基于电量共享的梯级水光蓄联合发电系统优化调度策略

2021-09-14夏依莎刘俊勇刘继春李芸漫韩晓言丁理杰高红均

电力自动化设备 2021年9期

夏依莎，刘俊勇，刘继春，李芸漫，韩晓言，丁理杰，高红均

（1. 四川大学电气工程学院，四川成都 610065；2. 国网四川省电力公司，四川成都 610041）

0 引言

随着我国售电侧改革的稳步推进，电力市场中将涌入大量社会主体展开激烈竞争，逐渐形成主体多元、竞争有序的电力交易格局［1］。在偏远地区有很多含丰富水光电源的独立乡镇级用电体，其在满足自身负荷需求的同时，也试图充分协调利用内部资源以实现更大的经济效益［2］。由于各个用电体都是独立运行的，其用电模式和行为存在差异性，对这类乡镇级用电体进行互补式经济优化，能够合理利用其内部资源来实现资源共享，提升整体经济效益。此外，用电体内分布式光伏发电出力随机性和间歇性的特点给电网的平稳经济运行带来了新的挑战［3］，通常通过配置水电机组和抽水蓄能机组来补偿光伏发电出力，平滑该出力波动。

目前已有大量文献对多能互补系统优化调度方法开展了研究［4-5］。文献［4］建立风光水互补发电系统，提高了总出力的可调能力和对风光的消纳能力。文献［5］建立以最大化系统收益以及平滑风电和光伏发电出力波动性为目标的调度模型，并利用机会成本方法对可调元素的替代效益进行分析。虽然关于清洁能源高比例渗透的多能互补系统优化调度的研究已较为成熟，但这些研究主要针对风光水互补，实际上梯级水电与光伏互补系统在缓解光伏波动的同时会影响梯级水电基于水资源利用而制定的发电计划，造成水资源无法得到充分利用，因此应该考虑在发电侧利用灵活性更强的抽水蓄能机组来平抑光伏波动［6］，如四川小金县等地区采用比常规恒速恒频抽水蓄能机组调节能力更强、发电／抽水效率更高的变速恒频抽水蓄能机组。然而，目前针对水光蓄三者互补发电系统优化调度的研究还较少。

此外，众多学者在运营商对单个用电体的优化管控和可控元素的协调调用方面开展了大量研究［7-8］。文献［7］提出基于指数变化的需求响应机制，以改善源荷两侧的匹配度以及提升系统风光消纳量。文献［8］通过改变可转移负荷的时间使光伏发电出力与负荷曲线更贴合，从而提高对光伏发电的消纳。然而上述文献都只针对单个用电体，没有考虑对不同用电体的管控协调和资源共享。将单个用电体能源管控扩展到多用电体联盟形成的联合体中，扩大资源共享优化范围，能够进一步提高各用电体以及整个系统的经济效益。文献［9］验证在社会资本大量涌现的背景下，多独立个体的联盟有利于各个体之间的信息和能量流动。文献［10］以最小化成本和减少电量偏差为目标，优化得到可中断负荷量及电量互给时的转移电量，并对集合总费用进行分配。上述文献采用的共享策略均可应用于直接与主网交易的用电体联盟的优化调度中，但不能应用于地处偏远地区而无法直接与主网交易的乡镇级用电体联盟的优化调度中。

为此，本文针对偏远地区电网结构，提出基于电量共享策略的梯级水光蓄联合发电系统经济调度方法。首先，搭建由包括分布式光伏、梯级小水电、刚性负荷和可控负荷的乡镇联合体与可调用抽水蓄能的区域电网组成的系统架构，并对乡镇级用电体之间、乡镇级用电体与区域电网之间、区域电网与主网之间的信息和能量流动关系进行分析；其次，搭建以实现乡镇联合体和区域运营商经济效益最大化为目标的日前两阶段共享优化调度模型，在模型中考虑梯级水电中水力、电力之间联系产生的复杂约束，可控负荷可中断时间和转移时间约束以及区域电网与主网的购售电约束，并按参与共享的乡镇对应的贡献函数进行利益最优分配；最后，通过不同场景下的算例分析验证所提模型和方法的合理性和有效性。

1 基于电量共享的水光蓄联合发电系统经济调度策略

1.1 乡镇级用电体之间的电量共享策略

经济对等的多方利益主体可以构成联合体，多个主体之间良好的交互性有利于合理分配资源，提高整体收益，进而提高系统的经济性。由于电能充足的用电体向配电网的售电电价低于存在电能缺口的用电体的购电电价，因此余电乡镇级用电体与缺电乡镇级用电体可以构成联合体，采用电量共享策略使剩余电量在联合体内部充分消耗后，再与上级电网进行交互。剩余电量是指乡镇级用电体满足其自身日用负荷、可控负荷和水电发电需求之后所剩的电量。由用电体内部优化共享模型可得到乡镇需要从区域电网购买的电量或售给区域电网的剩余电量。该调度方法有利于实现更大范围的可控资源优化共享，减少从配电网的购电量，提升乡镇整体经济效益。每个乡镇内部的可控元素为可中断负荷、可转移负荷和水电，不可控元素为刚性负荷和光伏发电。参与电量共享的乡镇联合体内部结构如图1所示。

图1 乡镇联合体内部结构图Fig.1 Internal architecture of township consortium

1.2 水光蓄联合发电系统经济调度方法

乡镇联合体内部资源经区域运营商的统一管控被充分消耗后再与区域电网进行交互。若乡镇联合体存在电量缺口，则区域电网向其售电，所售电量一部分来自抽水蓄能机组出力，另一部分从主网购买。若乡镇联合体内光伏发电有富余，则区域电网从乡镇联合体购买剩余电量，并调用抽水蓄能机组与之进行互补，使输出的功率曲线更平滑，在保证自身负荷需求以及满足购售电波动约束的前提下将电量售给主网，实现自身效益最大化。梯级水光蓄联合发电系统优化共享模型如图2所示。

图2 联合发电系统优化共享模型Fig.2 Optimal sharing model for hybrid generation system

2 梯级水光蓄联合发电系统优化共享模型

2.1 基于电量共享的乡镇日前优化调度模型2.1.1 目标函数

乡镇联合体中每个乡镇可以与邻近乡镇进行电量共享，然后乡镇联合体在电量出现缺额或盈余时与区域电网进行交易，实现整体效益最大的目标。目标函数中除了外部售电收益还考虑外部购电费用、需求响应成本、梯级水电购电成本和过网费成本，如式（1）所示。

2.1.2 约束条件

乡镇联合体日前调度模型的约束条件包括系统的运行约束，光伏发电、梯级水电等各类型电源机组的运行特性约束及各可控元素的约束等，具体如下：

部分研究［3，11-12］采用二次函数模型如式（9）所示，通过流量计算梯级水电出力，梯级水电的水位约束、出力约束、流量约束以及上、下游水库水力联系约束如附录A 式（A1）—（A7）所示；式（10）为分布式光伏发电的出力模型，本文采用场景生成法解决分布式电源的不确定性问题［13］；式（11）为电量平衡约束；式（12）为光伏最大出力约束；式（13）和式（14）分别为可中断负荷上、下限约束和各时段状态连续性约束；式（15）为可转移负荷一个时段的上、下限约束；式（16）为可转移负荷转移时间约束；式（17）为可转移负荷守恒约束；式（18）为电量共享的上、下限约束；式（19）表示2 个乡镇级用电体之间在同一时段只能单向传输电量；式（20）表示乡镇联合体和区域电网在同一时段只能单向输送电量；式（21）表示区域电网与乡镇级用电体间输电线路容量约束。

2.2 考虑水光互补的区域电网日前优化模型

2.2.1 目标函数

本文区域电网收益来源是向乡镇联合体和主网售电，成本包括与乡镇联合体、主网的交易成本和抽水蓄能抽水储电总成本。本阶段目标为区域电网在满足自身负荷需求和购、售电波动约束的前提下实现经济效益最大。

2.2.2 约束条件

约束条件如下：

式（29）为区域电网的电量平衡约束。式（30）为购、售电波动率约束。根据互补性指标可以判断区域电网水光蓄互补出力变化率是否满足向主网售电的要求［14］。式（32）为水光蓄互补约束，表示区域电网向主网售电时源侧总出力曲线变化率不得超过限值。抽水蓄能机组的运行特性约束如附录A 式（A8）—（A12）所示。

3 乡镇联合体收益分配模型

多参与者合作模型效益分摊问题的求解方法有多种［15］，如最大最小费用MCRS（Minimum Cost Re⁃maining Saving）法等。每个参与乡镇联合体的乡镇级用电体都希望自身分配的利益高，分摊的成本低，因此需保证乡镇联合体中各乡镇级用电体能够按照自身贡献公平公正地分配收益和分摊成本。乡镇联合体中各乡镇级用电体按集体统一决策决定其与其他用电体之间以及与区域电网之间的交换电量，这属于合作博弈问题，当乡镇级用电体数量较多时，计算的场景数量和难度呈指数增加，因此采用MCRS法进行乡镇联合体总效益在各乡镇级用电体间的分配。MCRS 法按照参与联盟者愿意接受的最大收益和最小收益的差值的比例来分摊费用［13］。将全体乡镇级用电体的集合记为大联盟N=｛1，2，…，n｝，其中n为乡镇级用电体总数。虚拟集合的费用为v(N)，v(i)和v(N{i})分别为乡镇级用电体i单独运行时的费用和乡镇级用电体i没有加入集合N时的总费用。将乡镇级用电体i的单独优化效益和边际收益分别作为其最低分配效益xi，min和最高分配效益xi，max，如式（33）和式（34）所示。

采用MCRS 法得到乡镇级用电体i的分配效益xi为：

4 求解算法

对本文模型求解的具体步骤如下。

1）采用场景分析法由原始光伏发电生成典型场景集。

式中：ε(t-1)为单位冲击函数。令ω表示可中断负荷持续中断或不中断时间，θ(ω，t)、η(ω，t)、θj，0、ηj，0如式（37）所示。

由此将偏远乡镇和区域电网的日前优化问题转化为混合整数线性规划问题，本文根据上述模型进行编程并利用MATLAB 2015a 中CPLEX 商业软件包进行仿真求解，以验证模型的有效性。

5 算例分析

5.1 基础数据

本文算例以四川某县水光蓄联合发电系统实际数据为基础，为验证模型的合理性和有效性，将该地区划分为3 个乡镇级别的区域，以夏季某日用电情况为例，以Δt=1 h 为1 个时段，对全天共T=24 个时段进行优化调度。首先各乡镇级用电体对内部资源进行聚合共享，再由区域电网根据乡镇联合体的优化调度结果制定下一步决策方案。参与联盟的用户均同意进行与邻域的电量共享。算例中各参数如下。

1）乡镇级用电体和区域电网负荷参数。

本文算例中的日负荷数据取自该县的实际数据，该县各乡镇级用电体的日负荷曲线和可控负荷参数分别如附录A 图A1 和表A1 所示。区域电网内部负荷参考文献［17］。

2）光伏参数。

本文首先通过分析历史数据得到各场景下的光伏发电出力和概率，再通过式（10）得到光伏发电出力预测值，结果如附录A 图A2所示。乡镇联合体某日光伏电站出力与负荷如附录A图A3所示。

3）抽水蓄能和梯级水电参数。

区域电网中的变速恒频抽水蓄能机组蓄放电成本为0.008元／（kW·h），蓄电量上限为30 MW·h，初始容量为10 MW·h，其他参数如附录A 表A1 所示。梯级水电的售电价格以及在不同来水期的具体参数见文献［3］。

4）电价参数。

将全天24 h 的用电情况划分成高峰时段、平时段和低谷时段，乡镇级用电体1和乡镇级用电体2采用工业电价，乡镇级用电体3 采用商业电价［14］。区域电网与主网执行的分时电价体系以及乡镇联合体中可中断负荷的中断成本和可转移负荷的成本见文献［10］。各乡镇级用电体与区域电网的电价见文献［18］。过网费成本为区域电网与主网购、售电电价的差值。

5.2 优化结果分析

为了验证本文所提模型和方法的有效性，设置6个不同的对比场景如表1所示。

表1 仿真场景信息Table 1 Information of simulation scenarios

5.2.1 电量共享策略对优化结果的影响

各乡镇级用电体的负荷大小在不同时段存在明显差异，因此可在该乡镇联合体内实现剩余电量的有效共享。附录A 图A4为乡镇级用电体1在场景1下的功率平衡图，可看出，对各可控元素的合理调用使得乡镇级用电体1 与外部区域电网的交易方式发生了很大变化：在00:00—03:00 和20:00—24:00 光伏发电出力不足，不能满足乡镇级用电体1 的负荷需求，其通过调用可中断负荷、可转移负荷和梯级小水电，以及从其他乡镇级用电体获得电量的方式来减少自身电量的缺额，减少从区域电网的购电量；在08:00和17:00—21:00 电价较高，乡镇级用电体1 向其他乡镇级用电体供电，可以减少乡镇联合体的购电量以及增加向区域电网的售电量，从而提高经济效益。

根据MCRS 法，效益分配结果见表2。由表可知：单独交易时3 个乡镇级用电体费用总计1 460 万元；经本文模型优化，各乡镇级用电体在单独交易时的效益均低于在乡镇联合体中参与电量共享时的交易效益。

表2 不同虚拟集合的效益Table 2 Benefit of different virtual sets

场景1 和场景3 下乡镇级用电体3 内可控负荷的调用情况如表3 所示。由表可知，电量共享的参与使可控负荷的调用次数明显减少，由于可控负荷的调用成本较高，当乡镇级用电体电量出现缺口时首先从其他乡镇级用电体吸收功率，使资源在乡镇联合体内部被充分消耗，其次再考虑调用可控负荷。各可控元素通过协同配合共同提高了乡镇联合体的经济性。

表3 场景1和场景3下乡镇级用电体3可控负荷的调用情况Table 3 Dispatching condition of controllable loads for Township Level Power Consumer 3 under Scenario 1 and Scenario 3

图3 为场景1 下乡镇级用电体2 的电量交换情况。在07:00—08:00、10:00—14:00、15:00—17:00和20:00—21:00，由于光伏发电出力不足，乡镇联合体中与乡镇级用电体2 相邻的乡镇级用电体将剩余电量输送到乡镇级用电体2，满足其内部负荷需求。在其他光伏发电出力充足的时段，乡镇级用电体2在运营商的管控协调下将一部分电量贡献给存在电量缺口的乡镇级用电体，将另一部分电量售给区域电网。

图3 场景1下乡镇级用电体2的电量交换情况Fig.3 Power exchange condition of Township Level Power Consumer 2 under Scenario 1

5.2.2 不同来水期梯级水电对内部优化结果的影响

为充分对比不同季节的来水对水光互补系统运行收益的影响，对场景1 丰水期、场景4 平水期和场景5 枯水期下乡镇联合体内部水光互补系统优化出力进行仿真分析，结果如表4所示。

表4 光伏发电利用率和效益Table 4 Photovoltaic generation utilization and benefits

由于水电出力能力受到水资源的限制，丰水期、平水期、枯水期各个时间点的水光互补电量呈逐渐下降的趋势，丰水期的效益是最高的。在丰水期，梯级水电来水充足，乡镇级用电体在满足自身负荷和可控元素所需后将剩余电量售给区域电网，相比于不考虑梯级水电，效益得到明显提高；在平水期，梯级水电来水量减少，梯级水电的调节能力在一定程度上减弱，但仍能与光伏发电互补出力来提高光伏发电利用率；在枯水期，梯级水电的调节能力进一步减弱，对光伏发电利用率的提高程度有所下降，效益较丰水期降低，梯级水电的发电比例随着梯级水电水量的减少而降低。

5.2.3 区域电网经济优化结果分析

乡镇联合体水光互补出力具有较大的波动性，电源质量较差，不能满足主网的购、售电波动约束。区域电网需调用抽水蓄能平滑水光出力波动，因此在得到乡镇联合体内部优化结果的基础上，进行梯级水光蓄互补运行电力系统仿真计算。

水光蓄联合发电系统与主网交换功率的仿真结果如图4 所示，其中交换功率为正值时表示从主网购电，为负值时表示向主网售电。在00:00—07:00、09:00—10:00 和18:00—24:00，区域电网从乡镇联合体购买的剩余电量远不及负荷需求，且这些时段的市场电价不高，此时缺额电量需从主网购买。在其余时段，市场电价高，抽水蓄能放水发电与购买的剩余电量互补后用以满足内部负荷需求，在有多余电能时区域电网向主网售电，从而获取相应收益。

图4 电量交互情况Fig.4 Power exchanging condition

对于水光蓄互补特性，本文分别从水光蓄互补和水光互补的角度对互补发电时的波动率进行分析，如表5 所示。水光蓄互补时波动率低于水光互补时的波动率，这说明梯级水电、光伏发电和抽水蓄能三者联合发电功率输出的互补性优于水光互补功率输出的互补性。梯级水光蓄联合发电增加了区域电网的效益，平缓了区域电网与主网之间的购、售电波动。