大规模火电灵活性改造背景下电-热能源集成系统优化调度

2021-05-12徐姗姗郭通王月李永刚

电力建设 2021年5期

徐姗姗，郭通，王月，李永刚

(1.华北电力大学电力工程系，河北省保定市 071003；2.国网河北省电力有限公司雄安新区供电公司，河北省雄安新区 071700)

0 引言

大规模多变性可再生能源(variable renewable energy，VRE)并网所带来的灵活性问题是关乎电力系统低碳转型成败的关键因素之一[1-3]。为了增强电力系统灵活性，国家发展改革委、国家能源局先后确定了2批共22个火电灵活性改造示范试点项目，并大规模推广电厂实施灵活性改造[4]。

实施灵活性改造可以提高机组的爬坡速率、缩短启机时间、减小最小负荷，增加VRE的消纳空间。但是，灵活性改造内容涉及较广，机组之间存在不同的技术瓶颈，且改造后会增加机组的运行复杂性和运营成本[5]。因此，在大规模灵活性改造背景下，如何对采取差异化改造技术的不同机组进行建模，以及如何完善和优化改造后火电机组的经济运行及调度是亟待解决的问题。

对于纯凝机组而言，解决锅炉侧低负荷稳燃及排放问题是目前改造工作的重点[6]。虽然，不同纯凝机组的改造内容存在差异，但不同方案的改造效果是一致的，即减小机组最小技术出力，增强调峰能力。文献[7-8]量化分析了改造后深度调峰阶段的能耗成本，构建了基于火电机组多阶段调峰的优化调度模型，并对深度调峰的效益进行了分析。在此基础上，文献[9-11]分别对考虑补偿、需求响应和市场机制等问题进行了补充。但是上述研究都仅考虑了电系统，没有讨论供暖季节电热耦合运行问题。在供暖期，我国“三北”地区存在着严重的“风热冲突”问题，弃风现象严重。电-热系统的解耦运行是灵活性改造的另一个重点。

对于电-热集成系统而言，实现“热电解耦”目前主要存在2类改造技术。一类技术是配置热泵(heat pump, HP)、电锅炉(electric boiler, EB)和蓄热罐(heat accumulator, HA)等灵活性设施[12-17]。文献[18]在构建了热电联产(combined heat and power, CHP)机组和上述灵活性设施模型的基础上，分别考虑了传热过程、备用策略和容量配置等相关问题，并认为这类技术能够显著增强电热系统的灵活性，促进VRE消纳。另一类技术则是对CHP机组本体进行改造，主要涉及汽轮机本体、凝机器和循环水等相关子系统[3,5]。这类技术并没有实现真正意义上的“热电解耦”，其目的是保证供热的同时，有效降低电功率，增加VRE的消纳空间[19]。针对不同类型CHP机组的运行建模，通常采用线性能耗成本函数，文献[20-21]基于顶点凸组合法，建立了CHP机组的运行模型。但是，上述文献仅考虑了CHP机组的单模式运行问题，忽略了CHP改造后多模式运行问题。

鉴于上述分析，现有文献的研究存在如下2点问题：

1)灵活性改造主要涉及电和热2个能量维度，现有研究大多仅考虑了单一维度或某种改造技术，缺乏全面考虑不同改造技术的适用性、互补性及协调配合能力。

2)火电机组改造的技术路线众多，采用不同技术改造后，机组运行的数学模型存在差异，缺少一种建模方法对采用不同改造技术的机组复杂运行问题进行统一建模。

综上所述，本文提出一种考虑差异化改造技术的电热集成系统协同优化调度方法。首先，对纯凝和CHP机组的灵活性改造重点、效果和相关技术进行分析，并对CHP机组多种改造技术进行对比；其次，在考虑纯凝机组多阶段调峰、CHP机组多模式运行的基础上，引入顶点凸组合法对火电机组采用多重改造技术后的双能量维度的运行问题进行统一建模；最后，将机组运行模型内嵌入电热集成系统优化调度模型中，并对所提模型进行算例分析和相关研究，证明本文所提方法的合理性和有效性。

1 火电机组灵活性改造

火电机组的灵活性改造涉及控制和通信系统、燃料供应系统、锅炉、蒸汽轮机系统等多个子系统。纯凝机组和CHP机组的改造重点、效果和相关技术都存在差异。

1.1 纯凝机组改造

针对纯凝机组的灵活性改造，一般需要解决锅炉系统两方面的问题：一方面，锅炉的最低负荷取决于其燃烧稳定性。低负荷时火焰稳定性差，容易发生灭火事故，降低了机组运行安全性。主要改造技术包括富氧燃烧、煤粉分离器改造等技术[5-6]。另一方面，节能及环保指标是制约锅炉低负荷运行的关键因素。因此，必须要考虑低负荷运行时脱硝[22]、除尘器和脱硫等系统的正常投运以及因低负荷脱硝投用可能造成的空预器低温腐蚀、空预器堵塞等问题的相关技术措施。

由于改造技术种类之多，机组具体改造手段对研究纯凝机组调峰过程不够直接。为对纯凝机组灵活性改造进行统一建模，将改造后的纯凝机组调峰过程分为基本调峰(regular peak regulation, RPR)、不投油深度调峰(deep peak regulation without oil, DPR)和投油深度调峰(deep peak regulation with oil, DPRO)三阶段的调峰方式[8]。

RPR阶段主要考虑机组煤耗。随着调峰深度增加，DPR阶段，机组频繁地变负荷运行，汽轮机转子由于温度变化使表面产生交变应力导致低频疲劳损耗，可能造成机组寿命损耗。由于目前汽轮机转子寿命计算十分复杂，本文参考文献[8]中变负荷调峰下机组寿命损耗成本可粗略地得到机组寿命损耗成本。因此，DPR阶段主要考虑机组煤耗以及寿命损耗问题。DPRO阶段，机组进行深度调峰，锅炉燃烧稳定性是不可忽视的问题，在此阶段往往会进行投油操作以保证锅炉安全稳定运行。在DPRO阶段考虑机组煤耗、寿命损耗以及投油成本。则机组改造后多阶段调峰成本为：

(1)

式中：C(g)为机组调峰成本；C1(g)为机组煤耗成本；C2(g)为机组寿命损耗成本；C3(g)为机组油耗成本。

1.2 CHP机组改造

CHP机组改造思路分为电热运行区间扩展[23]和机组运行模式扩展2种。电热运行区间扩展改造主要有高背压技术[24-26]、光轴改造技术[27]以及增设灵活性辅助设备(EB、HA等)[28]等技术；机组运行模式扩展路线中最为典型的技术为切缸改造。CHP机组的灵活性改造较少涉及锅炉低负荷运行问题，重点在围绕保障供热的同时提高调峰能力，增加VRE的发电空间。CHP机组改造技术对比如表1所示

表1 CHP机组改造技术对比

从表1中可以看出，虽然切缸改造技术处于推广阶段，但较其他技术相比，该技术的最大优点为：不用开缸更换低压缸转子，投资和改动都较小。切缸改造的原理如图1所示。

图1 CHP机组切缸改造示意图

通过中低压缸连通管新加装的全密封、零泄漏的液压蝶阀启闭动作实现低压缸进汽与不进汽的灵活切换，同时加装一个冷却蒸汽旁路控制系统，保证了低压缸在高真空条件下的安全“空转”长期运行。

与采用其他技术改造后仅能运行在背压模式下相比，采用切缸改造技术后，CHP机组能够在抽汽和背压2种模式下不停机灵活切换，运行方式更为复杂。

2 基于顶点凸组合法的火电机组运行建模

机组的角色定位以及运行方式在灵活性改造前后发生了重大转变。鉴于火电机组灵活性改造的技术存在差异性和多样性，本节基于顶点的凸组合法提出一种涉及纯凝机组的多阶段调峰和CHP机组多模式运行问题的统一建模方法。

2.1 顶点的凸组合

设K是凸集，X∈K，若X不能用不同的两点X1∈K和X2∈K的线性组合表示为：

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

(2)

则称X为K的一个顶点。

设X1,X2,…,Xk是n维欧式空间En中的k个点。若存在μ1,μ2,…,μk，且0≤μi≤1，i=1,2,…,k，使

(3)

则称X为X1,X2,…,Xk的凸组合，若K是有界凸集，则任何一点X∈K均可表示为K的顶点的凸组合[29]。

2.2 纯凝机组多阶段调峰建模

对锅炉侧进行低负荷运行改造后，火电机组调峰过程呈现为1.1节所示的多阶段性，非连续性的特征。火电机组全过程调峰能耗成本曲线如图2所示。

图2 火电机组多阶段调峰

(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

(11)

2.3 CHP机组多运行模式建模

CHP机组分为抽汽式和背压式2种类型，文献[30]采用顶点凸组合法对上述2类机组进行了建模，但只考虑了CHP的一种运行模式，没有考虑机组的多模式运行问题。

切缸技术能够实现抽汽模式(extracion mode，EM)与背压模式(backpressure mode，BM)的灵活切换，使机组同时具备高背压机组供热能力大、抽汽凝气式供热机组运行灵活的特点，能够在供热量不变的条件下，可一定程度降低机组发电功率，实现深度调峰，其多运行模式如图3所示。

图3 CHP机组的多运行模式示意图

(12)

(13)

(14)

需要说明的是，在非凸运行区间下，机组可化归为各有凸性的调度子区间表示，对于各子区间内点相应成本的建模方法是相同的。当机组本体采用其他方式进行改造或不进行改造时，上述建模方法同样适用。

3 电-热集成系统优化调度模型

为增强电力系统的灵活性，促进VRE的消纳，国家正在大力推广火电机组的灵活性改造。一种技术路线是通过配置EB和HA等方式，实现供暖期的“热电解耦”。另一种则是对机组锅炉、汽轮机和循环水等本体子系统进行改造，实现供暖期或非供暖期深度调峰。基于此，为实现各类改造技术的协调优化运行，本节以最小化系统的运行成本为目标，考虑了电热平衡、机组运行等相关约束构建电热集成系统优化调度混合整数线性规划模型。

3.1 目标函数

本文电-热集成系统考虑储能装置来弥补火电机组爬坡过程中的能量偏差。不考虑风电运行成本，以系统总运行成本最小化为目标，其中包括纯凝和CHP机组的能耗和启停机成本，VRE和负荷的削减惩罚成本。

(15)

1)纯凝和CHP机组的能耗成本。

火电机组的能耗成本如式(9)—(14)所示，电热运行区间内任意工作点的能耗成本可由顶点能耗成本凸组合得到。

2)纯凝和CHP机组的启停机成本。

火电机组的启机成本与停机nter时间有关，一般包括3种启机状态：热启动、温启动和冷启动。

(16)

3)VRE和负荷削减惩罚成本。

为了实现VRE优先消纳，保证模型有可行解，本文考虑了VRE和负荷的削减惩罚成本。

(17)

4)储能充放电成本。

本文设置储能来弥补火电机组爬坡过程中的能量偏差，并忽略储能装置对风电消纳的影响。

(18)

3.2 约束条件

1)电功率平衡约束。

(19)

2)系统备用约束。

(20)

式中：φ和χ为系统的备用系数和VRE的置信系数；Pi,max为机组最大出力；ui,t为机组开关机变量。

3)区域热平衡约束。

(21)

4)纯凝和CHP机组的爬坡约束。

(1)纯凝机组：

(22)

(2)CHP机组：

(23)

式中：ki为机组i发电功率关于供热功率变化率，物理意义为在进气量不变时，每抽取一单位的供热功率时，发电功率的减少量。

5)电锅炉运行约束。

(24)

(25)

(26)

6)储热罐运行约束。

(27)

(28)

7)VRE和负荷削减约束。

(29)

(30)

8)启停机状态约束。

(31)

(32)

(33)

9)机组运行约束。

纯凝和CHP机组的电-热运行区间如式(9)—(14)所示。机组启停与运行模式选择之间的逻辑关系为：

(34)

(35)

(36)

(37)

式(34)、(35)表示机组开机时可能处于不同的调峰阶段或运行模式；式(36)、(37)表示机组开机时处于常规运行状态。

10)纯凝机组深度调峰模式运行限制。

虽然纯凝机组能够响应负荷需求实现深度调峰，但深度调峰工况复杂，且可靠性和安全性尚待长期现场运行验证，因此，本文对机组深度调峰的持续时间进行了约束。

(38)

11)火电机组最小持续启停机时间约束。

(39)

(40)

12)储能能量约束。

(41)

Smin≤St≤Smax

(42)

13)储能充放电约束。

(43)

(44)

4 算例分析

为了验证模型的有效性，系统机组数据参考文献[31]进行仿真分析。优化模型采用Matlab Gurobi 8.1.1解算器进行求解。

4.1 算例原始数据

本算例系统中共9台火电机组，包含7台抽汽式热电联产机组和2台纯凝火电机组，总装机容量为2 939 MW，机组参数见文献[32]。其中1—3号热电联产机组属于发电集团A，对区域Ⅰ供热；5—8号热电机组属于发电集团B，对区域Ⅱ供热；4号、9号机组为纯凝机组分别属于发电集团A、B。2个集团均配置有容量为4 000 MW·h蓄热罐和容量为500 MW的电锅炉，电锅炉电热转换效率为0.99。除以上火电机组外，2个发电集团分别拥有一处风电场，装机容量分别为800 MW和600 MW，与上述火电机组共同承担系统负荷。本文储能系统容量配置采用文献[33]中不考虑投资成本的配置方式。设热电联产机组低压缸切除工况下，调峰能力可提高16%，机组供热能力提高20%。纯凝火电机组3个调峰阶段基本指标为40%(RPR)、50%(DPR)、60%(DPRO)。

取弃风惩罚成本为3 500元/(MW·h)，并将弃风成本计入机组运行成本以量化衡量机组改造前后系统弃风量。设典型日内热负荷保持不变，系统与其他电网无功率交换，调度时段为1 h，调度周期取24 h，各时段电、热负荷及风电预测数据如图4、5所示。

图4 供热期电、热负荷及风电预测数据

图5 非供热期电负荷及风电预测数据

为了验证本文所提模型的有效性，本文基于3种调度场景进行对比、分析不同运行模式下系统运行的经济性及风电消纳水平。

模式1：不考虑机组改造、不考虑储能的电热能源集成系统运行方式。

模式2：考虑CHP机组增设蓄热、电锅炉改造(以下称为CHP增设EBHA改造)，其中电负荷需求由风电机组、火电机组及储能满足，热负荷需求由CHP机组、电锅炉和蓄热罐设备提供。

模式3：综合考虑改造技术、改造机组类型的大规模火电机组参与的调度方式(本文所提模型)。

4.2 仿真结果分析

3种模式的总运行成本、弃风成本如表2所示。

表2 3种模式下各项年成本对比

从表2中可以看出，相较于模式1、模式2，模式3综合考虑了不同类型机组以及多改造技术，对降低系统总运行成本及弃风成本效果最为显著。

供热期内，与模式1相比，模式2减少弃风成本29.04%，总运行成本减少7.90%，但在非供热期成本降低不明显。虽然CHP机组增设EB、HA设备，可以扩展机组电热调节区间范围，使机组在满足供热需求的同时降低部分电出力，提供部分风电上网空间。当EB、HA达到功率上限时，随着风电并网规模增大，若机组要保证当前的供热水平，则难以通过降低出力来出让风电上网空间。

3种调度模式下，CHP机组热出力如图6所示，同一台机组的电热出力如图7所示。由图6可知，在模式1调度方案下，机组热功率最大，系统未计及机组改造和电储能的影响，由于机组热负荷较高，热电机组的电出力受其热出力制约无法降低，即使火电机组出力被降到最低，为了满足供热要求，会出现大量风电资源无法消纳的情况，从而产生弃风。而模式2和模式3考虑了机组改造影响，机组灵活性的提升使得在满足热负荷需求下，机组降低电出力，从而消纳风电。由此可以得出，相比于原始模型及仅考虑增设灵活性设备的优化模型，本文所提模型进一步降低了热电机组的热功率，为风电上网提供更大的空间。

图6 全体热电机组热功率

图7 3种模式下同一台机组电、热功率

图7为1号机组在3种调度模式下的电、热出力情况。由图7可知，考虑机组改造的模式2和模式3中，机组电热负荷下降情况相似，在1—3和5—8时段，机组出力保持较高水平。但在11—18时段，机组电、热功率下降明显。与模式2相比，模式3中9—12时段机组出力降低至57%Pmax水平，尤其在14—16时段，模式3中机组出力降至最小技术出力之下，而模式2此时段机组出力相比模式1虽明显降低，但不能突破最小技术出力。这是由于模式2仅考虑了增设EB、HA设备，当出现弃风时EB启动，当达到EB电功率上限状态时HA放热，降低机组供热功率及强迫电功率，增加风电上网空间，但机组本体参数仍不会改变。模式3中EB、HA和机组深度调峰共同作用，机组进行本体改造，自身技术参数发生改变，当弃风量增大后，机组可降低出力至最小技术出力以下，从而提高风电消纳能力。由此可见，本文模型能够更精细地反映机组运行特点。

图8为模式3中1号火电机组电功率、蓄热罐蓄热量及电锅炉电功率曲线。时段15开始出现弃风，此时电锅炉迅速启动，这是由于电锅炉是弃风启停控制的。到时段18时电锅炉趋近于功率上限，蓄热罐开始放热，这是由于此时仅靠电锅炉已无法满足风电消纳，蓄热罐放热可以使得机组降低出力，释放风电上网空间。到时段18时机组出力已降至最小技术出力之下。由此可见，本文模型可实现多种调度资源协调运行，优先调度消纳效果好、成本低的资源，消纳弃风实现优化目标。

图8 模式3中火电机组电功率、蓄热罐蓄热量以及电锅炉电功率功率曲线

图9为非供热期3种模式下的VRE削减对比。从图9中可以看出，模式1和模式2的削减情况相差不大，这是由于模式2采用的是增设EB、HA进行的机组改造，这种改造方式主要针对供热期机组降出力无法保证供热的问题。当非供热期时，CHP机组可以启动电锅炉消耗部分出力，但效果不明显，因此模式2对非供热期消纳弃风的作用不大。本文所提模式3考虑了纯凝机组深调峰改造，不仅在供热期作用显著，在非供热期削减效果也很明显。因此，本文所提模型对于“三北”地区电网调峰压力的减轻十分有效，充分提高了系统风电消纳水平。

图9 非供热期VRE削减

由此可见，本文所提模型可有效优化电-热集成系统的综合成本，在供热期、非供热期均可提高系统风电消纳水平，具有一定借鉴意义。

4.3 机组电热运行区间扩展分析

本节在4.2节的基础上增加模式4、模式5，分别为考虑CHP机组采用切缸技术改造、CHP机组高背压供热改造的电热集成系统优化调度模型。图10为4种模式下的CHP机组可行运行区间。

图10 热电机组运行曲线

机组模式1下可行运行区间为A1B1C1D1A1；模式2的可行运行区间为A2B21B22C21C22D2A2；模式4切缸技术改造后机组可行运行区间转变为A1B1C1D1A1+B4C4；模式5高背压供热改造后机组可行运行区间由A1B1C1D1A1转变为MNLKM。从图10中可以看出改造后，机组供热能力大幅提升，其中模式5最为明显。但在这4种扩展改造技术中，只有切缸技术可使机组在抽气和背压2种模式下灵活切换。

图11为供热期5种模式下VRE削减情况。从图11中可以明显看出，模式3下VRE削减效果最理想。模式4机组采用切缸改造，模式5采用高背压供热改造，两者风电消纳情况相差不大。结合图10可知，高背压供热改造相较纯背压工作点下降低发电功率，但改造后机组仅能运行在背压模式；模式2仅靠EB、HA辅助机组供热以降低出力但效果仍存在改进空间。