風(fēng)電接入后考慮抽蓄-需求響應(yīng)的多場(chǎng)景聯(lián)合安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

李 丹，劉俊勇，劉友波，高紅均

（四川大學(xué) 電氣信息學(xué)院，四川 成都 610065）

0 引言

含大規(guī)模風(fēng)電的電力系統(tǒng)調(diào)度問(wèn)題已成為備受關(guān)注的課題[1-3]。研究方法已逐步從傳統(tǒng)電源調(diào)度方法的探索轉(zhuǎn)化為新型高效調(diào)度資源與傳統(tǒng)電源側(cè)資源的整合。 其中，儲(chǔ)能系統(tǒng) ESS[4]（Energy Storage System）和需求側(cè)響應(yīng) DR[5]（Demand Response）成為近來(lái)關(guān)注的焦點(diǎn)。

抽水蓄能是大規(guī)模儲(chǔ)能技術(shù)中較為成熟且應(yīng)用最廣的技術(shù)之一。文獻(xiàn)[6]提出風(fēng)、火與抽蓄聯(lián)合運(yùn)行的模式，采用抽蓄電站為風(fēng)電提供備用服務(wù)，以達(dá)到降低系統(tǒng)運(yùn)行成本的目的；文獻(xiàn)[7-9]對(duì)“風(fēng)-蓄”協(xié)調(diào)及聯(lián)合運(yùn)營(yíng)方式進(jìn)行了討論，以“風(fēng)-蓄”整體效益最優(yōu)為目標(biāo)對(duì)聯(lián)合運(yùn)行模式進(jìn)行優(yōu)化。上述協(xié)調(diào)和聯(lián)合模式在一定程度上解決了風(fēng)電隨機(jī)波動(dòng)帶來(lái)的問(wèn)題，但是限制了抽蓄在調(diào)峰等其他方面的作用。相對(duì)于聯(lián)合模式，文獻(xiàn)[10]將抽蓄等效為“可中斷負(fù)荷IL（Interruptible Load）”應(yīng)用于系統(tǒng)調(diào)峰運(yùn)行中，與火電、水電聯(lián)合運(yùn)行，獲得了良好的效果；文獻(xiàn)[11]利用魯棒優(yōu)化技術(shù)并結(jié)合風(fēng)電不確定集合得到了抽蓄和機(jī)組的最佳運(yùn)行模式，該模式能夠在一定程度上接納風(fēng)電的隨機(jī)波動(dòng)并降低系統(tǒng)運(yùn)行成本。

上述研究均將抽蓄納入了系統(tǒng)調(diào)度優(yōu)化模型中，并在考慮風(fēng)電不確定性的條件下利用優(yōu)化技術(shù)，達(dá)到了降低系統(tǒng)運(yùn)行成本的目標(biāo)。但抽水蓄能電站投資成本普遍較高，配置規(guī)模有限，在同時(shí)承擔(dān)降低運(yùn)行成本、備用成本和削峰填谷等任務(wù)時(shí)顯得較為緊張。隨著智能電網(wǎng)進(jìn)一步發(fā)展，DR近年來(lái)成為學(xué)者較為關(guān)注的一種新型可調(diào)度資源[12]。

文獻(xiàn)[12-13]將DR中的IL與用電激勵(lì)負(fù)荷作為新型備用資源進(jìn)行調(diào)度，達(dá)到了負(fù)荷側(cè)參與調(diào)度減小備用成本的目的。文獻(xiàn)[14]通過(guò)設(shè)計(jì)用戶側(cè)自愿申報(bào)用電意愿和移峰成本的新型互動(dòng)調(diào)度模式，建立了能夠反映用戶意愿的互動(dòng)負(fù)荷模型，并應(yīng)用于機(jī)組組合之中；文獻(xiàn)[15-16]以基于消費(fèi)者心理學(xué)的分時(shí)電價(jià)用戶響應(yīng)原理預(yù)測(cè)的負(fù)荷曲線為基礎(chǔ)并引入IL作為部分備用，考慮風(fēng)電隨機(jī)波動(dòng)特性，對(duì)分時(shí)電價(jià)、可中斷備用以及機(jī)組出力等進(jìn)行了整體優(yōu)化制定。上述工作通過(guò)不同的方式將DR引入電力系統(tǒng)調(diào)度之中，但移峰成本和基于心理學(xué)的分時(shí)電價(jià)模型與用戶真實(shí)用電需求尚有一定偏差，且負(fù)荷的調(diào)用受到剛性用電需求限制，因此在某些時(shí)段和情況下無(wú)法大規(guī)模調(diào)用，限制了其調(diào)峰和提供備用的能力。

以上文獻(xiàn)分別從抽蓄和DR兩方面對(duì)風(fēng)電接入后的電力系統(tǒng)調(diào)度問(wèn)題進(jìn)行了深入的探討。本文在此基礎(chǔ)上，結(jié)合兩方面的經(jīng)驗(yàn)，研究大規(guī)模風(fēng)電接入后風(fēng)-蓄-DR-火電力系統(tǒng)聯(lián)合安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度，將抽水蓄能和轉(zhuǎn)移負(fù)荷對(duì)負(fù)荷曲線的優(yōu)化作用與IL參與備用對(duì)系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的提高融入同一模型。計(jì)及IL容量和電量成本，并為轉(zhuǎn)移負(fù)荷設(shè)計(jì)了二維階梯交疊式負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本申報(bào)函數(shù)。結(jié)合基于預(yù)測(cè)和隨機(jī)場(chǎng)景的成本評(píng)估技術(shù)，建立以調(diào)度總成本最低為目標(biāo)的調(diào)度模型。通過(guò)對(duì)比多種策略下的調(diào)度結(jié)果，驗(yàn)證了聯(lián)合模式的經(jīng)濟(jì)性。

1 DR模型

1.1 DR互動(dòng)機(jī)制

基于激勵(lì)的DR包括IL和可轉(zhuǎn)移負(fù)荷TL（Transfer Load）?？紤]負(fù)荷轉(zhuǎn)移時(shí)間LTT（Load Transfer Time）與負(fù)荷轉(zhuǎn)移電量LTP（Load Transfer Power）對(duì)于用戶生產(chǎn)經(jīng)營(yíng)的影響，設(shè)計(jì)了LTT和LTP的二維階梯交疊式負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本申報(bào)函數(shù)，IL采用容量和電量雙補(bǔ)償機(jī)制，用于評(píng)估調(diào)用效率，避免過(guò)多的調(diào)而不用現(xiàn)象產(chǎn)生。用戶側(cè)綜合考慮各項(xiàng)成本及收益后，調(diào)整自身用電需求或生產(chǎn)計(jì)劃，自愿申報(bào)IL和TL函數(shù)。電網(wǎng)公司將DR與傳統(tǒng)發(fā)電資源連同抽蓄一并視為可調(diào)度資源并綜合考慮風(fēng)電不確定性進(jìn)行統(tǒng)一調(diào)度。

1.2 負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本模型

LTT與LTP對(duì)于用戶用電或生產(chǎn)都有一定的影響。在充分考慮用戶參與的靈活性后，設(shè)計(jì)如下二維階梯交疊式負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本申報(bào)函數(shù)。

其中，K為提供轉(zhuǎn)移的用戶總數(shù)；TR為某一用戶所提供的負(fù)荷序列總和；分別為轉(zhuǎn)移電量和轉(zhuǎn)移時(shí)間；分別為轉(zhuǎn)移電量與轉(zhuǎn)移時(shí)間的成本函數(shù)；Pebase、Pbtase分別為轉(zhuǎn)移能量與轉(zhuǎn)移時(shí)間的基礎(chǔ)價(jià)格；Rem（ΔEktr）與 Rmt（ΔTtkr）分別為用戶根據(jù)自身實(shí)際情況，在基礎(chǔ)價(jià)格上制定的能量和時(shí)間的階梯價(jià)格增量；m為轉(zhuǎn)移量與轉(zhuǎn)移時(shí)間所處時(shí)間段位；L、T為調(diào)用段位數(shù)；Je與Jt為總段位數(shù)。

成本函數(shù)示例見(jiàn)圖1，負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本隨著負(fù)荷轉(zhuǎn)移量與轉(zhuǎn)移時(shí)間增加而增加，這種將轉(zhuǎn)移時(shí)間和轉(zhuǎn)移電量分別補(bǔ)償?shù)姆椒?，能夠使用戶選擇更加靈活，調(diào)度中心匯總各個(gè)負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本信息后，調(diào)度也更加便捷；同時(shí)，用戶自由選擇各階段價(jià)格，充分體現(xiàn)了用戶參與的意愿。圖中各段位成本增量較為平均，在實(shí)際情況下，隨著時(shí)間或電量的增加，各段位成本都會(huì)加速增加。

圖1 單位負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本函數(shù)示例Fig.1 Example of unit load transfer cost function

1.3 IL成本模型

IL在系統(tǒng)峰荷或故障時(shí)，可以減少負(fù)荷需求量，等效增加備用容量，因此可減少系統(tǒng)對(duì)傳統(tǒng)備用的容量需求和發(fā)電廠擴(kuò)建巨額投資成本，并能快速響應(yīng)、實(shí)時(shí)跟蹤風(fēng)功率變化，體現(xiàn)了用戶互動(dòng)意愿、引導(dǎo)科學(xué)用電。IL成本模型分為容量和電量?jī)刹糠?，?shù)學(xué)模型如下[17]：

其中，ccr和cdr分別為用戶r的IL容量和電量?jī)r(jià)格，價(jià)格體系和申報(bào)機(jī)制與TL類(lèi)似；Urr，t、Urr，t，s分別為用戶r在t時(shí)段提供的容量和在場(chǎng)景s下調(diào)用的電量。

2 聯(lián)合安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型

本文所提模型基于預(yù)測(cè)和隨機(jī)場(chǎng)景兩部分，獲取某種調(diào)度決策后，兩部分分別進(jìn)行如第3節(jié)所述的成本評(píng)估。第一部分的變量為火電機(jī)組狀態(tài)及出力、備用安排，抽蓄機(jī)組狀態(tài)及出力，負(fù)荷轉(zhuǎn)移電量和時(shí)段，IL容量；第二部分變量為不同場(chǎng)景下的備用及可中斷調(diào)用情況以及意外棄風(fēng)和失負(fù)荷量。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

定義目標(biāo)函數(shù)如下：

其中，F(xiàn)（·）、Fre（·）分別為燃料成本和備用成本函數(shù)；Pit為機(jī)組i在t時(shí)段的出力；SUit、SDit分別為火電機(jī)組i在t時(shí)段的開(kāi)、停機(jī)費(fèi)用；Ruit、Rdit分別為機(jī)組 i在 t時(shí)段的上、下旋轉(zhuǎn)備用容量；Rits為場(chǎng)景s中被調(diào)用的火電機(jī)組備用；γ為意外失負(fù)荷的懲罰系數(shù)；LDs為場(chǎng)景s下意外失負(fù)荷量；Pcurt，wts為場(chǎng)景 s下的棄風(fēng)懲罰；Ccurt，wts為場(chǎng)景 s 下的棄風(fēng)量；ps為場(chǎng)景 s 發(fā)生的概率；NT為調(diào)度周期總時(shí)段數(shù)；NG、Nh、Nr、Nw分別為火電機(jī)組、抽蓄機(jī)組、可中斷用戶以及風(fēng)電場(chǎng)總數(shù)；Ns為風(fēng)電出力場(chǎng)景數(shù)分別為抽水蓄能機(jī)組h在t時(shí)段的啟、停費(fèi)用。目標(biāo)函數(shù)中為預(yù)測(cè)場(chǎng)景的發(fā)電、啟、停以及備用容量成本；）為抽蓄機(jī)組啟停成本；fCTL為負(fù)荷轉(zhuǎn)移成本；為 的容量成本IL；為場(chǎng)景s中機(jī)組旋轉(zhuǎn)備用調(diào)用、IL調(diào)用、意外失負(fù)荷和意外棄風(fēng)成本。

2.2 約束條件

本文在考慮了火電機(jī)組、抽蓄和IL各項(xiàng)技術(shù)約束基礎(chǔ)上，針對(duì)電網(wǎng)實(shí)際安全需求，加入N-1安全約束和備用調(diào)用有效性約束，有效保障了系統(tǒng)運(yùn)行安全，具體約束如下。

a.功率平衡約束：

其中，pht、ght分別為抽水蓄能機(jī)組h在t時(shí)段抽水儲(chǔ)能和放水發(fā)電時(shí)的功率值；分別為 t時(shí)段風(fēng)電、負(fù)荷預(yù)測(cè)值；Pgtin、Pjtout分別為t時(shí)段轉(zhuǎn)移入的負(fù)荷功率和轉(zhuǎn)移出的功率值；Nitn、Notut分別為相應(yīng)參與用戶總數(shù)。

b.各機(jī)組出力約束：

其中，Pmin，i、Pmax，i分別為火電機(jī)組i的出力下限和上限；gmax，h、gmin，h和pmax，h、pmin，h分別為抽水蓄能機(jī)組h的發(fā)電及抽水功率上、下限。

c.火電機(jī)組爬坡率約束：

其中，rid、riu分別為機(jī)組i上、下爬坡速率；ΔT為相鄰時(shí)間段的時(shí)間間隔。

d.火電機(jī)組啟停時(shí)間約束：

其中，Trun.i，t-1、Tstop.i，t-1分別為 t-1 時(shí)段火電機(jī)組 i的連續(xù)運(yùn)行時(shí)間和停運(yùn)時(shí)間；Ii，t為火電機(jī)組啟停狀態(tài)變量，為 1 表示啟動(dòng)，為 0 表示停機(jī)；Tminrun，i、Tminstop，i分別為火電機(jī)組i的最小運(yùn)行和最小停運(yùn)時(shí)間。

e.備用約束：

其中，Rut和 Rdt分別為 t時(shí)段正、負(fù)備用需求；LDRRmax，r為IL備用上限。式（14）、（15）為常規(guī)機(jī)組上、下備用約束；式（16）、（17）分別為上、下備用總量約束；式（18）為IL備用約束。

f.抽水蓄能庫(kù)容約束：

其中，Eupt、Edownt分別為抽水蓄能電站的上、下水庫(kù)等值電量；Eupmax、Eupmin、Edownmax、Edownmin分別為抽水蓄能電站的上、下水庫(kù)等值電量上、下限；Ωmax為抽水蓄能電站每天首末時(shí)段等值電量變化上限值；Eup0、Eup24分別為抽水蓄能電站上水庫(kù)水位在每日首、末時(shí)段等效電量值。式（19）、（20）分別為抽蓄電站上、下水庫(kù)庫(kù)容約束；式（21）為上水庫(kù)日調(diào)節(jié)量約束，限制上水庫(kù)庫(kù)容每日調(diào)節(jié)不超過(guò)一定數(shù)值，保證抽蓄電站能夠持續(xù)正常使用。抽蓄電站狀態(tài)及轉(zhuǎn)換約束參考文獻(xiàn)[18]，保證每臺(tái)抽蓄機(jī)組抽水蓄能和放水發(fā)電狀態(tài)之間至少相隔一個(gè)時(shí)段；電站中發(fā)電機(jī)與抽水電動(dòng)機(jī)啟停次數(shù)均小于設(shè)定值。

g.網(wǎng)絡(luò)安全約束。

同時(shí)考慮正常狀態(tài)和N-1事故下電網(wǎng)的安全性，基于直流潮流，對(duì)于任意線路l，電網(wǎng)正常狀態(tài)下的安全約束為：

其中，Pl、Plmax分別為支路l上傳輸功率和最大傳輸功率。N-1事故下的安全約束為：

其中，Θ為N-1事故集；n為事故元件；Dl-n為功率轉(zhuǎn)移因子。

h.考慮場(chǎng)景的約束。

隨機(jī)場(chǎng)景s中機(jī)組備用及IL的調(diào)用需要滿足功率平衡、機(jī)組出力、機(jī)組爬坡和系統(tǒng)安全各項(xiàng)約束。具體表達(dá)式與預(yù)測(cè)場(chǎng)景中相似，此處不再贅述。

i.棄風(fēng)量小于風(fēng)電自然出力的10%，意外失負(fù)荷量小于總負(fù)荷的1%。

3 基于場(chǎng)景的聯(lián)合調(diào)度決策成本評(píng)估體系

由于目前負(fù)荷預(yù)測(cè)技術(shù)發(fā)展較為成熟，預(yù)測(cè)誤差較小，本文在生成場(chǎng)景過(guò)程中忽略負(fù)荷隨機(jī)波動(dòng)分量，僅考慮風(fēng)電出力的不確定性。假設(shè)隨機(jī)場(chǎng)景的風(fēng)電功率服從基于預(yù)測(cè)功率的正態(tài)分布，場(chǎng)景集的產(chǎn)生參考文獻(xiàn)[19]。

為了正確評(píng)估每種調(diào)度決策信息下的系統(tǒng)綜合運(yùn)行成本，建立了如圖2所示的基于預(yù)測(cè)和隨機(jī)場(chǎng)景的調(diào)度決策成本評(píng)估體系，與優(yōu)化算法結(jié)合，得到最佳調(diào)度運(yùn)行策略，體系主要分為兩大部分。

a.第一部分：基于預(yù)測(cè)場(chǎng)景與調(diào)度策略評(píng)估預(yù)測(cè)場(chǎng)景下的調(diào)度成本V1。

b.第二部分：獲得調(diào)度計(jì)劃后，結(jié)合場(chǎng)景信息形成運(yùn)行環(huán)境集合，求取場(chǎng)景下的各類(lèi)調(diào)用信息得到綜合調(diào)用成本V2。

綜合V1與V2，最終獲取該決策狀態(tài)下系統(tǒng)總運(yùn)行成本V（V=V1+V2）?？梢钥闯?，該評(píng)估體系能夠?qū)?chǎng)景下的實(shí)際調(diào)用情況有效地納入決策優(yōu)化中，達(dá)到預(yù)測(cè)與隨機(jī)場(chǎng)景間調(diào)度決策相互影響的效果，相對(duì)于簡(jiǎn)單考慮備用需求的模型更為精確和實(shí)用。

圖2 聯(lián)合調(diào)度成本評(píng)估體系Fig.2 Assessment system of joint dispatch cost

4 算例分析

4.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

本文基于MATALB／Simulink 2013a軟件編寫(xiě)遺傳算法并在10機(jī)系統(tǒng)上對(duì)所提模型進(jìn)行求解，該系統(tǒng)包括10臺(tái)火電機(jī)組、1個(gè)風(fēng)電場(chǎng)、1個(gè)抽水蓄能電站、5個(gè)TL、1個(gè)IL，相關(guān)參數(shù)如表1—6所示。

4.2 對(duì)比分析

結(jié)合模型特點(diǎn)，設(shè)計(jì)如下4種不同調(diào)度策略。

a.策略1：風(fēng)電全額上網(wǎng)，僅考慮火電機(jī)組參與調(diào)度，調(diào)度模型同第2節(jié)所述，但需要忽略與火電機(jī)組無(wú)關(guān)的變量。

b.策略2：在策略1的基礎(chǔ)上，考慮抽蓄電站參與，修改調(diào)度模型，加入抽蓄相關(guān)變量和約束。

表1 抽蓄-需求響應(yīng)基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of pumped storage and demand response

表2 負(fù)荷數(shù)據(jù)Table 2 Data of load

表3 風(fēng)電預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)Table 3 Data of predicted wind power

c.策略3：在策略1的基礎(chǔ)上，考慮DR參與，修改調(diào)度模型，加入DR相關(guān)變量和約束。

d.策略4：考慮采用抽蓄與DR均參與的聯(lián)合調(diào)度模式，模型如第3節(jié)所述。

分別采用4種不同運(yùn)行策略時(shí)，電網(wǎng)調(diào)度各項(xiàng)主要成本、凈負(fù)荷如表7、圖3所示。

表7中“*”表示4種策略中該類(lèi)成本的最大值。從表7和圖3中可以看出，相對(duì)于策略1，策略2、3通過(guò)單獨(dú)引入抽蓄或DR對(duì)負(fù)荷曲線進(jìn)行優(yōu)化，有效降低了峰谷之間的差距，使得火電機(jī)組出力更加>通過(guò)單獨(dú)引入抽蓄或DR對(duì)負(fù)荷曲線進(jìn)行優(yōu)化，有效降低了峰谷之間的差距，使得火電機(jī)組出力更加平穩(wěn)。其帶來(lái)的直接效益是相對(duì)于策略1，策略2、3減小了約3%的機(jī)組燃料消耗，策略2降低了40%的機(jī)組啟停成本。同時(shí)，由于高峰時(shí)段負(fù)荷降低，策略2、3下的備用需求也得到了有效緩解。策略4通過(guò)利用DR與抽蓄兩者各自優(yōu)勢(shì)，進(jìn)一步降低了機(jī)組燃料和啟停成本，并顯著降低因意外失負(fù)荷和棄風(fēng)帶來(lái)的損失。

表4 發(fā)電機(jī)數(shù)據(jù)Table 4 Data of generators

表5 風(fēng)電場(chǎng)景集數(shù)據(jù)Table 5 Data of wind power scenario set

表6 各發(fā)電機(jī)組出力Table 6 Output power of different generators

表7 4種策略下主要調(diào)度成本Table 7 Main dispatch costs for four strategies 元

圖3 4種策略下各時(shí)段凈負(fù)荷情況Fig.3 Hourly net load for four strategies

表7和圖3同時(shí)說(shuō)明：抽蓄與DR結(jié)合，具有降低系統(tǒng)運(yùn)行成本和提高風(fēng)電接納水平的優(yōu)點(diǎn)。

表8為4種策略下的綜合棄風(fēng)和意外失負(fù)荷情況，各種策略下的值均為考慮場(chǎng)景概率后的加權(quán)平均值。相對(duì)于策略1，策略2、3棄風(fēng)降低了約30%，其中，策略3失負(fù)荷降低了近90%。策略4通過(guò)抽蓄與DR聯(lián)合，充分利用二者對(duì)負(fù)荷曲線的優(yōu)化作用以及IL的備用作用，較策略2、3進(jìn)一步降低了棄風(fēng)水平，從而進(jìn)一步降低了系統(tǒng)運(yùn)行成本，策略4下各機(jī)組出力狀態(tài)如表6所示。

表8 4種策略下場(chǎng)景綜合棄風(fēng)、失負(fù)荷量Table 8 Wind curtailment and load loss for four strategies

4.3 抽蓄-DR聯(lián)合運(yùn)行分析

圖4和圖5分別為加入DR前、后的抽蓄運(yùn)行狀態(tài)。2種策略下抽蓄運(yùn)行狀態(tài)接近，但對(duì)比兩圖可以看出，加入DR能夠進(jìn)一步降低抽水蓄能機(jī)組運(yùn)行點(diǎn)，增加了抽蓄運(yùn)行裕度，為其他輔助服務(wù)預(yù)留更大的空間。

圖4 策略2中抽蓄電站抽水和發(fā)電功率Fig.4 Pumping power and generating power of pumped storage power station with strategy 2

圖5 策略4中抽蓄電站抽水和發(fā)電功率Fig.5 Pumping power and generating power of pumped storage power station with strategy 4

圖6為策略4中DR調(diào)用狀態(tài)，對(duì)比圖5和圖6可以發(fā)現(xiàn)，抽蓄和DR在本文模型下進(jìn)行了有效配合，抽蓄在第 1—7、14—18、23、24 時(shí)段進(jìn)行抽水蓄能，在第9—12、20、21時(shí)段進(jìn)行放水發(fā)電，而 DR將第10、12、19—21時(shí)段高峰負(fù)荷分別轉(zhuǎn)移到第4—8、13—18、22—24時(shí)段，充分發(fā)揮了抽水蓄能電站長(zhǎng)時(shí)間轉(zhuǎn)移能力強(qiáng)和DR調(diào)用靈活度高的特性，取得了削峰填谷的效果。

圖6 策略4中負(fù)荷轉(zhuǎn)移功率Fig.6 Load transfer power of strategy 4

圖7為加入DR前、后抽蓄庫(kù)容等效電量變化情況。策略2中抽蓄電站在24個(gè)時(shí)段中庫(kù)容等效電量為 75～288 MW·h，策略 4中等效電量為 110～283 MW·h，從圖中能夠看出，加入DR后抽蓄整體庫(kù)容更加平穩(wěn)，并且在午間負(fù)荷高峰過(guò)后，保持了較好的庫(kù)容水平，有效保證了后半日的運(yùn)行空間，同時(shí)也延緩了隨著地區(qū)負(fù)荷增長(zhǎng)后的擴(kuò)容、維護(hù)等隱性投資。

圖7 需求響應(yīng)加入前后抽蓄庫(kù)容等效電量Fig.7 Equivalent electric power of pumped storage reservoir with and without demand response

5 結(jié)論

本文結(jié)合抽蓄和DR各自優(yōu)勢(shì)，建立了同時(shí)考慮抽蓄和DR參與的多場(chǎng)景聯(lián)合安全經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型；并設(shè)計(jì)基于預(yù)測(cè)和隨機(jī)場(chǎng)景的調(diào)度決策評(píng)估體系有效地對(duì)模型進(jìn)行求解，得到了最終調(diào)度結(jié)果。

結(jié)果表明，通過(guò)將抽蓄和DR引入調(diào)度模型，能夠?qū)﹄娔苓M(jìn)行“緩存”，并對(duì)負(fù)荷進(jìn)行轉(zhuǎn)移，從而調(diào)整負(fù)荷曲線，進(jìn)一步減小系統(tǒng)凈負(fù)荷峰谷差，降低系統(tǒng)運(yùn)行、備用以及意外棄風(fēng)、停電等成本，進(jìn)而提高運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性、可靠性以及對(duì)風(fēng)電的接納能力。同時(shí)，引入IL也能有效降低系統(tǒng)綜合備用成本。除上述顯性作用外，DR還能有效緩解抽蓄運(yùn)行壓力，減小未來(lái)抽蓄電站投資建設(shè)的隱形成本。