【摘要】：我國北方冬季供暖期,大量熱電聯(lián)產(chǎn)機組工作在"以熱定電"運行模式下,造成了系統(tǒng)調(diào)峰能力不足,棄風(fēng)形勢嚴(yán)峻。能有效減少棄風(fēng)的風(fēng)電供熱由于經(jīng)濟(jì)效益問題和調(diào)度平臺尚未完善,難以大規(guī)模推廣應(yīng)用。針對上述問題,該文將一定供熱區(qū)域內(nèi)的熱電廠、風(fēng)電場、光伏電站組成虛擬電廠,形成利益整體,并加入風(fēng)電供熱設(shè)備實現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)機組的"熱電解耦"。首先描述了虛擬電廠的組成結(jié)構(gòu)和運行方式,其次建立了虛擬電廠熱電負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度模型,對比了不同的虛擬電廠運行策略,并采用自適應(yīng)免疫遺傳算法進(jìn)行求解,實現(xiàn)了虛擬電廠內(nèi)部熱電負(fù)荷優(yōu)化調(diào)度。通過算例分析,驗證所建立模型的合理性與有效性;表明在虛擬電廠中加入風(fēng)電供熱設(shè)備的運行策略可以有效地減少出力偏差與環(huán)保代價,提高經(jīng)濟(jì)效益;風(fēng)電供熱容量在一定范圍內(nèi)越高或風(fēng)光預(yù)測精度越高,虛擬電廠經(jīng)濟(jì)效益越好,同時體現(xiàn)了虛擬電廠作為一個利益整體的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢。
【圖文】：

25]。3.2風(fēng)光出力預(yù)測及熱負(fù)荷需求《風(fēng)電場功率預(yù)測預(yù)報管理暫行辦法》要求風(fēng)電場出力日預(yù)測最大誤差不超過25%，風(fēng)電日預(yù)測MAE一般在10%~15%之間，單個光伏電站日預(yù)測MAE在5%~8%之間。本文風(fēng)電預(yù)測平均絕對誤差為10.06%，光伏預(yù)測平均絕對誤差為6.16%[17]。次日熱負(fù)荷需求值一般由供熱公司結(jié)合次日天氣預(yù)測情況給出，由于用戶對于供熱舒適度的感知處于一個范圍之內(nèi)，并且氣溫預(yù)測較為準(zhǔn)確，故本文中次日熱負(fù)荷需求預(yù)測值與實際需求值保持一致。不可控電源出力預(yù)測曲線、實際出力曲線以及熱負(fù)荷需求值曲線見圖3。3.3優(yōu)化算法本文采用了自適應(yīng)免疫遺傳算法進(jìn)行尋優(yōu)。自適應(yīng)免疫遺傳算法的原理及實現(xiàn)參見文獻(xiàn)[26]，算法參數(shù)為：種群規(guī)模M=100；遺傳代數(shù)G=200；t/(15min)光電站出力風(fēng)M/W05015030602000100負(fù)荷需求熱M/W26030028090風(fēng)電(預(yù)測)風(fēng)電(實際)光伏(預(yù)測)光伏(實際)圖3熱負(fù)荷需求值、風(fēng)光出力實際值及預(yù)測值Fig.3Thepredictivevalueandactualvalueofwindandphotovoltaicpowerandheatloaddemand自適應(yīng)交叉、變異概率為Pc1=0.9，Pc2=0.5，Pm1=0.1，Pm2=0.01；疫苗閾值為αv=0.8，βv=0.2，接種系數(shù)為cv=0.3。3.4仿真結(jié)果分析3.4.1不同運行策略對VPP的影響分析熱電廠中的抽凝CHP機組在運行于“以熱定電”模式時，其電出力已經(jīng)不能降低，即不具備向下調(diào)峰能力，但是由圖2所示的熱電運行區(qū)域可知，這類型機組具有一定的向上調(diào)峰能力，為了分析抽凝CHP機組的調(diào)峰能力對VPP經(jīng)濟(jì)效益的影響，以及加入風(fēng)電供熱對VPP的影響，本小節(jié)對比了3種不同熱電廠運行策略下的VPP經(jīng)濟(jì)效益及出力偏差，其中策略3中的風(fēng)電供熱容量上限為10MW。表1給出了對比?

為0時的等效棄風(fēng)棄光總量。對比策略1和策略2可以看出，由于策略2只能實現(xiàn)CHP機組向上調(diào)峰，來應(yīng)對風(fēng)光出力不足的情況，并不能對于消納棄風(fēng)棄光起到作用。而策略3的等效棄電量只有14MWh，這說明加入風(fēng)電供熱實現(xiàn)CHP機組的向下調(diào)峰，可以為風(fēng)光多發(fā)情況下的并網(wǎng)提供更多空間，等效提高了可再生能源的消納率。表1中同時列出了三種不同熱電廠運行策略下的VPP環(huán)保代價，相對于策略1，策略2與策略3在經(jīng)濟(jì)效益提高的同時，環(huán)保代價也在提高，并且策略2的環(huán)保代價明顯高于策略1和策略3。為了詳盡分析造成此種情況的原因，，圖4給出了各個運行時段，策略1和策略2的VPP中熱電廠電出力情況及VPP環(huán)保代價對比，圖5給出了各個運行時段，t/(15min)PVP境代價環(huán)/元1050012501450306011501350電熱電出力廠M/W20030025090策略2策略1PVP力偏差出M/W50500策略2策略1策略1策略2圖4策略1和策略2熱電廠出力和環(huán)保代價對比Fig.4ThecomparisonofCHPoutputandVPPenvironmentalcastsforstartegy1andstartegy2t/(15min)PVP境代價環(huán)/元1050012501450306011501350電廠電熱力出M/W20030025090策略2策略1PVP力偏差出M/W50500策略2策略1策略1策略2圖5策略1和策略3熱電廠出力和環(huán)保代價對比Fig.5ThecomparisonofCHPoutputandVPPenvironmentalcastsforstartegy1andstartegy2策略1和策略3的VPP中熱電廠電出力情況及VPP環(huán)保代價對比。圖4中，在策略1中VPP出力偏差大于0的時段(例如時段1—2、20—34、78—90等)，策略2中的VPP出于經(jīng)濟(jì)利益激勵，使CHP機組開始向上調(diào)峰并實現(xiàn)了完全補償VPP出力偏差(出力偏差減為0)。此時雖然VPP
【作者單位】： 華北電力大學(xué)控制與計算機工程學(xué)院;
【基金】：國家自然科學(xué)基金項目(61240037)~~
【分類號】：TM73

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本文編號：2531576