大規(guī)模火電靈活性改造背景下電-熱能源集成系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度

徐姍姍，郭通，王月，李永剛

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

0 引 言

大規(guī)模多變性可再生能源(variable renewable energy，VRE)并網(wǎng)所帶來的靈活性問題是關(guān)乎電力系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型成敗的關(guān)鍵因素之一[1-3]。為了增強電力系統(tǒng)靈活性，國家發(fā)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(guī)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(fù)荷，增加VRE的消納空間。但是，靈活性改造內(nèi)容涉及較廣，機組之間存在不同的技術(shù)瓶頸，且改造后會增加機組的運行復(fù)雜性和運營成本[5]。因此，在大規(guī)模靈活性改造背景下，如何對采取差異化改造技術(shù)的不同機組進行建模，以及如何完善和優(yōu)化改造后火電機組的經(jīng)濟運行及調(diào)度是亟待解決的問題。

對于純凝機組而言，解決鍋爐側(cè)低負(fù)荷穩(wěn)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(nèi)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(shù)出力，增強調(diào)峰能力。文獻[7-8]量化分析了改造后深度調(diào)峰階段的能耗成本，構(gòu)建了基于火電機組多階段調(diào)峰的優(yōu)化調(diào)度模型，并對深度調(diào)峰的效益進行了分析。在此基礎(chǔ)上，文獻[9-11]分別對考慮補償、需求響應(yīng)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(tǒng)，沒有討論供暖季節(jié)電熱耦合運行問題。在供暖期，我國“三北”地區(qū)存在著嚴(yán)重的“風(fēng)熱沖突”問題，棄風(fēng)現(xiàn)象嚴(yán)重。電-熱系統(tǒng)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(tǒng)而言，實現(xiàn)“熱電解耦”目前主要存在2類改造技術(shù)。一類技術(shù)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(shè)施[12-17]。文獻[18]在構(gòu)建了熱電聯(lián)產(chǎn)(combined heat and power, CHP)機組和上述靈活性設(shè)施模型的基礎(chǔ)上，分別考慮了傳熱過程、備用策略和容量配置等相關(guān)問題，并認(rèn)為這類技術(shù)能夠顯著增強電熱系統(tǒng)的靈活性，促進VRE消納。另一類技術(shù)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(huán)水等相關(guān)子系統(tǒng)[3,5]。這類技術(shù)并沒有實現(xiàn)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(shù)，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(xiàn)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(xiàn)有研究大多僅考慮了單一維度或某種改造技術(shù)，缺乏全面考慮不同改造技術(shù)的適用性、互補性及協(xié)調(diào)配合能力。

2)火電機組改造的技術(shù)路線眾多，采用不同技術(shù)改造后，機組運行的數(shù)學(xué)模型存在差異，缺少一種建模方法對采用不同改造技術(shù)的機組復(fù)雜運行問題進行統(tǒng)一建模。

綜上所述，本文提出一種考慮差異化改造技術(shù)的電熱集成系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化調(diào)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(guān)技術(shù)進行分析，并對CHP機組多種改造技術(shù)進行對比；其次，在考慮純凝機組多階段調(diào)峰、CHP機組多模式運行的基礎(chǔ)上，引入頂點凸組合法對火電機組采用多重改造技術(shù)后的雙能量維度的運行問題進行統(tǒng)一建模；最后，將機組運行模型內(nèi)嵌入電熱集成系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型中，并對所提模型進行算例分析和相關(guān)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(tǒng)、燃料供應(yīng)系統(tǒng)、鍋爐、蒸汽輪機系統(tǒng)等多個子系統(tǒng)。純凝機組和CHP機組的改造重點、效果和相關(guān)技術(shù)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(tǒng)兩方面的問題：一方面，鍋爐的最低負(fù)荷取決于其燃燒穩(wěn)定性。低負(fù)荷時火焰穩(wěn)定性差，容易發(fā)生滅火事故，降低了機組運行安全性。主要改造技術(shù)包括富氧燃燒、煤粉分離器改造等技術(shù)[5-6]。另一方面，節(jié)能及環(huán)保指標(biāo)是制約鍋爐低負(fù)荷運行的關(guān)鍵因素。因此，必須要考慮低負(fù)荷運行時脫硝[22]、除塵器和脫硫等系統(tǒng)的正常投運以及因低負(fù)荷脫硝投用可能造成的空預(yù)器低溫腐蝕、空預(yù)器堵塞等問題的相關(guān)技術(shù)措施。

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

RPR階段主要考慮機組煤耗。隨著調(diào)峰深度增加，DPR階段，機組頻繁地變負(fù)荷運行，汽輪機轉(zhuǎn)子由于溫度變化使表面產(chǎn)生交變應(yīng)力導(dǎo)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(zhuǎn)子壽命計算十分復(fù)雜，本文參考文獻[8]中變負(fù)荷調(diào)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(diào)峰，鍋爐燃燒穩(wěn)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(wěn)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(diào)峰成本為：

(1)

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

表1 CHP機組改造技術(shù)對比

從表1中可以看出，雖然切缸改造技術(shù)處于推廣階段，但較其他技術(shù)相比，該技術(shù)的最大優(yōu)點為：不用開缸更換低壓缸轉(zhuǎn)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(xiàn)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(tǒng)，保證了低壓缸在高真空條件下的安全“空轉(zhuǎn)”長期運行。

與采用其他技術(shù)改造后僅能運行在背壓模式下相比，采用切缸改造技術(shù)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(fù)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(fā)生了重大轉(zhuǎn)變。鑒于火電機組靈活性改造的技術(shù)存在差異性和多樣性，本節(jié)基于頂點的凸組合法提出一種涉及純凝機組的多階段調(diào)峰和CHP機組多模式運行問題的統(tǒng)一建模方法。

2.1 頂點的凸組合

設(shè)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(shè)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(diào)峰建模

對鍋爐側(cè)進行低負(fù)荷運行改造后，火電機組調(diào)峰過程呈現(xiàn)為1.1節(jié)所示的多階段性，非連續(xù)性的特征。火電機組全過程調(diào)峰能耗成本曲線如圖2所示。

圖2 火電機組多階段調(diào)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(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)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(fā)電功率，實現(xiàn)深度調(diào)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(qū)間下，機組可化歸為各有凸性的調(diào)度子區(qū)間表示，對于各子區(qū)間內(nèi)點相應(yīng)成本的建模方法是相同的。當(dāng)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(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型

為增強電力系統(tǒng)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(shù)路線是通過配置EB和HA等方式，實現(xiàn)供暖期的“熱電解耦”。另一種則是對機組鍋爐、汽輪機和循環(huán)水等本體子系統(tǒng)進行改造，實現(xiàn)供暖期或非供暖期深度調(diào)峰。基于此，為實現(xiàn)各類改造技術(shù)的協(xié)調(diào)優(yōu)化運行，本節(jié)以最小化系統(tǒng)的運行成本為目標(biāo)，考慮了電熱平衡、機組運行等相關(guān)約束構(gòu)建電熱集成系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度混合整數(shù)線性規(guī)劃模型。

3.1 目標(biāo)函數(shù)

本文電-熱集成系統(tǒng)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(fēng)電運行成本，以系統(tǒng)總運行成本最小化為目標(biāo)，其中包括純凝和CHP機組的能耗和啟停機成本，VRE和負(fù)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(qū)間內(nèi)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(guān)，一般包括3種啟機狀態(tài)：熱啟動、溫啟動和冷啟動。

(16)

3)VRE和負(fù)荷削減懲罰成本。

為了實現(xiàn)VRE優(yōu)先消納，保證模型有可行解，本文考慮了VRE和負(fù)荷的削減懲罰成本。

(17)

4)儲能充放電成本。

本文設(shè)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(fēng)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(tǒng)備用約束。

(20)

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

3)區(qū)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(fā)電功率關(guān)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(fā)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(fù)荷削減約束。

(29)

(30)

8)啟停機狀態(tài)約束。

(31)

(32)

(33)

9)機組運行約束。

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

(34)

(35)

(36)

(37)

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

10)純凝機組深度調(diào)峰模式運行限制。

雖然純凝機組能夠響應(yīng)負(fù)荷需求實現(xiàn)深度調(diào)峰，但深度調(diào)峰工況復(fù)雜，且可靠性和安全性尚待長期現(xiàn)場運行驗證，因此，本文對機組深度調(diào)峰的持續(xù)時間進行了約束。

(38)

11)火電機組最小持續(xù)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(tǒng)機組數(shù)據(jù)參考文獻[31]進行仿真分析。優(yōu)化模型采用Matlab Gurobi 8.1.1解算器進行求解。

4.1 算例原始數(shù)據(jù)

本算例系統(tǒng)中共9臺火電機組，包含7臺抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機組和2臺純凝火電機組，總裝機容量為2 939 MW，機組參數(shù)見文獻[32]。其中1—3號熱電聯(lián)產(chǎn)機組屬于發(fā)電集團A，對區(qū)域Ⅰ供熱；5—8號熱電機組屬于發(fā)電集團B，對區(qū)域Ⅱ供熱；4號、9號機組為純凝機組分別屬于發(fā)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(zhuǎn)換效率為0.99。除以上火電機組外，2個發(fā)電集團分別擁有一處風(fēng)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(dān)系統(tǒng)負(fù)荷。本文儲能系統(tǒng)容量配置采用文獻[33]中不考慮投資成本的配置方式。設(shè)熱電聯(lián)產(chǎn)機組低壓缸切除工況下，調(diào)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(diào)峰階段基本指標(biāo)為40%(RPR)、50%(DPR)、60%(DPRO)。

取棄風(fēng)懲罰成本為3 500元/(MW·h)，并將棄風(fēng)成本計入機組運行成本以量化衡量機組改造前后系統(tǒng)棄風(fēng)量。設(shè)典型日內(nèi)熱負(fù)荷保持不變，系統(tǒng)與其他電網(wǎng)無功率交換，調(diào)度時段為1 h，調(diào)度周期取24 h，各時段電、熱負(fù)荷及風(fēng)電預(yù)測數(shù)據(jù)如圖4、5所示。

圖4 供熱期電、熱負(fù)荷及風(fēng)電預(yù)測數(shù)據(jù)

圖5 非供熱期電負(fù)荷及風(fēng)電預(yù)測數(shù)據(jù)

為了驗證本文所提模型的有效性，本文基于3種調(diào)度場景進行對比、分析不同運行模式下系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性及風(fēng)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(tǒng)運行方式。

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

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

4.2 仿真結(jié)果分析

3種模式的總運行成本、棄風(fēng)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(shù)，對降低系統(tǒng)總運行成本及棄風(fēng)成本效果最為顯著。

供熱期內(nèi)，與模式1相比，模式2減少棄風(fēng)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(shè)EB、HA設(shè)備，可以擴展機組電熱調(diào)節(jié)區(qū)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(fēng)電上網(wǎng)空間。當(dāng)EB、HA達到功率上限時，隨著風(fēng)電并網(wǎng)規(guī)模增大，若機組要保證當(dāng)前的供熱水平，則難以通過降低出力來出讓風(fēng)電上網(wǎng)空間。

3種調(diào)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(diào)度方案下，機組熱功率最大，系統(tǒng)未計及機組改造和電儲能的影響，由于機組熱負(fù)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(xiàn)大量風(fēng)電資源無法消納的情況，從而產(chǎn)生棄風(fēng)。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(fù)荷需求下，機組降低電出力，從而消納風(fēng)電。由此可以得出，相比于原始模型及僅考慮增設(shè)靈活性設(shè)備的優(yōu)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(fēng)電上網(wǎng)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(diào)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(fù)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(shù)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(shù)出力。這是由于模式2僅考慮了增設(shè)EB、HA設(shè)備，當(dāng)出現(xiàn)棄風(fēng)時EB啟動，當(dāng)達到EB電功率上限狀態(tài)時HA放熱，降低機組供熱功率及強迫電功率，增加風(fēng)電上網(wǎng)空間，但機組本體參數(shù)仍不會改變。模式3中EB、HA和機組深度調(diào)峰共同作用，機組進行本體改造，自身技術(shù)參數(shù)發(fā)生改變，當(dāng)棄風(fēng)量增大后，機組可降低出力至最小技術(shù)出力以下，從而提高風(fēng)電消納能力。由此可見，本文模型能夠更精細(xì)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(xiàn)棄風(fēng)，此時電鍋爐迅速啟動，這是由于電鍋爐是棄風(fēng)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(fēng)電消納，蓄熱罐放熱可以使得機組降低出力，釋放風(fēng)電上網(wǎng)空間。到時段18時機組出力已降至最小技術(shù)出力之下。由此可見，本文模型可實現(xiàn)多種調(diào)度資源協(xié)調(diào)運行，優(yōu)先調(diào)度消納效果好、成本低的資源，消納棄風(fēng)實現(xiàn)優(yōu)化目標(biāo)。

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(shè)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(dāng)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(fēng)的作用不大。本文所提模式3考慮了純凝機組深調(diào)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(qū)電網(wǎng)調(diào)峰壓力的減輕十分有效，充分提高了系統(tǒng)風(fēng)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(yōu)化電-熱集成系統(tǒng)的綜合成本，在供熱期、非供熱期均可提高系統(tǒng)風(fēng)電消納水平，具有一定借鑒意義。

4.3 機組電熱運行區(qū)間擴展分析

本節(jié)在4.2節(jié)的基礎(chǔ)上增加模式4、模式5，分別為考慮CHP機組采用切缸技術(shù)改造、CHP機組高背壓供熱改造的電熱集成系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。圖10為4種模式下的CHP機組可行運行區(qū)間。

圖10 熱電機組運行曲線

機組模式1下可行運行區(qū)間為A1B1C1D1A1；模式2的可行運行區(qū)間為A2B21B22C21C22D2A2；模式4切缸技術(shù)改造后機組可行運行區(qū)間轉(zhuǎn)變?yōu)锳1B1C1D1A1+B4C4；模式5高背壓供熱改造后機組可行運行區(qū)間由A1B1C1D1A1轉(zhuǎn)變?yōu)镸NLKM。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(shù)中，只有切缸技術(shù)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(fēng)電消納情況相差不大。結(jié)合圖10可知，高背壓供熱改造相較純背壓工作點下降低發(fā)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(jié) 論

本文首先對比電熱系統(tǒng)不同的靈活性改造技術(shù)，對純凝機組多階段調(diào)峰、熱電機組多模式運行問題進行了統(tǒng)一建模，模型具有一定通用性。其次，以系統(tǒng)總成本最小為目標(biāo)，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(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型。最后結(jié)合算例系統(tǒng)進行求解。得出以下結(jié)論：

1)與僅考慮熱電機組單一技術(shù)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(shè)備以及純凝機組深度調(diào)峰等靈活性改造措施，可以優(yōu)先調(diào)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(qū)間，可有效緩解“三北”地區(qū)電網(wǎng)調(diào)峰壓力，提高系統(tǒng)風(fēng)電消納能力。

2)本文模型結(jié)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(shè)備改造、熱電機組本體改造以及純凝火電機組深度調(diào)峰改造3種消納方案，可以更加精細(xì)地模擬機組運行特點。

本文綜合考慮了多種改造技術(shù)，但是并未對多種改造技術(shù)互補性開展研究，下一步將深入探究不同改造技術(shù)互補性對機組、系統(tǒng)的影響，實現(xiàn)電熱集成協(xié)調(diào)統(tǒng)一。