計(jì)及碳交易和價(jià)格型需求響應(yīng)的熱電聯(lián)合低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度

王玉梅,張繼欽,周永鑫

(河南理工大學(xué) 電氣工程與自動(dòng)化學(xué)院,河南 焦作 454000)

風(fēng)電的波動(dòng)特性不僅導(dǎo)致棄風(fēng)現(xiàn)象,也使燃煤機(jī)組承擔(dān)更多備用容量,造成碳排放量增加。文獻(xiàn)[1～3]研究了熱電聯(lián)合系統(tǒng)中的風(fēng)電消納問題。文獻(xiàn)[4]從經(jīng)濟(jì)性與低碳性兩方面出發(fā),研究了啟停電鍋爐裝置協(xié)調(diào)供熱的熱電聯(lián)合調(diào)度。文獻(xiàn)[5]考慮到環(huán)境成本,建立了考慮碳排放的多源發(fā)電系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行模型。文獻(xiàn)[6]基于碳交易機(jī)制,進(jìn)一步挖掘燃煤機(jī)組的碳減排潛力,實(shí)現(xiàn)了低碳經(jīng)濟(jì)目標(biāo)。文獻(xiàn)[7]研究了碳交易機(jī)制對(duì)含儲(chǔ)能的熱電系統(tǒng)的影響。文獻(xiàn)[8]在模型中引入電鍋爐等耦合設(shè)備,并考慮了各機(jī)組的碳交易成本,結(jié)果表明該模型能夠減小燃煤機(jī)組的出力,增加風(fēng)電的上網(wǎng)空間。文獻(xiàn)[9]引入價(jià)格型需求響應(yīng)來改變用戶用電行為,對(duì)負(fù)荷起到了削峰填谷的作用。文獻(xiàn)[10]考慮需求側(cè)資源,建立了多類型需求響應(yīng)的熱電聯(lián)合系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行模型。文獻(xiàn)[11]采用分時(shí)電價(jià)構(gòu)建了系統(tǒng)優(yōu)化配置模型。文獻(xiàn)[12]在電熱聯(lián)合系統(tǒng)中將附加熱源和需求側(cè)響應(yīng)融合優(yōu)化,增強(qiáng)了電網(wǎng)的調(diào)峰能力。

在上述研究的基礎(chǔ)上,本文基于碳交易成本和價(jià)格型需求響應(yīng)對(duì)含電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置的熱電聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度進(jìn)行了研究,通過低碳和經(jīng)濟(jì)信號(hào)引導(dǎo),促使源荷積極參與配合優(yōu)化風(fēng)電消納。

1 電熱系統(tǒng)低碳實(shí)現(xiàn)模型

1.1 含儲(chǔ)熱熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電特性

常規(guī)熱電聯(lián)產(chǎn)(Combined Heat and Power, CHP)機(jī)組以“以熱定電”的方式運(yùn)行,具有明顯的熱電耦合特性。因此,為了解耦熱電耦合限制,需在系統(tǒng)中加裝儲(chǔ)熱裝置,以便改善CHP機(jī)組的運(yùn)行特性。本文設(shè)計(jì)的模型在供熱側(cè)加裝電鍋爐,通過消納風(fēng)電為用戶提供穩(wěn)定的熱源。

含儲(chǔ)熱CHP機(jī)組的熱電特性如圖1所示,其中Pr,max、Pr,min分別為電功率的最大值和最小值,Pr,hit為機(jī)組電出力最小時(shí)的熱功率,Pr,hit,max為機(jī)組最大熱功率值,cv為增加單位熱出力導(dǎo)致的電出力的減小量,cm為最小凝氣工況下機(jī)組電熱功率的彈性系數(shù)。增加儲(chǔ)熱裝置后,CHP機(jī)組的調(diào)節(jié)范圍變大,運(yùn)行空間由C-D-E-F變?yōu)镃-H-I-J-K-L,CHP機(jī)組的熱電耦合特性降低。

圖1 含儲(chǔ)熱CHP機(jī)組熱電運(yùn)行特性 Figure 1. Thermoelectric operation characteristic of cogeneration unit with heat storage

1.2 碳交易成本

碳交易機(jī)制是限制碳排放的市場(chǎng)化減排機(jī)制。各個(gè)碳排放源在運(yùn)行過程中,碳排放量超出配額的部分將產(chǎn)生碳交易成本,以此來限制燃煤機(jī)組的碳排放量。

1.2.1 火電機(jī)組的碳交易

火電機(jī)組的碳排放量超出配額的部分需要進(jìn)行購(gòu)買,產(chǎn)生的額外費(fèi)用稱為火電機(jī)組的碳交易成本,如式(1)所示

Ce=δ(Qet-Qqt)

(1)

式中,Ce為火電機(jī)組的碳交易成本;Qet為t時(shí)刻火電機(jī)組的碳排放量;Qqt為t時(shí)刻火電機(jī)組的碳排放配額;δ為t時(shí)刻的碳交易價(jià)格。

火電機(jī)組的碳排放量Qet的計(jì)算式為

(2)

式中,li為火電機(jī)組i的單位電量碳排放強(qiáng)度;Pi,t為i個(gè)火電機(jī)組在t時(shí)刻的電功率;Pw,t為t時(shí)刻風(fēng)電的發(fā)電功率;λ為風(fēng)電備用容量系數(shù),本文取0.14。

火電機(jī)組碳排放配額Qqt的計(jì)算式為

(3)

式中,β為單位電量碳交易配額,本文取0.789 t·(MW·h)-1。

1.2.2 CHP機(jī)組的碳交易成本

CHP機(jī)組碳交易成本如式(4)所示

Cr=δ(Qret-Qrqt)

(4)

式中,Cr為CHP機(jī)組的碳交易成本;Qret、Qrqt分別為t時(shí)刻CHP機(jī)組的碳排放量和碳排放配額。Qret與Qrqt的計(jì)算式分別為式(5)和式(6)所示

(5)

(6)

1.2.3 風(fēng)電機(jī)組的碳交易成本

風(fēng)電并網(wǎng)后需要增加火電機(jī)組的旋轉(zhuǎn)備用容量,故將增加部分產(chǎn)生的碳排放成本定義為風(fēng)電機(jī)組的碳交易成本

Cw=δ(Qwet-Qwt)

(7)

式中,Cw為風(fēng)電機(jī)組碳交易成本;Qwet、Qwt分別為t時(shí)刻風(fēng)電的碳排放量和碳排放配額。Qwet與Qwt分別如式(8)和式(9)所示。

(8)

(9)

由上可知,系統(tǒng)中的總的碳交易成本如式(10)所示。

FCET=Ce+Cr+Cw

(10)

1.3 價(jià)格型需求響應(yīng)模型

價(jià)格型需求響應(yīng)(Price Demand Response, PDR)主要通過實(shí)施分時(shí)電價(jià)來引導(dǎo)用戶調(diào)整用電時(shí)段[13]。用戶參與分時(shí)電價(jià)將部分峰時(shí)負(fù)荷轉(zhuǎn)移至平、谷時(shí)段,從而達(dá)到“削峰填谷”的目的,同時(shí)用戶可以獲得電網(wǎng)的相應(yīng)補(bǔ)償。本文將一天分為高峰期、平時(shí)期和低谷期。

本文用電量電價(jià)彈性矩陣法來表示電量-電價(jià)的響應(yīng)。彈性矩陣M中的元素mi,t為t時(shí)刻的用電量對(duì)i時(shí)刻電價(jià)的彈性系數(shù)[14],如式(11)所示

(11)

式中,m為PDR彈性系數(shù);L為電量;P為電價(jià);ΔL和ΔP分別為電量和電價(jià)的變化量。

用戶PDR后的負(fù)荷變化量模型如式(12)所示

(12)

2 熱電聯(lián)合低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

本文以系統(tǒng)綜合運(yùn)行成本最小為目標(biāo)構(gòu)建低碳經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型,目標(biāo)函數(shù)為

minF=FTP+FCHP+Fw+Fq+Fd+FCET

(13)

式中,F為總運(yùn)行成本;FTP、FCHP、Fw、Fq、Fd和FCET分別為火電機(jī)組的運(yùn)行成本、CHP機(jī)組的運(yùn)行成本、風(fēng)電機(jī)組運(yùn)行維護(hù)成本、棄風(fēng)懲罰成本、電鍋爐設(shè)備的運(yùn)行成本和碳交易成本。

t時(shí)段火電機(jī)組運(yùn)行成本為

(14)

CHP機(jī)組承擔(dān)供熱任務(wù),根據(jù)其電熱運(yùn)行特性,將機(jī)組的電出力和熱出力折算為純凝工況下的電出力[15],如式(15)所示

(15)

風(fēng)電機(jī)組運(yùn)行維護(hù)成本[16]為

(16)

式中,Pw,t為t時(shí)刻風(fēng)電的出力;kw為風(fēng)電機(jī)組的運(yùn)行維護(hù)成本系數(shù),取170元·MW-1。

棄風(fēng)懲罰成本如式(17)和式(18)所示

(17)

(18)

電鍋爐設(shè)備作為能量轉(zhuǎn)換設(shè)備,其運(yùn)行成本較高,具體為

(19)

式中,kd為運(yùn)行成本系數(shù);Pd,t為t時(shí)刻時(shí)電鍋爐設(shè)備的用電功率。

2.2 約束條件

在CHP機(jī)組運(yùn)行期間,需要滿足電功率和熱功率平衡以及各單元的運(yùn)行約束條件。

2.2.1 功率平衡約束

不考慮網(wǎng)損,系統(tǒng)中包括電、熱兩種負(fù)荷的功率約束,如式(20)所示

(20)

式中,Pw,t為風(fēng)電機(jī)組在t時(shí)刻的風(fēng)電出力;Pd,t為電鍋爐設(shè)備在t時(shí)刻的有功功率;HHSi,t為儲(chǔ)熱裝置在t時(shí)刻的儲(chǔ)放熱功率;PLD,t為t時(shí)刻總的用電負(fù)荷;HLD,t為t時(shí)刻總的熱負(fù)荷。

2.2.2 火電機(jī)組運(yùn)行約束

火電機(jī)組約束包括出力約束、爬坡約束、啟停約束和旋轉(zhuǎn)備用約束,如式(21)～式(24)所示

Pi,min≤Pi,t≤Pi,max

(21)

-Ri,d≤Pi,t-Pi,t-1≤Ri,u

(22)

(23)

(24)

式中,Pi,min、Pi,max分別為火電機(jī)組i在t時(shí)刻的出力上限和出力下限;Ri,d、Ri,u分別為火電機(jī)組i的向上和向下爬坡率;Mi為火電機(jī)組周期內(nèi)的最大啟停次數(shù);Ps為旋轉(zhuǎn)備用容量。

2.2.3 CHP機(jī)組相關(guān)約束

CHP機(jī)組在運(yùn)行過程中同時(shí)產(chǎn)生電能與熱能,需要滿足電、熱功率約束和機(jī)組爬坡率約束

(25)

(26)

2.2.4 儲(chǔ)熱裝置運(yùn)行約束

儲(chǔ)熱裝置運(yùn)行約束包括儲(chǔ)熱容量約束和儲(chǔ)、放熱功率約束,如式(27)和式(28)所示

(27)

(28)

式中,Cs,max、Cs,min分別為儲(chǔ)熱容量的上限和下限;Cs,t為t時(shí)刻的儲(chǔ)熱量;Cs,0、Cs,T分別為周期內(nèi)儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)熱量始、末值;Pc,max、Pf,max分別為儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)熱功率和放熱功率的上限;Pc,t為t時(shí)刻儲(chǔ)熱裝置的儲(chǔ)熱功率;Pf,t為t時(shí)刻儲(chǔ)熱裝置的放熱功率。在同一時(shí)刻,儲(chǔ)熱裝置只能工作在一種狀態(tài)。

2.2.5 電鍋爐運(yùn)行約束

0≤PEB,t≤PEB,max

(29)

HEB,t=ηPEB,t

(30)

式中,PEB,max為t時(shí)刻電鍋爐設(shè)備的出力上限;HEB,t為t時(shí)刻電鍋爐設(shè)備的供熱功率;η為電熱轉(zhuǎn)換效率,本文取97%。

3 仿真分析

3.1 仿真數(shù)據(jù)

本文基于改進(jìn)的IEEE-30節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)進(jìn)行仿真分析。IEEE-30節(jié)點(diǎn)模型如圖2所示,其中第1和第2號(hào)節(jié)點(diǎn)為CHP機(jī)組,第3～第6號(hào)節(jié)點(diǎn)為常規(guī)火電機(jī)組,第15號(hào)節(jié)點(diǎn)并入的風(fēng)電場(chǎng),風(fēng)電機(jī)組的容量為200 MW?；痣姍C(jī)組參數(shù)如表1所示,CHP機(jī)組的參數(shù)[18]如表3所示。以東北地區(qū)冬季供暖期的一天為調(diào)度時(shí)段,數(shù)據(jù)來源于某園區(qū)的實(shí)際數(shù)據(jù)。模型分析過程中的參數(shù)[19]設(shè)置如下:3～6號(hào)火電機(jī)組單位電量碳排放強(qiáng)度li分別為0.96、1.08、0.97、1.15;峰谷分時(shí)電價(jià)[20]劃分如表2所示,碳交易價(jià)格取100元·t-1。

表1 火電機(jī)組參數(shù) Table 1. Parameters of thermal power units

表2 分時(shí)電價(jià)Table 2. Time-of-use price

表3 CHP機(jī)組參數(shù)Table 3.CHP unit parameters

圖2 IEEE-30拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)Figure 2. IEEE-30 node topology

某典型日電、熱負(fù)荷出力曲線如圖3所示。

圖3 各時(shí)刻用戶電、熱負(fù)荷曲線Figure 3. Users′ electricity and heat load curve at each moment

為驗(yàn)證所提考慮碳交易成本和需求響應(yīng)模型的有效性,本文設(shè)計(jì)了3種優(yōu)化場(chǎng)景進(jìn)行仿真對(duì)比:

場(chǎng)景1常規(guī)熱電機(jī)組運(yùn)行模式,系統(tǒng)中不含電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置;

場(chǎng)景2在場(chǎng)景1的基礎(chǔ)上,加入電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置進(jìn)行熱電解耦;

場(chǎng)景3在場(chǎng)景2的基礎(chǔ)上,考慮碳交易機(jī)制,并通過價(jià)格型需求響應(yīng)調(diào)整用戶側(cè)負(fù)荷。

3.2 各場(chǎng)景調(diào)度結(jié)果對(duì)比分析

本文設(shè)置的3種場(chǎng)景下系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)成本、風(fēng)電消納量及碳排放量對(duì)比結(jié)果如表4所示。

表4 綜合成本及風(fēng)電消納率對(duì)比Table 4. Comparison of combined costs and wind power consumption rates

圖4為3種場(chǎng)景下的棄風(fēng)功率對(duì)比曲線,棄風(fēng)主要發(fā)生在00:00～06:00和20:00～24:00時(shí)段,此時(shí)段電負(fù)荷需求低且熱負(fù)荷需求高。

圖4 風(fēng)電預(yù)測(cè)功率及3種場(chǎng)景下的棄風(fēng)功率對(duì)此Figure 4. Predicted wind power and wind power abandonment for three scenarios

在場(chǎng)景1中,熱電聯(lián)合機(jī)組按常規(guī)方式運(yùn)行,棄風(fēng)功率最大。場(chǎng)景2在場(chǎng)景1的基礎(chǔ)上加入了電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置,棄風(fēng)率明顯下降。場(chǎng)景3在場(chǎng)景2的基礎(chǔ)上考慮了碳交易成本和負(fù)荷側(cè)需求響應(yīng),棄風(fēng)基本被完全消納。CHP機(jī)組常規(guī)運(yùn)行的調(diào)度方式限制了風(fēng)電的并網(wǎng),導(dǎo)致了嚴(yán)重的棄風(fēng)現(xiàn)象。

各場(chǎng)景調(diào)度結(jié)果分析對(duì)比結(jié)果為:場(chǎng)景1綜合成本最低,但其棄風(fēng)功率與碳排放量最高。場(chǎng)景2引入了電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置,電鍋爐設(shè)備的使用也促進(jìn)了夜間風(fēng)電的消納,減小了CHP機(jī)組的熱出力;儲(chǔ)熱裝置能夠解耦熱電耦合限制,促進(jìn)熱電機(jī)組的出力?？紤]到電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置的運(yùn)維成本,場(chǎng)景2的綜合成本雖然比場(chǎng)景1多了2.5萬元,但其碳排放量減少了1 690 t,棄風(fēng)消納量也相對(duì)減少。在采用場(chǎng)景3時(shí),系統(tǒng)中考慮了碳交易成本,系統(tǒng)中燃煤機(jī)組多出的碳排放額需要額外購(gòu)買,但風(fēng)電場(chǎng)作為清潔能源,能夠在碳交易市場(chǎng)中獲益。其次,峰谷分時(shí)電價(jià)通過電價(jià)激勵(lì)改變了用戶的用電習(xí)慣,使電負(fù)荷從電價(jià)高峰時(shí)段轉(zhuǎn)移至電價(jià)低谷時(shí)段,減輕了機(jī)組的供能壓力。相比場(chǎng)景2,雖然場(chǎng)景3的綜合成本增加了0.34萬元,但是夜間棄風(fēng)被完全消納,碳排放量也減少了521 t。

3.3 碳交易價(jià)格對(duì)調(diào)度結(jié)果的影響

碳交易價(jià)格影響系統(tǒng)碳排放量。為驗(yàn)證碳交易價(jià)格對(duì)碳排放量的實(shí)際影響,以場(chǎng)景3為例,當(dāng)改變碳交易價(jià)格時(shí),碳交易價(jià)格與碳排放量的關(guān)系曲線如圖5所示。系統(tǒng)的碳排放量隨著碳交易價(jià)格的升高而降低,當(dāng)碳交易價(jià)格升高至100元·t-1時(shí),系統(tǒng)的碳排放量基本保持不變,系統(tǒng)碳減排能力達(dá)到上限。

圖5 場(chǎng)景3下碳排放量-碳價(jià)關(guān)系Figure 5. Carbon emissions - carbon price relationship under scenaior 3

3.4 優(yōu)化調(diào)度結(jié)果分析

基于場(chǎng)景3的調(diào)度方法,各機(jī)組電出力情況如圖6所示。系統(tǒng)電負(fù)荷主要由火電和風(fēng)電出力提供,在計(jì)及碳交易成本后,火電機(jī)組在調(diào)度日內(nèi)的出力平穩(wěn),煤耗成本較低。各機(jī)組電出力情況如圖7所示,其中熱負(fù)荷主要由CHP機(jī)組、電鍋爐設(shè)備和儲(chǔ)熱裝置提供,各機(jī)組的熱出力值之和滿足系統(tǒng)的熱負(fù)荷值,保障了用戶的熱需求。

圖6 各機(jī)組發(fā)電功率調(diào)度值Figure 6. Electric power scheduling value of each unit

圖7 各機(jī)組熱出力調(diào)度值Figure 7. Heat power scheduling value of each unit

電鍋爐主要工作在00∶00～06∶00和20∶00～24∶00時(shí)段,此時(shí)熱負(fù)荷需求量較大,電負(fù)荷需求較低。在CHP機(jī)組供熱的同時(shí),電鍋爐將多余的風(fēng)電轉(zhuǎn)換為熱負(fù)荷,供給給用戶使用。

圖8為儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)放熱功率,當(dāng)熱功率為正時(shí)儲(chǔ)熱裝置為儲(chǔ)熱狀態(tài);當(dāng)熱功率為負(fù)時(shí)儲(chǔ)熱裝置為放熱狀態(tài)。

圖8 儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)放熱功率Figure 8. Heat storage power and exothermic power of thermal storage system

在圖8中,儲(chǔ)熱裝置的放熱過程主要集中在夜間時(shí)段(00∶00～02∶00、20∶00～24∶00)和中午時(shí)段(11∶00～15∶00)。夜間時(shí)段電負(fù)荷需求較低,而熱負(fù)荷需求較高,該時(shí)段中儲(chǔ)熱裝置釋放熱量來滿足用戶的供熱需求,減小CHP機(jī)組的電、熱出力,增加風(fēng)電的出力。在中午時(shí)段(11∶00～15∶00),熱負(fù)荷需求量較低,而電負(fù)荷需求量較高,此時(shí)儲(chǔ)熱裝置放熱,可以減小CHP機(jī)組的熱供能壓力,增加其電負(fù)荷出力。在儲(chǔ)熱裝置放熱時(shí),根據(jù)負(fù)荷側(cè)的實(shí)際用能需求,CHP機(jī)組的功率將在熱和電之間相互轉(zhuǎn)化,從而滿足系統(tǒng)負(fù)荷的目的。使用儲(chǔ)熱裝置解耦了CHP機(jī)組的電熱耦合關(guān)系,促進(jìn)了風(fēng)電的消納。

需求響應(yīng)優(yōu)化前后的電負(fù)荷曲線如圖9所示。在優(yōu)化前,原負(fù)荷曲線的峰谷差較大;優(yōu)化后,電負(fù)荷峰谷差明顯降低,負(fù)荷曲線更加平滑。由圖9可知,整體優(yōu)化效果較為明顯,系統(tǒng)的負(fù)荷沖突減小,用能壓力降低,風(fēng)電消納得到了有效促進(jìn)。因此,本文調(diào)度模型能夠?qū)崿F(xiàn)資源利用最大化,有效減少系統(tǒng)的運(yùn)行成本。

圖9 優(yōu)化前后的電負(fù)荷曲線Figure 9. Electric load curve before and after optimization

4 結(jié)束語

本文在含電鍋爐和儲(chǔ)熱裝置的熱電聯(lián)合系統(tǒng)中,構(gòu)建計(jì)及碳交易成本與需求響應(yīng)的優(yōu)化調(diào)度模型,并通過仿真求解驗(yàn)證了本文所提模型的可行性,得到以下結(jié)論:

1)利用考慮了碳交易成本和需求響應(yīng)的含風(fēng)電熱聯(lián)合系統(tǒng)后,碳排放量減少了2 211 t,風(fēng)電被完全消納,提高了風(fēng)電的利用率;

2)合理地選取碳交易價(jià)格能夠最大限度地促進(jìn)風(fēng)電消納,提高系統(tǒng)低碳經(jīng)濟(jì)運(yùn)行能力;

3)根據(jù)用戶的負(fù)荷需求合理實(shí)施峰谷分時(shí)電價(jià),能夠?qū)δ茉磳?shí)現(xiàn)合理的調(diào)度分配,實(shí)現(xiàn)資源利用最大化,有效減少系統(tǒng)的運(yùn)行成本。