輔助服務市場下含電鍋爐熱電廠 多運行組合模式優化決策

國海龍，董玉亮，黃 實，張海林，李 進，房 方

（1.北京四方繼保自動化股份有限公司，北京 100085； 2.華北電力大學能源動力與機械工程學院，北京 102206； 3.國家電投集團東北電力有限公司本溪熱電分公司，遼寧 本溪 117008； 4.中國華能集團有限公司，北京 100031；5.華北電力大學控制與計算機工程學院，北京 102206）

新能源的快速開發和傳統能源的低碳清潔高效利用是實現碳達峰碳中和這一國家戰略目標的重要途徑之一。風能和太陽能發電是我國最有商業開發價值的可再生能源，近年來風電、光伏裝機容量不斷增加，截至2020年底，風電、光伏總裝機容量達到5.3億kW；預計到2030年，風電、光伏總裝機容量將達到12億kW以上。然而，由于風電和光伏發電的不確定性和間歇性，高滲透率可再生能源的并網對電網安全、經濟調度提出了挑戰，我國“三北”地區冬季供暖期棄風棄光問題仍然突出。挖掘熱電聯產機組的調峰能力是促進風電、光伏發電消納的關鍵措施。為解決冬季采暖期棄風、棄光現象嚴重的問題，一些熱電解耦技術得到應用，如耦合電鍋爐供熱[1]、耦合熱泵供熱[2-3]、增設儲熱設備[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，熱電聯產機組的調峰能力得到了不同程度的提升。

熱電廠進行靈活性改造后，全廠供能模式更加靈活多樣。然而當前多數熱電廠在運行過程中，對于機組運行組合模式選擇基本依靠人工經驗，因而未能充分發揮機組熱電解耦改造后的靈活、經濟供能優勢。對此，文獻[9]研究了低壓缸切除、儲熱、電鍋爐3種“熱電解耦”改造后機組電熱協調優化運行策略，文獻[10]分析了熱電聯產運行模式對電-熱綜合能源系統效率的影響，文獻[11-12]研究了熱電機組儲熱罐最優運行策略，文獻[13]研究了含儲熱熱電聯產機組與電鍋爐的棄風消納協調調度。這些研究都是在單機自動發電控制（automatic generation control，AGC）控制模式下，針對廠內單臺機組與其他靈活性供熱設備的耦合，因而未能實現熱電廠整體協調優化運行。

通過采用廠級AGC控制模式，可以將熱電廠內的供熱機組和靈活性供熱設備（電鍋爐、電熱泵、儲熱罐等）納入統一的控制系統，通過優化實現全廠多能協調優化控制，進一步挖掘熱電廠靈活運行潛力，提高運行經濟性。文獻[14]研究了配置儲熱罐后熱電廠內2臺機組間的電熱負荷優化分配問題，給出電負荷平均分配，熱負荷不平均分配的運行策略。但文中給出的結論只針對相同的2臺熱電機組間的電熱負荷分配問題，而且不涉及電鍋爐。

另外，靈活性改造后的熱電廠多數要參與輔助服務市場交易，在進行運行組合模式決策時，不能再單純以供能煤耗最小作為優化目標，而應以考慮輔助服務補貼后的供能成本最低作為優化目標。

為此，本文研究東北輔助服務市場廠級AGC調度控制模式下，含電鍋爐熱電廠多運行組合模式優化決策，將新增的電鍋爐納入優化對象中，在綜合考慮各機組運行特性、不同供熱方式能耗和輔助服務補貼的基礎上，通過建模和仿真計算確定不同電熱負荷下熱電廠運行組合模式的優化決策規則。

1 含電鍋爐熱電廠運行特性

1.1 熱電廠熱力系統概況

本文所選熱電聯產（CHP）電廠配置了2臺300 MW供熱機組和4臺電鍋爐（4×40 MW），其中1臺機組供熱季采用更換轉子的方式進行高背壓方式運行；另1臺機組進行了低壓缸切缸改造，在供熱季可根據電、熱負荷關系進行抽汽供熱和切缸供熱2種模式的切換。整個熱電廠的熱力系統如圖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，廠級AGC模式下熱電廠可以根據電、熱負荷的大小和比例關系，采用最佳的運行組合模式。在2臺機組都運行的情況下，可選擇的運行組合模式有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 熱電廠設備電熱特性

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

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

不同運行模式下系數α和β的取值見表1。

表1 機組電熱特性方程系數 Tab.1 Coefficients of units’ electrical and thermal characteristics equation

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

圖2b)中ABB1C1D1D為機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B和B1的坐標可以看出，抽汽供熱運行機組耦合電鍋爐后最大供熱能力從373 MW增加到517 MW，同時上網電功率可從233 MW降低至73 MW。圖2c)中B2B3C3C2為抽凝機組切缸運行模式下耦合電鍋爐后整體電、熱出力邊界。從邊界點B2和B3的坐標可以看出，切缸供熱運行機組耦合電鍋爐后，最大供熱能力從480 MW增加到624 MW，同時上網電功率可以從209 MW降低至40 MW。因此，3種運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行模式下，機組的供熱能力最大，可以達到624 MW。

1.3 熱電廠全廠電熱特性

不同運行組合模式下，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。可以看出，通過采用低壓缸切缸和耦合 電鍋爐技術可以使全廠供熱能力大約提升100~ 200 MW，其中HBP+LPCC+EB運行模式下，最大供熱能力可以達到1 054 MW，比HBP+EH運行模式提升251 MW。

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

1.4 熱電廠機組煤耗特性

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

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為機組的供電功率，MW；Qh為機組的抽汽供熱功率，MW；cv為電熱系數；a為煤耗量系數，kg/(MW2·h)；b為煤耗量系數，kg/(MW·h)；c亦為煤耗量系數，kg/h。

式(2)和式(3)中的煤耗量系數a、b、c可利用現場運行歷史數據擬合得到。具體值見表2。

表2 機組煤耗量系數值 Tab.2 Coefficients of unit coal consumption

2 電廠運行組合模式優化決策模型

2.1 目標函數

目前，多數熱電廠在不同的全廠電、熱負荷下對機組運行組合模式的決策主要根據經驗確定，因而很難達到最優的運行經濟性。本文建立考慮調峰輔助服務市場下以供能成本為目標函數的負荷優化分配模型，通過模型求解，獲得幾種代表性全廠熱負荷下，不同機組運行組合模式在其可調電負荷范圍內的供能成本（最優負荷分配下），根據供能成本的高低并結合機組運行安全性，確定在某一電熱負荷區間應該采用的最佳機組運行組合模式。

以供能成本最小為目標的優化決策模型目標函數為：

式中：ΔWin1(t)為第t時段熱電廠參與調峰輔助服務的補貼；ΔWin2(t)為第t時段熱電廠未參與調峰輔助服務的分攤費用；B(t)為t時段內全廠耗煤量，t/h；ccoal(t)為t時段煤價，取800元/t；k為燃煤成本占熱電廠發電、供熱成本比例的倒數，取1.146[15]。

第t時段深度調峰補償和分攤費用計算為：

式中：λ1、λ2、λ3分別為第t時段第1、2檔調峰價和分攤電量的懲罰價格；L為熱電廠的電上網負荷率，L=Pnet/CCHP,e；CCHP,e為熱電機組的裝機容量；Pnet為扣除電鍋爐下調峰容量后的上網功率。

以供能煤耗量最小為目標的優化決策模型目標函數為：

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

2.2 約束條件

1）電力平衡約束

式中：Pnet(t)為t時刻全廠凈上網功率，MW；Pei(t)為t時刻機組i供電功率，MW；Peb(t)為t時刻電鍋爐功率，MW。

2）熱力平衡約束

式中：Qhi(t)為t時刻機組i供熱功率，MW；Qeb(t)為t時刻電鍋爐承擔的熱負荷，MW。

3）機組電熱出力上下限約束

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

4）機組變負荷速率上下限約束

式中：vi為機組i的負荷變化率，MW/min；vi,max為機組i的負荷變化率安全上限，MW/min；vi,min為機組i的負荷變化率安全下限，MW/min；ΔPei為t時刻機組i分配的負荷變化量，MW；τ為 變負荷時間上限，min。

5）機組間負荷率偏差約束

式中：ΔLmax為機組間允許的最大負荷率偏差，本文取30%。

本文建立的機組靈活性運行組合模式決策模型是一個非線性規劃模型，將使用MATLAB軟件編制程序并調用非線性規劃函數進行求解。

3 含電鍋爐熱電廠運行組合模式優化決策結果與討論

以1.1節的熱電廠為例開展熱電廠運行組合模式優化決策的仿真研究。考慮到國內存在有無深度調峰輔助服務補貼2種應用場景，分別進行以單位時段（15 min）供能成本最低（考慮輔助服務補貼）和供能煤耗量最小為目標的優化計算。

3.1 以全廠供能成本最低為目標的優化結果

根據熱電廠電、熱負荷出力范圍，仿真計算300、400、500、600、700、800 MW 6個典型全廠熱負荷下，4種運行組合模式（HBP+EH+EB、HBP+ LPCC+EB、HBP+EH、HBP+LPCC）針對不同全廠上網電功率在各自最優全廠機組電、熱負荷分配下的供能成本，結果如圖4所示。

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

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

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

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

3.2 以全廠供能煤耗量最小為目標的優化結果

根據熱電廠電、熱負荷出力范圍，仿真計算300、400、500、600、700、800 MW 6個典型全廠熱負荷下，4種運行組合模式（HBP+EH+EB、HBP+LPCC+EB、HBP+EH、HBP+LPCC）在不同全廠上網電功率時在各自最優全廠機組電熱負荷分配下的煤耗量，結果如圖5所示。由圖5可以看出，采用煤耗量最小為優化目標得到的最優運行組合模式決策規律與用供能成本最小為優化目標得到的最優運行組合模式決策規律基本一致。

3.3 含電鍋爐熱電廠運行組合模式決策規則

根據圖4的仿真計算結果，可以看到不同全廠熱功率（300、400、500、600、700、800 MW）下，4種運行組合模式（對應最優廠級負荷分配）在不同全廠上網功率對應的供能成本。按照供能成本最低原則，并且考慮盡量減少運行操作，得到不同全廠電、熱負荷下熱電廠最優運行組合模式。如果按照圖5仿真計算結果，以供能煤耗最低為原則，也可以得到相同的結論。為了方便指導現場運行組合模式的決策，繪制出熱電廠多運行組合模式決策規則，結果如圖6所示。

4 結 論

1）熱電廠通過采用低壓缸切缸和耦合電鍋爐技術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運行組合模式，全廠最大供熱能力可以達到1 054 MW，比HBP+EH運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峰下限，在一定熱負荷范圍內，可以實現零上網電量。HBP+LPCC運行模式下，全廠電出力調節范圍小，因此不推薦熱電廠長時間工作在此運行組合模式。

3）分別采用考慮輔助服務補貼后的供能成本和供能煤耗為目標函數建立優化模型，優化計算得到的機組靈活運行組合模式決策規則一致。