輔助服務(wù)市場下含電鍋爐熱電廠 多運(yùn)行組合模式優(yōu)化決策

國海龍，董玉亮，黃 實(shí)，張海林，李 進(jìn)，房 方

（1.北京四方繼保自動(dòng)化股份有限公司，北京 100085； 2.華北電力大學(xué)能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206； 3.國家電投集團(tuán)東北電力有限公司本溪熱電分公司，遼寧 本溪 117008； 4.中國華能集團(tuán)有限公司，北京 100031；5.華北電力大學(xué)控制與計(jì)算機(jī)工程學(xué)院，北京 102206）

新能源的快速開發(fā)和傳統(tǒng)能源的低碳清潔高效利用是實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和這一國家戰(zhàn)略目標(biāo)的重要途徑之一。風(fēng)能和太陽能發(fā)電是我國最有商業(yè)開發(fā)價(jià)值的可再生能源，近年來風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量不斷增加，截至2020年底，風(fēng)電、光伏總裝機(jī)容量達(dá)到5.3億kW；預(yù)計(jì)到2030年，風(fēng)電、光伏總裝機(jī)容量將達(dá)到12億kW以上。然而，由于風(fēng)電和光伏發(fā)電的不確定性和間歇性，高滲透率可再生能源的并網(wǎng)對電網(wǎng)安全、經(jīng)濟(jì)調(diào)度提出了挑戰(zhàn)，我國“三北”地區(qū)冬季供暖期棄風(fēng)棄光問題仍然突出。挖掘熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的調(diào)峰能力是促進(jìn)風(fēng)電、光伏發(fā)電消納的關(guān)鍵措施。為解決冬季采暖期棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象嚴(yán)重的問題，一些熱電解耦技術(shù)得到應(yīng)用，如耦合電鍋爐供熱[1]、耦合熱泵供熱[2-3]、增設(shè)儲(chǔ)熱設(shè)備[4]、高背壓供熱改造[5-6]、低壓缸切缸供熱改造[7]以及旁路供熱[8]等技術(shù)，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的調(diào)峰能力得到了不同程度的提升。

熱電廠進(jìn)行靈活性改造后，全廠供能模式更加靈活多樣。然而當(dāng)前多數(shù)熱電廠在運(yùn)行過程中，對于機(jī)組運(yùn)行組合模式選擇基本依靠人工經(jīng)驗(yàn)，因而未能充分發(fā)揮機(jī)組熱電解耦改造后的靈活、經(jīng)濟(jì)供能優(yōu)勢。對此，文獻(xiàn)[9]研究了低壓缸切除、儲(chǔ)熱、電鍋爐3種“熱電解耦”改造后機(jī)組電熱協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行策略，文獻(xiàn)[10]分析了熱電聯(lián)產(chǎn)運(yùn)行模式對電-熱綜合能源系統(tǒng)效率的影響，文獻(xiàn)[11-12]研究了熱電機(jī)組儲(chǔ)熱罐最優(yōu)運(yùn)行策略，文獻(xiàn)[13]研究了含儲(chǔ)熱熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組與電鍋爐的棄風(fēng)消納協(xié)調(diào)調(diào)度。這些研究都是在單機(jī)自動(dòng)發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）控制模式下，針對廠內(nèi)單臺(tái)機(jī)組與其他靈活性供熱設(shè)備的耦合，因而未能實(shí)現(xiàn)熱電廠整體協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行。

通過采用廠級(jí)AGC控制模式，可以將熱電廠內(nèi)的供熱機(jī)組和靈活性供熱設(shè)備（電鍋爐、電熱泵、儲(chǔ)熱罐等）納入統(tǒng)一的控制系統(tǒng)，通過優(yōu)化實(shí)現(xiàn)全廠多能協(xié)調(diào)優(yōu)化控制，進(jìn)一步挖掘熱電廠靈活運(yùn)行潛力，提高運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)[14]研究了配置儲(chǔ)熱罐后熱電廠內(nèi)2臺(tái)機(jī)組間的電熱負(fù)荷優(yōu)化分配問題，給出電負(fù)荷平均分配，熱負(fù)荷不平均分配的運(yùn)行策略。但文中給出的結(jié)論只針對相同的2臺(tái)熱電機(jī)組間的電熱負(fù)荷分配問題，而且不涉及電鍋爐。

另外，靈活性改造后的熱電廠多數(shù)要參與輔助服務(wù)市場交易，在進(jìn)行運(yùn)行組合模式?jīng)Q策時(shí)，不能再單純以供能煤耗最小作為優(yōu)化目標(biāo)，而應(yīng)以考慮輔助服務(wù)補(bǔ)貼后的供能成本最低作為優(yōu)化目標(biāo)。

為此，本文研究東北輔助服務(wù)市場廠級(jí)AGC調(diào)度控制模式下，含電鍋爐熱電廠多運(yùn)行組合模式優(yōu)化決策，將新增的電鍋爐納入優(yōu)化對象中，在綜合考慮各機(jī)組運(yùn)行特性、不同供熱方式能耗和輔助服務(wù)補(bǔ)貼的基礎(chǔ)上，通過建模和仿真計(jì)算確定不同電熱負(fù)荷下熱電廠運(yùn)行組合模式的優(yōu)化決策規(guī)則。

1 含電鍋爐熱電廠運(yùn)行特性

1.1 熱電廠熱力系統(tǒng)概況

本文所選熱電聯(lián)產(chǎn)（CHP）電廠配置了2臺(tái)300 MW供熱機(jī)組和4臺(tái)電鍋爐（4×40 MW），其中1臺(tái)機(jī)組供熱季采用更換轉(zhuǎn)子的方式進(jìn)行高背壓方式運(yùn)行；另1臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了低壓缸切缸改造，在供熱季可根據(jù)電、熱負(fù)荷關(guān)系進(jìn)行抽汽供熱和切缸供熱2種模式的切換。整個(gè)熱電廠的熱力系統(tǒng)如圖1所示。圖1中HP、IP、LP分別為高壓缸、中壓缸、低壓缸；低加、高加分別為低壓加熱器、高壓加熱器。

在供熱季節(jié)，廠級(jí)AGC模式下熱電廠可以根據(jù)電、熱負(fù)荷的大小和比例關(guān)系，采用最佳的運(yùn)行組合模式。在2臺(tái)機(jī)組都運(yùn)行的情況下，可選擇的運(yùn)行組合模式有4種，分別是：高背壓+抽汽供熱（HBP+EH）、高背壓+低壓缸切缸（HBP+LPCC）、高背壓+抽汽供熱+電鍋爐（HBP+EH+EB）、高背壓+低壓缸切缸+電鍋爐（HBP+LPCC+EB）。

1.2 熱電廠設(shè)備電熱特性

利用Ebsilon軟件仿真獲得熱電廠內(nèi)機(jī)組和電鍋爐不同工作模式下的電熱特性，可表示為：

式中：Pel為機(jī)組或電鍋爐的電功率，MW；Qh為機(jī)組或電鍋爐的供熱功率，MW；α、β均為機(jī)組或電鍋爐電熱特性系數(shù)。

不同運(yùn)行模式下系數(shù)α和β的取值見表1。

表1 機(jī)組電熱特性方程系數(shù) Tab.1 Coefficients of units’ electrical and thermal characteristics equation

電鍋爐的投運(yùn)既可以提高機(jī)組的供熱能力，又可以提高機(jī)組的下調(diào)峰能力。圖2分別給出了高背壓運(yùn)行機(jī)組、抽汽供熱機(jī)組、低壓缸切缸運(yùn)行機(jī)組與電鍋爐耦合時(shí)的電熱出力特性。圖2a)中CBEF為高背壓機(jī)組耦合電鍋爐后整體電、熱出力邊界。從邊界點(diǎn)B和E的坐標(biāo)可以看出，高背壓運(yùn)行機(jī)組耦合電鍋爐后最大供熱能力從430 MW增加到574 MW，同時(shí)上網(wǎng)電功率可以從253 MW降至93 MW。

圖2b)中ABB1C1D1D為機(jī)組抽汽供熱模式下耦合電鍋爐后整體電、熱出力邊界。從邊界點(diǎn)B和B1的坐標(biāo)可以看出，抽汽供熱運(yùn)行機(jī)組耦合電鍋爐后最大供熱能力從373 MW增加到517 MW，同時(shí)上網(wǎng)電功率可從233 MW降低至73 MW。圖2c)中B2B3C3C2為抽凝機(jī)組切缸運(yùn)行模式下耦合電鍋爐后整體電、熱出力邊界。從邊界點(diǎn)B2和B3的坐標(biāo)可以看出，切缸供熱運(yùn)行機(jī)組耦合電鍋爐后，最大供熱能力從480 MW增加到624 MW，同時(shí)上網(wǎng)電功率可以從209 MW降低至40 MW。因此，3種運(yùn)行模式與電鍋爐耦合都可以大大提高熱電廠的供熱能力。其中，低壓缸切缸耦合電鍋爐運(yùn)行模式下，機(jī)組的供熱能力最大，可以達(dá)到624 MW。

1.3 熱電廠全廠電熱特性

不同運(yùn)行組合模式下，全廠的電熱特性如圖3所示。圖3a)中，ABCDEF為HBP+EH模式下全廠電、熱出力邊界；圖3b)中，A1B1B2A2為HBP+LPCC模式下的全廠電、熱出力邊界；圖3c)中，ABCDEFGH為HBP+EH+EB模式下全廠電、熱出力邊界；圖3d)中，ABCDEF為HBP+LPCC+EB模式下全廠電、熱出力邊界?？梢钥闯?，通過采用低壓缸切缸和耦合 電鍋爐技術(shù)可以使全廠供熱能力大約提升100~ 200 MW，其中HBP+LPCC+EB運(yùn)行模式下，最大供熱能力可以達(dá)到1 054 MW，比HBP+EH運(yùn)行模式提升251 MW。

從圖3c)和圖3d)可以看出，耦合電鍋爐后，在相同全廠熱負(fù)荷下，全廠上網(wǎng)電功率有不同程度的下降，因而降低了全廠下調(diào)峰下限，HBP+EH+EB運(yùn)行組合模式（全廠熱負(fù)荷250~350 MW）和HBP+ LPCC+EB運(yùn)行組合模式（全廠熱負(fù)荷360~550 MW）可以分別實(shí)現(xiàn)全廠零上網(wǎng)電量；HBP+LPCC運(yùn)行模式下，全廠電出力調(diào)節(jié)范圍太小，因此不推薦熱電廠長時(shí)間工作在此運(yùn)行組合模式下。

1.4 熱電廠機(jī)組煤耗特性

高背壓機(jī)組和抽汽供熱切缸運(yùn)行模式機(jī)組有相似的電熱特性，二者的電、熱負(fù)荷間都有固定的比例關(guān)系。由供電煤耗量和供熱煤耗量決定的機(jī)組煤耗量特性可以由式(2)計(jì)算；抽汽供熱機(jī)組煤耗量特性可以由式(3)計(jì)算：

式中：BHBP/LPCC為高背壓或切缸模式煤耗量，t/h；BCHP為抽汽供熱模式煤耗量，t/h；Pe為機(jī)組的供電功率，MW；Qh為機(jī)組的抽汽供熱功率，MW；cv為電熱系數(shù)；a為煤耗量系數(shù)，kg/(MW2·h)；b為煤耗量系數(shù)，kg/(MW·h)；c亦為煤耗量系數(shù)，kg/h。

式(2)和式(3)中的煤耗量系數(shù)a、b、c可利用現(xiàn)場運(yùn)行歷史數(shù)據(jù)擬合得到。具體值見表2。

表2 機(jī)組煤耗量系數(shù)值 Tab.2 Coefficients of unit coal consumption

2 電廠運(yùn)行組合模式優(yōu)化決策模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

目前，多數(shù)熱電廠在不同的全廠電、熱負(fù)荷下對機(jī)組運(yùn)行組合模式的決策主要根據(jù)經(jīng)驗(yàn)確定，因而很難達(dá)到最優(yōu)的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性。本文建立考慮調(diào)峰輔助服務(wù)市場下以供能成本為目標(biāo)函數(shù)的負(fù)荷優(yōu)化分配模型，通過模型求解，獲得幾種代表性全廠熱負(fù)荷下，不同機(jī)組運(yùn)行組合模式在其可調(diào)電負(fù)荷范圍內(nèi)的供能成本（最優(yōu)負(fù)荷分配下），根據(jù)供能成本的高低并結(jié)合機(jī)組運(yùn)行安全性，確定在某一電熱負(fù)荷區(qū)間應(yīng)該采用的最佳機(jī)組運(yùn)行組合模式。

以供能成本最小為目標(biāo)的優(yōu)化決策模型目標(biāo)函數(shù)為：

式中：ΔWin1(t)為第t時(shí)段熱電廠參與調(diào)峰輔助服務(wù)的補(bǔ)貼；ΔWin2(t)為第t時(shí)段熱電廠未參與調(diào)峰輔助服務(wù)的分?jǐn)傎M(fèi)用；B(t)為t時(shí)段內(nèi)全廠耗煤量，t/h；ccoal(t)為t時(shí)段煤價(jià)，取800元/t；k為燃煤成本占熱電廠發(fā)電、供熱成本比例的倒數(shù)，取1.146[15]。

第t時(shí)段深度調(diào)峰補(bǔ)償和分?jǐn)傎M(fèi)用計(jì)算為：

式中：λ1、λ2、λ3分別為第t時(shí)段第1、2檔調(diào)峰價(jià)和分?jǐn)傠娏康膽土P價(jià)格；L為熱電廠的電上網(wǎng)負(fù)荷率，L=Pnet/CCHP,e；CCHP,e為熱電機(jī)組的裝機(jī)容量；Pnet為扣除電鍋爐下調(diào)峰容量后的上網(wǎng)功率。

以供能煤耗量最小為目標(biāo)的優(yōu)化決策模型目標(biāo)函數(shù)為：

式中：Bi為機(jī)組i在第t時(shí)段的煤耗量，t/h；Pnet(t)為全廠在t時(shí)刻的全廠凈上網(wǎng)功率，MW；Qh(t)為全廠在t時(shí)刻的熱功率，MW；Pei(t)為機(jī)組i在t時(shí)刻的供電功率，MW；Qhi(t)為機(jī)組i在t時(shí)刻的熱功率，MW。

2.2 約束條件

1）電力平衡約束

式中：Pnet(t)為t時(shí)刻全廠凈上網(wǎng)功率，MW；Pei(t)為t時(shí)刻機(jī)組i供電功率，MW；Peb(t)為t時(shí)刻電鍋爐功率，MW。

2）熱力平衡約束

式中：Qhi(t)為t時(shí)刻機(jī)組i供熱功率，MW；Qeb(t)為t時(shí)刻電鍋爐承擔(dān)的熱負(fù)荷，MW。

3）機(jī)組電熱出力上下限約束

式中：Pei,min(t)為機(jī)組i的電功率下限，MW；Pei,max(t)為機(jī)組i的電功率上限，MW；Qhi,min(t)為機(jī)組i的熱功率下限，MW；Qhi,max(t)為機(jī)組i的熱功率上限，MW。

4）機(jī)組變負(fù)荷速率上下限約束

式中：vi為機(jī)組i的負(fù)荷變化率，MW/min；vi,max為機(jī)組i的負(fù)荷變化率安全上限，MW/min；vi,min為機(jī)組i的負(fù)荷變化率安全下限，MW/min；ΔPei為t時(shí)刻機(jī)組i分配的負(fù)荷變化量，MW；τ為 變負(fù)荷時(shí)間上限，min。

5）機(jī)組間負(fù)荷率偏差約束

式中：ΔLmax為機(jī)組間允許的最大負(fù)荷率偏差，本文取30%。

本文建立的機(jī)組靈活性運(yùn)行組合模式?jīng)Q策模型是一個(gè)非線性規(guī)劃模型，將使用MATLAB軟件編制程序并調(diào)用非線性規(guī)劃函數(shù)進(jìn)行求解。

3 含電鍋爐熱電廠運(yùn)行組合模式優(yōu)化決策結(jié)果與討論

以1.1節(jié)的熱電廠為例開展熱電廠運(yùn)行組合模式優(yōu)化決策的仿真研究。考慮到國內(nèi)存在有無深度調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)貼2種應(yīng)用場景，分別進(jìn)行以單位時(shí)段（15 min）供能成本最低（考慮輔助服務(wù)補(bǔ)貼）和供能煤耗量最小為目標(biāo)的優(yōu)化計(jì)算。

3.1 以全廠供能成本最低為目標(biāo)的優(yōu)化結(jié)果

根據(jù)熱電廠電、熱負(fù)荷出力范圍，仿真計(jì)算300、400、500、600、700、800 MW 6個(gè)典型全廠熱負(fù)荷下，4種運(yùn)行組合模式（HBP+EH+EB、HBP+ LPCC+EB、HBP+EH、HBP+LPCC）針對不同全廠上網(wǎng)電功率在各自最優(yōu)全廠機(jī)組電、熱負(fù)荷分配下的供能成本，結(jié)果如圖4所示。

由圖4a)可見，全廠熱負(fù)荷較低（300 MW）時(shí)，只有2種機(jī)組運(yùn)行組合模式可以滿足全廠電、熱負(fù) 荷要求。在較低全廠電負(fù)荷下采用HBP+EH+EB組合模式，在較高全廠電負(fù)荷下采用HBP+EH組合模式，切換電負(fù)荷在250 MW左右。

由圖4b)可見，全廠熱負(fù)荷400 MW時(shí)，在較低電負(fù)荷下可以采用HBP+EH+EB或HBP+LPCC+ EB運(yùn)行組合模式，但后者供能成本更低。HBP+EH到HBP+LPCC+EB運(yùn)行組合模式的切換電負(fù)荷在200 MW左右。

由圖4c)—圖4e)可見，在中、高的全廠熱負(fù)荷下，4種運(yùn)行組合模式都可在相應(yīng)的全廠電負(fù)荷下選用，選擇原則是供能成本低且運(yùn)行操作簡單。

由圖4f)可見，高的全廠熱負(fù)荷下，必須投入電熱泵運(yùn)行；HBP+EH+EB和HBP+LPCC+EB運(yùn)行組合模式的切換電負(fù)荷大約在400 MW。

3.2 以全廠供能煤耗量最小為目標(biāo)的優(yōu)化結(jié)果

根據(jù)熱電廠電、熱負(fù)荷出力范圍，仿真計(jì)算300、400、500、600、700、800 MW 6個(gè)典型全廠熱負(fù)荷下，4種運(yùn)行組合模式（HBP+EH+EB、HBP+LPCC+EB、HBP+EH、HBP+LPCC）在不同全廠上網(wǎng)電功率時(shí)在各自最優(yōu)全廠機(jī)組電熱負(fù)荷分配下的煤耗量，結(jié)果如圖5所示。由圖5可以看出，采用煤耗量最小為優(yōu)化目標(biāo)得到的最優(yōu)運(yùn)行組合模式?jīng)Q策規(guī)律與用供能成本最小為優(yōu)化目標(biāo)得到的最優(yōu)運(yùn)行組合模式?jīng)Q策規(guī)律基本一致。

3.3 含電鍋爐熱電廠運(yùn)行組合模式?jīng)Q策規(guī)則

根據(jù)圖4的仿真計(jì)算結(jié)果，可以看到不同全廠熱功率（300、400、500、600、700、800 MW）下，4種運(yùn)行組合模式（對應(yīng)最優(yōu)廠級(jí)負(fù)荷分配）在不同全廠上網(wǎng)功率對應(yīng)的供能成本。按照供能成本最低原則，并且考慮盡量減少運(yùn)行操作，得到不同全廠電、熱負(fù)荷下熱電廠最優(yōu)運(yùn)行組合模式。如果按照圖5仿真計(jì)算結(jié)果，以供能煤耗最低為原則，也可以得到相同的結(jié)論。為了方便指導(dǎo)現(xiàn)場運(yùn)行組合模式的決策，繪制出熱電廠多運(yùn)行組合模式?jīng)Q策規(guī)則，結(jié)果如圖6所示。

4 結(jié) 論

1）熱電廠通過采用低壓缸切缸和耦合電鍋爐技術(shù)可以使全廠供熱能力大大提升，以本文熱電廠為例，采用HBP+LPCC+EB運(yùn)行組合模式，全廠最大供熱能力可以達(dá)到1 054 MW，比HBP+EH運(yùn)行組合模式的最大供熱能力提升251 MW。

2）熱電廠配置電鍋爐可以大大降低全廠調(diào)峰下限，在一定熱負(fù)荷范圍內(nèi)，可以實(shí)現(xiàn)零上網(wǎng)電量。HBP+LPCC運(yùn)行模式下，全廠電出力調(diào)節(jié)范圍小，因此不推薦熱電廠長時(shí)間工作在此運(yùn)行組合模式。

3）分別采用考慮輔助服務(wù)補(bǔ)貼后的供能成本和供能煤耗為目標(biāo)函數(shù)建立優(yōu)化模型，優(yōu)化計(jì)算得到的機(jī)組靈活運(yùn)行組合模式?jīng)Q策規(guī)則一致。