陈晓光, 荣 爽，关万琳，郝文波，徐明宇

(国网黑龙江省电力有限公司电力科学研究院，哈尔滨 150030)

0 引 言

中国北方富风区与供暖区高度重叠，由于电热负荷矛盾，电力系统调峰能力在供暖季谷荷时段尤显紧张[1-2]。然而，随着风电大规模接入电网，其反调峰特性会增加电网对电源参与调峰能力的需求。此外，“以热定电”的CHP(combined heat and power)机组规划与运行政策限制了其调节能力，激化了供暖期风电场限电率居高不下的问题[3-4]。以黑龙江省为例，2016-2017年全省风电弃电率一直保持在15%以上，各年供暖期内的弃风电量均占到当年总弃电量的90%以上。

针对风电的间歇性、波动性和反调峰特性问题，当前主流应对方法是增设储能系统(Energy Storage System，ESS)，通过能量的转化与存储来实现对间歇性、波动性能源的平抑[5-7]。导致供暖季弃电率高的主要原因之一是电热负荷之间的峰谷矛盾。高比例的热电联产机组在提高能源使用效率的同时也降低了电热源种类的丰富性，CHP机组的电热耦合关系也加剧了热电负荷的强连接性。因此，可以考虑为供暖系统提供附加热源，如电锅炉、储热罐等，丰富热源种类，降低CHP机组热需求，柔化电热负荷耦合关系，提高供暖期风电消纳的能力[8-9]。

针对风电非线性、高离散等特点，诸多包含风电的储能设备协调调度优化算法已被提出，如启发式算法[10-11]、拉格朗日松弛法[12-13]、现代智能优化算法[14-16]和动态规划法[17-18]等。现有研究多针对单一能量存储技术进行分析，而含有多种能量存储特点的复合型能量存储系统可对间歇性能源进行更好的消纳。

研究供暖期电力谷荷时段附加热源的多源协调配合问题，明确各类电源、热源及储能设备的工作方式并分析其运行成本，以保证一定弃风消纳效果为前提，以综合附加热源系统运行总费用最低为优化目标，制定供暖期电力谷荷时段多热源协调调度策略，为科学降低黑龙江省供暖期弃风高发问题提供可行的解决方案和理论支持。

1 电源、热源、储能设备控制方式

1.1 CHP机组控制方式

热电联产机组同时担当电网的电源和热网的热源，按照“以热定电”政策要求，对CHP机组输出功率进行调节时需以保证供热稳定为前提。因此，在电力谷荷时段，降低CHP机组的电输出功率需要附加热源和热网的配合。CHP机组控制方式如图1所示。

图1 CHP机组控制方式Fig.1 Control mode of CHP unit

1.2 储热罐控制方式

储热罐在每个调度周期前，需要根据电热负荷的预测信息设置本调度周期内各调度时段的储放策略。储热罐调度方式如图2所示。

图2 储热罐调控模式Fig.2 Control mode of heat storage tank

一般来说，储热成本要低于电供暖成本，因此，当出现弃风时，应先利用储热罐内的热能促进风电消纳。当网上弃风需要进一步利用电锅炉来进行消纳时，可根据储热罐剩余热量状态，确定储热罐吸收热能功率。

1.3 电锅炉控制方式

电锅炉具有调节速度快且可实现无极调节的特点。因此，电锅炉有较强的净负荷跟踪能力。当电网出现弃风时，根据弃风功率来调整系统内所有电锅炉工作总负荷功率。电锅炉的工作负荷应依据对应的储热罐能荷状态及CHP机组此时的运行成本来确定，并根据储热罐能荷状态和弃风消纳情况来确定其所产生热能的输出去向。电锅炉控制方式如图3所示。

图3 电锅炉调控模式Fig.3 Control mode of electric boiler

2 多热源协调调度模型

2.1 多源协调调度优化目标及运行约束

2.1.1优化目标

在保证风电消纳量的前提下，以电热混合系统运行成本最低作为协调调度的优化目标，根据已制定的日前发电、供热计划，参考电网及热网预测信息对日内滚动发电计划进行调整。

运行成本主要由CHP机组、电锅炉、储热罐的运行费用构成。其他电源不参与供暖调节，故其运行费用不予考虑。协调调度运行成本优化目标可由式(1)表示。

minCdis=CCHP+CEB+CHS

(1)

式中：Cdis为系统运行成本，万元；CCHP为CHP机组运行成本，万元；CEB为电锅炉运行成本，万元；CHS为储热罐运行成本，万元。

CHP机组运行成本可由式(2)表示。

(2)

(3)

式中：ai为发电经济系数；bi为供热经济系数；ci为运行经济系数；cm,i为机组电/热出力比率。

电锅炉运行成本主要由购电费用构成，可由式(4)表示。

(4)

2.1.2运行约束

电热混合系统运行时不仅需要考虑电网和热网的能量平衡约束，还要考虑CHP机组的爬坡速率约束、CHP机组的热电耦合约束以及电锅炉和储热罐运行时所需考虑的约束条件。

1) 能量平衡约束

电力平衡约束

(5)

热力平衡约束

(6)

2)CHP机组运行约束

电出力约束

(7)

热出力约束

(8)

CHP机组热电耦合约束

在电力谷荷时段，为了压缩上网电量，CHP机组一般以背压工况运行，其电、热出力呈线性关系。

Hn,t≤Cm,n·Pn,t+Kn

(9)

式中：Cm,n为机组n在背压工况下热电比；Kn为常数。

CHP机组爬坡速率约束

(10)

3) 电锅炉及储热罐运行约束

电锅炉及储热罐热出力约束

(11)

电锅炉及储热罐电出力约束

(12)

储热罐储能约束

(13)

2.2 两级式优化调度模型

将多源协调调度分为系统级和机组级两个层级分别进行优化。在第一层级，以风电消纳量最高为优化目标，确定每种热源应承担的热负荷量；第二层为机组及设备间优化，分为两个阶段，第一阶段根据各CHP机组的运行经济性优化各CHP机组出力，第二阶段依据各类附加热源的工作特点，协调调度各类附加热源用电及热输出功率，补充因热电联产机组热出力下降而产生的热能缺额。两级式协调调度模型如图4所示。

图4 两级式多热源协调调度优化模型Fig.4 Two-level optimal model of multi-heating sources coordinative dispatching

2.2.1 第一层级优化

第一层级优化调度在系统级进行，以消纳最多弃风电量为优化目标，以求得的弃风功率和各类热源、附加热源应参与的调度份额为输出结果。

弃风消纳由两部分构成：通过CHP机组电出力降低提供的风电上网空间和电锅炉及储热罐的用电负荷。

(14)

对CHP机组的热力补充主要包含两部分：储热罐的热出力及电锅炉转化的热能。

(15)

式中：ΔHCHP,j,t为CHP机组j在t时刻减少的热出力，MW；HHS,j,t和HEB,j,t分别为电锅炉和储热罐j的热出力，MW。

2.2.2 第二层级优化

1)CHP机组出力分配阶段

利用动态规划法以CHP机组总运行费用最低为目标，对各CHP机组的运行进行优化。

动态规划法是属于运筹学的一种优化方法，以求解决策过程最优化为优化目标。它将全局问题分解为若干个子问题，以此求解各子问题，各个子问题之间并不独立，相互之间存在影响。在求解每个子问题的过程中，穷举所有可行解，依据决策判据在所有可行解中得到最优局部解。以此类推，对全部子问题进行寻优，再从累积的局部解集合中寻求解决全局问题的最优解。将各CHP机组应承担电出力下降份额作为全局问题，以所有CHP机组总调节费用最低作为全局优化目标。将总下降功率切分为若干个功率下降区间，将各个功率下降区间作为子问题，在求解子问题过程中，计算各台CHP机组承担该功率调整区间所产生的调节费用，将其列为子问题的可行解；将子问题的决策条件设定为调节费用最低；令该子问题的最优解为子解，由该子解对应的CHP机组承担该功率下降区间，其他机组出力不变；最后，求得所有CHP机组在所有子功率区间的累计值作为CHP机组出力分配优化结果。

2)储热罐、电锅炉协调调度阶段

根据CHP机组出力优化结果，确定每台CHP机组对应的电锅炉和储热罐应补充的热出力。

电锅炉所消耗的电能主要来自电网，虽可享受峰谷电价及清洁供暖价格补贴，但其热能成本一般仍高于储热罐。因此，对CHP机组的热补充应先充分利用成本较低的储热罐储热。

电锅炉可以通过降低CHP机组电出力和提供电网负荷两种途径促进风电消纳，故其有更高的风电消纳能力。电锅炉的用电功率调节速度快且可实现无极调控，因此，除了协同消纳储热罐无法单独消纳的弃风外，还可利用其快速调节能力来消纳因CHP机组爬坡速率约束所不能消纳的弃风。

3 算例分析

3.1 仿真模型及参数设计

算例模型以文献[19]中的仿真算例为基础，并加以适当修改。算例系统内各供暖区的热电联产机组编号、经济参数如表1所示。

表1 热电联产机组编号及其经济参数Table 1 Number and economic parameters of CHP unit

附加热源配置如表2所示。为保护储热罐装置的健康使用，当储热罐剩余热量不足30%时，停止向外送热，当超过90%时停止向内储热。

表2 各附加热源配置Table 2 Configuration of each auxiliary heating source

取哈尔滨第三热电厂2018-2019年供暖季某连续3日热负荷数据作为算例的热负荷数据来源，如图5所示。

图5 日热负荷变化曲线Fig.5 Variation curves of daily heating load

3.2 计算仿真与结果分析

算例仿真计算应用两级式协调调度模型，对算例系统内CHP机组和附加热源的调度运行进行优化，依据优化结果制定出混合算例系统的滚动发电、供热计划。图6所示为在谷荷时段系统级风电消纳能力的优化结果。随着附加热源的投入，大部分弃风电量可被消纳，在相同配置条件下，电锅炉的弃风消纳能力要强于储热罐，这源于电锅炉可通过电、热两个方面实现对弃风的消纳。在电力谷荷时段前期，储热罐和电锅炉都能积极参与弃风消纳，而在03:45之后，储热罐内存储热量多已释放，谷荷时段后期的弃风消纳则主要由系统内的电锅炉承担。

图6 谷荷时段系统级风电消纳Fig.6 Wind power consumption at system level in valley load period

从图6可以发现，即便有了附加热源的参与，仍有部分风电不能完全消纳，其主要原因有如下几点：

1)系统内的电功率超过系统可消纳的范围；

2)储热罐储热量耗尽，不能向系统提供热能，附加热源整体弃风消纳能力降低。

图7所示为利用动态规划法优化后CHP机组在电力谷荷时段的运行情况。

图7 谷荷时段各CHP机组热出力Fig.7 Output of heating power of each CHP unit

由图7可知，3号热电联产机组调节费用最低。因此，首先对3号机组的热出力进行调节，而后调节1号、2号，最后调节4、5、6号机组。当调节单台机组不能满足要求时，应优先调节成本低的机组。

图8为电力谷荷时段各储热罐的调度情况。

图8 谷荷时段各储热罐调度情况Fig.8 Dispatching of each heat storage tank in valley load period

由于储热罐放热功率直接影响CHP机组热出力，因此对储热罐放热的选择由CHP机组调度成本决定。已知3号CHP机组调度费用最低，因此3号CHP机组对应的储热罐热备最先投入工作，而后依次为1、2号机组。4号机组的调度费用最高，因此只在弃风最严重的情况下对其进行调度，如图8(a)。图8(b)为各储热罐的储能变化情况。在电力谷荷时段，储热罐的能量剩余与其热出力相关，热出力越大，储热罐储量下降速度越快。

图9所示为供暖期电力谷荷时段附加热源各电锅炉用电情况。在01：00前，电网弃风功率较低，主要消纳弃风的任务由附加热源中的储热罐承担，电锅炉主要承担对净负荷预测误差导致的弃风消纳。而后，随着网上弃风功率的提高，电锅炉的工作状态由主要消纳净负荷预测误差弃风转为消纳因风电-电力负荷峰谷矛盾导致的弃风，各电锅炉均以较高的用电水平工作。03：45后，因储热罐的剩余热量水平接近设计下限，此时段对弃风的消纳主要由电锅炉完成。因电锅炉转化的热能可以存储至储热罐，因此，在对电锅炉选择时，优先选择余热量状态较低的储热罐所对应的电锅炉。

图9 电锅炉电功率Fig.9 Electric power of electric boilers

4 结 语

提出了在高风电渗透率背景下供暖期电力谷荷时段复合能源系统内热电联产机组与作为附加热源的储热罐和电锅炉之间的协调调度策略，该策略以保证弃风消纳效果为前提，以调度成本最低为目标，利用两级调度优化模型，实现了对多种电热源的调度优化。通过算例分析，证明了该方法可在有效降低弃风电量的同时，合理经济地调配包括热电联产机组、电锅炉和储热罐在内的多种电热源。