辅助服务市场下含电锅炉热电厂 多运行组合模式优化决策

国海龙，董玉亮，黄 实，张海林，李 进，房 方

（1.北京四方继保自动化股份有限公司，北京 100085； 2.华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206； 3.国家电投集团东北电力有限公司本溪热电分公司，辽宁 本溪 117008； 4.中国华能集团有限公司，北京 100031；5.华北电力大学控制与计算机工程学院，北京 102206）

新能源的快速开发和传统能源的低碳清洁高效利用是实现碳达峰碳中和这一国家战略目标的重要途径之一。风能和太阳能发电是我国最有商业开发价值的可再生能源，近年来风电、光伏装机容量不断增加，截至2020年底，风电、光伏总装机容量达到5.3亿kW；预计到2030年，风电、光伏总装机容量将达到12亿kW以上。然而，由于风电和光伏发电的不确定性和间歇性，高渗透率可再生能源的并网对电网安全、经济调度提出了挑战，我国“三北”地区冬季供暖期弃风弃光问题仍然突出。挖掘热电联产机组的调峰能力是促进风电、光伏发电消纳的关键措施。为解决冬季采暖期弃风、弃光现象严重的问题，一些热电解耦技术得到应用，如耦合电锅炉供热[1]、耦合热泵供热[2-3]、增设储热设备[4]、高背压供热改造[5-6]、低压缸切缸供热改造[7]以及旁路供热[8]等技术，热电联产机组的调峰能力得到了不同程度的提升。

热电厂进行灵活性改造后，全厂供能模式更加灵活多样。然而当前多数热电厂在运行过程中，对于机组运行组合模式选择基本依靠人工经验，因而未能充分发挥机组热电解耦改造后的灵活、经济供能优势。对此，文献[9]研究了低压缸切除、储热、电锅炉3种“热电解耦”改造后机组电热协调优化运行策略，文献[10]分析了热电联产运行模式对电-热综合能源系统效率的影响，文献[11-12]研究了热电机组储热罐最优运行策略，文献[13]研究了含储热热电联产机组与电锅炉的弃风消纳协调调度。这些研究都是在单机自动发电控制（automatic generation control，AGC）控制模式下，针对厂内单台机组与其他灵活性供热设备的耦合，因而未能实现热电厂整体协调优化运行。

通过采用厂级AGC控制模式，可以将热电厂内的供热机组和灵活性供热设备（电锅炉、电热泵、储热罐等）纳入统一的控制系统，通过优化实现全厂多能协调优化控制，进一步挖掘热电厂灵活运行潜力，提高运行经济性。文献[14]研究了配置储热罐后热电厂内2台机组间的电热负荷优化分配问题，给出电负荷平均分配，热负荷不平均分配的运行策略。但文中给出的结论只针对相同的2台热电机组间的电热负荷分配问题，而且不涉及电锅炉。

另外，灵活性改造后的热电厂多数要参与辅助服务市场交易，在进行运行组合模式决策时，不能再单纯以供能煤耗最小作为优化目标，而应以考虑辅助服务补贴后的供能成本最低作为优化目标。

为此，本文研究东北辅助服务市场厂级AGC调度控制模式下，含电锅炉热电厂多运行组合模式优化决策，将新增的电锅炉纳入优化对象中，在综合考虑各机组运行特性、不同供热方式能耗和辅助服务补贴的基础上，通过建模和仿真计算确定不同电热负荷下热电厂运行组合模式的优化决策规则。

1 含电锅炉热电厂运行特性

1.1 热电厂热力系统概况

本文所选热电联产（CHP）电厂配置了2台300 MW供热机组和4台电锅炉（4×40 MW），其中1台机组供热季采用更换转子的方式进行高背压方式运行；另1台机组进行了低压缸切缸改造，在供热季可根据电、热负荷关系进行抽汽供热和切缸供热2种模式的切换。整个热电厂的热力系统如图1所示。图1中HP、IP、LP分别为高压缸、中压缸、低压缸；低加、高加分别为低压加热器、高压加热器。

在供热季节，厂级AGC模式下热电厂可以根据电、热负荷的大小和比例关系，采用最佳的运行组合模式。在2台机组都运行的情况下，可选择的运行组合模式有4种，分别是：高背压+抽汽供热（HBP+EH）、高背压+低压缸切缸（HBP+LPCC）、高背压+抽汽供热+电锅炉（HBP+EH+EB）、高背压+低压缸切缸+电锅炉（HBP+LPCC+EB）。

1.2 热电厂设备电热特性

利用Ebsilon软件仿真获得热电厂内机组和电锅炉不同工作模式下的电热特性，可表示为：

式中：Pel为机组或电锅炉的电功率，MW；Qh为机组或电锅炉的供热功率，MW；α、β均为机组或电锅炉电热特性系数。

不同运行模式下系数α和β的取值见表1。

表1 机组电热特性方程系数 Tab.1 Coefficients of units’ electrical and thermal characteristics equation

电锅炉的投运既可以提高机组的供热能力，又可以提高机组的下调峰能力。图2分别给出了高背压运行机组、抽汽供热机组、低压缸切缸运行机组与电锅炉耦合时的电热出力特性。图2a)中CBEF为高背压机组耦合电锅炉后整体电、热出力边界。从边界点B和E的坐标可以看出，高背压运行机组耦合电锅炉后最大供热能力从430 MW增加到574 MW，同时上网电功率可以从253 MW降至93 MW。

图2b)中ABB1C1D1D为机组抽汽供热模式下耦合电锅炉后整体电、热出力边界。从边界点B和B1的坐标可以看出，抽汽供热运行机组耦合电锅炉后最大供热能力从373 MW增加到517 MW，同时上网电功率可从233 MW降低至73 MW。图2c)中B2B3C3C2为抽凝机组切缸运行模式下耦合电锅炉后整体电、热出力边界。从边界点B2和B3的坐标可以看出，切缸供热运行机组耦合电锅炉后，最大供热能力从480 MW增加到624 MW，同时上网电功率可以从209 MW降低至40 MW。因此，3种运行模式与电锅炉耦合都可以大大提高热电厂的供热能力。其中，低压缸切缸耦合电锅炉运行模式下，机组的供热能力最大，可以达到624 MW。

1.3 热电厂全厂电热特性

不同运行组合模式下，全厂的电热特性如图3所示。图3a)中，ABCDEF为HBP+EH模式下全厂电、热出力边界；图3b)中，A1B1B2A2为HBP+LPCC模式下的全厂电、热出力边界；图3c)中，ABCDEFGH为HBP+EH+EB模式下全厂电、热出力边界；图3d)中，ABCDEF为HBP+LPCC+EB模式下全厂电、热出力边界。可以看出，通过采用低压缸切缸和耦合 电锅炉技术可以使全厂供热能力大约提升100~ 200 MW，其中HBP+LPCC+EB运行模式下，最大供热能力可以达到1 054 MW，比HBP+EH运行模式提升251 MW。

从图3c)和图3d)可以看出，耦合电锅炉后，在相同全厂热负荷下，全厂上网电功率有不同程度的下降，因而降低了全厂下调峰下限，HBP+EH+EB运行组合模式（全厂热负荷250~350 MW）和HBP+ LPCC+EB运行组合模式（全厂热负荷360~550 MW）可以分别实现全厂零上网电量；HBP+LPCC运行模式下，全厂电出力调节范围太小，因此不推荐热电厂长时间工作在此运行组合模式下。

1.4 热电厂机组煤耗特性

高背压机组和抽汽供热切缸运行模式机组有相似的电热特性，二者的电、热负荷间都有固定的比例关系。由供电煤耗量和供热煤耗量决定的机组煤耗量特性可以由式(2)计算；抽汽供热机组煤耗量特性可以由式(3)计算：

式中：BHBP/LPCC为高背压或切缸模式煤耗量，t/h；BCHP为抽汽供热模式煤耗量，t/h；Pe为机组的供电功率，MW；Qh为机组的抽汽供热功率，MW；cv为电热系数；a为煤耗量系数，kg/(MW2·h)；b为煤耗量系数，kg/(MW·h)；c亦为煤耗量系数，kg/h。

式(2)和式(3)中的煤耗量系数a、b、c可利用现场运行历史数据拟合得到。具体值见表2。

表2 机组煤耗量系数值 Tab.2 Coefficients of unit coal consumption

2 电厂运行组合模式优化决策模型

2.1 目标函数

目前，多数热电厂在不同的全厂电、热负荷下对机组运行组合模式的决策主要根据经验确定，因而很难达到最优的运行经济性。本文建立考虑调峰辅助服务市场下以供能成本为目标函数的负荷优化分配模型，通过模型求解，获得几种代表性全厂热负荷下，不同机组运行组合模式在其可调电负荷范围内的供能成本（最优负荷分配下），根据供能成本的高低并结合机组运行安全性，确定在某一电热负荷区间应该采用的最佳机组运行组合模式。

以供能成本最小为目标的优化决策模型目标函数为：

式中：ΔWin1(t)为第t时段热电厂参与调峰辅助服务的补贴；ΔWin2(t)为第t时段热电厂未参与调峰辅助服务的分摊费用；B(t)为t时段内全厂耗煤量，t/h；ccoal(t)为t时段煤价，取800元/t；k为燃煤成本占热电厂发电、供热成本比例的倒数，取1.146[15]。

第t时段深度调峰补偿和分摊费用计算为：

式中：λ1、λ2、λ3分别为第t时段第1、2档调峰价和分摊电量的惩罚价格；L为热电厂的电上网负荷率，L=Pnet/CCHP,e；CCHP,e为热电机组的装机容量；Pnet为扣除电锅炉下调峰容量后的上网功率。

以供能煤耗量最小为目标的优化决策模型目标函数为：

式中：Bi为机组i在第t时段的煤耗量，t/h；Pnet(t)为全厂在t时刻的全厂净上网功率，MW；Qh(t)为全厂在t时刻的热功率，MW；Pei(t)为机组i在t时刻的供电功率，MW；Qhi(t)为机组i在t时刻的热功率，MW。

2.2 约束条件

1）电力平衡约束

式中：Pnet(t)为t时刻全厂净上网功率，MW；Pei(t)为t时刻机组i供电功率，MW；Peb(t)为t时刻电锅炉功率，MW。

2）热力平衡约束

式中：Qhi(t)为t时刻机组i供热功率，MW；Qeb(t)为t时刻电锅炉承担的热负荷，MW。

3）机组电热出力上下限约束

式中：Pei,min(t)为机组i的电功率下限，MW；Pei,max(t)为机组i的电功率上限，MW；Qhi,min(t)为机组i的热功率下限，MW；Qhi,max(t)为机组i的热功率上限，MW。

4）机组变负荷速率上下限约束

式中：vi为机组i的负荷变化率，MW/min；vi,max为机组i的负荷变化率安全上限，MW/min；vi,min为机组i的负荷变化率安全下限，MW/min；ΔPei为t时刻机组i分配的负荷变化量，MW；τ为 变负荷时间上限，min。

5）机组间负荷率偏差约束

式中：ΔLmax为机组间允许的最大负荷率偏差，本文取30%。

本文建立的机组灵活性运行组合模式决策模型是一个非线性规划模型，将使用MATLAB软件编制程序并调用非线性规划函数进行求解。

3 含电锅炉热电厂运行组合模式优化决策结果与讨论

以1.1节的热电厂为例开展热电厂运行组合模式优化决策的仿真研究。考虑到国内存在有无深度调峰辅助服务补贴2种应用场景，分别进行以单位时段（15 min）供能成本最低（考虑辅助服务补贴）和供能煤耗量最小为目标的优化计算。

3.1 以全厂供能成本最低为目标的优化结果

根据热电厂电、热负荷出力范围，仿真计算300、400、500、600、700、800 MW 6个典型全厂热负荷下，4种运行组合模式（HBP+EH+EB、HBP+ LPCC+EB、HBP+EH、HBP+LPCC）针对不同全厂上网电功率在各自最优全厂机组电、热负荷分配下的供能成本，结果如图4所示。

由图4a)可见，全厂热负荷较低（300 MW）时，只有2种机组运行组合模式可以满足全厂电、热负 荷要求。在较低全厂电负荷下采用HBP+EH+EB组合模式，在较高全厂电负荷下采用HBP+EH组合模式，切换电负荷在250 MW左右。

由图4b)可见，全厂热负荷400 MW时，在较低电负荷下可以采用HBP+EH+EB或HBP+LPCC+ EB运行组合模式，但后者供能成本更低。HBP+EH到HBP+LPCC+EB运行组合模式的切换电负荷在200 MW左右。

由图4c)—图4e)可见，在中、高的全厂热负荷下，4种运行组合模式都可在相应的全厂电负荷下选用，选择原则是供能成本低且运行操作简单。

由图4f)可见，高的全厂热负荷下，必须投入电热泵运行；HBP+EH+EB和HBP+LPCC+EB运行组合模式的切换电负荷大约在400 MW。

3.2 以全厂供能煤耗量最小为目标的优化结果

根据热电厂电、热负荷出力范围，仿真计算300、400、500、600、700、800 MW 6个典型全厂热负荷下，4种运行组合模式（HBP+EH+EB、HBP+LPCC+EB、HBP+EH、HBP+LPCC）在不同全厂上网电功率时在各自最优全厂机组电热负荷分配下的煤耗量，结果如图5所示。由图5可以看出，采用煤耗量最小为优化目标得到的最优运行组合模式决策规律与用供能成本最小为优化目标得到的最优运行组合模式决策规律基本一致。

3.3 含电锅炉热电厂运行组合模式决策规则

根据图4的仿真计算结果，可以看到不同全厂热功率（300、400、500、600、700、800 MW）下，4种运行组合模式（对应最优厂级负荷分配）在不同全厂上网功率对应的供能成本。按照供能成本最低原则，并且考虑尽量减少运行操作，得到不同全厂电、热负荷下热电厂最优运行组合模式。如果按照图5仿真计算结果，以供能煤耗最低为原则，也可以得到相同的结论。为了方便指导现场运行组合模式的决策，绘制出热电厂多运行组合模式决策规则，结果如图6所示。

4 结 论

1）热电厂通过采用低压缸切缸和耦合电锅炉技术可以使全厂供热能力大大提升，以本文热电厂为例，采用HBP+LPCC+EB运行组合模式，全厂最大供热能力可以达到1 054 MW，比HBP+EH运行组合模式的最大供热能力提升251 MW。

2）热电厂配置电锅炉可以大大降低全厂调峰下限，在一定热负荷范围内，可以实现零上网电量。HBP+LPCC运行模式下，全厂电出力调节范围小，因此不推荐热电厂长时间工作在此运行组合模式。

3）分别采用考虑辅助服务补贴后的供能成本和供能煤耗为目标函数建立优化模型，优化计算得到的机组灵活运行组合模式决策规则一致。