彭飛翔, 李曉晶, 孫 輝, 周 瑋, 孔劍虹, 陳曉東

(1. 大連理工大學(xué)電氣工程學(xué)院, 遼寧省大連市 116024; 2. 國網(wǎng)甘肅省電力公司, 甘肅省蘭州市 730030; 3. 國網(wǎng)大連供電公司, 遼寧省大連市 116000)

0 引言

隨著化石燃料的減少和環(huán)境問題的加劇,風(fēng)力發(fā)電作為一種清潔可再生的發(fā)電方式,在世界各國的推動下,得到了迅速的發(fā)展[1-2]。然而伴隨著風(fēng)電裝機(jī)容量的大幅提升,也產(chǎn)生了較明顯的棄風(fēng)問題[3]。2017年前三季度,中國累計棄風(fēng)電量29.55 TW·h,較2016年同期相比雖有所下降,但部分省份和地區(qū)棄風(fēng)問題仍十分突出[4]。系統(tǒng)調(diào)峰能力不足、火電機(jī)組靈活性改造完成度不夠且參與調(diào)峰積極性不高是造成這一問題的主要癥結(jié)之一[5]。中國北方地區(qū)冬季供暖期熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組產(chǎn)生較大的強(qiáng)迫出力,限制了機(jī)組的出力范圍[6]。此外,由于風(fēng)電存在明顯的反調(diào)峰特性[7],風(fēng)電多發(fā)期與冬季供暖期重疊,進(jìn)一步限制了風(fēng)電的消納。

英國、瑞典等國家通過電力市場改革和政策傾斜,提高發(fā)電集團(tuán)的自主權(quán),實(shí)現(xiàn)風(fēng)電的大規(guī)模并網(wǎng)[8-9]。該政策背景下,風(fēng)電場與其他靈活電源或儲能方式進(jìn)行聯(lián)合,實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢互補(bǔ)的自調(diào)節(jié),是實(shí)現(xiàn)風(fēng)電消納、降低能源消耗的重要手段[10-11]。中國目前缺乏成熟的促進(jìn)清潔能源消納的市場機(jī)制,市場配置資源的決定性作用未能充分發(fā)揮[5]。考慮北方供暖期熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組電熱耦合的實(shí)際特點(diǎn),通過電熱能量轉(zhuǎn)換[12-14]或存儲[15-20]實(shí)現(xiàn)電熱協(xié)調(diào),可以有效增強(qiáng)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的出力靈活性,提高風(fēng)電消納水平。其中,儲熱作為一種電熱協(xié)調(diào)的儲能方式,因其相對較低的投資成本和較短的資本回收期[21],在經(jīng)濟(jì)性上具有優(yōu)勢。

針對含儲熱的電熱協(xié)調(diào)運(yùn)行研究主要分為兩方面,分別為考慮儲熱裝置對于熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行特性的影響和對風(fēng)電消納作用研究[15-17],以及考慮熱網(wǎng)及建筑物儲熱能力的系統(tǒng)運(yùn)行研究[18-20]。文獻(xiàn)[15]對熱電機(jī)組通過儲熱消納提高風(fēng)電消納的運(yùn)行機(jī)理進(jìn)行了研究,并驗(yàn)證了其可行性。文獻(xiàn)[16]對儲熱罐調(diào)度模型進(jìn)行了一般性建模,并就儲熱罐和電鍋爐對系統(tǒng)運(yùn)行的不同影響進(jìn)行了對比研究。文獻(xiàn)[17]采用儲熱罐運(yùn)行狀態(tài)預(yù)判的方法,針對風(fēng)電不確定性制定了儲熱罐最優(yōu)運(yùn)行策略。文獻(xiàn)[18]建立了適用于電熱能源系統(tǒng)分析的熱力網(wǎng)絡(luò)模型,研究了熱力網(wǎng)絡(luò)運(yùn)行約束對協(xié)調(diào)運(yùn)行結(jié)果的影響。文獻(xiàn)[19]研究了熱網(wǎng)的溫度動態(tài)特征和儲熱能力,并通過實(shí)網(wǎng)數(shù)據(jù)驗(yàn)證了電熱協(xié)調(diào)能夠提升風(fēng)電消納水平。文獻(xiàn)[20]綜合考慮熱網(wǎng)儲熱能力和建筑物熱慣性對調(diào)度的影響,并通過多種調(diào)度模式驗(yàn)證了提高風(fēng)電消納的有效性。上述研究通過電熱協(xié)調(diào)方式,提高了系統(tǒng)的風(fēng)電消納能力,但在制定調(diào)度策略時,所有資源由調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度,未考慮不同利益主體的利益追求。

在系統(tǒng)運(yùn)行中,不同發(fā)電集團(tuán)是不同的利益主體,分別追求自身利益最大化,其運(yùn)行成本、發(fā)電收益各自結(jié)算,互不共享。針對棄風(fēng)問題,將系統(tǒng)中所有調(diào)峰資源統(tǒng)一調(diào)度,無法體現(xiàn)不同發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異和深入挖掘集團(tuán)內(nèi)部機(jī)組的調(diào)峰能力。同時,統(tǒng)一調(diào)度未反映出發(fā)電集團(tuán)間調(diào)峰資源的供需關(guān)系,導(dǎo)致部分集團(tuán)因參與系統(tǒng)調(diào)峰出現(xiàn)收益損失,違背發(fā)電集團(tuán)對自身利益最大化的追求,不利于調(diào)動發(fā)電集團(tuán)參與系統(tǒng)調(diào)峰的積極性及從經(jīng)濟(jì)性角度實(shí)現(xiàn)調(diào)度公平。

本文針對棄風(fēng)問題,提出考慮發(fā)電集團(tuán)主體協(xié)調(diào)的兩階段調(diào)度策略:第1階段不考慮發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部儲熱罐運(yùn)行,由調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度獲得發(fā)電集團(tuán)發(fā)電計劃和棄風(fēng)量;第2階段以第1階段調(diào)度計劃為參照,發(fā)電集團(tuán)通過調(diào)整內(nèi)部儲熱罐運(yùn)行提高集團(tuán)調(diào)峰能力,以各自發(fā)電煤耗量最小為目標(biāo)分別建模,并引入調(diào)峰補(bǔ)償實(shí)現(xiàn)發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部自調(diào)節(jié)、外部輔助協(xié)調(diào)的調(diào)度模式,保證各發(fā)電集團(tuán)的自身利益,提高發(fā)電集團(tuán)參與調(diào)峰的積極性。通過算例驗(yàn)證了所提調(diào)度策略的合理性和有效性。

1 電—熱耦合系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及建模

1.1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)

近年來,國內(nèi)主要發(fā)電集團(tuán)均呈現(xiàn)以火電為主,多種清潔能源發(fā)電全面發(fā)展的態(tài)勢[22]。在北方供熱區(qū)域,發(fā)電集團(tuán)在滿足電力負(fù)荷需求的同時,還通過集團(tuán)內(nèi)供熱公司或其他供熱公司進(jìn)行供熱,滿足相應(yīng)區(qū)域的熱負(fù)荷需求,形成了以熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組為紐帶的電—熱耦合的系統(tǒng)運(yùn)行模式,系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。本文中,發(fā)電集團(tuán)配置儲熱裝置作為提高集團(tuán)內(nèi)機(jī)組運(yùn)行靈活性的手段。

圖1 電-熱系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.1 Structure of combined heat and power system

在常規(guī)的調(diào)度方式下,調(diào)度機(jī)構(gòu)不考慮集團(tuán)利益主體差異,對系統(tǒng)內(nèi)所有發(fā)電集團(tuán)的可調(diào)用資源統(tǒng)一調(diào)度,發(fā)電集團(tuán)間通過出力協(xié)調(diào)實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)資源的優(yōu)化運(yùn)行。由于不同發(fā)電集團(tuán)擁有可再生能源裝機(jī)和調(diào)峰資源容量的不同,承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰任務(wù)存在差異。因此在計及發(fā)電集團(tuán)利益主體差異時,為實(shí)現(xiàn)發(fā)電集團(tuán)內(nèi)可再生能源消納,應(yīng)優(yōu)先利用集團(tuán)內(nèi)部調(diào)峰資源進(jìn)行出力調(diào)節(jié),僅在集團(tuán)內(nèi)部調(diào)節(jié)無法滿足調(diào)峰要求時,再調(diào)用其他集團(tuán)調(diào)峰資源進(jìn)行必要的出力調(diào)整,并通過補(bǔ)償保證集團(tuán)參與調(diào)峰后的發(fā)電收益,提高發(fā)電集團(tuán)參與系統(tǒng)調(diào)峰的積極性。

1.2 儲熱罐物理模型

儲熱罐的物理模型如附錄A圖A1所示。由于供回水管道之間存在溫差,儲熱罐中的水出現(xiàn)分層,熱水與冷水之間形成混合層,控制儲熱罐與供回水管道之間的閥門可維持混合層的穩(wěn)定,防止熱量損失[23],儲熱罐日內(nèi)運(yùn)行時與外界環(huán)境熱交換損失不足1%[24],可忽略不計。儲熱罐內(nèi)全部為熱水時,可用儲熱量最大,即為儲熱罐容量;罐內(nèi)全部為冷水時,可用儲熱量為0。因此,儲熱罐內(nèi)儲存熱量應(yīng)滿足:

0≤Sh,m,t≤Sh,m,max

(1)

式中:Sh,m,t為儲熱罐m在t時段的儲熱量;Sh,m,max為儲熱罐最大儲熱容量。

由于供回水流量和溫度的限制,在某一時段內(nèi)存儲和釋放的熱量存在限值,如式(2)所示。

(2)

儲熱罐儲放熱過程的運(yùn)維成本,如式(3)所示。

(3)

式中:Ch為儲熱罐運(yùn)行周期內(nèi)的運(yùn)維成本;λh為儲放熱功率的單位運(yùn)維成本;T為總調(diào)度時段數(shù)。

1.3 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組可行域

中國主要的供熱機(jī)組為抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組[15],其運(yùn)行可行域如附錄A圖A2所示。不配置儲熱罐時,其可行域如式(4)所示。

(4)

式中:Pe為抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組發(fā)電功率;Ph為供熱功率;k為背壓工況下,發(fā)電出力和熱出力之間的彈性系數(shù);K為常數(shù);Pe,max和Pe,min分別為凝汽工況下,機(jī)組最大進(jìn)汽量和最小進(jìn)汽量對應(yīng)的發(fā)電功率;cv為發(fā)電功率關(guān)于供熱功率變化率,其物理意義是在進(jìn)汽量不變時,每抽取一單位的供熱功率時,發(fā)電功率的減少量,即cv=dPe/dPh。

為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組配置儲熱罐后,機(jī)組實(shí)際熱出力不變,通過控制儲熱罐儲熱和放熱過程,可使得機(jī)組對外供熱更加靈活。由附錄A圖A2可知,對外供熱量不變,配置儲熱罐將擴(kuò)大熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組發(fā)電出力范圍,提高熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)峰能力。

2 考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體協(xié)調(diào)的調(diào)度策略

2.1 風(fēng)電參與系統(tǒng)調(diào)峰的第1階段調(diào)度

第1階段為參考調(diào)度模式,由調(diào)度機(jī)構(gòu)對系統(tǒng)內(nèi)發(fā)電機(jī)組統(tǒng)一調(diào)度。由于儲熱罐為各發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部供熱調(diào)節(jié)資源,因此在第1階段調(diào)度模型中,調(diào)度機(jī)構(gòu)僅考慮各集團(tuán)內(nèi)機(jī)組的安全運(yùn)行約束,不考慮儲熱罐對集團(tuán)調(diào)峰能力的影響。在負(fù)荷低谷時段調(diào)峰能力不足時允許棄風(fēng),獲得發(fā)電集團(tuán)計劃發(fā)電量和棄風(fēng)量,作為第2階段發(fā)電集團(tuán)協(xié)調(diào)調(diào)度的參考。

2.1.1目標(biāo)函數(shù)

第1階段調(diào)度以系統(tǒng)內(nèi)電源發(fā)電的總煤耗量最小為目標(biāo),同時,為保證風(fēng)電消納,在目標(biāo)中引入棄風(fēng)懲罰,目標(biāo)函數(shù)如式(5)所示。

minF=f(Pe)+C(Pw)

(5)

式中:Pe為火電機(jī)組凝汽工況下的有功出力向量;Pw為風(fēng)電機(jī)組有功出力向量;f(Pe)為系統(tǒng)中所有火電機(jī)組的合成煤耗函數(shù);C(Pw)為棄風(fēng)懲罰函數(shù);F為整個系統(tǒng)的等效發(fā)電煤耗。

凝汽式火電機(jī)組和抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的耗量特性函數(shù)分別見式(6)和式(7),棄風(fēng)懲罰見式(8)。

(6)

fj(Pe,j,Ph,j)=aj(Pe,j+cv,jPh,j)2+

bj(Pe,j+cv,jPh,j)+cj

(7)

(8)

綜上,第1階段調(diào)度目標(biāo)函數(shù)為:

(9)

式中:Ne為凝汽式火電機(jī)組數(shù)量;Nh為抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組數(shù)量,即為熱源數(shù)量;Pe,i,t和Pe,j,t分別為t時段凝汽式機(jī)組i和抽汽式機(jī)組j的發(fā)電功率;Ph,j,t為t時段機(jī)組j的供熱功率。

2.1.2約束條件

1)電力平衡約束

(10)

式中:PL,t為t時段電負(fù)荷需求。

2)供熱平衡約束

(11)

式中:Nh,z為第z個供熱區(qū)域的抽汽式機(jī)組數(shù)量;PhL,z,t為t時段第z個分區(qū)的熱負(fù)荷需求。

3)機(jī)組發(fā)電功率上下限約束

凝汽式火電機(jī)組和抽汽式火電機(jī)組有功出力上下限約束分別如式(12)和式(13)所示,風(fēng)電消納量約束如式(14)所示。

Pe,i,min≤Pe,i,t≤Pe,i,max

(12)

(13)

(14)

式中:Pe,i,min,Pe,j,min和Pe,i,max,Pe,j,max分別為凝汽式和抽汽式火電機(jī)組有功出力下限和出力上限。

4)機(jī)組熱出力上下限約束

Ph,j,min≤Ph,j,t≤Ph,j,max

(15)

式中:Ph,j,max和Ph,j,min分別為抽汽式機(jī)組熱出力上限和下限。

5)爬坡率約束

式(16)和式(17)分別為凝汽式機(jī)組及抽汽式機(jī)組的爬坡率約束。

(16)

(17)

6)系統(tǒng)備用約束

由于目前風(fēng)電功率無法精準(zhǔn)預(yù)測,需考慮風(fēng)電備用。Argonne National Laboratory報告指出,全球范圍內(nèi)實(shí)際投入運(yùn)行的風(fēng)電預(yù)測系統(tǒng)的平均絕對誤差約為14%～20%[25]。為保證系統(tǒng)安全,計算時以風(fēng)電預(yù)測值的20%計入備用,負(fù)荷備用考慮負(fù)荷需求的5%。

(18)

(19)

2.2 發(fā)電集團(tuán)利益主體協(xié)調(diào)的第2階段調(diào)度

根據(jù)《東北電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則(試行)》,火電企業(yè)在計量出口建設(shè)儲能設(shè)施,視為深度調(diào)峰,可抵減機(jī)組發(fā)電出力進(jìn)行費(fèi)用計算及補(bǔ)償[26]。第2階段以第1階段調(diào)度計劃為參考,發(fā)電集團(tuán)利用集團(tuán)內(nèi)儲熱罐提高機(jī)組調(diào)峰靈活性,增加集團(tuán)風(fēng)電消納量?？紤]發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異,優(yōu)先通過發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部自調(diào)節(jié)實(shí)現(xiàn)集團(tuán)內(nèi)風(fēng)電消納,減少對其他集團(tuán)調(diào)峰資源的借用和第1階段發(fā)電計劃的影響,體現(xiàn)不同發(fā)電集團(tuán)主體的獨(dú)立性。引入調(diào)峰補(bǔ)償,在發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部自調(diào)節(jié)能力不足時,可借用其他集團(tuán)調(diào)峰資源并支付補(bǔ)償;或在實(shí)現(xiàn)自身風(fēng)電消納前提下,利用集團(tuán)剩余調(diào)峰能力協(xié)助其他集團(tuán)調(diào)整出力,實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)風(fēng)電消納最大化,并獲得補(bǔ)償,以此激勵有調(diào)峰能力的集團(tuán)積極參與調(diào)峰。

2.2.1目標(biāo)函數(shù)

為反映不同發(fā)電集團(tuán)利益主體的獨(dú)立性,第2階段調(diào)度以等效發(fā)電煤耗量最小為目標(biāo),對每一個發(fā)電集團(tuán)分別建模,如式(20)所示。

Cs(Pe,s,Pw,s)

(20)

式中:Fs為發(fā)電集團(tuán)s等效發(fā)電煤耗量;Ne,s為發(fā)電集團(tuán)s中凝汽式機(jī)組數(shù)量;Nh,s為發(fā)電集團(tuán)s中抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組數(shù)量;Ch,s為集團(tuán)s中儲熱罐的運(yùn)維成本;Cs(Pe,s,Pw,s)為調(diào)用其他集團(tuán)調(diào)節(jié)能力時需支付的調(diào)峰補(bǔ)償成本對應(yīng)的等效煤耗量,即

(21)

(22)

(23)

式(21)的物理意義為:當(dāng)發(fā)電集團(tuán)s中增加儲熱裝置后,若第2階段調(diào)度總出力與第1階段相同,則發(fā)電集團(tuán)s通過內(nèi)部自調(diào)節(jié)實(shí)現(xiàn)了風(fēng)電消納,無須支付補(bǔ)償成本;若第2階段出力大于第1階段,發(fā)電集團(tuán)s自調(diào)節(jié)未能實(shí)現(xiàn)集團(tuán)內(nèi)風(fēng)電全額消納,利用了其他集團(tuán)調(diào)峰資源,降低其他集團(tuán)出力為自身風(fēng)電提供消納空間,此時需支付補(bǔ)償成本;若第2階段出力小于第1階段,發(fā)電集團(tuán)s自調(diào)節(jié)實(shí)現(xiàn)風(fēng)電消納的同時,為其他集團(tuán)風(fēng)電消納提供了幫助,將獲得補(bǔ)償收益,此時無須支付補(bǔ)償成本。

為實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)總體棄風(fēng)量最小,在上述目標(biāo)函數(shù)的基礎(chǔ)上,將系統(tǒng)棄風(fēng)懲罰引入目標(biāo)函數(shù),有

(24)

本文利用線性加權(quán)和法[27]處理第2階段調(diào)度中的多個目標(biāo)函數(shù),則等效目標(biāo)函數(shù)如式(25)所示。

(25)

式中:μs和μw為各集團(tuán)目標(biāo)及風(fēng)電棄風(fēng)懲罰目標(biāo)的加權(quán)系數(shù)。

由于目標(biāo)函數(shù)中引入的儲熱罐運(yùn)維成本Ch,s和調(diào)峰補(bǔ)償?shù)刃汉牧緾s(Pe,s,Pw,s)為分段函數(shù),無法直接使用內(nèi)點(diǎn)法進(jìn)行優(yōu)化求解。本文利用凝聚函數(shù)[28]將懲罰項進(jìn)行光滑化處理,可等價為:

exp(p(Sh,s,t-1-Sh,s,t)))

(26)

(27)

式中:p為正的控制參數(shù),當(dāng)p取足夠大時,可認(rèn)為凝聚函數(shù)與原函數(shù)等價。

2.2.2約束條件

發(fā)電集團(tuán)儲熱后,供熱將由熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和儲熱罐兩部分共同承擔(dān),供熱平衡約束為:

(28)

為了保證在調(diào)度周期內(nèi),儲熱罐儲熱和放熱功率實(shí)現(xiàn)平衡,應(yīng)滿足:

Sh,z,T=Sh,z,0

(29)

式中:Sh,z,T為區(qū)域z中儲熱罐在調(diào)度周期最后一個時段罐體內(nèi)剩余的儲熱量;Sh,z,0為儲熱初值。

此外,儲熱容量及儲放熱速率約束分別如式(1)和式(2)所示,系統(tǒng)安全運(yùn)行的其他約束如式(10)、式(12)至式(18)所示。

3 算例分析

3.1 系統(tǒng)參數(shù)

某區(qū)域系統(tǒng)內(nèi)共9臺火電機(jī)組,包括7臺抽汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和2臺凝汽式機(jī)組,機(jī)組參數(shù)如附錄B表B1所示[23]。其中1～3號熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組隸屬于發(fā)電集團(tuán)Ⅰ,對區(qū)域Ⅰ進(jìn)行供熱;5～8號熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組隸屬于發(fā)電集團(tuán)Ⅱ,對區(qū)域Ⅱ進(jìn)行供熱。4號、9號機(jī)組為凝汽式火電機(jī)組,分別隸屬于發(fā)電集團(tuán)Ⅰ和發(fā)電集團(tuán)Ⅱ。兩個發(fā)電集團(tuán)均配置有儲熱罐,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ中儲熱罐容量為3 000 MW·h,最大儲熱、放熱功率為600 MW;發(fā)電集團(tuán)Ⅱ中儲熱罐容量為4 000 MW·h,最大儲熱、放熱功率為600 MW。除以上火電機(jī)組外,各發(fā)電集團(tuán)分別擁有一處風(fēng)電場,裝機(jī)容量分別為320 MW和120 MW,與上述1～9號火電機(jī)組共同承擔(dān)整個系統(tǒng)的電力負(fù)荷。風(fēng)電出力預(yù)測值、電力負(fù)荷預(yù)測值及兩個區(qū)域的供熱需求如附錄B表B2所示。

3.2 調(diào)度模式說明

為更好地對比不同調(diào)度策略的結(jié)果差異,說明本文調(diào)度策略的有效性,本文選取以下3種調(diào)度模式進(jìn)行對比分析。

模式1:發(fā)電集團(tuán)不配置儲熱,由調(diào)度機(jī)構(gòu)進(jìn)行統(tǒng)一調(diào)度,可視為本文兩階段調(diào)度策略中第1階段,為參考模式。

模式2:發(fā)電集團(tuán)配置儲熱,不考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異和儲熱罐歸屬,系統(tǒng)整體面向風(fēng)電消納進(jìn)行調(diào)節(jié),為目前常用調(diào)度方式,作為對比模式。

模式3:發(fā)電集團(tuán)配置儲熱,考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異和儲熱罐歸屬,優(yōu)先進(jìn)行發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部自調(diào)節(jié),并根據(jù)需要在發(fā)電集團(tuán)之間進(jìn)行協(xié)調(diào)調(diào)度和調(diào)峰補(bǔ)償,為本文調(diào)度模式。

3.3 結(jié)果分析

3種調(diào)度模式下,系統(tǒng)總風(fēng)電消納功率如圖2所示。在模式1的調(diào)度方案中,系統(tǒng)中未計及儲熱罐對集團(tuán)調(diào)峰能力影響,在01:00—07:00時段,由于熱負(fù)荷較高,系統(tǒng)中熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組有較高的供熱和供電出力,而此時為風(fēng)電出力峰時段,導(dǎo)致在這些時段內(nèi)產(chǎn)生明顯的棄風(fēng)現(xiàn)象。而模式2與模式3均通過儲熱罐運(yùn)行實(shí)現(xiàn)集團(tuán)調(diào)峰能力的提升,其中,模式2由于未考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異,不計輔助調(diào)峰成本,可對系統(tǒng)調(diào)峰資源進(jìn)行統(tǒng)籌和充分利用,實(shí)現(xiàn)風(fēng)電并網(wǎng)消納最大化;而模式3考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異,計及了調(diào)峰輔助服務(wù)需支付的補(bǔ)償,在一定規(guī)則下將系統(tǒng)內(nèi)所有資源進(jìn)行統(tǒng)籌調(diào)度,由圖2可知,模式3同樣可充分利用系統(tǒng)調(diào)峰資源,在實(shí)現(xiàn)風(fēng)電消納方面,與模式2具有相同效果。

圖2 3種模式下的風(fēng)電消納功率Fig.2 Wind power accommodation under three modes

3種調(diào)度模式下,各發(fā)電集團(tuán)煤耗量及售電收益如表1所示,其中售電價格為600元/(MW·h),標(biāo)準(zhǔn)煤價格為500元/t,調(diào)峰補(bǔ)償價格為400元/(MW·h)。

表1 3種調(diào)度模式下的調(diào)度結(jié)果Table 1 Dispatching results of three dispatching modes

由于模式1中系統(tǒng)產(chǎn)生了棄風(fēng)現(xiàn)象,總煤耗量相對較高,總售電收益相對較低;而模式2與模式3由于風(fēng)電均實(shí)現(xiàn)了全額消納,系統(tǒng)煤耗量均大幅度減少,系統(tǒng)總收益得到大幅度提高。而模式2與模式3對比可知,由于模式2未考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體的區(qū)別,未計及集團(tuán)Ⅰ接受集團(tuán)Ⅱ調(diào)峰服務(wù)需支付的補(bǔ)償成本,造成發(fā)電集團(tuán)Ⅱ儲熱運(yùn)行后,發(fā)電總量相對模式1反而減少,售電收益損失48.07萬元;而模式3中,由于計及了各發(fā)電集團(tuán)之間的調(diào)峰補(bǔ)償,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ為避免過高的調(diào)峰支出,調(diào)用發(fā)電集團(tuán)Ⅱ調(diào)峰資源減少,因此發(fā)電集團(tuán)Ⅱ總發(fā)電量較模式2有所提升,收益大幅度提高。

由于針對整個系統(tǒng)而言,模式2為整體全局最優(yōu),模式3為條件全局最優(yōu),因此相較于模式3,模式2煤耗量略低,總售電收益略高。但由于該種調(diào)度模式下,發(fā)電集團(tuán)Ⅱ?qū)Πl(fā)電集團(tuán)Ⅰ進(jìn)行了無償?shù)恼{(diào)峰輔助服務(wù),將無法調(diào)動發(fā)電集團(tuán)進(jìn)行火電靈活性改造、參與調(diào)峰的積極性。而模式3保證了發(fā)電集團(tuán)Ⅱ的切身利益,體現(xiàn)了調(diào)度的公平性。

以模式1作為參考模式,計算模式2和3各發(fā)電集團(tuán)出力相對參考計劃的調(diào)整量,分別如附錄A圖A3和圖A4所示。由圖可知,模式2不考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體差異,在整個調(diào)度周期內(nèi),發(fā)電集團(tuán)Ⅱ進(jìn)行了較大的出力削減,為發(fā)電集團(tuán)Ⅰ風(fēng)電消納提供調(diào)峰幫助。而模式3考慮發(fā)電集團(tuán)利益主體的差異,由于存在輔助調(diào)峰補(bǔ)償,各發(fā)電集團(tuán)為實(shí)現(xiàn)自身利益最大化,避免較大的調(diào)峰支出,優(yōu)先在集團(tuán)內(nèi)部進(jìn)行了自調(diào)節(jié)。在風(fēng)電出力谷時段,各發(fā)電集團(tuán)均具有較好的調(diào)節(jié)能力,集團(tuán)整體發(fā)電量相較于模式1未進(jìn)行調(diào)整;僅在風(fēng)電出力峰時段,由于發(fā)電集團(tuán)Ⅰ內(nèi)部調(diào)峰資源無法滿足風(fēng)電消納要求,發(fā)電集團(tuán)Ⅱ進(jìn)行了少量的出力調(diào)整。模式3與2相比,體現(xiàn)和保證了發(fā)電集團(tuán)Ⅰ和Ⅱ利益主體的獨(dú)立性,減小了對各發(fā)電集團(tuán)第1階段調(diào)度計劃的影響。

改變發(fā)電集團(tuán)Ⅰ中儲熱罐容量,計算得到僅通過集團(tuán)內(nèi)部自調(diào)節(jié),發(fā)電集團(tuán)Ⅰ風(fēng)電消納情況(如圖3所示)。對應(yīng)容量下,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ除風(fēng)電外其他機(jī)組相對模式1參考計劃的出力調(diào)整量如附錄A圖A5所示,其中,圖A5(b)為局部放大圖。

圖3 不同儲熱容量下發(fā)電集團(tuán)Ⅰ自調(diào)節(jié)風(fēng)電消納量Fig.3 Wind power accommodation of power generation group Ⅰ scheduling internally under different heat storage capacities

由圖3和附錄A圖A5可知,當(dāng)儲熱罐容量由600 MW·h逐漸增大至2 000 MW·h時,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ通過內(nèi)部自調(diào)節(jié)可消納的風(fēng)電功率逐漸提高,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ針對風(fēng)電消納的內(nèi)部機(jī)組出力調(diào)整量不斷增大,此時,通過增大儲熱罐容量可以明顯提高發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部的調(diào)峰能力;儲熱罐容量繼續(xù)由2 000 MW·h增大至3 000 MW·h時,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ通過自調(diào)節(jié)可消納的風(fēng)電量不再變化,此時,再增加集團(tuán)內(nèi)儲熱罐容量對集團(tuán)內(nèi)調(diào)峰能力的提升無明顯作用。這是因?yàn)?當(dāng)儲熱罐容量較小時,儲熱罐容量提高能明顯提高熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行的靈活性,是影響熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)節(jié)能力的主要因素;當(dāng)儲熱罐容量較大時,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的出力調(diào)整范圍則主要受自身裝機(jī)容量與安全約束的制約。因此,在一定范圍內(nèi)提高發(fā)電集團(tuán)內(nèi)儲熱罐容量,對于提高集團(tuán)內(nèi)調(diào)峰能力,減少對其他集團(tuán)出力影響十分有益。

在上述儲熱容量下,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ均不能通過自調(diào)度實(shí)現(xiàn)風(fēng)電完全消納,因此需發(fā)電集團(tuán)Ⅱ進(jìn)行調(diào)峰輔助。表2所示為在模式3的調(diào)度策略下,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ配置不同儲熱容量時,發(fā)電集團(tuán)Ⅱ在調(diào)度周期內(nèi)累計出力調(diào)整量及其可獲得的調(diào)峰補(bǔ)償金額。附錄A圖A6為對應(yīng)儲熱容量下,發(fā)電集團(tuán)Ⅰ中風(fēng)電場實(shí)際消納情況。在不同儲熱罐容量下,發(fā)電集團(tuán)Ⅱ在滿足自身風(fēng)電消納的同時,均利用其剩余調(diào)節(jié)能力幫助發(fā)電集團(tuán)Ⅰ實(shí)現(xiàn)了風(fēng)電全額消納。隨著發(fā)電集團(tuán)Ⅰ儲熱罐容量減小,其內(nèi)部調(diào)峰能力逐漸降低,發(fā)電集團(tuán)Ⅱ?yàn)榧瘓F(tuán)Ⅰ提供的調(diào)峰功率不斷增加,可獲得的調(diào)峰補(bǔ)償也隨之增加,從而在系統(tǒng)總體風(fēng)電消納最大化的同時,保證了各發(fā)電集團(tuán)利益最大化,有利于調(diào)動發(fā)電集團(tuán)參與調(diào)峰的積極性。

表2 模式3不同儲熱容量下發(fā)電集團(tuán)Ⅱ出力調(diào)整及補(bǔ)償Table 2 Output adjustment and compensation of power generation group Ⅱ under different heat storage capacities in mode 3

4 結(jié)語

本文針對北方冬季供暖期棄風(fēng)問題,考慮不同發(fā)電集團(tuán)利益主體差異,為區(qū)分不同發(fā)電集團(tuán)利益主體的獨(dú)立性,提出發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部自調(diào)節(jié)、外部輔助協(xié)調(diào)的兩階段風(fēng)電消納調(diào)度策略。通過多種調(diào)度模式下算例的對比分析可知,本文策略能夠區(qū)分發(fā)電集團(tuán)利益主體差異,在實(shí)現(xiàn)風(fēng)電消納時,優(yōu)先通過發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部出力調(diào)整滿足風(fēng)電消納,僅當(dāng)發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部調(diào)峰資源不足時,借用其他集團(tuán)的調(diào)峰資源并支付補(bǔ)償。在實(shí)現(xiàn)風(fēng)電消納的同時,減少發(fā)電集團(tuán)對其他集團(tuán)計劃發(fā)電量的影響,保證發(fā)電集團(tuán)的利益,調(diào)動發(fā)電集團(tuán)參與調(diào)峰的積極性。

增大含風(fēng)電發(fā)電集團(tuán)的儲熱罐容量能夠提高發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部調(diào)峰能力,在一定范圍內(nèi),有利于在集團(tuán)內(nèi)部解決棄風(fēng)問題,減少對其他集團(tuán)調(diào)峰資源的依賴性;而容量過大時,提高儲熱罐容量對發(fā)電集團(tuán)調(diào)度運(yùn)行無明顯益處,反而造成可用容量的浪費(fèi)。

隨著中國電力市場規(guī)則和調(diào)峰運(yùn)行激勵政策的不斷完善,將為不同利益主體協(xié)調(diào)調(diào)度和實(shí)現(xiàn)高比例可再生能源消納,提供更適用的應(yīng)用場景。將電力市場運(yùn)行規(guī)則與多利益主體調(diào)度進(jìn)行結(jié)合,也是本文后續(xù)的研究內(nèi)容。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版(http://www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx)。