CN108256670B - 基于热电联产的光热发电及热电机组联合调峰优化模型 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型。具体包括：(1)分析光热发电运行机理并根据其能量流动过程建立其简化模型；(2)建立抽汽式热电机组运行模型；(3)建立基于热电联产运行模式的光热电站与热电机组联合系统运行模型；(4)根据系统中各机组运行约束，建立光热发电调峰优化模型并求解。与传统优化模型相比,本发明增加了系统热平衡约束、热电机组的热电耦合约束及光热电站运行约束等，有效解决了冬季供暖期电力系统低谷时段的弃风问题，提高了电力系统风电消纳水平及系统运行经济性。
Description
技术领域
本发明涉及一种基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型，属于电力系统及其自动化领域。
背景技术
目前，“三北”地区在冬季供暖期由于系统调峰能力不足而导致的大量弃风问题已引起了全社会的关注。究其原因，主要在于热电机组在“三北”地区所占比例较高，而该类机组在冬季供暖期由于“以热定电”运行约束导致其调峰能力大大降低甚至丧失，从而无法为系统接纳风电提供足够的调峰容量。若在满足供热需求的条件下降低热电机组承担的热负荷，即可提高其调峰能力。
近年来，光热发电迅速发展，目前，典型光热电站的蓄热系统可支持电站在无光照条件下满负荷发电15h，克服了传统光伏电站昼发夜停的现象，具有良好的可调度性。同时，光热电站可对自身出力进行快速调节，最快可达到每分钟调节20％的装机容量，远高于普通火电机组每分钟调节2％～5％的装机容量，从而可为系统提供一定的爬坡支撑。除此之外，其大容量的蓄热系统及快速充放热机制可使其直接承担系统中的部分热负荷，从而在一定程度上解耦热电机组“以热定电”运行约束，提高热电机组调峰能力，且不受供热需求限制，也无需热电厂单独配置蓄热系统。因此，其良好的可调度性及快速调节能力为它参与电力系统调峰及促进风电消纳创造了得天独厚的条件。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供了一种基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型。
为了达到上述目的，本发明所采用的技术方案是：
一种基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型，包括以下步骤，
步骤1，分析光热发电运行机理并根据其能量流动过程建立其简化模型；
步骤2，建立抽汽式热电机组运行模型；
步骤3，建立基于热电联产运行模式的光热发电与热电机组联合系统运行模型；
步骤4，根据系统中各机组运行约束，建立联合系统调峰优化模型并求解。
1.分析光热发电运行机理并根据其能量流动过程建立其简化模型
1.1)分析光热发电运行机理；
光热电站通常由3部分组成，光场(solar field,SF)、蓄热系统(thermal storagesystem,TSS)和热力循环(power cycle,PC)。其中光场主要用于收集太阳能，按聚光形式的不同可分为槽式、塔式、蝶式及线性菲涅尔式；蓄热系统主要用于存储多余能量，以备光照不足时继续支撑电站稳定运行；热力循环部分包含一系列热力学元件，从而进行朗肯循环，其中最主要的是汽轮机组。光场、蓄热系统及热力循环之间通过传热流体(heat-transferfluid,HTF)相互联系，并进行能量的传递。目前主流的传热流体为热导油，在光场中，传热流体可由低于300℃被加热至高于390℃，再经输热管道与蓄热系统及热力循环部分进行热交换，其中传热流体与蓄热系统之间可进行双向热交换，从而实现对蓄热系统的充放热操作。
1.2)建立基于热电联产运行模式的光热电站简化模型；
其中，Pt th,S-H为传热流体在光场中所吸收的热功率；Pt th,H-P为传热流体输送至PC环节的热功率；Pt th,T-H、Pt th,H-T为传热流体与蓄热系统之间的热交换功率；为光热电站对外供热功率。
系统接收到的功率为，
Pt th，solar＝ηSFSSFRt
其中，ηSF为光热转换效率；SSF为镜场面积；Rt为t时刻的光照直接辐射指数(DNI)。
系统所能利用的光热功率由此输入值和弃光量共同决定，
Pt th，S-H＝Pt th，solar-Pt th，curt
其中，Pt th,curt为光热电站弃光功率。
除此之外，蓄热系统的充、放热过程都会引起热损失，因此可以用充、放热效率来刻画这一特性，
Pt th，c＝ηcPt th，H-T
Pt th，d＝Pt th:T-Hηd
其中，Pt th,c、Pt th,d为蓄热系统充、放热功率；ηc、ηd为蓄热系统充放热效率。
最后，PC模块的能量流可以刻画为输入热功率和电功率的函数关系，
其中，/>为PC模块电功率。
2.建立抽汽式热电机组运行模型
抽汽式热电机组运行模型为，
其中，cv(>0)表示机组进气量不变时多抽取单位供热功率后发电功率的减小量，cv1表示机组在最大进气量时的cv值，cv2表示机组在最小进气量下的cv值；cm(>0)为机组的背压工况弹性系数；与/>分别为机组在纯凝工况时的最大、最小电出力；/>为机组最大供热功率；/>为机组背压工况曲线与在横轴上的截距；/>为机组供热功率。
3.建立基于热电联产运行模式的光热电站与热电机组联合系统运行模型
3.1)分析光-热联合系统电热运行特性设光热电站供热功率为对于某个热负荷h，通过光热电站供热，可使热电机组所需承担的热负荷在h的基础上降低/>即热电机组所需承担的实际热负荷为/>换言之，对于某一发电功率，通过光热电站补偿供热，使得联合系统整体供热能力较之前单一热电机组提高了/>这相当于将图2中的AB段与BC段向右平移了/>个单位，如图3所示。因此，光热电站与热电机组联合供热时联合系统电热运行区间如图3中AGHICDA所围区间。
由图中可以看出，在供热需求h下，若只采用单一热电机组供热，其电功率只可在PF～PE之间调节；而通过光热电站辅助供热，可使得热电机组电功率调节范围拓宽至PM～PN，由此导致的供热不足部分则由光热电站进行补偿，从而提高了系统的调峰容量。
3.2)评估光-热联合系统调峰能力通常，机组的调峰容量是体现机组调峰能力的重要指标，将其定义为机组最大电出力与最小电出力之差，以反映机组跟踪负荷变化的能力。
本发明所讨论的热电机组假设均只承担采暖负荷，由于采暖负荷日内变化很小，因此可近似认为是恒定不变的。设采暖负荷为h，如图2所示。若采用热电机组单独供热，则其最大发电功率为：
最小发电功率为：
此时，机组的调峰容量为：
而与光热电站组成联合系统后，设光热电站供热功率为由联合系统热电特性可知，在热负荷为h时，热电机组最大发电功率变为：
最小发电功率变为：
此时，机组的调峰容量为：
因此，由于光热电站供热为系统增加的调峰容量为：
ΔS＝ΔS1+ΔS2＝S2-S1
其中，所增加的上调峰容量为：
下调峰容量为：
由此可见，系统调峰容量增量与光热电站供热功率呈线性关系，随着光热电站供热功率的增加，系统调峰容量增量也越大。
3.3)建立光-热联合系统运行模型根据光热联合系统电热运行特性及调峰能力，建立光-热联合系统运行模型：
其中，为机组在最小电出力下的供热功率；h为热负荷；/>为光热电站供热功率；/>为光热电站最大供热功率。
4.建立基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型具体过程如下，
4.1)建立基于系统运行经济性的目标函数；
minF＝F1+F2
其中，F1为纯凝式机组运行成本；F2为热电机组运行成本。
对于纯凝式机组，其运行成本可近似表示为其发电功率的二次函数，
其中：ai、bi、ci为纯凝式机组发电成本系数，且均大于零；T为总时刻数；n为机组台数；Pi,t为纯凝机组发电功率。
由于热电机组还承担供热任务，根据其电热运行特性，其运行成本为电、热出力折算为纯凝工况下的发电成本，因此热电机组运行成本为，
其中，PCHP,i,t为第i台热电机组在t时刻时其供热功率与发电功率折算为纯凝工况时的发电功率；为第i台热电机组在t时刻时的发电功率；/>为第i台热电机组在t时刻时的供热功率；m为热电机组台数；Ai、Bi、Ci、Di、Ei、Fi为热电机组的发电成本系数，可由ai、bi、ci及cv计算得到。
4.2)光热电站不等式约束；
①爬坡约束
其中，R为光热电站汽轮机组爬坡速率；
②蓄热系统容量及运行约束
蓄热系统的性能对光热电站的运行特性有很大影响，主要运行限制就是其容量约束。其最大容量通常用汽轮机组的“满负荷小时数”来衡量，例如，9FLHs表示蓄热系统可在无光照条件下支持光热电站9h的满负荷发电。与此同时，为了保证系统安全，如避免熔盐凝固等，蓄热系统也有最小储能限制。因此，相关约束为，
其中，为蓄热系统的最小储能量；ρTES为以FLH为单位描述的蓄热系统最大容量。
除此之外，蓄热系统的充/放热功率在限制范围内连续可调，但充/放热不能同时进行，因此，相关约束为：
Pt th，dPt th，c＝0
其中，为最大充放热功率。
③光热电站供热约束
其中，为光热电站最大供热功率。
4.3)其他机组约束；
①热电机组供热功率约束
其中，为第i台热电机组最小及最大供热功率。
②热电机组电出力约束
其中，为第i台热电机组最大、最小电出力；K为常数，/>(其中/>为热电机组背压工况曲线在横轴上的截距)。
③热电机组爬坡约束
其中，为第i台热电机组的最大上、下爬坡速率。
④纯凝机组有功出力约束
Pi,t,min≤Pi,t≤Pi,t,max
其中，Pi,t,min、Pi,t,max为第i台纯凝式机组有功出力上下限。
⑤纯凝式机组爬坡约束
其中，为第i台纯凝机组最大上、下爬坡速率。
4.4)系统平衡约束；
①电力平衡约束
其中，Pwind,t为t时刻风电场出力；Lt为t时刻系统电负荷。
②热力平衡约束
其中，Ht为t时刻系统热负荷。
本发明所达到的有益效果：本发明首先分析了光热电站与热电机组联合供热对系统调峰容量的影响，在此基础上，进一步研究了基于热电联产运行模式下的光热电站调峰运行策略，建立了含光热电站、热电机组、纯凝式机组及风电场的电力系统电热综合调峰优化模型，并进行仿真求解。
附图说明
图1为光热电站结构及能量流动过程图
图2为热电机组热电耦合关系图
图3为光热电站及热电机组联合系统热电运行特性图
图4为光热电站参与电力系统调峰前后风电消纳率曲线图
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
(1)分析光热发电运行机理并根据其能量流动过程建立简化模型
1.1)分析光热发电运行机理；
光热电站通常由3部分组成，光场(solar field,SF)、蓄热系统(thermal storagesystem,TSS)和热力循环(power cycle,PC)。其中光场主要用于收集太阳能，按聚光形式的不同可分为槽式、塔式、蝶式及线性菲涅尔式；蓄热系统主要用于存储多余能量，以备光照不足时继续支撑电站稳定运行；热力循环部分包含一系列热力学元件，从而进行朗肯循环，其中最主要的是汽轮机组。光场、蓄热系统及热力循环之间通过传热流体(heat-transferfluid,HTF)相互联系，并进行能量的传递。目前主流的传热流体为热导油，在光场中，传热流体可由低于300℃被加热至高于390℃，再经输热管道与蓄热系统及热力循环部分进行热交换，其中传热流体与蓄热系统之间可进行双向热交换，从而实现对蓄热系统的充放热操作。
1.2)建立基于热电联产运行模式的光热发电简化模型；
其中，Pt th,S-H为传热流体在光场中所吸收的热功率；Pt th,H-P为传热流体输送至PC环节的热功率；Pt th,T-H、Pt th,H-T为传热流体与蓄热系统之间的热交换功率；为光热电站对外供热功率。
系统接收到的功率为，
Pt th，solar＝ηSFSSFRt
其中，ηSF为光热转换效率；SSF为镜场面积；Rt为t时刻的光照直接辐射指数(DNI)。
系统所能利用的光热功率由此输入值和弃光量共同决定，如下式所示：
Pt th，S-H＝Pt th，solar-Pt th，curt
其中，Pt th,curt为光热电站弃光功率。
除此之外，蓄热系统的充、放热过程都会引起热损失，因此可以用充、放热效率来刻画这一特性，
Pt th，c＝ηcPt th，H-T
Pt th，d＝Pt th，T-H/ηd
其中，Pt th,c、Pt th,d为蓄热系统充、放热功率；ηc、ηd为蓄热系统充放热效率。
最后，PC模块的能量流可以刻画为输入热功率和电功率的函数关系，
其中，为PC模块电功率。
(2)建立抽汽式热电机组运行模型
抽汽式热电机组运行模型为，
其中，cv(>0)表示机组进气量不变时多抽取单位供热功率后发电功率的减小量，cv1表示机组在最大进气量时的cv值，cv2表示机组在最小进气量下的cv值；cm(>0)为机组的背压工况弹性系数；与/>分别为机组在纯凝工况时的最大、最小电出力；/>为机组最大供热功率；/>为机组背压工况曲线与在横轴上的截距；/>为机组供热功率。
(3)建立基于热电联产运行模式的光热电站与热电机组联合系统运行模型
3.1)分析光-热联合系统电热运行特性设光热电站供热功率为对于某个热负荷h，通过光热电站供热，可使热电机组所需承担的热负荷在h的基础上降低/>即热电机组所需承担的实际热负荷为/>换言之，对于某一发电功率，通过光热电站补偿供热，使得联合系统整体供热能力较之前单一热电机组提高了/>这相当于将图2中的AB段与BC段向右平移了/>个单位，如图3所示。因此，光热电站与热电机组联合供热时联合系统电热运行区间如图3中AGHICDA所围区间。
由图中可以看出，在供热需求h下，若只采用单一热电机组供热，其电功率只可在PF～PE之间调节；而通过光热电站辅助供热，可使得热电机组电功率调节范围拓宽至PM～PN，由此导致的供热不足部分则由光热电站进行补偿，从而提高了系统的调峰容量。
3.2)评估光-热联合系统调峰能力通常，机组的调峰容量是体现机组调峰能力的重要指标，将其定义为机组最大电出力与最小电出力之差，以反映机组跟踪负荷变化的能力。
本发明所讨论的热电机组假设均只承担采暖负荷，由于采暖负荷日内变化很小，因此可近似认为是恒定不变的。设采暖负荷为h，如图2所示。若采用热电机组单独供热，则其最大发电功率为：
最小发电功率为：
此时，机组的调峰容量为：
而与光热电站组成联合系统后，设光热电站供热功率为由联合系统热电特性可知，在热负荷为h时，热电机组最大发电功率变为：
最小发电功率变为：
此时，机组的调峰容量为：
因此，由于光热电站供热为系统增加的调峰容量为：
ΔS＝ΔS1+ΔS2＝S2-S1
其中，所增加的上调峰容量为：
下调峰容量为：
由此可见，系统调峰容量增量与光热电站供热功率呈线性关系，随着光热电站供热功率的增加，系统调峰容量增量也越大。
3.3)建立光-热联合系统运行模型根据光热联合系统电热运行特性及调峰能力，建立光-热联合系统运行模型：
其中，为机组在最小电出力下的供热功率；h为热负荷；/>为光热电站供热功率；/>为光热电站最大供热功率。
(4)建立基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型
4.1)建立基于系统运行经济性的目标函数；
minF＝F1+F2
其中，F1为纯凝式机组运行成本；F2为热电机组运行成本。
对于纯凝式机组，其运行成本可近似表示为其发电功率的二次函数，
其中：ai、bi、ci为纯凝式机组发电成本系数，且均大于零；T为总时刻数；n为机组台数；Pi,t为纯凝机组发电功率。
由于热电机组还承担供热任务，根据其电热运行特性，其运行成本为电、热出力折算为纯凝工况下的发电成本，因此热电机组运行成本为，
其中，PCHP,i,t为第i台热电机组在t时刻时其供热功率与发电功率折算为纯凝工况时的发电功率；为第i台热电机组在t时刻时的发电功率；/>为第i台热电机组在t时刻时的供热功率；m为热电机组台数；Ai、Bi、Ci、Di、Ei、Fi为热电机组的发电成本系数，可由ai、bi、ci及cv计算得到。
4.2)光热电站不等式约束；
①爬坡约束
其中，R为光热电站汽轮机组爬坡速率；
②蓄热系统容量及运行约束
蓄热系统的性能对光热电站的运行特性有很大影响，主要运行限制就是其容量约束。其最大容量通常用汽轮机组的“满负荷小时数”来衡量，例如，9FLHs表示蓄热系统可在无光照条件下支持光热电站9h的满负荷发电。与此同时，为了保证系统安全，如避免熔盐凝固等，蓄热系统也有最小储能限制。因此，相关约束为，
其中，为蓄热系统的最小储能量；ρTES为以FLH为单位描述的蓄热系统最大容量。
除此之外，蓄热系统的充/放热功率在限制范围内连续可调，但充/放热不能同时进行，因此，相关约束为：
Pt th，dPt th，c＝0，
其中，为最大充放热功率。
③光热电站供热约束
其中，为光热电站最大供热功率。
4.3)其他机组约束；
①热电机组供热功率约束
其中，为第i台热电机组最小及最大供热功率。
②热电机组电出力约束
其中，为第i台热电机组最大、最小电出力；K为常数，/>(其中/>为热电机组背压工况曲线在横轴上的截距)。
③热电机组爬坡约束
其中，为第i台热电机组的最大上、下爬坡速率。
④纯凝机组有功出力约束
Pi,t,min≤Pi,t≤Pi,t,max
其中，Pi,t,min、Pi,t,max为第i台纯凝式机组有功出力上下限。
⑤纯凝式机组爬坡约束
其中，为第i台纯凝机组最大上、下爬坡速率。
4.4)系统平衡约束；
①电力平衡约束
其中，Pwind,t为t时刻风电场出力；Lt为t时刻系统电负荷。
②热力平衡约束
其中，Ht为t时刻系统热负荷。
(5)算例分析
为验证该光热发电调峰优化模型在提高风电消纳率及系统运行经济性方面的有效性，特实施以下算例。
①算例一本算例中，按照“三北”地区电网实际电源比例结构，假设有三台抽气式热电机组，分别为150MW、200MW及250MW；两台燃煤火电机组，分别为200MW及300MW。其中，热电机组热电运行参数cv1取0.15，cv2取0.15，cm取0.75；火电机组运行成本系数ai、bi、ci分别取1.833、147、1665及1.625、130、1287。设系统中不含光热电站，运用商业优化软件CPLEX进行模型的求解，并分析此时系统的风电消纳情况及系统运行的经济性。
②算例二
本算例中，在算例一的基础上增加光热电站，并与热电机组组成联合系统进行调峰。其中，光热电站参数选取如下：ηSF取40％，SSF取3.33×106m2，ηc取98.5％，ηd取98.5％，γ取0.031，取150MW，/>取300MW，ρTES取15h。系统中负荷参数、风电功率及其它各机组参数均保持不变，运用商业优化软件CPLEX进行模型的求解，并与算例一进行对比，分析基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合系统调峰前后，区域电网的风电消纳情况及系统运行的经济性。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (1)
1.一种基于热电联产运行模式的光热发电及热电机组联合调峰优化模型，其特征在于：包括以下步骤，
步骤1，分析光热发电运行机理并根据其能量流动过程建立其简化模型；
步骤2，建立抽汽式热电机组运行模型；
步骤3，建立基于热电联产运行模式的光热发电与热电机组联合系统运行模型；
步骤4，根据系统中各机组运行约束，建立联合系统调峰优化模型；
步骤1具体包括，
1)分析光热发电运行机理；
2)建立基于热电联产运行模式的光热电站简化模型；
其中，Pt th,S-H为传热流体在光场中所吸收的热功率；Pt th,H-P为传热流体输送至PC环节的热功率；Pt th,T-H、Pt th,H-T为传热流体与蓄热系统之间的热交换功率；为光热电站对外供热功率；
3)系统接收到的功率为，
Pt th,solar＝ηSFSSFRt
其中，ηSF为光热转换效率；SSF为镜场面积；Rt为t时刻的光照直接辐射指数DNI；
4)系统所能利用的光热功率由此输入值和弃光量共同决定，
Pt th,S-H＝Pt th,solar-Pt th,curt
其中，Pt th,curt为光热电站弃光功率；
5)蓄热系统的充、放热过程都会引起热损失，因此利用充、放热效率来刻画这一特性，
Pt th,c＝ηcPt th,H-T
Pt th,d＝Pt th,T-H/ηd
其中，Pt th,c、Pt th,d为蓄热系统充、放热功率；ηc、ηd为蓄热系统充放热效率；
6)PC模块的能量流刻画为输入热功率和电功率的函数关系，
其中，为PC模块电功率；
步骤2具体包括,
建立基于抽汽式热电机组运行原理,建立抽汽式热电机组运行模型：
其中，cv(>0)表示机组进气量不变时多抽取单位供热功率后发电功率的减小量，cv1表示机组在最大进气量时的cv值，cv2表示机组在最小进气量下的cv值；cm(>0)为机组的背压工况弹性系数；与/>分别为机组在纯凝工况时的最大、最小电出力；/>为机组最大供热功率；/>为机组背压工况曲线与在横轴上的截距；/>为机组供热功率；
步骤3具体包括，
1)分析光-热联合系统电热运行特性
2)评估光-热联合系统调峰能力
设采暖负荷为h，采用热电机组单独供热，则其最大发电功率为：
最小发电功率为：
此时，机组的调峰容量为：
而与光热电站组成联合系统后，设光热电站供热功率为由联合系统热电特性可知，在热负荷为h时，热电机组最大发电功率变为：
最小发电功率变为：
此时，机组的调峰容量为：
因此，由于光热电站供热为系统增加的调峰容量为：
ΔS＝ΔS1+ΔS2＝S2-S1
其中，所增加的上调峰容量为：
下调峰容量为：
由此可见，系统调峰容量增量与光热电站供热功率呈线性关系，随着光热电站供热功率的增加，系统调峰容量增量也越大；
3)建立光-热联合系统运行模型
根据光热联合系统电热运行特性及调峰能力，建立光-热联合系统运行模型：
其中，为机组在最小电出力下的供热功率；h为热负荷；/>为光热电站供热功率；/>为光热电站最大供热功率；
步骤4具体包括，
1)建立基于系统运行经济性的目标函数；
minF＝F1+F2
其中，F1为纯凝式机组运行成本；F2为热电机组运行成本；
对于纯凝式机组，其运行成本可近似表示为其发电功率的二次函数，
其中：ai、bi、ci为纯凝式机组发电成本系数，且均大于零；T为总时刻数；n为机组台数；Pi,t为纯凝机组发电功率；
由于热电机组还承担供热任务，根据其电热运行特性，其运行成本为电、热出力折算为纯凝工况下的发电成本，因此热电机组运行成本为，
其中，PCHP,i,t为第i台热电机组在t时刻时其供热功率与发电功率折算为纯凝工况时的发电功率；为第i台热电机组在t时刻时的发电功率；/>为第i台热电机组在t时刻时的供热功率；m为热电机组台数；Ai、Bi、Ci、Di、Ei、Fi为热电机组的发电成本系数，由ai、bi、ci及cv计算得到；
2)建立光热电站不等式约束；
①爬坡约束
其中，R为光热电站汽轮机组爬坡速率；
②蓄热系统容量及运行约束
蓄热系统的性能对光热电站的运行特性有很大影响，主要运行限制就是其容量约束；与此同时，为了保证系统安全，蓄热系统也有最小储能限制；因此，相关约束为，
其中，为蓄热系统的最小储能量；ρTES为以FLH为单位描述的蓄热系统最大容量；
除此之外，蓄热系统的充/放热功率在限制范围内连续可调，但充/放热不能同时进行，因此，相关约束为：
Pt th,dPt th,c＝0
其中，为最大充放热功率；
③光热电站供热约束
其中，为光热电站最大供热功率；
3)建立其他机组运行约束
①热电机组供热功率约束
其中，为第i台热电机组最小及最大供热功率；
②热电机组电出力约束
其中，为第i台热电机组最大、最小电出力；K为常数，/>其中为热电机组背压工况曲线在横轴上的截距；
③热电机组爬坡约束
其中，为第i台热电机组的最大上、下爬坡速率；
④纯凝机组有功出力约束
Pi,t,min≤Pi,t≤Pi,t,max
其中，Pi,t,min、Pi,t,max为第i台纯凝式机组有功出力上下限；
⑤纯凝式机组爬坡约束
其中，为第i台纯凝机组最大上、下爬坡速率；
4)建立系统平衡约束；
①电力平衡约束
其中，Pwind,t为t时刻风电场出力；Lt为t时刻系统电负荷；
②热力平衡约束
其中，Ht为t时刻系统热负荷。
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