基于含储热的热电联产与抽水蓄能的风电消纳协调控制策略

董开松 ，李守东 ，马喜平 ，沈渭程 ，董海鹰 ，张蕊萍

（1.国网甘肃省电力公司电力科学研究院，兰州 730050；2.兰州交通大学自动化与电气工程学院，兰州 730070）

目前，由于我国“三北”地区热电机组“以热定电”运行约束而引起的系统调峰能力不足，致使风电发展面临的主要矛盾依然是弃风限电问题[1]。同时，风电出力随机性、间歇性较强，一旦入网，便会对电网的稳定运行带来较大的挑战，进一步加剧了反调峰特性的风电并网消纳难度[2-4]。为了提高系统调节能力，平抑风电出力波动，提高风电并网规模，储能技术因其良好的风电互补性受到了国内外的广泛关注[5-7]。目前除了技术较为成熟的抽水蓄能外，其他储能方式大都面临规模难以满足现代电力系统的要求以及存在造价、寿命和效率等问题。针对风电消纳问题，文献[8]应用配置理论，通过风电和抽水蓄能出力分配，扩大了风电运行可行域；文献[9]计及储能系统的风电最大接纳调度模式和风电经济接纳调度模式，研究了两种模式在不同风电渗透率和不同储能容量场景下的风电接纳能力及系统经济性；文献[10]通过在热电厂配置储热打破“以热定电”的热电耦合关系，并对热电厂配置储热的可行性进行了验证；文献[11]提出在热电厂配置电锅炉来解耦其“以热定电”运行约束，从而为风电留出更多上网空间。针对风电出力波动问题，文献[12]在超级电容和蓄电池之间进行功率分配，并在不同时间尺度下采用小波分析对风电出力波动进行平抑；文献[13]将直接控制电动汽车和可中断负荷作为平缓风电波动的有效措施，从而减少电网运行负担；文献[14]采用一阶低通滤波作为风电平抑方法，根据不同时间尺度提出基于蓄电池和超级电容的混合储能两级协调优化控制方法。然而，目前研究大都单独考虑风电消纳和其出力波动平抑问题，且含储热的热电联产与抽水蓄能之间未能实现有效的协调运行以提高风电消纳能力。

针对风电消纳困难和风电波动平抑问题，本文提出一种基于含储热的热电联产与抽水蓄能的两级协调控制策略，在日前计划和日内实时的不同时间尺度下对含储热的热电联产和抽水蓄能进行优化控制，不但提高了风电并网消纳水平，同时也降低了风电波动对调频机组调节功率的影响。

1 电热负荷与风电出力分布特性

1.1 供热期电热负荷与风电出力分布特性

根据历史运行数据，电、热负荷呈相反的分布特性，风电出力特性与热负荷变化趋势大致相同，夜晚为风电大发时节，最大出力出现在24:00和02:00左右，最小出力在08:00和15:00左右，具有明显的反调峰特性，电热负荷与风电出力曲线如图1所示。

图1 电热负荷与风电出力曲线Fig.1 Curves of electrothermal load and wind power output

1.2 风电实时波动特性

风电场出力的实时变化过程一般通过以分钟为时间尺度的波动特性来描述，如图2所示为某风电场出力1 min时间尺度的波动曲线。

基于波动量的大小及其对系统的影响，将风电出力波动划分为两种情况：[-1%,1%]内为微小波动，[-1%,1%]外为剧烈波动。在这个区间内，风电输出功率比较稳定，波动量较小，系统需要提供的灵活性较少；区间外的风电出力波动量较大，会造成较大的预测误差，系统需要提供的灵活性较多。

图2 风电实时波动曲线Fig.2 Real-time fluctuation curve of wind power

2 基于含储热的热电联产与抽水蓄能的协调控制策略

2.1 热电联产机组与抽水蓄能机组的动态特性

（1）热电联产机组动态特性：热电联产机组的以热定电运行工况约束使得电与热的运行调度相互耦合。对于抽凝式热电联产机组，其功率上下限随着供热抽汽功率的变化而变化，当供热抽汽功率较大时，热电联产机组电功率的可调节范围大幅度缩小，调节能力急剧降低。

（2）抽水蓄能机组动态特性：抽水蓄能机组调节灵活，爬坡能力较强，出力可以在0～100%范围内变化，能够快速启动，迅速转换工况，随时增荷或减荷，在电网负荷急剧变化时，起到调整周波的作用。在发电工况下，可以利用抽水蓄能运行中的空闲容量，短时间内加大出力；在停机状态下，亦可紧急启动，从而达到短时应急备用的目的；在抽水工况下，可停止抽水，快速切换至发电工况，平衡系统负荷需求。

2.2 含储热的热电联产与抽水蓄能协调运行对风电消纳的影响

风电出力的波动性增加了系统调节负担，通过充分利用储热装置和抽水蓄能提供的灵活性提高系统调节能力。其中，储热装置是通过在时间上平移热负荷，使夜间热电机组出力下降，为风电提供消纳空间。然而，含储热的热电联产只能解决夜间大规模弃风问题，无法应用于全天24 h弃风的电网，同时受其调节能力的限制，可调节容量范围较小、调节速度较慢。当风电功率大幅度随机波动时，会对热电联产造成较大的调节压力，严重危及机组的安全运行，从而制约了电网对风电的消纳水平。

抽水蓄能具有良好的削峰填谷能力，其调节容量大，响应速度快，能够有效提高电网对风电的消纳水平。所以，可以利用抽水蓄能来弥补含储热的热电联产在调节大规模风电波动上的不足，通过抽水蓄能与含储热的热电联产的协调控制实现电网对风电随机波动的调节。

2.3 协调控制结构

基于上述风电出力波动特性和含储热的热电联产与抽水蓄能协调运行对风电消纳影响的分析，提出基于含储热的热电联产与抽水蓄能的两级协调控制策略来促进弃风消纳，平抑风电出力波动，具体协调控制框图如图3所示，图中的热电联产均指含储热的热电联产。

图3 协调控制框图Fig.3 Block diagram of coordinated control

一级协调控制根据日前负荷和风电场输出功率的预测，以系统运行成本最小和风电消纳电量最大为控制目标，得到最优的含储热的热电联产和抽水蓄能的调节出力，从而在可行范围内最大程度消纳弃风功率，提高系统运行的经济性。

二级协调控制基于一级协调控制得到的风电计划调度出力，根据风电场输出功率的不同幅度的波动情况，将其出力波动分为微小波动和剧烈波动，针对不同类型的波动分别采用含储热的热电联产和抽水蓄能进行调节。

在含储热的热电联产与抽水蓄能的协调控制中，一级协调控制属于计划调度控制，主要针对弃风消纳和系统运行经济性，所以调节的时间尺度较长，需要含储热的热电联产与抽水蓄能在不同时间段协调运行，增加调节容量，从而最大程度消纳由于系统调节能力的限制而产生的弃风功率。二级协调控制属于实时跟踪控制，要求调节速度较快，因此需要含储热的热电联产与抽水蓄能在调节能力上的互补，对风电输出功率的实时波动进行响应和调节，达到平抑风电出力波动的目的。

2.4 一级协调控制

考虑风电优先上网，优化调度模型不计风力发电成本。由于热电联产需向系统供热，所以不停机，并将电、热出力折算为纯凝工况下的出力，分别从系统运行经济性和风电消纳电量2个维度构建一级协调优化目标。

（1）目标函数1：系统运行成本最小。其函数为

式中：Ui,t为火电机组i在t时段的启停情况，0表示停机，1 表示运行；f1（PH，it）为火电机组 i在 t时段的发电成本，PH，it为火电机组 i在 t时段的出力；Si为火电机组i的启动成本；为火电机组 i的备用成本，分别为火电机组i在t时段的正、负旋转备用；f2（PE,j,t,PC,j,t）为含储热的热电联产机组j在t时段的运行成本，PE,j,t、PC,j,t分别为含储热的热电联产机组j在t时段的电出力和热出力；分别为抽蓄机组k在t时段的发电工况启动成本和抽水工况启动成本；NT为一个调度周期的时段数；NR为火电机组总数；NG为热电机组总数；NH为抽蓄机组总数。

火电机组运行成本方程为

式中，ai、bi、ci为火电机组运行成本系数。

含储热的热电联产机组运行成本方程为

式中：aj、bj、cj为含储热的热电联产机组运行成本系数；Cv为含储热的热电联产机组纯凝工况折算系数。

机组备用成本为

抽蓄机组发电和抽水工况启动成本为

（2）目标函数2：风电消纳电量最大。函数为

约束条件分别如下。

1）电力系统约束

（1）负荷平衡约束为

（2）机组出力约束为

式中，Pi,max、Pi,min为机组 i的出力上、下限。

（3）机组爬坡约束为

（4）旋转备用约束为

由于风电场的并网，系统需要增加一定的旋转备用来应对风电出力波动。

（5）风电场运行约束为

式中，PWF,t为风电场在t时段的预测功率。

（6）抽水蓄能库容约束为

式中：ηpum、ηgen为抽水蓄能抽水和发电时的水量/电量转换系数；V0为抽水蓄能上水库初始水量；Vmax、Vmin为抽水蓄能上水库和下水库最大、最小水量。

式（12）表示一个调度周期以内抽水蓄能上水库容量约束，由于上下水库在抽水和发电过程库容和不变，因此实质上也考虑了下水库的库容约束。

2）热力系统约束

（1）供热平衡约束为

式中：Pcr,i,t为储热装置i在t时段的放热功率；ND为储热装置总数；为系统在t时段的热负荷。

（2）储热装置运行约束为

式中：Si,t为储热装置 i在 t时段的储热量；Phc,i,max、Phf,i,max为储热装置的最大储、放热功率；Si,max为储热装置i的最大蓄热量；Pcr,i,t为储热装置i在t时段的储、放热功率，求和为0表示储热装置满足周期容量不变约束。

含储热的热电联产与抽水蓄能一级协调控制得到的风电计划调度出力为其调节能力内风电的极限消纳功率，将其作为基准值传递给二级协调控制。

2.5 二级协调控制

二级协调控制是在一级协调控制的基础上，以消除风电实时出力与计划出力之间的功率波动为目标，通过对含储热的热电联产与抽水蓄能的工作状态和出力进行调节来平抑风电出力波动。

根据一级协调控制得到的风电计划调度出力，可以计算出风电的实时出力波动。根据风电出力的实时波动情况，将波动功率划分为微小波动和剧烈波动两种情况，在计划出力1%内（图2虚线内）波动的输出功率为微小波动，超出计划出力1%（图2虚线外）的波动为剧烈波动。针对微小波动和剧烈波动的不同情况，二级协调控制的具体方法如表1所示。其中，PW,max为风电出力波动的限值，为抽水蓄能调节出力的限值。

表1 二级协调控制策略Tab.1 Secondary coordinated control strategy

调节量计算如下：

（1）根据风电场计划出力和实时出力的对比，确定风电功率波动量PW。

（2）由局部源流路径电气剖分信息来确定风电场输出功率Pwf派送给抽水蓄能的派送因子dW=Pwf－PS/Pwf；同时确定抽水蓄能功率PPS向风电场汲取功率的汲取因子 dF=Pwf－PS/Pwf，Pwf－PS为风电场和抽水蓄能之间所有剖分路径上传输功率之和[15]。

（3）依据各个时段的风电出力波动，计算抽水蓄能对风电场出力波动的调节量，即

含储热的热电联产的调节过程与此相似，此处不再赘述。

2.6 求解方法

本文建立的是一个复杂的多目标多时段的优化问题，具有高维数、多约束、非线性的特点，传统优化算法很难解决这类复杂的优化问题，因此采用智能算法中全局搜索能力强、收敛速度快的多目标和声搜索 MOHS（multi-objective harmony search）算法来求解优化调度模型[16]。本文采用加权尺度法来进行多目标决策，假设系统运行者对不同目标持相同的偏好程度，故权重系数取K=[0.5,0.5]。具体实现过程如下。

（1）初始化参数。初始化的算法参数包括和声记忆库空间（harmony memory space）、声记忆库取值概率 HMCR（harmonymemoryconsideringrate）以及最终迭代次数。

（2）确定支配关系。定义多目标优化为

式中，X 为决策变量，X=（x1,x2,…，xn）V，在 V 范围内。一般情况下各个目标彼此相互排斥，所以需要确定各支和声之间的支配关系。如果决策变量X1和X2满足

则可以确定决策变量X2被X1支配。

（3）计算拥挤度。对同级别的和声进行拥挤度计算，并根据拥挤度对其排序。

（4）利用杂交策略产生新和声。当迭代次数增加时，算法中解的多样性会降低，但是提高解的多样性又会导致收敛速度下降。因此，本文采用杂交策略产生新和声。新和声产生算法[17]公式为

式中：Xnew为生成的新和声；XNd、Xd分别为随机选取的非支配和支配和声；rand为HMCR算法产生的随机数。

（5）更新和声记忆库。用新和声替换掉初始化后和声库HM中解最差的那个和声。

（6）判断算法是否达到终止条件。若未达到，返回步骤（4）循环，直到迭代次数为Gmax，则终止。

3 算例分析

3.1 基础数据

电联产，装机350 MW；1台等值风电，装机300 MW；1座抽水蓄能，最大发电功率120 MW，抽水功率 80.2 MW。L1（电负荷）、L2（电负荷）、L3（热负荷）的负荷曲线如图5所示，抽蓄机组参数如表2所示，其他机组参数参考文献[18]。

基于6节点系统构造本文算例，如图4所示。算例系统中包含：2台火电，装机800 MW；1台热

图4 6节点测试系统Fig.4 Six-node test system

图5 负荷曲线Fig.5 Load curves

表2 抽蓄机组参数Tab.2 Parameters of pumped storage units

3.2 结果分析

一级协调控制以1 h为一个调度时段，1天24个时段为一个调度控制周期，对风电计划出力进行优化。图6为含储热的热电联产与抽水蓄能一级协调控制前后风电计划调度出力对比曲线。

由图6可以看出，在系统中不配置储热和抽水蓄能的情况下，从前一天20:00至第二天08:00期间弃风情况很严峻；当热电联产中配置储热系统在热负荷高峰时段（24:00－06:00）与热电机组一起协同供热时，消纳弃风的效果比较明显，但在储热系统非放热时段弃风情况并未得到改善；而当系统中配置抽水蓄能与含储热的热电联产协调运行时，可以达到最大程度消纳弃风的效果。

图6 风电调度出力对比曲线Fig.6 Contrast curves of wind power dispatching output

根据前述分析，在以系统运行成本最低、风电消纳电量最大为目标下，含储热的热电联产与抽水蓄能一级协调控制前后的出力情况由图7～图9所示。

图7～图9表明了含储热的热电联产与抽水蓄能的协调互补关系。可以看出，受含储热的热电联产机组调节能力限制，其调节范围为190～308 MW，在风电出力较小、含储热的热电联产调节能力充裕的时段（07:00-20:00），抽水蓄能不参与抽水调节来消纳风电；当风电出力较大，超出含储热的热电联产的调节范围时（21:00-06:00），则通过抽水蓄能抽水进行调节。由此可见，一级协调运行能够充分利用热电联产和抽水蓄能的调节能力，最大限度提高风电消纳水平，缓解热电机组的调节压力。

表3对比了含储热的热电联产与抽水蓄能协调运行前后的调度结果。

图7 热电机组出力Fig.7 Output from cogeneration units

图8 储热装置储热量Fig.8 Stored energy in heat storage units

图9 抽水蓄能的发电及抽水功率Fig.9 Generation and pumping powers of pumped storage units

表3 3种系统的调度结果对比Tab.3 Comparison of dispatching result among three systems

可以看出，在热电联产中配置储热，由储热系统和热电机组协同供热，不但可以大幅减少弃风电量，提高风电消纳率，而且有助于降低总调度成本，提高系统运行经济性。但是，仅通过配置储热系统仍然存在部分弃风功率，而含储热的热电联产与抽水蓄能协调运行便可以进一步促进风电消纳，并有助于提高系统运行经济性。

含储热的热电联产与抽水蓄能的二级协调控制以30 min为运行周期、1 min为时间尺度对风电的实时波动功率进行平抑，以保证系统消纳风电的安全可靠性。图10为风电出力实时波动曲线，最大波动为2.88%，波动平衡目标为183.45 MW。

通过含储热的热电联产与抽水蓄能的二级协调控制，风电出力波动的平抑效果如图11所示，含储热的热电联产与抽水蓄能的调节情况分别如图12和图13所示。当风电实时出力在计划出力1%内波动时，属于微小波动，此时含储热的热电联产进行调节，各个时间段的调节量如表4所示；当风电实时出力在计划出力1%外波动时，属于剧烈波动，此时抽水蓄能进行调节，各个时间段的调节量如表5所示。二级协调控制后，系统内风电上网电量稳定在183.45 MW左右，最大波动为0.58%，满足风电上网的安全性和可靠性要求。

图10 二级协调控制前风电出力实时波动情况Fig.10 Real-time fluctuation of wind power output before secondary coordinated control

图11 二级协调控制后风电出力实时波动情况Fig.11 Real-time fluctuation of wind power output after secondary coordinated control

图12 热电联产调节情况Fig.12 Adjustment situation of cogeneration

图13 抽水蓄能调节情况Fig.13 Adjustment situation of pumped storage

表4 热电联产调节量Tab.4 Adjustment quantity of cogeneration

表5 抽水蓄能调节量Tab.5 Adjustment quantity of pumped storage

4 结语

本文提出了一种基于含储热的热电联产与抽水蓄能的风电消纳协调控制策略。通过分析含储热的热电联产与抽水蓄能协调运行对风电消纳的影响，建立了含储热的热电联产与抽水蓄能协调的控制模型。综合考虑含储热的热电联产与抽水蓄能的调节特性对风电消纳的作用，分别在日前和实时不同时间尺度下对二者进行协调控制。算例仿真表明，通过含储热的热电联产与抽水蓄能的一级协调运行，可以缓解热电机组调节压力，消纳储热系统非放热时段的弃风电量；通过含储热的热电联产与抽水蓄能的二级协调运行，可以平抑风电实时波动，使风电上网电量基本稳定在计划调度出力左右，从而保证电网安全稳定运行。因此，本文所提基于含储热的热电联产与抽水蓄能的风电消纳协调控制策略可以进一步拓展弃风消纳空间，为大规模风电并网消纳提供了新的控制手段和理论方法。