考慮需求響應和風電供熱的電熱聯合優化調度

裴玥瑤，杜欣慧，李 鋼，劉浩洋

(太原理工大學 電氣與動力工程學院，太原 030024)

近年來我國清潔能源發展迅速，伴隨風電裝機容量逐年增長，北方地區棄風問題突出。一方面風電本身隨機性、間歇性和波動性導致風電并網困難；另一方面，在供暖季“三北”地區存在風熱矛盾問題，即熱電廠中熱電聯產(combined heat and power,CHP)機組“以熱定電”模式運行[1]，存在“熱電耦合”，造成系統調峰能力不足，而風電具有反調峰特性，兩者矛盾加劇了風電消納難題，棄風形勢嚴峻。

為解決風電消納難題，從電源側考慮，國內外學者研究配置儲能方案配合風電消納，形式有電儲能、儲熱裝置和抽水蓄能電廠[2-3]。文獻[4]在熱電廠配置儲熱并建立電熱調度模型，系統調峰能力增強有利于風電消納和節能減排。能源互聯網背景下，風電通過電鍋爐供熱也是解決風電消納的另一出路，實際運行情況表明風電供暖項目增加了冬季低谷期的電網負荷，從一定程度上提高了風電消納能力[5]。文獻[6]通過合理配置風電供熱設備，分析了風電獨立供熱、與熱電廠互補供熱兩種方案的運行策略，文獻[7]詳細比較兩種方案的節煤效益，其中互補供熱模式代替燃煤鍋爐的節煤效果更好。

從用戶側考慮，國外電力市場、多能源微網相關研究利用需求響應實現柔性配置電負荷、熱負荷，提高新能源的綜合利用效率[8]。文獻[9]在含風電電力系統模型中引入需求響應，滿足用戶用電滿意度情況下調整負荷曲線，源荷協調優化配合風電并網。文獻[10]考慮電熱負荷需求響應，建立微網能源綜合優化規劃模型。綜上所述，需求響應改善負荷特性，增加風電上網空間基礎上，若使用電鍋爐供熱可以進一步減少棄風。

在現有研究基礎上，本文在電熱聯合系統模型中實施分時電價機制(time-of-use price,TOU)形成負荷側價格需求響應，在此基礎上以蓄熱式電鍋爐與熱電廠互補供熱作為消納風電的主要手段參與源荷協調進行日前調度，通過合理配置以提高系統能源利用率。

1 需求響應對風電消納影響

需求響應(demand response,DR)指電力用戶針對市場價格信號或激勵機制主動改變原有電力消費模式的行為，用戶通過需求響應資源與電網互動。我國需求側管理仍以分時管理和有序用電為主，由調度中心分配的負荷調整量進行統籌規劃，采用電價、激勵形式將其分配給內部各響應負荷。TOU機制下日前調度劃分峰谷平時段并對應峰谷平電價，以電價為信號引導用戶行為響應，部分可調負荷由電費高的負荷高峰時段轉移至電費低同時棄風發生概率高的負荷低谷時段，有助于擴大風電并網空間以減少棄風。

本文采用電價需求彈性矩陣構建DR模型[11]，彈性矩陣中的元素時刻i對時刻j的響應系數定義為

(1)

式中：Δpi為響應后時刻i的負荷變化量；p為時刻i的原始負荷；Δcj為響應后時刻j的電價變化量；c為時刻j的初始電價。i=j時為自響應系數，i≠j時為互響應系數，自響應系數一般為負數，互響應系數為正數，不同類型負荷和用戶應對同一電價變化的響應程度不同，電價彈性系數不同。將一天不同時段統一劃分為峰、谷、平(峰平谷分別用下標p、f、v表示)三種時段，對同類用戶或統計后用戶整體，峰谷平彈性矩陣E可表示為

(2)

響應后，峰谷平負荷可表示為

(3)

用戶在分時電價引導下，改變用電習慣、減少電費支出，也會使用電體驗的舒適度降低；另一方面也存在不活躍用戶因響應分時電價帶來的收益相對較小并未改變用電習慣，整體表現為用戶群體響應程度存在一定限值。電力市場中，用電經濟度和用電舒適度構成響應行為中的用電評價：

(4)

(5)

式中：Ecost為用電經濟度；Ecosy為用電舒適度；c(t)為響應后t時刻電價；P(t)為響應后t時刻負荷；P0(t)為響應前t時刻負荷。Ecost小于1表示響應后電費支出減少；響應前用電舒適度最高，響應后用電量改變，Ecosy減小，用電舒適度降低。

2 風電供熱與熱電廠互補供熱

抽汽式熱電聯產機組是本文電熱聯產系統的重要組成部分，其單機容量大，主要承擔集中供暖任務并兼顧區域供電，通過在汽輪機蒸汽循環中抽汽供熱，綜合能源利用率比常規火電機組和供熱鍋爐組合效率高，但存在電熱耦合約束，在滿足區域熱負荷同時強迫發電。CHP機組因承擔基本穩定的熱負荷，若非檢修或故障無法退出運行，負荷低谷時調峰困難，熱電聯產系統主要依靠中溫中壓火電機組調峰，在電負荷低谷時風電上網困難造成棄風現象。抽汽式CHP機組運行特性如圖1所示，運行特性體現電熱耦合關系程度。ABCD為機組運行邊界，線段AB、CD反映等進汽量運行工況，斜率cv表示增加抽汽量后減少的發電功率與增加供熱功率的比值；BC為背壓工況即高壓蒸汽膨脹做功后全部供熱，斜率cm是背壓系數。若某時刻熱負荷為Ph,L，機組運行范圍限定在Z1、Z2點之間，改變進汽量可以改變有功輸出，但調節不靈活。

圖1 機組運行特性Fig.1 Extraction unit’s running characteristic

風電供熱項目以電鍋爐和蓄熱裝置配合為主要設備，可以改善棄風現象并一定程度解耦熱電耦合。運行方式主要分為電鍋爐獨立供熱和與熱電廠互補供熱，互補供熱時電鍋爐工作方式又存在電鍋爐僅夜間工作方式和電鍋爐跟蹤風電供熱方式。電鍋爐獨立供熱一般選擇遠離熱網或新建的供熱區域供熱，依托附近風電場，供熱可靠性低。互補供熱中電鍋爐及蓄熱設備在熱電廠中與CHP機組協同供熱，利用已有區域熱網，電鍋爐僅夜間工作方式仍可能存在棄風，而跟蹤風電供熱可以進一步減少棄風。本文討論風電供熱與熱電廠互補供熱，電鍋爐跟蹤風電供熱并為蓄熱裝置蓄熱，蓄熱裝置靈活儲放熱能減少一次能源消耗。電鍋爐功率模型化為基本制熱功率和蓄熱制熱功率，基本制熱參與熱網供熱，蓄熱制熱在棄風時段為蓄熱裝置蓄熱。

蓄熱裝置使用高溫水或固態介質蓄熱，在非棄風時段代替電鍋爐供熱，在棄風時段由電鍋爐供能蓄熱。若電鍋爐滿足基本制熱負荷且蓄熱量充足，蓄熱裝置額外向熱網供熱。蓄熱設備熱損失很小，工程問題可忽略其影響。

在互補供熱模式下，CHP機組的供熱負荷改變，運行特性中調節范圍相應改變。在有棄風情況下，風電供熱承擔一定熱負荷，CHP機組承擔熱負荷Ph,L減少，線段Z1Z2左移且長度增加，機組強迫出力減少，增加風電消納空間；若短時間無棄風情況下，蓄熱代替電鍋爐供熱，仍有風電上網空間。若長時間無棄風且蓄熱量不足即電鍋爐-蓄熱裝置無法滿足基本制熱負荷，CHP機組補充供熱。

3 電熱聯合系統調度模型

3.1 目標函數

在滿足系統電負荷和熱負荷條件下，根據負荷預測數據和風電出力預測數據進行日前調度，目標函數設定系統成本最小為經濟調度優化，包含常規機組成本、CHP機組運行成本和風電棄風懲罰成本，表示如下：

(6)

(7)

式中：Pg,t為t時刻機組的有功功率；pM為燃煤單位成本；ag，bg，cg為常規機組的運行煤耗參數。

CHP機組相比常規火電機組，一部分凝汽供熱，供熱工況下熱出力Ph,t和電出力Pe,t可折算為純凝工況電出力Pc,t，換算關系和換算后單一CHP機組運行成本可表示為：

Pc,t=Pe,t+cvPh,t.

(8)

(9)

式中：cv為背壓工況參數；ac，bc，cc為CHP機組的運行煤耗參數。

3.2 約束條件

3.2.1系統約束

電力平衡約束：

(10)

式中：Pw為風機t時刻實際輸出功率；PL,t為系統t時刻總負荷，用戶在電價響應后負荷值會發生改變；Peb為蓄熱電鍋爐總功率。相比傳統含風電的電力系統，增加電鍋爐負荷根據調度中心調控輸出功率。

供熱平衡約束：

(11)

式中：Peb0,t為電鍋爐基礎制熱功率；η為電鍋爐制熱效率；PS,t為蓄熱裝置t時刻放熱功率；HL,t為系統t時刻熱負荷。

3.2.2機組約束

常規機組出力約束：

Pg,min≤Pg,t≤Pg,max.

(12)

式中：Pg,min，Pg,max為常規機組的最小、最大有功出力。

常規機組爬坡約束：

-Pdown,g≤Pg,t-Pg,t-1≤Pup,g.

(13)

式中：Pdown,g，Pup,g分別為機組向下和向上爬坡速率。

CHP機組約束：

Pc,min≤Pc,t≤Pc,max.

(14)

Ph,t≤Ph,max.

(15)

-Pdown,c≤Pc,t-Pc,t-1≤Pup,c.

(16)

式中：Pc,max，Pc,min為純凝工況下機組有功出力上限和下限；Ph,max為熱出力上限；Pup,c，Pdown,c為CHP機組向上和向下爬坡功率。供熱工況等效為純凝工況，熱出力及電出力歸為機組等效純凝電出力，此時機組約束與常規機組原理相同。

風電出力約束：

pw,t≤pfore,t.

(17)

式中：pfore,t為t時刻風電功率預測最大值。

負荷響應約束：

(18)

電鍋爐約束：

Peb0≤Peb0,max.

(19)

Peb1≤Peb1,max.

(20)

式中：Peb0，Peb0,max為基本制熱功率及其最大值；Peb1，Peb1,max為電鍋爐蓄熱制熱功率及最大值。

蓄熱裝置約束：

St≤Smax.

(21)

St-St+1-Peb1,t-1≤hs,max.

(22)

式中：St為蓄熱設備蓄量；Smax為蓄熱設備容量；hs,max為蓄熱裝置放熱功率最大值。放熱時，蓄熱罐放熱量(St-St+1-Peb1,t-1)應當小于蓄熱罐放熱功率最大值。

用電評價約束：

(23)

(24)

式中：Ecost,min為用電經濟度最小值；Ecosy,min為用電舒適度最小值。模型中需求響應通過評價約束在保證用戶用電滿意度情況下盡可能地減少用戶用電費用進而實現負荷削峰填谷。

4 算例分析

本文以某地區真實電源結構為參考，選擇棄風嚴重的冬季某日作為調度時段，以機組調度模型為基礎配合負荷側需求響應及風電供熱求解電熱聯合系統經濟調度最優解。算例使用Matlab編程，在YALMIP環境下調用CPLEX求解。CPLEX常用于求解經濟最優解，求解使用內置混合整數算法契合機組組合[13]問題，方便求解多約束條件問題，求解迅速，廣泛應用于各級調度系統。算例包含2臺常規火電機組和6臺CHP機組，不考慮系統與其他電網功率交換，機組數據參考文獻[4]，模型中風電場總裝機容量600 MW，棄風懲罰系數取73.4元/MW，煤炭價格每噸480元，熱電廠配置電鍋爐總功率150 MW，劃分基本制熱功率50 MW和蓄熱制熱功率100 MW，電鍋爐制熱效率0.99，蓄熱容量250 MW/h，放熱功率最大50 MW.某典型日負荷預測功率和風電功率預測如表1所示，熱負荷在日內保持不變為1 700 MW.

表1 負荷預測與風電功率預測值Table 1 Predictions of load power and wind power

系統原始電價500元/(MW·h)，實施分時電價后峰時電價、谷時電價分別上漲35%、下降35%，平時電價不變。峰谷平時段劃分根據文獻[12]，谷時段包括：0:00-5:00、20:00-24:00，峰時段包括：8:00-12:00、14:00-18:00，平時段包括5:00-8:00、12:00-14:00、18:00-20:00.Ecost,min取0.8，Ecosy,min取0.9，負荷響應前后在調度時段(24 h)內負荷用電總量保持不變，響應后單位時段內負荷響應量小于峰荷10%，電價彈性矩陣取值：

響應前后負荷曲線如圖2所示，實行TOU機制后，在滿足用電評價約束情況下峰荷減少、谷荷增加，由于峰荷減少量較多，平荷比響應前亦有所增加。負荷曲線的改變是由于可中斷負荷、可時移負荷等的用電時段轉移，在低谷時段負荷增加緩解谷時風電上網困難，負荷響應一定程度從外部解耦熱電機組的熱電耦合。

圖2 需求響應前后負荷曲線Fig.2 Load curves before and after DR

本文方案各機組及風電有功出力如圖3所示，各機組出力在調度周期內變化不大，調峰任務主要由柱狀圖底部兩臺常規機組承擔。在圖中比較電負荷曲線，需求響應后負荷曲線平緩，機組及風電總出力滿足電負荷，在圖中表現為單位時間柱形高度高于該時刻下負荷曲線相應點，高出部分則是增加電鍋爐及蓄熱裝置消納風電量，電能轉化為熱能實現能源互補。風電供熱與熱電廠互補供熱在不改造熱電機組基礎上進一步解耦熱電耦合，減小系統調峰壓力并增加了系統旋轉備用，機組運行穩定有助于延長機組使用壽命。若風電功率預測準確，在不增設調峰機組情況下系統棄風全部被消納。

圖3 機組及風電出力柱狀圖Fig.3 Histogram of unit and wind power’s output

電鍋爐功率及蓄熱儲放熱曲線如圖4所示，基本制熱和蓄熱制熱之和為電鍋爐總功率。兩部分制熱功率如圖5所示，由圖可見電鍋爐的運行方案：夜間時段風電上網空間有限，電鍋爐-蓄熱開始消納風電，電鍋爐承擔部分供熱并為蓄熱設備儲熱；日間風電出力減少，電鍋爐為避免消耗純凝機組電量，逐漸退出運行，同時蓄熱設備放熱供能，實現時間上的“電熱互補”，相比無風電供熱，熱電機組供熱負擔減少，系統調峰能力增加，反饋增加風電上網空間。5:00-9:00曲線中有一段波動，此時風電出力減小，電鍋爐功率減小，功率曲線先下降；同時負荷端電價先后經歷谷、平、峰時電價，用戶做出負荷減少的電價響應行為，若無電鍋爐消納風電本可能造成棄風功率增加，但電鍋爐-蓄熱仍有裕量故增加功率、電鍋爐功率曲線上升，實現完全消納棄風，在圖中表現為電鍋爐功率先下降后增加。

圖4 電鍋爐功率及蓄熱儲量Fig.4 Electric boiler power and heat storage reserves

圖5 電鍋爐基本制熱及蓄熱制熱功率Fig.5 Electric boiler’s basic heating power and heating power for storage

比較系統優化調度前后的節煤效果及風電消納情況，使用三種方案對比，其中方案一與方案二為對比方案，方案三為優化方案。三種方案風電預測及用戶側原始功率預測相同，機組系統熱負荷不變。方案一：未實行峰谷電價和需求響應；方案二：實行峰谷電價及需求響應；方案三為本文方案：負荷側實行需求響應、風電供熱與熱電廠協調供熱形成源網協調調度。三種方案求解結果對比如表2所示。本文方案能實現風電的全部消納，有效減少一次能源消耗。

表2 各方案調度結果Table 2 Scheduling results of each program

實行需求響應基礎上，電鍋爐-蓄熱在調度周期能總計供熱1 243 MW/h，平均供熱功率51.7 MW，減少一次能源(煤炭)消耗170 t，相比未實行需求響應及風電供熱煤耗量減少464 t.相比僅實行需求響應，不僅實現了時間上的負荷“削峰填谷”，還增加了空間上的“電熱互補”即遠離負荷中心的風電場電能通過靠近負荷端高效率的電鍋爐-蓄熱進行供熱，被動“電熱耦合”的電熱聯合系統調度靈活性增加，“風熱沖突”得到一定程度改善。

5 結語

本文在電熱聯合系統調度模型基礎上，提出了需求響應改變負荷曲線、電鍋爐-蓄熱與熱電廠互補供熱方案在源荷側共同消納棄風方案，在風熱沖突嚴重的北方地區供暖季節，以24 h為一個調度周期，規劃需求響應方案、制定電鍋爐-蓄熱運行策略，整合機組組合和風電出力進行日前調度優化，對仿真結果分析得到以下結論：

1) 實行分時電價機制改變用戶用電習慣，在滿足用電體驗前提下，負荷曲線表現為“削峰填谷”，風電消納增加，棄風供熱目標消納量減少，減少風電供熱項目投資。

2) 風電供熱及系統優化調度方法能完全消納風電，在棄風量較大的典型日內電鍋爐功率和蓄熱容量利用充分，熱電解耦能力強，系統調度靈活性增加且一次能源消耗減少，實現能源互聯。合理配置設備可減少風電供熱項目投資，電鍋爐及固體蓄熱設備可減少占地面積，無需改造已有鍋爐，但存在對電網長期低負荷調峰適應性有待提高。