發(fā)布時間：2021-12-15 18:17

　　針對新能源消納及電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度問題,提出了一種考慮需求響應(yīng)與光熱電站參與的多源系統(tǒng)優(yōu)化經(jīng)濟(jì)調(diào)度方法。首先,建立了需求響應(yīng)及光熱電站模型。然后,引入價格型需求響應(yīng)（Price-based Demand Response, PBR）、激勵型需求響應(yīng)（Incentive-based Demand Response,IBR）及光熱電站參與多源系統(tǒng)調(diào)度,并將條件風(fēng)險價值理論（Condition Value at Risk, CVaR）引入目標(biāo)函數(shù)中刻畫不確定性因素引起的系統(tǒng)運(yùn)行風(fēng)險,建立了多源系統(tǒng)優(yōu)化經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型。算例結(jié)果表明:協(xié)同實(shí)施多種需求響應(yīng)具有更好的削峰填谷效果,引入光熱電站配合火電機(jī)組可以提高系統(tǒng)消納深度。條件風(fēng)險價值理論可以有效反映不確定性引起的系統(tǒng)風(fēng)險水平,為管理者提供調(diào)度決策依據(jù)。 

【文章來源】：電力系統(tǒng)保護(hù)與控制. 2020,48(14)北大核心CSCD

【文章頁數(shù)】：10 頁

【部分圖文】：

PBR后各時段電價Fig.4ElectricitypriceofeachschedulingperiodafterPBR

贠韞韻，等考慮需求響應(yīng)與光熱電站參與的多源系統(tǒng)優(yōu)化經(jīng)濟(jì)調(diào)度-145-表2CSP電站參數(shù)Table2ParametersofCSPplant參數(shù)數(shù)值CSP電站出力上限/MW100CSP電站出力下限/MW10熱電轉(zhuǎn)化效率/%40儲熱系統(tǒng)熱損失率/%3.1滿負(fù)荷運(yùn)行小時數(shù)/FLH8旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)0.5儲熱系統(tǒng)最大儲熱容量/MW·h1000儲熱系統(tǒng)儲熱下限/MW·h100圖1光照輻射強(qiáng)度曲線Fig.1Curveoflightradiationintensity圖2典型日WP、PP及負(fù)荷預(yù)測功率Fig.2ForecastingpowerofWP,PPandloadinatypicalday表3負(fù)荷曲線峰谷時段劃分Table3Loadcurvepeakandvalleytimedivision時段峰時段谷時段平時段時間10:00—13:0016:00—19:0022:00—6:006:00—10:0013:00—16:0019:00—22:00荷變化量最大不超過該調(diào)度時段內(nèi)負(fù)荷需求的15%，IBR提供的出力不超過±15MW。負(fù)荷備用系數(shù)μL取值為0.12，風(fēng)電嘗光伏電站群及CSP電站的環(huán)境效益價格均為200元(MW·h1)，風(fēng)電場的運(yùn)維成本與上網(wǎng)電價的取值分別為20元/(MW·h1)以及600元/(MW·h1)，光伏電站的運(yùn)維成本與上網(wǎng)電價分別為30元/(MW·h-1)及700元/(MW·h1)，CSP電站運(yùn)維成本與上網(wǎng)電價分別為50元/(MW·h1)及800元/(MW·h1)，火電機(jī)組參與備用的價格均為120元/(MW·h1)。模型通過yalmip平臺上調(diào)用CPLEX求解器實(shí)現(xiàn)對模型的求解[23]。3.2結(jié)果分析3.2.1仿真結(jié)果分析本節(jié)假設(shè)取值為0.9、L取值為0.5，將IBR與PBR分別作為兩個整體進(jìn)行考慮，僅計及其外特性。PBR與DR后負(fù)荷曲線及DR后各時段電價分別如圖3、圖4所示。圖3PBR及DR?

贠韞韻，等考慮需求響應(yīng)與光熱電站參與的多源系統(tǒng)優(yōu)化經(jīng)濟(jì)調(diào)度-145-表2CSP電站參數(shù)Table2ParametersofCSPplant參數(shù)數(shù)值CSP電站出力上限/MW100CSP電站出力下限/MW10熱電轉(zhuǎn)化效率/%40儲熱系統(tǒng)熱損失率/%3.1滿負(fù)荷運(yùn)行小時數(shù)/FLH8旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)0.5儲熱系統(tǒng)最大儲熱容量/MW·h1000儲熱系統(tǒng)儲熱下限/MW·h100圖1光照輻射強(qiáng)度曲線Fig.1Curveoflightradiationintensity圖2典型日WP、PP及負(fù)荷預(yù)測功率Fig.2ForecastingpowerofWP,PPandloadinatypicalday表3負(fù)荷曲線峰谷時段劃分Table3Loadcurvepeakandvalleytimedivision時段峰時段谷時段平時段時間10:00—13:0016:00—19:0022:00—6:006:00—10:0013:00—16:0019:00—22:00荷變化量最大不超過該調(diào)度時段內(nèi)負(fù)荷需求的15%，IBR提供的出力不超過±15MW。負(fù)荷備用系數(shù)μL取值為0.12，風(fēng)電嘗光伏電站群及CSP電站的環(huán)境效益價格均為200元(MW·h1)，風(fēng)電場的運(yùn)維成本與上網(wǎng)電價的取值分別為20元/(MW·h1)以及600元/(MW·h1)，光伏電站的運(yùn)維成本與上網(wǎng)電價分別為30元/(MW·h-1)及700元/(MW·h1)，CSP電站運(yùn)維成本與上網(wǎng)電價分別為50元/(MW·h1)及800元/(MW·h1)，火電機(jī)組參與備用的價格均為120元/(MW·h1)。模型通過yalmip平臺上調(diào)用CPLEX求解器實(shí)現(xiàn)對模型的求解[23]。3.2結(jié)果分析3.2.1仿真結(jié)果分析本節(jié)假設(shè)取值為0.9、L取值為0.5，將IBR與PBR分別作為兩個整體進(jìn)行考慮，僅計及其外特性。PBR與DR后負(fù)荷曲線及DR后各時段電價分別如圖3、圖4所示。圖3PBR及DR?

【參考文獻(xiàn)】：
期刊論文
[1]考慮煤耗率的火電機(jī)組靈活調(diào)峰對風(fēng)電消納的影響效果研究[J]. 李明揚(yáng),蔣媛媛.  熱力發(fā)電. 2020(02)
[2]光伏光熱聯(lián)合發(fā)電基地并網(wǎng)優(yōu)化調(diào)度模型[J]. 苗淼,劉賽,施濤,郭亞森,張一清,李俊賢.  中國電力. 2019(04)
[3]考慮需求響應(yīng)不確定性的光伏微電網(wǎng)儲能系統(tǒng)優(yōu)化配置[J]. 李姚旺,苗世洪,劉君瑤,葉暢,尹斌鑫,楊煒晨.  電力系統(tǒng)保護(hù)與控制. 2018(20)
[4]風(fēng)電–CSP聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行研究[J]. 楊勇,郭蘇,劉群明,李榮.  中國電機(jī)工程學(xué)報. 2018(S1)
[5]采用分布式單純形法的微電網(wǎng)分散式動態(tài)經(jīng)濟(jì)調(diào)度[J]. 王志軍,劉明波.  電力系統(tǒng)保護(hù)與控制. 2018(15)
[6]考慮條件風(fēng)險價值的虛擬電廠多電源容量優(yōu)化配置模型[J]. 衛(wèi)志農(nóng),陳妤,黃文進(jìn),胥崢,孫國強(qiáng),周亦洲.  電力系統(tǒng)自動化. 2018(04)
[7]考慮需求響應(yīng)虛擬機(jī)組和碳交易的含風(fēng)電電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度[J]. 盧志剛,郭凱,閆桂紅,何良策.  電力系統(tǒng)自動化. 2017(15)
[8]考慮用戶滿意度的戶用型微電網(wǎng)日前優(yōu)化調(diào)度[J]. 唐巍,高峰.  高電壓技術(shù). 2017(01)
[9]含大規(guī)模儲熱的光熱電站—風(fēng)電聯(lián)合系統(tǒng)多日自調(diào)度方法[J]. 晉宏楊,孫宏斌,郭慶來,陳潤澤,李正爍.  電力系統(tǒng)自動化. 2016(11)
[10]考慮碳權(quán)交易和風(fēng)荷預(yù)測誤差隨機(jī)性的環(huán)境經(jīng)濟(jì)調(diào)度[J]. 馬燕峰,范振亞,劉偉東,趙書強(qiáng).  電網(wǎng)技術(shù). 2016(02)



本文編號：3536915