張 宇，李成鑫，喻 理，龔曉峰

(四川大學(xué)電氣工程學(xué)院，四川 成都 610065)

1 引言

開放售電側(cè)電力市場是中國新一輪電力體制改革的重點(diǎn)之一，售電公司成為這種環(huán)境下的新興主體[1]。售電公司通過代理用戶參與批發(fā)市場進(jìn)行購電，再通過零售市場向用戶進(jìn)行售電，成為發(fā)電側(cè)與用戶側(cè)之間的一個新紐帶。由于用戶用能的不確定，基于負(fù)荷預(yù)測的用戶計劃電量與實際電量之間必然存在偏差，即為偏差電量[2-3]。在電力現(xiàn)貨市場形成前的過渡階段，偏差電量考核成為解決偏差電量問題的重要舉措。售電公司為增加客戶粘性，一般都會選擇自己承擔(dān)偏差考核風(fēng)險，這就給售電公司的盈利能力帶來較大挑戰(zhàn)，嚴(yán)重情況下甚至可能出現(xiàn)虧損。

學(xué)者們針對如何降低偏差電量，進(jìn)行了大量的研究，總結(jié)起來，主要的思路是以下方面：①優(yōu)化售電公司自身的經(jīng)營策略[4-5]，特別是通過需求響應(yīng)[6-7]來降低偏差電量。但這些策略大多停留在概念層面，對于如何根據(jù)偏差電量選擇何時中斷、中斷次數(shù)、中斷持續(xù)時間和用戶定價補(bǔ)償費(fèi)用等可操作性方面的研究較少。②提高負(fù)荷預(yù)測精度[8-9]。但受制于負(fù)荷預(yù)測算法精度局限性和用戶用能的隨機(jī)波動性，負(fù)荷預(yù)測誤差不可避免，通過提高預(yù)測精度來降低偏差電量難度較大。③售電公司間的電量互保[10-11]，但這種方式存在一定的轉(zhuǎn)移費(fèi)用，同時受制于市場規(guī)則。

冷熱電聯(lián)供(CCHP)技術(shù)因能源的梯級利用而提高了能源利用效率[12]，近年來得到了大力發(fā)展。文獻(xiàn)[13]利用CCHP系統(tǒng)的可控出力特性，將其作為降低偏差電量的有效手段，所提出的滾動優(yōu)化綜合考慮偏差電量考核，并構(gòu)建了擁有CCHP系統(tǒng)的售電公司滾動優(yōu)化模型。但文中沒有采用儲能等其它技術(shù)手段解決CCHP系統(tǒng)的熱電耦合性，還存在一定的能量浪費(fèi)，在偏差電量考核機(jī)制下的整體經(jīng)濟(jì)性還有待提高。隨著儲能技術(shù)的進(jìn)步和成本的降低[14]，其實際應(yīng)用越益可期。儲能系統(tǒng)解耦冷熱電能量耦合可以降低運(yùn)行成本，同時還可以降低整個系統(tǒng)的設(shè)備容量，減少初始投資成本。

因此，本文針對擁有配網(wǎng)運(yùn)營權(quán)的售電公司，在其擁有的CCHP系統(tǒng)基礎(chǔ)上，再引入風(fēng)力、光熱和儲能系統(tǒng)，利用CCHP系統(tǒng)的可控性和儲能設(shè)備的可調(diào)度性，實現(xiàn)能量消耗的跨時段轉(zhuǎn)移以進(jìn)一步高性價比地降低偏差電量。基于日結(jié)算周期的偏差電量考核機(jī)制，以售電公司經(jīng)濟(jì)效益最大化為目標(biāo)，構(gòu)建了售電公司優(yōu)化調(diào)度模型。以某售電公司用戶負(fù)荷數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，通過算例分析驗證了本文所提模型和運(yùn)行策略的正確性和有效性，可為售電公司降低偏差電量提供新思路。

2 產(chǎn)能系統(tǒng)與偏差電量考核機(jī)制

2.1 產(chǎn)能系統(tǒng)模型

本文提出一種含儲能的售電公司產(chǎn)能系統(tǒng)，以CCHP系統(tǒng)為基礎(chǔ)，聯(lián)合風(fēng)光儲，協(xié)同電力網(wǎng)絡(luò)，滿足用戶多種用能需求，其具體結(jié)構(gòu)如圖1所示，產(chǎn)能系統(tǒng)歸屬于售電公司。在運(yùn)營模式上，售電公司通過從電網(wǎng)購入電量和產(chǎn)能系統(tǒng)出力，為用戶提供電負(fù)荷，考慮到熱能在轉(zhuǎn)換、傳輸過程中損耗較大，所以冷熱負(fù)荷由產(chǎn)能系統(tǒng)提供。在儲能中，儲電設(shè)備通過調(diào)度各個設(shè)備的出力來降低偏差電量，儲冷和儲熱設(shè)備則調(diào)控冷熱設(shè)備以降低運(yùn)行成本。

圖1 產(chǎn)能系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

售電公司的產(chǎn)能系統(tǒng)由能量輸入、能量轉(zhuǎn)換、能量儲存和能量輸出4部分組成。產(chǎn)能系統(tǒng)將風(fēng)力發(fā)電、CCHP系統(tǒng)、太陽能集熱和儲能設(shè)備優(yōu)勢互補(bǔ)，并且基于能源梯級利用的原則，以滿足用戶對冷、熱、電負(fù)荷需求。文中的風(fēng)力發(fā)電和CCHP系統(tǒng)互補(bǔ)，太陽能則利用其光熱來滿足熱負(fù)荷，都采用最大化消納原則。

CCHP系統(tǒng)中的內(nèi)燃機(jī)在發(fā)電同時，產(chǎn)生了大量的廢熱，通過熱回收單元回收，提供給吸收式制冷機(jī)和熱交換器以供冷和供熱，引入熱泵、高溫?zé)崴畽C(jī)組和太陽能集熱器使系統(tǒng)更加可靠。另外，CCHP系統(tǒng)與儲能設(shè)備結(jié)合、協(xié)調(diào)運(yùn)行，儲能設(shè)備通過調(diào)度各產(chǎn)能設(shè)備的出力來滿足客戶用能需求，以降低整個調(diào)度周期的偏差電量。

2.2 產(chǎn)能系統(tǒng)的主要設(shè)備模型

1)CCHP發(fā)電機(jī)組的輸出電功率為

Epgu(t)=Fpgu(t)·ηpe·ηte

(1)

(2)

(3)

式中：Fpgu(t)為發(fā)電機(jī)組在t時段的天然氣消耗量；Epgu(t)為發(fā)電機(jī)組在t時段輸出的電功率；ηpe和ηte分別為發(fā)電機(jī)組的電效率和熱效率；α0、α1、α2、β0、β1和β2為效率的多項式系數(shù)；Ppgu為發(fā)電機(jī)組的負(fù)載率。

2)熱回收單元回收的熱量為

Qhru(t)=Fpgu(t)·(1-ηte)·ηhru

(4)

式中：Qhru(t)為熱回收單元在t時段從發(fā)電機(jī)組回收的余熱；ηhru為余熱回收設(shè)備的效率。

3)太陽能集熱器的物理模型為

Qsc(t)=ηcolncolAcolQsolar(t)

(5)

式中：Qsc(t)為t時刻太陽能集熱器收集的熱量；ηcol為太陽能集熱器的效率；ncol為集熱器的數(shù)量；Acol為太陽能集熱器的有效面積；Qsolar(t)為t時刻的坡面輻射。

4)吸收式制冷機(jī)產(chǎn)生冷負(fù)荷的模型為

Qac(t)=Qhru，ac(t)Cac

(6)

Qhru，ac(t)=θ(Qhru(t)+Qsc(t))

(7)

式中：Qac(t)和Qhru，ac(t)分別為在t時段吸收式制冷機(jī)的制冷功率和制冷機(jī)所需的熱量；θ為用于驅(qū)動制冷機(jī)的余熱比例；Cac為吸收式制冷機(jī)的制冷性能系數(shù)。

5)地源熱泵的物理模型為

(8)

式中：Ehp(t)為熱泵的輸入電功率；Qhp(t)為熱泵的制冷功率；Chp為熱泵在制冷模式下的性能系數(shù)。

6)高溫?zé)崴畽C(jī)組的物理模型為

(9)

式中：Ehwu(t)為熱水單元的輸入電功率；Qhwu(t)為熱水單元提供的熱水功率；Chwu為熱水單元的性能系數(shù)。

7)熱交換器的物理模型為

Qhwe(t)=(1-θ)·(Qhru(t)+Qsc(t))·ηhwe

(10)

式中：Qhwe(t)為熱交換器的熱量；ηhwe為熱交換器的效率。

8)儲能設(shè)備的充放功率、充放效率和損失系數(shù)雖然有所不同，但三種儲能設(shè)備具有相似的運(yùn)行特征，均存在一定的損耗[12]、隨時間消散等特性，它們的數(shù)學(xué)模型為

Ees(t)=(1-τ)Ees(t-1)+Ves，in(t)Pes，in(t)·Δt·ηes，in-

Ves，out(t)Pes，out(t)·Δt/ηes，out

(11)

式中：Ees(t)、Ees(t-1)分別為儲能系統(tǒng)在t、t-1時段的剩余容量；Pes，in(t)、Pes，out(t)分別為儲能系統(tǒng)的充、放功率；ηes，in和ηes，out分別為儲能系統(tǒng)的充、放效率；τ為儲能系統(tǒng)在儲存過程中的損失系數(shù)；Ves，in(t)、Ves，out(t)為t時刻充放的狀態(tài)變量；Δt為單位調(diào)度時間。

2.3 偏差電量考核機(jī)制

現(xiàn)階段，不同的省市電力交易中心陸續(xù)出臺了相關(guān)電力市場交易規(guī)則，其內(nèi)容一般包括交易執(zhí)行偏差的月度考核，偏差電量考核規(guī)則也不盡相同[7]。隨著改革的推進(jìn)，要求售電公司申報未來一天所代理的用戶負(fù)荷需求預(yù)測曲線，對售電公司要求更加嚴(yán)格[15]。為了直觀地體現(xiàn)短期偏差電量考核對售電公司運(yùn)營策略和經(jīng)濟(jì)效益的影響，構(gòu)建日偏差電量考核機(jī)制。

(12)

售電公司所代理用戶的實際日用電量記為Qd，則其偏差電量ΔQd為

(13)

(14)

式中：α為正偏差電量的免考核系數(shù)。

(15)

式中：β為負(fù)偏差電量的免考核系數(shù)。

根據(jù)偏差電量，正負(fù)偏差考核成本分別為

(16)

(17)

以正偏差情況為例，售電公司的日利潤為

(18)

式中：ps為售電公司與發(fā)電廠合同協(xié)議價差；pu為售電公司與用戶簽訂價差。

3 計及偏差電量考核的售電公司產(chǎn)能系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度研究

3.1 結(jié)合日前和實時的優(yōu)化調(diào)度模型

3.1.1 日前計劃的制定

在日偏差電量考核機(jī)制下，售電公司在年月市場購買電量后，在日前需要安排日前購電量Epur，d。將一天總時長按照優(yōu)化調(diào)度周期等分為T份，售電公司根據(jù)產(chǎn)能系統(tǒng)容量、日前負(fù)荷預(yù)測結(jié)果等參數(shù)，根據(jù)目標(biāo)函數(shù)式(19)優(yōu)化安排售電公司產(chǎn)能系統(tǒng)和電網(wǎng)購電的日前計劃，從得到的次日電網(wǎng)電量中減去年、月購電合同分?jǐn)偟饺盏碾娏?，即得日前購電量，售電公司?jù)此進(jìn)行日前購電。

maxC=Cs-Cinv-Cps-Cgrid-Com

(19)

式中：C為售電公司日前計劃的總利潤；Cs為售電公司供能總收入；Cinv為設(shè)備投資日折算成本；Cps為產(chǎn)能系統(tǒng)運(yùn)行成本；Cgrid為電網(wǎng)側(cè)購電成本；Com為產(chǎn)能系統(tǒng)設(shè)備維護(hù)成本。

1)售電公司為用戶提供冷、熱和電負(fù)荷的日總收入Cs為

ps，hw(t)Qhw，load(t)]

(20)

式中：T為考核周期；psell(t)、ps，c(t)、ps，hw(t)分別表示t時段電、冷和熱水負(fù)荷的出售單價；Eload(t)、Qc，load(t)、Qhw，load(t)分別為t時段的電、冷和熱水負(fù)荷。

psell(t)=pgrid(t)-pu

(21)

式中：pgrid(t)為t時段發(fā)電廠側(cè)電價。

2)產(chǎn)能系統(tǒng)設(shè)備總投資成本根據(jù)使用年限折算成日投資成本Cinv為

(22)

式中：Nk、Ck分別為各個設(shè)備的安裝容量和投資成本；i為利率；n為使用年限。

3)產(chǎn)能系統(tǒng)的運(yùn)行成本Cps和在電網(wǎng)側(cè)購電成本Cgrid分別為

(23)

(24)

式中：rfuel(t)和rgrid(t)分別為t時段售電公司購入的天然氣價格和電價；Fpgu(t)為發(fā)電機(jī)組在t時段的天然氣消耗量；Egrid(t)為t時段電網(wǎng)輸出的電功率

rgrid(t)=pgrid(t)-ps

(25)

4)產(chǎn)能系統(tǒng)的維護(hù)成本Com為

kom，hwuQhwu(t)+kom，hweQhwe(t)+kom，hruQhru(t)+

kom，esPes(t)+kom，solarQsc(t)+kom，windQwind(t)

(26)

3.1.2 實時調(diào)度中的滾動優(yōu)化

在日偏差電量考核機(jī)制下的實際運(yùn)行中，出現(xiàn)偏差電量時一般都是到了一天的最后幾個小時，偏差電量已是既成事實，這時才考慮如何消除或者削弱偏差，效果就會欠佳。因此本文沿用文獻(xiàn)[13]中滾動優(yōu)化的思想，在每個小時的調(diào)度過程中都考慮偏差電量因素，但與文獻(xiàn)[13]不同的是由于引入了儲能系統(tǒng)，滾動優(yōu)化的推進(jìn)需要將前n個調(diào)度周期內(nèi)儲能系統(tǒng)的狀態(tài)與后續(xù)調(diào)度周期(n+1～T)系統(tǒng)和儲能設(shè)備的出力聯(lián)合滾動優(yōu)化，假設(shè)當(dāng)前時刻第n個周期即將完成，本文滾動優(yōu)化的過程如下：

1)重新進(jìn)行后續(xù)T-n個周期(n+1～T)內(nèi)的負(fù)荷滾動預(yù)測，由于預(yù)測時段很接近，因此假設(shè)對下一周期的負(fù)荷預(yù)測是準(zhǔn)確的；

2)根據(jù)前n個周期內(nèi)的負(fù)荷、后續(xù)T-n個周期的預(yù)測負(fù)荷和前n個周期內(nèi)儲能系統(tǒng)轉(zhuǎn)移的狀態(tài)，在計及偏差電量考核成本的情況下，根據(jù)目標(biāo)函數(shù)式(27)對產(chǎn)能系統(tǒng)的后續(xù)(n+1～T)個周期的運(yùn)行方式重新優(yōu)化，但優(yōu)化后的產(chǎn)能系統(tǒng)運(yùn)行方式只有第n+1時段付諸實施。

到n+1時段末，又重復(fù)上述步驟；如此往復(fù)，直至一天24小時完成。

maxCin=Cs-Cinv-Cps-Cgrid-Com-Cdev

(27)

式中：Cin為售電公司日總利潤；Cdev為偏差電量導(dǎo)致的成本。

偏差電量導(dǎo)致的成本Cdev由價差費(fèi)用和偏差考核費(fèi)用組成。根據(jù)2.3節(jié)構(gòu)建的考核機(jī)制與滾動優(yōu)化策略，負(fù)偏差情況下，僅有偏差考核費(fèi)用；正偏差下，由于有超額電量，還需考慮價差費(fèi)用。其中產(chǎn)生的偏差電量ΔQd為

(28)

式中：Epur，d(t)為t時段日前購電量。

(29)

(30)

(31)

3.2 優(yōu)化中的各種約束條件

擁有產(chǎn)能系統(tǒng)(含CCHP、光熱、儲能等)的售電公司，在其運(yùn)行優(yōu)化過程中，除了考慮如式(1)-(11)所示的各種設(shè)備自身約束外，還應(yīng)考慮包括冷熱電負(fù)荷需求平衡、設(shè)備出力以及儲能系統(tǒng)等相關(guān)約束。

1)系統(tǒng)電負(fù)荷平衡約束

Epgu(t)+Egird(t)-Ves，ch(t)Pes，ch(t)+PWT，t+

Ves，dis(t)Pes，dis(t)=Eload(t)+Ehp(t)+Ehwu(t)

(32)

式中：Egrid(t)為上級電網(wǎng)提供的電功率；Pes，ch(t)、Pes，dis(t)分別為儲電裝置的充、放功率；Ves，ch(t)、Ves，dis(t)分別為t時刻充放電的狀態(tài)變量；Eload(t)為t時段內(nèi)用戶所需的電負(fù)荷。

2)系統(tǒng)冷負(fù)荷平衡約束

Qhp(t)+Qac(t)-Vcs，in(t)Qcs，in(t)+

Vcs，out(t)Qcs，out(t)=Qc，load(t)

(33)

式中：Qcs，in(t)、Qcs，out(t)分別為儲冷裝置的充、放功率；Vcs，in(t)、Vcs，out(t)為t時刻儲放冷量的狀態(tài)變量；Qc，load(t)為t時段用戶所需的冷負(fù)荷。

3)系統(tǒng)熱負(fù)荷平衡約束

Qhwe(t)+Qhwu(t)-Vhs，in(t)Qhs，in(t)+

Vhs，out(t)Qhs，out(t)=Qhw，load(t)

(34)

式中：Qhs，in(t)、Qhs，out(t)分別為儲熱裝置的充、放功率；Vhs，in(t)、Vhs，out(t)為t時刻儲放熱量的狀態(tài)變量；Qhw，load(t)為t時段內(nèi)用戶所需的熱水負(fù)荷。

4)設(shè)備出力約束

Emin，pgu≤Epgu(t)≤Epgu，rc

(35)

0≤Egrid(t)≤Egrid，rc

(36)

0≤Qac(t)≤Qac，rc

(37)

0≤Qhp(t)≤Qhp，rc

(38)

0≤Qhwu(t)≤Qhwu，rc

(39)

0≤θ≤1

(40)

式中：Emin，pgu為發(fā)電機(jī)組的最小啟動功率，以減少燃料的不必要消耗；Epgu，rc、Egrid，rc、Qac，rc、Qhp，rc和Ehwu，rc分別為發(fā)電機(jī)組、電網(wǎng)、吸收式制冷機(jī)、地源熱泵和高溫?zé)崴畣卧念~定容量。

5)儲能系統(tǒng)的相關(guān)約束

a.儲能系統(tǒng)作為能量儲存單元，并不產(chǎn)生任何能量，故在整個調(diào)度周期容量保持不變

Ees(0)=Ees(T)

(41)

b.在儲能系統(tǒng)中，各個設(shè)備運(yùn)行時，都要受額定充放功率的約束

0≤Pes(t)≤Pes，r

(42)

c.為保證儲能系統(tǒng)的安全良好運(yùn)行，儲能設(shè)備在運(yùn)行過程中還要受到額定容量的限制

Ees，ic≤Ees(t)≤Ees，rc

(43)

d.儲能系統(tǒng)在同一時間段內(nèi)不能同時儲存和釋放能量，因此有

Ves，in(t)+Ves，out(t)∈(0，1)

(44)

式中：Ees(T)為儲能裝置在調(diào)度周期最后時段T的容量；Pes，r儲能設(shè)備的額定充放功率；Ees，ic為儲能裝置的初始容量；Ees，rc為儲能設(shè)備的額定容量。

3.3 約束條件的處理

日前計劃與實時調(diào)度皆利用MATLAB編程語言，采用非線性遺傳算法求解。由于系統(tǒng)中包含非線性的約束條件，可通過在目標(biāo)函數(shù)中引入罰函數(shù)來進(jìn)行處理。

(45)

式中：m是非線性約束的個數(shù)；Rk，i為懲罰因子；f(x)為未考慮非線性約束條件時的目標(biāo)函數(shù)；gi(x)為第i個非線性約束條件。

4 仿真分析

4.1 仿真數(shù)據(jù)

本文選取南方某售電公司以其運(yùn)行數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)。為體現(xiàn)本文所提模型和優(yōu)化策略的作用，選取夏季典型日場景下的正、負(fù)實際用電偏差進(jìn)行仿真。售電公司的日前預(yù)測電負(fù)荷與實際運(yùn)行的負(fù)荷如圖2所示。日前冷、熱負(fù)荷預(yù)測曲線和風(fēng)電機(jī)組出力情況如圖3所示，并假設(shè)冷熱負(fù)荷在實際運(yùn)行過程中無偏差。其中，單位調(diào)度時間Δt=1h，調(diào)度周期T=24。正、負(fù)偏差單位電量懲罰價格為0.21元/kWh，正負(fù)偏差電量的免考核比例為±2%[2]。

圖2 夏季電負(fù)荷預(yù)測曲線與實際運(yùn)行曲線

圖3 夏季典型日風(fēng)力與冷熱負(fù)荷預(yù)測曲線

儲能系統(tǒng)的參數(shù)如表1所示[16][17]。售電公司產(chǎn)能系統(tǒng)的設(shè)備單價和能源單價分別如表2和表3所示[18]。設(shè)備維護(hù)費(fèi)用見文獻(xiàn)[19]。

表1 儲能系統(tǒng)參數(shù)

表2 系統(tǒng)參數(shù)

表3 相關(guān)價格參數(shù)

4.2 仿真結(jié)果對比

為驗證本文所提優(yōu)化模型與運(yùn)行策略在降低偏差電量和提升售電公司收益方面的有效性，以如下3種運(yùn)營模式作為對照(不管售電公司是否在運(yùn)行過程中考慮了削弱偏差電量的問題，市場對它都是有偏差電量考核要求的)：

1)模式1：在考慮偏差考核情況下，售電公司通過引入CCHP系統(tǒng)，并采取滾動優(yōu)化的方式來削弱偏差電量(文獻(xiàn)[13]方法)。

2)模式2：售電公司在擁有CCHP系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，另外還引入儲能，但運(yùn)行過程中并未考慮削弱偏差電量。以式(19)為優(yōu)化目標(biāo)來安排運(yùn)行方式，負(fù)荷預(yù)測偏差直接轉(zhuǎn)換為偏差電量。

3)模式3：在模式2的基礎(chǔ)上，以式(27)為優(yōu)化目標(biāo)，利用實時滾動優(yōu)化調(diào)整產(chǎn)能系統(tǒng)出力的方式來削弱偏差電量(即本文所提模型)。

不同模式下，系統(tǒng)的設(shè)備容量優(yōu)化結(jié)果如表4所示。據(jù)表4可知，模式2和3在引入儲能系統(tǒng)后，相較于模式1，CCHP系統(tǒng)中主要設(shè)備的額定容量大幅度下降。在設(shè)備容量下降的同時雖然又引入了儲能設(shè)備和太陽能集熱器，但結(jié)合表2所示的設(shè)備價格可測算出，模式2和3的設(shè)備購置成本仍然低于模式1，設(shè)備總投資成本節(jié)約8.9%。

表4 不同模式的設(shè)備容量

在實際電負(fù)荷1的情況下，即用戶的實際用電量大于日前購電量，產(chǎn)生了正偏差。三種模式的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)如表5所示，可以看出，模式2和3的運(yùn)行成本和日投資成本相較于模式1均有所下降。這表明模式2和3通過儲能設(shè)備與CCHP系統(tǒng)的協(xié)作，在減少設(shè)備容量的同時，實現(xiàn)了高發(fā)低儲，減少了運(yùn)行成本。模式1和3在考慮偏差電量的限制措施后，減少了偏差電量的產(chǎn)生，但模式3偏差電量降至免考核范圍，這是因為利用了儲能系統(tǒng)可實現(xiàn)能量跨時段轉(zhuǎn)移和解耦熱電運(yùn)行約束的特性，使得系統(tǒng)出力增加，購電量減小的結(jié)果。模式2未考慮削弱偏差電量，產(chǎn)生的偏差電量最多，但是由于儲能設(shè)備的原因，日總利潤仍略高于模式1。

表5 不同模式下的經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果

圖4 不同模式下優(yōu)化結(jié)果

模式2和3的產(chǎn)能系統(tǒng)出力對比結(jié)果如圖4所示?？梢钥闯?，考慮削弱偏差電量的模式3，以日前規(guī)劃為基礎(chǔ)，采用實時滾動優(yōu)化策略，動態(tài)調(diào)整產(chǎn)能系統(tǒng)出力，這使得系統(tǒng)在整個調(diào)度周期內(nèi)相比于模式2發(fā)電機(jī)組出力和風(fēng)電的消納增加，售電公司從實時市場購電量減少。同時，隨著發(fā)電機(jī)組出力增加，所回收的廢熱也在增加，導(dǎo)致吸收式制冷機(jī)和交換器出力加大，但由于儲能系統(tǒng)的存在，解耦熱電運(yùn)行約束，將產(chǎn)生的多余能量儲存，實現(xiàn)了能量在時間上的平移，從而減小了偏差電量的產(chǎn)生。

根據(jù)不同模式下的經(jīng)濟(jì)性結(jié)果和系統(tǒng)出力情況可知，在引入儲能設(shè)備，并且考慮限制偏差電量的措施后，結(jié)合CCHP系統(tǒng)采用實時滾動運(yùn)行優(yōu)化策略，可使產(chǎn)能系統(tǒng)更加靈活參與調(diào)度。所以，模式3的日總利潤最大，經(jīng)濟(jì)性最佳。日總利潤相較于模式1和模式2分別提升了60.7%和39.2%，提升了售電公司收入。

本文所提模型和策略在降低正偏差方面有一定效果。為驗證對負(fù)偏差的作用，對圖3中實際負(fù)荷2進(jìn)行了仿真，三種模式的實際對比情況如表6所示。模式3采用本文所提實時滾動優(yōu)化策略后，偏差電量由-8450kWh降至-2054kWh，達(dá)到免考核范圍，偏差考核費(fèi)用為0元；運(yùn)營成本由于動態(tài)調(diào)整，使產(chǎn)能系統(tǒng)出力減少，相較于模式2減少4127元，減少了3.5%；日總利潤模式3比模式2增加5505元。模式2和模式3由于引進(jìn)了儲能系統(tǒng)，所以相較于模式1運(yùn)行成本和投資成本減少，日利潤更高。

表6 負(fù)偏差下不同模式的經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果

綜上，偏差電量考核是影響售電公司收益的重要因素。三種模式下收益一致，但模式3在模式1的基礎(chǔ)上引入儲能設(shè)備，并將偏差考核納入優(yōu)化目標(biāo)中，并采用實時滾動優(yōu)化運(yùn)行策略動態(tài)調(diào)整產(chǎn)能系統(tǒng)出力，在使偏差電量降至免考核范圍減少考核成本的同時降低了系統(tǒng)運(yùn)行成本和設(shè)備投資成本，使得日總利潤更高。

5 結(jié)論

隨著電力現(xiàn)貨市場的不斷完善，日偏差考核作為短期考核機(jī)制對電力市場的發(fā)展具有重要意義。本文研究了在日考核機(jī)制下具備配發(fā)電能力的售電公司的優(yōu)化調(diào)度，對比不同模式的不同運(yùn)行策略，通過仿真分析可得出以下結(jié)論：

1)本文以CCHP系統(tǒng)為基礎(chǔ)，引進(jìn)儲能設(shè)備后，降低了主要設(shè)備的安裝容量，減少了初投資成本，并有效改善了CCHP系統(tǒng)中的熱電耦合問題，增強(qiáng)了系統(tǒng)的靈活調(diào)節(jié)能力。

2)在偏差電量考核機(jī)制下，引入儲能設(shè)備，在實際運(yùn)行過程中根據(jù)儲能系統(tǒng)的狀態(tài)，滾動優(yōu)化系統(tǒng)設(shè)備與儲能設(shè)備的出力，進(jìn)一步降低偏差電量并降低系統(tǒng)運(yùn)行成本具有了實際可操作性。

本文構(gòu)建了售電公司自身的產(chǎn)能系統(tǒng)，在正負(fù)偏差情景下，采用實時滾動優(yōu)化策略，使得售電公司的利潤有較大的增加，驗證了所提模型和策略的有效性，同時也為實際應(yīng)用提供了一定的指導(dǎo)作用。