基于电价-负荷联动响应的热电联产系统风电消纳调度方法与流程

本发明涉及电力系统的优化调度领域，具体涉及一种基于电价-负荷联动响应的热电联产系统风电消纳调度方法。

背景技术：

作为清洁的可再生能源，风力发电有着广阔的发展前景。风电出力具有不确定性和明显的反调峰特性，在风电装机规模迅猛增大的同时，弃风现象时有发生。特别是在“三北”地区，弃风现象严重。依据国家能源局统计的2017年风电数据，显示我国平均弃风率约12％，其中甘肃、新疆、吉林、内蒙古、黑龙江分别弃风33％、29％、21％、15％、14％。分析其原因，一方面，电源结构不合理，具备灵活调节能力的电源比例明显不足，存在调峰困难，尤其在冬季供暖期，供热机组总量大、比例高，“以热定电”的运行模式进一步降低了调节能力，弃风限电形势严峻；另一方面，当地电负荷总量小，风电远距离输送受到阻碍，造成了较大的弃风。“三北”地区的高弃风率成为社会关注的热点，已影响到我国风电的健康持续发展。

随着电力市场改革的稳步推进，现货电力市场体系不断完善，它真实反映了电力系统供需情况并提供价格信号，实现调度运行和市场交易的有效衔接，是解决已存在弃风问题的有效途径。现阶段国内外学者当前主要从储能、热电解耦、需求响应等方面探讨风电消纳问题。针对风电出力的波动性和随机性，可在系统中引入蓄电池储能、抽水蓄能技术，提高风电的可调性，实际中不能忽视高昂的储能成本。或将电锅炉设置在热电厂内部，消纳弃风补偿供热，风电消纳能力受电锅炉容量限制。或将需求价格弹性引入调度系统，根据每时刻电价费用差异引导用户做出响应，主动改变用电消费模式，完成负荷转移，提高负荷低谷时期风电消纳能力，但此需求响应大多数均是通过数值假定或社会问卷调查，难以保证需求价格弹性响应的精度。

综上所述，目前的研究尚未从实时电价角度出发并考虑电锅炉参与，通过经济信号引导发电侧、发配侧、用电侧等市场主体积极配合风电消纳。

技术实现要素：

为解决上述技术问题，本发明提供一种基于电价-负荷联动响应的热电联产系统风电消纳调度方法，实现了日负荷整体的动态转移，使联合系统的消纳弃风上网费用及辅助服务费用之差最大，同时降低了负荷峰谷差。

本发明采取的技术方案为：

基于电价-负荷联动响应的热电联产系统风电消纳调度方法，包括以下步骤：

步骤一、建立基于负荷比例的实时电价模型：

根据一天每时刻下负荷占日总负荷的比例，将一天的总电费分摊到每个时刻，以每个时段电费分摊后的电价作为实时电价，增大高负荷时段电价，减小低负荷时段电价；根据某日24时刻负荷数据，将电网购电成本、输配电损耗、输配成本和政府性基金的总电费和分摊到各时刻，求解得出此负荷对应的实时电价。

设某日第t时刻下负荷为dt，周期t为24小时，该日总电量为q，则有：

设某日内销售电价包括以下四部分，分别为政府性基金pg、输配电损耗pl、购电成本pp、输配电价ph，则用户侧当日总电费fb为：

fb＝(pg+pl+pp+ph)gq(2)

依据负荷水平与电价水平成正比例关系，得出：

dl:dk＝spl:spk(3)

式中，dl、dk分别表示第l时刻、第k时刻的实时负荷；spl、spk分别表示第l时刻、第k时刻的实时电价。

根据式(3)比例关系，计算得出第t时刻的实时电价spt：

式中，da表示某日24小时平均负荷。

步骤二、建立联合系统的三种调度策略：

本发明所提策略为根据负荷变动产生新的实时电价，引导电力用户做出响应，实现负荷与实时电价联动响应，从而引导电力市场各主体之间的市场行为，使负荷跨时段转移，在风电富于情况下提供风电消纳空间；在风电-热电联产系统中的用户侧增设电锅炉，实现热电解耦，与电锅炉设置在热电厂内部的传统供热模式相比，减少了传输过程中的热能损耗。热电联产机组供热不足时，则利用电锅炉从电网购电运行保证供热平衡，系统结构如附图1所示。

当电网中存在弃风时，可降低热电联产机组热出力，利用电锅炉消纳过剩风能补充由热电联产机组热出力降低导致的供热不足，根据热电耦合关系，参考图10抽汽式热电联产机组的运行特性图。图10中bc段对应机组的背压工况，此时机组进汽全部用于供热，电热功率成线性关系，可以用cm和k两个参数表示,公式如下：

pi,t＝cmgpr,t-cmgk

式中，cm表示bc斜率，k表示bc与x轴交点的横坐标。

热电联产机组热出力的降低可使其电出力减低，则可以进一步增大系统对风电的消纳。分析可知：

系统由热电联产系统和电锅炉担任供热任务，热电联产机组供热不足时，则利用电锅炉从电网购电运行保证供热平衡，增加了系统对风电的消纳，同时就近供热减少了热量损耗。根据上式，当热电联产机组热出力降低时，热电联产机组电出力也会随之降低，系统由热电联产机组、火电机组和风电机组共同担任供电任务，此时为保证系统供电平衡，火电机组或风电机组必定需要增发部分电功率，弥补热电联产机组电出力降低导致的供电不足，同时电锅炉也要购电增发热量满足热负荷需求，当消纳弃风上网费用大于辅助服务费用时，则优先利用风电机组进行供电，即进一步增大系统对风电的消纳。

电力市场电价随着负荷波动而波动，在高峰负荷时价格高，在低谷负荷时价格低，而在低谷负荷时也是风电富余的时段，使得风电难以被消纳。针对风电的这种反调峰特性，通过电力市场实时电价的调控和引导，使得一部分大用户将负荷跨时段转移到低谷时期，这样不仅减少了自身的用电费用，而且也增加了风电的吸纳空间，实现了风电的有效消纳，同时也减少了负荷的峰谷差，利于电力系统安全稳定运行。

风电消纳过程实质上采用了两个措施：①在电力市场框架下利用实时电价，引导市场主体的市场行为，使负荷跨时段转移，提供风电消纳空间；②利用了电锅炉的电热转换特性，利用其双重风电消纳功能代替热电机组对外进行供热和购电。本发明按以下三种策略对比分析联合系统的经济性和可靠性：

策略1：各时刻电价不发生变化，不采用负荷转移措施，当热电联产机组达到供热极限仍无法满足供热需求时则利用电锅炉提供热量保证供热平衡；

价格弹性模型：需求价格弹性模型中实时负荷计算公式，如下所示：

分析上式，可根据初始负荷d0(i)、自弹性系数εi,i(i＝j)、互弹性系数εi,j、实时电价p(j)、初始电价p0(j)求解得出实时负荷d(i)，在目标函数求解之前优化了负荷曲线起到削峰填谷作用。负荷曲线由附录图5中的策略1所示曲线优化为策略2所示曲线。论文中引用策略2的目的是与本发明所提策略3进行对比，验证本发明所提策略的正确性和可行性。

策略2：仅采用需求价格弹性模型，假设电力用户的24时刻总用电量不变，初始电价为实时电价平均值，自弹性系数为-0.2，互弹性系数为0.033，且互弹性响应仅存在于所选择该时刻前后3小时。

策略3：即本发明所提策略，采取“负荷-电价”实时联动与利用电锅炉解耦热电约束，设每时刻下系统可转移负荷占用户侧总负荷比例β取10％。

步骤三、建立风电消纳调度模型：

3.1、目标函数：

以消纳弃风上网费用及辅助服务费用之差最大为目标函数，其中消纳弃风上网费用如下：

式中，e表示消纳弃风上网费用；c表示风电上网电价；pw,t表示t时刻下并入电网的风电功率；pw,t1表示策略1下t时刻下并入电网的风电功率。

辅助服务费用包括两部分，分别为负荷转移费用及电锅炉供热损失费用。负荷转移费用包括转换成本、学习成本、心理成本，实际计算中可将单位负荷转移成本分为变动成本和固定成本，变动成本与实时电价有关，固定成本与实时电价无关；电锅炉供热损失费用指对电锅炉从电网购电发出热功率过程中损耗的电能给予补偿，分别如下：

式中，f1表示负荷转移费用；du,t表示t时刻用户侧的实时负荷；dl,t表示t时刻用户侧的预测负荷；bt表示与实时电价有关的变动成本系数；gt表示实时电价无关的固定成本系数；f2表示电锅炉供热损失费用；pdgl,t表示t时刻下电锅炉供热功率；α表示电锅炉耗电制热效率，取95％。

最终目标函数为：

式中，s表示消纳弃风上网费用及辅助服务费用之差。

3.2、运行约束条件：

3.2.1、电力系统约束：

可转移负荷能在特定周期内，总用电量不变，而灵活调节各时段的用电量，为保证系统的安全稳定，设定可转移负荷功率约束：

dl,tg(1-β)≤du,t≤dl,tg(1+β)(9)

式中，dl,t表示t时刻用户侧的预测负荷，β表示每时刻下系统可转移负荷占总负荷比例。

功率平衡约束：

常规机组出力约束：

式中，分别表示火电机组、热电联产机组的最小、最大电出力。

机组爬坡约束：

式中，分别表示火电机组、热电联产机组电出力的下降速率和上升速率。

机组启动和停运约束：

式中，表示火电机组或热电联产机组i在t时刻的启停状态。

机组运行、停运时间约束：

式中，ti,on和ti,off分别表示机组i连续运行的时间和连续停运的时间；和分别表示机组最小运行时间和最小停运时间。

备用约束：

式中，分别表示负荷预测误差正备用、负备用；分别表示风电预测误差正备用、负备用。

用电时刻约束：

式中，max(dtf)、min(dtg)分别表示完成负荷转移之后电力用户负荷最大值和最小值；tf、tg分别表示负荷最大值、最小值对应的时刻。

风电场出力约束：

0≤pw,t≤pw,t,yc(17)

风电上网比例约束：

式中，γ为每时刻下pw,t占总负荷的比例，取25％。

3.2.2、热力系统约束

供热平衡约束：

pdgl,t+pr,t＝prfh,t(19)

式中，pr,t表示t时刻热电联产机组的热出力；prfh,t表示t时刻热负荷。

电锅炉热出力约束：

式中，和分别表示电锅炉热出力最小值和最大值。

电锅炉热出力爬坡约束：

式中，和分别表示电锅炉热出力下降速率和上升速率。

本发明一种基于电价-负荷联动响应的热电联产系统风电消纳调度方法，技术效果如下：

(1)、引入了实时电价机制，根据负荷变动产生新的实时电价，新的实时电价引导电力用户做出响应，实现负荷与实时电价联动响应，从而引导各主体之间的市场行为，实现了日负荷整体的跨时段动态转移。并且在热负荷中心安装电锅炉解耦“以热定电”约束，提高了负荷低谷时期风电消纳能力，降低了负荷峰谷差。

(2)、基于负荷波动和电价波动的联系，将一天内消耗的总电费分摊到各时刻，并以用户侧各时刻负荷占日总负荷的比例为标准，设定可转移负荷比例约束。根据负荷变动产生新的实时电价，新的实时电价引导电力用户做出响应，在求解弃风上网费用及辅助服务费用之差最大的过程中，实现日负荷整体的跨时段动态转移，同时计算得出对应的实时电价。

(3)、将电锅炉安装在热负荷中心，减少了传输过程中的热能损耗。电锅炉在热电联产机组供热不足时刻，从电网购电运行保证供热平衡。当联合系统存在弃风，则利用电锅炉解耦“以热定电”约束，降低热电联产机组热出力，以电锅炉从电网购电发出热功率补充供热缺额。

(4)、该方法实现联合系统供电供热平衡下最大程度消纳风电，实现用户侧负荷的削峰填谷。

附图说明

图1为含电锅炉的热电厂系统结构示意图。

图2为基于负荷比例的实时电价模型图。

图3为电锅炉解耦“以热定电”约束流程图。

图4为基于机组优先顺序法确定负荷分配流程图。

图5为三种策略下用户侧负荷对应的实时电价图。

图6为三种策略下用户侧对应的实时电价图。

图7为热电解耦前后电锅炉功率值变化图。

图8为三种策略下的弃风功率曲线图。

图9为策略三下各费用比较图。

图10为抽汽式热电联产机组的运行特性图。

具体实施方式

合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述。

参见图2，本发明实施例公开了一种基于负荷比例的实时电价模型，考虑负荷波动和电价波动的联系，将一天内消耗的总电费分摊到各时刻，并以各时刻负荷占总负荷的比例为标准，求解得到实时电价。以某调度日为例，其实施步骤为：

s11：根据负荷水平与电价水平成正比例关系，将转移后24时刻总负荷代入式(4)，计算得出此负荷数值对应的实时电价和总电费，并将此总电费与当日总电费fb比较，若小于fb则输出实时电价；若大于fb则无解。考虑24时刻周期下实现日负荷整体的动态转移，三种策略用户侧负荷及对应的实时电价分别如图5、图6所示。

参见图3，采用电锅炉解耦“以热定电”约束，消纳系统内过剩的风能，其具体步骤包括：s21：根据热负荷和热电联产机组热出力，确定供热不足时刻，启动电锅炉向电网购电发出热功率；

s22：根据式(8)和式(17)，确定弃风时刻，利用电锅炉解耦“以热定电”约束，降低热电联产机组热出力，再以电锅炉从电网购电发出热功率补充供热缺额，热电解耦前后电锅炉功率值变化如图7所示。

参见图4，基于机组优先顺序法确定电负荷、热负荷的分配，实现联合系统优化调度，具体内容包括：

s31：确定t时刻下风电最大接入量，并计算得出旋转备用容量；

s32：若旋转备用满足联合系统要求，则计算得出弃风费用，再基于优先顺序法确定24时刻下电负荷、热负荷的分配，使联合系统发电成本最小。三种策略下的弃风功率曲线如图8所示，策略三弃风功率最小。策略三下各费用比较如图9所示，23时至4时系统对电锅炉解耦以热定电约束及用户测负荷转移依赖大，消纳弃风多，使弃风消纳收益显著；5时至22时此时间段内负荷大而风电功率小，使得系统可以完成风电的全消纳，较少依赖电锅炉解耦以热定电约束及用户测负荷转移，弃风消纳收益小。三种策略下各费用及风电消纳对比如表1所示。

表1三种策略下各费用及风电消纳对比

综上可以看出，本发明考虑了电力市场下多方主体的联合行为对风电消纳的影响，提出了一种基于“电价-负荷”联动响应的热电联产系统风电消纳调度方法。通过采取实时电价与利用电锅炉解耦“以热定电”约束使联合系统消纳更多的弃风功率。以实时电价引导各主体之间的市场行为，使得用户峰谷差异得到明显的改善，利于电力系统安全运行。且使发电费用减少，降低了能源消耗和环境污染，符合电力节能减排政策。