CN117634682B - 一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种寒冷地区电‑热联供型虚拟电厂优化调控方法。建立寒冷地区电‑热联供型虚拟电厂架构；构建电‑热联供型虚拟电厂参与辅助服务市场模型；建立电‑热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数；构建不等式约束；构建等式约束；基于电‑热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数及约束条件，实现寒冷地区电‑热联供型虚拟电厂优化调控。本发明用以解决上述现有技术中存在的难点问题。

Description

一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法
技术领域
本发明属于电力系统调度技术领域，具体涉及一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法。
背景技术
近年来，我国灵活性资源数量与日俱增，技术快速发展。灵活性资源具有配置灵活、规模庞大、分布广泛、清洁无污染等优点，迅速得到国际社会的广泛关注，预计2023年至2027年间将以11.5％的年增长率持续快速增长。
为促进多元化海量的灵活性资源参与电网调度和市场交易，虚拟电厂(VirtualPower Plant，VPP)的概念应运而生，成为了实现规模化灵活性资源高效管理的有效手段。相比实体发电机组，虚拟电厂同时连接灵活性资源与电力系统，的协调管理，实现资源整合与分配，挖掘和利用不同种类设备的各自优势，整体对外提供诸如能量平衡、电压支撑、调频备用、阻塞管理等多类服务，目前已经展现出巨大的经济价值和发展潜力。国家能源局2023年能源工作要点，鼓励引导虚拟电厂，新型储能等新型主体参与系统调节。
东北地区具有发展虚拟电厂的良好环境。东北地区风、光资源禀赋优势突出，新能源占比高，有很高的新能源消纳需求，虚拟电厂技术聚合灵活性资源可以很好地助力新能源消纳；东北地区气候寒冷，具有供电和供热的双重需求，东北地区的虚拟电厂建设需要考虑电能和热能的互补，尤其要保障供暖的舒适度要求。
主要存在的难点如下：
(1)电热虚拟电厂管理的灵活性资源设备类型较多，模型复杂，运行方式多变，模型研究是研究虚拟电厂优化调度策略的关键问题。
(2)虚拟电厂技术聚合灵活性资源可以很好地助力新能源消纳。东北地区气候寒冷，具有供电和供热的双重需求，东北地区的虚拟电厂建设需要考虑电能和热能的互补，尤其要保障供暖的舒适度要求。
(3)东北电力辅助服务市场已于2019年1月1日零点起按照新规则启动市场模拟运行，虚拟电厂参与东北辅助服务市场将产生良好的经济效益，同时也利于东北地区虚拟电厂建设的可持续性发展助力地区新能源消纳。然而目前还没有虚拟电厂参与东北辅助服务市场的相关研究，电热联供型虚拟电厂调度与辅助服务机制结合方面的研究也很少。因此寒地虚拟电厂建设要考虑到东北特色辅助服务市场机制。
发明内容
本发明提供一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，用以解决上述现有技术中存在的3个难点问题。
本发明通过以下技术方案实现：
一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，所述调控方法包括以下步骤，
S100、建立寒冷地区电-热联供型虚拟电厂架构；
S200、基于S100建立的虚拟电厂架构，构建电-热联供型虚拟电厂参与辅助服务市场模型，所述市场模型包括燃气轮机出力奖惩机制、可调负荷和储能分时段补偿机制；
S300、基于S200构建的市场模型，建立电-热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数；
S400、基于S300建立的目标函数，构建不等式约束，包括各机组出力约束，各机组爬坡率约束，热功率平衡以及热电联产机组热电耦合约束，可调负荷约束，供热区域室内温度约束；
S500、基于S300建立的市场模型，构建等式约束，包括电功率平衡约束、电热转换功率约束和储能装备能量状态约束；
S600、基于S300电-热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数及S400与S500的约束条件，实现寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控。
进一步的，所述S100寒冷地区电-热联供型虚拟电厂架构具体为，将发电侧与需求侧进行集合，并通过能量管理系统进行协调优化控制。
进一步的，所述发电侧包含风电、光伏等新能源电站以及热电联产系统；能量存储系统既可以来源于电源侧及负荷侧的自身配备，也可以是独立的能量存储单元的集合，主要功能是平抑可再生能源和负荷侧的出力波动，提升聚合区域的整体运行灵活性；
所述需求侧包括柔性电负荷，柔性热负荷以及电采暖系统；
所述能量管理系统
进一步的，所述S200燃气轮机出力奖惩机制具体为，
火电机组出力奖惩机制的建模如下：
式中，是有偿调峰补偿基准功率，MW；P(t)表示t时段火电机组的出力，MW；/>表示在t时段火电机组的补偿或奖励费用；m和n分别为火电机组的惩罚和补偿系数；M为极大数；
δ为0、1整数变量用于表示火电机组的奖惩状态，当时，δ＝0，火电机组出力超过有偿调峰补偿基准功率，此时火电机组处于补偿状态，补偿费用变换为如下公式：
当时，δ＝1，火电机组出力超过有偿调峰补偿基准功率，此时火电机组处于惩罚状态，惩罚费用变换为如下公式：
进一步的，所述S200可调负荷和储能分时段补偿机制具体为，根据新能源发电的预测结果识别新能源出力陡降时段和陡升时段；
可调负荷和储能在对应时段调节负荷或充放电可以获得额外补偿；
其中为可调负荷补偿系数，/>为电化学储能补偿系数；
其中表示在t时段可调负荷参与电力市场的价格补偿，/>为t时刻可调负荷的调节功率；
其中表示在t时段电化学储能参与电力市场的价格补偿，/>和/>分别为t时段储能的充电和放电功率。
进一步的，所述S300的目标函数具体分为六个部分，
F(t)表示第t个时段虚拟电厂运营总成本：
其中为第t个时段电-热联产机组供电供热的总成本：
其中为第t个时段分布式火电机组供电的总成本：
其中为第t个时段储能的充放电成本，/>为储能参与辅助调峰市场所获得的补偿：
其中为第t个时段可调负荷的补偿成本：
其中为第t个时段整个虚拟电厂对外出力成本：
其中为第t个时段供电给负荷的收益。
进一步的，所述S400不等式约束包括
风电、光伏、燃气轮机、热电机组电出力约束；
热电联产机组热出力约束；
热电联产机组的热电耦合约束；
热功率约束；
储能充放电约束；
可调负荷约束；
供热区域室内温度约束。
进一步的，所述S500建立的等式约束包括：
电功率平衡约束；
电热转换功率约束；
储能装备能量状态约束；
柔性负荷供热区域热模型约束。
本发明的有益效果是：
本发明聚合燃气轮机、电热联供机组、风机、光伏等发电机组，同时考虑储能设备的削峰填谷效应以及柔性电负荷和柔性热负荷的需求响应能力。对电-热联供型虚拟电厂参与辅助服务市场进行建模，包括燃气轮机出力奖惩机制建模，可调负荷和储能分时段补偿机制建模。电-热虚拟电厂参与辅助服务市场可以有效地配合系统削峰填谷并提高地区新能源消纳能力。电-热虚拟电厂对电-热联供机组，电采暖设备，柔性热负荷进行聚合可以有效提高供热稳定性，保障用户供暖舒适度，为寒冷地区虚拟电厂建设提供了新思路。
附图说明
图1是本发明的电-热联供型虚拟电厂架构示意图。
图2是本发明的虚拟电厂介入的电力市场商业模式架构示意图。
图3是本发明的方法流程图。
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。
本发明对东北辅助服务市场进行建模，研究计及辅助服务市场的电-热联供型虚拟电厂调控方法，本发明设计的虚拟电厂聚合了燃气轮机、电热联供机组、风机、光伏等出力机组，同时考虑储能设备的削峰填谷效应，精细化考察系统内机组在调度平衡中的运行特性。
一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，所述调控方法包括以下步骤，
S100、建立寒冷地区电-热联供型虚拟电厂架构；
S200、基于S100建立的虚拟电厂架构，构建电-热联供型虚拟电厂参与辅助服务市场模型，所述市场模型包括燃气轮机出力奖惩机制、可调负荷和储能分时段补偿机制；
S400、基于S300建立的目标函数，构建不等式约束，包括各机组出力约束，各机组爬坡率约束，热功率平衡以及热电联产机组热电耦合约束，可调负荷约束，供热区域室内温度约束；
S500、基于S300建立的市场模型，构建等式约束，包括电功率平衡约束、电热转换功率约束和储能装备能量状态约束；
S600、基于S300电-热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数及S400与S500的约束条件，实现寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控。
进一步的，所述S100寒冷地区电-热联供型虚拟电厂架构具体为，电-热联产虚拟电厂基于“通信”和“聚合”的思想，将分散在各地与不同层级的电网相连的分布式新能源电站、热电联产(combined heat andpower，CHP)系统、可控负荷和储能装置进行集合，即发电侧与需求侧进行集合，并通过能量管理系统(energy management system，EMS)进行协调优化控制。完成市场运营，在实现电能交易的同时优化资源利用、提高供电可靠性。
进一步的，所述发电侧包含风电、光伏等新能源电站以及热电联产(combinedheat andpower，CHP)系统；能量存储系统既可以来源于电源侧及负荷侧的自身配备，也可以是独立的能量存储单元的集合，主要功能是平抑可再生能源和负荷侧的出力波动，提升聚合区域的整体运行灵活性；
所述需求侧包括柔性电负荷，柔性热负荷以及电采暖系统。
进一步的，所述S200燃气轮机出力奖惩机制具体为，
火电机组出力奖惩机制的建模如下：
式中，是有偿调峰补偿基准功率，MW；P(t)表示t时段火电机组的出力，MW；/>表示在t时段火电机组的补偿或奖励费用；m和n分别为火电机组的惩罚和补偿系数；M为极大数；
δ为0、1整数变量用于表示火电机组的奖惩状态，当时，δ＝0，火电机组出力超过有偿调峰补偿基准功率，此时火电机组处于补偿状态，补偿费用变换为如下公式：
当时，δ＝1，火电机组出力超过有偿调峰补偿基准功率，此时火电机组处于惩罚状态，惩罚费用变换为如下公式：
进一步的，所述S200可调负荷和储能分时段补偿机制具体为，
为应对新能源出力的剧烈波动，可调负荷和储能提供辅助服务，在出力陡降时段降低负荷或放电，在出力爬坡时段提高负荷或充电。本发明根据新能源发电的预测结果识别新能源出力陡降时段和陡升时段；
可调负荷和储能在对应时段调节负荷或充放电可以获得额外补偿；
其中为可调负荷补偿系数，/>为电化学储能补偿系数；
其中表示在t时段可调负荷参与电力市场的价格补偿，/>为t时刻可调负荷的调节功率；
其中表示在t时段电化学储能参与电力市场的价格补偿，/>和/>分别为t时段储能的充电和放电功率。
进一步的，所述S300的目标函数具体分为六个部分，
F(t)表示第t个时段虚拟电厂运营总成本：
其中为第t个时段电-热联产机组供电供热的总成本：
式中：α,β,γ,θ,ζ,ξ为热电联产机组的运行成本系数；为热电联产机组在t时刻的电出力，MW；/>为热电联产机组在t时刻的热出力，MW；
其中为第t个时段分布式火电机组供电的总成本：
式中：a,b,c表示为分布式火电机组的运行成本系数；表示为分布式火电机组在调峰辅助服务市场机制下的惩罚或者补偿费用；/>表示为分布式火电机组在t时刻的电出力，MW；
其中为第t个时段储能的充放电成本，/>为储能参与辅助调峰市场所获得的补偿：
其中为第t个时段可调负荷的补偿成本：
其中为第t个时段整个虚拟电厂对外出力成本：
其中为第t个时段供电给负荷的收益：
进一步的，所述S400建立的不等式约束包括
建立风电、光伏、燃气轮机、热电机组电出力约束(爬坡约束)
式中：为各机组在t时刻的电出力，MW；/> 分别为各机组电出力上下限，MW。
建立热电联产机组热出力约束，其表达式为
式中：为电热机组在t时刻的热出力，MW；/>和/>分别为热电机组热出力上下限，MW。
建立热电联产机组的热电耦合约束，其表达式为
式中：Cm为热电联产机组在背压工况下的热电比；K为常数。
建立热功率约束，其表达式为
式中：表示t时段电热联供机组热出力，MW；/>表示t时段电采暖设备热出力，MW；/>表示t时段热负荷，MW。
建立储能充放电约束，其表达式为
式中：和/>分别为t时刻储能的放电或充电功率，MW；/>表示t时刻储能的能量状态，MWh；/>SOCmax分别为储能的充放电功率和能量状态上限,MW。
建立可调负荷约束，其表达式为，
式中为受控负荷的控制容量上限；
式中：S为可以采取调度控制措施的时段；
S470、建立供热区域室内温度约束，其表达式为，
Tinmin≤Tin(t)≤Tin max
式中：Tin(t)为t时刻供热区域的室内温度，Tin min和Tin max为冬季北方供暖室内温度上下限。
进一步的，所述S500建立的等式约束包括：
建立电功率平衡约束，其表达式为
等式左侧依次为t时刻热电机组、燃气轮机、光伏、风电电出力和储能放电功，MW；等式右侧依次为t时刻储能放电功率、电负荷、电采暖负荷、可调负荷的调节功率，MW。
建立电热转换功率约束，其表达式为
式中：为t时刻电采暖设备消耗的电功率，MW；/>为t时刻电采暖设备的热出力，MW；ζeb为电热转换效率。
建立储能装备能量状态约束，其表达式为
式中：λsoc表示储能存储效率，ηESS表示储能充电效率。
建立柔性负荷供热区域热模型约束，其表达式为
k1QDLC(t)+k4(Tout(t-1)-Tin(t-1))
＝k3Tin(t)-k2Tin(t-1)
式中：QDLC(t)表示t时刻柔性热负荷散热量，Tin(t)为t时刻供热区域的室内温度，Tout(t)为t时刻供热区域的室外温度，k1,k2,k3,k4分别为相应的常数系数。

Claims (4)

1.一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，其特征在于，所述调控方法包括以下步骤，
S100、建立寒冷地区电-热联供型虚拟电厂架构；
S200、基于S100建立的虚拟电厂架构，构建电-热联供型虚拟电厂参与辅助服务市场模型，所述市场模型包括燃气轮机出力奖惩机制、可调负荷和储能分时段补偿机制；
S300、基于S200构建的市场模型，建立电-热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数；
S400、基于S300建立的目标函数，构建不等式约束，包括各机组出力约束，各机组爬坡率约束，热功率平衡以及热电联产机组热电耦合约束，可调负荷约束，供热区域室内温度约束；
S500、基于S300建立的市场模型，构建等式约束，包括电功率平衡约束、电热转换功率约束和储能装备能量状态约束；
S600、基于S300电-热联供型虚拟电厂运营成本最小的目标函数及S400与S500的约束条件，实现寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控；
所述S100寒冷地区电-热联供型虚拟电厂架构具体为，将发电侧与需求侧进行集合，并通过能量管理系统进行协调优化控制；
所述发电侧包含风电、光伏新能源电站以及热电联产系统；能量存储系统既可以来源于电源侧及负荷侧的自身配备，也可以是独立的能量存储单元的集合，主要功能是平抑可再生能源和负荷侧的出力波动，提升聚合区域的整体运行灵活性；
所述需求侧包括柔性电负荷，柔性热负荷以及电采暖系统；
所述S400建立的不等式约束包括
建立风电、光伏、燃气轮机、热电机组电出力约束，即爬坡约束
式中：为各机组在t时刻的电出力；/> 分别为各机组电出力上下限；
建立热电联产机组热出力约束，其表达式为
式中：为电热机组在t时刻的热出力；/>和/>分别为热电机组热出力上下限；
建立热电联产机组的热电耦合约束，其表达式为
式中：Cm为热电联产机组在背压工况下的热电比；K为常数；cv为热电联产机组的运行成本系数；为t时刻热电机组电功率；
建立热功率约束，其表达式为
式中：表示t时段电热联供机组热出力；/>表示t时段电采暖设备热出力；/>表示t时段热负荷；
建立储能充放电约束，其表达式为
式中：和/>分别为t时刻储能的放电或充电功率；/>表示t时刻储能的能量状态；/>SOCmax分别为储能的充放电功率和能量状态上限；
建立可调负荷约束，其表达式为，
式中：为受控负荷的控制容量上限；/>为t时刻可调负荷的调节功率；
式中：S为可以采取调度控制措施的时段；
S470、建立供热区域室内温度约束，其表达式为，
Tinmin≤Tin(t)≤Tin max
式中：Tin(t)为t时刻供热区域的室内温度，Tin min和Tin max为冬季北方供暖室内温度上下限；
所述S500建立的等式约束包括：
建立电功率平衡约束，其表达式为
式中：等式左侧依次为t时刻热电机组、燃气轮机、光伏、风电电出力和储能放电功率；/>等式右侧依次为t时刻储能放电功率、电负荷、电采暖负荷、可调负荷的调节功率；
建立电热转换功率约束，其表达式为
式中：为t时刻电采暖设备消耗的电功率；/>为t时刻电采暖设备的热出力；ζeb为电热转换效率；
建立储能装备能量状态约束，其表达式为
式中：λsoc表示储能存储效率，ηESS表示储能充电效率；
建立柔性负荷供热区域热模型约束，其表达式为
k1QDLC(t)+k4(Tout(t-1)-Tin(t-1))＝k3Tin(t)-k2Tin(t-1)
式中：QDLC(t)表示t时刻柔性热负荷散热量，Tin(t)为t时刻供热区域的室内温度，Tout(t)为t时刻供热区域的室外温度，k1,k2,k3,k4分别为相应的常数系数。
2.根据权利要求1所述一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，其特征在于，所述S200燃气轮机出力奖惩机制具体为，
火电机组出力奖惩机制的建模如下：
式中，是有偿调峰补偿基准功率；P(t)表示t时段火电机组的出力；/>表示在t时段火电机组的补偿或奖励费用；m和n分别为火电机组的惩罚和补偿系数；M为极大数；
δ为0、1整数变量用于表示火电机组的奖惩状态，当时，δ＝0，火电机组出力超过有偿调峰补偿基准功率，此时火电机组处于补偿状态，补偿费用变换为如下公式：
当时，δ＝1，火电机组出力超过有偿调峰补偿基准功率，此时火电机组处于惩罚状态，惩罚费用变换为如下公式：
3.根据权利要求1所述一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，其特征在于，所述S200可调负荷和储能分时段补偿机制具体为，根据新能源发电的预测结果识别新能源出力陡降时段和陡升时段；
可调负荷和储能在对应时段调节负荷或充放电可以获得额外补偿；
其中为可调负荷补偿系数，/>为电化学储能补偿系数，tup为新能源出力陡升时段；tdown为新能源出力陡降时段；
其中表示在t时段可调负荷参与电力市场的价格补偿，/>为t时刻可
调负荷的调节功率；
其中表示在t时段电化学储能参与电力市场的价格补偿，/>和/>分别为t时段储能的充电和放电功率。
4.根据权利要求1所述一种寒冷地区电-热联供型虚拟电厂优化调控方法，其特征在于，所述S300的目标函数具体分为六个部分，
F(t)表示第t个时段虚拟电厂运营总成本：
其中为第t个时段电-热联产机组供电供热的总成本：
其中为第t个时段分布式火电机组供电的总成本：
其中为第t个时段储能的充放电成本：
其中为第t个时段可调负荷的补偿成本：
其中为第t个时段整个虚拟电厂对外出力成本：
其中为第t个时段供电给负荷的收益。
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含电转气和热电解耦热电联产机组的区域能源互联网联合经济调度;魏震波;黄宇涵;高红均;税月;;电网技术;20181105(11);全文 *

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