CN109617052B - 一种大规模电储热单元智能化分层控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明属于风电消纳技术领域，尤其涉及一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，具体涉及在电‑热耦合系统中，通过大规模储热装置有效提高电力系统运行的灵活性，实现系统风电消纳能力的提升。本发明包括：电储热单元分层控制策略、优化问题建模以及算例分析。本发明通过对储热单元的控制，实现了包含储热单元的就地控制与远方控制策略，并在电网调度侧将储热负荷纳入日前调度计划，通过自动发电控制实现电网直接控制，建立含大规模储热单元的电力系统电热综合调度模型。通过利用电网的实际数据，仿真分析本发明所构建模型对风电消纳能力的提升效果，对比分析了不同控制策略下的运行差异，并对该模型下的电量效益进行了分析，从而验证其有效性。

Description

一种大规模电储热单元智能化分层控制方法

技术领域

本发明属于风电消纳技术领域，尤其涉及一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，具体涉及在电-热耦合系统中，通过大规模储热装置可以有效提高电力系统运行的灵活性，进而实现系统风电消纳能力的提升。

背景技术

近年来，风力发电在全球范围内获得迅猛发展，我国已经成为全球风力发电规模最大、增长速度最快的国家。然而，由于风力发电的随机波动性，使得其并网运行给传统电力系统带来了巨大的挑战。为了保证整个系统的安全可靠运行，弃风现象时有发生，风电消纳问题已然成为世界性的热门课题。

东北地区风电接纳能力的提升，主要受热电联产机组大量并网及其出力可调范围受限的制约，因此利用储热系统来解耦发电厂中的热-电耦合提升风电接纳的方法备受关注。在电-热联合系统的层面总结了能源生产和消费的匹配问题，论证了大容量储热，可有效解决可再生能源消纳和调峰等问题。虽然研究均为提升风电接纳能力提供了解决思路，然而，各种储能技术最关键的问题是容量做不到规模化接纳风电，仅省级电网，弃风电量就多达几十亿，甚至上百亿，几千瓦、几兆瓦的储能难以有效提升风电接纳能力。

本发明基于一种建在发电厂侧，电网调度可直接控制的大容量储热装置，提出在发电厂侧实现接受调度发电指令，合理安排发电和储热投切的策略。在电网调度侧将储热负荷纳入日前调度计划，并通过自动发电控制实现电网直接控制，从而构成一个新的大规模接纳风力发电方法，通过利用辽宁省网实际数据为算例分析验证了所提模型与方法的有效性。

发明内容

为解决上述现有技术中存在的问题，本发明提供了一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，在电-热耦合系统中，通过大规模储热装置可以有效提高电力系统运行的灵活性，进而实现系统风电消纳能力的提升的发明目的。

为实现上述发明目的，本发明是通过以下技术方案来实现的：

一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，在发电厂侧实现接受调度发电指令，合理安排发电和储热投切的策略，通过自动发电控制实现电网直接控制，从而构成一个新的大规模接纳风力发电的方法；包括：

电储热单元分层控制策略；

优化问题建模；

算例分析。

所述电储热单元分层控制策略：针对建于发电厂侧的大容量储热系统，其与城市热网相连，成为热网系统与电网系统的又一耦合点，构成了一种全新的电-热耦合系统，储热单元通常利用水作为工质进行热能存储；当储热装置运行于吸热工况时，热水流入，等量的冷水从低温区流出，实现对热能的存储；反之，当储热装置运行于放热工况时，热水流出，等量的冷水由低温区流入，实现热能释放；以储热单元本体装置、电厂储热系统和热-电耦合系统整体为研究对象，构建单元级、电厂级与系统级的“单元-汇集-集群”分层控制策略。

所述电储热单元分层控制策略包括：单元控制、汇集控制以及集群控制。

所述单元控制指的是考虑储热单元本体装置运行约束的控制方式，单元控制是分层控制策略的基础，其仅受限于储热单元自身工作状态，具体运行约束建模如下：

H_t＝ηH_t-1+S_t t＝1,2,...,24

H_t为t时刻末储热装置的储热容量；η为储热罐效率；S_t为输入或输出热功率；表征储热装置的热平衡状态；

H_min≤H_t≤H_max t＝1,2,...,24

H_max和H_min分别为储热装置的储热容量的上、下界；

分别为输入、输出热功率的上限；

表示储热装置在一个周期内热容量维持不变，在一周期内均为平衡状态；

所述汇集控制，由于单体储热单元容量的限制，安装于电厂侧的储热单元通常多于一个，因此，在满足同一供热需求时，电厂侧由储热单元构成的供热系统具有多种工作模式，在不同工作模式下每一储热单元的工作状态不同，即为使得系统工作在最优模式下，储热单元间存在一定的制约；为充分使用已并网运行的储热单元，现以每一发电厂侧装设的全部储热单元为一个群体作为研究对象，构建汇集控制方式；

储热系统是由不同容量的储热单元构成，因此储热系统的每一储热单元可以满足独立投切要求，储热系统能够实现分级控制，即储热单元可以分级投切；对于由不同容量构成的储热单元群体，储热容量使用情况是反映其运行状态的重要指标；当储热剩余容量不同，其调节的灵活性也存在差异；为了充分利用该储热单元群体的容量裕度，每一储热单元需要维持在一定的能量水平，使其能够在充能与放能之间获得一个合理的平衡，进而实现在不同投切指令下可不受限制的进行快速响应；

依据储热单元的运行特性，将储热单元的运行状态划分为三个区间：正常投入区间、储热投切限制区间与最小储热区间；

(1)正常投入区间；

当储热单元运行于该区间时，对储热单元进行有效控制既能够为热网系统提供充裕的热量，同时又能够为电力系统提供一定的可调负荷，即此时的储热单元具有最佳的调节容量裕度；对于储热单元的控制目标便是通过适当的调节方式使储热单元能够运行于正常投入区间；

(2)储热投切限制区间及最小储热区间；

当储热单元处于储热投切限制区间及最小储热区间时，需要通过调整储/放热功率使储热单元回到正常投入区间，保证储热单元具有充足的容量空间，更好地利用储热单元的容量配置；

每一群体中的每一储热单元均具有上述的三种工作区间，当充能与放能需求指令下达时，依据不同储热单元的工作状态进行配额分配，实现对储热群体的有效利用；同时，为了能够保证储热群体容量满足系统调度计划以及为应对电网不确定性所带来的潜在风险，储热系统应具有足够的储热容量：

其中，P_cti表示第i个机组的储热功率，P_cfj表示第j个机组的放热功率；P_quota表示系统功率配额；n与m分别表示该电厂中储热单元工作于储热与放热状态的数量，N表示该电厂所配置的总储热单元数量；

所述集群控制是针对由不同的储热单元群体，在接收到电网调度指令时，其控制策略如下：

(1)整体储热系统功率等于调度指令：

式中：P_ij表示第i个群体中第j个储热单元的功率值，放热为正值，储热为负值；P_dispatch表示系统调度指令下达值；n与m分别表示装设于发电厂的储热单元群体数目与每一储热群体中储热单元的数目；

(2)在满足系统调度指令的前提下，为充分利用储热单元的可调容量应对整个系统的不确定性，整体控制策略以使满足群体控制的储热单元数目最多为最优：

式中：N_ij表示第i个群体中第j个储热单元的数目，满足条件时为1，否则记为0；

所述电储热单元分层控制策略既要按电网要求投切也必须满足热负荷需求；为同时实现满足电网与用户的双重要求，调控策略在日前按负的出力或修正后的负荷曲线运行；

所述优化问题建模包括目标函数、约束条件；

所述目标函数表示为：

式中：R表示总收益，其中包含售电收益与供热收益；C表示总成本，包含发电成本与供热成本；P_c与P_w分别表示热电厂与风电场出力；H_L为热电厂所承担热负荷；λ_c与λ_w分别表示热电厂、风电场的上网电价；λ_h表示热电厂供热价格；F_t为热电厂发电与储热单元的运行成本；a_i、b_i与c_i为热电厂运行成本系数；C_V为机组运行参数；S_t为t时刻储热装置的储/放热功率，其储热时取值为正，放热时取值为负值；

所述约束条件包括系统约束、机组约束、储热装置运行约束；

所述系统约束包括：

(1)电力平衡约束

其中，P_el,i(t)表示该地区火电机组出力；P_w(t)为系统中t时刻并网的风电功率；P_ex(t)表示在t时刻该区域与外部系统的交换功率，值为正时表示向外输送电量，值为负时表示外界系统向该区域输送电能；P_D,el(t)为系统t时刻电负荷值。

(2)系统供热约束

P_h(t)+S_hk(t)-S_hk(t-1)≥P_Dhk(t)

其中，k为供热分区的总数；P_Dhk(t)为t时刻第k个分区热电厂需要承担的总热负荷；S_hk(t)为第k个分区储热装置t时刻的储热量；

所述机组约束包括：

(1)机组热出力上、下限约束：

0≤P_h≤P_h,max

其中，P_h,max为机组i热出力最大限制，该值主要取决于热交换器容量的大小；

(2)机组爬坡速率约束：

P(t)-P(t-1)≤P_up

P(t-1)-P(t)≤P_down

其中，P_up与P_down分别为机组i向上、向下爬坡速率约束；

所述储热装置运行约束包括：

(1)储热装置的蓄/放热能力约束：

其中，P_h,k,cmax、P_h,k,fmax分别为储热装置最大蓄、放热功率。

(2)储热装置的容量约束：

其中，S_h,k，max为储热装置的储热容量。

所述算例分析包括：

(1)就地控制分析；

直控电储热的就地控制不依懒于电网调度，仅考虑储热单元的自身区间限制，同时以风电最大消纳为目标进行仿真计算，在仿真计算中，储热单元于21:00时开始启动储热，次日07:00时储热单元退出运行，在时间区段[21：00-07:00]内，储热单元为接纳风电提供容量空间为300MW；

(2)远方控制分析；

基于远方控制策略，直控电储热负荷在接收到来自电网的调度指令时，可以实现满足电网调峰与用户供热需求。将在机组出力受限的低谷时段完成储热装置的投切；当储热系统全部投入运行后，热电机组出力值将为0MW，即此时可以为系统接纳风电提供容量空间；

在负荷低谷期，储热运行曲线为正值，此时亦为电网弃风的高峰期，因此，一方面储热系统运行使得负荷值增加；另一方面，热电机组出力降低，使得风电消纳空间增大；由于储热装置的投入运行，使得系统运行更为平稳；

为了便于调度机构编制发电计划，首先根据远方控制策略求得储热系统运行曲线，然后利用储热控制策略进行跟随，以修正后的日负荷曲线，来制定调度计划；当机组以远方控制方式运行时，减少了机组启停次数，为低谷时段接纳风电预留了更大的空间，同时使电网经济运行和深度调峰得以实现；

(3)电量效益分析；

利用储热系统进行调峰，使电厂侧深度调峰能力提高300MW，同时不影响供热能力，较好解决调峰和供热矛盾；低谷时段利用就地控制和远方控制，可有效抬高低谷负荷，为电网消纳更多风电提供更大的容量裕度；

在储热系统运行安全条件内，储热系统使得电网多消纳的风电电量为：

式中，t₁、t₂为直控储热在低谷时段投入的起止时间；f_HS(t)为t时刻储热单元功率，其为阶跃函数。

本发明具有以下优点及有益效果：

本发明利用建设于发电厂侧的大规模储热单元的运行特性，构建了储热单元的分级投切策略。通过对储热单元的控制，实现了包含储热单元的就地控制与远方控制策略，并将其纳入日前发电计划，从而建立了含大规模储热单元的电力系统电热综合调度模型。基于辽宁省电网的实际数据，仿真分析了所构建模型对辽宁省风电消纳能力的提升效果，对比分析了不同控制策略下的运行差异并对该模型下的电量效益进行了分析。

附图说明

图1为本发明的热电耦合系统网络结构图；

图2为本发明的储热单元分区控制示意图；

图3为本发明的就地控制方式下热电厂出力曲线图；

图4为本发明的发电限值调整原理图；

图5为本发明的远方控制方式下储热装置运行曲线图；

图6为本发明的热电机组出力功率曲线图。

具体实施方式

以下将结合附图对本发明的构思、具体结构及产生的技术效果作进一步说明，以充分了解本发明的目的、特征和效果。

本发明是一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，利用建设于发电厂侧的大规模储热单元的运行特性，构建了一种建在发电厂侧，电网调度可直接控制的大容量储热装置。具体是在发电厂侧实现接受调度发电指令，合理安排发电和储热投切的策略，通过自动发电控制实现电网直接控制，从而构成一个新的大规模接纳风力发电的方法，包括：电储热单元分层控制策略、优化问题建模以及算例分析。

所述电储热单元分层控制策略：针对建于发电厂侧的大容量储热系统，其与城市热网相连，成为热网系统与电网系统的又一耦合点，构成了一种全新的电-热耦合系统，储热单元通常利用水作为工质进行热能存储。当储热装置运行于吸热工况时，热水流入，等量的冷水从低温区流出，实现对热能的存储；反之，当储热装置运行于放热工况时，热水流出，等量的冷水由低温区流入，实现热能释放。以储热单元本体装置、电厂储热系统和热-电耦合系统整体为研究对象，构建单元级、电厂级与系统级的“单元-汇集-集群”分层控制策略。

所述电储热单元分层控制策略主要包括：单元控制、汇集控制以及集群控制。

所述单元控制指的是考虑储热单元本体装置运行约束的控制方式，单元控制是分层控制策略的基础，其仅受限于储热单元自身工作状态，具体运行约束建模如下：

H_t＝ηH_t-1+S_t t＝1,2,...,24

H_t为t时刻末储热装置的储热容量；η为储热罐效率；S_t为输入或输出热功率，表征储热装置的热平衡状态。

H_min≤H_t≤H_max t＝1,2,...,24

H_max和H_min分别为储热装置的储热容量的上、下界。

分别为输入、输出热功率的上限。

表示储热装置在一个周期内热容量维持不变，在一周期内均为平衡状态。

所述汇集控制具有灵活、高效的特点。由于单体储热单元容量的限制，安装于电厂侧的储热单元通常多于一个，因此，在满足同一供热需求时，电厂侧由储热单元构成的供热系统具有多种工作模式，在不同工作模式下每一储热单元的工作状态不同，即为使得系统工作在最优模式下，储热单元间存在一定的制约。为充分使用已并网运行的储热单元，现以每一发电厂侧装设的全部储热单元为一个群体作为研究对象，构建汇集控制方式。

储热系统是由不同容量的储热单元构成，因此储热系统的每一储热单元可以满足独立投切要求，储热系统能够实现分级控制，即储热单元可以分级投切。对于由不同容量构成的储热单元群体，储热容量使用情况是反映其运行状态的重要指标。当储热剩余容量不同，其调节的灵活性也存在差异。为了充分利用该储热单元群体的容量裕度，每一储热单元需要维持在一定的能量水平，使其能够在充能与放能之间获得一个合理的平衡，进而实现在不同投切指令下可不受限制的进行快速响应。

依据储热单元的运行特性，可以将储热单元的运行状态划分为三个区间：正常投入区间、储热投切限制区间与最小储热区间。

(1)正常投入区间。

当储热单元运行于该区间时，对储热单元进行有效控制既可以为热网系统提供充裕的热量，同时又可以为电力系统提供一定的可调负荷，即此时的储热单元具有最佳的调节容量裕度。对于储热单元的控制目标便是通过适当的调节方式使储热单元能够运行于正常投入区间。

(2)储热投切限制区间与最小储热区间。

当储热单元处于储热投切限制区间及最小储热区间时，需要通过调整储/放热功率使储热单元回到正常投入区间，保证储热单元具有充足的容量空间，更好地利用储热单元的容量配置。

每一群体中的每一储热单元均具有上述的三种工作区间，当充能与放能需求指令下达时，依据不同储热单元的工作状态进行配额分配，实现对储热群体的有效利用。同时，为了能够保证储热群体容量满足系统调度计划以及为应对电网不确定性所带来的潜在风险，储热系统应具有足够的储热容量：

其中，P_cti表示第i个机组的储热功率，P_cfj表示第j个机组的放热功率；P_quota表示系统功率配额；n与m分别表示该电厂中储热单元工作于储热与放热状态的数量，N表示该电厂所配置的总储热单元数量。

所述集群控制是针对由不同的储热单元群体，在接收到电网调度指令时，其控制策略如下：

(1)整体储热系统功率等于调度指令：

式中：P_ij表示第i个群体中第j个储热单元的功率值，放热为正值，储热为负值；P_dispatch表示系统调度指令下达值；n与m分别表示装设于发电厂的储热单元群体数目与每一储热群体中储热单元的数目。

(2)在满足系统调度指令的前提下，为充分利用储热单元的可调容量应对整个系统的不确定性，整体控制策略以使满足群体控制的储热单元数目最多为最优：

式中：N_ij表示第i个群体中第j个储热单元的数目，满足条件时为1，否则记为0。

电储热单元分层控制策略既要按电网要求投切也必须满足热负荷需求。为同时实现满足电网与用户的双重要求，调控策略在日前可按负的出力或修正后的负荷曲线运行。

所述优化问题建模包括目标函数、约束条件。

所述目标函数表示为：

式中：R表示总收益，其中包含售电收益与供热收益；C表示总成本，包含发电成本与供热成本；P_c与P_w分别表示热电厂与风电场出力；H_L为热电厂所承担热负荷；λ_c与λ_w分别表示热电厂、风电场的上网电价；λ_h表示热电厂供热价格；F_t为热电厂发电与储热单元的运行成本。a_i、b_i与c_i为热电厂运行成本系数；C_V为机组运行参数；S_t为t时刻储热装置的储/放热功率，其储热时取值为正，放热时取值为负值。

所述约束条件包括系统约束、机组约束、储热装置运行约束。

所述系统约束包括：

(1)电力平衡约束：

其中，P_el,i(t)表示该地区火电机组出力；P_w(t)为系统中t时刻并网的风电功率；P_ex(t)表示在t时刻该区域与外部系统的交换功率，值为正时表示向外输送电量，值为负时表示外界系统向该区域输送电能；P_D,el(t)为系统t时刻电负荷值。

(2)系统供热约束：

P_h(t)+S_hk(t)-S_hk(t-1)≥P_Dhk(t)

其中，k为供热分区的总数；P_Dhk(t)为t时刻第k个分区热电厂需要承担的总热负荷；S_hk(t)为第k个分区储热装置t时刻的储热量。

所述机组约束包括：

(1)机组热出力上、下限约束：

0≤P_h≤P_h,max

其中，P_h,max为机组i热出力最大限制，该值主要取决于热交换器容量的大小。

(2)机组爬坡速率约束：

P(t)-P(t-1)≤P_up

P(t-1)-P(t)≤P_down

其中，P_up与P_down分别为机组i向上、向下爬坡速率约束。

所述储热装置运行约束包括：

(1)储热装置的蓄/放热能力约束：

其中，P_h,k,cmax、P_h,k,fmax分别为储热装置最大蓄、放热功率。

(2)储热装置的容量约束：

其中，S_h,k，max为储热装置的储热容量。

本发明所述算例分析包括：就地控制分析、远方控制分析以及电量效益分析。

(1)就地控制分析。

直控电储热的就地控制不依懒于电网调度，仅考虑储热单元的自身区间限制，同时以风电最大消纳为目标进行仿真计算，在仿真计算中，储热单元于21:00时开始启动储热，次日07:00时储热单元退出运行，在时间区段[21：00-07:00]内，储热单元为接纳风电提供容量空间为300MW。

由辽宁省电力系统的历史运行情况了解到，在实际中，系统真正的低谷与接纳困难时段为[00:00-04:00]。为更好的响应电网需求，将储热单元进行分组投切，由21:00时开始逐步投入运行，次日04:00同样进行逐步退出运行操作，直至07:00时储热单元全部退出系统运行，该系统热负荷由其他方式承担。因此，在保证本地储热单元运行不越限的前提下，在弃风高峰时段，采用本地控制策略来调节储热单元能够最大限度的为系统提供消纳风电的空间，进而提升系统整体的风电消纳能力。

(2)远方控制分析。

基于远方控制策略，直控电储热负荷在接收到来自电网的调度指令时，可以实现满足电网调峰与用户供热需求。将在机组出力受限的低谷时段完成储热装置的投切。当储热系统全部投入运行后，热电机组出力值将为0MW，即此时可以为系统接纳风电提供容量空间。

在负荷低谷期，储热运行曲线为正值，此时亦为电网弃风的高峰期，因此，一方面储热系统运行使得负荷值增加；另一方面，热电机组出力降低，使得风电消纳空间增大。由于储热装置的投入运行，使得系统运行更为平稳。

为了便于调度机构编制发电计划，首先根据远方控制策略求得储热系统运行曲线，然后利用储热控制策略进行跟随，以修正后的日负荷曲线，来制定调度计划。当机组以远方控制方式运行时，减少了机组启停次数，为低谷时段接纳风电预留了更大的空间，同时使电网经济运行和深度调峰得以实现。

(3)电量效益分析。

利用储热系统进行调峰，使电厂侧深度调峰能力提高300MW，同时不影响供热能力，较好解决调峰和供热矛盾。低谷时段利用就地控制和远方控制，可有效抬高低谷负荷，为电网消纳更多风电提供更大的容量裕度。

在储热系统运行安全条件内，储热系统使得电网多消纳的风电电量为：

式中，t₁、t₂为直控储热在低谷时段投入的起止时间；f_HS(t)为t时刻储热单元功率，其为阶跃函数。

根据所选择的辽宁区域电网，该控制策略可以为电网侧提高可调负荷容量300MW。风电接纳能力提高300MW，以每天7小时，每年5个月运行计算，可接纳3.15亿风电电量。

如图1所示，图1为热电偶合系统网络结构图，以储热单元本体装置、电厂储热系统和热-电耦合系统整体为研究对象，构建单元级、电厂级与系统级的“单元-汇集-集群”分层控制策略：

单元控制约束建模：

H_t＝ηH_t-1+S_t t＝1,2,...,24

H_t为t时刻末储热装置的储热容量；η为储热罐效率。表征储热装置的热平衡状态。

H_min≤H_t≤H_max t＝1,2,...,24

H_max和H_min分别为储热装置的储热容量的上、下界。

分别为输入、输出热功率的上限。

表示储热装置在一个周期内热容量维持不变，在一周期内均为平衡状态。

如图2所示，图2为储热单元分区控制示意图，可以将储热单元的运行状态划分为三个区间：正常投入区间、储热投切限制区间与最小储热区间：

正常投入区间：

当储热单元中的热储量值S处于区间[S_{a_min}＜S＜S_{a_max}]时，其所处的运行状态即为储热单元的正常投入区间。当储热单元运行于该区间时，对储热单元进行有效控制既可以为热网系统提供充裕的热量，同时又可以为电力系统提供一定的可调负荷，即此时的储热单元具有最佳的调节容量裕度。对于储热单元的控制目标便是通过适当的调节方式使储热单元能够运行于正常投入区间。

当储热单元处于正常投入区间，其控制逻辑为：

其中：P_ft表示储热单元放热功率；P_ct为储热单元储热功率；P_ce为储热单元额定储热功率。在此种状态下，储热单元保持运行在50％容量附近。

储热投切限制区间及最小储热区间：

当储热单元处于储热投切限制区间S_{a_max}≤S≤S_max及最小储热区间S_min≤S≤S_{a_min}时，需要通过调整储/放热功率使储热单元回到正常投入区间，保证储热单元具有充足的容量空间，更好地利用储热单元的容量配置。

当储热单元在此两个区间内，其控制逻辑为：

其中，P_f-max为储热单元最大放热功率。此时，处于储热投切限制区间内的储热单元不具备实现进一步储热的能力，储热单元仅可进行放热控制。同理，处于最小储热区间的储热单元的放热能力受限，仅可进行储热操作控制。

每一群体中的每一储热单元均具有上述的三种工作区间，当充能与放能需求指令下达时，依据不同储热单元的工作状态进行配额分配，实现对储热群体的有效利用。同时，为了能够保证储热群体容量满足系统调度计划以及为应对电网不确定性所带来的潜在风险，储热系统应具有足够的储热容量：

其中，P_cti表示第i个机组的储热功率，P_cfj表示第j个机组的放热功率；P_quota表示系统功率配额；n与m分别表示该电厂中储热单元工作于储热与放热状态的数量，N表示该电厂所配置的总储热单元数量。

如图3所示，图3为就地控制方式下热电厂出力曲线图，在仿真计算中，储热单元于21:00时开始启动储热，次日07:00时储热单元退出运行，在时间区段[21：00-07:00]内，储热单元为接纳风电提供容量空间为300MW。

由辽宁省电力系统的历史运行情况了解到，在实际中，系统真正的低谷与接纳困难时段为[00:00-04:00]。为更好的响应电网需求，将储热单元进行分组投切，由21:00时开始逐步投入运行，次日04:00同样进行逐步退出运行操作，直至07:00时储热单元全部退出系统运行，该系统热负荷由其他方式承担。储热单元具体投切策略如图3中虚线所示。因此，在保证本地储热单元运行不越限的前提下，在弃风高峰时段，采用本地控制策略来调节储热单元能够最大限度的为系统提供消纳风电的空间，进而提升系统整体的风电消纳能力。

如图4所示，图4为发电限值调整原理图，基于远方控制策略，直控电储热负荷在接收到来自电网的调度指令时，可以实现满足电网调峰与用户供热需求。发电厂的发电限制可调量为[0,600MW]，当出力低于300MW时，调整原理如图4所示。图中P_Gmin表示热电机组在低谷负荷时段所能压缩的最低出力值，由于受热负荷的制约，风电的消纳能力被制约，使得弃风现象发生。

依据本文所提出的直控储热装置运行策略，将在机组出力受限的低谷时段完成储热装置的投切，投切过程为：0MW，70MW，2*70MW，2*70+80，2*70+2*80。当储热系统全部投入运行后，热电机组出力值将为0MW，即此时可以为系统接纳风电提供300MW的容量空间。

如图5所示，图5为远方控制方式下储热装置运行曲线图，在负荷低谷期，储热运行曲线为正值，此时亦为电网弃风的高峰期，因此，一方面储热系统运行使得负荷值增加；另一方面，热电机组出力降低，使得风电消纳空间增大。由于储热装置的投入运行，系统日负荷曲线由y₁修正为y₂，使得系统峰谷差降低至1679.1MW，使得系统运行更为平稳。

为了便于调度机构编制发电计划，首先根据远方控制策略求得储热系统运行曲线，然后利用储热控制策略进行跟随，以修正后的日负荷曲线y₂，来制定调度计划。

如图6所示，图6为热电机组出力功率曲线图，当机组以本文所提出的远方控制方式运行时，最大出力600MW，最小出力0MW，减少了机组启停次数，为低谷时段接纳风电预留了更大的空间，同时使电网经济运行和深度调峰得以实现。

Claims (2)

1.一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，其特征在于，提出在发电厂侧实现接受调度发电指令，合理安排发电和储热投切的策略，通过自动发电控制实现电网直接控制，从而构成一个新的大规模接纳风力发电的方法；包括：

电储热单元分层控制策略；

优化问题建模；

算例分析；

所述电储热单元分层控制策略：针对建于发电厂侧的大容量储热系统，其与城市热网相连，成为热网系统与电网系统的又一耦合点，构成了一种全新的电-热耦合系统，储热单元利用水作为工质进行热能存储；当储热装置运行于吸热工况时，热水流入，等量的冷水从低温区流出，实现对热能的存储；反之，当储热装置运行于放热工况时，热水流出，等量的冷水由低温区流入，实现热能释放；以储热单元本体装置、电厂储热系统和热-电耦合系统整体为研究对象，构建单元级、电厂级与系统级的“单元-汇集-集群”分层控制策略；

所述电储热单元分层控制策略包括：单元控制、汇集控制以及集群控制；

所述单元控制指的是考虑储热单元本体装置运行约束的控制方式，单元控制是分层控制策略的基础，其仅受限于储热单元自身工作状态，具体运行约束建模如下：H_t＝ηH_t-1+S_t t＝1,2,...,24

H_t为t时刻末储热装置的储热容量；η为储热罐效率；S_t为输入或输出热功率；表征储热装置的热平衡状态；

H_min≤H_t≤H_max t＝1,2,...,24

H_max和H_min分别为储热装置的储热容量的上、下界；

分别为输入、输出热功率的上限；

表示储热装置在一个周期内热容量维持不变，在一周期内均为平衡状态；

所述汇集控制，由于单体储热单元容量的限制，安装于电厂侧的储热单元多于一个，因此，在满足同一供热需求时，电厂侧由储热单元构成的供热系统具有多种工作模式，在不同工作模式下每一储热单元的工作状态不同，即为使得系统工作在最优模式下，储热单元间存在一定的制约；为充分使用已并网运行的储热单元，现以每一发电厂侧装设的全部储热单元为一个群体作为研究对象，构建汇集控制方式；

储热系统是由不同容量的储热单元构成，因此储热系统的每一储热单元可以满足独立投切要求，储热系统能够实现分级控制，即储热单元可以分级投切；对于由不同容量构成的储热单元群体，储热容量使用情况是反映其运行状态的重要指标；当储热剩余容量不同，其调节的灵活性也存在差异；为了充分利用该储热单元群体的容量裕度，每一储热单元需要维持在一定的能量水平，使其能够在充能与放能之间获得一个合理的平衡，进而实现在不同投切指令下可不受限制的进行快速响应；

依据储热单元的运行特性，将储热单元的运行状态划分为三个区间：正常投入区间、储热投切限制区间与最小储热区间；

(1)正常投入区间；

当储热单元运行于该区间时，对储热单元进行有效控制既能够为热网系统提供充裕的热量，同时又能够为电力系统提供一定的可调负荷，即此时的储热单元具有最佳的调节容量裕度；对于储热单元的控制目标便是通过适当的调节方式使储热单元能够运行于正常投入区间；

(2)储热投切限制区间及最小储热区间；

当储热单元处于储热投切限制区间及最小储热区间时，需要通过调整储/放热功率使储热单元回到正常投入区间，保证储热单元具有充足的容量空间，更好地利用储热单元的容量配置；

每一群体中的每一储热单元均具有上述的三种工作区间，当充能与放能需求指令下达时，依据不同储热单元的工作状态进行配额分配，实现对储热群体的有效利用；同时，为了能够保证储热群体容量满足系统调度计划以及为应对电网不确定性所带来的潜在风险，储热系统应具有足够的储热容量：

其中，P_cti表示第i个机组的储热功率，P_cfj表示第j个机组的放热功率；P_quota表示系统功率配额；n与m分别表示该电厂中储热单元工作于储热与放热状态的数量，N表示该电厂所配置的总储热单元数量；

所述集群控制是针对由不同的储热单元群体，在接收到电网调度指令时，其控制策略如下：

(1)整体储热系统功率等于调度指令：

式中：P_ij表示第i个群体中第j个储热单元的功率值，放热为正值，储热为负值；P_dispatch表示系统调度指令下达值；n与m分别表示装设于发电厂的储热单元群体数目与每一储热群体中储热单元的数目；

(2)在满足系统调度指令的前提下，为充分利用储热单元的可调容量应对整个系统的不确定性，整体控制策略以使满足群体控制的储热单元数目最多为最优：

式中：N_ij表示第i个群体中第j个储热单元的数目，满足条件时为1，否则记为0；

所述电储热单元分层控制策略既要按电网要求投切也必须满足热负荷需求；为同时实现满足电网与用户的双重要求，调控策略在日前按负的出力或修正后的负荷曲线运行；

所述优化问题建模包括目标函数、约束条件；

所述目标函数表示为：

式中：R表示总收益，其中包含售电收益与供热收益；C表示总成本，包含发电成本与供热成本；P_c与P_w分别表示热电厂与风电场出力；H_L为热电厂所承担热负荷；λ_c与λ_w分别表示热电厂、风电场的上网电价；λ_h表示热电厂供热价格；F_t为热电厂发电与储热单元的运行成本；a_i、b_i与c_i为热电厂运行成本系数；C_V为机组运行参数；S_t为t时刻储热装置的储/放热功率，其储热时取值为正，放热时取值为负值；

所述约束条件包括系统约束、机组约束、储热装置运行约束；

所述系统约束包括：

(1)电力平衡约束

其中，P_el,i(t)表示该地区火电机组出力；P_w(t)为系统中t时刻并网的风电功率；P_ex(t)表示在t时刻该区域与外部系统的交换功率，值为正时表示向外输送电量，值为负时表示外界系统向该区域输送电能；P_D,el(t)为系统t时刻电负荷值；

(2)系统供热约束

P_h(t)+S_hk(t)-S_hk(t-1)≥P_Dhk(t)

其中，k为供热分区的总数；P_Dhk(t)为t时刻第k个分区热电厂需要承担的总热负荷；S_hk(t)为第k个分区储热装置t时刻的储热量；

所述机组约束包括：

(1)机组热出力上、下限约束：

0≤P_h≤P_h,max

其中，P_h,max为机组i热出力最大限制，该值主要取决于热交换器容量的大小；

(2)机组爬坡速率约束：

P(t)-P(t-1)≤P_up

P(t-1)-P(t)≤P_down

其中，P_up与P_down分别为机组i向上、向下爬坡速率约束；

所述储热装置运行约束包括：

(1)储热装置的蓄/放热能力约束：

其中，P_h,k,cmax、P_h,k,fmax分别为储热装置最大蓄、放热功率；

(2)储热装置的容量约束：

其中，S_h,k，max为储热装置的储热容量。

2.根据权利要求1所述的一种大规模电储热单元智能化分层控制方法，其特征在于，所述算例分析包括：

(1)就地控制分析；

直控电储热的就地控制不依懒于电网调度，仅考虑储热单元的自身区间限制，同时以风电最大消纳为目标进行仿真计算，在仿真计算中，储热单元于21:00时开始启动储热，次日07:00时储热单元退出运行，在时间区段[21：00-07:00]内，储热单元为接纳风电提供容量空间为300MW；

(2)远方控制分析；

基于远方控制策略，直控电储热负荷在接收到来自电网的调度指令时，可以实现满足电网调峰与用户供热需求；将在机组出力受限的低谷时段完成储热装置的投切；当储热系统全部投入运行后，热电机组出力值将为0MW，即此时可以为系统接纳风电提供容量空间；

在负荷低谷期，储热运行曲线为正值，此时亦为电网弃风的高峰期，因此，一方面储热系统运行使得负荷值增加；另一方面，热电机组出力降低，使得风电消纳空间增大；由于储热装置的投入运行，使得系统运行更为平稳；

为了便于调度机构编制发电计划，首先根据远方控制策略求得储热系统运行曲线，然后利用储热控制策略进行跟随，以修正后的日负荷曲线，来制定调度计划；当机组以远方控制方式运行时，减少了机组启停次数，为低谷时段接纳风电预留了更大的空间，同时使电网经济运行和深度调峰得以实现；

(3)电量效益分析；

利用储热系统进行调峰，使电厂侧深度调峰能力提高300MW，同时不影响供热能力，解决调峰和供热矛盾；低谷时段利用就地控制和远方控制，可有效抬高低谷负荷，为电网消纳更多风电提供更大的容量裕度；

在储热系统运行安全条件内，储热系统使得电网多消纳的风电电量为：

式中，t₁、t₂为直控储热在低谷时段投入的起止时间；f_HS(t)为t时刻储热单元功率，其为阶跃函数。

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