了考慮需求響應(yīng)的優(yōu)化調(diào)度模型；文獻(xiàn)[9]考慮峰谷分時(shí)電價(jià)政策，提出一種含鈉硫電池儲(chǔ)能系統(tǒng)的風(fēng)光優(yōu)化調(diào)度模型，減少棄風(fēng)棄光量；文獻(xiàn)[10]為了消納可再生能源和更好調(diào)用需求側(cè)資源，提出了改進(jìn)分時(shí)電價(jià)方式和可中斷負(fù)荷控制相結(jié)合的雙層優(yōu)化日前調(diào)度策略；文獻(xiàn)[11]考慮不同需求側(cè)資源的特點(diǎn)，提出微網(wǎng)源-網(wǎng)-荷互動(dòng)優(yōu)化的調(diào)度策略，提高了電網(wǎng)用電的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益。

本研究提出將需求響應(yīng)措施與光熱-風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)配合的優(yōu)化調(diào)度策略，引入需求響應(yīng)的分時(shí)電價(jià)(time-of-use power price,TOU)項(xiàng)目和柔性負(fù)荷蓄冷空調(diào)，彌補(bǔ)文獻(xiàn)[12]僅考慮TOU，過(guò)于單一、造成響應(yīng)不充分的缺點(diǎn)。通過(guò)算例分析驗(yàn)證提出的魯棒調(diào)度策略，可以在兼顧系統(tǒng)發(fā)電成本以及棄風(fēng)懲罰成本的基礎(chǔ)上為風(fēng)電上網(wǎng)提供更大的空間，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)境效益。

1 光熱電站-風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)

光熱電站中的儲(chǔ)熱系統(tǒng)能夠平移風(fēng)能，具有良好的可控性和調(diào)度能力[13]，適用于提高風(fēng)電消納量。光熱電站和風(fēng)電場(chǎng)組成的聯(lián)合系統(tǒng)如圖2所示。

圖1 光熱-風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)

系統(tǒng)設(shè)計(jì)目標(biāo)是保證光熱-風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)輸出功率波動(dòng)最小，即：

(1)

光熱-風(fēng)電系統(tǒng)內(nèi)部模型考慮以下約束：

1) 光熱電站出力約束

(2)

2) 光熱電站爬坡速率約束

(3)

3) 光熱電站旋轉(zhuǎn)備用約束

(4)

4) 光熱電站儲(chǔ)熱裝置約束

① 儲(chǔ)熱容量約束

(5)

② 儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)、放熱功率約束

(6)

5) 電-熱轉(zhuǎn)換關(guān)系

(7)

式中：λ為電加熱裝置的電-熱轉(zhuǎn)換效率；PE-H,t為電加熱裝置轉(zhuǎn)換熱功率。

6) 風(fēng)電出力約束

(8)

7) 光熱-風(fēng)電聯(lián)合出力約束

(9)

2 需求響應(yīng)模型

目前需求響應(yīng)模型按美國(guó)能源部研究報(bào)告[14]提出的分類(lèi)方式分為：基于價(jià)格型需求響應(yīng)(price-based demand response, PBDR)和基于激勵(lì)需求響應(yīng)(incen-based demand response, IBDR)。價(jià)格型需求響應(yīng)受用戶(hù)意愿影響較大、不確定性強(qiáng)，因此被看作不可調(diào)度(non-dispatchable)的需求響應(yīng)資源[15]。PBDR中的分時(shí)電價(jià)(time of use pricing)項(xiàng)目可以利用模糊聚類(lèi)的方法劃分峰、谷、平三個(gè)用電時(shí)段，每個(gè)時(shí)段制定不同電價(jià)；IBDR中的直接負(fù)荷控制(direct load control)項(xiàng)目為用戶(hù)與電力公司簽訂相關(guān)合約獲得相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，電力公司控制用戶(hù)電氣設(shè)備避開(kāi)用電高峰。

2.1 PBDR模型

1) 制定峰谷分時(shí)電價(jià)。設(shè)分時(shí)電價(jià)后峰時(shí)段電價(jià)變?yōu)镻gf，負(fù)荷低谷時(shí)段的電價(jià)為Pdg，有：

Pgf=P(1+μ)，Pdg=P(1-ω)。

(10)

式中，P為平時(shí)段電價(jià)，μ為用電高峰時(shí)段電價(jià)上調(diào)比例，ω為用電低谷時(shí)段電價(jià)下調(diào)比例。

拉開(kāi)比表達(dá)式：

(11)

2) 價(jià)格彈性矩陣：

(12)

(13)

3) PBDR調(diào)度成本函數(shù)：

(14)

2.2 IBDR模型

用電負(fù)荷中空調(diào)負(fù)荷占很大比重，需求響應(yīng)潛力巨大，是一類(lèi)典型的柔性負(fù)荷和良好的IBDR資源。蓄冷型空調(diào)是一種良好儲(chǔ)能產(chǎn)品，夜間可以利用棄風(fēng)進(jìn)行蓄冷，白天融冰釋冷緩解峰時(shí)段負(fù)荷需求壓力，能以提供上、下旋轉(zhuǎn)備用的方式參與優(yōu)化調(diào)度。

(15)

2.3 需求響應(yīng)約束條件

1) 拉開(kāi)比約束。拉開(kāi)比的設(shè)置是分時(shí)電價(jià)制定的一個(gè)重要指標(biāo)，其值越大表示用戶(hù)對(duì)TOU的響應(yīng)越充分。為了設(shè)置合理的拉開(kāi)比，要求滿(mǎn)足以下約束：

(16)

式中，Qdg、Qgf分別為T(mén)OU實(shí)施后的低谷時(shí)段和高峰時(shí)段總用電量。

2) 用戶(hù)滿(mǎn)意度約束。用電方式滿(mǎn)意度ms、電費(fèi)支出滿(mǎn)意度mp：

(17)

3) 用電負(fù)荷響應(yīng)約束。TOU實(shí)施前后用電量保持不變，即：

(18)

4) 上下行備用量約束：

0≤ΔDu,t≤ΔDu,max， 0≤ΔDd,t≤ΔDd,max。

(19)

式中，ΔDu,max、ΔDd,max分別為蓄冷空調(diào)提供上、下行備用量的上限。

5) 上下行備用量的爬坡約束：

ru,min≤ΔDu,t-ΔDu,t-1≤ru,max，rd,min≤ΔDd,t-ΔDd,t-1≤rd,max。

(20)

式中：ru,max、ru,min分別為上行備用量爬坡上、下限；rd,max、rd,min分別為下行備用量的爬坡上、下限。

3 綜合模型

時(shí)間尺度決定負(fù)荷的響應(yīng)特性，單一的日前調(diào)度無(wú)法充分利用源荷側(cè)資源，因此采用日前、日內(nèi)兩階段調(diào)度模型，日前階段光熱電站、風(fēng)電和PBDR配合，日內(nèi)階段火電機(jī)組和IBDR配合。

3.1 日前計(jì)劃調(diào)度模型

3.1.1 目標(biāo)函數(shù)

以系統(tǒng)發(fā)電運(yùn)行成本最小為目標(biāo)函數(shù)，包括火電機(jī)組運(yùn)行成本、棄風(fēng)懲罰成本、光熱電站運(yùn)行成本以及PBDR成本，即

(21)

(22)

凈負(fù)荷方差可以表征凈負(fù)荷曲線(xiàn)的平滑程度，凈負(fù)荷方差最小，即：

(23)

式中，Pleq,t為t時(shí)刻凈負(fù)荷值，Pleq,av為凈負(fù)荷的平均值。

3.1.2 約束條件

1) 用戶(hù)參與DR前后系統(tǒng)功率平衡約束：

(24)

2) 火電機(jī)組出力約束：

(25)

3) 機(jī)組爬坡和旋轉(zhuǎn)備用約束：

(26)

4) 輸電線(xiàn)路傳輸容量約束：

(27)

3.2 日內(nèi)計(jì)劃調(diào)度模型

1) 目標(biāo)函數(shù)

以系統(tǒng)的運(yùn)行成本和調(diào)用的IBDR成本最小為目標(biāo)函數(shù)，即：

(28)

2) 功率平衡約束：

(29)

式中，ΔDu,t、ΔDd,t分別為IBDR資源蓄冷空調(diào)提供的上下行旋轉(zhuǎn)備用量。

3.3 光熱-風(fēng)電系統(tǒng)和需求響應(yīng)聯(lián)合優(yōu)化

1) 調(diào)度中心估算光熱-風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)并網(wǎng)功率上、下限以及次日負(fù)荷曲線(xiàn)；

2) 日前調(diào)度階段周期為24 h，調(diào)度時(shí)段為1 h。7：00—9：00，光熱電站向儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)熱不發(fā)電；9：00—19：00，負(fù)荷需求和光照強(qiáng)度較大，風(fēng)電出力小，光熱電站根據(jù)其出力特性使聯(lián)合系統(tǒng)輸出較大，利用其出力的互補(bǔ)性應(yīng)對(duì)風(fēng)電的反調(diào)峰性，當(dāng)某一時(shí)刻光照強(qiáng)度減小時(shí)，儲(chǔ)熱裝置放熱發(fā)電；22：00—7：00，光熱電站出力為0，此時(shí)是負(fù)荷需求小和風(fēng)電大發(fā)重合時(shí)段，此時(shí)利用儲(chǔ)熱裝置對(duì)風(fēng)電進(jìn)行調(diào)節(jié)；

3) 在目前階段中，引入PBDR與光熱-風(fēng)電系統(tǒng)同時(shí)調(diào)度，PBDR的分時(shí)電價(jià)可以轉(zhuǎn)移荷削減高峰時(shí)段負(fù)荷，解耦儲(chǔ)熱裝置容量的約束，源荷側(cè)配合聯(lián)合削峰；

4) 日內(nèi)調(diào)度以日前調(diào)度計(jì)劃為基礎(chǔ)，在此階段內(nèi)，IBDR的蓄冷空調(diào)資源與火電機(jī)組配合消納日內(nèi)風(fēng)電出力，以提供旋轉(zhuǎn)備用的方式解決由于PBDR分時(shí)電價(jià)響應(yīng)不充分以及火電機(jī)組最小出力約束導(dǎo)致的棄風(fēng)。

4 算例分析與結(jié)果

4.1 算例數(shù)據(jù)

調(diào)度周期設(shè)為24 h，系統(tǒng)包括4臺(tái)火電機(jī)組，具體數(shù)據(jù)參數(shù)見(jiàn)表1和表2；某風(fēng)電場(chǎng)和光熱電站具體數(shù)據(jù)見(jiàn)表3，風(fēng)電場(chǎng)總裝機(jī)容量為360 MW；棄風(fēng)懲罰系數(shù)為500元/MW·h，光熱機(jī)組的發(fā)電成本系數(shù)γi為40元/MW；實(shí)施TOU前的平均用電價(jià)格為400元/MW·h，實(shí)施TOU之后平時(shí)段價(jià)格保持不變，用電高峰時(shí)段電價(jià)上漲30%，用電低谷時(shí)段電價(jià)下調(diào)30%，圖2為實(shí)施需求響應(yīng)措施前后的負(fù)荷曲線(xiàn)；DLC項(xiàng)目中蓄冷空調(diào)最大儲(chǔ)能容量為60 MW·h。模型仿真計(jì)算通過(guò)MATLAB中的YALMIP工具包調(diào)用CPLEX軟件。

表1 火電機(jī)組出力和爬坡速率參數(shù)

表2 火電機(jī)組運(yùn)行成本參數(shù)Tab. 2 Operating cost coefficient of thermal power units

表3 光熱電站基本參數(shù)

圖2 TOU實(shí)施前后日負(fù)荷曲線(xiàn)

4.2 調(diào)度結(jié)果分析

為了研究需求響應(yīng)措施和光熱-風(fēng)電系統(tǒng)配合對(duì)風(fēng)電消納的促進(jìn)作用，設(shè)立4個(gè)場(chǎng)景進(jìn)行分析，具體的情景劃分見(jiàn)表4，不同情景的優(yōu)化調(diào)度結(jié)果見(jiàn)表5。

表4 情景劃分

由表5結(jié)果可知，同時(shí)引入光熱電站和DR的兩階段調(diào)度方式與其他調(diào)度方式相比帶來(lái)更好的環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)效益，凈負(fù)荷方差更小，發(fā)電成本更少。

表5 4種情景下優(yōu)化調(diào)度結(jié)果

針對(duì)本研究提出的兩階段模型，與文獻(xiàn)[5]提出的單一模型進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果見(jiàn)表6。由表6可以看出，本研究提出的兩階段調(diào)度模型在精度和解決棄風(fēng)方面效果更好。

表6 模型精度對(duì)比

1) 光熱-風(fēng)電聯(lián)合運(yùn)行

圖3 情景2運(yùn)行凈負(fù)荷曲線(xiàn)

光熱電站和風(fēng)電系統(tǒng)聯(lián)合運(yùn)行，相當(dāng)于“源源互補(bǔ)”，負(fù)荷高峰時(shí)段光熱電站增加出力彌補(bǔ)風(fēng)電的反調(diào)峰性，谷時(shí)段儲(chǔ)熱裝置對(duì)風(fēng)電進(jìn)行調(diào)節(jié)，將多余風(fēng)電進(jìn)行儲(chǔ)熱蓄能，以保證聯(lián)合系統(tǒng)輸出穩(wěn)定在允許的范圍內(nèi)。光熱-風(fēng)電系統(tǒng)出力穩(wěn)定，平滑凈負(fù)荷曲線(xiàn)，降低火電機(jī)組調(diào)峰成本。但受到儲(chǔ)熱裝置容量的限制以及機(jī)組旋轉(zhuǎn)備用的約束，只能在較小的范圍內(nèi)充放電協(xié)調(diào)風(fēng)電出力，因此風(fēng)電消納效果不明顯。

2) 日前第一階段調(diào)度結(jié)果

由圖4看出，在情景2的基礎(chǔ)上引入TOU項(xiàng)目可以起到削峰填谷的效果，為夜間風(fēng)電提供上網(wǎng)空間，隨著日負(fù)荷曲線(xiàn)平滑以及風(fēng)電消納水平的提高，凈負(fù)荷峰谷差進(jìn)一步縮小。儲(chǔ)熱裝置在最大儲(chǔ)熱范圍內(nèi)，最大化調(diào)節(jié)風(fēng)電出力，剩余富余風(fēng)電部分上網(wǎng)，但不同的負(fù)荷類(lèi)型對(duì)電價(jià)需求彈性的不同，分時(shí)電價(jià)項(xiàng)目調(diào)整能力有限，因此還是會(huì)造成一定的棄風(fēng)。

圖4 引入TOU后凈負(fù)荷曲線(xiàn)

3) 日內(nèi)第二階段調(diào)度結(jié)果

和日前階段相比，日內(nèi)階段可在減少發(fā)電成本的基礎(chǔ)上增加風(fēng)電消納量，風(fēng)電完全被消納。這部分增大的風(fēng)電消納量是調(diào)用的IBDR資源蓄冷空調(diào)，蓄冷空調(diào)可以利用夜間棄風(fēng)進(jìn)行蓄冷，相當(dāng)于為系統(tǒng)提供下行備用容量。

由圖5可見(jiàn)，由于情景1中僅有火電機(jī)組，沒(méi)有其他調(diào)節(jié)能力，棄風(fēng)電量為1 579 MW·h。而情景3中，引入光熱電站和PBDR協(xié)調(diào)調(diào)度還是會(huì)導(dǎo)致559 MW·h的棄風(fēng)，只能在較小范圍內(nèi)促進(jìn)風(fēng)電消納。情景4中，在情景3的基礎(chǔ)上引入良好的需求側(cè)資源蓄冷空調(diào)，可以利用夜間棄風(fēng)進(jìn)行蓄冷，最大化的消納風(fēng)電，白天融冰釋冷，緩解高峰時(shí)段用電負(fù)荷壓力。

圖5 不同情景風(fēng)電消納量對(duì)比

4.3 風(fēng)電功率爬坡事件辨識(shí)

為了進(jìn)一步驗(yàn)證需求響應(yīng)和光熱-風(fēng)電系統(tǒng)源荷協(xié)調(diào)調(diào)度策略的優(yōu)越性，本節(jié)引入風(fēng)電功率爬坡事件辨識(shí)方法。風(fēng)電功率爬坡事件是指，火電機(jī)組受到旋轉(zhuǎn)備用以及爬坡速率的約束，無(wú)法給風(fēng)電并網(wǎng)提供足夠的備用需求，影響電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行。判斷是否發(fā)生爬坡事件，需先得出兩個(gè)時(shí)段風(fēng)電出力的差值與時(shí)間段的比值(式29)，然后與火電機(jī)組爬坡速率比較。

(29)

火電機(jī)組的爬坡率約束值為：

(30)

則風(fēng)電功率爬坡事件的辨識(shí)為：

(31)

根據(jù)式(29)～(31)計(jì)算實(shí)際所需爬坡率，圖6和圖7為情景3和情景4比較。由圖6看出情景3共有6個(gè)時(shí)段發(fā)生風(fēng)電功率爬坡事件，白天時(shí)段光熱-風(fēng)電系統(tǒng)利用其出力互補(bǔ)性以及儲(chǔ)熱裝置的可控性和調(diào)節(jié)能力，能夠支持光熱機(jī)組快速調(diào)節(jié)出力滿(mǎn)足負(fù)荷需求，加上PBDR轉(zhuǎn)移和削減高峰時(shí)段負(fù)荷需求，減少了爬坡事件。雖然PBDR一定程度增加了夜間負(fù)荷需求，但受到儲(chǔ)熱裝置容量以及火電機(jī)組旋轉(zhuǎn)備用的約束，對(duì)風(fēng)電消納情況改善有限，在風(fēng)能較大和負(fù)荷低谷沖突時(shí)段仍會(huì)發(fā)生功率爬坡事件。

圖6 情景3機(jī)組爬坡率

由圖7看出在情景3的基礎(chǔ)上引入IBDR后，不再發(fā)生功率爬坡事件。IBDR中的DLC項(xiàng)目能夠?qū)⑿罾淇照{(diào)合理運(yùn)用到系統(tǒng)調(diào)峰中，根據(jù)風(fēng)電波動(dòng)情況，為系統(tǒng)提供上下旋轉(zhuǎn)備用量，空調(diào)負(fù)荷在谷時(shí)段增加負(fù)荷需求，在峰時(shí)段融冰釋冷緩解高峰時(shí)段負(fù)荷壓力。

圖7 情景4機(jī)組爬坡率

5 結(jié)論

本研究提出一種需求響應(yīng)和光熱電站參與風(fēng)電消納的兩階段調(diào)度策略。通過(guò)算例對(duì)比驗(yàn)證需求響應(yīng)和光熱電站參與優(yōu)化調(diào)度能夠應(yīng)對(duì)風(fēng)電的反調(diào)峰性、波動(dòng)性，該策略在平滑日負(fù)荷曲線(xiàn)、為風(fēng)電上網(wǎng)提供空間的同時(shí)，還能夠有效的平滑火電機(jī)組出力，減少火電機(jī)組運(yùn)行成本，解耦儲(chǔ)熱裝置容量不足的限制，實(shí)現(xiàn)“源源互補(bǔ)”以及“源荷協(xié)調(diào)”，最大化利用風(fēng)電。在光熱-風(fēng)電系統(tǒng)的基礎(chǔ)上引入IBDR資源蓄冷空調(diào)能，以提供旋轉(zhuǎn)備用的形式減少風(fēng)電爬坡事件的發(fā)生，保證電力系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定。