CN112749843A - 用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法 - Google Patents

用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法 Download PDF

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CN112749843A CN202110034152.3A CN202110034152A CN112749843A CN 112749843 A CN112749843 A CN 112749843A CN 202110034152 A CN202110034152 A CN 202110034152A CN 112749843 A CN112749843 A CN 112749843A
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Abstract

本发明公开了一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，所述方法基于分步逼近的思想，制订基于虚拟电厂采用“大负荷+小负荷+第三方独立储能”的新能源消纳机制，将大功率热负荷优先投入消纳，其出力曲线尽可能贴近新能源预期消纳曲线。将海量小功率热负荷用于平滑消纳曲线，综合小功率热负荷的电流和流量等信息，实时判断区域内电热水器类小负荷可用于消纳的总量；虚拟电厂基于温度信息制定海量电热水器类小负荷调用顺序；当若干小功率热负荷群参与后仍不满足预期消纳控制时，则考虑调用第三方独立储能。本发明克服了现有调度方法的随机性缺点，最大程度保证区域内可控热负荷优先承担消纳任务，减少独立储能的投资成本。

Description

用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法
技术领域
本发明涉及虚拟电厂领域，具体的说是涉及一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法。
背景技术
能源互联网背景下新型可再生能源发电将会大规模地接入电网，以降低传统化石能源发电的比例，实现电网的低碳化和清洁化发展。东北地区，风力发电资源丰富，近年来风电技术发展迅速。然而随着可再生能源发电比重的增加，电网调控需求的容量和调控机组的爬坡速率也必须显著地提高，新能源消纳问题随之产生。虚拟电厂可聚合可控负荷、储能等需求侧资源参与调峰、调频和新能源消纳等多个场景，目前具有广阔的发展潜力。
随着能源互联网建设力度的不断加大，温控负荷开始受到人们的高度关注，它参与需求侧响应的潜力势必会被深入挖掘和充分发挥。用户能够借助温控负荷储能的独特属性参与容量市场，利用调峰、调频等方式获取一定的经济回报。以蓄热锅炉为代表的大功率可控热负荷具有深远的市场前景。以空调、冰箱、电热水器等为代表的居民温控负荷因具有快速响应、能量存储、高可控性等优点已成为可再生能源消纳的重要响应资源。
目前，作为负荷聚集商的虚拟电厂调度方式具有随机性，并没有按照规则分配内部可调资源的调度顺序。
发明内容
技术目的：针对现有技术中的缺陷，本发明公开了一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，基于分步逼近的思想，制定基于“大功率热负荷靠拢+小功率热负荷聚合逼近+第三方储能系统辅助”的新能源消纳机制，克服了现有调度方法中的随机性的缺陷，最大程度地保证区域内可控热负荷优先承担消纳任务，减少独立储能的投资成本。
技术方案：为实现上述技术目的，本发明采用以下技术方案。
一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，所述方法采用“大功率热负荷靠拢+小功率热负荷聚合逼近+第三方储能系统辅助”的分步逼近的方法实现新能源消纳，具体包括：
步骤S1、虚拟电厂获取计划新能源消纳曲线：虚拟电厂根据本区域预测发电量和实际用电量的差值，生成计划新能源消纳曲线；
步骤S2、大功率热负荷靠拢：虚拟电厂首先调用大功率热负荷，大功率热负荷承担新能源消纳的主要任务，使其出力曲线靠拢计划新能源消纳曲线；
步骤S3、小功率热负荷聚合逼近：虚拟电厂聚合海量小功率热负荷群，虚拟电厂根据新能源消纳总任务和大功率热负荷完成的消纳任务，确定小功率热负荷需要承担的总新能源消纳任务，对海量小功率热负荷群进行消纳电量或削减小负荷，在逼近计划新能源消纳曲线的同时，进一步平滑实际新能源消纳曲线；
步骤S4、判断虚拟电厂可控热负荷调度是否完成：虚拟电厂获取实际新能源消纳曲线，结合步骤S1中的计划新能源消纳曲线，判断二者之间是否小于误差阈值，若是，则虚拟电厂可控热负荷调度完成；若否，则进行步骤S5；
步骤S5、第三方储能系统辅助：在小功率热负荷聚合逼近处理后，其可调度空间仍不满足新能源消纳的调度需求时，虚拟电厂将第三方储能系统投入使用，参与新能源消纳任务。
优选地，所述步骤S2中大功率热负荷靠拢的过程中，从功率约束和功率波动约束两方面控制大功率热负荷，使其完成新能源消纳的主要任务，其公式计算为：
Figure BDA0002892292110000021
其中，
Figure BDA0002892292110000022
分别为大功率热负荷的功率上下限；
Figure BDA0002892292110000023
是大功率热负荷升、降功率的响应极限，PEHB为大功率热负荷的实际功率，PEHB，t、PEHB，t-1分别为t时刻和t-1时刻大功率热负荷的实际功率。
优选地，所述步骤S3中虚拟电厂对海量小功率热负荷群进行消纳电量或削减小负荷的具体过程为：
S31、虚拟电厂获取小功率热负荷群的调度状态：虚拟电厂根据小功率热负荷的温度、电流、流量和湿度信息，获取小功率热负荷群中用于消纳电量和用于削减负荷的小功率热负荷调度空间，制定小功率热负荷群的可调度状态；
S32、若小功率热负荷承担的消纳量大于0，则进入步骤S33，若小功率热负荷承担的消纳量小于0，则进入步骤S34；
S33、消纳电量：虚拟电厂根据步骤S31中海量小功率热负荷群的可调度状态，确定用于消纳电量的可调度数量，并生成表征消纳裕度的可调度状态矩阵；依次调用小功率热负荷，直至用于消纳电量的可调度小功率热负荷全部调用完成，进入步骤S35；
S34、削减负荷：首先，确定用于削减负荷的可调度数量，依次削减小功率热负荷，直至用于削减负荷的可调度小功率热负荷全部调用完成，进入步骤S35；
S35、小功率热负荷聚合逼近过程结束，进入步骤S4。
优选地，所述步骤S32中，当前状态下小功率热负荷群的消纳量的计算公式为：
Figure BDA0002892292110000031
其中，PEHWG为当前状态下小功率热负荷群的实际消纳量，M为小功率热负荷总数，Ai为第i个小功率热负荷的实际开关状态，PNi为第i个小功率热负荷的额定功率。
优选地，所述步骤S33中根据表征消纳裕度的可调度状态矩阵依次调用小功率热负荷，小功率热负荷的调用按照小功率热负荷的温度从低到高调用；
所述步骤S34中小功率热负荷的削减按照小功率热负荷的温度从高到低削减。
优选地，可调度空间矩阵与小功率热负荷的温度之间的公式计算关系为：
Ei＝λi*(Tmax，i-Ti)
其中，Ei为可调度空间矩阵中第i个小功率热负荷的值；λi为第i个小功率热负荷上升1℃消耗的电量系数，Tmax，i为第i个小功率热负荷停止加热的最高温度；Ti为第i个小功率热负荷的当前温度。
优选地，可调度状态矩阵的计算公式为：
Figure BDA0002892292110000032
其中，Mi为可调度状态矩阵中第i个小功率热负荷的值；ECV，i为判断可调度状态的临界值，ECV，i＝PN，i*TD，PN，i为第i个小功率热负荷的额定功率；TD为调度周期。
有益效果：本发明基于分步逼近的思想，制定基于“大功率热负荷靠拢+小功率热负荷聚合逼近+第三方储能系统辅助”的新能源消纳机制，克服了现有调度方法中的随机性的缺陷，最大程度地保证区域内可控热负荷优先承担消纳任务，有利于减少独立储能的投资成本。
附图说明
图1为本发明的方法流程图；
图2为实施例中虚拟电厂参与新能源消纳的结构示意图；
图3为实施例中虚拟电厂参与新能源消纳的流程图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例进一步阐明本发明的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，在阅读了本发明之后，本领域技术人员对本发明的各种等价形式的修改均落于本申请所附权利要求所限定的范围。
如附图1所示，一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，所述方法采用“大功率热负荷靠拢+小功率热负荷聚合逼近+第三方储能系统辅助”的分步逼近的方法实现新能源消纳，具体包括：
步骤S1、虚拟电厂获取计划新能源消纳曲线：虚拟电厂根据本区域历史记录中发电量和实际用电量的差值，生成计划新能源消纳曲线；
步骤S2、大功率热负荷靠拢：虚拟电厂首先调用大功率热负荷，大功率热负荷承担新能源消纳的主要任务，使其出力曲线靠拢新能源消纳曲线；从功率约束和功率波动约束两方面控制大功率热负荷，使其完成新能源消纳的主要任务。
步骤S3、小功率热负荷聚合逼近：虚拟电厂聚合海量小功率热负荷群，虚拟电厂根据新能源消纳总任务和大功率热负荷完成的消纳任务，确定小功率热负荷需要承担的总新能源消纳任务，对海量小功率热负荷群进行消纳电量或削减小负荷，在逼近新能源消纳曲线的同时，进一步平滑新能源消纳曲线；
步骤S4、判断虚拟电厂可控热负荷调度是否完成：虚拟电厂获取实际新能源消纳曲线，结合步骤S1中的计划新能源消纳曲线，判断二者之间是否小于误差阈值，若是，则虚拟电厂可控热负荷调度完成；若否，则进行步骤S5；
步骤S5、第三方储能系统辅助：在小功率热负荷聚合逼近处理后，其可调度空间仍不满足新能源消纳的调度需求时，虚拟电厂将第三方储能系统投入使用，参与新能源消纳任务；
本发明基于分步逼近的思想，制定基于“大功率热负荷靠拢+小功率热负荷聚合逼近+第三方储能系统辅助”的新能源消纳机制，克服了现有调度方法中的随机性的缺陷，最大程度地保证区域内可控热负荷优先承担消纳任务，减少独立储能的投资成本。
需要说明的是，在步骤S2大功率热负荷靠拢的过程中，大功率热负荷可以由多个大功率电设备组成，如蓄热电锅炉等；步骤S3中的海量小功率热负荷群由多个小功率电设备组成，如电热水器等。
在步骤S3中，虚拟电厂对海量小功率热负荷群进行消纳电量或削减小负荷的具体过程为：
S31、虚拟电厂获取小功率热负荷群的调度状态：虚拟电厂根据小功率热负荷的温度、电流、流量和湿度信息，获取小功率热负荷群中用于消纳电量和用于削减负荷的小功率热负荷调度空间，制定小功率热负荷群的可调度状态；其中，温度信息用于后文调用或削减优先级的判断，电流、流量和湿度信息共同用于判断该小功率热负荷是否开启使用，以及用于判断是否将该小功率热负荷纳入调度空间中；
S32、若小功率热负荷承担的消纳量大于0，小功率热负荷处于消纳电量场景，则进入步骤S33，若小功率热负荷承担的消纳量小于0，小功率热负荷处于削减负荷场景，则进入步骤S34。
S33、消纳电量：虚拟电厂根据步骤S31中海量小功率热负荷群的可调度状态，确定用于消纳电量的可调度数量，并生成表征消纳裕度的可调度状态矩阵；依次调用小功率热负荷，直至用于消纳电量的可调度小功率热负荷全部调用完成，进入步骤S35；小功率热负荷的调用按照小功率热负荷的温度从低到高调用；
S34、削减负荷：首先，确定用于削减负荷的可调度数量，依次削减小功率热负荷，直至用于削减负荷的可调度小功率热负荷全部调用完成，进入步骤S35；小功率热负荷的削减按照小功率热负荷的温度从高到低削减；
S35、小功率热负荷聚合逼近过程结束，进入步骤S4。
本发明中在对海量小功率热负荷群进行调用或削减的过程中，加入了温度信息的处理，实现了按照一定的温度顺序进行调用或削减，解决了现有调度方法中随机性的缺点，并提高用户参与新能源消纳的满意度。
实施例：
如附图2和附图3所示，本实施例中以东北地区的新能源消纳为例，其中大功率热负荷指蓄热电锅炉，小功率热负荷指电热水器。
虚拟电厂参与新能源消纳的调用策略包括如下步骤：
步骤一：图2是虚拟电厂参与新能源消纳的结构示意图。如图2所示，新能源发电并网，导致电网侧出现供需不平衡问题。虚拟电厂内部参与主体采用分步逼近的思想解决新能源消纳问题，其主要参与主体为蓄热电锅炉类大功率热负荷、海量电热水器类小功率热负荷和第三方独立储能系统。
图3是虚拟电厂参与新能源消纳的流程图。在虚拟电厂中，蓄热电锅炉类大负荷作为优先级最高的负荷投入使用，其出力曲线尽可能贴近新能源消纳曲线。
首先，蓄热锅炉电功率有上下限约束；其次，蓄热式电锅炉的功率可调性很高，但是为了确保电锅炉的安全稳定运行，其功率的波动应限制在一定范围之内。那么蓄热锅炉制定运行计划考虑两方面电功率约束，即蓄热锅炉功率约束和功率波动约束。可表示为：
Figure BDA0002892292110000061
式中，
Figure BDA0002892292110000062
分别为大功率热负荷的功率上下限，这里指蓄热电锅炉的功率上下限；
Figure BDA0002892292110000063
是大功率热负荷升、降功率的响应极限，这里指蓄热式电锅炉升、降功率的响应极限。
步骤二：其次通过聚合海量电热水器类小负荷用于进一步平滑新能源消纳曲线。这里先确定电热水器承担的消纳任务。然后，基于电热水器电流、流量和湿度信息的综合判据，判断区域内电热水器可用于消纳电量场景和削减负荷场景的数量。
综合用户侧电热水器的电流、流量和湿度信息，三种开关状态可有8种组合，如表格1所示。例：“000”代表流量、湿度和电流均小于阈值，分别判断用户的可调度状态，X表示用户可调度，Y表示用户不可调度。
表格1
开关组合 000 001 010 011 100 101 110 111
可调度状态 X X Y Y Y Y Y Y
分析可得：当单台电热水器测得的开关状态组合为“000”时，表示电热水器可用于消纳电量；当开关状态组合为“001”时，表示电热水器可用于削减负荷。
步骤三：当电热水器类小负荷用于削减负荷场景，那么根据削减任务，虚拟电厂优先削减水温较高的电热水器。
当电热水器类小负荷用于消纳电量场景，首先，评估海量电热水器的可调度空间，确定可调度数量，并生成表征电热水器消纳裕度的可调度空间矩阵。然后，虚拟电厂运营商根据低温电热水器优先调用原则，调用海量电热水器负荷。
①设虚拟电厂中聚合了N台电热水器，根据电热水器模型，确定可调度空间系数k，建立第i台电热水器可调度空间Ei与水温之间的函数关系：
Ei＝λi*(Tmax，i-Ti) (2)
式中，λi为电热水器上升1℃消耗的电量系数，Tmax，i为第i台电热水器停止加热温度，也是第i台电热水器的最高加热温度；Ti为第i台电热水器当前水温。
在用户未使用电热水器的前提条件下，提出一种基于水温的可调度状态判断方法，定义第i台电热水器的可调度状态函数Mi：
Figure BDA0002892292110000071
式中，ECV，i为判断可调度状态的临界值，定义ECV，i＝PN，i*TD；PN，i为第i台电热水器的额定功率；TD为调度周期。
由公式(2)和公式(3)可知，只有当第i台电热水器的可调度状态值为1时，才将该台电热水器纳入调度范围。
②虚拟电厂调用海量电热水器的流程：先根据电热水器群的消纳曲线，确定需要参与消纳的电热水器数量，这里电热水器数量是从可调度状态函数Mi数值为1的电热水器中选取。然后，遵循优先调度低温电热水器原则，依次调用对应序号的电热水器。
步骤四：根据开关状态矩阵与消纳电量矩阵的数学关系，计算出电热水器群的实际总消纳量，基于实际消纳量判断电热水器群的调度方案是否满足预期消纳需求。
设开关状态矩阵为A＝[A1，A2，…Ai，…AM]T，电热水器额定功率矩阵为PN＝[PN1，PN2，…PNi，…PNM]，开关状态矩阵与消纳电量矩阵的数学关系可表示为：
P′EHW＝A·PN (4)
海量用户的电热水器群的实际消纳量PEHWG为：
Figure BDA0002892292110000072
基于电热水器群实际消纳量PEHWG，判断电热水器的调度方案是否满足消纳需求，在误差允许范围内，则结束流程。
步骤五：当电热水器群的可调度空间不满足调度需求时，第三方独立储能系统投入使用，参与消纳任务。
本实施例中基于分步逼近的思想，设定了虚拟电厂内部可调资源的优先级，制订基于虚拟电厂采用“大负荷+小负荷+第三方独立储能”的新能源消纳机制。将蓄热电锅炉类大功率热负荷作为优先级高的负荷优先投入使用，其出力曲线尽可能贴近新能源预期消纳曲线。将区域内用户海量电热水器类小功率热负荷用于平滑消纳曲线，综合用户侧电热水器的温度、电流、流量和湿度信息，判断区域内电热水器可用于消纳电量；虚拟电厂基于温度信息制定海量电热水器调用顺序；基于电热水器群实际消纳量判断调度是否满足预期消纳需求。当海量用户电热水器群的可调度空间仍不满足调度需求时，第三方独立储能系统投入使用。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：所述方法采用“大功率热负荷靠拢+小功率热负荷聚合逼近+第三方储能系统辅助”的分步逼近的方法实现新能源消纳，具体包括：
步骤S1、虚拟电厂获取计划新能源消纳曲线：虚拟电厂根据本区域预测发电量和实际用电量的差值，生成计划新能源消纳曲线；
步骤S2、大功率热负荷靠拢：虚拟电厂首先调用大功率热负荷，大功率热负荷承担新能源消纳的主要任务，使其出力曲线靠拢计划新能源消纳曲线；
步骤S3、小功率热负荷聚合逼近：虚拟电厂聚合海量小功率热负荷群，虚拟电厂根据新能源消纳总任务和大功率热负荷完成的消纳任务，确定小功率热负荷需要承担的总新能源消纳任务，对海量小功率热负荷群进行消纳电量或削减小负荷，在逼近计划新能源消纳曲线的同时，进一步平滑实际新能源消纳曲线；
步骤S4、判断虚拟电厂可控热负荷调度是否完成：虚拟电厂获取实际新能源消纳曲线，结合步骤S1中的计划新能源消纳曲线，判断二者之间是否小于误差阈值，若是，则虚拟电厂可控热负荷调度完成；若否，则进行步骤S5；
步骤S5、第三方储能系统辅助：在小功率热负荷聚合逼近处理后，其可调度空间仍不满足新能源消纳的调度需求时，虚拟电厂将第三方储能系统投入使用，参与新能源消纳任务。
2.根据权利要求1所述的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：所述步骤S2中大功率热负荷靠拢的过程中，从功率约束和功率波动约束两方面控制大功率热负荷，使其完成新能源消纳的主要任务，其公式计算为：
Figure FDA0002892292100000011
其中，
Figure FDA0002892292100000012
分别为大功率热负荷的功率上下限；
Figure FDA0002892292100000013
是大功率热负荷升、降功率的响应极限，PEHB为大功率热负荷的实际功率，PEHB，t、PEHB，t-1分别为t时刻和t-1时刻大功率热负荷的实际功率。
3.根据权利要求1所述的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：所述步骤S3中虚拟电厂对海量小功率热负荷群进行消纳电量或削减小负荷的具体过程为：
S31、虚拟电厂获取小功率热负荷群的调度状态：虚拟电厂根据小功率热负荷的温度、电流、流量和湿度信息，获取小功率热负荷群中用于消纳电量和用于削减负荷的小功率热负荷调度空间，制定小功率热负荷群的可调度状态；
S32、若小功率热负荷承担的消纳量大于0，则进入步骤S33，若小功率热负荷承担的消纳量小于0，则进入步骤S34；
S33、消纳电量：虚拟电厂根据步骤S31中海量小功率热负荷群的可调度状态，确定用于消纳电量的可调度数量，并生成表征消纳裕度的可调度状态矩阵；依次调用小功率热负荷，直至用于消纳电量的可调度小功率热负荷全部调用完成，进入步骤S35；
S34、削减负荷：确定用于削减负荷的可调度数量，依次削减小功率热负荷，直至用于削减负荷的可调度小功率热负荷全部调用完成，进入步骤S35；
S35、小功率热负荷聚合逼近过程结束，进入步骤S4。
4.根据权利要求3所述的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：所述步骤S32中，当前状态下小功率热负荷群的消纳量的计算公式为：
Figure FDA0002892292100000021
其中，PEHWG为当前状态下小功率热负荷群的实际消纳量，M为小功率热负荷总数，Ai为第i个小功率热负荷的实际开关状态，PNi为第i个小功率热负荷的额定功率。
5.根据权利要求3所述的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：
所述步骤S33中根据表征消纳裕度的可调度状态矩阵依次调用小功率热负荷，小功率热负荷的调用按照小功率热负荷的温度从低到高调用；
所述步骤S34中小功率热负荷的削减按照小功率热负荷的温度从高到低削减。
6.根据权利要求3所述的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：可调度空间矩阵与小功率热负荷的温度之间的公式计算关系为：
Ei＝λi*(Tmax，i-Ti)
其中，Ei为可调度空间矩阵中第i个小功率热负荷的值；λi为第i个小功率热负荷上升1℃消耗的电量系数，Tmax，i为第i个小功率热负荷停止加热的最高温度；Ti为第i个小功率热负荷的当前温度。
7.根据权利要求6所述的一种用于区域电网新能源消纳的虚拟电厂可控热负荷调度方法，其特征在于：可调度状态矩阵的计算公式为：
Figure FDA0002892292100000031
其中，Mi为可调度状态矩阵中第i个小功率热负荷的值；ECV，i为判断可调度状态的临界值，ECV，i＝PN，i*TD，PN，i为第i个小功率热负荷的额定功率；TD为调度周期。
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