面向風電消納的用戶擾動單價優(yōu)化研究

韓志豪 程曉磊 趙晨旭 周思宇 龍虹毓 朱金菊

摘 ?要： 為提高用戶參與電網調度的積極性，挖掘用戶的風電消納潛能，提出一種計及用戶熱負荷值、熱負荷空間位置、價格響應非均一性的用戶擾動單價優(yōu)化策略。首先，建立用戶熱負荷模型，分析用戶熱負荷存在非均一性的原因;其次，在綜合考慮用戶熱負荷大小以及用戶、系統經濟性的基礎上建立用戶擾動單價模型，確定用戶擾動單價的上下限;隨后，建立用戶價格響應模型，分析用戶價格響應存在非均一性的原因;最后，以系統整體運行收益最大為目標函數，建立一種熱電協同調度下計及用戶非均一性的擾動單價優(yōu)化模型，并使用混合整數非線性規(guī)劃算法進行求解。算例計算表明，通過與統一定價策略相比，所提優(yōu)化策略可使用戶參與率提高27.65%，風電消納量增加6.16%，單位擾動成本降低19.05%，系統收益增加7.87%。

關鍵詞： 風電消納; 用戶價格響應; 擾動單價; 差異性; 統一定價; 熱電協同調度

中圖分類號： TN99?34; TM734 ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文獻標識碼： A ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? 文章編號： 1004?373X（2020）07?0131?05

Research on user disturbing unit price optimization for wind power integration

HAN Zhihao1， CHENG Xiaolei2， ZHAO Chenxu2， ZHOU Siyu1， LONG Hongyu1， ZHU Jinju1

（1. College of Engineering and Technology， Southwest University， Chongqing 400715， China;

2. Inner Mongolia Academy of Economy and Technology， Hohhot 010000， China）

Abstract： In order to increase users′ enthusiasm for participating in grid dispatching and develop users′ wind power integration potential， a user disturbance unit price optimization strategy is proposed， which takes into account users′ heat load value， space location of heat load and non?uniformity of price response. A user heat load model is established to analyze the reasons for the non?uniformity of the users′ heat load. On the basis of the comprehensive consideration of the users′ heat load and the economy of users and system， a user disturbance unit price model is established， and the upper and lower limits of the user disturbance unit price are determined. Then， a user price response model is established to analyze the reasons for the non?uniformity of the user price response. Finally， the maximum overall operating revenue of system is taken as the objective function to establish a user ?disturbance unit price optimization model which takes into account the user non?uniformity under coordinated dispatching of heat and power， and the model is solved with the mixed integer nonlinear programming method. Case studies show that， in comparison with the unified pricing optimization strategy， the proposed optimization strategy can increase the user participation rate by 27.65%， the wind power integration by 6.16%， as well as the system revenue by 7.87%， and decrease the unit disturbance cost by 19.05%.

Keywords： wind power integration; user price response; disturbance unit price; difference; uniform price; thermoelectric coordinated scheduling

2 ?用戶擾動單價優(yōu)化模型

2.1 ?計及用戶非均一性的用戶擾動單價優(yōu)化模型

本文根據用戶距離熱源的距離將用戶分為[L]組[17]，并根據用戶的熱負荷大小將用戶分為I類。在考慮用戶熱負荷、空間分布、價格響應的基礎上，建立以系統收益最大化為目標函數的用戶擾動單價動態(tài)優(yōu)化模型。

目標函數：

[Rmax=Rp-Rf-Ru] ?（7）

式中：[R]，[Ru]，[Rp]，[Rf]分別為系統總收益、用戶補償總支出、系統供能總收入、機組運營總支出。

[Ru=t=1Tl=1Li=1IRmt，i?qu?ehpt，l，iHl，i] ?（8）

[Rf=τ?t=1TPwindt?λwind+Yt] （9）

[Rp=τ?t=1TPwindt+Pchpt?η+Qchpt?θ] （10）

式中：[Rmt，i]為[t]時刻第[i]類用戶的擾動單價（單位為元/次）;[H（l，i）]為第[l]組第[i]類用戶單個用戶熱負荷（單位為kW）;[qu?ehp][（t，l，i）]為[t]時刻第[l]組第[i]類用戶熱泵耗電總功率;[Pwind（t）]為[t]時刻風電出力（單位為kW）;[λwind]為風電的生產成本（單位為元/kW?h）;[Yt]為[t]時刻熱電聯產機組運營成本（單位為元/h）;[Pchp（t）]為[t]時刻機組電出力（單位為kW）;[Qchp（t）]為[t]時刻機組熱出力（單位為kW）。

電平衡約束：

[Pchpt=Pu?ehpt+Pu?pt-Pwindt] ? （11）

[Pu?ehpt=l=1Li=1Ipu?ehpt，l，i] ? ? ?（12）

[Pwindt≤pwindt] ?（13）

式中：[Pchpt]為[t]時刻機組電出力;[Pu?ehpt]為[t]時刻用戶熱泵總功率;[Pu?pt]為[t]時刻除熱泵用戶外的總功率;[pu?ehp（t，l，i）]為[t]時刻第[l]組第[i]類用戶的用戶熱泵總功率;[Pwindt]為風電預測功率。

用戶端熱平衡約束：

[qut，l，i=qu?chpt，l，i+qu?ehpt，l，i] ? （14）

[qu?ehpt，l，i≤δt，i?qut，l，i] ?（15）

式中：[qut，l，i]為[t]時刻第[l]組第[i]類用戶實際熱負荷需求總量（單位為kW）;[qu?chpt，l，i]為[t]時刻第[l]組第[i]類用戶熱水供熱總功率（單位為kW）;[qu?ehpt，l，i]為[t]時刻第[l]組第[i]類用戶熱泵供熱總功率（單位為kW）;[δt，i]為[t]時刻第[i]類用戶的價格響應。

用戶熱泵熱電轉換約束：

[qu?chpt，l，i=α?pu?ehpt，l，i] ?（16）

式中：[pu?ehpt，l，i]為[t]時刻第[l]組第[i]類用戶熱泵耗電總功率（單位為kW）;[α]為用戶熱泵制熱系數。

用戶價格響應約束如下：

[δt，i=0， ? ? ? Rmt，i≤Rciδmaxi?Rmt，i-RciRsi-Rci， ? ? ? ? ? ? ? ? ? ? Rci≤Rmt，i≤Rsiδmaxi， ? ? ? Rmt，i≥Rsi] ?（17）

式中：[δmaxi]為第[i]類用戶的價格響應上限;[Rmt，i]為[t]時刻第[i]類用戶的擾動單價（單位為元/次）;[Rci]為第[i]類用戶對價格響應的死區(qū)閾值;[Rsi]為第[i]類用戶對價格響應的飽和閾值。

用戶擾動單價約束如下：

[Rmmini=Kd?qui] ?（18）

[Rmmaxi=Km?qui] （19）

[Rmmini≤Rmt，i≤Rmmaxi] （20）

式中：[Rmmini]為第[i]類用戶的擾動單價下限;[Rmmaxi]為第[i]類用戶的擾動單價上限;[Kd]，[Km]為比例系數。

源端熱平衡約束為：

[Qchpt=l=1Li=1Iqu?chpt+l，l，i] （21）

機組熱/電出力約束如下：

[Pminchpt=a1?Qchpt+b1， ? 0≤Qchpt≤Qdchpa2?Qchpt+b2， ? Qdchp≤Qchpt≤Qmaxchp] （22）

[Pmaxchpt=a3?Qchpt+b3， ? 0≤Qchpt≤Qmaxchp] （23）

[Pminchpt≤Pchpt≤Pmaxchpt] （24）

式中：[Pchpt]，[Qchpt]為[t]時刻抽凝式熱電聯產機組電、熱出力;[Pminchpt]，[Pmaxchpt]為抽凝式熱電聯產機組最小、最大發(fā)電出力;[Qdchp]為機組熱電出力曲線，工況拐點對應機組熱出力;[Qmaxchp]為機組最大熱出力;[a1]，[a2]，[a3]為機組熱/電出力約束的變化率;[b1]，[b2]，[b3]為機組熱/電出力約束的常數部分。

2.2 ?統一定價模式下的用戶擾動單價優(yōu)化模型

由于目前在熱電聯合供暖來促進新能源消納的相關研究中還未涉及到用戶的經濟補償問題，本文在建立計及用戶非均一性的擾動單價優(yōu)化模型的基礎上建立了統一定價策略的優(yōu)化模型，以提高研究的可比性和科學性。統一定價模型與本文策略相比的主要不同是，統一定價策略下各類用戶的擾動單價是相同的，如式（25）所示。

用戶擾動單價約束：

[Rmt，1=Rmt，2=…=Rmt，I] ? ?（25）

目標函數、電平衡約束、用戶端熱平衡約束、用戶調度價格響應約束與本文策略相同，見式（7）～式（17）。源端熱平衡約束、機組熱/電出力約束與本文策略相同，見式（21）～式（24）。

3 ?算例分析

3.1 ?發(fā)電機組參數

本文以一臺抽凝式熱電聯產機組為算例，其工況如下：

機組電出力下限：

[Pminchpt=92.06-0.344?Qchpt， ? ? ? ? ? ? ? ? ? 0≤Qchpt≤850.33?Qchpt+35.53， ? ? ? ? ? ? ? ? ? 85≤Qchpt≤153] ? （26）

機組電出力上限：

[Pmaxchpt=151.9-0.279?Qchpt， ? 0≤Qchpt≤153] ? （27）

機組運營成本：

[Yt=11.25?Qchpt+33.33?Pchpt+79.92] （28）

3.2 ?用戶數據

本文將用戶按照距離分為10組，按照用戶熱負荷大小將用戶分為三類。設三類用戶熱負荷分別為2 kW，4 kW，6 kW。每組用戶中三類用戶的數量均為125個，即每組有375個用戶。用戶熱泵的制熱系數均為3，用戶的購電單價為0.55 元/kW?h，風電的生產成本為0.3 元/kW?h，系統的調度時間間隔為5 min，熱水供暖的單價為0.15元/kW?h。設用戶的價格響應最大為80%，用戶價格響應曲線的死區(qū)閾值與飽和閾值分別為該類用戶的擾動單價上限、擾動單價下限（用戶的擾動單價上下限根據式（5）求得）。三類用戶的價格響應曲線如圖2所示。

3.3 ?結果分析

在Intel[?] Pentium[?] CPU G2010 @ 2.80 Hz RAM 4.00 GB 硬件配置下，64位Windows 7旗艦版操作環(huán)境下，利用GAMS（一款用于數學規(guī)劃和優(yōu)化的建模軟件）對優(yōu)化模型進行求解[18?19]，得到以下結果：

非統一定價策略與統一定價策略下各類用戶參與調度的熱負荷量分別如圖3，圖4所示。通過對比分析可知：

1） 非統一定價策略下各類用戶選擇相對比較集中，且統一時刻類參與調度的用戶熱負荷量也相對比較均衡;

2） 非統一定價策略下各類用戶參與調度的最大熱負荷量為6 MW，統一定價策略下各類用戶參與調度的最大熱負荷量為4 MW;

3） [t9]～[t12]，[t28]～[t31]時段非統一定價策略下，參與調度的用戶組別數量明顯大于統一定價策略。由以上結果可以看出，非統一定價策略下用戶參與調度的熱負荷總量得到了提高，并且參與調度的用戶組別也有提高。

不同策略下系統的風電消納量如圖5，圖6所示。其中，熱泵消納是指通過調度用戶熱泵來消納風電，機組消納是指通過改變抽凝機組電出力促進消納風電。

通過對比分析圖5，圖6可知：

1） 非統一定價策略下系統的風電最大出力明顯大于統一定價策略下系統的風電最大出力;

2） 非統一定價策略下系統的風電消納量大于統一定策略下系統的風電消納量;

3） [t0]～[t3]，[t9]～[t12]，[t34]～[t36]時段內非統一定價策略下用戶熱負荷參與總量明顯大于統一定價策略的用戶熱負荷參與總量。通過進一步對比分析可知，出現上述結果的主要原因是：非統一定價策略下用戶熱負荷參與總量大于統一定價策略的用戶熱負荷參與總量。

不同策略下的優(yōu)化結果見表1。由表1可知，非統一定價策略在提高用戶參與率、促進風電消納、降低單位擾動成本、增加系統收益方面均優(yōu)于統一定價策略。其中，用戶參與率提高27.65%，風電消納量增加6.16%，單位擾動成本降低19.05%，系統收益增加7.87%。

4 ?結 ?語

本文提出了基于用戶熱負荷值、熱負荷空間位置、用戶價格響應非均一性的用戶擾動補償動態(tài)優(yōu)化策略。為增加結果的科學性與可比性，本文在建立計及用戶非均一性的擾動單價優(yōu)化模型的基礎上建立了統一定價策略的優(yōu)化模型，并將兩種不同策略下的優(yōu)化結果進行對比。最終得出以下結論：

1） 在運行周期內，本文所提出的優(yōu)化策略能使用戶的參與率提高27.65%，系統有更多的調度資源來促進風電消納。風電消納量提高了6.16%。

2） 在運行周期內，本文所提出的優(yōu)化策略能夠在獲得以上效益的同時，使單位擾動成本降低19.05%，進而使系統收益增加了7.87%。

綜上所述，本文提出的計及用戶非均一性的擾動單價優(yōu)化策略不僅能夠提高用戶參與率、促進風電消納，而且還能夠降低單位擾動單價、增加系統收益。

注：本文通訊作者為龍虹毓。

參考文獻

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