周任軍，康信文，李紹金，陳瑞先，唐 浩，周勝瑜

（長沙理工大學 智能電網運行與控制湖南省重點實驗室，湖南 長沙 410114）

0 引言

冷熱電聯供 CCHP（Combined Cooling，Heating and Power）系統可同時為用戶提供冷能、熱能及電能等多種形式的能量，具有優(yōu)越的能源梯級利用性、污染氣體排放少的環(huán)保性等特點而得到廣泛的關注[1-3]。冷熱電聯供系統的運行策略決定了系統的經濟和環(huán)保性[4]，“以熱定電”的運行策略優(yōu)先滿足熱負荷需求，不足的電力由大網補充，富余電力也可直接上網，適用于聯網運行；“以電定熱”運行策略優(yōu)先滿足電負荷需求，不足的熱能由輔助鍋爐提供，該策略更適用于孤島運行[5-8]。

為充分發(fā)揮冷熱電聯供系統能源梯級利用的優(yōu)勢，高效利用可再生能源，文獻[9]在以燃氣內燃機為驅動的傳統冷熱電系統的基礎上，集成光伏的新型系統，通過太陽能集熱及光伏發(fā)電與冷熱電系統供能的協調優(yōu)化，其能源和環(huán)境效益均得以改善。文獻[10]在冷熱電聯供系統的基礎上，考慮生物質能發(fā)電、燃料電池、蓄電和蓄熱等存儲設備，雖然系統的運行成本有所增加，但供電可靠性、生物質能使用率均得以提升。針對系統的不同運行策略，優(yōu)化模型以一次能源利用率、運行成本和二氧化碳排放量為目標[11-13]，冷、熱、電的年負荷量為等式約束，這些文獻考慮的均是時間段累積的熱、電平衡，未能準確反映電能的實時平衡特性，對冷熱電聯供系統的2種運行策略缺乏準確的實時熱電能量流函數刻畫。

因此，考慮隨機的風電等新能源的接入[14]，針對冷熱電聯供系統“以熱定電”和“以電定熱”運行策略的能量流特點，刻畫相應的實時冷、熱、電能量流函數，并建立基于系統燃料成本、購電成本和環(huán)境成本的經濟環(huán)保調度優(yōu)化模型，研究不同運行策略下系統經濟環(huán)保優(yōu)化調度。

1 冷熱電聯供系統及其能量流

冷熱電聯供系統由燃氣輪機、輔助鍋爐、余熱鍋爐、風電機組和吸收式制冷機等構成，系統能量流如圖 1 所示。圖中 Ffuel（m3）、fpgu（m3）、fb（m3）分別為聯供系統天然氣消耗總量、燃氣輪機及輔助鍋爐天然氣消耗量。為了準確反映系統能量流的特性，以能量流函數來刻畫冷、熱、電等各能量的平衡。

圖1 冷熱電聯供系統能量流Fig.1 Energy flow of CCHP system

燃氣輪機以天然氣為驅動能源；余熱鍋爐（熱出力為 Hpgu（kW）；風電機組發(fā)電功率為 Pw（kW），供給系統的電功率為Pw.c（kW）；輔助鍋爐為系統提供Ha（kW）的熱功率補充；吸收式制冷機以系統熱能Hch（kW）為驅動功率，為用戶提供 Hc（kW）的制冷功率。燃氣輪機、風電機組和城市電網協調滿足電負荷 Pl（kW）的需求。

燃氣輪機能同時提供熱電出力，機組存在熱電出力可行域[15-16]，如圖2所示。燃氣輪機熱電出力可行域可用如下線性不等式描述：

其中，Nlin為燃氣輪機熱電出力可行域邊界線性約束的數量，xm、ym、zm為機組相應線性約束參數。燃氣輪機可行域的函數表述形式為 Ppgu（Hpgu）和 Hpgu（Ppgu），不同的運行策略，函數對應不同的自變量。

圖2 燃氣輪機熱電出力可行域Fig.2 Power-heat feasible operating region for PGU unit

2 “以熱定電”運行策略及其經濟環(huán)保調度優(yōu)化模型

2.1 “以熱定電”運行策略的能量流函數

“以熱定電”運行策略是指聯供系統各供熱機組協調調度優(yōu)先滿足熱負荷能量流的平衡，因為燃氣輪機熱、電出力必須運行在其可行域內，為了實現電功率的實時平衡，因此存在系統與大電網電功率實時交互的情況。當電負荷與系統各發(fā)電機組電功率出力之和的差大于0時，電功率由城市電網流入系統，小于0則相反。該策略包括以下2種運行情況。

（1）當熱負荷與吸收式制冷機功率之和小于余熱鍋爐最大出力時，系統熱能由余熱鍋爐提供，輔助鍋爐停運。

各機組電出力存在如下情形。

a.若 Pl＜Ppmgaux（Hh+Hch），燃氣輪機電出力為 Pl，風電全部上網，供給聯供系統的電功率為：

b.若Ppmgaux（Hh+Hch）≤Pl＜Ppmgaux（Hh+Hch）+Pw，燃氣輪機電出力為Ppmguax（Hh+Hch），風電供給聯供系統的電功率為：

c.若 Pl≥Ppmgaux（Hh+Hch）+Pw，燃氣輪機電出力為Ppmgaux（Hh+Hch），風電供給聯供系統的電功率為：

電負荷不足由電網補充：

（2）當熱負荷與吸收式制冷機功率之和大于或等于余熱鍋爐最大出力時，燃氣輪機以最大熱出力Hpmgaux運行，熱負荷不足由輔助鍋爐提供補充，本文假設輔助鍋爐能夠滿足最大熱負荷需求。

各機組電出力存在如下情形。

a.若 Pl＜Ppmgaux（Hpmgaux），燃氣輪機電出力為 Pl，風電全部上網，供給聯供系統的電功率為：

b.若Ppmguax（Hpmgaux） ≤Pl≤ Pw+Ppmguax（Hpmgaux），燃氣輪機電出力為Ppmgaux（Hmpgaux），風電供給聯供系統的電功率為：

c.若 Pl＞Pw+Ppmgaux（Hpmgaux），燃氣輪機的電出力為Ppmgaux（Hpmgaux），電負荷不足由電網提供補充：

風電供給聯供系統的電功率為：

2.2 “以熱定電”運行策略的經濟環(huán)保調度優(yōu)化模型

2.2.1 經濟環(huán)保目標函數

目標函數由燃料成本FFuel.C、購電成本FG.C和環(huán)境成本FE.C組成。

a.燃料成本。

其中，Cpgu.F（Ppgu.i.t，Hpgu.i.t）為 Npgu臺燃氣輪機熱、電功率分別為 Hpgu.i.t、Ppgu.i.t（i=1，2，…，Npgu）時的燃料成本總和（$ /h），Ca.F（Ha.j.t）為 Na臺輔助鍋爐熱功率為 Ha.j.t（j=1，2，…，Na）時的燃料總成本，T 為調度周期內調度時段總數。

燃氣輪機燃料成本：

其中，Npgu為燃氣輪機臺數，αi、βi、γi、δi、εi、θi為第 i臺燃氣輪機的燃料成本系數。

輔助鍋爐燃料成本：

其中，Na為鍋爐臺數，aj、bj、cj為第 j臺鍋爐的燃料成本系數。

b.購電成本。

聯供系統為滿足電負荷需求可能向城市電網購電，聯供系統電力富余時會向電網賣電。考慮分時電價，購電成本為：

其中，csell.t、cbuy.t為 t時刻賣電和購電單價（$ /（kW·h））；Δt為最小調度周期時長（h）；FG.C為正表示聯供系統向電網購電，為負表示聯供系統向電網饋電。

c.環(huán)境成本。

環(huán)境成本主要考慮了聯供系統污染氣體排放需繳納的懲罰費用而帶來的成本[17]：

其中，μe、μf為天然氣燃燒和電能生產過程中的污染氣體排放系數（g /（kW·h）），cc為污染氣體懲罰系數（$ /g），Nw為風電機組臺數。

2.2.2 “以熱定電”運行策略的約束

a.等式約束。

模型等式約束包括各機組在“以熱定電”運行策略下的熱電能量流函數式（2）—（11）和功率平衡約束：

式（18）為電功率平衡，式（19）為熱功率平衡。聯供系統的熱、電、冷能損耗暫不考慮。

b.不等式約束。

不等式約束包括輔助鍋爐出力約束和在“以熱定電”運行策略下燃氣輪機熱、電出力約束：

3 “以電定熱”運行策略及其經濟環(huán)保調度優(yōu)化模型

3.1 “以電定熱”運行策略的能量流函數

“以電定熱”運行策略是指燃氣輪機、風電機組、城市電網協調調度優(yōu)先滿足電功率的實時平衡，然而燃氣輪機固有的熱、電出力可行域約束可能致使系統存在熱能流出力大于負荷熱能流的情況。本文暫不考慮蓄熱裝置，假設過剩熱能直接排入大氣，且燃氣鍋爐能保證系統的最大熱能流需求。該策略包括以下3種運行情況。

（1）當電力負荷小于燃氣輪機最大電出力，即Pl＜Ppmguax時，由燃氣輪機出力Pl滿足電力負荷需求。

風電供給聯供系統的功率為：

各機組熱出力存在如下情形。

a.若 Hh+Hch＜Hmpgaux（Pl），燃氣輪機滿足熱負荷：

b.若Hpmgaux（Pl） ≤ Hh+Hch，燃氣輪機提供 Hpmgaux（Pl）的熱功率，輔助鍋爐提供熱補充：

（2）電力負荷大于等于燃氣輪機最大電出力，且小于風電出力和燃氣輪機最大電出力之和（Ppmguax≤ Pl＜Ppmguax+Pw）時，燃氣輪機以最大電功率出力Ppmgaux運行，風電供給聯供系統的電功率為：

各機組熱出力存在如下情形。

a.若 Hh+Hch＜Hpmgaux（Ppmgaux），則燃氣輪機滿足熱能Hh+Hch需求：

（3）電負荷大于等于風電出力與燃氣輪機最大出力之和（Pl≥Ppmgaux+Pw）時，燃氣輪機以最大電功率出力Ppmgaux運行，風電機組出力全部供給聯供系統：

電負荷缺額由電網補充：

各機組熱出力存在如下情形。

a.若 Hh+Hch＜Hpmgaux（Ppmgaux），則燃氣輪機滿足熱能需求：

b.若 Hh+Hch≥Hpmgaux（Ppmgaux），則燃氣輪機熱出力為Hpmgaux（Ppmgaux），熱不足由輔助鍋爐提供：

3.2 “以電定熱”運行策略的經濟環(huán)保調度優(yōu)化模型

3.2.1 經濟環(huán)保目標函數

“以電定熱”運行策略下經濟環(huán)保調度優(yōu)化模型的目標函數同式（12）。

3.2.2 “以電定熱”運行策略的約束

a.等式約束。

模型等式約束包括熱電功率平衡約束式（18）、（19）和各機組在“以電定熱”運行策略下的能量流函數式（23）—（32）。

b.不等式約束。

不等式約束包括輔助鍋爐出力約束式（20）和在“以電定熱”運行策略下燃氣輪機熱、電出力約束：

4 算例仿真及結果分析

4.1 算例及參數

以某小區(qū)典型日進行實例仿真分析，風電機組出力參照文獻[18]，冷、熱、電典型日負荷曲線見圖3。

圖3 冷熱電負荷需求曲線Fig.3 Typical daily cool，heat and power load curves

分時電價[19]為：06:00—21:00 買電、賣電價格分別為 0.13、0.10$ /（kW·h），21:00 至次日 06:00 買電、賣電價格分別為 0.09、0.05$ /（kW·h）。 天然氣燃燒和電能生產過程中污染排放系數及相應的懲罰系數[19]μf=220 g /（kW·h），μe=960 g /（kW·h），cc=0.000003$/g。 各電源機組參數參見文獻[20]。

4.2 仿真結果

冷熱電聯供系統在2種不同運行策略下調度周期總成本曲線如圖4所示，環(huán)境成本曲線如圖5所示。調度周期內各成本如表1所示。

圖4 不同運行策略下總成本曲線Fig.4 Total cost curves for different operational strategies

圖5 不同運行策略下環(huán)境成本曲線Fig.5 Environmental cost curves for differentoperational strategies

表1 不同運行策略下調度周期成本Tab.1 Schedule-cycle cost for different operation strategies $

4.3 計算結果分析

由圖4可知，運行策略對聯供系統的經濟性影響很大。07:00—22:00時段內各調度時段“以電定熱”運行策略的總成本明顯高于“以熱定電”。而23:00至次日06:00時段內2種調度策略的總成本基本相當，因為在該時段內2種運行策略的冷、熱、電負荷均可由燃氣輪機提供，且不存在熱、電出力過剩的情況。

但由圖5可知，09:00—21:00時段內“以熱定電”運行策略的環(huán)境成本更大，因為在該時段內熱負荷的需求明顯上升，且在該時段內購電價格達到0.13$ /（kW·h），導致了環(huán)境成本的增加。

由表1中調度周期內2種運行策略下的各成本分析可知：“以熱定電”運行策略下聯供系統總成本比“以電定熱”運行策略要低，經濟性得到改善，但后者的購電成本更小，因為在“以電定熱”運行策略下，燃氣輪機首先滿足電負荷能量流的平衡，因此降低了聯供系統從電網的購電功率，從而降低了購電成本。電網購電成本的降低意味著對電網的依賴程度減小，對電網的影響也就越小。綜合調度周期內“以熱定電”的環(huán)境成本更高，因為采用該策略的時候優(yōu)先滿足熱、冷負荷意味著聯供系統對電網的依賴程度增加，使購電成本上升，而單位電能排放系數為960 g/（kW·h），明顯高于燃氣污染排放系數220 g /（kW·h），從而致使“以熱定電”運行策略環(huán)境成本要更高。

5 結論

通過分析冷熱電聯供系統中冷、熱、電能量流關系，準確刻畫了反映系統各能量平衡的物理特性，考慮了能量流的實時平衡，提出了“以熱定電”和“以電定熱”運行策略的能量流函數，可作為冷熱電聯供系統優(yōu)化調度的研究基礎。

對2種不同運行策略，以所提出的能量流函數為等式約束，考慮燃料成本、購電成本和環(huán)境成本，建立了經濟環(huán)保調度模型，提高系統的能源利用水平，降低生產成本，改善環(huán)境效益。

仿真結果表明，“以熱定電”運行策略系統的經濟效益突出，但購電成本更高，對電網的依賴程度更大、影響更嚴重?！耙噪姸帷边\行策略系統環(huán)境效益更顯著。聯供系統可根據所需運行策略選擇相應的優(yōu)化調度方案。