计及柔性电负荷的综合能源系统规划
时间：2023-02-28 18:05:06 来源：柠檬阅读网 本文已影响 人 
王凯旋，张玉敏*，吉兴全，杨子震，李 哲，邢家维
(1.山东科技大学 电气与自动化工程学院，山东 青岛 266590；
2.中国电力科学研究院有限公司 电力自动化研究所，北京 100192；
3.国网山东电力公司 电力科学研究院，山东 济南 250003)
综合能源系统(integrated energy system, 简称IES)能在能源生产、传输、存储及消纳等环节进行电气热的相互转化，实现多能互补和优化[1-3]，提高运行效率.因此，有关IES的优化规划已引起国内外学者的广泛关注[4-6].文献[7]提出含多种能源的IES规划模型，对常规机组、输电线路及燃气锅炉进行选址及定容.文献[8]计及电转气设备与燃气轮机，提出一种配置电转气设备的电气联合优化规划模型，该模型能在一定程度上提高综合能源系统对新能源的消纳能力.文献[9]提出的规划模型同时考虑了天然气系统和电力系统.文献[10]在电气综合能源系统规划的基础上，增加储能系统，发挥了储电和储气在综合能源系统规划中的作用.文献[11]通过多种能源的协调和互补，在有限资金约束下对综合能源系统的最优容量进行规划，实现了资源的最优利用.文献[12]以弃风量及用户侧峰谷负荷方差为目标函数，构建了鲁棒性强的综合能源系统规划模型.文献[13]考虑光伏发电出力的间歇性和波动性，提出了一种计及含不确定电气热的综合能源系统规划模型.文献[14]分析了风电不确定性对综合能源系统规划的影响，研究了不同风电穿透率下各项成本变化的情况.
以上研究，仅考虑供应侧不同类型能源及其不确定性对综合能源系统规划的影响，未考虑需求侧不同类型负荷对综合能源系统规划的影响.需求侧的柔性负荷，有平滑负荷曲线、减小负荷峰谷差、促进风电消纳的作用[15]，因此研究人员对计及柔性电负荷的综合能源系统规划模型进行了研究.文献[16]构建了可削减负荷、可平移负荷和可转移负荷3种类型的柔性负荷模型，验证了柔性负荷能调整负荷曲线，实现了综合能源系统的经济运行.文献[17]构建了冷热电3种负荷的可平移负荷模型，证明了该模型能有效平滑负荷曲线、降低综合能源系统的运行成本.文献[18]分析可转移电负荷对能源互联微网的影响，构建了能源互联微网供需双侧多能协同优化模型，但该模型未考虑可削减负荷.文献[19]考虑可平移负荷、可转移负荷和可削减负荷，采用混合整数线性规划方法，对综合能源系统进行了优化配置.文献[20]对综合能源系统进行建模，将电气热柔性负荷纳入需求侧的响应资源，算例分析结果表明多种柔性电负荷参与调度能减小负荷峰谷差，提高系统的经济性.文献[21]构建了柔性电负荷和柔性热负荷模型，解决了风电与热电整合时出现的问题，提高了风电使用效率.文献[22]构建了电热柔性负荷模型，提出了计及氢能及柔性电热负荷的综合能源系统低碳运行模型，有效降低了系统的峰谷差.文献[23]构建了计及电热柔性负荷的综合能源系统规划模型，该模型能提高系统运行的经济性和可靠性.该文在综合能源系统需求侧引入柔性电负荷，提出计及柔性电负荷的综合能源系统规划模型，分析柔性电负荷对综合能源系统的影响，通过算例系统验证模型的经济性和可靠性.
IES为能源中心，能完成能量的生产、传输、存储及消纳，有效提升供能的高效性和灵活性.IES的结构如图1所示.供应侧方面，IES的大部分电能由电网和风电场提供.能源耦合方面，电转气(power to gas, 简称PTG)设备可提高系统对新能源的消纳能力，热电联产(combined heat and power, 简称CHP)设备可最大限度提高能源利用率，燃气锅炉消耗天然气、产生热能.能源需求方面，电负荷有刚性、柔性电负荷2种类型.
图1 IES的结构
2.1 可转移负荷
可转移负荷是在规定时间内对负荷进行转移，并保证转移前后负荷总量不变的柔性负荷.
(1)
(2)
负荷转移后，用户得到的经济补偿费用为
(3)
其中：λtrans表示可转移负荷的单位补偿价格，T表示规划年数.
(4)
且满足如下约束
(5)
(6)
2.2 可削减负荷
可削减负荷是在固定时段内，在满足用户用能需求的前提下能对负荷功率进行削减的柔性负荷.对可削减负荷参与需求响应提供一定的经济补偿，可有效调动用户的积极性，引导用户在高峰时段削减部分负荷.第h时段的可削减负荷可表示为
(7)
对可削减负荷，还需要限制其削减次数，其对应的约束为
(8)
(9)
其中：βmax为典型日内最大削减次数；
Nmax为连续削减次数的最大值；
k=1,2,…,h0-Nmax+1.
负荷削减后，用户得到的补偿费用为
(10)
其中：λcut为可削减负荷的单位补偿价格.
3.1 目标函数
计及柔性电负荷的IES规划的目标函数为
(11)
其中：Z为规划总成本，Cinv(t)为第t年的投资成本，Cop(t)为第t年的运行成本，Ceens(t)为第t年的电能不足成本，Cw(t)为第t年的弃风成本，Cflex(t)为第t年的柔性负荷补偿调度总成本，λt为第t年的现值系数，γ为第t年的资金回收率.
投资成本的表达式为
(12)
运行成本的表达式为
(13)
其中：NG为天然气源的数量；
d0为所有设备的典型日天数；
Oi，Of，Oc，Op和Og分别为常规发电机组、燃气锅炉、CHP设备、PTG设备和天然气源的单位运行成本；
Pi,d,h,t，Hf,d,h,t，Pc,d,h,t，Pp.d.h.t和Sg,d,h,t分别为常规发电机组、燃气锅炉、CHP设备、PTG设备和天然气源每小时的出力.
电能不足成本的表达式为
(14)
弃风成本的表达式为
(15)
现值系数的表达式为
λt=1/(1+τ)t-1，
(16)
其中：τ为资金折现率.
柔性负荷调度补偿成本的表达式为
Cflex(t)=Ctrans(t)+Ccut(t).
(17)
3.2 约束条件
综合能源系统的约束包括：设备投运状态约束、运行约束、电力系统约束、热力系统约束以及天然气系统约束.
3.2.1 设备投运状态约束
设备投运状态约束为
xa,t-1≤xa,t，∀t,∀a∈i+,l+,f+,c+,p+,
(18)
(19)
3.2.2 运行约束
常规发电机组的出力约束为
(20)
输电线路潮流约束为
(21)
|Pl,d,h,t-Bl(θm,d,h,t-θn,d,h,t)|≤M(1-xl,t),
(22)
其中：Pl,d,h,t表示线路传输功率；
Bl表示线路导纳；
θn,d,h,t表示线路起点的相角，θm,d,h,t表示线路终点的相角；
M是一个常数，取为1015.
燃气锅炉运行约束为
(23)
(24)
CHP设备运行约束为
(25)
(26)
(27)
PTG设备运行约束为
Gp,d,h,t=ηpPp,d,h,t，
(28)
(29)
其中：ηp为PTG设备的效率，Gp,d,h,t为PTG设备的产气功率.
3.2.3 电力系统约束
电力系统约束为
(30)
(31)
(32)
3.2.4 热力系统约束
热力系统约束为
(33)
3.2.5 天然气系统约束
天然气系统约束为
(34)
(35)
(36)
4.1 算例系统
以IEEE 14-NGS14电气热耦合系统[14]为例，对该文提出的计及柔性电负荷的IES规划模型的有效性进行验证.图2为算例系统结构，其中G代表已接入的常规发电机组，GC代表候选常规发电机组，GS代表天然气源，GW代表风电机组.电力网有12台常规发电机组(7台已接入、5台候选)，27条输电线路(20条已接入、7条候选)，2个风电场和14个电负荷；
天然气网有2个气源、13条天然气管道和3个气负荷；
热网有12台燃气锅炉(7台已接入、5台候选).系统包含4台候选CHP设备和4台候选PTG设备.常规发电机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG设备各项参数见文献[14].
图2 算例系统结构
系统规划年限为10 a，资金回收率为10%，年折现率为5%，电、热、气负荷的年增长率分别为2.5%，2.5%，5%；
可转移负荷的补偿价格为12.12 $·(MWh)-1，可削减负荷的补偿价格为31.82 $·(MWh)-1；
电能不足成本价格为450 $·(MWh)-1、弃风成本价格为300 $·(MWh)-1.
在4个典型日(共计96 h)的[8 h,15 h]，[32 h,39 h]，[56 h,63 h]，[80 h,87 h]时段设置转移负荷；
用户接受负荷转移的时段为[4 h,20 h]，[28 h,44 h]，[52 h,68 h]，[76 h,92 h]；
在每个能源中心均设置可削减负荷；
每个能源中心每典型日的最大削减次数为20，最大连续削减次数为3.
4.2 规划结果
4种场景的定义如下：
(1)场景1：不计及柔性电负荷，对系统进行解耦规划.
(2)场景2：计及柔性电负荷，对系统进行解耦规划.
(3)场景3：不计及柔性电负荷，对系统进行耦合规划.
(4)场景4：计及柔性电负荷，对系统进行耦合规划.
表1为不同场景的规划结果.表 2为不同场景的各项成本.
设备的序号，括号内的数字表示对应设备的投运年份序号；
空白表示不适用.
由表2可知：计及柔性电负荷后，无论是解耦规划还是耦合规划，系统的投资成本、运行成本、弃风成本、电能不足成本和总成本均有明显的下降，表明柔性电负荷能平滑负荷曲线、削峰填谷，进而降低系统运行成本；
PTG设备能提升系统的风电消纳能力，使耦合规划的弃风成本低于解耦规划的弃风成本.
4.3 柔性电负荷对IES的影响
图3为不同场景下常规发电机组出力随时间变化的曲线.由图3可知：解耦规划下，场景2常规发电机组每年的出力均小于场景1；
耦合规划下，场景4常规发电机组每年的出力均小于场景3.因此，计及柔性电负荷能使常规发电机组的出力减少，降低系统运行成本.
图3 不同场景下常规发电机组出力随时间变化的曲线 图4 不同场景下PTG设备耗电量随时间变化的曲线
图4为不同场景下PTG设备耗电量随时间变化的曲线.由图4可知：在第5年之前，场景4 PTG设备的耗电量大于场景3；
第5年之后，场景4 PTG设备的耗电量小于场景3.因此，计及柔性电负荷能使PTG设备的耗电量下降，降低系统运行成本.
图5为不同场景下弃风量随时间的变化曲线.从图5可知：解耦规划下，场景2每年的弃风量均小于场景1；
耦合规划下，场景4每年的弃风量均小于场景3.因此，计及柔性电负荷能使系统的弃风量下降，降低弃风成本.
图5 不同场景下弃风量随时间变化的曲线 图6 不同场景下电能不足量随时间变化的曲线
图6是不同场景下电能不足量随时间变化的曲线.从图6可知：解耦规划下，场景2每年的电能不足量均小于场景1；
耦合规划下，场景4每年的电能不足量均小于场景3.因此，计及柔性电负荷能使系统的电能不足量下降，降低电能不足成本.
该文在综合能源系统需求侧引入柔性电负荷，考虑运行成本、弃风成本、电能不足成本和柔性负荷调度补偿成本，构建了计及柔性电负荷的IES规划模型，分析了柔性电负荷对IES的影响.算例分析结果表明：计及柔性电负荷之后，运行成本、弃风成本、电能不足成本均呈下降趋势，说明柔性电负荷能有效提高综合能源系统的经济性和可靠性.后续研究将在该文模型基础上，分析在供应侧的风电不确定性对综合能源系统的影响，研究提出计及源荷不确定的综合能源系统规划模型.
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