章 艷，呂 泉，張 娜，李 楊，孫 輝

（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)遼寧省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，遼寧省沈陽市110015；3. 華能大連電廠，遼寧省大連市116113）

0 引言

當(dāng)前，中國正在積極推進(jìn)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，國內(nèi)首批8 個電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)已經(jīng)先后開展結(jié)算試運(yùn)行，標(biāo)志著中國電力現(xiàn)貨市場建設(shè)已邁出了關(guān)鍵一步［1］。目前，中國現(xiàn)貨市場主要開展日前、日內(nèi)、實時電能量交易，通過競爭形成分時市場出清價格［2］?，F(xiàn)貨交易主要在日前市場中進(jìn)行，并在日內(nèi)和實時市場中進(jìn)行調(diào)整。研究發(fā)電廠商日前報價策略，對幫助發(fā)電廠商更好參與現(xiàn)貨市場交易非常重要［3-4］。

近年來，在中國北方地區(qū)，為提高能效和促進(jìn)供熱系統(tǒng)清潔化［5-6］，大型抽汽燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組在火電機(jī)組中的占比越來越高，已成為火電機(jī)組的主體。與此同時，電力系統(tǒng)大規(guī)模接入風(fēng)光新能源又需要熱電廠在發(fā)電側(cè)具有寬負(fù)荷調(diào)節(jié)能力。為解耦電熱耦合約束釋放發(fā)電調(diào)節(jié)能力，擴(kuò)大供熱能力，在國家政策［7］推動和調(diào)峰激勵機(jī)制［8］引導(dǎo)下，越來越多的熱電廠正在進(jìn)行運(yùn)行靈活性提升改造，主要包括低壓缸靈活切除、高背壓供熱改造，以及配置儲熱、電鍋爐/熱泵等［9-11］。

熱電廠在改造后，其機(jī)組類型往往變得多樣化，如抽汽供熱機(jī)組、具有低壓缸切除能力的抽汽機(jī)組、抽汽-高背壓供熱機(jī)組等，且配置有多種電熱解耦設(shè)備，如儲熱、電鍋爐等。對于此類熱電廠（本文稱改造后的熱電廠為靈活性熱電廠），在即將開展的現(xiàn)貨市場中如何進(jìn)行競價決策、市場出清結(jié)果對熱電廠靈活性提升是否具有足夠的激勵等，成為亟待研究的問題。

對于上述問題，文獻(xiàn)［12］研究了熱電廠在調(diào)峰市場下的運(yùn)行決策問題，而更多的研究則集中在熱電廠靈活性提升方案的對比［13］、提升后的集中調(diào)度運(yùn)行［14］、規(guī)劃［15］等方面。

國外相關(guān)研究多以北歐現(xiàn)貨市場下的熱電廠為研究對象，文獻(xiàn)［16］對此進(jìn)行了全面的綜述。然而，由于中國熱電廠多以燃煤抽汽供熱機(jī)組為主、改造后同一電廠內(nèi)機(jī)組類型呈現(xiàn)多樣化等原因，導(dǎo)致國外相關(guān)研究模型和結(jié)論難以直接套用。

為此，本文以含多類型改造后的熱電機(jī)組、多種電熱解耦設(shè)備的熱電廠為對象，基于價格接受者角色，研究了熱電廠參與現(xiàn)貨日前市場的競價策略問題。采用以實際數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)的算例，研究熱電廠的最優(yōu)運(yùn)行決策、對電熱解耦的需求，以及現(xiàn)貨市場對配置儲熱和電鍋爐的激勵性等問題。

1 熱電廠參與日前市場競價決策分析

1.1 日前市場交易原理

中國日前現(xiàn)貨市場主要采用全電量申報、集中優(yōu)化出清的模式。全電量申報是指發(fā)電廠商需要將其全部發(fā)電量投入到日前市場參與競爭，各時段獲得的中標(biāo)電量即為次日的發(fā)電計劃安排。各時段中標(biāo)電量由市場交易中心根據(jù)所有發(fā)電廠商在日前現(xiàn)貨市場中的報價，以購電成本最低或社會效益最大為目標(biāo)，以低價優(yōu)先為原則，采用集中優(yōu)化出清算法確定。中長期交易主要采用差價合約方式，其分解曲線和價格主要用于結(jié)算，不影響日前計劃曲線的形成。

發(fā)電廠商報價時，往往需要針對次日每個交易時段（1 h 或15 min）申報報價曲線（一般為分段階梯形）和相關(guān)技術(shù)參數(shù)；市場根據(jù)報價信息，以購電成本最低為目標(biāo)（若允許需求側(cè)報價，則以社會福利最大化為目標(biāo)），運(yùn)行安全約束機(jī)組組合（security constrained unit commitment，SCUC）與安全約束經(jīng)濟(jì) 調(diào) 度（security constrained economic diapatch，SCED）程序，確定次日各時段、各機(jī)組的啟停安排和發(fā)電功率安排［17］。

1.2 競價決策思路

發(fā)電廠商的競價決策模型大體可以分為2 類:一類是價格接受者模型，根據(jù)市場預(yù)測價格進(jìn)行報價決策，不考慮報價本身對市場價格的影響；另一類是價格制定者模型，考慮市場中每個市場成員報價對最終市場清算價格的影響，通常采用預(yù)測競爭對手行為或博弈論的方式構(gòu)建報價決策。

盡管后一種模型假設(shè)更符合實際，但在市場初期，由于競爭對手行為數(shù)據(jù)缺失，很難通過后一種模式構(gòu)建報價決策。為此，本文基于價格接受者角色制定競價策略?？紤]到儲熱設(shè)備的時間耦合特點(diǎn)，對報價策略進(jìn)行了熱-電分步?jīng)Q策:首先，基于對次日現(xiàn)貨市場價格的預(yù)測，進(jìn)行產(chǎn)量決策，確定廠內(nèi)電熱解耦設(shè)備的運(yùn)行計劃；然后，根據(jù)機(jī)組調(diào)節(jié)能力，計算熱電廠在次日各時段的供電能力范圍；進(jìn)而，根據(jù)產(chǎn)量決策結(jié)果和市場規(guī)則，對供電能力范圍進(jìn)行分段并計算邊際成本，構(gòu)建出階梯形報價曲線。

2 基于熱-電分步?jīng)Q策的競價策略

假設(shè)熱電廠含抽汽供熱機(jī)組、抽汽背壓供熱機(jī)組和具有低壓缸靈活切除能力的抽汽供熱機(jī)組3 種類型機(jī)組，并配置有蓄熱罐和電鍋爐2 種電熱解耦設(shè)備。

2.1 最優(yōu)產(chǎn)量決策模型

由于運(yùn)行時機(jī)組發(fā)電成本除燃煤費(fèi)用外，還包括用水、環(huán)保等費(fèi)用，約占可變成本的12%～13%［18］，因此，本文以實際煤價乘以折算系數(shù)（1.15 ≈1/(1-13%)）的方式計入該部分費(fèi)用。決策模型的約束條件如下所示。

1）傳統(tǒng)抽汽機(jī)組約束

機(jī)組可行運(yùn)行區(qū)間的約束如式（2）所示。

圖1 不同熱電機(jī)組可行運(yùn)行區(qū)間Fig. 1 Feasibe operation range of different combined heat and power units

機(jī)組爬坡率約束如式（3）所示。

機(jī)組煤耗函數(shù)如式（4）所示。

式中:ai，bi，ci為第i 臺抽汽機(jī)組的煤耗系數(shù)。

2）低壓缸靈活切除能力改造后的抽汽機(jī)組約束

由于抽汽機(jī)組低壓缸存在最小通流量約束，無法連續(xù)抽汽到0，因此諸多機(jī)組進(jìn)行了靈活切缸技術(shù) 改 造［19］，改 造 后 的 可 行 運(yùn) 行 區(qū) 間 在 圖1（a）中ABCDA 的 基 礎(chǔ) 上，增 加 了B'C'段，約 束 如 式（5）所示。

改造后的機(jī)組爬坡率約束如式（6）所示。

由于切缸后抽汽點(diǎn)位置并沒有改變，只是將低壓缸蒸汽全部抽出供熱，因此煤耗函數(shù)與抽汽機(jī)組相同，可由式（4）表示。

3）高背壓改造后的抽汽背壓機(jī)組約束

抽汽機(jī)組在高背壓改造為抽汽背壓機(jī)組后，其可行運(yùn)行區(qū)間如圖1（b）中的MNKLM 所示，其可運(yùn)行區(qū)間約束如式（7）所示。

高背壓改造后的抽汽背壓機(jī)組爬坡率約束如式（8）所示。

式中:uj，vj，wj為第j 臺抽汽背壓機(jī)組的煤耗系數(shù)，推導(dǎo)過程詳見附錄A。

4）儲熱設(shè)備約束

式中:SHA，t為蓄熱罐在t 時段的存儲熱量。

5）電鍋爐設(shè)備約束

6）供熱平衡約束

式中:n1，n2，n3分別為熱電廠內(nèi)包含的抽汽機(jī)組、含低壓缸靈活切除的抽汽機(jī)組、高背壓改造后的抽汽背壓機(jī)組臺數(shù)；PhLD，t為熱電廠在t 時段承擔(dān)的熱負(fù)荷，熱平衡下PhLD，t=Phplant，t。

7）上網(wǎng)電功率

式中:Ce為廠用電率。

2.2 熱電廠供電能力范圍計算模型

根據(jù)式（1）及其約束條件可確定電熱解耦設(shè)備在各時段的供熱運(yùn)行狀態(tài)以及機(jī)組承擔(dān)的供熱負(fù)荷。在該供熱負(fù)荷下，由圖1 可知，機(jī)組整體的出力范圍可調(diào)，因而熱電廠具有一定的供電能力范圍。

如式（13）所示，熱電廠的上網(wǎng)電功率既與熱電機(jī)組發(fā)電功率有關(guān)，又與電鍋爐的運(yùn)行功率有關(guān)。在t 時段，其上網(wǎng)電功率上、下限如式（14）所示。

由于儲熱存在時段耦合作用，且在實際運(yùn)行時若電價預(yù)測較為準(zhǔn)確，則實際運(yùn)行點(diǎn)與2.1 節(jié)產(chǎn)量決策制定的計劃運(yùn)行點(diǎn)偏離不大，為此，本文在計算熱電廠在次日各時段上網(wǎng)電功率范圍時，假設(shè)廠內(nèi)儲熱和電鍋爐的運(yùn)行狀態(tài)已知，為2.1 節(jié)優(yōu)化所得的計劃值。進(jìn)而，以式（14）為目標(biāo)函數(shù)，以機(jī)組約束和供熱平衡約束為條件，可得各時段熱電廠最大、最小出力范圍，以此作為報價的依據(jù)。

2.3 熱電廠發(fā)電功率范圍分段與申報價格模型

在確定電廠上網(wǎng)電功率范圍之后，還需要根據(jù)市場規(guī)則進(jìn)行分段，并確定分段的申報價格。

作為價格接受者，對于每個分段按照邊際成本進(jìn)行報價，則有

3 算例分析

以中國東北某熱電廠為對象，利用本文模型構(gòu)建其在現(xiàn)貨市場中的階梯形報價曲線。其中，優(yōu)化模型采用IBM ILOG Cplex 軟件進(jìn)行求解。

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

該熱電廠原有4 臺350 MW 抽汽供熱機(jī)組，其中一臺機(jī)組經(jīng)高背壓改造為抽汽背壓機(jī)組，一臺通過改造成為具有低壓缸靈活切除運(yùn)行能力，機(jī)組參數(shù)如附錄B 和附錄C 表C1 與表C2 所示，取等值煤價為800 元/t，電廠廠用電率為7%，電廠供熱價 格 為40 元/GJ。

考慮整個供暖期內(nèi)熱負(fù)荷的波動，將該廠熱負(fù)荷劃分為高、中、低3 種場景，對應(yīng)熱負(fù)荷功率分別為1 386，892，492 MW（約為廠內(nèi)機(jī)組最大供熱功率的80%，50%，30%）。由于熱負(fù)荷日內(nèi)波動不大，因此假設(shè)在日內(nèi)保持不變。

隨著熱負(fù)荷的增加，上網(wǎng)電功率的調(diào)整范圍逐步變窄（如附錄D 圖D1 所示），最小只有裝機(jī)容量的20%，恐難以滿足高比例新能源接入所需的調(diào)節(jié)需求。為此，本文假設(shè)該熱電廠未來還將配備儲熱和電鍋爐2 種電熱解耦設(shè)備，其中儲熱的最大充放功率可保證其在8 h 內(nèi)完全充/放電完成。取儲熱的小時熱損失率為0.1%，電鍋爐的電轉(zhuǎn)熱效率為98%。

鑒于東北電網(wǎng)尚沒有現(xiàn)貨試點(diǎn)。本文以山東省電力現(xiàn)貨試點(diǎn)2019 年在試運(yùn)行期間風(fēng)光大發(fā)、風(fēng)電大發(fā)、風(fēng)電小發(fā)3 種典型場景下的日前市場實際出清價格作為預(yù)測價格序列進(jìn)行分析，如圖2 所示。圖中α 和β 這2 條虛線分別表示抽汽機(jī)組在最大、最小純凝工況下的邊際發(fā)電成本（供熱時的邊際發(fā)電成本介于二者之間）。

圖2 日前市場典型日出清電價Fig.2 Typical clearing price in day-ahead market

3.2 當(dāng)前熱電廠對現(xiàn)貨市場的適應(yīng)性

利用2.1 節(jié)所示模型，分析該熱電廠在高、中、低3 種熱負(fù)荷時，以及在風(fēng)光大發(fā)、風(fēng)電大發(fā)、風(fēng)光小發(fā)3 種場景下參與現(xiàn)貨市場時的最優(yōu)運(yùn)行曲線和利潤曲線。圖3 給出了高熱負(fù)荷下的計算結(jié)果，其他2 種熱負(fù)荷的情況如附錄D 圖D2 和圖D3 所示。

圖3 高熱負(fù)荷下熱電廠優(yōu)化運(yùn)行曲線與分時利潤Fig.3 Optimal operation curves and time-sharing profits of combined heat and power（CHP）plant with high heat load

由圖3 可以看出，價格合理引導(dǎo)了熱電廠的發(fā)電計劃，在電價高于邊際發(fā)電成本的時段，發(fā)電功率處于以熱定電發(fā)電功率的上限；在電價低于邊際發(fā)電成本的時段，發(fā)電功率處于以熱定電發(fā)電功率的下限。從利潤來看，在電價低于邊際發(fā)電成本的時段，發(fā)電廠的利潤為負(fù)值。這意味著，熱電廠應(yīng)該繼續(xù)降低發(fā)電功率以避免損失，然而，由于供熱約束，發(fā)電廠無法降低發(fā)電功率，因此需要進(jìn)一步提升其運(yùn)行靈活性。

圖4 給出了不同熱負(fù)荷在不同電價場景下熱電廠的日利潤對比。由圖4（a）可以看出，熱負(fù)荷越大，電廠的發(fā)電利潤水平越低，高熱負(fù)荷且風(fēng)光大發(fā)時，利潤甚至變?yōu)樨?fù)值。這是因為，熱負(fù)荷越大，電廠以熱定電的發(fā)電功率范圍越窄，導(dǎo)致其在電價高的時段難以多發(fā)電獲利，而在電價低的時段又無法少發(fā)電以避免損失。同時，由圖4（b）可以看出，當(dāng)計及熱收益時，整體利潤水平增大，這是因為熱電廠聯(lián)產(chǎn)供熱的成本較低，供熱水平越高，獲利越大。這意味著在風(fēng)光大規(guī)模接入后電廠發(fā)電收益下降的背景下，熱電廠售熱可能會逐漸成為熱電廠盈利的主要部分。

圖4 不同場景下熱電廠利潤對比Fig.4 Profit comparison of CHP plant among different scenarios

3.3 熱電廠運(yùn)行靈活性提升對電廠利潤的影響

3.2 節(jié)分析結(jié)果表明，熱電廠需要進(jìn)一步提升運(yùn)行靈活性以提高發(fā)電側(cè)利潤或降低虧損。為此，進(jìn)一步分析熱電廠單獨(dú)配置熱儲能、電鍋爐和同時配置二者的利潤情況。其中，儲熱取容量為7 200 MW·h，最大放熱功率為900 MW，可滿足持續(xù)8 h 的放熱需求，且放熱功率可滿足廠內(nèi)4 臺機(jī)組在高熱負(fù)荷下將運(yùn)行點(diǎn)降到最小發(fā)電功率點(diǎn)時的補(bǔ)償供熱需求；電鍋爐容量取為600 MW，可在滿足高熱負(fù)荷時將電廠上網(wǎng)電功率降為0。滿足3 種熱負(fù)荷在3 種電價場景下電廠的日利潤如圖4 所示。

可以看出，配置儲熱、電鍋爐后，利潤水平均有提升，但總體提升不大。原因在于:配置儲熱后（電廠最優(yōu)運(yùn)行曲線如附錄D 圖D4（a）所示），盡管可以通過蓄熱罐放熱在低電價（01:00，03:00—05:00，13:00）時段降低發(fā)電功率以減少發(fā)電損失、在高電價（18:00）時段提高發(fā)電功率增大發(fā)電利潤，但因周期末未滿足蓄熱約束，所以電廠需要在其他電價高于發(fā)電成本的時段增大抽汽以蓄熱，導(dǎo)致這些時段的發(fā)電功率下降，因此整體利潤提升不大。

電鍋爐與儲熱情況不同，觸發(fā)電鍋爐啟動的電價較發(fā)電邊際成本更低，在本算例中需要電價低于約100 元/（MW·h）（詳見附錄E 推導(dǎo)），因此電鍋爐僅在少量時段（03:00，04:00，13:00）進(jìn)行了調(diào)用，故而整體利潤提升不大。不過，隨著風(fēng)光穿透比例的不斷上升，近零電價的時段可能會越來越多，配置電鍋爐的效益會逐步顯現(xiàn)。

3.4 熱電廠參與日前市場報價分析

根據(jù)已有現(xiàn)貨交易規(guī)則，假設(shè)分段最小容量為發(fā)電功率范圍的1/10，且分段數(shù)不超過5 段。下文以高熱負(fù)荷、風(fēng)光大發(fā)場景為例，分析熱電廠在配置電鍋爐和蓄熱罐后的報價曲線。

如1.2 節(jié)所述，先根據(jù)預(yù)測電價計算最優(yōu)運(yùn)行曲線（如附錄D 圖D4（c）所示），然后以計算的儲熱和電鍋爐運(yùn)行狀態(tài)為基準(zhǔn)，考慮機(jī)組的調(diào)節(jié)性能，確定上網(wǎng)電功率的調(diào)節(jié)范圍，如圖5 所示。

圖5 配置儲熱和電鍋爐后熱電廠上網(wǎng)電功率范圍Fig.5 Output electricity power range of CHP plant configured with heat storage and electric boiler

可以看出，在確定電鍋爐和儲熱運(yùn)行功率后，電廠在各時段的運(yùn)行范圍明顯不同。這是因為在儲熱、電鍋爐運(yùn)行狀態(tài)確定之后，廠內(nèi)所有機(jī)組共同承擔(dān)的熱負(fù)荷在各時段均不相同。

根據(jù)第2.3 節(jié)所述原則計算的各時段報價曲線如附錄F 圖F1 所示。在該報價曲線下，若清算的價格與預(yù)測電價相同，則所得日內(nèi)發(fā)電曲線與優(yōu)化所得的發(fā)電計劃完全一致。

考慮到實際市場清算價格有可能偏離預(yù)測價格，進(jìn)而導(dǎo)致清算發(fā)電曲線偏離最優(yōu)發(fā)電曲線。附錄F 圖F2 還給出了實際清算市場價格較預(yù)測價格偏離±10%時的最優(yōu)發(fā)電曲線（由式（1）優(yōu)化得到）與清算發(fā)電曲線（依據(jù)實際電價和附錄F 圖F1 中的分段報價曲線所得到的中標(biāo)電力）。從圖中可以看出，二者在局部時段僅存在少量偏差。

4 結(jié)語

基于價格接受者角色，構(gòu)建了熱電廠在運(yùn)行靈活性提升改造后具有多類型機(jī)組和多種電熱解耦設(shè)備時，面向次日現(xiàn)貨市場的熱-電分步?jīng)Q策競價模型，并以實際電廠和實際出清價格為例，進(jìn)行了算例分析。理論研究和算例分析得到以下結(jié)論。

1）新能源接入后，現(xiàn)貨價格的大幅波動導(dǎo)致熱電廠需要進(jìn)行電熱解耦，從而提升發(fā)電側(cè)運(yùn)行靈活性，避免低電價時段的發(fā)電損失。

2）在價格預(yù)測合理的前提下，所提的熱-電分步?jīng)Q策競價策略可使熱電廠在日前市場競價中得到最優(yōu)或接近于最優(yōu)的發(fā)電計劃。

3）儲熱設(shè)備在低電價時段可以通過放熱降低發(fā)電功率規(guī)避發(fā)電損失，但會因高電價時段降低發(fā)電功率來抽汽儲熱而損失發(fā)電利潤，因而利潤的提升效果不佳。電鍋爐只有在風(fēng)光占比很高、低電價時段足夠多的場景下才有足夠的利用小時數(shù)，從而值得投資。日前市場對中國燃煤熱電廠靈活性提升改造的激勵性尚需更深入研究。

4）在現(xiàn)有熱價下，熱電廠會從聯(lián)產(chǎn)供熱中獲得較高利潤，這意味著積極提高供熱負(fù)荷，擴(kuò)大供熱利潤，對熱電廠而言可能是更好的發(fā)展策略，但對系統(tǒng)而言不利于新能源消納。

需要說明的是，本文研究是基于預(yù)測價格合理這一假設(shè)展開，如何有效避免對于預(yù)測價格出現(xiàn)大幅偏差造成的風(fēng)險還需進(jìn)一步深入探索。

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