考慮柔性負荷的綜合能源系統容量優化配置

王心蕊

（國網河北省電力有限公司電力科學研究院）

0 引言

含分布式電源的綜合能源系統通過互聯網技術和新能源技術，可以實現冷、熱、電、氣等多種能源的協調規劃，有效提高了能源利用率，降低對化石原料的依賴，減少對環境的污染［1］。由于系統中風、光等清潔能源的輸出功率具有隨機性和不確定性，因此合理規劃綜合能源系統內各分布式電源的配置容量，對保證系統運行穩定性、供電靈活性和投資經濟性具有至關重要的作用。

柔性負荷參與綜合能源系統的運行，其作為一種主動參與調度的需求側響應形式，相比于傳統的剛性負荷，其更具靈活性，能夠與儲能裝置一起對供能端能量輸出與用戶端負荷需求之間的功率差額進行平抑，有效實現“源-儲-荷”間的互動性。文獻［2］提出了一種考慮柔性負荷需求響應的混合整數線性規劃模型，用于MRⅠES規劃和運行的協同優化；文獻［3］從需求側響應的角度出發，引入負荷時移策略，提出風儲系統最優容量配置的方法；文獻［4］提出了一個冷熱電交易模型，用于多能源服務提供商和多能源消費者之間的互動。

上述文獻對柔性負荷調度類型和形式的研究過于單一，沒有綜合考慮冷、熱、電三種類型柔性負荷之間的轉換關系，以及其對系統運行和配置的影響。針對上述問題，本文結合冷熱電三種類型柔性負荷的調度特性，以峰谷分時電價作為電交易機制，構建了“源-網-荷-儲”相協調的需求側能源管理策略；考慮綜合能源系統并網的經濟性，充分發揮柔性負荷的輔助功率調節作用，對系統內各分布式電源的容量進行優化配置研究，建立了以經濟效益最大化的綜合能源系統容量優化配置模型；最后采用粒子群算法對所建模型進行求解，算例驗證了所提需求側能量管理策略和所建模型的可行性和有效性。

1 綜合能源系統需求側能量管理策略

本文設計的冷熱電聯供型綜合能源系統運行在并網模式下，其結構如圖1所示。

圖1 冷熱電聯供型綜合能源系統結構圖

圖2 過渡季冷熱電負荷需求

定義綜合能源系統風機出力、光伏出力、燃氣內燃機輸出電能之和與用戶側電負荷的差額為系統不平衡電功率PUBD；燃氣內燃機輸出熱能與用戶側熱負荷需求的差額為系統不平衡熱功率PUBR；溴化鋰吸收式制冷機輸出能量與冷負荷需求的差額為系統不平衡冷功率PUBL，即

其中：

式中，Lelec,t、Lhot,t、Lclod,t分別為t時段電、熱、冷原始負荷需求；PUBD，t、PUBR，t、PUBL，t分別為t時段的系統不平衡電、熱、冷功率；Pg-e，t、Pg-h，t、Pg-c，t分別為t時段燃氣內燃機電出力、燃氣內燃機供熱出力和燃氣內燃機供冷出力；Ppv，t、Pwt，t分別為t時段光伏發電量、風機發電量；PMT，t為t時段燃氣內燃機出力；ω為余熱分配系數；ηMTg-h、ηMTg-e、ηHrs分別為燃氣內燃機的發熱效率和發電效率，以及余熱回收裝置效率；RACcop為吸收式制冷機制冷效率。

1）根據電鍋爐/電制冷機的電-熱/冷轉換關系，可將用戶側冷熱負荷視作電負荷。當PUBR,t<0時，按照與用戶合同約定減少柔性熱負荷或采用電鍋爐供熱的方式，當PUBR,t>0時，棄熱。當PUBL,t<0時，則采用減少柔性冷負荷或電制冷機供冷的方式，當PUBL,t>0時，棄冷。

式中，ΔLhot,t為實際柔性熱負荷調度量；ΔLcold,t為實際冷負荷調度量；ΔHe-h,t為t時段電鍋爐制熱量；ΔCe-c,t為t時段電制冷機制冷量；Pwaste,t為t時段的棄能量。

2）本文采用峰谷分時電價作為電交易機制，制定峰平谷3個時段的柔性負荷調度策略。

谷時段調度策略：谷時段電價低，優先購買電能或調度柔性電負荷。當PUBD,t>0時，若綜合能源系統內可提供的多余功率小于蓄電池的充電功率限值，則從大電網購買電能，以此保證蓄電池的功率充電最大化；當PUBD,t<0時，優先調度柔性電負荷或從大電網購買電能，以減少利用蓄電池放電來滿足用戶側電負荷。

平時段調度策略：平時段電價較高，采用保持蓄電池SOC的充放電策略。當PUBD,t>0時，優先為蓄電池充電；當PUBD,t<0時，優先調度柔性電負荷或向大電網購電來滿足綜合能源系統的電負荷需求。使蓄電池SOC能夠保持在較高水平，以保證在峰時段收益最大化。

峰時段調度策略：峰時段的購售電價最高，則優先采用由儲能裝置充放電的方式滿足用戶需求；當儲能裝置的充放電功率或電量不足時，本文按照合同約定，通過增減柔性負荷或向大電網購售電能的方式來平抑不平衡電功率。

其中：

式中，Pbat,t為t時段蓄電池組充放電功率，當Pbat,t>0時充電，反之放電；ΔLfl,t是t時段實際綜合柔性電負荷調度總量；ΔLelec,t為柔性電負荷實際調度量；Pcharge,t為t時段大電網聯絡線上的交換功率，當Pcharge,t>0，從電網購電，Pcharge,t<0，向電網售電。

2 綜合能源系統容量優化模型

本節將詳細介紹綜合能源系統容量優化配置的目標函數和約束條件。

2.1 目標函數

本文以投資經濟性為目標對綜合能源系統內各組件容量優化配置的影響。建立了以系統凈收益最大化的優化配置模型，目標函數可表示為：

綜合能源系統的凈收益由向用戶的售能收入Csale、政府補償費用Callowance、柔性負荷調度成本Cdemand、初始投資成本Cinitial、運行維護成本CO&M、與大電網交互成本Ccharge和燃料購置成本Cfuel組成。

式中，?1、?2、?3分別為綜合能源系統向用戶的單位供電/熱/冷收益；N為系統設備種類；r0為貼現率；L為系統年限；Ci為第i個設備的投資成本；Pcap，i為第i個設備的功率；KO&M為DG的維護費率；T為系統運行周期；felectric,t、fthermal,t、fcold,t分別為調度柔性電、熱、冷負荷的補貼；If為天然氣單位成本；Ic為政府補貼；FMT,t為t時段天然氣消耗量；nj為第j種典型日的天數；Pgrid_sell,j,t、Pgrid_buy,j,t分別為第j種典型日第t時段向電網的售、購電量；αsell,t、αbuy,t分別為t時段的單位售、購電價。

柔性負荷的補貼費用由增加用戶用能量的激勵成本和減少用戶用能量的補償成本組成，可定義為：

式中，felectric_on，t、felectric_off，t、fthermal_on，t、fthermal_off，t、fcold_on，t、fcold_off，t分別為調度柔性電、熱、冷負荷的激勵成本和減少柔性電負荷的補償成本；λ1、λ2分別為單位柔性電負荷激勵成本和懲罰成本；ω1、ω2分別為調度柔性熱負荷的激勵成本和懲罰成本；?1、?1分別為調度柔性冷負荷的激勵成本和懲罰成本；ΔLelectric_on，t、ΔLelectric_off，t、ΔLthermal_on，t、ΔLthermal_off，t、ΔLcold_on，t、ΔLcold_off，t分別為增加、減少電負荷的容量，增加、減少熱負荷的容量，增加、減少冷負荷的容量。

其中，μ為柔性負荷響應因子，當μ=1時，柔性負荷為正，即增加t時段用能量，當μ=0時，減少t時段用能量。

2.2 約束條件

2.2.1 能量平衡約束

t時段的電平衡、冷平衡、熱平衡約束分別為：

2.2.2 蓄電池充放電約束

為增加蓄電池的使用壽命，增加系統的經濟性，對蓄電池的約束如下。

式中：SOCmin、SOCmаx分別為蓄電池儲能容量的上限和下限；SOC(t)為t時段蓄電池的儲能容量；，分別為蓄電池充電功率的上限和下限；Pbat,c,t為t時段蓄電池充電功率；，別為蓄電池放電功率的上限和下限；Pbat,d,t為t時段蓄電池放電功率。

2.2.3 柔性負荷調度約束

大量增減用戶負荷，會降低用戶用能滿意度，因此應對柔性負荷的調度量進行限制。

式中，ΔLelectric，min、ΔLelectric，mаx、ΔLthermal，min、ΔLthermal,mаx、ΔLcold,min、ΔLcold,mаx分別為柔性電/熱/冷負荷調度量的最小值和最大值。

3 算例分析

3.1 概況

為充分說明所提能需求側量管理策略的可行性，驗證建立目標函數的合理性，本文選取北方某地區的小型綜合能源系統為例，根據該地區的冷熱電負荷需求，將該地區分為采暖季（1-3月和11-12月共五個月）、制冷季（6-8月共三個月）和過渡季（4-5月和9-10月共4個月），三個季節典型日冷熱電負荷如圖3-5所示，每個典型日分為24個時段，以1h作為仿真時間步長。然氣熱值取9.7kW?h/m3。

圖3 制冷季冷熱電負荷需求

圖4 采暖季冷熱電負荷需求

3.2 結果分析

本文共設置了3個場景對綜合能源系統的容量優化結果進行對比分析。

場景1：不采用需求側響應下的綜合能源系統容量優化配置模型。

場景2：采用優先調度柔性負荷再從大電網購售電的方式來平衡PUBD，對綜合能源系統進行優化。

場景3：采用本文提出的考慮三種柔性負荷的需求側能量管理策略，對綜合能源系統容量優化配置方案。

3.2.1 不同場景下綜合能源系統結果對比

算例仿真主要研究了柔性負荷參與調度對綜合能源系統容量優化的影響，同時也橫向比較了三種不同的方案。在不同場景下對綜合能源系統的容量優化配置結果如表1和表2所示。

表1 不同場景下綜合能源系統容量優化結果

表2 不同場景下的價格構成

（1）對比3個場景，從表1和表2中可以發現，相對于無需求側響應的綜合能源系統來說，用戶參與綜合系統的運行Cinitial較低。原因在于，在不考慮需求側響應時，受自然條件的制約和影響，風、光等清潔能源的出力具有不確定性和隨機性，在單臺分布式電源出力較低時，則需要通過增加分布式發電裝置的配置數量，以滿足不同時段的用戶負荷需求，因此Cinitial較大。在考慮需求側響應后，柔性負荷參與綜合能源系統的運行，實現“源網荷儲”協同作用，可增加風、光等分布式電源出力的消納能力，降低可再生能源廢棄率fUREP，從表2的結果可以看出，場景2的fUREP最小（為0.2711%），此時不考慮經濟因素，最大限度調用了大電網和柔性負荷來平抑不平衡電功率。

（2）對比場景2和場景3，本文提出的需求側能量管理策略對提高系統經濟性更具優勢。傳統的用戶參與需求側響應，雖然在一定程度上能夠減少綜合能源系統系的初始投資費用，但其能量管理策略是在調度柔性負荷達到最大值后才與大電網進行購售電。因此，柔性負荷的調度量大大增加，這不僅提高了調度柔性負荷的費用，也降低了用戶的用電滿意度。而本文采用的策略，以綜合能源系統凈收益最大為目標，根據不同時段系統與大電網之間的購售電價格，靈活的分配大電網與柔性負荷之間的調度資源。

3.2.2 蓄電池和柔性負荷作用分析

以制冷季為例，場景3在每個時段的PUBD曲線如圖5所示。

圖5 不平衡電功率

如圖5所示，柔性負荷和儲能裝置兩者具有協同作用。在綜合能源系統引入儲能裝置后，PUBD的峰值降低，波動性有明顯減弱，但幅度仍較大。在柔性負荷和儲能裝置的共同作用下，PUBD曲線的波動性進一步降低，幅度趨于平緩，增加了系統輸出功率與負荷需求之間的匹配程度。從另一方面看，“源-網”間交換功率的波動性明顯下降，增加了系統并網運行時的安全性和穩定性。

4 結束語

本文基于需求側能量管理，建立了考慮柔性負荷的綜合能源系統容量優化配置模型，通過MATLAB利用粒子群優化算法進行算例仿真，得到以下結論：（1）柔性負荷的引入，可以改善綜合能源系統內各設備容量配置的結果。綜合考慮冷熱電三類柔性負荷的協同作用，根據分布式電源出力和用戶側負荷需求的特點，有針對性的對每一時段的冷熱電負荷進行增減調控，有利于增加綜合能源系統的凈收益。（2）柔性負荷與儲能裝置之間具有協同作用。蓄電池在分布式電源出力較大時將多余電能儲存起來，在分布式電源出力無法滿足用戶時段釋放能量，補充供電缺額，對分布式電源出力進行削峰填谷，使綜合能源系統出力曲線更加貼近用戶負荷曲線。當柔性負荷參與調度后，根據調度策略，與大電網分配調度資源，在一定程度上可以降低聯絡線上的功率波動，進一步增加分布式電源出力與負荷需求之間的匹配程度。