需求側(cè)響應(yīng)與風(fēng)電出力波動的應(yīng)對措施

0應(yīng)用需求側(cè)響應(yīng)機制對于大型接地系統(tǒng)、綱領(lǐng)性和間歇性網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)的適應(yīng)性和備用能力提出了更高的要求，需要特別調(diào)整能力和備用能力，以應(yīng)對風(fēng)吹斗的隨機變化。我國電源結(jié)構(gòu)以火電為主,要滿足大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)后對發(fā)電備用容量的要求所需要的成本很高,為此應(yīng)該充分發(fā)揮需求側(cè)管理的作用,利用可中斷負荷提供備用容量。輸電系統(tǒng)規(guī)劃的關(guān)鍵是制定有效的規(guī)劃方案,以實現(xiàn)最小化投資成本,適應(yīng)未來多樣的電源結(jié)構(gòu),滿足系統(tǒng)安全、可靠性要求。逐步發(fā)展成熟的需求側(cè)響應(yīng)機制能促使用戶根據(jù)電價激勵等改變用電行為,緩解系統(tǒng)安全和經(jīng)濟運行的壓力;這些措施應(yīng)該在輸電系統(tǒng)規(guī)劃階段就適當(dāng)考慮,以最大程度改善電力系統(tǒng)的運行效率。這樣,在輸電規(guī)劃中考慮需求側(cè)響應(yīng)機制,科學(xué)決策需求側(cè)資源參與電力系統(tǒng)供需平衡,可以在相當(dāng)程度上應(yīng)對風(fēng)電出力的間歇性和波動性對輸電系統(tǒng)規(guī)劃帶來的負面影響,為解決風(fēng)電并網(wǎng)消納提供一條可行途徑。在上述背景下,本文利用負荷需求變化響應(yīng)風(fēng)電波動,將可中斷負荷和用電激勵負荷作為備用資源,通過用電中斷和激勵的方式對負荷進行“削峰填谷”,提出考慮需求側(cè)響應(yīng)的含風(fēng)電場的輸電系統(tǒng)兩層規(guī)劃模型,綜合考慮輸電投資成本、需求側(cè)響應(yīng)成本以及棄風(fēng)成本,采用粒子群算法和原對偶內(nèi)點法相結(jié)合的混合算法對所建模型進行求解,并分析了考慮需求側(cè)響應(yīng)機制后對含風(fēng)電場的輸電系統(tǒng)規(guī)劃的影響。1可靠性危害情況下的回應(yīng)隨著電力工業(yè)市場化程度的提升,需求側(cè)資源在電力市場和電力系統(tǒng)中的作用越來越重要;傳統(tǒng)的將需求側(cè)作為被動接受的“負荷”的觀念,以及依賴于強制手段如拉閘限電來平衡電力供需的做法逐步被摒棄。需求側(cè)響應(yīng)是指電力用戶對市場價格信號或激勵機制作出響應(yīng)而改變正常電力消費模式的市場行為。在電力供給不足、系統(tǒng)可靠性受到危害時希望用戶做出響應(yīng)以緩解供電壓力。從不同的角度來審視,需求側(cè)響應(yīng)可以有不同的定義,如從資源的角度看,需求側(cè)響應(yīng)可以視作一種資源,可以減少高峰負荷進而減少裝機容量需求;從能力的角度看,需求側(cè)響應(yīng)能夠提高輸電系統(tǒng)運行可靠性,增強系統(tǒng)應(yīng)急能力;從行為的角度看,需求側(cè)響應(yīng)是指用戶參與負荷管理,調(diào)整用電方式。在電力市場發(fā)展較成熟的國家中,按照不同的反應(yīng)方式可以把需求側(cè)響應(yīng)劃分為“基于價格的需求側(cè)響應(yīng)”和“基于激勵的需求側(cè)響應(yīng)”兩大類,如圖1所示。價格型需求側(cè)響應(yīng)是讓終端消費者直接面對基于時間(和空間)的價格信號并自主做出用電時間和方式的調(diào)整,是電力市場環(huán)境下實現(xiàn)需求側(cè)響應(yīng)的主要形式,代表了需求側(cè)響應(yīng)的發(fā)展方向。激勵型需求側(cè)響應(yīng)則是直接采用獎勵方式來激勵和誘導(dǎo)用戶參與系統(tǒng)所需要的各種負荷調(diào)整,與傳統(tǒng)需求側(cè)管理中的負荷控制和可中斷負荷等一脈相承,但實施手段從管制型和系統(tǒng)導(dǎo)向型為主逐步轉(zhuǎn)移到市場導(dǎo)向型為主,市場成分越來越重,用戶自主性越來越強。2用電系統(tǒng)規(guī)劃電力系統(tǒng)是一個由發(fā)電、輸配電、用電構(gòu)成的統(tǒng)一整體;將需求側(cè)響應(yīng)視為一種虛擬發(fā)電資源,可以為風(fēng)電場提供備用容量,是增強電力系統(tǒng)容納風(fēng)電能力的有效途徑之一。在含風(fēng)電場的輸電系統(tǒng)規(guī)劃中引入需求側(cè)響應(yīng)機制,一方面可以針對負荷處于高峰而風(fēng)電供應(yīng)較少的情況,按照用戶意愿簽訂可中斷負荷合同,引導(dǎo)用戶減少用電;另一方面,在風(fēng)電大發(fā)的低谷負荷時段,如果系統(tǒng)深度調(diào)峰容量不足,就往往需要棄風(fēng);如果實施用電需求激勵,在低谷時段通過電價激勵用戶增加用電需求,則可以提高風(fēng)電利用水平。本文將需求側(cè)響應(yīng)引入輸電系統(tǒng)規(guī)劃之中,通過可中斷和價格激勵機制實現(xiàn)對負荷的“削峰填谷”,從而達到降低輸電線路投資成本、提高風(fēng)電利用水平的目的。采用兩層規(guī)劃理論,將需求側(cè)響應(yīng)的優(yōu)化配置和輸電系統(tǒng)優(yōu)化規(guī)劃結(jié)合起來,進行分層規(guī)劃。上層模型以輸電系統(tǒng)投資成本最小為優(yōu)化目標,將新增輸電線路候選方案傳遞給下層;下層模型則以需求側(cè)響應(yīng)成本和棄風(fēng)成本最小為目標進行優(yōu)化,并將求解得到的目標值返回給上層模型;之后,再次對上層模型進行優(yōu)化規(guī)劃。如此反復(fù)交替進行,實現(xiàn)上下層的交互作用,確保上下層規(guī)劃都能滿足有關(guān)約束要求,最終由上層決策模型獲得最終優(yōu)化方案。2.1確定約束條件以輸電線路投資成本的等年值費用和相關(guān)成本之和的總成本最小為目標:約束條件為式中:f為下層模型的目標值;NB為候選線路集合;CLl為候選線路l的造價(萬元);zl和zlmax分別為支路l的新增候選線路條數(shù)和最大允許新增線路條數(shù);r為資金貼現(xiàn)率;m為分攤年限。2.2下層規(guī)劃模型2.2.1風(fēng)電場棄風(fēng)成本應(yīng)和用電激勵成本下層規(guī)劃模型在上層模型所得到的輸電網(wǎng)架方案基礎(chǔ)上,考慮各種運行約束,對可中斷負荷、電價激勵負荷和棄風(fēng)容量進行優(yōu)化。優(yōu)化目標為需求側(cè)響應(yīng)成本(包括可中斷負荷補償成本和用電激勵成本)與風(fēng)電場棄風(fēng)成本之和最小。這樣,下層模型的目標函數(shù)為式中:NL為負荷集合;NW表示風(fēng)電場集合;βai(t)為負荷i在時段t增加用電的單位激勵成本,元/MW·h;pai(t)為負荷i在時段t增加的負荷功率,MW;βbi(t)為可中斷負荷i在時段t中斷供電的單位補償成本,元/MW·h;pbi(t)為負荷i在時段t被中斷的負荷功率,MW;ΔTt為時段t的持續(xù)時間長度;ewj(t)為風(fēng)電場j在時段t的棄風(fēng)功率,MW;Kj為風(fēng)電場j的棄風(fēng)單位懲罰成本,元/MW·h。2.2.2合同規(guī)定(1)負荷功率向量pla基態(tài)和“N-1”安全狀態(tài)下的支路潮流約束為式中:B為節(jié)點導(dǎo)納矩陣;θ為節(jié)點電壓相角向量;PG為常規(guī)電廠如火電廠輸出功率向量;PW為風(fēng)電場輸出功率向量;PL為原有負荷功率向量;PA為用電激勵所增加的負荷功率向量;PB為可中斷負荷削減的負荷功率向量;pl(t)為支路l的有功功率,plmax和plmin分別為其上下限值;plh(t)為元件h(h≠l)停運情況下支路l的有功功率。(2)t的功率分配式中:NG為常規(guī)電廠集合;NL為負荷集合;pWj(t)為風(fēng)電場j在時段t的輸出功率;pLm(t)為負荷m在時段t的用電功率;Ru(t)和Rd(t)分別為時段t內(nèi)需預(yù)留的正負旋轉(zhuǎn)備用容量下限值;pGkmax和pGkmin分別為在時段t內(nèi)常規(guī)電廠k10min內(nèi)所能提供的上調(diào)和下調(diào)功率。(3)傳統(tǒng)造船廠的產(chǎn)量限制式中:paitmin和paitmax分別為常規(guī)電廠k出力的上下限值;ωUk和ωDk分別為常規(guī)電廠k的爬坡和滑坡速率,MW/min。(4)能耗激勵負荷限制式中:paitmin和paitmax分別為負荷i在時段t的用電激勵負荷的下限值和上限值。(5)可中斷負荷限制式中:pbitmin和pbitmax分別為負荷i在時段t的可中斷負荷的下限值和上限值。3基于混合模型的等式約束和乘子法上一節(jié)構(gòu)造的考慮需求側(cè)響應(yīng)的輸電系統(tǒng)兩層規(guī)劃模型在數(shù)學(xué)上是一個混合整數(shù)規(guī)劃問題,這里采用基于粒子群算法和原對偶內(nèi)點法相結(jié)合的混合算法進行求解。利用粒子群算法處理上層決策中的整數(shù)變量,對下層規(guī)劃則采用原對偶內(nèi)點法快速尋優(yōu),這樣可以充分發(fā)揮兩種算法的優(yōu)點,取得較快的計算速度。鑒于已有大量的文獻對粒子群算法做過介紹,這里就不再贅述,可參考文獻。基于擾動KKT(Karush-Kuhn-Tucker)條件的原對偶內(nèi)點法以其收斂速度快、魯棒性強、對初值選擇不敏感等優(yōu)點,適用于求解大規(guī)模連續(xù)優(yōu)化問題。所構(gòu)造的下層規(guī)劃的數(shù)學(xué)模型可概括為式中:f(x)為目標函數(shù);g(x)為函數(shù)型等式約束,是m維列向量;h(x)為函數(shù)型不等式約束,是l維列向量,分別為其最大和最小限值列向量;x為狀態(tài)變量,是n維列向量,分別為其最大和最小限值列向量。采用基于粒子群算法和原對偶內(nèi)點法相結(jié)合的混合算法求解所構(gòu)造的二層規(guī)劃模型的流程如圖2。用拉格朗日方法處理等式約束,對數(shù)障礙函數(shù)處理不等式約束,則式(13)所表示的優(yōu)化問題等價于下述優(yōu)化問題:式中:su和sd分別為函數(shù)型不等式上下限的松弛變量,均為l維列向量;ru和rd分別為變量型不等式上下限的松弛變量,均為n維列向量;λ,u,v,y,z均為拉格朗日乘子構(gòu)成的列向量;μ為障礙參數(shù)。對式(14)中的各變量求一階導(dǎo)數(shù),可得到最優(yōu)化條件,再用牛頓法求解,得到KKT條件如下:式中:;Hd為壁壘矩陣,用于防止不等式約束的變量和函數(shù)越限;H(x,λ,u,y)為Hessian矩陣,且;J為等式約束的雅可比矩陣;,其中[su],[sd],[ru],[rd],[u],[y],[v],[z]分別是由列向量su,sd,ru,rd,u,y,v,z的元素所構(gòu)成的對角元矩陣;fx,fu,fsu,fy,fsd,fv,fru,fz,frd分別為函數(shù)f對x,u,su,y,sd,v,ru,z,rd求導(dǎo)數(shù)所得的列向量。在每一步迭代求解過程中都要計算原始變量和對偶變量的步長,并對原始變量和對偶變量進行修正,以保證收斂速度與解的最優(yōu)性。4實際機組數(shù)據(jù)算例下面用18節(jié)點系統(tǒng)和46節(jié)點系統(tǒng)來說明所發(fā)展的輸電系統(tǒng)規(guī)劃模型與方法的可行性與有效性。兩個系統(tǒng)的單線圖分別見附錄(略)A中的圖A1和附錄(略)B中的圖B1。以某實際風(fēng)電場一星期的數(shù)據(jù)為例進行計算分析。常規(guī)電廠的爬坡和滑坡速率均給定為每min1%的機組額定容量;系統(tǒng)所需正、負旋轉(zhuǎn)備用容量均給定為負荷的10%;資金貼現(xiàn)率給定為10%;輸電系統(tǒng)規(guī)劃的資金周期為20年;給定風(fēng)電場棄風(fēng)懲罰系數(shù)為0.61萬元/MW·h;給定粒子群數(shù)目為50,迭代次數(shù)為300。假設(shè)系統(tǒng)中存在3類負荷,參照某省的銷售電價,按照6個時段的分時電價進行劃分。3類負荷的基本信息見表1。4.11系統(tǒng)出力限值該系統(tǒng)現(xiàn)有10個節(jié)點,9條線路(見附錄A中的圖A1,從略)。在未來某規(guī)劃水平年,系統(tǒng)增加為18個節(jié)點,總負荷為35870MW。常規(guī)電廠出力的上下限值見附錄A中的表A1,關(guān)于該系統(tǒng)詳細的數(shù)據(jù)和說明可參見文獻。假設(shè)節(jié)點2為風(fēng)電場所在節(jié)點,風(fēng)電場額定容量為3600MW。風(fēng)電場輸出功率和負荷的負荷率時序數(shù)據(jù)見附錄(略)A中的圖A2。(1)用電激勵的效果分析采用上述求解方法獲得了3個較優(yōu)方案,見表2。其中,新建線路一欄括號內(nèi)的數(shù)字表示需新增線路回路數(shù),如1(1)表示支路1新增1回線,其余類同。由表2可知,3個方案的棄風(fēng)成本都為0,方案A的輸電投資成本最小,可中斷負荷的補償成本最大,總成本最小。由于3個方案都采用了用電激勵措施,在負荷低谷時段增加用電需求,使得3個方案的棄風(fēng)成本都為0。與方案B和C相比,方案A的可中斷負荷補償成本最高,即削減負荷最多,這使得方案A的輸電投資成本最小。因此,利用可中斷負荷可以改善輸電投資的經(jīng)濟性。在3個方案中,方案A的總成本最小,為最優(yōu)方案。圖3為方案A的一周內(nèi)的負荷和風(fēng)電功率曲線。由圖3可以看出,在時段5,7,48,54,168,系統(tǒng)負旋轉(zhuǎn)備用容量不足,采用用電激勵增加了這幾個時段的負荷需求,使負旋轉(zhuǎn)備用約束得到滿足,減少了潛在棄風(fēng),提高了風(fēng)電利用水平;而在時段35,65,107,108,正備用容量不足,根據(jù)用戶的意愿對可中斷負荷進行削減,減少了這幾個時段的負荷需求,使正旋轉(zhuǎn)備用約束得到滿足。(2)方案d系統(tǒng)比較為了說明所發(fā)展的輸電規(guī)劃模型和方法的可行性與有效性,將所獲得的最優(yōu)方案A與不采用需求側(cè)響應(yīng)的輸電規(guī)劃模型所獲得的方案D進行比較,有關(guān)結(jié)果見表3。由表3可知,與方案A相比,方案D雖然沒有需求側(cè)響應(yīng)成本,但輸電投資成本和棄風(fēng)成本較大,使得方案D的總成本遠大于方案A。這是因為方案D沒有采用需求側(cè)響應(yīng)機制,在部分時段系統(tǒng)備用容量不能滿足約束要求,被迫棄風(fēng)。方案A用較少的需求側(cè)響應(yīng)成本換取了更少的輸電投資成本和更高的風(fēng)電消納水平。4.24兩種風(fēng)電場運行效率比較46節(jié)點系統(tǒng)表示巴西南部區(qū)域簡化電網(wǎng)。該系統(tǒng)現(xiàn)有35個節(jié)點,62條線路(見附錄(略)B中的圖B1)。在未來某規(guī)劃水平年,系統(tǒng)有46個節(jié)點,總負荷為6880MW。發(fā)電機出力和負荷功率數(shù)據(jù)見附錄(略)B中的表B1,所有支路(包括現(xiàn)有線路和新增候選線路)的數(shù)據(jù)見附錄(略)B中的表B2。關(guān)于該系統(tǒng)更詳細的數(shù)據(jù)和說明可參見文獻,原線路投資費用按照匯率6.5元/美元折算為人民幣。假定節(jié)點17和節(jié)點34為風(fēng)電場所在節(jié)點,這兩個風(fēng)電場的額定容量分別為1000MW和221MW,兩個風(fēng)電場輸出功率和負荷的負荷率的時序數(shù)據(jù)見附錄(略)B中的圖B2,常規(guī)電廠出力的上下限值見附錄(略)B中的表B3。采用上述求解方法獲得了規(guī)劃方案E,F,G,其中方案G為不采用需求側(cè)響應(yīng)機制所得的優(yōu)化方案,比較結(jié)果見表4。由表4可知,方案E和F采用需求側(cè)響應(yīng),輸電投資成本和棄風(fēng)成本都小于方案G,使得方案E和F的總成本遠小于方案G。這是由于方案E和方案F采用用電激勵和可中斷負荷機制對負荷進行“削峰填谷”,提高了輸電投資的經(jīng)濟性和風(fēng)電消納水平。與方案F相比,方案E的可中斷負荷補償成本更高,即削減負荷更多,因此方案E的輸電投資成本低于方案F,其總成本也小于方案F,方案E為最優(yōu)方案。5需求側(cè)響應(yīng)的用電激勵和可中斷負荷補償系數(shù)本文將需求側(cè)響應(yīng)引入到含風(fēng)電場的輸電系統(tǒng)規(guī)劃之中,從需求側(cè)應(yīng)對風(fēng)電出力的不確定性的角度出發(fā),根據(jù)用戶意愿通過用電激勵和可中斷負荷對負荷進行“削峰填谷”,優(yōu)化系統(tǒng)負荷輪廓,并增強