多能互补环境下综合能源供给侧协调调度方法

2022-01-05张中丹廖小群

能源与环保 2021年12期

王洲，张中丹，李媛，王涛，廖小群

(1.国网甘肃省电力公司经济技术研究院，甘肃兰州 730050； 2.西安科技大学通信与信息工程学院，陕西西安 710054)

现阶段，社会生产规模的扩大和人们对生活质量要求的提高，能源需求量日益增加，不可再生能源消耗速度加剧。不可再生能源具有分布不均、储量有限的特点，不仅利用率较低，还会排放有害物质。这使得能源供给面临资源耗竭、环境污染双重考验[1-2]。在上述背景下，能源生产和转换等环节发生很大改变，清洁能源的可持续开发趋势越发明显。当前已被开发的可再生能源主要有风能、潮汐能等形式，能源体系呈现出低碳、高效的特点。因此，建立多能互补的综合能源供给侧具有重要意义[3-4]。

目前，国内综合能源调度的相关研究已取得较大进展，将需求响作为维持多元能源供需平衡的重要决策，划分需求响应为价格和激励。针对激励需求响应，通过直接负荷控制，补偿具有储能效果的负荷，针对价格需求响应，计算各个调度时间段的生产成本，最小化电力调度的耗费成本[5]。此外，相关学者充分考虑了风力放电以及光伏出力过程的波动性，构建了能源调度的非线性概念模型，再利用整数线性规划确定模型的最优解[6]。还有学者针对多能灵活性的综合能源，建立多能灵活性状态方程，控制电力调度的各个时间尺度，最小化日运行成本，修正能源日调度计划[7]。

结合以上理论，本文提出了多能互补环境下综合能源供给侧协调调度方法，建立综合能源供给侧协调调度模型。通过求解模型获得最佳调度策略，互补不同种类能源的优势。

1 方法设计

1.1 构建综合能源供给侧协调调度模型

基础的综合能源系统结构如图1所示。

图1 基础的综合能源系统结构Fig.1 Basic integrated energy system structure

首先分析供给侧多元负荷控制特性，在综合能源供给侧接入互补能源，通过整合多种形式的能源来提供热负荷、气负荷、电负荷等多元负荷。根据可利用能源结构以及负荷侧所需能源种类，选取供给侧的能源转换设备种类，共同供给电负荷和热负荷，通过供气网络配置储气装置，供给气负荷，实现电—热—气耦合[8]。当能源供给侧对负荷侧的多能互补需求，产生响应时，令直接负荷控制参与需求响应，分析直接负荷控制对电—热—气耦合的影响，增加负荷侧的弹性。在此基础上，构建如下的协调调度模型。

1.1.1 构建综合能源供给侧调度目标函数

根据综合能源供给侧的多能互补调度目标，计算目标函数。将综合能源微网运行成本最小化，作为供给侧调度多元负荷的目标。由于储热装置和储气装置运行成本固定，为此忽略不计这2项成本。计算常规发电机组运行成本C1：

(1)

式中，ai、bi、ci为发电过程的成本系数；N1为机组数量；P1为发电机组的有功出力[9]。

计算燃气机组运行成本C2：

(2)

式中，ei为第i台燃气机组成本系数；A为天然气低热值；di为第i台燃气机组的产气量；hi为第i台机组转化效率；N2为燃气机组数量。

结合光伏发电实际出力，计算光伏发电运行成本C3：

(3)

式中，fi为第i个光伏电源成本系数；gi为温度系数；T1、T2分别为测试温度和实际工作温度；K1、K2分别为测试辐射强度和实际辐射强度；N3为光伏电源数量[10-11]。

根据风力发电实际出力，计算风力发电运行成本C4：

(4)

式中，N4为风电机组数量；Li为额定功率，v1、v2、v3分别为实际、切入和额定的风速；ki为第i台风机成本系数。

根据电锅炉用电功率计算电锅炉运行成本C5：

(5)

式中，N5为电锅炉数量；Z为锅炉产热量；Mi为电锅炉成本系数；Bi为电锅炉的能源转换率[12]。

热电联产机组运行成本C6为：

(6)

式中，N6为热电联产机组数量；l1为散热损失率；l2为回收率；zi为制热系数；Fi为机组额定制热功率；j为燃气机组发电效率；Ji为热电联产机组成本系数。

将上述得到的各项运行成本叠加，可以得到综合能源微网运行成本。至此完成对综合能源供给侧调度目标函数的计算。

1.1.2 设计综合能源供给侧调度约束条件

通过设计调度约束条件使供给侧根据目标函数调度能源时，达到热量平衡、天然气平衡、电力平衡。确定电力平衡约束条件，使耗电量和购电量达到平衡，表达式为：

P1(t)+P2(t)+P3(t)+P4(t)+P5(t)=

F1(t)+F2(t)+F3(t)

(7)

式中，P1(t)为t时刻的常规机组发电功率；P2(t)为t时刻光伏出力；P3(t)为风力发电功率；P4(t)为燃气机组发电功率；P5(t)为热电联产机发电功率；F1(t)为t时刻负荷侧的实际供电负荷；F2(t)为电锅炉用电功率；F3(t)为设备用电功率[13-14]。

确定热量平衡约束条件，使能源转换设备产生的热量，与储气装置供给热负荷相平衡，表达式为：

(8)

式中，G1(t)为热电联产机组的制热功率；G2(t)为电锅炉的制热功率；G3(t)为储热装置的存储热量，；G4(t)为t时刻的实际供热负荷；I1为供热网络热能利用比例；I2为储热装置储放热效率[15-16]。

确定天然气平衡约束条件，实现机组用气量和气网购气量之间的平衡，表达式为：

(9)

式中，O1(t)为t时刻的热电联产机组耗气量；O2(t)为燃气机组耗气量；O3(t)为储放气量；O4(t)为气网购气量；q为储放气效率。

供需平衡约束完毕后，假设机组运行时间的下限值为p1、停机时间的下限值为p2，令设备的运行时间大于下限值[17]，对机组启停时间进行约束，表达式为：

(10)

1.2 求解综合能源供给侧协调调度最优解

求解模型，获得综合能源供给侧协调调度最优解。由章节1.1内容可知，目标函数为线性函数加权组成，其权值和函数项系数均为正值，限制目标函数中的整数参量，再采用分支定界法，反复分割模型全部解空间，得到关于模型解的不同子集[19]。设定每个子集的下界和上界，删除无法达到子集下界、或超出子集上界的可行解[20]。迭代更新子集的上界和下界，根据迭代次数，改变阻尼系数这一迭代参数，计算公式为：

(11)

式中，r为上界和下界的迭代次数；y1、y2分别为收敛误差最大值、最小值；x为阻尼项的均衡因子。

在此基础上，继续分割模型解空间，不断筛选可行解，直至获得解空间中的全局最优解，该最优解下的目标函数决策变量，即为能够实现综合能源微网运行成本最小化的最优调度参数，获得能源供给侧最优调度策略。

至此完成综合能源供给侧协调调度最优解的求解，实现了基于多能互补的综合能源供给侧协调调度方法设计，该方法的具体实现流程如图2所示。

图2 综合能源供给侧协调调度实现流程Fig.2 Flow chart of integrated energy supply side coordinated dispatching

2 实例分析

为验证上述设计的多能互补环境下综合能源供给侧协调调度方法的有效性，设计如下实验。

2.1 实验准备

以某工业园区为研究对象，综合能源包括上级能源接入、供给侧、负荷侧3部分，上级能源接入包括2组光伏电池、电网、气网、1台风力发电机，供给侧为能源转换设备，其中光伏发电转换效率为16%，储能装置和储气装置的充放电损耗率分别为0.04、0.02，负荷侧有电、热、气3种能源需求。园区中各机组运行参数见表1。

表1 能源转换设备运行参数Tab.1 Operating parameters of energy conversion equipment

园区储能电站容量为60 MW，电锅炉初始状态为开机半满发状态，常规发电机组、燃气机组、热电联产机组初始状态为停机状态，根据用户实际负荷和园区地理位置的自然条件，可得到24 h内用于平衡约束的负荷需求量，如图3所示。

图3 园区多元负荷需求量Fig.3 Multiple load demand of park

2.2 实验结果

2.2.1 多能互补情况测试

调度工业园区综合能源供给侧，测试园区电负荷、热负荷、气负荷的多能互补情况。电力、热量、天然气平衡及多能互补情况如图4所示。其中，正值为产电功率、产热功率、产气量，负值为耗电功率、耗热功率、耗气量。

图4 电力、热量、天然气平衡及多能互补情况Fig.4 Electricity balance，heat balance，natural gas balance and multi-energy complementarity

由上述实验结果可以看出，在应用本文方法后，综合能源供给侧调度完毕后，各能源转换设备与储能装置相匹配。耗电功率与园区电负荷需求量之和几乎等于产电功率、耗热功率与园区热负荷需求量之和，几乎等于产热功率、耗气量与园区天然气需求量之和，也几乎等于产气量。由此可知产电功率和耗电功率、产热功率和耗热功率、产气量和耗气量互补平衡，充分满足了园区对多元负荷的需求量。

2.2.2 调度成本测试

测试应用本文方法调度后能源供给侧的运行成本，24 h内园区的购电量、售电量、购气量如图5所示。

图5 园区购电量、售电量、购气量Fig.5 Purchase of electric quantity，sold electric quantity and purchased gas in park

已知园区峰时段的电价为1.24元/kWh、气价为2.65元/m3；平时段电价为0.68元/kWh、气价为2.41元/m3；谷时段电价为0.33元/kWh、气价为2.02元/m3。由图5可知，园区各时段的购电量、售电量、购气量，将24 h内总的购电量、售电量与电价相乘，总购气量与气价相乘，可得购电成本、购气成本、售电成本分别为1 039.4、1 209.3、35.9元，结合设备开停机费用25.3元，可以得到最终调度成本为2 238.1元，符合能源调度运行成本的预期要求。