楊蓓佳,趙清松,劉 剛,袁 鵬,馬 輝

(1.三峽大學(xué)電氣與新能源學(xué)院,湖北 宜昌 443002;2.沈陽工業(yè)大學(xué)電氣工程學(xué)院,遼寧 沈陽 110870;3.國網(wǎng)遼寧省電力有限公司電力調(diào)度控制中心,遼寧 沈陽 110006)

0 引言

在我國電力系統(tǒng)清潔化轉(zhuǎn)型的過程中,以風(fēng)能和光伏為主力的可再生能源在發(fā)電系統(tǒng)中的占比日益擴大。截至2022年,我國風(fēng)力發(fā)電的累計裝機上網(wǎng)容量高達3.75億kW,光伏發(fā)電累計裝機容量為3.59億kW。受可再生能源不確定性的影響和外送容量的限制,棄風(fēng)棄光現(xiàn)象頻出[1-4]。

為了提高系統(tǒng)出力穩(wěn)定性,可考慮將風(fēng)力、光伏發(fā)電與其他能源發(fā)電聯(lián)合運行。儲熱型光熱電站(concentrating solar power,CSP)可以將太陽能轉(zhuǎn)化為熱能儲存在儲熱系統(tǒng)中,其時移特性使得其與風(fēng)光電站的聯(lián)合出力具備了研究意義。文獻[5]得出聯(lián)合調(diào)度策略下各機組出力及光熱電站儲放熱功率,對比分析發(fā)現(xiàn)此聯(lián)合調(diào)度策略的經(jīng)濟性。文獻[6]在CSP電站和風(fēng)電聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度策略中引入可控信賴度參數(shù),分析驗證得出電源側(cè)考慮CSP電站對風(fēng)電并網(wǎng)消納具有一定的提高作用。上述研究主要是風(fēng)電、光伏與光熱的聯(lián)合運行調(diào)度,各電站之間獨立運行,針對這3種電站構(gòu)成聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的研究較少。

對于多源協(xié)調(diào)調(diào)度研究大多集中在負荷側(cè)或電源側(cè),出力的靈活性有限。需求響應(yīng)按照用戶響應(yīng)方式不同,可分為基于價格型需求響應(yīng)(price-based demand response,PBDR)和基于激勵型需求響應(yīng)(incentive-based demand response,IBDR)。文獻[7]將風(fēng)-光-儲多種機組相組合,在考慮價格型需求響應(yīng)的基礎(chǔ)上進行調(diào)度優(yōu)化。在PBDR實際運行中,用戶對電價信號的敏感度具有高度的不確定性,往往使得需求側(cè)資源難以充分利用。相比之下,IBDR需要用戶事先簽訂合同,按照日前申報的合同容量執(zhí)行,響應(yīng)的可操作性更高[8]。但常規(guī)IBDR的補貼金額往往按照固定標(biāo)準(zhǔn),用戶可選擇性小,不利于調(diào)動用戶積極性[9]。

本文首先在電源側(cè)新能源電站之間的聯(lián)合方式進行優(yōu)化,通過在CSP電站加裝電加熱裝置,將風(fēng)、光電站與CSP電站的儲熱系統(tǒng)結(jié)合,多余風(fēng)電和光電以熱能的方式進行儲存,促進風(fēng)光消納;其次,考慮在負荷側(cè)的激勵型需求響應(yīng)體系上進行優(yōu)化,在常規(guī)激勵型需求響應(yīng)的基礎(chǔ)上,按照功率偏差的類型劃分不同補貼標(biāo)準(zhǔn),再根據(jù)用戶響應(yīng)量的差異建立階梯型補貼激勵機制,實現(xiàn)源荷兩側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度,提升系統(tǒng)的風(fēng)光消納能力;最后,以綜合成本最優(yōu)為目標(biāo)進行日前優(yōu)化調(diào)度,調(diào)度結(jié)果驗證了其在提升新能源消納量和降低系統(tǒng)綜合成本上的有效性。

1 聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)

1.1 聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)原理

光熱電站主要由光場(solar field,SF)、儲熱系統(tǒng)(thermal energy storage,TES)和發(fā)電模塊(power block,PB)3個部分構(gòu)成[10]。傳熱流體(heat transfer fluid,HTF)在三者之間傳遞能量。CSP電站的光場吸收光能后,利用熱轉(zhuǎn)換設(shè)備加熱傳熱流體,將光能轉(zhuǎn)化為熱能,一部分經(jīng)由發(fā)電模塊中的蒸汽輪機組進行熱轉(zhuǎn)電,剩余部分儲存在儲熱系統(tǒng)中,需要時再通過傳熱介質(zhì)釋放熱能至發(fā)電模塊[11-12]。圖1為風(fēng)光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖。

圖1 聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖

為了將風(fēng)電站和光伏電站多余的發(fā)電量轉(zhuǎn)入CSP電站中儲存,先在CSP電站側(cè)加裝電加熱裝置(electric heater,EH),擬選用電阻式加熱爐。當(dāng)風(fēng)光發(fā)電量低于負荷需求時,將所儲存的熱能運送至發(fā)電模塊進行發(fā)電,平抑風(fēng)光出力的波動[13-14]。

1.2 風(fēng)力、光伏發(fā)電的不確定性

風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電具有波動性和隨機性,在分析時應(yīng)考慮其預(yù)測誤差,實際出力應(yīng)為確定的預(yù)測值和不確定的預(yù)測誤差之和[15]。

(1)

(2)

(3)

式中:σW,t和σPV,t分別為風(fēng)電場和光伏電站t時刻功率預(yù)測誤差的標(biāo)準(zhǔn)差;PWN為風(fēng)電場的裝機容量。

2 階梯型激勵需求響應(yīng)

本文所提的激勵型需求響應(yīng)在給用戶的電量補貼價格設(shè)置上分為負荷下調(diào)削峰和負荷上調(diào)填谷2種情況,分別具有不同的補貼價格增長體系[16-18]。在易產(chǎn)生棄新能源電量的負荷低谷時段,將用戶響應(yīng)補貼單價提高,引導(dǎo)用戶更大限度地參與響應(yīng),隨著用戶響應(yīng)量的提升,所獲得的補償單價也呈階梯型提升。

本文IBDR負荷類型特指可轉(zhuǎn)移負荷,補償費用包括電量補貼和容量補貼,容量補貼為固定值。

補貼價格調(diào)整情況與凈負荷增量有關(guān)。

ΔPP,t=PP,t-PW,t-PPV,t-PCSP,t

(4)

式中:ΔPP,t為t時刻的凈負荷增量;PP,t為t時刻的負荷量;PW,t、PPV,t、PCSP,t分別為t時刻風(fēng)電場、光伏電站、光熱電站的出力。

當(dāng)ΔPP,t>0時,負荷大于電源出力,鼓勵用戶減小用電負荷,此時的下調(diào)價格與用戶負荷下調(diào)量有關(guān),下調(diào)量越多,補貼金額越高。t時刻用戶下調(diào)補貼價格可表示為

(5)

(6)

(7)

當(dāng)ΔPP,t<0時,負荷小于電源出力,此時應(yīng)增大用電負荷,與負荷下調(diào)時類似,用戶負荷上調(diào)量越多,得到的補貼單價就越高,具體見圖2,其中ΔXV是用戶上調(diào)響應(yīng)量的參考值。

某個用戶的補償費用為

(8)

圖2 階梯型激勵價格調(diào)整量

3 聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

日前調(diào)度優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)主要從系統(tǒng)的經(jīng)濟性考慮,為系統(tǒng)綜合成本最小。

F=min(C1+C2+C3+C4)

(9)

式中:C1為火電機組運行成本;C2為風(fēng)電、光伏、光熱發(fā)電和電轉(zhuǎn)熱裝置運行維護成本;C3為棄風(fēng)棄光懲罰成本;C4為需求響應(yīng)成本。

a.火電機組運行成本

火電作為基荷運行,不考慮啟停成本,其運行成本主要表示為燃煤成本:

UGh,t-1)UGh,t]

(10)

(11)

式中:NG為機組數(shù)量;fh(PGh,t)為機組在t時刻燃煤成本;SGh,t為機組啟停成本;UGh,t為機組在t時刻啟停狀態(tài),UGh,t=1表示機組處于啟動狀態(tài);PGh,t為機組在t時刻出力;ah、bh、ch為火電機組煤耗成本系數(shù)。

b.風(fēng)力、光伏、光熱電站和電轉(zhuǎn)熱裝置運行維護成本

(12)

c.棄風(fēng)棄光懲罰成本

(13)

d.需求響應(yīng)調(diào)用成本

因具有響應(yīng)能力的用戶數(shù)量眾多且較為分散,本文以負荷聚合商作為用戶主體實施需求響應(yīng)。

(14)

式中:Nd為參與響應(yīng)的負荷聚合商數(shù)量;Kd為實施響應(yīng)的容量成本;Dd為用戶參與響應(yīng)所調(diào)用的容量。

3.2 約束條件

a.CSP電站相關(guān)約束

儲熱裝置自身存在一定熱損耗,體現(xiàn)在儲能狀態(tài)方程:

(15)

為了保證光熱電站有足夠的調(diào)節(jié)能力,儲熱系統(tǒng)有容量限制:

(16)

b.需求響應(yīng)約束

負荷聚合商的響應(yīng)容量約束為

(17)

式中:Ne為分段報價曲線的總段數(shù);Qd,max為聚合商的最大響應(yīng)負荷值。

最小中斷時間約束為

(18)

4 算例分析

4.1 基本數(shù)據(jù)和參數(shù)

本文采用300 MW雙饋型風(fēng)電場、100 MW光伏電站、100 MW塔式光熱電站和3個火電機組共同組成風(fēng)光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)。風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電、負荷的預(yù)測功率和太陽直射(direct normal irradiance,DNI)指數(shù)見圖3,光熱電站相關(guān)參數(shù)見表1,火電機組相關(guān)數(shù)據(jù)見表2。

圖3 風(fēng)電、光伏、負荷預(yù)測基準(zhǔn)功率及DNI指數(shù)

表1 100 MW CSP電站主要參數(shù)

表2 火電機組主要參數(shù)

風(fēng)電場和光伏電站的發(fā)電運維成本系數(shù)KW=KPV=120元/MW,光熱電站的發(fā)電運維成本系數(shù)KCSP=80元/MW,EH裝置的運行維護成本系數(shù)Kr=10元/MW,最大功率為50 MW,棄風(fēng)棄光成本系數(shù)KF=KG=500元/MW。

參與IBDR有2個負荷聚合商A和B,ρ取值為200元/MWh,取值為70元/MWh,其他參數(shù)如表3所示。

表3 IBDR相關(guān)參數(shù)

4.2 算例結(jié)果分析

4.2.1 日前調(diào)度算例結(jié)果分析

為了驗證所提調(diào)度模型在促進風(fēng)光消納和降低系統(tǒng)綜合成本上的有效性,設(shè)置了3個對比模型。

a.模型1

傳統(tǒng)日前調(diào)度模型,既不考慮IBDR,也不使用加入CSP的風(fēng)光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng),此時采用2個100 MW光伏電站。

b.模型2

在傳統(tǒng)發(fā)電中,將1個100 MW光伏電站替代為1個100 MW CSP電站,構(gòu)成風(fēng)光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng),但不在負荷側(cè)采用IBDR。

c.模型3

采用本文考慮的階梯型IBDR策略和1個CSP電站加入聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)。

圖4為模型3日前調(diào)度結(jié)果,圖5、圖6分別為3個模型的棄風(fēng)電量、棄光電量對比結(jié)果。

圖4 模型3日前調(diào)度結(jié)果

由圖3、圖5、圖6可知,模型2中加入了CSP電站和EH裝置,通過CSP電站本身的光轉(zhuǎn)熱機制和EH裝置的電轉(zhuǎn)熱機制,使得整體的棄風(fēng)光量大幅降低。但在17:00—18:00時段,儲熱系統(tǒng)的儲熱量已達到最高值,無法繼續(xù)消納多余的棄風(fēng)光量,因而造成部分高額棄風(fēng)量。

圖5 各模型調(diào)度結(jié)果棄風(fēng)電量

圖6 各模型調(diào)度結(jié)果棄光電量

為了解決這一現(xiàn)象,在模型3中引入階梯型IBDR機制,整合負荷曲線。在風(fēng)電出力較高的14:00—19:00時段,IBDR激勵用戶進行填谷,上調(diào)負荷水平;在20:00—24:00時段,風(fēng)光發(fā)電量出現(xiàn)大幅下降,隨著CSP電站的儲熱系統(tǒng)開始放熱,電轉(zhuǎn)熱的熱量也具備了存儲空間,此時對負荷曲線進行削峰,可以大幅緩解調(diào)度壓力。3種模型調(diào)度結(jié)果的綜合成本及風(fēng)光棄電量如表4所示。

表4 日前調(diào)度結(jié)果對比

由表4可知,模型2在模型1的基礎(chǔ)上,加入裝配了EH裝置的CSP電站,系統(tǒng)棄新能源量降低了63%,同時系統(tǒng)綜合成本降低了14%。而模型3將系統(tǒng)棄新能源量在模型2基礎(chǔ)上降低了37%,總調(diào)度成本也比模型2降低了8%,實現(xiàn)了新能源棄電量和綜合成本雙重最低,驗證了本文所提出的階梯型IBDR體系和風(fēng)光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)在降低系統(tǒng)綜合成本和提高風(fēng)光消納能力方面具有有效性。

為了驗證本文引入的CSP電站的儲熱系統(tǒng)在提升系統(tǒng)新能源消納能力方面的效果,對模型3中儲熱系統(tǒng)的充放熱情況進行分析。圖7為模型2和模型3中電加熱裝置在各時刻的電轉(zhuǎn)熱功率。圖8為模型3中CSP電站的儲熱系統(tǒng)在各時刻的充放熱情況和總儲熱量。

由圖7、圖8可知,01:00—06:00時段無光照,CSP電站放熱發(fā)電,同時多余風(fēng)電進行電轉(zhuǎn)熱,但充熱功率仍低于放熱功率。06:00時刻光伏發(fā)電量攀升,儲熱系統(tǒng)隨之降低放熱量,直至轉(zhuǎn)為充熱狀態(tài),期間EH裝置持續(xù)工作。16:00時刻系統(tǒng)儲熱量即將達到峰值,光轉(zhuǎn)熱功率大幅降低。日落時光照值趨于零,儲熱系統(tǒng)再度進入放熱狀態(tài),維持CSP電站持續(xù)出力,CSP電站的大容量儲熱功能使其具備了一定的調(diào)節(jié)能力。

圖7 各模型調(diào)度結(jié)果棄風(fēng)電量

圖8 模型3儲熱容量變化

4.2.2 IBDR對比算例分析

為了驗證本文所提階梯型IBDR激勵方案的有效性,額外增設(shè)模型4、模型5。

a.模型4

b.模型5

表5 日前調(diào)度結(jié)果對比

由表5可見,模型4和模型5中采用了常規(guī)IBDR體系,系統(tǒng)的綜合成本相比模型3有所增加,棄新能源量也有所加大,驗證了本文所提不同時段采用不同補貼標(biāo)準(zhǔn)的階梯型IBDR體系具有一定優(yōu)越性。

5 結(jié)論

a.含儲熱裝置的CSP電站具備良好的靈活性,可以增加系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力,加入EH裝置的風(fēng)光熱聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)能夠有效提高系統(tǒng)的新能源消納能力,同時提高系統(tǒng)調(diào)度的靈活性。

b.IBDR通過提供補償來改變用戶用電方式,在電源側(cè)預(yù)測出力與負荷曲線相差過大時可以修改負荷曲線,不同時段設(shè)置不同補貼標(biāo)準(zhǔn)的IBDR可以使負荷曲線更貼合需求,實現(xiàn)源荷雙側(cè)協(xié)調(diào)調(diào)度,提升新能源消納能力。

c.傳統(tǒng)發(fā)電模型綜合成本為842 746元,本文所提的聯(lián)合發(fā)電模型將綜合成本降低了14%,在加入本文的IBDR機制后綜合成本再度降低了8%,同時棄新能源率降低了37%,可見本文所提優(yōu)化模型在提高系統(tǒng)新能源消納能力和降低系統(tǒng)綜合成本上均有較好效果。