考虑需求响应与光热电站参与的多源系统优化经济调度
发布时间：2021-12-15 18:17
针对新能源消纳及电力系统经济调度问题,提出了一种考虑需求响应与光热电站参与的多源系统优化经济调度方法。首先,建立了需求响应及光热电站模型。然后,引入价格型需求响应（Price-based Demand Response, PBR）、激励型需求响应（Incentive-based Demand Response,IBR）及光热电站参与多源系统调度,并将条件风险价值理论（Condition Value at Risk, CVaR）引入目标函数中刻画不确定性因素引起的系统运行风险,建立了多源系统优化经济调度模型。算例结果表明:协同实施多种需求响应具有更好的削峰填谷效果,引入光热电站配合火电机组可以提高系统消纳深度。条件风险价值理论可以有效反映不确定性引起的系统风险水平,为管理者提供调度决策依据。
【文章来源】：电力系统保护与控制. 2020,48(14)北大核心CSCD
【文章页数】：10 页
【部分图文】：
PBR后各时段电价Fig.4ElectricitypriceofeachschedulingperiodafterPBR
贠韫韵，等考虑需求响应与光热电站参与的多源系统优化经济调度-145-表2CSP电站参数Table2ParametersofCSPplant参数数值CSP电站出力上限/MW100CSP电站出力下限/MW10热电转化效率/%40储热系统热损失率/%3.1满负荷运行小时数/FLH8旋转备用系数0.5储热系统最大储热容量/MW·h1000储热系统储热下限/MW·h100图1光照辐射强度曲线Fig.1Curveoflightradiationintensity图2典型日WP、PP及负荷预测功率Fig.2ForecastingpowerofWP,PPandloadinatypicalday表3负荷曲线峰谷时段划分Table3Loadcurvepeakandvalleytimedivision时段峰时段谷时段平时段时间10:00—13:0016:00—19:0022:00—6:006:00—10:0013:00—16:0019:00—22:00荷变化量最大不超过该调度时段内负荷需求的15%，IBR提供的出力不超过±15MW。负荷备用系数μL取值为0.12，风电尝光伏电站群及CSP电站的环境效益价格均为200元(MW·h1)，风电场的运维成本与上网电价的取值分别为20元/(MW·h1)以及600元/(MW·h1)，光伏电站的运维成本与上网电价分别为30元/(MW·h-1)及700元/(MW·h1)，CSP电站运维成本与上网电价分别为50元/(MW·h1)及800元/(MW·h1)，火电机组参与备用的价格均为120元/(MW·h1)。模型通过yalmip平台上调用CPLEX求解器实现对模型的求解[23]。3.2结果分析3.2.1仿真结果分析本节假设取值为0.9、L取值为0.5，将IBR与PBR分别作为两个整体进行考虑，仅计及其外特性。PBR与DR后负荷曲线及DR后各时段电价分别如图3、图4所示。图3PBR及DR?
贠韫韵，等考虑需求响应与光热电站参与的多源系统优化经济调度-145-表2CSP电站参数Table2ParametersofCSPplant参数数值CSP电站出力上限/MW100CSP电站出力下限/MW10热电转化效率/%40储热系统热损失率/%3.1满负荷运行小时数/FLH8旋转备用系数0.5储热系统最大储热容量/MW·h1000储热系统储热下限/MW·h100图1光照辐射强度曲线Fig.1Curveoflightradiationintensity图2典型日WP、PP及负荷预测功率Fig.2ForecastingpowerofWP,PPandloadinatypicalday表3负荷曲线峰谷时段划分Table3Loadcurvepeakandvalleytimedivision时段峰时段谷时段平时段时间10:00—13:0016:00—19:0022:00—6:006:00—10:0013:00—16:0019:00—22:00荷变化量最大不超过该调度时段内负荷需求的15%，IBR提供的出力不超过±15MW。负荷备用系数μL取值为0.12，风电尝光伏电站群及CSP电站的环境效益价格均为200元(MW·h1)，风电场的运维成本与上网电价的取值分别为20元/(MW·h1)以及600元/(MW·h1)，光伏电站的运维成本与上网电价分别为30元/(MW·h-1)及700元/(MW·h1)，CSP电站运维成本与上网电价分别为50元/(MW·h1)及800元/(MW·h1)，火电机组参与备用的价格均为120元/(MW·h1)。模型通过yalmip平台上调用CPLEX求解器实现对模型的求解[23]。3.2结果分析3.2.1仿真结果分析本节假设取值为0.9、L取值为0.5，将IBR与PBR分别作为两个整体进行考虑，仅计及其外特性。PBR与DR后负荷曲线及DR后各时段电价分别如图3、图4所示。图3PBR及DR?
【参考文献】：
期刊论文
[1]考虑煤耗率的火电机组灵活调峰对风电消纳的影响效果研究[J]. 李明扬,蒋媛媛. 热力发电. 2020(02)
[2]光伏光热联合发电基地并网优化调度模型[J]. 苗淼,刘赛,施涛,郭亚森,张一清,李俊贤. 中国电力. 2019(04)
[3]考虑需求响应不确定性的光伏微电网储能系统优化配置[J]. 李姚旺,苗世洪,刘君瑶,叶畅,尹斌鑫,杨炜晨. 电力系统保护与控制. 2018(20)
[4]风电–CSP联合发电系统优化运行研究[J]. 杨勇,郭苏,刘群明,李荣. 中国电机工程学报. 2018(S1)
[5]采用分布式单纯形法的微电网分散式动态经济调度[J]. 王志军,刘明波. 电力系统保护与控制. 2018(15)
[6]考虑条件风险价值的虚拟电厂多电源容量优化配置模型[J]. 卫志农,陈妤,黄文进,胥峥,孙国强,周亦洲. 电力系统自动化. 2018(04)
[7]考虑需求响应虚拟机组和碳交易的含风电电力系统优化调度[J]. 卢志刚,郭凯,闫桂红,何良策. 电力系统自动化. 2017(15)
[8]考虑用户满意度的户用型微电网日前优化调度[J]. 唐巍,高峰. 高电压技术. 2017(01)
[9]含大规模储热的光热电站—风电联合系统多日自调度方法[J]. 晋宏杨,孙宏斌,郭庆来,陈润泽,李正烁. 电力系统自动化. 2016(11)
[10]考虑碳权交易和风荷预测误差随机性的环境经济调度[J]. 马燕峰,范振亚,刘伟东,赵书强. 电网技术. 2016(02)
本文编号：3536915
【文章来源】：电力系统保护与控制. 2020,48(14)北大核心CSCD
【文章页数】：10 页
【部分图文】：
PBR后各时段电价Fig.4ElectricitypriceofeachschedulingperiodafterPBR
贠韫韵，等考虑需求响应与光热电站参与的多源系统优化经济调度-145-表2CSP电站参数Table2ParametersofCSPplant参数数值CSP电站出力上限/MW100CSP电站出力下限/MW10热电转化效率/%40储热系统热损失率/%3.1满负荷运行小时数/FLH8旋转备用系数0.5储热系统最大储热容量/MW·h1000储热系统储热下限/MW·h100图1光照辐射强度曲线Fig.1Curveoflightradiationintensity图2典型日WP、PP及负荷预测功率Fig.2ForecastingpowerofWP,PPandloadinatypicalday表3负荷曲线峰谷时段划分Table3Loadcurvepeakandvalleytimedivision时段峰时段谷时段平时段时间10:00—13:0016:00—19:0022:00—6:006:00—10:0013:00—16:0019:00—22:00荷变化量最大不超过该调度时段内负荷需求的15%，IBR提供的出力不超过±15MW。负荷备用系数μL取值为0.12，风电尝光伏电站群及CSP电站的环境效益价格均为200元(MW·h1)，风电场的运维成本与上网电价的取值分别为20元/(MW·h1)以及600元/(MW·h1)，光伏电站的运维成本与上网电价分别为30元/(MW·h-1)及700元/(MW·h1)，CSP电站运维成本与上网电价分别为50元/(MW·h1)及800元/(MW·h1)，火电机组参与备用的价格均为120元/(MW·h1)。模型通过yalmip平台上调用CPLEX求解器实现对模型的求解[23]。3.2结果分析3.2.1仿真结果分析本节假设取值为0.9、L取值为0.5，将IBR与PBR分别作为两个整体进行考虑，仅计及其外特性。PBR与DR后负荷曲线及DR后各时段电价分别如图3、图4所示。图3PBR及DR?
贠韫韵，等考虑需求响应与光热电站参与的多源系统优化经济调度-145-表2CSP电站参数Table2ParametersofCSPplant参数数值CSP电站出力上限/MW100CSP电站出力下限/MW10热电转化效率/%40储热系统热损失率/%3.1满负荷运行小时数/FLH8旋转备用系数0.5储热系统最大储热容量/MW·h1000储热系统储热下限/MW·h100图1光照辐射强度曲线Fig.1Curveoflightradiationintensity图2典型日WP、PP及负荷预测功率Fig.2ForecastingpowerofWP,PPandloadinatypicalday表3负荷曲线峰谷时段划分Table3Loadcurvepeakandvalleytimedivision时段峰时段谷时段平时段时间10:00—13:0016:00—19:0022:00—6:006:00—10:0013:00—16:0019:00—22:00荷变化量最大不超过该调度时段内负荷需求的15%，IBR提供的出力不超过±15MW。负荷备用系数μL取值为0.12，风电尝光伏电站群及CSP电站的环境效益价格均为200元(MW·h1)，风电场的运维成本与上网电价的取值分别为20元/(MW·h1)以及600元/(MW·h1)，光伏电站的运维成本与上网电价分别为30元/(MW·h-1)及700元/(MW·h1)，CSP电站运维成本与上网电价分别为50元/(MW·h1)及800元/(MW·h1)，火电机组参与备用的价格均为120元/(MW·h1)。模型通过yalmip平台上调用CPLEX求解器实现对模型的求解[23]。3.2结果分析3.2.1仿真结果分析本节假设取值为0.9、L取值为0.5，将IBR与PBR分别作为两个整体进行考虑，仅计及其外特性。PBR与DR后负荷曲线及DR后各时段电价分别如图3、图4所示。图3PBR及DR?
【参考文献】：
期刊论文
[1]考虑煤耗率的火电机组灵活调峰对风电消纳的影响效果研究[J]. 李明扬,蒋媛媛. 热力发电. 2020(02)
[2]光伏光热联合发电基地并网优化调度模型[J]. 苗淼,刘赛,施涛,郭亚森,张一清,李俊贤. 中国电力. 2019(04)
[3]考虑需求响应不确定性的光伏微电网储能系统优化配置[J]. 李姚旺,苗世洪,刘君瑶,叶畅,尹斌鑫,杨炜晨. 电力系统保护与控制. 2018(20)
[4]风电–CSP联合发电系统优化运行研究[J]. 杨勇,郭苏,刘群明,李荣. 中国电机工程学报. 2018(S1)
[5]采用分布式单纯形法的微电网分散式动态经济调度[J]. 王志军,刘明波. 电力系统保护与控制. 2018(15)
[6]考虑条件风险价值的虚拟电厂多电源容量优化配置模型[J]. 卫志农,陈妤,黄文进,胥峥,孙国强,周亦洲. 电力系统自动化. 2018(04)
[7]考虑需求响应虚拟机组和碳交易的含风电电力系统优化调度[J]. 卢志刚,郭凯,闫桂红,何良策. 电力系统自动化. 2017(15)
[8]考虑用户满意度的户用型微电网日前优化调度[J]. 唐巍,高峰. 高电压技术. 2017(01)
[9]含大规模储热的光热电站—风电联合系统多日自调度方法[J]. 晋宏杨,孙宏斌,郭庆来,陈润泽,李正烁. 电力系统自动化. 2016(11)
[10]考虑碳权交易和风荷预测误差随机性的环境经济调度[J]. 马燕峰,范振亚,刘伟东,赵书强. 电网技术. 2016(02)
本文编号：3536915
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