CN114936762A - 计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法。本发明首先建立了电‑气‑热多能耦合模型；然后，考虑柔性电负荷的调节作用对综合能源系统规划的影响，建立了可转移负荷和可削减负荷模型；最后，综合考虑系统投资、运行、电能不足、弃风和柔性负荷调度补偿成本，构建计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划模型.算例分析表明，所提计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划模型能够降低综合能源系统的运行成本，减少电能不足，提高系统的风电消纳能力，有利于提高系统的经济性和可靠性。
Description
技术领域
本发明涉及一种计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法，属于综合能源系统扩展规划方法技术领域。
背景技术
综合能源系统(integrated energy system,IES)可以在能源生产传输、存储及消纳等各个环节中进行电、气、热等各类能源之间的相互转化，实现多能互补利用和协调优化，从而显著提高IES的运行效率，因此，有关IES的优化规划等问题已引起国内外学者的广泛关注。
考虑热电联产装置和燃气锅炉，现有技术公开了含多种能源系统的IES扩展规划模型，进行常规机组、输电线路、热电联产以及燃气锅炉的选址定容。由于电转气设备可以有效提高能源利用率，因此现有技术又公开了计及电转气设备与燃气轮机，提出一种配置电转气设备的电—气联合系统优化规划模型，算例结果表明，电转气设备可在一定程度上提高系统对新能源的消纳能力。现有技术提出的规划模型同时考虑了天然气系统和电力系统。现有技术在考虑电-气综合能源系统协同规划方法的基础上，增加了对储能系统的研究，以更好的发挥储电和储气在综合能源系统规划中的作用。现有技术通过多种能源的协调和互补，在有限的资金约束下进行综合能源系统的最优容量规划，实现资源的最优利用。现有技术以燃油成本最小、风电弃风量和终端用户侧峰谷负荷方差为目标函数，构建了综合能源系统多目标鲁棒规划模型。现有技术考虑光伏发电出力的间歇性和波动性，提出了一种计及不确定性的含冷、热、电、气多能流的综合能源系统容量规划模型及其求解方法。现有技术考虑风电不确定性对综合能源系统规划的影响，研究不同风电穿透率下系统各项成本的变化情况。然而，以上研究仅从“源侧”考虑了不同类型能源及其不确定性对综合能源系统规划的影响，并未考虑“荷侧”不同类型负荷对综合能源系统规划的影响，柔性负荷能够起到有效平滑负荷曲线，减小负荷峰谷差，促进风电消纳的作用，因此有必要引入柔性负荷，研究计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法。
现有技术中建立可削减负荷、可平移负荷和可转移负荷三种不同类型的柔性负荷模型，验证了柔性负荷参与调度可以合理调整负荷曲线，实现系统经济运行。现有技术中建立了冷、热、电三种负荷的可平移负荷模型，并证明了该模型可以有效平滑负荷曲线，降低系统运行成本。现有技术考虑了可转移电负荷对能源互联微网系统的影响，构建了能源互联微网系统供需双侧多能协同优化策略模型，但该模型未考虑可削减负荷。现有技术中考虑可平移负荷、可转移负荷和可削减负荷，并采用混合整数线性规划方法，对综合能源系统进行配置优化。现有技术对基本的能源枢纽进行拓展，并将用户侧的电、气、热等多种柔性负荷纳入需求侧响应资源。现有技术中通过构建柔性电负荷和柔性热负荷模型，缓解风力发电与热电联产整合的困难，以提高风电利用效率。现有技术中建立电热柔性负荷模型，提出了计及氢能与柔性电热负荷的综合能源系统低碳运行方法。结果表明，考虑电热柔性负荷的方案，可以有效降低系统的峰谷差，同时使得负荷峰值时段外购电量下降。现有技术中引入柔性负荷响应，提出考虑电热柔性负荷的综合能源系统优化调度模型。现有技术中针对用户侧综合能源系统，充分考虑季节和日内时序特性，构建计及源-荷不确定性的区域系统规划模型，算例结果表明，该模型可以提高系统运行的经济性和可靠性。
发明内容
本发明在综合能源系统“荷侧”引入柔性电负荷，提出计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法，首先构建了可转移和可削减负荷模型。然后，以系统的投资、运行、电能不足、弃风成本与柔性电负荷补偿成本之和最小为目标建立IES扩展优化规划模型，最后，对IEEE14-NGS14算例系统进行分析验证，结果表明所建模型的有效性。
计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法，其特殊之处在于包括以下步骤：
1、建立柔性电负荷模型
1.1可转移负荷
设可转移负荷可接受的转移区间为
保证负荷转移前后所需电能不变的约束为：
其中：
和
分别为h时段可转移负荷在转移前/后的功率；
和
分别为转移后各时段的最小负荷功率和最大负荷功率，h0为日内总时段数；
负荷转移后，用户所得的经济补偿费用为：
其中：λtrans表示可转移负荷的单位补偿价格；
对于式(3)中出现绝对值项的处理，引入辅助变量
和
以及约束式(5)、约束式(6)将其转化为式(4)所示的线性化形式：
2.2可削减负荷
可削减负荷是指保持用能时段不变，在满足用户用能需求的前提下对负荷功率进行一定削减的柔性负荷，通过对可削减负荷参与需求响应提供一定的经济补偿，从而有效调动用户的积极性，引导用户在高峰时段削减部分负荷，各时段可削减负荷可表示为：
其中：ηcut表示负荷削减率；βb,d,h,t为0-1变量，取值为1时，表示在该时刻对负荷进行削减，否则不削减，
和
分别表示h时刻削减前和削减后的负荷功率，下标b为能源中心编号；下标t、d、h分别为年份、典型日和时段的编号；
对可削减负荷，还需要限制其削减次数，表示为
其中：βmax为削减次数上限，Nmax表示可削减负荷的最大持续削减次数；
负荷削减后，用户所得补偿费用Ccut为：
其中：λcut表示可削减负荷的单位补偿价格；
2、设计计及柔性电负荷的IES扩展规划模型
2.1目标函数
计及柔性电负荷的IES扩展规划的目标函数为规划方案的总费用最小，包括投资成本、运行成本、电能不足成本、弃风成本和柔性负荷调度补偿成本，表示为：
其中：Z为规划总成本；Cinv(t)为投资成本；Cop(t)为运行成本；Ceens(t)为电能不足成本；Cw(t)为弃风成本；Cflex(t)为柔性负荷补偿调度总成本；λt为第t年的现值系数；γ为资金回收率；
投资成本表示为
其中：Ni、Nf、Nc、Np和Nl分别表示常规机组、燃气锅炉、CHP机组、PTG装置和输电线路的数量；Bi、Bl、Bf、Bc和Bp分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的单位容量投资成本；xi,t、xl,t、xf,t、xc,t和xp,t分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的投运状态；Pi max、Pl max、
和
分别表示上述设备的容量；
和
分别表示上述设备的最小投运年.考虑到设备寿命周期通常大于其规划年限，因此采用折旧处理，εi、εl、εf、εc、εp分别为常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG装置的净残值比例，Mi、Ml、Mf、Mc、Mp分别为常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG装置的使用寿命；
运行成本表示为：
其中：Ngs表示天然气源的数量；d0为典型日天数；Oi、Of、Oc、Op和Ogs分别表示常规机组、燃气锅炉、CHP、PTG和天然气源的单位运行成本；Pi,d,h,t、Hf,d,h,t、Pc,d,h,t、Pp.d.h.t和Sgs,d,h,t分别表示以上设备每年每典型日每小时的出力值；
电能不足成本表示为：
其中：
和ΔLb分别为能源中心b的单位电能不足成本和电能不足量；
弃风成本表示为：
现值系数表示为
λt＝1/(1+τ)t-1 (16)
柔性负荷调度补偿成本表示为
Cflex(t)＝Ctrans(t)+Ccut(t) (17)
其中：
为单位弃风成本；ΔCb为能源中心b的弃风量；τ为资金折现率；
2.2约束条件
综合能源系统扩展规划的约束条件包括：设备投运状态约束、运行约束、电力系统约束、热力系统约束以及天然气系统约束；
2.2.1设备投运状态约束
当待投运装置投入到综合能源系统中时，投运状态由0变为1，并在后续年份保持投运状态不变，若待投运年份小于该设备的最小投运年，装置不参与投运.表示如下
xa,t-1≤xa,t 
xa,t＝0
其中：i+、l+、f+、c+、p+分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的候选装置；xa,t表示不同设备的投运状态的0-1变量，其中1表示已投运设备，0表示待投运设备；
为各设备可投入运行的最小年份；
2.2.2运行约束
常规机组的出力约束为
输电线路潮流约束为：
|Pl,d,h,t|≤Pl maxxl,t,l∈{L,l+} (21)
其中：U代表已有常规机组，L代表已有线路，l+代表候选线路，Pl,d,h,t为线路传输功率；Bl为线路导纳；θ为线路两端节点的相角；M是一个很大的数，这里取1015；
燃气锅炉的运行约束为：
其中：F代表已有燃气锅炉，Hf,d,h,t表示燃气锅炉的产热功率，Gf,d,h,t为燃气锅炉的耗气功率，
为燃气锅炉气热效率；
CHP设备的运行约束为
其中：Pc,d,h,t和Hc,d,h,t分别表示CHP机组的产电功率和产热功率，
和
分别为CHP机组的最小和最大出力，Gc,d,h,t为CHP机组的耗气功率，
和
分别为CHP的电效率和热效率；
PTG装置的运行约束为
Gp,d,h,t＝ηpPp,d,h,t (28)
其中：ηp为PTG的效率，Gp,d,h,t为PTG的产气功率；
2.2.3电力系统约束
电能供需平衡约束式及弃风量约束式如下：
其中：ΔPb,d,h,t代表每个能源中心每年每小时的电能不足量，
为第b个能源中心的电负荷，不同能源中心电负荷的比例不同，p∈b表示位于第b个能源中心的PTG设备p，后面以此类推.r(l)、k(l)分别为线路的终止节点和起始节点.
表示风电场出力的最大值，Pw,d,h,t表示风电场的实际出力，ΔCb,d,h,t表示弃风功率，ρ为风电场出力达到最大值出现的概率，此概率符合一定的季度波动特征，选取我国西北某风电场历史数据为样本，采用非参数拟合的方法得到对应的概率曲线；
2.2.4热力系统约束
其中：
为第b个能源中心的热负荷量，c∈b表示位于第b个能源中心的CHP机组c,f∈b表示位于第b个能源中心的燃气锅炉f；
2.2.5天然气系统约束
天然气系统需满足天然气供需平衡、气源产气量上下限、以及天然气流量的上下限约束，表示如下
其中：
代表能源中心b的气负荷，Gpp,d,h,t表示天然气管道pp每年每典型日每小时的天然气流量；r(pp)、k(pp)分别表示天然气管道的终止和起始节点；
别表示气源产气量的上、下限；
分别表示天然气流量上、下限.
上述计及柔性电负荷的IES扩展规划模型为混合整数线性规划模型，可通过调用商用求解器获取最优解。
本发明在综合能源系统“荷侧”引入了柔性电负荷，考虑机组投资成本、运行成本、弃风成本、电能不足成本和柔性负荷调度补偿成本构建了IES扩展规划模型.通过对四种不同场景的结果对比表明，计及柔性电负荷之后，虽然投资成本略微增加，但机组运行成本、电能不足成本以及总成本均呈现下降趋势，说明柔性电负荷可以有效提高综合能源系统的经济性和可靠性，同时，在PTG装置的作用下，系统的弃风现象有明显好转。
附图说明
图1：IES基本结构图；
图2：IEEE 14-NGS14测试系统图；
图3：常规机组出力变化曲线；
图4：PTG装置耗电量变化曲线；
图5：弃风量年变化情况图；
图6：为电能不足的年变化趋势情况；
图7：为解耦和耦合两种场景下负荷削减量的变化曲线。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
实施例1
IES的基本结构参考附图1所示。
供能侧方面，IES所需大部分电能主要由电网和风电场提供，天然气网主要负责IES所需天然气能源.能源耦合方面，电转气(power to gas,PTG)设备可以将电能转换成天然气能，提高系统对新能源的消纳能力；热电联产(combined heat and power,CHP)装置消耗系统中的天然气能，产生电能和热能，最大限度地提高能源利用效率；燃气锅炉消耗天然气能，并产生热能.能源需求侧方面，电负荷包括刚性电负荷和柔性电负荷，气负荷和热负荷主要为用户提供天然气能和热能。
IES也可看作能源中心，在能源中心中完成能量的生产、传输、存储及消纳，可有效提高综合能源系统供能的高效性和灵活性。
1、设计柔性电负荷模型
1.1可转移负荷
可转移负荷是指在规定时间段内对负荷进行转移，并保证转移前后负荷总量不变的柔性负荷。
设可转移负荷可接受的转移区间为
保证负荷转移前后所需电能不变的约束为：
其中：
和
分别为h时段可转移负荷在转移前/后的功率；
和
分别为转移后各时段的最小负荷功率和最大负荷功率，h0为日内总时段数.
负荷转移后，用户所得的经济补偿费用为
其中：λtrans表示可转移负荷的单位补偿价格.
对于式(3)中出现绝对值项的处理，可引入辅助变量
和
以及约束式(5)、约束式(6)将其转化为式(4)所示的线性化形式
1.2可削减负荷
可削减负荷是指保持用能时段不变，在满足用户用能需求的前提下对负荷功率进行一定削减的柔性负荷.通过对可削减负荷参与需求响应提供一定的经济补偿，从而有效调动用户的积极性，引导用户在高峰时段削减部分负荷.各时段可削减负荷可表示为
其中：ηcut表示负荷削减率；βb,d,h,t为0-1变量，取值为1时，表示在该时刻对负荷进行削减，否则不削减.
和
分别表示h时刻削减前和削减后的负荷功率.下标b为能源中心编号；下标t、d、h分别为年份、典型日和时段的编号.
对可削减负荷，还需要限制其削减次数，可表示为
其中：βmax为削减次数上限，Nmax表示可削减负荷的最大持续削减次数.
负荷削减后，用户所得补偿费用Ccut为
其中：λcut表示可削减负荷的单位补偿价格。
2、设计计及柔性电负荷的IES扩展规划模型
2.1目标函数
计及柔性电负荷的IES扩展规划的目标函数为规划方案的总费用最小，包括投资成本、运行成本、电能不足成本、弃风成本和柔性负荷调度补偿成本，表示为
其中：Z为规划总成本；Cinv(t)为投资成本；Cop(t)为运行成本；Ceens(t)为电能不足成本；Cw(t)为弃风成本；Cflex(t)为柔性负荷补偿调度总成本；λt为第t年的现值系数；γ为资金回收率.
投资成本表示为：
其中：Ni、Nf、Nc、Np和Nl分别表示常规机组、燃气锅炉、CHP机组、PTG装置和输电线路的数量；Bi、Bl、Bf、Bc和Bp分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的单位容量投资成本；xi,t、xl,t、xf,t、xc,t和xp,t分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的投运状态；Pi max、Pl max、
和
分别表示上述设备的容量；
和
分别表示上述设备的最小投运年.考虑到设备寿命周期通常大于其规划年限，因此采用折旧处理，εi、εl、εf、εc、εp分别为常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG装置的净残值比例，Mi、Ml、Mf、Mc、Mp分别为常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG装置的使用寿命。
运行成本表示为：
其中：Ngs表示天然气源的数量；d0为典型日天数；Oi、Of、Oc、Op和Ogs分别表示常规机组、燃气锅炉、CHP、PTG和天然气源的单位运行成本；Pi,d,h,t、Hf,d,h,t、Pc,d,h,t、Pp.d.h.t和Sgs,d,h,t分别表示以上设备每年每典型日每小时的出力值.
电能不足成本表示为：
其中：
和ΔLb分别为能源中心b的单位电能不足成本和电能不足量；
弃风成本表示为：
现值系数表示为：
λt＝1/(1+τ)t-1 (52)
柔性负荷调度补偿成本表示为
Cflex(t)＝Ctrans(t)+Ccut(t) (53)
其中：
为单位弃风成本；ΔCb为能源中心b的弃风量；τ为资金折现率；
2.2约束条件
综合能源系统扩展规划的约束条件包括：设备投运状态约束、运行约束、电力系统约束、热力系统约束以及天然气系统约束；
2.2.1设备投运状态约束
当待投运装置投入到综合能源系统中时，投运状态由0变为1，并在后续年份保持投运状态不变，若待投运年份小于该设备的最小投运年，装置不参与投运.表示如下
xa,t-1≤xa,t 
xa,t＝0
其中：i+、l+、f+、c+、p+分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的候选装置；xa,t表示不同设备的投运状态的0-1变量，其中1表示已投运设备，0表示待投运设备；
为各设备可投入运行的最小年份.
2.2.2运行约束
常规机组的出力约束为
输电线路潮流约束为
其中：U代表已有常规机组，L代表已有线路，l+代表候选线路.Pl,d,h,t为线路传输功率；Bl为线路导纳；θ为线路两端节点的相角；M是一个很大的数，这里取1015；
燃气锅炉的运行约束为
其中：F代表已有燃气锅炉，Hf,d,h,t表示燃气锅炉的产热功率，Gf,d,h,t为燃气锅炉的耗气功率，
为燃气锅炉气热效率.
CHP设备的运行约束为
其中：Pc,d,h,t和Hc,d,h,t分别表示CHP机组的产电功率和产热功率，
和
分别为CHP机组的最小和最大出力，Gc,d,h,t为CHP机组的耗气功率，
和
分别为CHP的电效率和热效率.
PTG装置的运行约束为：
Gp,d,h,t＝ηpPp,d,h,t； (64)
其中：ηp为PTG的效率，Gp,d,h,t为PTG的产气功率；
2.2.3电力系统约束
电能供需平衡约束式及弃风量约束式如下：
其中：ΔPb,d,h,t代表每个能源中心每年每小时的电能不足量，
为第b个能源中心的电负荷，不同能源中心电负荷的比例不同.p∈b表示位于第b个能源中心的PTG设备p，后面以此类推.r(l)、k(l)分别为线路的终止节点和起始节点.
表示风电场出力的最大值，Pw,d,h,t表示风电场的实际出力，ΔCb,d,h,t表示弃风功率.ρ为风电场出力达到最大值出现的概率，此概率符合一定的季度波动特征[24,25].选取我国西北某风电场历史数据为样本，采用非参数拟合的方法得到对应的概率曲线，如附图1所示。
2.2.4热力系统约束
其中：
为第b个能源中心的热负荷量，c∈b表示位于第b个能源中心的CHP机组c,f∈b表示位于第b个能源中心的燃气锅炉f；
2.2.5天然气系统约束
天然气系统需满足天然气供需平衡、气源产气量上下限、以及天然气流量的上下限约束，表示如下
其中：
代表能源中心b的气负荷，Gpp,d,h,t表示天然气管道pp每年每典型日每小时的天然气流量；r(pp)、k(pp)分别表示天然气管道的终止和起始节点；
别表示气源产气量的上、下限；
分别表示天然气流量上、下限；
上述计及柔性电负荷的IES扩展规划模型为混合整数线性规划模型，可通过调用商用求解器获取最优解。
3、算例分析
3.1算例系统
以IEEE 14-NGS14电-气-热耦合系统为例[13]，对本文所提的计及柔性电负荷的IES扩展规划模型的有效性进行验证.采用GAMS软件调用MIP求解器进行求解.算例系统如图2所示.其中电力网包含12台常规机组(7台已有，5台候选)、27条输电线路(20条已有，7条候选)、2个风电场和14个电负荷；天然气网包含2个气源、13条天然气管道和3个气负荷；热网包含12台燃气锅炉(7台已有，5台候选).通过耦合装置CHP和PTG进行能源之间的相互转换，系统包含4台候选CHP机组和4个候选PTG装置.常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG各项参数见文献[13]，设备及负荷所在节点如附表1所示.系统规划年限为10年，资金回收率为10％，年折现率为5％，电、热、气负荷的年增长率分别为2.5％、2.5％和5％.可转移负荷的单位补偿价格为12.12USD/MW，可削减负荷的单位补偿价格为31.82USD/MW.设单位电能不足成本为400USD/MWh，单位弃风成本为250USD/MWh。
同时，在4个典型日(共计96小时)中，[8,15]，[32,39]，[56,63]和[80,87]小时范围内设置可转移负荷参数，用户可接受负荷转移小时范围分别为[4,20]，[28,44]，[52,68]和[76,92].同时，在每个能源中心均设置可削减负荷，设每个能源中心每一典型日的最大负荷削减次数为20，最大持续削减次数为3。
为说明所提计及柔性电负荷的IES扩展优化规划模型的有效性，设置如下4种典型运行情景：
1)场景1.不考虑柔性电负荷，对系统进行解耦扩展优化规划.
2)场景2.计及柔性电负荷的接入，对系统进行解耦扩展优化规划.
3)场景3.不考虑柔性电负荷，对系统进行耦合扩展优化规划.
4)场景4.计及柔性电负荷的接入，对系统进行耦合扩展优化规划.
3.2规划结果分析
解耦规划即不在系统中加入耦合装置，如CHP设备和PTG装置，分析系统中各项成本的变化；耦合规划即在系统内增加CHP、PTG等能源耦合装置.具体规划结果如表1和表2所示.
由表1可见，加入柔性负荷之后，场景2减少了输电线路L22的投运.就解耦和耦合情况对比分析，加入耦合装置之后，系统减少了燃气锅炉的投运，更偏向于投运能量转换效率高的CHP和PTG装置.
由表2可见，加入柔性电负荷后，无论是解耦还是耦合情形，系统的运行成本、弃风成本、电能不足成本和总成本都有明显的下降.这说明，柔性电负荷能够从空间和时间上进行调整，平滑负荷曲线，削峰填谷，从而提高系统运行的经济性.同时，PTG装置能够将电能转换成天然气能，提高系统的风电消纳能力，使得耦合规划方案的弃风成本普遍低于解耦规划方案.
表1不同场景下的规划结果
注：G、L、F、C和P分批代表常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP机组和PTG装置，括号内的数字表示对应设备的投运年份.
表2不同场景下的各项成本
3.3柔性电负荷对IES的影响分析
柔性电负荷对IES的影响主要体现在对常规机组、PTG装置、弃风量和电能不足量等方面。
1)常规机组出力状态分析
常规机组出力状态变化曲线如附图3所示。可见，不同场景下常规机组的出力呈现不同的变化趋势。场景1下，常规机组的出力逐年上升，从总体看，上升趋势平缓；从局部看，第2年和第6年机组上升幅度略大，是因为在这两年分别投入常规机组G11和G10；加入柔性电负荷后，常规机组的出力仍然呈上升趋势，但较场景1略有下降.这是因为柔性电负荷的加入，削减了一部分负荷量，使得常规机组出力相对减少。场景3下，第2年和第6年常规机组的出力大幅增加，是因为在这些年份投入了PTG装置，常规机组需要产生更多电能满足系统需要.加入柔性电负荷后，场景4常规机组的出力小于场景3。这说明柔性电负荷的加入能够调整负荷在时间上的分布，提高系统运行的经济性和可靠性。
2)PTG装置耗电分析
附图4为PTG装置耗电量变化曲线.从附图4可以看出，从第2年开始投入PTG后，其耗电量呈现逐年增加趋势；场景3和场景4在第6年均投入2台PTG，因此在这两年PTG的耗电量增长较快.对比两条曲线发现，加入柔性电负荷之后，PTG耗电量增加.这说明柔性电负荷的加入能够调整负荷在时间上的分布，同时对原有的负荷量进行削减.PTG装置消耗更多的电能转变成天然气能，可以减少气源等运行成本较高的装置的出力，提高系统运行的经济性。
3)弃风量变化趋势分析
附图5是弃风量年变化情况。从图中可以看出，解耦情形下，加入柔性电负荷之后，弃风量有明显减小.这说明，柔性电负荷的存在，可以增大风电接纳能力，从而减小弃风量.耦合情形下，第2年投入PTG之后，无弃风现象出现.这说明PTG装置可以将多余的风能转换成天然气能，提高系统的风电消纳能力.同时，对比场景3和场景4第1年的弃风量，发现场景4的弃风量低于场景3，说明柔性电负荷对风电消纳的积极作用.
4)电能不足变化趋势分析
附图6为电能不足的年变化趋势情况，附图7为解耦和耦合两种场景下负荷削减量的变化曲线.可见，加入柔性电负荷之后，电能不足明显减小.在场景2中，电能不足在第2年和第6年出现下降趋势，是因为在第2年投入1台常规机组G11，第6年投入1台常规机组G10和1条线路L24，因此这两年电能不足下降明显.在场景4中，第2年电能不足量增长较快，是因为在该年投入2台新的PTG装置P1和P3，使得在某些时段负荷需求超出系统的供电容量，因此失负荷情况明显.同时，由于在第6年投入线路L24、L25和1台常规机组G10，因此第6年电能不足下降明显。
对比附图7和附图6可以看出，场景2第6年削减负荷次数上升明显，使得系统负荷减少，又因为在该年新投运了机组G10和线路L24，导致电能不足出现明显下降，第7年削减负荷次数虽然多于第6年，但因为这1年未投入新的机组，且电负荷以2.5％的年增长率增长，已有机组的出力满足不了系统电负荷的需要，因此第7年的电能不足量略大于第6年.场景4第2年负荷削减次数明显上升，但该年份电能不足量增长较快，是因为在这一年投入2台PTG装置P1和P3，使得在某些时段负荷需求超出系统的供电容量，因此失负荷情况明显；第6年负荷削减次数上升明显，使得系统电负荷量减少，同时该年份投入线路L24、L25和1台常规机组G10，导致电能不足下降明显，这说明负荷削减次数可以在一定程度上影响系统的可靠性。
Claims (2)
1.计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法，其特征在于包括以下步骤：
1)建立柔性电负荷模型
1.1可转移负荷
设可转移负荷可接受的转移区间为
保证负荷转移前后所需电能不变的约束为：
其中：
和
分别为h时段可转移负荷在转移前/后的功率；
和
分别为转移后各时段的最小负荷功率和最大负荷功率，h0为日内总时段数；
负荷转移后，用户所得的经济补偿费用为：
其中：λtrans表示可转移负荷的单位补偿价格；
式(3)中出现绝对值项的处理，引入辅助变量
和
以及约束式(5)、约束式(6)将其转化为式(4)所示的线性化形式：
2.2可削减负荷
各时段可削减负荷可表示为：
其中：ηcut表示负荷削减率；βb,d,h,t为0-1变量，取值为1时，表示在该时刻对负荷进行削减，否则不削减，
和
分别表示h时刻削减前和削减后的负荷功率，下标b为能源中心编号；下标t、d、h分别为年份、典型日和时段的编号；
2、设计计及柔性电负荷的IES扩展规划模型
2.1目标函数
计及柔性电负荷的IES扩展规划的目标函数为规划方案的总费用最小，包括投资成本、运行成本、电能不足成本、弃风成本和柔性负荷调度补偿成本，表示为：
其中：Z为规划总成本；Cinv(t)为投资成本；Cop(t)为运行成本；Ceens(t)为电能不足成本；Cw(t)为弃风成本；Cflex(t)为柔性负荷补偿调度总成本；λt为第t年的现值系数；γ为资金回收率；
投资成本表示为
其中：Ni、Nf、Nc、Np和Nl分别表示常规机组、燃气锅炉、CHP机组、PTG装置和输电线路的数量；Bi、Bl、Bf、Bc和Bp分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的单位容量投资成本；xi,t、xl,t、xf,t、xc,t和xp,t分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的投运状态；Pi max、Pl max、
和
分别表示上述设备的容量；
和
分别表示上述设备的最小投运年，考虑到设备寿命周期通常大于其规划年限，因此采用折旧处理，εi、εl、εf、εc、εp分别为常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG装置的净残值比例，Mi、Ml、Mf、Mc、Mp分别为常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP设备和PTG装置的使用寿命；
运行成本表示为：
其中：Ngs表示天然气源的数量；d0为典型日天数；Oi、Of、Oc、Op和Ogs分别表示常规机组、燃气锅炉、CHP、PTG和天然气源的单位运行成本；Pi,d,h,t、Hf,d,h,t、Pc,d,h,t、Pp.d.h.t和Sgs,d,h,t分别表示以上设备每年每典型日每小时的出力值；
电能不足成本表示为：
其中：
和ΔLb分别为能源中心b的单位电能不足成本和电能不足量；
弃风成本表示为：
现值系数表示为：
λt＝1/(1+τ)t-1 (13)
柔性负荷调度补偿成本表示为
Cflex(t)＝Ctrans(t)+Ccut(t) (14)
其中：
为单位弃风成本；ΔCb为能源中心b的弃风量；τ为资金折现率；
2.2约束条件
综合能源系统扩展规划的约束条件包括：设备投运状态约束、运行约束、电力系统约束、热力系统约束以及天然气系统约束；
2.2.1设备投运状态约束
当待投运装置投入到综合能源系统中时，投运状态由0变为1，并在后续年份保持投运状态不变，若待投运年份小于该设备的最小投运年，装置不参与投运，表示如下
其中：i+、l+、f+、c+、p+分别表示常规机组、输电线路、燃气锅炉、CHP和PTG的候选装置；xa,t表示不同设备的投运状态的0-1变量，其中1表示已投运设备，0表示待投运设备；
为各设备可投入运行的最小年份；
2.2.2运行约束
常规机组的出力约束为：
Pi minxi,t≤Pi,d,h,t≤Pi maxxi,t,i∈{U,i+} (17)
输电线路潮流约束为：
|Pl,d,h,t|≤Pl maxxl,t,l∈{L,l+} (18)
其中：U代表已有常规机组，L代表已有线路，l+代表候选线路，Pl,d,h,t为线路传输功率；Bl为线路导纳；θ为线路两端节点的相角；M是一个很大的数，这里取1015；
燃气锅炉的运行约束为：
其中：F代表已有燃气锅炉，Hf,d,h,t表示燃气锅炉的产热功率，Gf,d,h,t为燃气锅炉的耗气功率，
为燃气锅炉气热效率；
CHP设备的运行约束为
其中：Pc,d,h,t和Hc,d,h,t分别表示CHP机组的产电功率和产热功率，Pc min和
分别为CHP机组的最小和最大出力，Gc,d,h,t为CHP机组的耗气功率，
和
分别为CHP的电效率和热效率；
PTG装置的运行约束为
Gp,d,h,t＝ηpPp,d,h,t (25)
其中：ηp为PTG的效率，Gp,d,h,t为PTG的产气功率；
2.2.3电力系统约束
电能供需平衡约束式及弃风量约束式如下：
其中：ΔPb,d,h,t代表每个能源中心每年每小时的电能不足量，
为第b个能源中心的电负荷，不同能源中心电负荷的比例不同，p∈b表示位于第b个能源中心的PTG设备p，后面以此类推.r(l)、k(l)分别为线路的终止节点和起始节点.
表示风电场出力的最大值，Pw,d,h,t表示风电场的实际出力，ΔCb,d,h,t表示弃风功率，ρ为风电场出力达到最大值出现的概率，此概率符合一定的季度波动特征，选取我国西北某风电场历史数据为样本，采用非参数拟合的方法得到对应的概率曲线；
2.2.4热力系统约束
其中：
为第b个能源中心的热负荷量，c∈b表示位于第b个能源中心的CHP机组c,f∈b表示位于第b个能源中心的燃气锅炉f；
2.2.5天然气系统约束
天然气系统需满足天然气供需平衡、气源产气量上下限、以及天然气流量的上下限约束，表示如下
其中：
代表能源中心b的气负荷，Gpp,d,h,t表示天然气管道pp每年每典型日每小时的天然气流量；r(pp)、k(pp)分别表示天然气管道的终止和起始节点；
别表示气源产气量的上、下限；
分别表示天然气流量上、下限；
上述计及柔性电负荷的IES扩展规划模型为混合整数线性规划模型，可通过调用商用求解器获取最优解。
2.按照权利要求1所述的计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法，其特征在所述可削减负荷，还需要限制其削减次数，表示为：
其中：βmax为削减次数上限，Nmax表示可削减负荷的最大持续削减次数；
负荷削减后，用户所得补偿费用Ccut为：
其中：λcut表示可削减负荷的单位补偿价格。
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|---|---|---|---|
| CN202210522505.9A CN114936762A (zh) | 2022-05-14 | 2022-05-14 | 计及柔性电负荷的综合能源系统扩展规划方法 |
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Cited By (1)
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|---|---|---|---|---|
| CN117439080A (zh) * | 2023-12-20 | 2024-01-23 | 国网山东省电力公司营销服务中心(计量中心) | 一种虚拟电厂的调度方法、系统、存储介质及设备 |
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2022
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Cited By (2)
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|---|---|---|---|---|
| CN117439080A (zh) * | 2023-12-20 | 2024-01-23 | 国网山东省电力公司营销服务中心(计量中心) | 一种虚拟电厂的调度方法、系统、存储介质及设备 |
| CN117439080B (zh) * | 2023-12-20 | 2024-04-12 | 国网山东省电力公司营销服务中心(计量中心) | 一种虚拟电厂的调度方法、系统、存储介质及设备 |
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