一种热电联产机组热电解耦规划方法、装置及存储介质与流程

1.本发明属于电力系统电网运行规划技术领域，具体涉及一种热电联产机组热电解耦规划方法、装置及存储介质。


背景技术：

2.随着“双碳”目标的提出与发展，大规模风电等清洁能源并网消纳问题亟需解决。我国东北地区、华北地区和西北地区(简称“三北地区”)为满足冬季供暖需求，电源以热电联产(combined heat and power,chp)机组为主。chp机组采用“以热定电”的运行方式，发电出力与供热出力具有强耦合关系，冬季满足系统供热需求的情况下最小发电出力较高，导致系统调峰能力不足，不利于风电、光伏等清洁能源的消纳。热电解耦是解决以上问题的有效途径，目前已有的解耦方案仅仅针对某一单独热电机组进行机组本体的改造方案研究，缺乏对系统中多chp机组解耦的规划。因此，亟需开展针对全网chp机组考虑其运行空间的热电解耦规划方案。


技术实现要素：

3.本发明所为了解决背景技术中存在的技术问题，目的在于提供了一种热电联产机组热电解耦规划方法、装置及存储介质，该方法包括以下步骤：首先搭建电价型需求响应模型优化负荷曲线，电源侧构建改进轻鲁棒优化模型处理风电出力不确定性；然后对chp运行区域及热电解耦后热电机组运行特性进行建模；接着构建多chp机组热电解耦协调规划方案模型，规划模型为以多chp机组热电解耦改造容量之和最大和解耦后运行成本最低为目标并包括约束条件；最后基于步骤a、b所建立的多chp机组热电解耦规划模型，对chp机组和纯凝机组成本函数进行线性化以提高计算效率。算例分析表明，考虑到热电解耦改造成本的chp双目标规划解耦方案能够大幅增进系统调峰能力，实现风电全额消纳的目标。
4.为了解决技术问题，本发明的技术方案是：
5.一种热电联产机组热电解耦规划方法，包括以下步骤：
6.构建电价型需求响应模型及改进轻鲁棒优化模型；
7.构建chp机组运行区域模型，并对chp机组进行改造处理，得到热电解耦后chp机组运行特性模型；
8.基于所述电价型需求响应模型和热电解耦后chp机组运行特性模型，以多chp机组热电解耦改造容量最大和解耦后运行成本最低为目标，构建多chp机组热电解耦协调规划模型；
9.基于改进轻鲁棒优化模型、所述多chp机组热电解耦规划模型，对chp机组和纯凝机组的成本函数进行线性化以提高计算效率。
10.进一步，构建电价型需求响应模型，具体包括：
11.用户当前时段的用电量与当前时段的电价及其他时段的电价关系可表示为：
[0012][0013]
式中：为dr后t时段的负荷；ε为需求价格弹性系数；p
load,t
为dr前t时段的负荷；δρh为dr后h时段电价的变化量；为dr前h时段的电价；
[0014]
根据时序负荷特性，将仿真周期划分为峰时段、平时段、谷时段3个阶段，引入需求价格弹性系数矩阵e表示施行分时电价后不同时段的负荷响应；分时电价响应模型可表示为：
[0015][0016][0017]
式中：分别为dr后峰、平、谷时电价；p
load,f
，p
load,p
，p
load,g
分别为dr前峰、平、谷时电价；δρf，δρ
p
，δρg分别为dr后峰、平、谷时电价变化量；分别为dr前峰、平、谷时电价；e为需求价格弹性矩阵，其中对角元素为自弹性系数，非对角元素为互弹性系数。
[0018]
进一步，构建改进轻鲁棒优化模型，具体包括：
[0019]
构建盒式不确定集合：
[0020][0021]
式中：b
i,j
为第i个不确定参数的第j个元素；为不确定参数b
i,j
的预测值；为不确定参数b
i,j
的波动幅值；ξ
i,j
为波动比例；γi为不确定度；
[0022]
改进轻鲁棒优化模型：
[0023][0024][0025][0026]
式中：w为松弛变量的系数向量；γ为松弛变量向量；为第i个松弛变量的最大
值。
[0027]
进一步，对所述chp机组运行区域进行建模，具体包括：
[0028]
构建chp机组运行区域模型：
[0029][0030]
式中：分别为chp机组i在t时段的电出力、热出力；p
ichp,max
、p
ichp,min
分别为chp机组纯凝运行时电出力的最大值、最小值；为chp机组可输出的最大热功率；分别为chp机组i在t时刻的边界值；为chp机组i的bc线段延长线与纵坐标的交点，如图2；为chp机组的ab、cd边斜率；为chp机组的bc边的斜率；
[0031]
其中，所述chp机组运行区域模型的成本函数为：
[0032][0033]
式中：a0、a1、a2、a3、a
4 a5分别为成本系数。
[0034]
进一步，对所述热电解耦后chp机组运行特性进行建模，具体包括：
[0035][0036][0037]
式中：cp
i,t
、ch
i,t
分别为第i台chp机组解耦后t时刻的电出力、热出力；x
i,1
、x
i,2
分别为第i台chp机组是否增设eb、hst的决策变量，x
i,1
＝1、x
i,2
＝1分别表示第i台chp机组增设eb、hst，x
i,1
＝0、x
i,2
＝0分别表示第i台chp机组不增设eb、hst；ei、s
i,t
分别为第i台chp机组增设电锅炉、储热罐的运行容量；η
eb
为电锅炉电转热的效率。
[0038]
进一步，构建多chp机组热电解耦协调规划模型，具体包括：
[0039]
构建所述规划模型的上层模型：
[0040]
所述上层模型以负荷跟踪风电曲线得到的净负荷波动性最小为目标：
[0041][0042][0043][0044]
式中：t为调度周期，取24小时；为dr后m月典型日负荷叠加风电的净负荷值；为m月典型日的t时段净负荷均值；为dr后m月典型日t时段全网负荷；为m月典型日风电场w在t时段预测出力；
[0045]
所述上层模型的约束条件：
[0046]
dr前后负荷总量不变；
[0047][0048]
式中：p
load,t
为dr前t时刻的负荷量；
[0049]
t时段dr上下限约束；
[0050][0051]
式中：p
load,t
为dr前t时段负荷；β为各时段dr占比上限；
[0052]
dr后购电成本低于dr前购电成本；
[0053][0054]
式中：为dr前t时段电价；δρ
t
为dr后t时段电价变化量；
[0055]
以多chp机组热电解耦改造容量之和最大和解耦后系统运行成本最低为目标，构建所述规划模型的下层模型，具体包括：
[0056]
所述规划模型的下层模型以目标函数1为多热电联产机组热电解耦改造容量之和最大：
[0057][0058]
式中：n
chp
为chp机组数量；c
i,eb
为chp机组i增设电锅炉的容量；c
i,hsa
为chp机组i增设储热罐的容量；
[0059]
所述规划模型的下层模型以目标函数2为供暖季多热电联产机组解耦后运行成本最低：
[0060][0061]
式中：为传统火电机组运行成本；为火电机组启停成本；为chp机组运行成本；为chp机组热电解耦改造年化成本；为弃风惩罚成本；
[0062]
所述规划模型的下层模型，其约束条件包括；
[0063]
改造决策约束；
[0064]
x
i,1
x
i,2
≤1；
[0065]
式中：x
i,1
、x
i,2
分别为第i台chp机组是否增设电锅炉、储热罐的决策变量，x
i,1
＝1、x
i,2
＝1分别表示第i台chp机组增设电锅炉、储热罐，x
i,1
＝0、x
i,2
＝0分别表示第i台chp机组不增设电锅炉、储热罐；
[0066]
电功率平衡约束；
[0067][0068]
式中：cp
m,i,t
为m月chp机组i热电解耦后在典型日t时段的电出力；p
m,j,t
为m月火电厂j典型日t时段的出力；为m月第w个风电场典型日t时段的预测出力；为m月风电
场w在典型日的t时段弃风量；为m月节点n在典型日t时刻的负荷；nd为节点总数；
[0069]
热功率平衡约束；
[0070][0071]
式中：ch
m,i,t
为m月chp机组i解耦后在典型日的t时段热出力；nh为热负荷节点数；为m月热负荷节点h在典型日的t时段的热负荷；
[0072]
机组电热出力约束；
[0073][0074][0075][0076]
式中：p
jmax
、p
jmin
分别为纯凝火电机组j的出力上、下限；v
m,j,t
为火电机组的运行状态变量，当v
m,j,t
＝1表示火电机组j在线运行，v
m,j,t
＝0表示火电机组j不在线；为m月chp机组i在典型日的t时段热出力；为chp机组i热出力上限；为m月chp机组i在典型日的t时段电出力；
[0077]
弃风约束；
[0078][0079]
式中：为弃风功率上限；
[0080]
启停约束；
[0081][0082]
式中：分别为机组j在t时段已经连续开机、关机时长；和分别为机组j的最小开机、关机时长；
[0083]
爬坡约束；
[0084][0085][0086][0087]
式中：分别为纯凝机组j的向上、向下爬坡限制；分别为chp机组i的向上、向下爬坡限制；
[0088]
储热罐运行约束；
[0089]-c
hsa,i
≤s
m,i,t-s
m,i,t-1
≤c
hsa,i
；
[0090][0091]
[0092][0093]sm,i,0
＝s
m,i,t
；
[0094]
式中：c
hsa,i
为chp机组i配置储热罐的容量；分别为储热罐i的配置容量上下限；s
m,i,t
为储热罐i在m月典型日t时刻储热罐内储存的热量；为储热罐i储热容量；分别为储热罐i储热容量上、下限；s
m,i,0
为储热罐i初始时刻的储热量；s
m,i,t
为储热罐i一个周期结束时储热罐内储热量；
[0095]
电锅炉运行约束；
[0096]
0≤e
m,i,t
≤c
eb,i
；
[0097][0098]
式中：e
m,i,t
为m月chp机组i增设的电锅炉在典型日的t时刻消耗的电量；c
eb,i
为chp机组i增设电锅炉的容量；分别为chp机组i增设电锅炉的容量上、下限；
[0099]
将所述规划模型的上层模型和所述规划模型的下层模型，以改进理想点法归一化，得到单目标模型，如下：
[0100][0101]
式中：f
1*
、f
2*
分别为目标函数f1、f2的最优值；
[0102]
即实现了对多chp机组热电解耦协调规划模型的构建。
[0103]
进一步，对chp机组和纯凝机组的成本函数进行线性化，具体包括：
[0104]
所述纯凝机组运行成本函数采用如下方式进行线性化：
[0105][0106][0107][0108]
0≤pj(t)≤(p
j 1-pj)v(t)；
[0109]
式中:a、b、c为成本函数系数；g和分别为纯凝机组成本函数和其线性逼近函数；n为成本函数总共分成的段数；αj为第j段分段线的斜率；g(p1)为最小出力值费用函数值；v(t)为t时段纯凝机组运行状态；
[0110]
采用如下线性模型对chp机组的成本函数进行线性化：
[0111]
p
con
＝p
chp
c
vhchp
[0112]
c＝dp
con
e
[0113]
c＝d1p
chp
d2h
chp
e
[0114]
式中：p
con
为chp机组纯凝工况下的电出力；d、e为成本系数；cv为机组运行边界曲线ab的斜率。
[0115]
进一步，根据所述改进轻鲁棒优化模型中的线性对应转换方法，将所述电功率平
衡约束转化为下式：
[0116][0117]
式中：由元素从大到小排序得到；
[0118]
即实现了对风电出力不确定性的优化处理。
[0119]
一种热电联产机组热电解耦规划装置，所述装置包括：
[0120]
第一构建模块，用于构建电价型需求响应模型及改进轻鲁棒优化模型；
[0121]
第二构建模块，用于构建chp机组运行区域模型，并对chp机组进行改造处理，得到热电解耦后chp机组运行特性模型；
[0122]
第三构建模块，用于基于所述电价型需求响应模型和热电解耦后chp机组运行特性模型，以多chp机组热电解耦改造容量最大和解耦后运行成本最低为目标，构建多chp机组热电解耦协调规划模型；
[0123]
第一计算模块，用于基于改进轻鲁棒优化模型、所述多chp机组热电解耦规划模型，对chp机组和纯凝机组的成本函数进行线性化以提高计算效率。
[0124]
一种计算机存储介质，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如上述所述的方法。
[0125]
与现有技术相比，本发明的优点在于：
[0126]
一种热电联产机组热电解耦规划方法、装置及存储介质，同时考虑到源侧风电不确定性和负荷侧需求响应对规划结果的影响，同时模型以多chp机组热电解耦改造容量之和最大及解耦后系统运行成本最低为目标，协调了改造容量与成本之间的矛盾，规划结果更加合理。
附图说明
[0127]
图1为本发明一种热电联产机组热电解耦规划方法的整体流程图；
[0128]
图2为chp机组热电解耦改造前后运行工况图；
[0129]
图3为二月份典型日风电出力曲线。
具体实施方式
[0130]
下面结合实施例描述本发明具体实施方式：
[0131]
需要说明的是，本说明书所示意的结构、比例、大小等，均仅用以配合说明书所揭示的内容，以供熟悉此技术的人士了解与阅读，并非用以限定本发明可实施的限定条件，任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明所能产生的功效及所能达成的目的下，均应仍落在本发明所揭示的技术内容能涵盖的范围内。
[0132]
同时，本说明书中所引用的如“上”、“下”、“左”、“右”、“中间”及“一”等的用语，亦仅为便于叙述的明了，而非用以限定本发明可实施的范围，其相对关系的改变或调整，在无实质变更技术内容下，当亦视为本发明可实施的范畴。
[0133]
实施例1：
[0134]
一种热电联产机组热电解耦规划方法，包括以下步骤：
[0135]
步骤a.构建电价型需求响应及改进轻鲁棒优化模型；
[0136]
步骤a1：电价型需求响应模型构建：
[0137][0138]
式中：δdr
t
为负荷响应电量；p
load,t
为dr前t时段负荷电量；ε为dr弹性系数；δρh为dr后h时段电价变化量；为dr前h时段的电价。
[0139]
将负荷周期分为峰、平、谷三个时段，引入电价弹性矩阵描述负荷侧多时段价格响应，求取分时电价响应后各时段负荷电量：
[0140][0141][0142]
式中：分别为dr后峰、平、谷时电价；p
load,f
，p
load,p
，p
load,g
分别为dr前峰、平、谷时电价；δρf，δρ
p
，δρg分别为dr后峰、平、谷时电价变化量；分别为dr前峰、平、谷时电价；e为需求价格弹性矩阵，其中对角元素为自弹性系数，非对角元素为互弹性系数。
[0143]
步骤a2：改进轻鲁棒优化模型构建，其中包括：
[0144]
步骤a21：盒式不确定集合构建：
[0145]
将传统鲁棒优化约束条件的右侧不确定变量bi以盒式集合表示为：
[0146][0147]
式中：b
i,j
为第i个不确定参数的第j个元素；为不确定参数b
i,j
的预测值；为不确定参数b
i,j
的波动幅值；ξ
i,j
为波动比例；γi为不确定度。
[0148]
步骤a22：改进轻鲁棒优化模型：
[0149][0150][0151]
[0152]
式中：w为松弛变量的系数向量；γ为松弛变量向量；为第i个松弛变量的最大值；由大到小的排序。
[0153]
步骤b.chp机组解耦前后运行特性建模：
[0154]
步骤b1：所述chp机组运行模型构建：
[0155][0156]
式中：分别为chp机组i在t时段的电出力、热出力；p
ichp，max
、p
ichp，min
分别为chp机组纯凝运行时电出力的最大值、最小值；为chp机组可输出的最大热功率；分别为chp机组i在t时刻的边界值；为chp机组i的bc线段延长线与纵坐标的交点，如图1；为chp机组的ab、cd边斜率；为chp机组的bc边的斜率。
[0157]
所述chp机组运行成本函数为：
[0158][0159]
式中：a0、a1、a2、a3、a
4 a5分别为成本系数。
[0160]
步骤b2：所述热电联产机组解耦后电、热出力模型为：
[0161][0162][0163]
式中：cp
i,t
、ch
i,t
分别为第i台chp机组解耦后t时刻的电出力、热出力；x
i,1
、x
i,2
分别为第i台chp机组是否增设eb、hst的决策变量，x
i,1
＝1、x
i,2
＝1分别表示第i台chp机组增设eb、hst，x
i,1
＝0、x
i,2
＝0分别表示第i台chp机组不增设eb、hst；ei、s
i,t
分别为第i台chp机组增设电锅炉、储热罐的运行容量；η
eb
为电锅炉电转热的效率。
[0164]
步骤c：构建多chp机组热电解耦协调规划模型，规划模型以多chp机组热电解耦改造容量最大和解耦后运行成本最低为目标并包括约束条件；
[0165]
步骤c1：所述规划模型的上层模型：
[0166]
步骤c11：所述上层模型以负荷跟踪风电曲线得到的净负荷波动性最小为目标：
[0167]
[0168]
式中：t为调度周期，取24小时；为dr后m月典型日负荷叠加风电的净负荷值；为m月典型日的t时段净负荷均值；为dr后m月典型日t时段全网负荷；为m月典型日风电场w在t时段预测出力。
[0169]
步骤c12：所述上层模型的约束条件：
[0170]
1)dr前后负荷总量不变
[0171][0172]
式中：p
load,t
为dr前t时刻的负荷量。
[0173]
2)t时段dr上下限约束
[0174][0175]
式中：p
load,t
为dr前t时段负荷；β为各时段dr占比上限。
[0176]
3)dr后购电成本低于dr前购电成本
[0177][0178]
式中：为dr前t时段电价；δρ
t
为dr后t时段电价变化量。
[0179]
步骤c2：所述规划模型的下层模型以多chp机组热电解耦改造容量之和最大和解耦后系统运行成本最低为目标：
[0180]
步骤c21：所述规划模型目标函数1为多热电联产机组热电解耦改造容量之和最大：
[0181][0182]
式中：n
chp
为chp机组数量；c
i,eb
为chp机组i增设电锅炉的容量；c
i,hsa
为chp机组i增设储热罐的容量。
[0183]
步骤c22：所述规划模型目标函数2为供暖季多热电联产机组解耦后运行成本最低：
[0184][0185]
式中：为传统火电机组运行成本；为火电机组启停成本；为chp机组运行成本；为chp机组热电解耦改造年化成本；为弃风惩罚成本。
[0186]
1)传统火电机组运行成本。
[0187][0188]
式中：m为供暖总时长，月；n
pcu
为传统火电机组数量；t为一个调度时段的时长；g
m,j,t
为m月第j个纯凝火电机组在典型日t时段的运行成本。
[0189]
2)传统火电机组启停成本。
[0190][0191]
式中：su
m,j,t
、sd
m,j,t
分别为m月火电机组j的在典型日时段t的启机变量、停机变量；su
m,j,t
＝1、sd
m,j,t
＝1分别表示机组j启机、停机；分别表示机组j的启机、停机成本。
[0192]
3)chp机组运行成本。
[0193][0194]
式中：n
chp
为chp机组数量；为m月chp机组i在典型日时段t时段的运行成本。
[0195]
4)chp机组热电解耦改造年化成本。
[0196][0197]
式中：为chp机组i增设电锅炉的容量；为chp机组i增设储热罐的容量；γ
eb
、γ
hsa
分别为电锅炉和储热罐的单位造价成本；λ为资金回收系数；r为贴现率；y为改造使用年限。
[0198]
5)弃风惩罚成本。
[0199][0200]
式中：nw为风电场数量；c为弃风惩罚系数；为m月第w个风电场在典型日t时段的弃风量。
[0201]
步骤c23：基于步骤c2所述热电联产机组热电解耦规划模型，其约束条件包括；
[0202]
1)改造决策约束。
[0203]
x
i,1
x
i,2
≤1
ꢀꢀꢀ
(23)
[0204]
式中：x
i,1
、x
i,2
分别为第i台chp机组是否增设电锅炉、储热罐的决策变量，x
i,1
＝1、x
i,2
＝1分别表示第i台chp机组增设电锅炉、储热罐，x
i,1
＝0、x
i,2
＝0分别表示第i台chp机组不增设电锅炉、储热罐。
[0205]
2)电功率平衡约束约束。
[0206][0207]
式中：cp
m,i,t
为m月chp机组i热电解耦后在典型日t时段的电出力；p
m,j,t
为m月火电厂j典型日t时段的出力；为m月第w个风电场典型日t时段的预测出力；为m月风电场w在典型日的t时段弃风量；为m月节点n在典型日t时刻的负荷；nd为节点总数。
[0208]
3)热功率平衡约束。
[0209][0210]
式中：ch
m,i,t
为m月chp机组i解耦后在典型日的t时段热出力；nh为热负荷节点数；为m月热负荷节点h在典型日的t时段的热负荷。
[0211]
4)机组电热出力约束。
[0212][0213]
式中：p
jmax
、p
jmin
分别为纯凝火电机组j的出力上、下限；v
m,j,t
为火电机组的运行状态变量，当v
m,j,t
＝1表示火电机组j在线运行，v
m,j,t
＝0表示火电机组j不在线；为m月chp机组i在典型日的t时段热出力；为chp机组i热出力上限；为m月chp机组i在典型日的t时段电出力。
[0214]
5)弃风约束
[0215][0216]
式中：为弃风功率上限。
[0217]
6)启停约束。
[0218][0219]
式中：分别为机组j在t时段已经连续开机、关机时长；和分别为机组j的最小开机、关机时长。
[0220]
7)爬坡约束。
[0221][0222]
式中：分别为纯凝机组j的向上、向下爬坡限制；r
iu，chp
、r
iu，chp
分别为chp机组i的向上、向下爬坡限制。
[0223]
8)储热罐运行约束。
[0224][0225]
式中：c
hsa,i
为chp机组i配置储热罐的容量；分别为储热罐i的配置容
量上下限；s
m,i,t
为储热罐i在m月典型日t时刻储热罐内储存的热量；为储热罐i储热容量；分别为储热罐i储热容量上、下限；s
m,i,0
为储热罐i初始时刻的储热量；s
m,i,t
为储热罐i一个周期结束时储热罐内储热量。
[0226]
9)电锅炉运行约束。
[0227][0228]
式中：e
m,i,t
为m月chp机组i增设的电锅炉在典型日的t时刻消耗的电量；c
eb,i
为chp机组i增设电锅炉的容量；分别为chp机组i增设电锅炉的容量上、下限。
[0229]
步骤c3:将步骤c2提出的多目标以改进理想点法归一化，得到单目标模型如下：
[0230][0231]
式中：f
1*
、f
2*
分别为目标函数f1、f2的最优值。
[0232]
步骤d.基于步骤a、b、c所建立的多chp机组热电解耦规划模型，对chp机组和纯凝机组成本函数进行线性化以提高计算效率。
[0233]
步骤d1:所述步骤c中风电不确定参数的对等式转换：
[0234]
式(24)含不确定参数，将其以步骤所述轻鲁棒优化模型进行对等式转化可得：
[0235][0236]
式中：由元素从大到小排序得到。
[0237]
步骤d2:所述纯凝机组运行成本函数采用如下方式进行线性化：
[0238][0239]
式中:a、b、c为成本函数系数；g和分别为纯凝机组成本函数和其线性逼近函数；n为成本函数总共分成的段数；αj为第j段分段线的斜率；g(p1)为最小出力值费用函数值；v(t)为t时段纯凝机组运行状态。
[0240]
步骤d3：所述热电机组运行成本与机组电、热出力均相关，考虑机组满载与半载时的平均煤耗仅相差约10％，采用如下线性模型表示热电机组成本函数：
[0241]
[0242]
式中：p
con
为chp机组纯凝工况下的电出力；d、e为成本系数；cv为机组运行边界曲线ab的斜率，如图1。
[0243]
步骤d4:输入模型所需相关数据，基于matlabr2020a平台并使用yalmip工具箱编程，调用商业优化软件gurobi对模型进行求解。
[0244]
为使本领域技术人员更好地理解本发明以及了解本发明相对现有技术的优点，申请人结合具体实施例进行进一步的阐释。
[0245]
采用ieee24节点系统来验证本发明的有效性，该系统包括2台常规火电机组，6台chp机组，2个风电场。配置电锅炉电转热效率取η
eb
＝0.98，电锅炉配置容量上下限分别为100mw、50mw，单位容量投资成本为100万元/mw；储热罐配置功率上下限分别为100mw、50mw，储热罐储热容量上限为1000mwh，单位投资成本为50万元/mw；投资改造使用年限为20年，贴现率取8％，单位弃风成本为400元/mwh。取需求价格弹性系数矩阵中自弹性系数和互弹性系数分别为-0.2、0.03；峰、平、谷电价如表1.
[0246]
表1峰、平、谷分时电价
[0247][0248]
1、规划结果分析
[0249]
为突出需求响应和风电不确定性对多chp机组热电解耦协调规划的影响及chp机组在改造容量和改造运行成本之间的协调，取三种不同情景进行分析：
[0250]
1)情景1，不考虑需求响应和风电波动性多chp机组热电解耦协调规划；
[0251]
2)情景2，不考虑需求响应的多chp机组热电解耦协调规划；
[0252]
3)情景3，计及需求响应的多chp机组热电解耦协调规划；
[0253]
针对情景1中不考虑风电波动性时，即1.2.1节所述风电不确定项的波动比例ξ
w,t
＝0，即弱鲁棒规划模型中的线性对等式项为0，也即γ＝0；针对情景2，本文上网风电场仅2个，考虑风电波动性进行弱鲁棒规划时取γ＝1.1。
[0254]
不同情景下chp机组电锅炉、储热罐的配置结果及系统运行结果如表2和表3所示。
[0255]
表2不同情景下改造决策对比
[0256][0257]
表3系统运行结果
[0258][0259][0260]
由表2和表3结果对比分析可知，不考虑需求响应和负荷波动时，为更大程度地消纳风电，应为chp机组配置电锅炉进行解耦，故情景1下有4台chp机组配置电锅炉，其热电解耦年化改造成本也最大。而相较于情景1，情景2在不计负荷需求响应的情况下考虑风电波动性，并以ilr方法对风电波动进行处理，即以部分弃风为代价换取热电解耦改造的经济性。故相较于情景1，情景2弃风成本增大，系统改造方案中储热罐占比增大，如表2所示，系统中chp机组配置电锅炉和储热罐各3台。最后，在情景2的基础上考虑负荷需求响应，在负荷低谷时降低电价，负荷高峰时提高电价动态调节负荷，做到肖峰填谷。由表1可知，负荷侧dr对系统中chp机组配置电锅炉和储热罐的总容量没有影响，但会改变配置电锅炉和储热罐的机组编号，且在同一改造决策下，系统弃风成本明显降低，系统实际运行总成本相较于情景2更低。
[0261]
2、多chp机组热电解耦对风电消纳的影响
[0262]
为比较chp机组热电解耦改造规划对风电消纳的影响，本文以风电场2在供暖中期2月份典型日改造前、改造后为例进行对比分析，如图3所示。
[0263]
由图3可知，在下午及深夜时段，由于负荷较低，系统弃风量较大，而chp机组热电解耦改造能有效促进系统风电消纳。chp机组热电解耦改造后风电场2在2月份典型日全天风电消纳量为230018.9mwh，相较于热电解耦改造前全天消纳量223273mwh，风电消纳量提高了3.8％。
[0264]
通过以上的仿真分析可以看出，本发明的规划方法在风电消纳中优势明显，具体表现在：协调了改造容量和改造成本矛盾的同时能够有效促进风电消纳，降低系统运行成本。
[0265]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0266]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0267]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特
定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0268]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0269]
最后应当说明的是:以上实施例仅用于说明本发明的技术方案而非对其保护范围的限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解:本领域技术人员阅读本发明后依然可对发明的具体实施方式进行种种变更、修改或者等同替换，但这些变更、修改或者等同替换，均在发明待批的权利要求保护范围之内。