計及電熱綜合需求響應的綜合能源系統優化調度

林佳興，孫亮，李佳雯，陳立東

(1.東北電力大學 電氣工程學院，吉林 吉林 132012； 2.國網天津電力公司薊州供電分公司，天津 301900)

0 引 言

隨著國家節能減排戰略的提出，綜合能源系統IES(Integrated Energy System)應運而生。它是含有電氣及天然氣系統的多能耦合系統，可以實現對各類能源的產生、傳輸、分配、轉換以及存儲等環節進行協調優化[1]。其中以微型燃氣輪機為代表的熱電聯產系統具有能量梯級利用率高、運行靈活等特點[2]，為實現風光等可再生能源的消納提供了途徑，并且最大限度地降低系統運行成本，同時需求側響應的引進能夠更大程度提高新能源利用率，減少污染氣體排放實現節能減排將是IES的重要發展方向[3-5]。為此國家電網提出要將傳統的電能供應商向綜合能源服務商的的角色轉變[6]。為了使能源得到充分的利用實現IES的經濟性，國內外的研究人員圍繞著IES能源間協調優化進行了大量的研究。文獻[7]提出了考慮電力用戶側參與的IES優化調度模型，考慮了電力負荷具有時移特性將可控負荷參與到系統的優化調度中來。文獻[8]提出了一種基于系統多能綜合互補利用的電熱綜合需求響應，并以上級電網的調峰指令為優化目標得出系統優化策略。文獻[9]考慮了不同的用戶負荷對電價響應的差異性，為了能夠充分展現出不同負荷響應能力，建立了多種不同負荷類型的協調控制模型。有一些文獻主要將綜合能源系統優化的研究重點放在對熱力系統的研究上。文獻[10]和文獻[11]針對冷-熱-電聯產系統與供熱管網間的關系以及熱能在管網的傳輸過程中具有一定的熱滯后及熱損失等特性，對供熱管網的熱傳輸特性進行建模進而得到最優的調度策略。綜上所述，現有文獻對IES的研究主要在單個負荷的柔性調度價值上展開，而對于同時考慮電熱負荷的綜合需求響應的研究還相對較少。因此，文章提出了一種考慮調度人員參與下的負荷跟蹤調度信號的電熱綜合需求響應模型，構建了考慮調度人員期望的電負荷調度模型，以人體對熱的感知具有模糊性建立了熱負荷需求響應模型，通過對源-網-荷-儲的動態建模以及目標函數的優化實現IES經濟運行[12-13]。

1 電熱多種負荷綜合需求響應描述

1.1 電熱負荷需求響應可調度性分析

傳統的需求側響應只考慮了單能源網的經濟性，用戶會考慮到自身的利益問題去調整用電安排進而參與到系統的調度中來[14]。隨著IES研究的不斷深入，傳統的響應方式已經不能滿足新形式下綜合能源系統的應用。熱電耦合的不斷加強要求不僅要滿足用電供需平衡還要滿足用熱的供需平衡[15]。因此，文章的電力需求側響應將會從IES的整體去研究。將部分具有可調度價值的電負荷定義為可時移負荷TSL(Time-shift Load)[16]，TSL在用電時間上具有較好的靈活性，能夠根據系統的經濟優化目標進行負荷調整，使得各個時間段的用電量變化進而對供能端產生影響達到整個系統優化的目的。

在IES中熱力負荷同電力負荷一樣也處于用能終端，因此熱力負荷同樣可挖掘其特有的調度價值。根據熱力用戶對溫度的感知具有一定模糊性對熱負荷進行優化。在我國的設計規范中規定熱感覺平均標度預測(PMV)指標宜處于±1之間，即允許熱供應側供應的熱量在一定范圍內波動。因此熱力負荷可以作為一種柔性負荷參與到整個系統的需求側響應中[17]。

1.2 電負荷需求響應建模

TSL的需求特性可以在時間軸上左右移動，D(t-τ2)和D(t+τ1)表示滯后τ2和超前τ1時間的需求特性。其群聚合特性可用如下公式表示：

(1)

式中NT為參與調度的種類，Di(t+τ1i,j)、Di(t-τ2i,k)為第i類TSL超前τ1i,j和滯后τ2i,k，mi,j、ni,k為第i類TSL超前τ1i,j和τ2i,k的數量，j和k的上限分別表示TSL在超前時間限制和滯后時間限制范圍內時移的時間有無窮多種可能，其下限表示不轉移。由于文章考慮的是日前優化調度，可令τ1i,j和τ2i,k為1 h，則最大超前以及滯后時間可以表示為：

(2)

引入期望信號將目標函數定義為TSL聚合特性與期望信號的偏差最小，即：

(3)

式中X為調度后的偏差值大小；x(t)調度信號。模型的約束條件可以表示為：

(1)TSL可時移負荷的總量之和與參與用戶的總量相等，即：

(4)

式中Ni為第i類TSL參與的用戶量。

(2)超前、滯后時間約束：

(5)

式中STi、EDt為第i類負荷正常需求下起始工作時間和結束時間，通過約束保證TSL不能前至前一天開始工作, 并且在當天結束工作。群時移電能守恒約束：

(6)

(7)

式中En、Ei為聚合特性的電量需求和為第i類TSL單位電量需求。

1.3 熱負荷需求響應建模

用戶對供熱溫度的感知具有模糊性，因此可在某一范圍調整供熱量的大小，另一方面熱能在傳輸時具有熱慣性，基于此熱負荷可作為一種柔性負荷參與到需求側響應中來。在熱傳導過程中水的比熱容為c，供熱設備在t時段提供的熱量為HHS(t)，則通過熱源質量為QHS的水由回水溫度Th(t)上升到供水溫度Tg(t)，有：

HHS(t)=cQHS(Tg(t)-Th(t))

(8)

負荷節點在t時段內消耗的熱量為HL(t)，則通過熱負荷質量為QL的水由供水溫度Tg(t)下降到回水溫度Th(t)，有:

HL(t)=cQL(Tg(t)-Th(t))

(9)

考慮到要滿足用戶對溫度的舒適度，因此t時段負荷節點吸收的熱量HL(t)應該在一定的范圍內有:

(10)

同時要保證在T′時間段內，熱負荷所消耗的總熱量的大小與用戶理想型的供熱需求總量大小一致，即:

(11)

T′=m×Δt

(12)

式中T′為調度周期內最大連續參與調度時段數。供水溫度以及回水溫度的約束為：

(13)

(14)

2 電熱綜合需求響應綜合能源系統優化調度模型

2.1 綜合能源系統結構組成

文章研究的IES主要由風機(WT)、光伏(PV)、燃氣輪機(MT)、電制熱鍋爐(EB)、燃氣鍋爐(BL)、儲能電池(EES)、儲熱罐(HS)及需求側電熱負荷組成。整體結構如圖1所示。

圖1 區域型綜合能源系統圖

其中電力系統可以與大電網并網或孤島運行，并且與電網進行電價交易，燃氣輪機為熱電聯產機組(CHP)可以消耗天然氣同時產生電和熱，電制熱更加緊密地將電-氣-熱三者耦合起來，通過調整各個設備的出力使得整個系統運行在最優狀態。

2.2 綜合能源系統各設備建模

(1)熱電聯產(CHP)模型。

熱電聯產機組消耗天然氣產生電、熱功率如下：

HMT,h(t)=PMT(t)·[1-ηMT,e-ηL]/ηMT,e

(15)

HMT(t)=HMT,h(t)·kh

(16)

式中HMT(t)、PMT(t)、HMT,h(t)分別為t時段CHP發出的熱功率、電功率和溴冷機的制熱量；ηMT,e、ηL、kh分別為發電效率、散熱損失率和制熱系數。

(2)燃氣鍋爐模型。

HBl(t)=ηBl·Qgas(t)·LHV

(17)

式中HBl(t)、Qgas(t)為t時刻輸出的熱功率和消耗的天然氣量；ηBl為鍋爐燃燒效率。

(3)制熱電鍋爐模型。

Heb(t)=Peb(t)·ηeb

(18)

(19)

(4)蓄電池模型。

(20)

(5)儲熱罐模型。

(21)

2.3 目標函數

系統的日內運行成本主要由三部分組成：購買能源、設備運行及調度響應成本。第一部分為CHP機組及燃氣鍋爐燃燒天然氣的成本及向電網購電成本。第二部分為各設備出力的運行維護及啟停成本。第三部分為TSL跟蹤調度信號的響應成本。綜合考慮電熱需求側響應，合理安排各個設備單元的出力情況，使整個系統運行的總成本最小。

MinC1=Cgas+CMT+CXE+CMC+Cqt+CTSL

(22)

(23)

(24)

(25)

(26)

(27)

(28)

式中CMT(t)為t時燃氣成本；CCH4為天然氣氣價；Cgas(t)為調度周期內消耗天然氣的成本；CXE、c_grid為購電成本和電價；CMC、c_mc為各設備的維護成本和維護系數；Cqt、Vn(t)為設備啟停成本和啟停狀態；CTSL、RTSL為TSL跟隨調度信號的響應成本和響應系數。

2.4 約束條件

(1)電力系統平衡約束。

(29)

式中Pload(t)為電負荷側引入期望調度信號x(t)后TSL優化調整的需求。

(2)供熱網平衡約束。

(30)

式中Hload(t)為熱負荷參與需求響應優化調整后的熱用戶需求。

(3)可控機組爬坡約束。

-rdlΔt≤PMT(t)-PMT(t-1)≤rulΔt

(31)

式中-rdl、rul為可控CHP機組在t時段內加載和減載的速率限值。

(4)與大電網交互功率約束。

32)

(5)儲能電池約束。

(33)

(6)儲熱罐約束。

(34)

3 算例分析

3.1 基礎數據

算例選取我國北方冬季某一區域的IES進行分析，模型中引入決策變量后成為混合整數二次規劃問題，在yalmip工具箱下編程并使用cplex求解器在Matlab環境下求解。區域電熱負荷的原始需求特性以及風光等可再生能源的預測出力如圖2所示。圖3中選取6類可時移負荷組成TSL群。峰時、平時及谷時電價為0.83、0.49、0.25。系統設備運行參數如表1所示。電儲能以及熱儲能參數如表2所示。

表1 區域綜合能源系統相關運行參數

表2 電/熱儲能參數

圖2 原始需求特性以及風光預測出力

圖3 各類TSL原始需求特性

3.2 算例分析

為驗證文章所提出考慮調度人員期望曲線的電熱綜合需求響應的可行性，對兩種不同場景下的電熱響應進行對比分析。如圖4～圖7所示，場景1下僅慮電熱綜合能源替代的響應，未考慮電熱負荷的可調度價值；場景2下同時考慮電熱綜合能源替代響應以及TSL跟蹤調度信號的電熱綜合需求響應。

圖4 場景一下電負荷平衡各機組出力曲線

圖5 場景一下熱負荷平衡各機組出力曲線

圖6 場景二下電負荷平衡各機組出力曲線

圖7 場景二下熱負荷平衡各機組出力曲線

從圖4～圖7中可以看出，情景一下的多能互補替代響應下系統可以實現電熱能源的互補利用，在電價較高時增加熱電聯產的出力，在電價低谷時從電網購電。系統可以控制各分布式單元的出力及啟停狀態以保證運行在最經濟的狀態下。此時電儲能將會在谷時電價進行充電，在平時電價時補充充電1次，在峰時電價下電儲能進行放電。電制熱在電價低谷時段增加用電量以減少燃氣鍋爐消耗天然氣使成本變低。相比較于情景二中的綜合需求響應來講，情景二中將谷時用電量從432.74 kW提高到了470.28 kW，將峰時用電量從904.48 kW降低到了829.82 kW可以更好地實現用戶側的削峰填谷。通過負荷對調度信號的跟隨使可控柔性負荷得到充分的利用。在場景一下CHP機組出力波動性較大，此時受到以熱定電運行方式的影響使機組靈活性下降。場景二下機組在中午光伏出力較大時,有一次的波動時其余時段運行較平穩出力波動更小。此時電儲能會消納部分新能源且放電時刻也會較場景一提前。電制熱不僅在低電價持續供熱且在平時由于負荷變動也會增加出力，使熱電系統的耦合性加強以及各個機組的配合更加靈活。從圖8中可以看到兩個場景夜間風光等可再生能源的消納較高，夜間的供熱也正處于高峰時刻，在此時CHP機組以及電制熱將會受到以熱定電的影響加大出力，實現新能源消納。場景一下的棄風率及棄光率為38.14%和30.02%。在場景二下由于電負荷跟蹤調度信號使負荷發生轉移，使得在谷時及平時電價下負荷增大進而將棄風率及棄光率減小到16.41%和23.53%。

圖8 不同場景下風光消納曲線

圖9、圖10為場景二下電負荷跟蹤調度信號以及熱負荷柔性參與調度響應數量的曲線，可以看出電負荷在跟蹤調度信號的同時可以降低負荷的峰谷差，在用電量較少且熱量需求較高的夜晚將峰時電價下的負荷轉移到谷時及平時段。熱負荷響應為在T’=3的情況下綜合考慮電熱耦合以及保證供熱量需求的情況下達到系統經濟成本最優。

圖9 場景二下電負荷跟隨調度信號變化情況

圖10 場景二下柔性熱負荷調度情況

4 結束語

文章建立了考慮調度人員期望信號參與的電負荷調度模型，以及針對人體對溫度的感知具有模糊性的熱負荷調度模型。通過對兩種不同情境下的優化調度結果進行對比分析，得出當僅考慮電熱替代響應時系統能夠在一定范圍內進行削峰填谷，但運行成本偏高且風光可再生能源利用率偏低。當考慮調度人員期望信號的綜合需求響應時可以在更大程度上降低綜合能源系統的運行成本，提高風光等可再生能源的利用率，通過對系統各機組出力、電熱儲能、能量轉換設備及電熱負荷的優化調整，使得各單元之間相互協調與配合保證供需平衡達到源-網-荷-儲互動的效果。