大規模火電靈活性改造背景下電-熱能源集成系統優化調度

徐姍姍，郭通，王月，李永剛

(1.華北電力大學電力工程系，河北省保定市 071003；2.國網河北省電力有限公司雄安新區供電公司，河北省雄安新區 071700)

0 引 言

大規模多變性可再生能源(variable renewable energy，VRE)并網所帶來的靈活性問題是關乎電力系統低碳轉型成敗的關鍵因素之一[1-3]。為了增強電力系統靈活性，國家發展改革委、國家能源局先后確定了2批共22個火電靈活性改造示范試點項目，并大規模推廣電廠實施靈活性改造[4]。

實施靈活性改造可以提高機組的爬坡速率、縮短啟機時間、減小最小負荷，增加VRE的消納空間。但是，靈活性改造內容涉及較廣，機組之間存在不同的技術瓶頸，且改造后會增加機組的運行復雜性和運營成本[5]。因此，在大規模靈活性改造背景下，如何對采取差異化改造技術的不同機組進行建模，以及如何完善和優化改造后火電機組的經濟運行及調度是亟待解決的問題。

對于純凝機組而言，解決鍋爐側低負荷穩燃及排放問題是目前改造工作的重點[6]。雖然，不同純凝機組的改造內容存在差異，但不同方案的改造效果是一致的，即減小機組最小技術出力，增強調峰能力。文獻[7-8]量化分析了改造后深度調峰階段的能耗成本，構建了基于火電機組多階段調峰的優化調度模型，并對深度調峰的效益進行了分析。在此基礎上，文獻[9-11]分別對考慮補償、需求響應和市場機制等問題進行了補充。但是上述研究都僅考慮了電系統，沒有討論供暖季節電熱耦合運行問題。在供暖期，我國“三北”地區存在著嚴重的“風熱沖突”問題，棄風現象嚴重。電-熱系統的解耦運行是靈活性改造的另一個重點。

對于電-熱集成系統而言，實現“熱電解耦”目前主要存在2類改造技術。一類技術是配置熱泵(heat pump, HP)、電鍋爐(electric boiler, EB)和蓄熱罐(heat accumulator, HA)等靈活性設施[12-17]。文獻[18]在構建了熱電聯產(combined heat and power, CHP)機組和上述靈活性設施模型的基礎上，分別考慮了傳熱過程、備用策略和容量配置等相關問題，并認為這類技術能夠顯著增強電熱系統的靈活性，促進VRE消納。另一類技術則是對CHP機組本體進行改造，主要涉及汽輪機本體、凝機器和循環水等相關子系統[3,5]。這類技術并沒有實現真正意義上的“熱電解耦”，其目的是保證供熱的同時，有效降低電功率，增加VRE的消納空間[19]。針對不同類型CHP機組的運行建模，通常采用線性能耗成本函數，文獻[20-21]基于頂點凸組合法，建立了CHP機組的運行模型。但是，上述文獻僅考慮了CHP機組的單模式運行問題，忽略了CHP改造后多模式運行問題。

鑒于上述分析，現有文獻的研究存在如下2點問題：

1)靈活性改造主要涉及電和熱2個能量維度，現有研究大多僅考慮了單一維度或某種改造技術，缺乏全面考慮不同改造技術的適用性、互補性及協調配合能力。

2)火電機組改造的技術路線眾多，采用不同技術改造后，機組運行的數學模型存在差異，缺少一種建模方法對采用不同改造技術的機組復雜運行問題進行統一建模。

綜上所述，本文提出一種考慮差異化改造技術的電熱集成系統協同優化調度方法。首先，對純凝和CHP機組的靈活性改造重點、效果和相關技術進行分析，并對CHP機組多種改造技術進行對比；其次，在考慮純凝機組多階段調峰、CHP機組多模式運行的基礎上，引入頂點凸組合法對火電機組采用多重改造技術后的雙能量維度的運行問題進行統一建模；最后，將機組運行模型內嵌入電熱集成系統優化調度模型中，并對所提模型進行算例分析和相關研究，證明本文所提方法的合理性和有效性。

1 火電機組靈活性改造

火電機組的靈活性改造涉及控制和通信系統、燃料供應系統、鍋爐、蒸汽輪機系統等多個子系統。純凝機組和CHP機組的改造重點、效果和相關技術都存在差異。

1.1 純凝機組改造

針對純凝機組的靈活性改造，一般需要解決鍋爐系統兩方面的問題：一方面，鍋爐的最低負荷取決于其燃燒穩定性。低負荷時火焰穩定性差，容易發生滅火事故，降低了機組運行安全性。主要改造技術包括富氧燃燒、煤粉分離器改造等技術[5-6]。另一方面，節能及環保指標是制約鍋爐低負荷運行的關鍵因素。因此，必須要考慮低負荷運行時脫硝[22]、除塵器和脫硫等系統的正常投運以及因低負荷脫硝投用可能造成的空預器低溫腐蝕、空預器堵塞等問題的相關技術措施。

由于改造技術種類之多，機組具體改造手段對研究純凝機組調峰過程不夠直接。為對純凝機組靈活性改造進行統一建模，將改造后的純凝機組調峰過程分為基本調峰(regular peak regulation, RPR)、不投油深度調峰(deep peak regulation without oil, DPR)和投油深度調峰(deep peak regulation with oil, DPRO)三階段的調峰方式[8]。

RPR階段主要考慮機組煤耗。隨著調峰深度增加，DPR階段，機組頻繁地變負荷運行，汽輪機轉子由于溫度變化使表面產生交變應力導致低頻疲勞損耗，可能造成機組壽命損耗。由于目前汽輪機轉子壽命計算十分復雜，本文參考文獻[8]中變負荷調峰下機組壽命損耗成本可粗略地得到機組壽命損耗成本。因此，DPR階段主要考慮機組煤耗以及壽命損耗問題。DPRO階段，機組進行深度調峰，鍋爐燃燒穩定性是不可忽視的問題，在此階段往往會進行投油操作以保證鍋爐安全穩定運行。在DPRO階段考慮機組煤耗、壽命損耗以及投油成本。則機組改造后多階段調峰成本為：

(1)

式中：C(g)為機組調峰成本；C1(g)為機組煤耗成本；C2(g)為機組壽命損耗成本；C3(g)為機組油耗成本。

1.2 CHP機組改造

CHP機組改造思路分為電熱運行區間擴展[23]和機組運行模式擴展2種。電熱運行區間擴展改造主要有高背壓技術[24-26]、光軸改造技術[27]以及增設靈活性輔助設備(EB、HA等)[28]等技術；機組運行模式擴展路線中最為典型的技術為切缸改造。CHP機組的靈活性改造較少涉及鍋爐低負荷運行問題，重點在圍繞保障供熱的同時提高調峰能力，增加VRE的發電空間。CHP機組改造技術對比如表1所示

表1 CHP機組改造技術對比

從表1中可以看出，雖然切缸改造技術處于推廣階段，但較其他技術相比，該技術的最大優點為：不用開缸更換低壓缸轉子，投資和改動都較小。切缸改造的原理如圖1所示。

圖1 CHP機組切缸改造示意圖

通過中低壓缸連通管新加裝的全密封、零泄漏的液壓蝶閥啟閉動作實現低壓缸進汽與不進汽的靈活切換，同時加裝一個冷卻蒸汽旁路控制系統，保證了低壓缸在高真空條件下的安全“空轉”長期運行。

與采用其他技術改造后僅能運行在背壓模式下相比，采用切缸改造技術后，CHP機組能夠在抽汽和背壓2種模式下不停機靈活切換，運行方式更為復雜。

2 基于頂點凸組合法的火電機組運行建模

機組的角色定位以及運行方式在靈活性改造前后發生了重大轉變。鑒于火電機組靈活性改造的技術存在差異性和多樣性，本節基于頂點的凸組合法提出一種涉及純凝機組的多階段調峰和CHP機組多模式運行問題的統一建模方法。

2.1 頂點的凸組合

設K是凸集，X∈K，若X不能用不同的兩點X1∈K和X2∈K的線性組合表示為：

X=aX1+(1-a)X2,0

(2)

則稱X為K的一個頂點。

設X1,X2,…,Xk是n維歐式空間En中的k個點。若存在μ1,μ2,…,μk，且0≤μi≤1，i=1,2,…,k，使

(3)

則稱X為X1,X2,…,Xk的凸組合，若K是有界凸集，則任何一點X∈K均可表示為K的頂點的凸組合[29]。

2.2 純凝機組多階段調峰建模

對鍋爐側進行低負荷運行改造后，火電機組調峰過程呈現為1.1節所示的多階段性，非連續性的特征。火電機組全過程調峰能耗成本曲線如圖2所示。

圖2 火電機組多階段調峰

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

2.3 CHP機組多運行模式建模

CHP機組分為抽汽式和背壓式2種類型，文獻[30]采用頂點凸組合法對上述2類機組進行了建模，但只考慮了CHP的一種運行模式，沒有考慮機組的多模式運行問題。

切缸技術能夠實現抽汽模式(extracion mode，EM)與背壓模式(backpressure mode，BM)的靈活切換，使機組同時具備高背壓機組供熱能力大、抽汽凝氣式供熱機組運行靈活的特點，能夠在供熱量不變的條件下，可一定程度降低機組發電功率，實現深度調峰，其多運行模式如圖3所示。

圖3 CHP機組的多運行模式示意圖

(12)

(13)

(14)

需要說明的是，在非凸運行區間下，機組可化歸為各有凸性的調度子區間表示，對于各子區間內點相應成本的建模方法是相同的。當機組本體采用其他方式進行改造或不進行改造時，上述建模方法同樣適用。

3 電-熱集成系統優化調度模型

為增強電力系統的靈活性，促進VRE的消納，國家正在大力推廣火電機組的靈活性改造。一種技術路線是通過配置EB和HA等方式，實現供暖期的“熱電解耦”。另一種則是對機組鍋爐、汽輪機和循環水等本體子系統進行改造，實現供暖期或非供暖期深度調峰。基于此，為實現各類改造技術的協調優化運行，本節以最小化系統的運行成本為目標，考慮了電熱平衡、機組運行等相關約束構建電熱集成系統優化調度混合整數線性規劃模型。

3.1 目標函數

本文電-熱集成系統考慮儲能裝置來彌補火電機組爬坡過程中的能量偏差。不考慮風電運行成本，以系統總運行成本最小化為目標，其中包括純凝和CHP機組的能耗和啟停機成本，VRE和負荷的削減懲罰成本。

(15)

1)純凝和CHP機組的能耗成本。

火電機組的能耗成本如式(9)—(14)所示，電熱運行區間內任意工作點的能耗成本可由頂點能耗成本凸組合得到。

2)純凝和CHP機組的啟停機成本。

火電機組的啟機成本與停機nter時間有關，一般包括3種啟機狀態：熱啟動、溫啟動和冷啟動。

(16)

3)VRE和負荷削減懲罰成本。

為了實現VRE優先消納，保證模型有可行解，本文考慮了VRE和負荷的削減懲罰成本。

(17)

4)儲能充放電成本。

本文設置儲能來彌補火電機組爬坡過程中的能量偏差，并忽略儲能裝置對風電消納的影響。

(18)

3.2 約束條件

1)電功率平衡約束。

(19)

2)系統備用約束。

(20)

式中：φ和χ為系統的備用系數和VRE的置信系數；Pi,max為機組最大出力；ui,t為機組開關機變量。

3)區域熱平衡約束。

(21)

4)純凝和CHP機組的爬坡約束。

(1)純凝機組：

(22)

(2)CHP機組：

(23)

式中：ki為機組i發電功率關于供熱功率變化率，物理意義為在進氣量不變時，每抽取一單位的供熱功率時，發電功率的減少量。

5)電鍋爐運行約束。

(24)

(25)

(26)

6)儲熱罐運行約束。

(27)

(28)

7)VRE和負荷削減約束。

(29)

(30)

8)啟停機狀態約束。

(31)

(32)

(33)

9)機組運行約束。

純凝和CHP機組的電-熱運行區間如式(9)—(14)所示。機組啟停與運行模式選擇之間的邏輯關系為：

(34)

(35)

(36)

(37)

式(34)、(35)表示機組開機時可能處于不同的調峰階段或運行模式；式(36)、(37)表示機組開機時處于常規運行狀態。

10)純凝機組深度調峰模式運行限制。

雖然純凝機組能夠響應負荷需求實現深度調峰，但深度調峰工況復雜，且可靠性和安全性尚待長期現場運行驗證，因此，本文對機組深度調峰的持續時間進行了約束。

(38)

11)火電機組最小持續啟停機時間約束。

(39)

(40)

12)儲能能量約束。

(41)

Smin≤St≤Smax

(42)

13)儲能充放電約束。

(43)

(44)

4 算例分析

為了驗證模型的有效性，系統機組數據參考文獻[31]進行仿真分析。優化模型采用Matlab Gurobi 8.1.1解算器進行求解。

4.1 算例原始數據

本算例系統中共9臺火電機組，包含7臺抽汽式熱電聯產機組和2臺純凝火電機組，總裝機容量為2 939 MW，機組參數見文獻[32]。其中1—3號熱電聯產機組屬于發電集團A，對區域Ⅰ供熱；5—8號熱電機組屬于發電集團B，對區域Ⅱ供熱；4號、9號機組為純凝機組分別屬于發電集團A、B。2個集團均配置有容量為4 000 MW·h蓄熱罐和容量為500 MW的電鍋爐，電鍋爐電熱轉換效率為0.99。除以上火電機組外，2個發電集團分別擁有一處風電場，裝機容量分別為800 MW和600 MW，與上述火電機組共同承擔系統負荷。本文儲能系統容量配置采用文獻[33]中不考慮投資成本的配置方式。設熱電聯產機組低壓缸切除工況下，調峰能力可提高16%，機組供熱能力提高20%。純凝火電機組3個調峰階段基本指標為40%(RPR)、50%(DPR)、60%(DPRO)。

取棄風懲罰成本為3 500元/(MW·h)，并將棄風成本計入機組運行成本以量化衡量機組改造前后系統棄風量。設典型日內熱負荷保持不變，系統與其他電網無功率交換，調度時段為1 h，調度周期取24 h，各時段電、熱負荷及風電預測數據如圖4、5所示。

圖4 供熱期電、熱負荷及風電預測數據

圖5 非供熱期電負荷及風電預測數據

為了驗證本文所提模型的有效性，本文基于3種調度場景進行對比、分析不同運行模式下系統運行的經濟性及風電消納水平。

模式1：不考慮機組改造、不考慮儲能的電熱能源集成系統運行方式。

模式2：考慮CHP機組增設蓄熱、電鍋爐改造(以下稱為CHP增設EBHA改造)，其中電負荷需求由風電機組、火電機組及儲能滿足，熱負荷需求由CHP機組、電鍋爐和蓄熱罐設備提供。

模式3：綜合考慮改造技術、改造機組類型的大規模火電機組參與的調度方式(本文所提模型)。

4.2 仿真結果分析

3種模式的總運行成本、棄風成本如表2所示。

表2 3種模式下各項年成本對比

從表2中可以看出，相較于模式1、模式2，模式3綜合考慮了不同類型機組以及多改造技術，對降低系統總運行成本及棄風成本效果最為顯著。

供熱期內，與模式1相比，模式2減少棄風成本29.04%，總運行成本減少7.90%，但在非供熱期成本降低不明顯。雖然CHP機組增設EB、HA設備，可以擴展機組電熱調節區間范圍，使機組在滿足供熱需求的同時降低部分電出力，提供部分風電上網空間。當EB、HA達到功率上限時，隨著風電并網規模增大，若機組要保證當前的供熱水平，則難以通過降低出力來出讓風電上網空間。

3種調度模式下，CHP機組熱出力如圖6所示，同一臺機組的電熱出力如圖7所示。由圖6可知，在模式1調度方案下，機組熱功率最大，系統未計及機組改造和電儲能的影響，由于機組熱負荷較高，熱電機組的電出力受其熱出力制約無法降低，即使火電機組出力被降到最低，為了滿足供熱要求，會出現大量風電資源無法消納的情況，從而產生棄風。而模式2和模式3考慮了機組改造影響，機組靈活性的提升使得在滿足熱負荷需求下，機組降低電出力，從而消納風電。由此可以得出，相比于原始模型及僅考慮增設靈活性設備的優化模型，本文所提模型進一步降低了熱電機組的熱功率，為風電上網提供更大的空間。

圖6 全體熱電機組熱功率

圖7 3種模式下同一臺機組電、熱功率

圖7為1號機組在3種調度模式下的電、熱出力情況。由圖7可知，考慮機組改造的模式2和模式3中，機組電熱負荷下降情況相似，在1—3和5—8時段，機組出力保持較高水平。但在11—18時段，機組電、熱功率下降明顯。與模式2相比，模式3中9—12時段機組出力降低至57%Pmax水平，尤其在14—16時段，模式3中機組出力降至最小技術出力之下，而模式2此時段機組出力相比模式1雖明顯降低，但不能突破最小技術出力。這是由于模式2僅考慮了增設EB、HA設備，當出現棄風時EB啟動，當達到EB電功率上限狀態時HA放熱，降低機組供熱功率及強迫電功率，增加風電上網空間，但機組本體參數仍不會改變。模式3中EB、HA和機組深度調峰共同作用，機組進行本體改造，自身技術參數發生改變，當棄風量增大后，機組可降低出力至最小技術出力以下，從而提高風電消納能力。由此可見，本文模型能夠更精細地反映機組運行特點。

圖8為模式3中1號火電機組電功率、蓄熱罐蓄熱量及電鍋爐電功率曲線。時段15開始出現棄風，此時電鍋爐迅速啟動，這是由于電鍋爐是棄風啟停控制的。到時段18時電鍋爐趨近于功率上限，蓄熱罐開始放熱，這是由于此時僅靠電鍋爐已無法滿足風電消納，蓄熱罐放熱可以使得機組降低出力，釋放風電上網空間。到時段18時機組出力已降至最小技術出力之下。由此可見，本文模型可實現多種調度資源協調運行，優先調度消納效果好、成本低的資源，消納棄風實現優化目標。

圖8 模式3中火電機組電功率、蓄熱罐蓄熱量以及電鍋爐電功率功率曲線

圖9為非供熱期3種模式下的VRE削減對比。從圖9中可以看出，模式1和模式2的削減情況相差不大，這是由于模式2采用的是增設EB、HA進行的機組改造，這種改造方式主要針對供熱期機組降出力無法保證供熱的問題。當非供熱期時，CHP機組可以啟動電鍋爐消耗部分出力，但效果不明顯，因此模式2對非供熱期消納棄風的作用不大。本文所提模式3考慮了純凝機組深調峰改造，不僅在供熱期作用顯著，在非供熱期削減效果也很明顯。因此，本文所提模型對于“三北”地區電網調峰壓力的減輕十分有效，充分提高了系統風電消納水平。

圖9 非供熱期VRE削減

由此可見，本文所提模型可有效優化電-熱集成系統的綜合成本，在供熱期、非供熱期均可提高系統風電消納水平，具有一定借鑒意義。

4.3 機組電熱運行區間擴展分析

本節在4.2節的基礎上增加模式4、模式5，分別為考慮CHP機組采用切缸技術改造、CHP機組高背壓供熱改造的電熱集成系統優化調度模型。圖10為4種模式下的CHP機組可行運行區間。

圖10 熱電機組運行曲線

機組模式1下可行運行區間為A1B1C1D1A1；模式2的可行運行區間為A2B21B22C21C22D2A2；模式4切缸技術改造后機組可行運行區間轉變為A1B1C1D1A1+B4C4；模式5高背壓供熱改造后機組可行運行區間由A1B1C1D1A1轉變為MNLKM。從圖10中可以看出改造后，機組供熱能力大幅提升，其中模式5最為明顯。但在這4種擴展改造技術中，只有切缸技術可使機組在抽氣和背壓2種模式下靈活切換。

圖11為供熱期5種模式下VRE削減情況。從圖11中可以明顯看出，模式3下VRE削減效果最理想。模式4機組采用切缸改造，模式5采用高背壓供熱改造，兩者風電消納情況相差不大。結合圖10可知，高背壓供熱改造相較純背壓工作點下降低發電功率，但改造后機組僅能運行在背壓模式；模式2僅靠EB、HA輔助機組供熱以降低出力但效果仍存在改進空間。

圖11 5種模式下VRE削減

5 結 論

本文首先對比電熱系統不同的靈活性改造技術，對純凝機組多階段調峰、熱電機組多模式運行問題進行了統一建模，模型具有一定通用性。其次，以系統總成本最小為目標，以電熱平衡以及機組運行過程中的爬坡、啟停為約束，建立電熱集成系統優化調度模型。最后結合算例系統進行求解。得出以下結論：

1)與僅考慮熱電機組單一技術改造等措施相比，本文模型綜合考慮熱電機組本體、增加輔助設備以及純凝機組深度調峰等靈活性改造措施，可以優先調用消納效果好、成本低的資源，進一步降低了熱電機組熱功率，擴大機組電熱運行區間，可有效緩解“三北”地區電網調峰壓力，提高系統風電消納能力。

2)本文模型結合純凝火電和熱電2種類型機組，綜合考慮了熱電機組增加輔助靈活性設備改造、熱電機組本體改造以及純凝火電機組深度調峰改造3種消納方案，可以更加精細地模擬機組運行特點。

本文綜合考慮了多種改造技術，但是并未對多種改造技術互補性開展研究，下一步將深入探究不同改造技術互補性對機組、系統的影響，實現電熱集成協調統一。