綜合需求響應對冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)規(guī)劃運行的影響分析

楊曉輝， 宋曜任， 陳再星， 劉 康

（南昌大學信息工程學院，南昌 330031）

0 引 言

隨著能源互聯(lián)網技術的發(fā)展以及我國傳統(tǒng)產能過剩、能源利用率低和環(huán)境問題突出等問題，將可再生能源與冷熱電聯(lián)供系統(tǒng)（Combined Cooling Heating and Power，CCHP）結合是提高能源利用率必經之路，對于實現(xiàn)冷、熱、電、氣等各類能源統(tǒng)一配置、靈活調度具有重要意義［1-3］。對含可再生能源的CCHP 系統(tǒng)進行合理的規(guī)劃與設計，可降低設備容量要求，減少投資成本，提升系統(tǒng)用能效率、削峰填谷能力以及安全運行穩(wěn)定性［4］。

對CCHP系統(tǒng)的規(guī)劃配置已有許多研究。文獻［5］中提出一種面向園區(qū)微電網的多目標優(yōu)化設計方法，使用兩階段優(yōu)化方法對系統(tǒng)進行優(yōu)化，以年總費用、年污染排放和年能耗為優(yōu)化目標，采用證據(jù)推理決策方法得到最優(yōu)系統(tǒng)方案。文獻［6］中建立雙層優(yōu)化規(guī)劃與設計模型，外層模型確定能量樞紐中能源轉換設備及儲能單元的投資與否和安裝容量，內層模型對典型日系統(tǒng)運行調度進行優(yōu)化。文獻［7］中建立以用戶滿意度為目標的交直流混合微電網需求側響應（Demand Response，DR）模型，有效提升微電網應對可再生能源發(fā)電不確定性的能力。文獻［8］中基于替代彈性，利用電價引導下用戶用電行為，建立價格型DR獨立微電網的優(yōu)化配置模型，降低微網經濟成本。文獻［9］中提出一種綜合能源系統(tǒng)雙目標優(yōu)化模型，求解電價激勵型DR下綜合能源系統(tǒng)的經濟配置以及環(huán)境效益。文獻［10］中構建能源互聯(lián)微電網系統(tǒng)供需雙側多能協(xié)同優(yōu)化模型，借助DR減少系統(tǒng)運行成本。

上述文獻并未考慮DR 對CCHP 系統(tǒng)規(guī)劃的影響，或只從電力側從系統(tǒng)調度角度進行優(yōu)化。本文在上述文章的基礎上，從冷熱電均參與DR的角度，探究綜合需求響應對含可再生能源的CCHP系統(tǒng)規(guī)劃與運行的影響。仿真結果表明：綜合需求響應能有效降低CCHP系統(tǒng)年總成本，驗證了本文提出模型的有效性。

1 CCHP系統(tǒng)和綜合需求響應模型

1.1 CCHP系統(tǒng)模型

CCHP系統(tǒng)主要由風機（WT）、燃氣鍋爐（GB）、電制冷機（EC）以及一個以燃氣輪機為核心的冷熱電聯(lián)產系統(tǒng)（GT，RE，AC）、電儲能（EES）和熱儲能（TES）組成。圖1 為CCHP系統(tǒng)的結構圖。其中各設備運行數(shù)學模型參考文獻［11］。

圖1 CCHP系統(tǒng)結構圖

1.2 綜合需求響應模型

傳統(tǒng)DR 僅對可控電力負荷進行了建模，本文在此基礎上同時考慮了冷、熱、電多類型負荷。通過設置合理的綜合需求響應，能夠有效提高CCHP 系統(tǒng)規(guī)劃與運行的經濟性和可靠性。綜合需求響應模型為［12］：

式中：Pt、分別為負荷的原始功率和參與DR 后的功率；分別為t 時刻的移入和移出負荷。、分別為最大參與率。

2 目標函數(shù)與約束條件

2.1 外層目標函數(shù)

為尋找最佳系統(tǒng)規(guī)劃，以系統(tǒng)投資成本為外層目標函數(shù)，系統(tǒng)設備購買成本為：

式中：CRF（a，r）為資本折算系數(shù)；a、r分別為不同設備壽命和年利率；CI為各設備的單位投資成本；為離散功率型設備k 的額定容量；Nk為設備k 的購買臺數(shù)；為連續(xù)容量型設備的購買容量；Ωd、Ωc 分別為離散和連續(xù)設備集合。

2.2 外層約束條件

式中：Nk，max為離散型設備k 的最大購買數(shù)量；Wj，max為連續(xù)型設備j的最大購買容量。

2.3 內層目標函數(shù)

在外層確定了CCHP 配置及容量后，內層對運行工況進行優(yōu)化，以運行成本最小為目標建立混合整數(shù)線性規(guī)劃模型：

式中：Cop為年運行成本；m 為第m 個典型日；φm為一年中m典型日天數(shù)；Cgrid為購電成本；Cgas為燃料成本；Com為維護成本；Cdr為需求響應成本；Cen為碳稅；和分別為售電和購電功率；、分別為買電和賣電的價格；為第i臺設備k在m天時段t消耗的燃料；μgas為燃料購買價格；s為設備維護成本系數(shù)；E為電負荷為參與DR后的電負荷；H為熱負荷；為參與DR 后的熱負荷；C 為冷負荷；為參與DR 后的冷負荷；為不同負荷參與需求響應的價格；ce為碳稅價格；ρgrid、ρk分別為主網購電和系統(tǒng)設備單位碳排放系數(shù)。

2.4 內層約束條件

對于主網聯(lián)絡功率限制，系統(tǒng)設備和電熱儲能等數(shù)學模型及運行約束參考文獻［11，13］。

（1）系統(tǒng)電功率平衡約束

（2）系統(tǒng)熱功率平衡約束

（3）系統(tǒng)冷功率平衡約束

3 算例分析

3.1 基本數(shù)據(jù)

以某園區(qū)CCHP系統(tǒng)為例進行分析研究，系統(tǒng)購買設備經濟與技術參數(shù)見表1［5，14］，能源價格和污染排放系數(shù)見表2［5］，參加綜合需求響應的柔性負荷占負荷的20%，冷熱電負荷參與DR 價格詳見文獻［15］，與主網聯(lián)絡功率最大為500 kW，碳稅價格為20元/t［16］，該園區(qū)CCHP系統(tǒng)規(guī)劃年限為20 年，年利率為8%。該園區(qū)峰谷電價見表3［14］。對上文中的內層模型采用最優(yōu)解的必要條件（Karush-Kuhn-Tucker，KKT）條件變換，將雙層優(yōu)化問題轉換為單層優(yōu)化問題。在Matlab2019a 仿真平臺利用YALMIP 調用Gurobi求解器進行仿真求解。

表1 設備經濟與技術參數(shù)

表2 能源價格與污染排放系數(shù)

表3 園區(qū)峰谷電價

3.2 場景設置

考慮到該園區(qū)的實際工作情況，本文考慮了以下3 種場景下的容量規(guī)劃方案。

場景1不考慮需求響應的基礎場景；

場景2僅考慮電負荷參與需求響應的情況；

場景3考慮冷熱電均參與需求響應的情況。

3.3 算例結果分析

3 種場景下不同系統(tǒng)配置優(yōu)化結果見表4。由表4 可見，場景1 未參與DR，為應對負荷高峰時刻，風機和燃氣輪機比場景3 多購買2 和3 臺，這也導致為滿足負荷平衡而電熱儲能容量購買也最多。相比于場景1、2 減少了風機和燃氣輪機的購買量，燃氣鍋爐和電制冷機的購買數(shù)上升，而電熱儲能購買容量有所下降。場景3 參與綜合需求響應后，燃氣鍋爐和電制冷機購買量相比于場景2 分別減少購買5 臺和430 kWh，同時熱儲能購買容量降低到227 kWh，基本無須熱儲能參與即可滿足用戶需求。

表4 3 種場景下系統(tǒng)配置容量優(yōu)化結果

由圖2 可知，未參與DR的場景1 投資成本最高，為542.13 萬元，但其運行成本要略低于場景2、3。場景2 只有電負荷參與DR，投資成本比場景1 降低13.34%，但運行成本有所上升，但總體來看，其年總成本要比場景1 低15.05 萬元。場景3 在場景2 的基礎上考慮了冷熱也參與DR，可以看出投資成本較場景2進一步降低了5.57%，運行成本較場景2 提高了8.3萬元，但年總成本比場景2 降低了20.87 萬元，說明綜合需求響應能有效降低系統(tǒng)規(guī)劃和運行成本。

圖2 3種場景下系統(tǒng)成本優(yōu)化結果對比

系統(tǒng)年運行成本的各項具體成本見表5，可見，由于減少了風機以及電熱儲能的購買量，購能成本與場景1 相比反而上升了17.79 萬元，維護成本則是降低了4.54 萬元。因為冷熱能參與DR，故場景3 的DR成本高于場景2，但系統(tǒng)碳稅有所降低。總體來看，雖然年運行成本上升了65.59 萬，但與系統(tǒng)規(guī)劃時減少的98.51 萬投資成本相比，完全可以接受。

表5 3 種場景下的系統(tǒng)年運行成本對比

3.4 運行工況分析

針對不同季節(jié)典型日，對場景1、3 系統(tǒng)機組出力進行對比，分析綜合DR 對系統(tǒng)調度的影響。圖3、4為過渡季典型日電負荷機組出力對比圖。圖5、6 為夏季典型日冷負荷機組出力對比圖。圖7、8 為冬季典型日熱負荷機組出力對比圖。

圖3 場景1過渡季電負荷機組出力情況

圖5 場景1夏季冷負荷機組出力情況

圖7 場景1冬季熱負荷機組出力情況

可見，與場景1 相比，參與DR 后，夜間電力需求基本由風機滿足，白天的轉移負荷由電網和電儲能滿足。白天主要由燃氣輪機提供電力，同時10：00 ～16：00 時段，參與DR有效降低了高峰負荷，減少了燃氣輪機的工作，將白天的部分負荷通過給予參與DR激勵轉移到夜間。在參與DR 后，尖峰負荷降低了約400 kW，同時配合電儲能對負荷進行削峰填谷，減少了系統(tǒng)各設備最大購買容量。

圖4 場景3過渡季電負荷機組出力情況

在圖5 中，白天的電制冷機作為吸收式制冷機的補充滿足缺額冷負荷，夜間由于燃氣輪機工作較少，電制冷機則作為主要輸出機組滿足夜間冷負荷需求。由圖6 可見，與場景1 相比，冷負荷參與DR 后效果很好，通過削峰填谷以及切負荷，降低了8：00 ～17：00 時段的負荷需求，緩解了系統(tǒng)部分時段的負載壓力，降低了系統(tǒng)中吸收式制冷機最大購買容量，對系統(tǒng)具有良好的規(guī)劃效果。

圖6 場景3夏季冷負荷機組出力情況

由圖7 可見，未參與DR時，熱負荷主要由燃氣輪機、燃氣鍋爐以及熱儲能提供。在場景3 中，通過參與DR改變了熱負荷需求，燃氣輪機出力降低，說明系統(tǒng)購買設備容量基本能滿足冬季熱負荷需求。在部分時段執(zhí)行“以熱定電”的運行策略，通過綜合DR，在實現(xiàn)該時段燃氣輪機發(fā)電和實際負荷相匹配的同時，滿足大部分熱負荷需求，燃氣鍋爐基本處于滿載運行狀態(tài)。在場景1 中，熱儲能經常參與調度，對熱能進行高儲低發(fā)，降低系統(tǒng)熱負荷需求，而在參與DR 后，熱儲能基本沒有參與工作，由表1 可知，熱儲能購買容量為227 kW，比場景1 少購買813 kW。

圖8 場景3冬季熱負荷機組出力情況

綜上，參與綜合DR后，通過削峰填谷可以有效降低該園區(qū)高峰負荷，同時對夜間風電出力也有著較好的消納效果，減少了風機、電儲能、燃氣輪機設備的投資成本。夏季則是減少了吸收式制冷機的投資成本，在冬季熱負荷機組出力中，由燃氣輪機的余熱和燃氣鍋爐配合DR即可滿足熱負荷，熱儲能購買的容量遠小于場景1。

4 結 語

本文將綜合DR 策略應用在CCHP 系統(tǒng)的規(guī)劃中，對某園區(qū)CCHP 系統(tǒng)規(guī)劃設計建立了雙層優(yōu)化模型，仿真并求解該園區(qū)系統(tǒng)最佳規(guī)劃方案，從規(guī)劃和調度兩個角度與傳統(tǒng)CCHP系統(tǒng)進行了比較分析。仿真與對比結果表明：在參與綜合DR后，系統(tǒng)大大減少了電制冷機，電儲能和熱儲能容量的購買，有效降低了系統(tǒng)的初始投資成本。雖然運行成本比傳統(tǒng)CCHP系統(tǒng)略高，但系統(tǒng)年總成本仍顯著降低。同時，隨著DR機制的不斷發(fā)展，系統(tǒng)參與DR 的成本仍有進一步的下降空間。

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——張文裕