考慮電-氣耦合綜合能源需求響應(yīng)的電網(wǎng)調(diào)度決策方法研究

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)度計劃中的重要組成部分，合理的需求響應(yīng)機制可以利用負(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劃性負(fù)荷調(diào)整，常見于工業(yè)負(fù)荷的生產(chǎn)計劃調(diào)整等場景[4-6]；另一種是日內(nèi)及更短時間尺度的臨時性負(fù)荷控制，常見于商業(yè)、公用、民用負(fù)荷中的可實時響應(yīng)設(shè)備等[7-9]。

對于需求響應(yīng)機制的應(yīng)用，國內(nèi)外早有研究。文獻[10]結(jié)合分時電價特點，提出了基于用戶需求響應(yīng)的微網(wǎng)多時間尺度優(yōu)化調(diào)度模型。文獻[11-12]考慮了新能源和用戶負(fù)荷的波動性，建立了計及需求側(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[13-14]將價格型和激勵型需求響應(yīng)與現(xiàn)有博弈方法結(jié)合起來，提出了一個兩階段優(yōu)化調(diào)度策略，實現(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[15-19]基于能源互聯(lián)網(wǎng)的特點，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)的運行安全性。例如，文獻[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將儲氣的天然氣轉(zhuǎn)換為等效出力參與電網(wǎng)的運行調(diào)度。文獻[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參與微電網(wǎng)的聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度。文獻[23]引入了碳捕集電廠-P2G-燃?xì)鈾C組協(xié)同運行框架，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組參與電網(wǎng)調(diào)度，在平衡新能源出力波動的同時大大降低了碳排放量。文獻[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組相結(jié)合，實現(xiàn)了對電力系統(tǒng)的“削峰填谷”。文獻[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營商的存在和作用。

天然氣存儲運營商作為一類獨立的市場主體，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)機制，在電網(wǎng)需要的時候為電網(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營商參與電網(wǎng)需求響應(yīng)的機制與方法，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)度運行方案。再以日前運行計劃為基礎(chǔ)，在日內(nèi)的實時調(diào)度中再對偏差量進行調(diào)節(jié)。本文提出的天然氣存儲運營商參與電網(wǎng)需求響應(yīng)的機制關(guān)注于日內(nèi)實時調(diào)度的時間尺度，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)運行，天然氣運營商可以利用燃?xì)廨啓C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，因此本文只討論燃?xì)廨啓C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 個利益攸關(guān)方，分別是虛擬電廠、電-氣轉(zhuǎn)換點、天然氣儲存運營商、電網(wǎng)運營商。

1）虛擬電廠：虛擬電廠指代所有意愿貢獻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：基于市場上報或計劃上報機制中估計偏差所導(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間內(nèi)可以增加發(fā)電容量的實際發(fā)電廠。每個虛擬電廠需要提交其最大可支持富余電力資源及其報價。

2）電-氣轉(zhuǎn)換點：電-氣轉(zhuǎn)換點表示將電力轉(zhuǎn)換為天然氣的實體，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)實時調(diào)度往往時間較短，而P2G 所需的轉(zhuǎn)換時間較長，所以該技術(shù)不適用于電網(wǎng)的日內(nèi)實時調(diào)度。針對該問題，本文采取了一種等效替代的方式進行了電氣之間的轉(zhuǎn)換，通過利用虛擬電廠的富余電力資源來替代轉(zhuǎn)換點燃?xì)鈾C組的部分出力，減少轉(zhuǎn)換點的天然氣需求，相當(dāng)于進行了等效的電-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，天然氣儲存運營商可以通過該轉(zhuǎn)換點將儲存的天然氣轉(zhuǎn)換為電力支持電網(wǎng)的緊急需求。但是，由于此時轉(zhuǎn)換點可能已經(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出力），所以轉(zhuǎn)換點的剩余容量是天然氣儲存運營商的燃?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機組，電-氣轉(zhuǎn)換點即為燃?xì)廨啓C機組擁有方。在本文提出的框架中，電網(wǎng)被劃分為多個區(qū)域。假設(shè)每個區(qū)域只包含一個轉(zhuǎn)換點，并且該區(qū)域內(nèi)的富余電力資源只能傳輸?shù)酵粋€區(qū)域的轉(zhuǎn)換點以形成需求響應(yīng)。

3）天然氣儲存運營商：天然氣儲存運營商是天然氣市場的運營主體之一，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)換點燃?xì)廨啓C的儲氣罐，根據(jù)儲氣容量的大小收取相應(yīng)的保管費用。

4）電網(wǎng)運營商：電網(wǎng)運營商擁有電力網(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)度搬運至轉(zhuǎn)換點處。其盈利方式是作為服務(wù)商，類似于高速公路的收費站，根據(jù)傳遞電力的容量大小收取相應(yīng)的服務(wù)費用。

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流程：

1）流程1：如何得到電-氣轉(zhuǎn)換點燃?xì)廨啓C的實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)換點燃?xì)鈾C組的實際最大出力可減少量。流程1 顯示了求取該量所需的2 個步驟（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）及其單位成本報價。步驟2 是考慮儲氣成本的轉(zhuǎn)換點機組實際最大出力可減少量估計。

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

流程1 的優(yōu)化結(jié)果表明了轉(zhuǎn)換點儲存天然氣量所需機組實際的最大出力可減少量是多少，即轉(zhuǎn)換點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)換點的電力富余資源需求總量，無法確定各個虛擬電廠的具體貢獻量。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)各個虛擬電廠的最優(yōu)分配，。

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

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

優(yōu)化1：考慮儲氣成本的轉(zhuǎn)換點機組最大出力可減少量等效模型，解決了轉(zhuǎn)換點燃?xì)鈾C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)換點燃?xì)鈾C組出力減少量確定時，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)換點燃?xì)廨啓C以降低機組的出力。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機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)換點儲氣成本約束以及其他電網(wǎng)安全運行約束。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)換點燃?xì)鈾C組的實際最大出力可減少量。

負(fù)荷平衡約束：

式中：Pgr為轉(zhuǎn)換點燃?xì)廨啓C機組出力；Pv為虛擬電廠的出力；Pdr,T為T時刻除燃?xì)鈾C組外其他機組日前出力；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)換點機組出力降低量約束：

式中：Pgr,af為轉(zhuǎn)換點燃?xì)廨啓C的日前機組出力；ΔPgr,max為轉(zhuǎn)換點燃?xì)廨啓C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-機組關(guān)聯(lián)矩陣；P為全部機組出力矩陣；KD為節(jié)點-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)換點機組出力減少量轉(zhuǎn)換的等效天然氣量約束：

式中：ΔGr為轉(zhuǎn)換點機組出力減少量省下的天然氣量；α,β,χ為燃?xì)廨啓C特性參數(shù)；Graf為燃?xì)廨啓C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為儲氣價格；ω為氣井供氣價格；Υ 為電網(wǎng)調(diào)度服務(wù)收費系數(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為時刻T氣罐剩余容量；Cin,max為氣罐儲氣量最大值。

每個時刻注入天然氣量約束：

式中：Qin,max為每個時刻注入天然氣量最大值；Qin,min為每個時刻注入天然氣量最小值。

2.2 優(yōu)化2

通過優(yōu)化1 可以得到此時轉(zhuǎn)換點機組的實際最大出力可減少量，但此時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)成本進行建模求解，求出此時機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表示時刻T虛擬電廠出力。

通過式（11）求出此時轉(zhuǎn)換點機組的出力。

式中：ΔPgr,T為轉(zhuǎn)換點機組的在時刻T實際最大出力可減少量；Pgr,af,T為T時刻燃?xì)廨啓C日前機組出力。

負(fù)荷平衡約束：

式中：Pgr,T為時刻T轉(zhuǎn)換點燃?xì)廨啓C機組出力；Pdr,T為T時刻除燃?xì)鈾C組外其他機組日前出力。

虛擬電廠出力約束：

0 ≤Pv,T≤Pv,max線路潮流約束：

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

3 算例

3.1 算例數(shù)據(jù)

本研究選取了節(jié)點9 電力系統(tǒng)[25]對提出的模型進行案例仿真，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖如圖2 所示。如圖所示，電力系統(tǒng)中存在兩個片區(qū)，分別是片區(qū)1 和片區(qū)2。兩個片區(qū)分別包含了節(jié)點1 和節(jié)點3 以及節(jié)點8 和節(jié)點9。每個片區(qū)只存在1 個電-氣轉(zhuǎn)換點（Trasaction Agent Point，TAP），分別為TAP1（G1）和TAP2（G4），轉(zhuǎn)換點機組都為燃?xì)廨啓C并分別與節(jié)點1 和節(jié)點9 相連接。與此對應(yīng)，每個片區(qū)存在一個區(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，每個片區(qū)還分別擁有兩個虛擬電廠，片區(qū)1 為虛擬電廠1（在節(jié)點1）和虛擬電廠2（在節(jié)點3），片區(qū)2 為虛擬電廠3（在節(jié)點8）和虛擬電廠4（在節(jié)點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)化工具箱進行優(yōu)化求解。

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

表1 虛擬電廠的最大出力和報價Table 1 Maximum output and quotation of virtual power plants

表2 燃?xì)廨啓C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 展示了新舊機制下富余電力資源的舍棄量和舍棄成本對比。其中，新舊機制分別代表了考慮天然氣儲存運營商的跨網(wǎng)需求響應(yīng)機制和沒有考慮天然氣儲存運營商的傳統(tǒng)需求響應(yīng)機制。如圖3 所示，從1：00—14：00，新機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營商進行轉(zhuǎn)換儲存起來。而舊機制下的富余電力資源由于其實時市場中的報價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，如電力系統(tǒng)中典型的棄風(fēng)棄光現(xiàn)象。在15：00 之后，由于天然氣儲存運營商的儲存容量不足和轉(zhuǎn)換點最大可減少量降低的原因，新機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。但總體而言，新機制下富余電力資源的消納能力要強于舊機制。

圖3 新舊機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)換點燃?xì)廨啓C考慮儲氣成本的實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，在這個時間段內(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。由于受到機組最大出力可減少量的限制，兩者的實際最大出力減少結(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)換點機組的實際最大出力減少結(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實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，儲氣必須遵守兩個約束，分別是氣罐每個時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)換點機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，此時轉(zhuǎn)換點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中因為虛擬電廠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

本文提出了一個考慮天然氣儲存運營商的電-氣跨網(wǎng)需求響應(yīng)機制。在所提出的機制中，電-氣轉(zhuǎn)換點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營商的關(guān)鍵點，該機制還考慮了所有參與其中的利益攸關(guān)方。本文使用兩個優(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)換點燃?xì)廨啓C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)換點機組實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)換點燃?xì)鈾C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)換點機組出力減少量確定時，所需富余電力資源最優(yōu)分配問題。