考慮電/熱需求響應的區域綜合能源系統優化調度

薄榮明,蔣 挺,孫立瑤,隋 聰

(1.東北電力大學,吉林 吉林 132012;2.國網通化供電公司,吉林 通化 135000)

0 引言

許多國家正試圖調整其能源結構,以減少對傳統化石能源的依賴[1-2]。綜合能源系統(integrated energy system , IES)的引入為優化能源供應、改善能源效率和生態環境提供了新的方法[3-5]。區域綜合能源系統是解決社會能源利用效率低以及可再生清潔能源難以消納問題的有效途徑之一。綜合能源系統中多種能量載體可以通過轉換、存儲和分配滿足終端用戶的各種能量需求。在此背景下,出現了嶄新的商業運營模式,傳統的電力供應商發展成為綜合能源供應商,能夠為能源消費者提供電能、天然氣、供熱和制冷等[6]。

需求響應(demand response , DR)通過改變終端用戶的用能方式削減峰值負荷,分為基于價格的DR和基于激勵的DR[7]。DR的概念可以進一步擴展到綜合能源系統中,綜合需求響應(integrated demand response , IDR)不僅可以調整終端用戶耗能的多少,還可以通過能源的價格改變用戶耗能的形式[8]。利用不同能源間的互補性,IDR可以提高綜合能源系統的可靠性和靈活性[9]。IDR打破了不同形式的能源之間的障礙,使能源用戶能夠根據不同的能源價格靈活地切換用能方式,例如,用天然氣和熱能來代替傳統的電能,大量的可再生能源可以被進一步利用和再利用[10],進而降低系統的運營成本。

1 綜合能源系統模型

1.1 綜合能源系統多能流耦合關系

電/氣/熱多能源系統將不同的能源形式在生產、傳輸和消費等多個方面進行優勢互補。能源中心是以電力系統、燃氣系統和熱力系統作為典型代表的多能源系統,三者相互耦合、相互關聯,無論在多種能源形式的系統中能源耦合形式多么復雜,其都可以簡化為3部分,其中包括能源輸入、能源輸出和多能源系統,見圖1。

圖1 能源中心輸入輸出端口

圖1中,左側的P為系統的原始能源輸入,右側的L為需求側的能源輸出。近似數學表達為:

L=f(P)

(1)

式中:f(·)表示多能源系統中各種能源形式的儲存、轉換、傳輸和利用等。

由于該系統中的設備只含有能量傳輸、轉換和存儲3種,因此可表示為如下關系:

(2)

L=CP

(3)

式中:Le為輸出電功率;Lh為輸出熱功率;Pe為輸入電功率;Pg為輸入天然氣;C為能源耦合矩陣;cij為第i種輸入能源與第j種輸出能源之間的耦合系數。

內部能量從輸入到輸出主要分為2個環節,即能源分配和能源轉化。能源分配是指能源按特定比例進行能源輸送或轉化;能源轉化是指能源經過能量轉換器轉換為不同的能源形式,存在一定的能源轉換效率?？蓪κ?2)進行進一步的變換:

(4)

式中:ηij為第i種能源與第j種能源之間的轉換效率。

進一步表示為:

L=ηNP=CP

(5)

式中:N為分配矩陣;η為效率矩陣。

電/氣/熱耦合系統可視為一種特殊的能源中心形式,初始輸入能源形式有電能和天然氣,輸出的能源形式有電能和熱能,通過電能、天然氣和熱能的多種能源形式有機結合構成能源中心,實現能源高效利用和滿足多類型用戶的不同需求。

1.2 綜合能源系統能源轉換設備模型

1.2.1 CHP機組

熱電聯產(combined heat and power,CHP)機組的輸出功率模型為:

PCHP,e(t)=ηCHP,e·α(t)[Q1·qgas(t)]

(6)

PCHP,h(t)=γCHP,he·PCHP,e(t)

(7)

式中:PCHP,e、PCHP,h分別為機組任意時刻的電、熱功率;ηCHP,e為機組的發電效率;α為任意時刻CHP機組的天然氣輸入比例;Q1為天然氣熱值,本文取天然氣低熱值進行計算,其值為35.88 MJ/m3;qgas為任意調度時刻的單位購氣量;γCHP,he為機組的熱電比,文中的CHP機組采用固定熱電比的模式運行。

1.2.2 燃氣鍋爐

燃氣鍋爐輸出熱功率為:

PGB,h(t)=ηGB,h·[1-α(t)]·[Q1·qgas(t)]

(8)

式中:PGB,h為任意時刻燃氣鍋爐輸出熱功率;ηGB,h為燃氣鍋爐的供熱效率;1-α為任意時刻燃氣鍋爐的天然氣輸入比例。

1.2.3 配電變壓器

配電變壓器輸出的有功功率為:

PT,e(t)=ηT,ePT,grid(t)

(9)

式中:PT,e為任意時刻配電變壓器輸出的有功功率;ηT,e為配電變壓器效率;PT,grid為任意時刻電網側注入的電功率。

2 電/熱負荷綜合需求響應模型

電力需求響應是指用戶根據價格信號或激勵機制做出響應,改變固有用電方式的行為,可分為激勵型響應和價格型響應。本文對電負荷構建價格型需求響應模型。同樣地,雖然熱力負荷也處于終端,但是熱負荷不需要像電負荷一樣保持絕對的平衡。同時,用戶對供熱溫度舒適度具有一定的模糊性,因此熱力負荷可作為一種柔性負荷具有參與調度的價值,基于此,可以在綜合能源系統管理中讓熱負荷參與到調度中。

2.1 電負荷需求響應模型

電能需求體現了電能需求量與電價的關系,即電能需求量與價格的函數關系。需求價格彈性,是用戶需求對電價變化的響應程度。根據需求價格彈性,進而分析用戶的用電量隨電價的變化情況。為了便于描述用電量與電價之間的關系,通常將需求曲線線性化。線性化后,得到用戶用電量與電價的函數關系:

(10)

式中:D為電能的需求量;p為電價;ΔD為電能變化量;Δp為電價變化量。

用戶在某一時段的用電量與該時段的電價及相鄰時段的電價有關。因此,價格彈性分為2種,即自彈性和交叉彈性。需求價格彈性表示負荷變化與電價變化之間的關系,式(11)表示自彈性為電價與相同時段負荷的關系,而式(12)表示交叉彈性為電價與不同時段負荷之間的關系。

(11)

(12)

式中:i,j為不同時間段;hii為自彈性系數(i時段的電量Di與i時段電價pi之間的關系);hij為交叉彈性系數(i時段的電量Di與j時段電價pj之間的關系)。

若Δpi=0,則i時段的hii=0;若Δpj=0,則j時段的hij=0。通常情況下,可采用電量電價彈性矩陣表示用戶各個時段的需求響應彈性。選取研究時段總數為n,可以建立n×n維電量電價彈性矩陣。因此,用戶的需求彈性表示成矩陣形式:

(13)

響應后用戶t時段的用電量:

(14)

2.2 熱負荷需求響應模型

熱用戶對供熱舒適度的感知具有一定的模糊性,在一定范圍內改變溫度值對熱用戶并沒有太大影響,從這方面來講增加了熱負荷的柔性調節能力;另一方面從供熱系統熱慣性考慮,熱網在傳輸熱能過程中具有很大的熱慣性。傳熱介質受比熱容和質量的影響,使得受熱介質的溫度變化在時間上總是滯后于傳熱介質的溫度變化,從熱源到用戶溫度變化的時滯通常為幾十分鐘到幾個小時。

在供熱舒適度方面,假設其供暖負荷為室內建筑物采暖,建筑物室內溫度可表示為:

(15)

(16)

式中:k=e-Δt/τ。

根據人體舒適度的溫度范圍,對于室內溫度有如下約束:

(17)

式中:Tmin、Tmax分別為人體舒適度可接受的最低室溫和最高室溫。

式(15)—式(17)共同構成了熱負荷需求響應模型,不考慮人的主觀意愿影響因素,該模型表明了熱負荷可以作為柔性負荷在一定范圍內具有可調度價值,即本文提出的熱力需求響應。

3 綜合能源系統優化調度模型

3.1 目標函數

綜合能源系統的優化目標包含CHP機組消耗天然氣的成本、燃氣鍋爐消耗天然氣的成本、向電網購電成本、各設備單元的運行維護成本。以一個調度周期為例,通過綜合需求響應合理地安排各機組出力,使綜合能源系統的收益達到最大。綜合能源系統的收益是指其向用戶售能所獲收入與自身運行成本之差,即:

Rop=Csale-Cbuy-Cop

(18)

式中:Rop為綜合能源系統的收益;Csale為綜合能源系統售能收入,具體來源于向其他負荷銷售電能、熱能所獲得的收入;Cbuy為綜合能源系統從電網公司和天然氣公司購能成本,假設在調度周期內購電價格和購氣價格是恒定的;Cop為綜合能源系統售能的設備運行維護成本,由電運行成本和熱運行成本構成。

3.2 約束條件

綜合能源系統約束條件由系統能量平衡約束、設備出力約束、設備爬坡約束、配電變壓器容量約束等組成。

3.2.1 系統能量平衡約束

綜合能源系統向外界供能的電能Pe(t)和熱能Ph(t)應與自身各產能設備的輸出功率保持實時平衡,即:

(19)

3.2.2 CHP機組出力約束

任意時刻CHP機組應滿足功率上下限約束:

(20)

3.2.3 CHP機組爬坡約束

任意時刻CHP機組應滿足機組爬坡約束:

(21)

3.2.4 燃氣鍋爐出力約束

任意時刻燃氣鍋爐應滿足功率上下限約束:

(22)

3.2.5 燃氣鍋爐爬坡約束

任意時刻燃氣鍋爐應滿足爬坡約束:

(23)

3.2.6 配電變壓器容量約束

任意時刻配電變壓器應滿足最大有功功率約束:

(24)

4 求解算法

對文中所提出的電/熱需求響應的綜合能源優化調度模型采用粒子群算法求解,求解流程見圖2。

圖2 模型求解流程

5 算例分析

5.1 基礎數據

為了驗證模型的有效性,選取我國某地區某一園區綜合能源系統。以一天24 h為調度時間,單位調度時間是0.5 h。系統電負荷和熱負荷曲線見圖3,峰谷平分時電價參數見表1,綜合能源系統主要設備參數見表2。電力價格型需求響應自彈性系數取-0.2,交叉彈性系數取0.03,熱力需求響應中建筑物的熱阻均取18° C/kW,建筑物的室內最佳溫度是21 ℃,最低溫度是18 ℃,最高溫度是24 ℃,電價為0.4元/kWh,天然氣價格為2.5元/m3。

表1 峰谷平分時電價參數

表2 綜合能源運營商主要設備參數

圖3 電/熱負荷預測曲線

5.2 仿真結果

基于已建立的需求響應模型和綜合能源運行優化模型進行仿真分析。仿真過程中進行負荷響應和調節,綜合能源系統收益最大為優化目標,為了驗證該系統考慮電/熱多種負荷綜合需求響應的優勢,設置了以下幾種場景方案進行對比。

1) 方式1:未考慮綜合需求響應。

2) 方式2:僅考慮了電負荷需求側響應。

3) 方式3:僅考慮了熱負荷需求側響應。

4) 方式4:考慮了電力與熱力綜合需求響應。

不同運行方式下需求響應側電負荷優化曲線見圖4,不同運行方式下需求側熱負荷的優化曲線見圖5。

圖4 不同運行方式下需求響應側電負荷優化曲線

圖5 不同運行方式下需求側熱負荷的優化曲線

從圖4和圖5中可以看出,在綜合能源管理中,考慮多種負荷綜合需求響應比未實行需求響應以及實行電負荷需求響應或實行熱負荷需求響應的單一負荷需求響應起到更好的削峰填谷作用,更有效地降低了峰谷差。

不同運行方式下CHP機組電出力曲線見圖6,不同運行方式下CHP機組熱出力曲線見圖7。

圖6 不同運行方式下CHP機組電出力曲線

圖7 不同運行方式下CHP機組熱出力曲線

從圖6與圖7中可以看出,運行方式4中CHP機組的電出力和熱出力比較平穩,波動較小,在2～10時段,未考慮需求響應時CHP機組出力波動較大,其機組靈活性較低,考慮綜合需求響應,電力負荷受價格型需求響應的影響以及熱力負荷受供熱傳輸延遲和供熱舒適度模糊性的影響,能夠有效提高CHP機組的靈活性。

不同運行方式下綜合能源系統運行成本、購能成本、售能收入見表3。

表3 不同運行方式下綜合能源系統經濟性對比 單位:元

從表3看出,未實行需求響應時,綜合能源系統運行成本為8 550.538元,實行綜合需求響應系統后運行成本為7 940.228元,運行成本有所下降。未實行需求響應時,綜合能源系統購能成本為5 411.612元,實行綜合需求響應后系統購能成本為4 895.399元,購能成本有所下降。綜合需求響應的應用提高了區域綜合能源系統電/熱生產的靈活性,考慮電/熱多種負荷綜合需求響應相比于單一考慮需求響應,可有效地降低需求側用戶的總能源消耗成本以及系統的運行成本。

6 結論

隨著電/熱負荷日益聯系密切,在綜合能源管理中熱力負荷同樣也具有可調度價值。針對現有研究較少考慮需求側各類負荷的可調度性的情況,基于電力需求側響應在削峰填谷、消納新能源方面起到了重要的作用,在電力負荷價格型需求響應的基礎上,根據熱力負荷在傳輸時具有延遲性以及熱用戶對供熱舒適度具有模糊性的特點,可以將熱力負荷作為柔性負荷參與到優化調度中,建立了熱力負荷需求響應模型。在綜合能源系統優化時,綜合考慮電負荷與熱負荷間的優勢互補,提高能源利用效率,協調網內電源優化,使CHP機組更加靈活地運行,節約了綜合能源系統能源消耗成本。