電熱能源集成系統(tǒng)日前優(yōu)化調度的二階段策略

劉健松，魏立明， 袁紅斌， 司永利

( 1. 吉林建筑大學 電氣與計算機學院，長春130011；2. 國網吉林省電力有限公司白城供電公司，吉林 白城137000)

0 引 言

隨著世界各國長期以來對傳統(tǒng)化石能源的大規(guī)模使用，世界環(huán)境問題的日益嚴峻和化石能源逐漸枯竭，而以風電為代表的清潔能源逐漸在世界各國快速發(fā)展，尤其風電在我國的發(fā)展規(guī)模一次又一次突破，已經成為我國第三大主力電源[1]。但是，在“三北”地區(qū)冬季供暖期間卻出現大規(guī)模的棄風現象，因為“三北”地區(qū)的電源結構不算合理，具備靈活調節(jié)能力的電源占比顯然不足，存在調峰困難。同時冬季供暖期間持續(xù)時間較長，室外的平均溫度較低，采暖熱負荷水平較高，熱電聯產機組(combined heat and power，CHP)總量大、占比高，同時需要優(yōu)先保障采暖熱負荷需求，CHP機組采用“以熱定電”運行模式會使其電功率輸出受到機組采暖熱負荷的限制，風電的上網空間會受到極大限制[2]。

由于風電出力的隨機性、波動性和反調峰特性，會造成風電出力不能隨意調度和調控，增加調度計劃的難度。由于電負荷預測曲線和風電的功率預測曲線呈相反趨勢，且現有的預測方法對預測風電功率會產生誤差，造成在冬季供暖期的夜間，風電正處于高出力水平，而采暖熱負荷需求高且電負荷需求低。為保證供暖需求，CHP機組會增加出力，當機組的調節(jié)范圍達到極限時，無法為風電提供上網空間，給系統(tǒng)的運行和控制帶來了巨大的挑戰(zhàn)[3]。

針對“三北”地區(qū)的電源結構特性，為了讓風電有足夠的上網空間，保證系統(tǒng)的最優(yōu)經濟性，電熱集成系統(tǒng)的優(yōu)化調度問題是系統(tǒng)運行中最重要的優(yōu)化問題，許多學者對此進行了廣泛研究。文獻[4]提出了關于熱電聯產機組的經典經濟調度模型。文獻[5]綜合考慮棄風成本和電動汽車調度成本等，針對區(qū)域電熱集成系統(tǒng)提出了一種日前經濟調度模型。文獻[6]提出以電熱集成系統(tǒng)的運行成本為最小優(yōu)化目標的一種整體優(yōu)化調度方法，但文中忽略了集中供熱管網和采暖建筑物的熱慣性?？紤]到電傳輸、熱傳輸損耗和網絡傳輸約束，文獻[7]提出排隊競爭算法。文獻[8-9]提出了一種基于時變加速的粒子群優(yōu)化算法，來處理熱電聯產機組的多目標優(yōu)化問題。在定義熱傳輸損耗系數后，文獻[10-11]提出了一種基于分布式神經動力學優(yōu)化的方法來解決電熱集成系統(tǒng)的經濟調度問題，但尚未建立功率和熱傳輸損失模型，文中只是將兩者在一定程度上視為常量。目前考慮到集中供熱管網熱慣性是相對新穎并且復雜的經濟調度問題。綜上所述，文中借鑒國內外研究學者的工作成果，在他們的研究基礎上繼續(xù)挖掘電熱集成系統(tǒng)的調峰能力和優(yōu)化調度策略。

目前研究工作中對電熱集成系統(tǒng)中優(yōu)化調度問題的求解方面涉及不多，并且通?？梢员硎緸榧s束優(yōu)化問題?，F有的經濟調度優(yōu)化算法主要有迭代式優(yōu)化方法、牛頓法、線性規(guī)劃法[12]。

為了提高熱電聯產機組參與系統(tǒng)的調峰能力，為風電上網提供更大的空間，建立最小供熱負荷模型。合理分配熱電聯產機組的供熱負荷，來滿足供熱區(qū)域的熱用戶處于適宜溫度的最小供熱量，研究電熱能源集成系統(tǒng)日前優(yōu)化調度的二階段策略，優(yōu)化結果將作為供熱計劃提供給機組的傳統(tǒng)運行模式。

1 影響電熱系統(tǒng)集成的機制因素分析

1.1 電價因素

1.1.1 常規(guī)火電機組

通過系統(tǒng)中電負荷的變化情況，利用低谷、平段、高峰等多個時段來平分24 h，以此來提高電網中資源的利用效率。

(1)

1.1.2 熱電聯產機組

熱電聯產機組發(fā)電功率Pe和供熱功率Ph間的耦合關系，如圖1所示。

圖1 熱電機組電熱特性

在考慮分時電價原則后，需要保證熱電聯產機組的發(fā)電總價最高。

(2)

1.1.3 風電

風電的收益僅與電價因素有關：

(3)

1.2 調峰補償因素

1.2.1 常規(guī)火電機組

根據國家相關規(guī)定，為了減少常規(guī)火電機組提供深度調峰時的電量損失，電網將對這一部分進行補償。

(4)

式中：C2為調峰補償增量；Γ為深度調峰總時段；φ′為調峰補償電價；mt為t時段常規(guī)火電機組的額外損耗費用。

1.2.2 熱電聯產機組

熱電聯產機組的調峰補償增量主要由調峰時段發(fā)電減少量的補償、調峰時段供熱熱量的減少量的補償及調度周期對供熱系統(tǒng)提供供熱量不足造成的賠償三部分組成。

(5)

1.3 煤耗量成本因素

1.3.1 常規(guī)火電機組

常規(guī)火電機組的煤耗量成本也影響機組的經濟收益。

(6)

同時，常規(guī)火電機組在參與系統(tǒng)調峰時，得到新的調度計劃后，其收益增量C應為

C=max(C1+C2-C3)

(7)

該文建立的調度模型實質屬于電力經濟調度范疇，常規(guī)火電機組僅涉及常規(guī)調峰階段，故常規(guī)火電機組收益增量變?yōu)?/p>

C′=max(C1-C3)

(8)

1.3.2 熱電聯產機組

熱電聯產機組的煤耗量成本也影響機組的經濟收益。

(9)

同樣，熱電聯產機組在參與系統(tǒng)調峰時，得到新的調度計劃后，其收益增量C″應為

(10)

2 建筑物蓄熱特性分析

現將某一供熱區(qū)域等效成采暖建筑物，因此供熱區(qū)域的熱量平衡如圖2所示。其中熱源通過介質利用二級管網對采暖建筑物進行供熱，以此控制采暖建筑物的室內溫度，但是所提供熱量會有部分被采暖建筑物內空氣和物品等吸收，還有一部分會通過建筑物的圍護結構對外進行散熱。

圖2 建筑物供熱系統(tǒng)示意圖

傳熱介質的傳輸時間可以忽略，采暖建筑物室內熱平衡方程可表示為

(11)

熱源提供給采暖建筑物的熱量主要取決于二級管網的供水溫度和回水溫度，當考慮熱量傳輸過程的損失時，二級管網的傳熱方程為

(12)

室內外溫度會影響采暖建筑物的散熱量，采暖建筑物的圍護結構散熱方程為

(13)

因此，通過利用建筑物的室內溫度與機組的出力之間關系，在調峰出現困難時，僅需下調機組熱出力，就可以增加深度調峰的空間。

3 日前優(yōu)化調度的二階段策略

3.1 深度調峰時段的最小供熱負荷計算

當系統(tǒng)出現調峰困難時，熱電聯產機組需進行深度調峰，設深度調峰連續(xù)時段集合為Γ。通過采暖建筑物的蓄熱特性可以減少CHP機組在深度調峰時段的熱負荷，因此提出最小供熱負荷模型，用以計算在深度調峰時段熱負荷需求：

(14)

(15)

3.2 熱負荷優(yōu)化分配模型

由于CHP機組受到“以熱定電”運行方式限制，首先需滿足采暖用戶的熱負荷來確定機組的熱出力，以熱出力為基準確定機組的電出力靈活性調節(jié)空間，并以此確定風電上網空間。

因此當供熱區(qū)域的熱源為多臺CHP機組聯合供熱時，需要對CHP機組的熱負荷進行優(yōu)化分配。其優(yōu)化分配模型的目標函數和約束條件如下：

(16)

(17)

4 算例分析

4.1 算例描述

以一個含有10臺常規(guī)火電機組、3臺CHP機組和一個風電機組的電熱能源集成系統(tǒng)為例，分析各機組參與系統(tǒng)調峰的情況。其中常規(guī)火電機組參數和CHP機組參數分別參考文獻[8]和文獻[9]，風電機組的容量上限為200 MW。同時將某一日劃分為高峰時段、平時段及低谷時段，高峰的電價0.91元/(kW·h)，對應時段為9∶00～11∶00和19∶00～23∶00；平時段的電價0.63元/(kW·h)，對應時段為7∶00～8∶00和12∶00～18∶00；低谷時段的電價0.38元/(kW·h)，對應時段為24∶00～6∶00。

現依靠CHP機組利用采暖建筑物在室溫為19.3 ℃下，利用其蓄熱特性接納風電，同時將此運行方式與CHP機組的傳統(tǒng)運行模式進行對比。

4.2 結果分析

首先系統(tǒng)中CHP機組在傳統(tǒng)的運行方式下，通過式(14)建立的最小供熱負荷模型可得出符合采暖建筑物室內標準室溫時的最小供熱量。通過式(16)建立的熱負荷分配模型，使CHP機組的熱出力合理化，最后確定最終發(fā)電計劃。

如圖3所示為CHP機組在傳統(tǒng)運行方式下，風電的并網功率，同時可以得到各機組出力計劃。當得到常規(guī)火電機組的出力計劃和啟停狀態(tài)后，通過利用采暖建筑物的蓄熱特性來調節(jié)CHP機組的電出力空間，為風電上網提供空間。此時，通過CHP機組對系統(tǒng)調峰的響應來分析調度策略的可行性。

圖3 “以熱定電”模式風電功率圖

4.2.1 電價因素

在一個調度周期內，CHP機組在傳統(tǒng)運行方式下與利用采暖建筑物蓄熱特性調整后各機組的發(fā)電量對比情況如表1所示。

表1 調度計劃調整前后發(fā)電量對比

通過表1可以得出：在利用采暖建筑物的蓄熱特性后，可以明顯降低CHP機組的電出力，以此提高系統(tǒng)消納風電的空間，其中機組1的電出力變化較為明顯，為主要調峰機組。

在一個調度周期內，CHP機組在傳統(tǒng)運行方式下與利用采暖建筑物蓄熱特性調整后各機組的發(fā)電總價對比情況如表2所示。

表2 調度計劃調整前后發(fā)電總價對比

通過表2可以得出：利用采暖建筑物的蓄熱特性后，CHP機組1-2的發(fā)電總價發(fā)生減少，但CHP機組3的發(fā)電總價卻升高。因此，從發(fā)電總價的角度來說，CHP機組1-2參加系統(tǒng)調峰時處于被動。

4.2.2 調峰補償

根據相關規(guī)則，對于深度調峰的機組來說，電補償和熱補償分別為50元/MW和87元/GJ，而對于熱量賠償來說，熱電廠對采暖用戶賠償為30元/GJ(表3)。

表3 調峰瓶頸時段熱電機組調峰補償

通過表3可以得出：CHP機組1-3都獲得了一定程度的電熱補償。但通過在調峰困難時期，利用建筑物的蓄熱特性，來下調CHP機組的熱出力，會導致在整個調度計劃中的熱出力都會發(fā)生改變。并且最后僅CHP機組1的熱出力符合要求，同時作為調峰重要機組，獲得的補償費用以及總補償最大。

4.2.3 煤耗量

一個調度周期內的煤耗量對比情況如表4所示。

表4 調度計劃調整前后煤耗量對比

由表4可以得出：利用采暖建筑物的蓄熱特性后，參與系統(tǒng)調峰的CHP機組煤耗量降低，同時節(jié)約了96.8 t煤。當設標準煤480元/t，則CHP機組調整前后的費用如表5所示。

表5 調度計劃調整前后熱電機組利潤對比

通過表5可知，在系統(tǒng)處于傳統(tǒng)運行方式及利用采暖建筑物的蓄熱特性時，CHP機組均有收益,但不同CHP機組調整前后的收益卻不同。當利用采暖建筑物的蓄熱特性時，僅CHP機組1會對系統(tǒng)調峰發(fā)生響應。將CHP機組1-3看作一個整體，則調度計劃調整后會多收益2.89萬元。

5 結 語

提出日前調度的二階段策略，從電價因素、調峰補償因素和機組煤耗量三部分來研究電熱能源集成系統(tǒng)的風電消納能力。考慮采暖建筑物的蓄熱特性會使系統(tǒng)的風電消納空間增大，同時在調度計劃調整后會降低系統(tǒng)的運行成本，通過對調度計劃調整前后各項數據對比分析，最終驗證了各機組對系統(tǒng)調峰的響應因素為電價因素、調峰補償因素和機組煤耗量三個因素。