CN111861195A - 一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，其包括以下步骤：步骤1确定风电二次消纳方式，并定义蓄热式电锅炉启停控制策略；步骤2根据对风电和热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；定义可行性系数确定单位发电权价格；步骤3确定调峰权转让下的热电联合调度模型中的目标函数以及约束条件；步骤4采用动态惯性权重和粒子群算法对热电联合调度模型进行优化求解，实现热电联合的调度。本发明提出的调度策略能有效地减少风电的间歇性和波动性、提高风电消纳量和增加电气综合能源系统效益。

Description

一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法
技术领域
发明涉及能源领域，尤其是一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法。
背景技术
近年来，风力发电凭借其分布广泛、无污染、可再生等优势，成为发展最快，应用最广的清洁能源。然而，在我国“三北”地区冬季供暖期热电机组因承担该地区的供暖任务，通常按照“以热定电”的模式来进行调度，高比例的大型热电机组使电力系统调峰能力有限，导致电网接纳风电的能力急剧下降，传统调度方法是使系统通过弃风手段来维持电力供需平衡；进而使得能源浪费。但随着电力系统的发展，考虑热电机组可以转让调峰权给风电机组，即将热电机组供热空间以发电权形式转给风电，风电利用蓄热式电锅炉进行供热，消纳弃风，进一步，热电机组因耦合特性降低热出力的同时也降低了其电出力值，增加了风电上网空间。
发明内容
针对上述技术问题，本发明目的在于提供一种可提高系统整体效益和降低弃风率的热电联合调度方法，旨在解决热电机组因热负荷的增加而不断增大其机组电出力，进而减少风电上网空间的问题。本发明通过引入蓄热式电锅炉，根据风电预测出力与电网预调度出力差值为正时段时，启动蓄热式电锅炉，进而实现对风电的二次消纳，降低弃风率和热电机组供热出力，旨在通过调峰权转让，实现热电联合调度方法方法，通过判别风电和热电机组调峰可行性系数的大小，确定发电权价格，激励风电和热电机组参与调峰，旨在通过引入调度周期内收益与成本之差最大的目标函数，使得参与调度的整体获得最大的收益。
为实现上述目的，本发明是根据以下技术方案实现的：
一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，所述方法的步骤如下：
步骤1，确定风电二次消纳方式，并定义蓄热式电锅炉启停控制策略；
建立风电与热电机组转换，即热电机组在风电预测出力与电网预调度出力差值为正时段，将供热空间转换为风电；而风电可以利用得到的供热空间进行供热：引入蓄热式电锅炉对风电进行二次消纳，以一天24小时为预测周期，每小时为一个协调时段，并设定当某一小时内风电预测出力与电网预调度出力差值为正时，该小时被定义为电锅炉启动状态，当某一小时内风电预测出力与电网预调度出力差值为负时，该小时被定义为电锅炉停止状态，在电锅炉停止状态下，蓄热装置代替电锅炉向外输热，并根据热电机组供热缺额调节热输出速率，直到储热量为0时停止供热；
步骤2，根据对风电和热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；定义可行性系数确定单位发电权价格；
步骤2-1，确定风电在参与调峰过程中应满足的不等式约束；
风电在调峰过程中应满足下列不等式约束：
Figure BDA0002587969190000021
式中，λh为单位供热价格；Mw为按照Shapely值法风电应分配的利润；pw-r为风电支付给热电机组的单位发电权价格；αw为风电参与调峰的可行性系数，且αw≥1。
步骤2-2，确定热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；
为使热电机组能够参与调峰过程，热电机组在调峰过程中应满足下列不等式约束：
Figure BDA0002587969190000022
式中，Mr为按照Shapely值法热电机组应分配的利润；Pr为热电机组的标杆电价；C`1(P)为热电机组煤耗成本函数的导函数；αr为热电机组参与调峰的可行性系数，且αr≥1；，OZ为调峰前热电机组供热功率；OX为调峰后风电提供的供热功率；O(Z-X)为调峰后剩余热电机组供热功率；
只有当pw-r的取值使得αw,αr均大于等于1时，风电和热电机组间才进行热电联合调度，否则停止蓄热式电锅炉。
步骤3，当pw-r取值使得公式(5)和(6)都成立时，确定调峰权转让下的热电联合调度模型，包括目标函数以及约束条件；
步骤3-1，确定目标函数；
考虑风电和热电机组间调整将会提高风电机组的上网电量，但会影响常规机组和热电机组的效益。因此，本文以系统的效益最大为目标函数。效益目标函数以调度周期内收益与成本之差最大表示，即：
F＝max(S-C) (7)
式中，F为经济性最优值；S为调度周期内收益；C为调度周期内成本。
(1)调度周期内收益S包括热电机组销售电能的收益、热电机组销售热能的收益、常规机组销售电能的收益、风电机组销售电能的收益以及风电机组调峰效益；
(2)调度周期内的成本包括热电机组的煤耗成本、常规机组的煤耗成本、风电机组发电成本、热电机组调峰成本、蓄热式电锅炉的折旧成本以及弃风惩罚成本；
步骤3-2，确定约束条件，包括功率平衡约束、机组相关约束和蓄热式电锅炉运行约束；
步骤4，根据步骤3中调度模型的目标函数和约束条件对调度模型采用现有的动态惯性权重和粒子群算法对模型进行优化求解，实现热电联合的调度。
优选的，所述步骤1定义中蓄热式电锅炉启停控制策略用以下表达式表示：
将电锅炉启停状态和蓄热式电锅炉热输出分别表示为：
Figure BDA0002587969190000031
Figure BDA0002587969190000032
Figure BDA0002587969190000033
式中，
Figure BDA0002587969190000034
为t时段电锅炉启停状态，其中1代表启动，0代表停止；
Figure BDA0002587969190000035
为t时段风电预测出力；
Figure BDA0002587969190000036
为t时段电网预调度出力；
Figure BDA0002587969190000037
为t时段蓄热式电锅炉热输出；
Figure BDA0002587969190000038
为t时段电锅炉制热功率；
Figure BDA0002587969190000039
为t时段蓄热装置放热功率；
Figure BDA00025879691900000310
为t时段电锅炉消耗风电功率；ηEB为电锅炉电热转换效率，取95％。
优选的，所述步骤3-1中(1)调度周期内收益S包括热电机组销售电能的收益、热电机组销售热能的收益、常规机组销售电能的收益、风电机组销售电能的收益以及风电机组调峰效益，具体表达式为：
Figure BDA00025879691900000311
式中，
Figure BDA00025879691900000312
分别为热电机组i在t时刻的电出力和热出力；
Figure BDA00025879691900000313
为常规机组i在t时刻的电出力；
Figure BDA00025879691900000314
为t时刻风电上网量；
Figure BDA00025879691900000315
为t时刻单位供电价格；S1为风电机组调峰效益；NR为热电机组数；NG为常规机组数。
优选的，所述步骤3-1中(2)调度周期内的成本包括热电机组的煤耗成本、常规机组的煤耗成本、风电机组发电成本、热电机组调峰成本、蓄热式电锅炉的折旧成本以及弃风惩罚成本，具体如下：
(a)热电机组煤耗成本表示为:
Figure BDA0002587969190000041
式中，C1为热电机组煤耗成本；
Figure BDA0002587969190000042
为热电机组i在t时刻纯凝工况下的发电功率；ai,bi,ci为热点机组i的煤耗成本系数；γhe为热电机组的热电比；
(b)常规机组煤耗成本表示为发电功率的二次函数的如下形式：
Figure BDA0002587969190000043
式中，C2为常规机组煤耗成本,
Figure BDA0002587969190000044
为常规机组i在t时刻的电出力；ai,bi,ci为常规机组i的煤耗成本系数；
(c)风电机组发电成本：
Figure BDA0002587969190000045
式中，C3为风电机组发电成本；
Figure BDA0002587969190000046
为t时刻风电预测功率。
(d)热电机组调峰成本：
热电机组调峰成本主要考虑机组损失的发电收入和调峰权交易前后所产生的直接发电成本变化。调峰成本模型定义为：
Figure BDA0002587969190000047
式中，C4为热电机组调峰成本；C41为热电机组损失的发电收入；C42为调峰权交易前后所产生的直接发电成本变化；
Figure BDA0002587969190000048
为热电机组下降的出力；
Figure BDA0002587969190000049
为热电机组原出力，Pr为热电机组的标杆电价。
(e)蓄热式电锅炉折旧成本：
Figure BDA0002587969190000051
式中，C5为蓄热式电锅炉折旧成本；Dr为蓄热式电锅炉的年折现率；a为使用年限；uR,uEB分别为蓄热装置和电锅炉的投资成本；
Figure BDA0002587969190000052
分别为蓄热装置和电锅炉的最大功率；Tuse为调度周期内使用小时数。
(f)弃风惩罚成本：
Figure BDA0002587969190000053
式中，C6为弃风惩罚成本；vw为弃风惩罚费用系数；
Figure BDA0002587969190000054
为t时刻风电预测功率，
Figure BDA0002587969190000055
为t时刻风电上网量。
优选的，所述步骤3-2中确定约束条件，包括功率平衡约束、机组相关约束和蓄热式电锅炉运行约束，具体包括以下步骤：
步骤3-2-1，所述功率平衡约束包括：
(1)电功率平衡约束：
Figure BDA0002587969190000056
(2)热功率平衡约束：
Figure BDA0002587969190000057
式中，NR为热电机组数；NG为常规机组数；
Figure BDA0002587969190000058
分别为t时刻电、热负荷值；
Figure BDA0002587969190000059
分别为热电机组i在t时刻的电出力和热出力；
Figure BDA00025879691900000510
为常规机组i在t时刻的电出力；
Figure BDA00025879691900000511
为t时段蓄热式电锅炉热输出；
Figure BDA00025879691900000512
为t时段电锅炉消耗风电功率；
Figure BDA00025879691900000513
为t时刻风电上网量；
步骤3-2-2，所述机组相关约束：
(1)常规机组约束：
机组出力上下限约束：
Figure BDA00025879691900000514
机组爬坡约束：
Figure BDA0002587969190000061
式中，
Figure BDA0002587969190000062
分别为常规机组i的最大、最小出力；Δri,up,Δri,down分别为常规机组i的上爬坡限制和下爬坡限制。
(2)热电机组约束：
热电机组同时兼备供电供热两个方面，因此在考虑出力上下限时，应同时考虑电出力和热出力上下限的约束，出力上下限约束如下：
电出力上下限约束：
Figure BDA0002587969190000063
热出力上下限约束：
Figure BDA0002587969190000064
电爬坡约束：
Figure BDA0002587969190000065
热爬坡约束：
Figure BDA0002587969190000066
式中，
Figure BDA0002587969190000067
分别为热电机组i的最大、最小电出力；
Figure BDA0002587969190000068
为热电能机组i热出力的上限值；ΔrRi,up,-ΔrRi,down分别为热电机组i的电出力上爬坡限制和下爬坡限制；ΔhRi,up,-ΔhRi,down分别为热电机组i的热出力上爬坡限制和下爬坡限制。
(3)风电机组约束：
Figure BDA0002587969190000069
步骤3-2-3，所述蓄热式电锅炉运行约束：
(1)电锅炉约束：
Figure BDA00025879691900000610
式中，
Figure BDA00025879691900000611
为t时刻电锅炉允许的最大电功率。
(2)蓄热装置运行约束：
Figure BDA0002587969190000071
式中，
Figure BDA0002587969190000072
为t时刻储热容量；
Figure BDA0002587969190000073
为t时刻蓄热装置储热功率；
Figure BDA0002587969190000074
为最大储热容量；
Figure BDA0002587969190000075
为储热和放热功率最大值。
Figure BDA0002587969190000076
为t时段电锅炉启停状态，
Figure BDA0002587969190000077
为t时段蓄热装置放热功率。
本发明与现有技术相比，具有如下优点：
对风电预测出力与电网预调度出力差值为正时段时，启动蓄热式电锅炉对其进行二次消纳，具有针对性的启停蓄热式电锅炉，降低弃风率和热电机组供热出力；对风电和热电机组参与调峰进行可行性分析，定义可行性系数并确定风电给热电机组的发电权价格，以调度周期内系统效益与成本之差最大为目标函数，使得参与调峰的整体获得效益。本发明提出的调度策略能有效地减少风电的间歇性和波动性、提高风电消纳量和增加电气综合能源系统效益。
附图说明
图1是本发明方法的风电二次消纳示意图；
图2是本发明方法的风电预计效益分析图；
图3是本发明方法的电热负荷曲线图和风电预测曲线图；
图4是本发明方法的步骤流程图；
图5是本发明方法的热电机组发电权价格分析；
图6A是不考虑调峰使用蓄热式电锅炉的风电消纳柱状图；
图6B是考虑调峰权只含有电锅炉的风电消纳柱状图；
图6C是考虑调峰权转让含有蓄热式电锅炉的风电消纳柱状图；以及
图7是本发明方法的热电机组供热出力图。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。
本发明方法如图4所示，步骤如下：
步骤1，确定风电二次消纳方式，并定义蓄热式电锅炉启停控制策略；
本发明将电网对风电的预调度出力定义为风电一次消纳，将风电预测出力与电网预调度的风电出力差值为正的部分定义为风电二次消纳，其示意图如附图1所示。
针对附图1中风电二次消纳部分，本发明将风电引入调峰权转让中，建立风电与热电机组转换，即热电机组在风电预测出力与电网预调度出力差值为正时段，将供热空间转换为风电；而风电可以利用得到的供热空间进行供热，促进风电二次消纳。具体消纳方式如下：引入蓄热式电锅炉对风电进行二次消纳，以一天24小时为预测周期，每小时为一个协调时段，并设定当某一小时内风电预测出力与电网预调度出力差值为正时，该小时被定义为电锅炉启动状态。在此状态下，蓄热式电锅炉投入运行，产生的热量一部分直接对用户供热，满足部分热需求；另一部分储存到蓄热装置。当某一小时内风电预测出力与电网预调度出力差值为负时，该小时被定义为电锅炉停止状态。在此状态下，蓄热装置代替电锅炉向外输热，满足部分热需求，并根据热电机组供热缺额调节热输出速率，直到储热量为0时停止供热。
根据上述定义，电锅炉启停状态和蓄热式电锅炉热输出分别表示为：
Figure BDA0002587969190000081
Figure BDA0002587969190000082
Figure BDA0002587969190000083
式中，
Figure BDA0002587969190000084
为t时段电锅炉启停状态，其中1代表启动，0代表停止；
Figure BDA0002587969190000085
为t时段风电预测出力；
Figure BDA0002587969190000086
为t时段电网预调度出力；
Figure BDA0002587969190000087
为t时段蓄热式电锅炉热输出；
Figure BDA0002587969190000088
为t时段电锅炉制热功率；
Figure BDA0002587969190000089
为t时段蓄热装置放热功率；
Figure BDA00025879691900000810
为t时段电锅炉消耗风电功率；ηEB为电锅炉电热转换效率，取95％。
步骤2，根据对风电和热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；定义可行性系数确定单位发电权价格；
步骤2-1，确定风电在参与调峰过程中应满足的不等式约束；
风力发电不消耗一次能源，因此其单位供热功率的利润值要高于热电机组单位供热功率利润值，即：
Figure BDA0002587969190000091
调峰后预计收益分析如附图2所示，横坐标为机组供热功率，纵坐标为单位供热功率利润值。OZ为调峰交易前热电机组供热功率，经过调峰，在t时刻，热电机组转换为风电，由风电提供一部分供热功率，如图2中OX区域，在相同的供热价格下，t时刻，供热功率多出的利润值增加为附图2阴影部分，即：abcd区域。然后，将调峰后多出风电利润值按照现有技术Shapely值法在风电和热电机组间进行分配。风电多出的利润值为：
Figure BDA0002587969190000092
式中，M为风电多出的利润值；γw为风电单位发电成本系数；T为一个调度周期，T＝24；
Figure BDA0002587969190000093
分别为风电单位供热功率利润值和热电单位供热功率利润值；ηEB为电锅炉电热转换效率；(OX)t为t时刻热电机组转让给风电机组的出力空间。
为使风电能够参与调峰过程，风电在调峰过程中应满足下列不等式约束：
Figure BDA0002587969190000094
式中，λh为单位供热价格；Mw为按照Shapely值法风电应分配的利润；pw-r为风电支付给热电机组的单位发电权价格；αw为风电参与调峰的可行性系数，且αw≥1。
步骤2-2，确定热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；
为使热电机组能够参与调峰过程，热电机组在调峰过程中应满足下列不等式约束：
Figure BDA0002587969190000095
式中，Mr为按照Shapely值法热电机组应分配的利润；Pr为热电机组的标杆电价；C`1(P)为热电机组煤耗成本函数的导函数；αr为热电机组参与调峰的可行性系数，且αr≥1；，OZ为调峰前热电机组供热功率；OX为调峰后风电提供的供热功率；O(Z-X)为调峰后剩余热电机组供热功率。
综上，只有当pw-r的取值使得αw,αr均大于等于1时，风电和热电机组间才进行热电联合调度，否则停止蓄热式电锅炉。
步骤3，当pw-r取值使得公式(5)和(6)都成立时，确定调峰权转让下的热电联合调度模型，包括热电机组、常规机组、风电机组参与调度的整体经济收益即目标函数，以及约束条件：
步骤3-1，确定目标函数；
考虑风电和热电机组间调整将会提高风电机组的上网电量，但会影响常规机组和热电机组的效益。因此，本文以系统的效益最大为目标函数。效益目标函数以调度周期内收益与成本之差最大表示，即：
F＝max(S-C) (7)
式中，F为经济性最优值；S为调度周期内收益；C为调度周期内成本。
(1)调度周期内收益S包括热电机组销售电能的收益、热电机组销售热能的收益、常规机组销售电能的收益、风电机组销售电能的收益以及风电机组调峰效益，即：
Figure BDA0002587969190000101
式中，
Figure BDA0002587969190000102
分别为热电机组i在t时刻的电出力和热出力；
Figure BDA0002587969190000103
为常规机组i在t时刻的电出力；
Figure BDA0002587969190000104
为t时刻风电上网量；
Figure BDA0002587969190000105
为t时刻单位供电价格；S1为风电机组调峰效益；NR为热电机组数；NG为常规机组数。
风电机组调峰效益；
风电机组调峰效益主要考虑供热收益增加，将风电机组调峰效益模型定义为:
Figure BDA0002587969190000106
式中，S1为风电机组调峰成本；λh为单位供热价格；ηEB为电锅炉电热转换效率，取95％，γw为风电单位发电成本系数；
Figure BDA0002587969190000107
为风电场获得部分调峰权后增加的容量。
(2)调度周期内的成本包括热电机组的煤耗成本、常规机组的煤耗成本、风电机组发电成本、热电机组调峰成本、蓄热式电锅炉的折旧成本以及弃风惩罚成本。其中，加入弃风惩罚成本是为了促进风电的全额消纳。
(a)热电机组煤耗成本表示为:
Figure BDA0002587969190000111
式中，C1为热电机组煤耗成本；
Figure BDA0002587969190000112
为热电机组i在t时刻纯凝工况下的发电功率；ai,bi,ci为热点机组i的煤耗成本系数；γhe为热电机组的热电比。
(b)常规机组煤耗成本表示为发电功率的二次函数的如下形式：
Figure BDA0002587969190000113
式中，C2为常规机组煤耗成本,
Figure BDA0002587969190000114
为常规机组i在t时刻的电出力；ai,bi,ci为常规机组i的煤耗成本系数。
(c)风电机组发电成本：
Figure BDA0002587969190000115
式中，C3为风电机组发电成本；
Figure BDA0002587969190000116
为t时刻风电预测功率。
(d)热电机组调峰成本：
热电机组调峰成本主要考虑机组损失的发电收入和调峰权交易前后所产生的直接发电成本变化。调峰成本模型定义为：
Figure BDA0002587969190000117
式中，C4为热电机组调峰成本；C41为热电机组损失的发电收入；C42为调峰权交易前后所产生的直接发电成本变化；
Figure BDA0002587969190000118
为热电机组下降的出力；P0 R为热电机组原出力，Pr为热电机组的标杆电价。
(e)蓄热式电锅炉折旧成本：
Figure BDA0002587969190000119
式中，C5为蓄热式电锅炉折旧成本；Dr为蓄热式电锅炉的年折现率；a为使用年限；uR,uEB分别为蓄热装置和电锅炉的投资成本；
Figure BDA00025879691900001110
分别为蓄热装置和电锅炉的最大功率；Tuse为调度周期内使用小时数。
(f)弃风惩罚成本：
Figure BDA0002587969190000121
式中，C6为弃风惩罚成本；vw为弃风惩罚费用系数；
Figure BDA0002587969190000122
为t时刻风电预测功率，
Figure BDA0002587969190000123
为t时刻风电上网量。
综上，调度周期内的成本为：
Figure BDA0002587969190000124
步骤3-2，确定约束条件；
步骤3-2-1，功率平衡约束：
(1)电功率平衡约束：
Figure BDA0002587969190000125
(2)热功率平衡约束：
Figure BDA0002587969190000126
式中，NR为热电机组数；NG为常规机组数；
Figure BDA0002587969190000127
分别为t时刻电、热负荷值；
Figure BDA0002587969190000128
分别为热电机组i在t时刻的电出力和热出力；
Figure BDA0002587969190000129
为常规机组i在t时刻的电出力；
Figure BDA00025879691900001210
为t时段蓄热式电锅炉热输出；
Figure BDA00025879691900001211
为t时段电锅炉消耗风电功率；
Figure BDA00025879691900001212
为t时刻风电上网量；
步骤3-2-2，机组相关约束：
(1)常规机组约束：
机组出力上下限约束：
Figure BDA00025879691900001213
机组爬坡约束：
Figure BDA00025879691900001214
式中，
Figure BDA00025879691900001215
分别为常规机组i的最大、最小出力；Δri,up,Δri,down分别为常规机组i的上爬坡限制和下爬坡限制。
(2)热电机组约束：
热电机组同时兼备供电供热两个方面，因此在考虑出力上下限时，应同时考虑电出力和热出力上下限的约束，出力上下限约束如下：
电出力上下限约束：
Figure BDA0002587969190000131
热出力上下限约束：
Figure BDA0002587969190000132
电爬坡约束：
Figure BDA0002587969190000133
热爬坡约束：
Figure BDA0002587969190000134
式中，
Figure BDA0002587969190000135
分别为热电机组i的最大、最小电出力；
Figure BDA0002587969190000136
为热电能机组i热出力的上限值；ΔrRi,up,-ΔrRi,down分别为热电机组i的电出力上爬坡限制和下爬坡限制；ΔhRi,up,-ΔhRi,down分别为热电机组i的热出力上爬坡限制和下爬坡限制。
(3)风电机组约束：
Figure BDA0002587969190000137
步骤3-2-3，蓄热式电锅炉运行约束：
(1)电锅炉约束：
Figure BDA0002587969190000138
式中，
Figure BDA0002587969190000139
为t时刻电锅炉允许的最大电功率。
(2)蓄热装置运行约束：
Figure BDA00025879691900001310
式中，
Figure BDA00025879691900001311
为t时刻储热容量；
Figure BDA00025879691900001312
为t时刻蓄热装置储热功率；
Figure BDA00025879691900001313
为最大储热容量；
Figure BDA00025879691900001314
为储热和放热功率最大值。
Figure BDA00025879691900001315
为t时段电锅炉启停状态，
Figure BDA00025879691900001316
为t时段蓄热装置放热功率。
步骤4，根据步骤3中调度模型的目标函数和约束条件对调度模型采用现有的动态惯性权重和粒子群算法对模型进行优化求解，实现热电联合的调度。具体模型求解步骤如下：
首先输入热电机组、常规机组、风电预测出力值、电网预调度出力值、蓄热式电锅炉以及电热负荷预测值等相关参数，生成电热负荷预测曲线和风电预测出力预测曲线。然后根据风电预测出力值与电网预调度出力值进行对比，差值为正时段，引入调峰权交易，并与此同时判断风电与热电机组参与调峰的可行性系数，若同时满足参与调峰的可行性系数值，则启动蓄热式电锅炉与热电机组共同承担热负荷需求；若不能同时满足参与调峰的可行性系数值，则停止启动蓄热式电锅炉，热负荷值仅由热电机组承担。判断热电机组出力与蓄热式电锅炉出力是否满足热平衡约束，若不满足，继续提高热电机组出力，直到满足热负荷平衡为止。
根据热电机组热出力确定各时段相应的电出力值，进而根据剩余电负荷值的大小安排火电机组与风电机组出力，判断热电机组、火电机组、风电机组出力是否满足电平衡约束，若不满足，提高火电机组出力，直到满足电平衡为止。
下面为一个实例采用本方法进行调度，选取6台热电机组、2台常规机组、1台风电机组、1台蓄热式电锅炉；储热装置储热容量为800MW，电锅炉装机容量200MW，投资成本分别为5×104元/MW和1×106元/MW，最大储放热量为100MW，电锅炉电热转换系数
Figure BDA0002587969190000141
为0.95，年折现率为6％，寿命年限20年；单位供热价格为240元/(MW·h)，单位供电价格选用分时电价，峰为800元/(MW·h)，平为500元/(MW·h)，谷为200元/(MW·h)；热电机组标杆电价为80元/(MW·h)；单位风力发电成本为61.5元/(MW·h)，弃风惩罚费用系数为673.3元/(MW·h)，算例为日前调度，调度周期T为24h周期，单位调度时间Δt为1h，系统电热负荷及风电预测功率选取某日的10:00到次日9:00的数据，典型电热电负荷预测曲线和风电出力预测曲线如图3所示。
结果分析
为了对比分析考虑调峰前后风电消纳情况及系统经济性情况，设置了3种不同场景。场景1：不考虑调峰，使用蓄热式电锅炉；场景2：考虑调峰权，只含有电锅炉；场景3：考虑调峰权转让，含有蓄热式电锅炉。
首先根据公式(5)和(6)得到使得风电机组和热电机组都具有调峰的可行性的价格区间，在价格区间内确定单位发电权价格：附图5给出了满足调峰可行性的单位发电权价格。在步骤2-1下，取αw＝1和αw＝1.1分别计算pw-r值为43.98和34.39。在步骤2-2下，取αr＝1和αr＝1.1分别计算pw-r为23.79和28.81。由图可以看出，若同时满足步骤2-1和步骤2-2，使得风电机组和热电机组都具有调峰的可行性，则发电权的价格应在[23.79,43.98]范围内，本文取αw和αr两直线的交点作为风电机组支付给热电机组的单位发电权价格，即pw-r＝33.88元/(MW·h)。
然后得到3种不同场景中出风电消纳情况与热电机组供热出力情况：附图6给出了3种场景下风电消纳情况对比分析。由图6A可知，在晚22:00～次日9:00之间有大量弃风(弃风时段)，原因是在这些时刻，热电机组为满足高额的热负荷需求而保持着较高的电强迫出力，而此时又是电负荷低谷时段，造成大量弃风。而在10:00～21:00时段(非弃风时段)，热负荷降低，电负荷提高，使弃风现象得到缓解。图6B只含有电锅炉，在弃风时段，电锅炉对其进行了二次消纳，同时输出热能，降低了热电机组出力，从而进一步增加风电上网空间，相比于不含电锅炉，弃风情况有了明显的改善。而在非弃风时段，电锅炉不在参与调度，热电机组独自承担全部热负荷，相比于不含电锅炉，弃风情况一样。图6C在电锅炉的基础上引入蓄热装置，在弃风时段，两者联合对弃风进行二次消纳，相比于仅含电锅炉，弃风情况有了更大的改善。而在非弃风时段，蓄热装置放热，使热电机组继续保持较低的出力，从而提高了风电的消纳能力。而在19:00～21:00时段，因为蓄热装置储存的热能已经用完，热电机组又恢复到以前供热出力，此时风电又逐渐靠近大风时段，所以产生较高的弃风。
3种场景下的热电机组出力对比如附图7所示。场景1没有蓄热式电锅炉，弃风时段，热电机组独自承担热负荷需求，热电机组供热出力高于含有电锅炉的场景2和含有蓄热式电锅炉的场景3，原因在于部分供热量由电锅炉提供，降低了热电机组的供热负担，而场景2和场景3的热电机组供热出力相同，原因在于弃风时段蓄热装置参与风电的二次消纳过程。非弃风时段，由于电锅炉停止供热，场景2的热电机组供热出力恢复到独自承担热负荷需求，故场景1和场景2的热电机组供热出力相同，而在该时段，蓄热装置开始放热，与热电机组一起承担供热任务，故热电机组供热出力低于场景1、2。但在19:00～21:00时段，因为蓄热装置储存的热能已经用完，热电机组又恢复到以前供热出力，故3种场景下热电机组供热出力相同。
通过上述实施例可以看出，本申请可以使得参与调峰的整体获得经济效益。以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变化或修改，这并不影响本发明的实质内容。在不冲突的情况下，本申请的实施例和实施例中的特征可以任意相互组合。
最后应说明的是：以上的各实施例仅用于说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或全部技术特征进行等同替换；而这些修改或替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。

Claims (5)

1.一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，其特征在于：所述方法包括如下步骤：
步骤1，确定风电二次消纳方式，并定义蓄热式电锅炉启停控制策略；
建立风电与热电机组转换，即热电机组在风电预测出力与电网预调度出力差值为正时段，将供热空间转换为风电；而风电可以利用得到的供热空间进行供热：引入蓄热式电锅炉对风电进行二次消纳，以一天24小时为预测周期，每小时为一个协调时段，并设定当某一小时内风电预测出力与电网预调度出力差值为正时，该小时被定义为电锅炉启动状态，当某一小时内风电预测出力与电网预调度出力差值为负时，该小时被定义为电锅炉停止状态，在电锅炉停止状态下，蓄热装置代替电锅炉向外输热，并根据热电机组供热缺额调节热输出速率，直到储热量为0时停止供热；
步骤2，根据对风电和热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；定义可行性系数确定单位发电权价格；
步骤2-1，确定风电在参与调峰过程中应满足的不等式约束；
风电在调峰过程中应满足下列不等式约束：
Figure FDA0002587969180000011
式中，λh为单位供热价格；Mw为按照Shapely值法风电应分配的利润；pw-r为风电支付给热电机组的单位发电权价格；αw为风电参与调峰的可行性系数，且αw≥1；
步骤2-2，确定热电机组在参与调峰过程中应满足的不等式约束；
热电机组在调峰过程中应满足下列不等式约束：
Figure FDA0002587969180000012
式中，Mr为按照Shapely值法热电机组应分配的利润；Pr为热电机组的标杆电价；C1`(P)为热电机组煤耗成本函数的导函数；αr为热电机组参与调峰的可行性系数，且αr≥1；，OZ为调峰前热电机组供热功率；OX为调峰后风电提供的供热功率；O(Z-X)为调峰后剩余热电机组供热功率；
只有当pw-r的取值使得αw,αr均大于等于1时，风电和热电机组间才进行热电联合调度，否则停止蓄热式电锅炉；
步骤3，当pw-r取值使得公式(5)和(6)都成立时，确定调峰权转让下的热电联合调度模型，包括目标函数以及约束条件；
步骤3-1，确定目标函数；
考虑风电和热电机组间调整将会提高风电机组的上网电量，但会影响常规机组和热电机组的效益；因此，本文以系统的效益最大为目标函数；效益目标函数以调度周期内收益与成本之差最大表示，即：
F＝max(S-C) (7)
式中，F为经济性最优值；S为调度周期内收益；C为调度周期内成本；
(1)调度周期内收益S包括热电机组销售电能的收益、热电机组销售热能的收益、常规机组销售电能的收益、风电机组销售电能的收益以及风电机组调峰效益；
(2)调度周期内的成本包括热电机组的煤耗成本、常规机组的煤耗成本、风电机组发电成本、热电机组调峰成本、蓄热式电锅炉的折旧成本以及弃风惩罚成本；
步骤3-2，确定约束条件，包括功率平衡约束、机组相关约束和蓄热式电锅炉运行约束；
步骤4，根据步骤3中调度模型的目标函数和约束条件对调度模型采用现有的动态惯性权重和粒子群算法对模型进行优化求解，实现热电联合的调度。
2.根据权利要求1所述的一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，其特征在于：所述步骤1定义中蓄热式电锅炉启停控制策略用以下表达式表示：
将电锅炉启停状态和蓄热式电锅炉热输出分别表示为：
Figure FDA0002587969180000021
Figure FDA0002587969180000022
Figure FDA0002587969180000023
式中，
Figure FDA0002587969180000024
为t时段电锅炉启停状态，其中1代表启动，0代表停止；
Figure FDA0002587969180000025
为t时段风电预测出力；
Figure FDA0002587969180000026
为t时段电网预调度出力；
Figure FDA0002587969180000027
为t时段蓄热式电锅炉热输出；
Figure FDA0002587969180000028
为t时段电锅炉制热功率；
Figure FDA0002587969180000029
为t时段蓄热装置放热功率；
Figure FDA00025879691800000210
为t时段电锅炉消耗风电功率；ηEB为电锅炉电热转换效率，取95％。
3.根据权利要求1所述的一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，其特征在于：所述步骤3-1中(1)调度周期内收益S包括热电机组销售电能的收益、热电机组销售热能的收益、常规机组销售电能的收益、风电机组销售电能的收益以及风电机组调峰效益，具体表达式为：
Figure FDA0002587969180000031
式中，
Figure FDA0002587969180000032
分别为热电机组i在t时刻的电出力和热出力；
Figure FDA0002587969180000033
为常规机组i在t时刻的电出力；
Figure FDA0002587969180000034
为t时刻风电上网量；
Figure FDA0002587969180000035
为t时刻单位供电价格；S1为风电机组调峰效益；NR为热电机组数；NG为常规机组数。
4.根据权利要求1所述的一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，其特征在于：所述步骤3-1中(2)调度周期内的成本包括热电机组的煤耗成本、常规机组的煤耗成本、风电机组发电成本、热电机组调峰成本、蓄热式电锅炉的折旧成本以及弃风惩罚成本，具体如下：
(a)热电机组煤耗成本表示为:
Figure FDA0002587969180000036
式中，C1为热电机组煤耗成本；
Figure FDA0002587969180000037
为热电机组i在t时刻纯凝工况下的发电功率；ai,bi,ci为热点机组i的煤耗成本系数；γhe为热电机组的热电比；
(b)常规机组煤耗成本表示为发电功率的二次函数的如下形式：
Figure FDA0002587969180000038
式中，C2为常规机组煤耗成本,
Figure FDA0002587969180000039
为常规机组i在t时刻的电出力；ai,bi,ci为常规机组i的煤耗成本系数；
(c)风电机组发电成本：
Figure FDA0002587969180000041
式中，C3为风电机组发电成本；
Figure FDA0002587969180000042
为t时刻风电预测功率；
(d)热电机组调峰成本：
热电机组调峰成本主要考虑机组损失的发电收入和调峰权交易前后所产生的直接发电成本变化；调峰成本模型定义为：
Figure FDA0002587969180000043
式中，C4为热电机组调峰成本；C41为热电机组损失的发电收入；C42为调峰权交易前后所产生的直接发电成本变化；
Figure FDA0002587969180000044
为热电机组下降的出力；
Figure FDA0002587969180000045
为热电机组原出力，Pr为热电机组的标杆电价；
(e)蓄热式电锅炉折旧成本：
Figure FDA0002587969180000046
式中，C5为蓄热式电锅炉折旧成本；Dr为蓄热式电锅炉的年折现率；a为使用年限；uR,uEB分别为蓄热装置和电锅炉的投资成本；
Figure FDA0002587969180000047
分别为蓄热装置和电锅炉的最大功率；Tuse为调度周期内使用小时数；
(f)弃风惩罚成本：
Figure FDA0002587969180000048
式中，C6为弃风惩罚成本；vw为弃风惩罚费用系数；
Figure FDA0002587969180000049
为t时刻风电预测功率，
Figure FDA00025879691800000410
为t时刻风电上网量。
5.根据权利要求1所述的一种提高风电二次消纳能力的热电联合调度方法，其特征在于：所述步骤3-2中确定约束条件，包括功率平衡约束、机组相关约束和蓄热式电锅炉运行约束，具体包括以下步骤：
步骤3-2-1，所述功率平衡约束包括：
(1)电功率平衡约束：
Figure FDA0002587969180000051
(2)热功率平衡约束：
Figure FDA0002587969180000052
式中，NR为热电机组数；NG为常规机组数；
Figure FDA0002587969180000053
分别为t时刻电、热负荷值；
Figure FDA0002587969180000054
分别为热电机组i在t时刻的电出力和热出力；
Figure FDA0002587969180000055
为常规机组i在t时刻的电出力；
Figure FDA0002587969180000056
为t时段蓄热式电锅炉热输出；
Figure FDA0002587969180000057
为t时段电锅炉消耗风电功率；
Figure FDA0002587969180000058
为t时刻风电上网量；
步骤3-2-2，所述机组相关约束：
(1)常规机组约束：
机组出力上下限约束：
Figure FDA0002587969180000059
机组爬坡约束：
Figure FDA00025879691800000510
式中，
Figure FDA00025879691800000511
分别为常规机组i的最大、最小出力；Δri,up,Δri,down分别为常规机组i的上爬坡限制和下爬坡限制；
(2)热电机组约束：
热电机组同时兼备供电供热两个方面，因此在考虑出力上下限时，应同时考虑电出力和热出力上下限的约束，出力上下限约束如下：
电出力上下限约束：
Figure FDA00025879691800000512
热出力上下限约束：
Figure FDA00025879691800000513
电爬坡约束：
Figure FDA00025879691800000514
热爬坡约束：
Figure FDA0002587969180000061
式中，
Figure FDA0002587969180000062
分别为热电机组i的最大、最小电出力；
Figure FDA0002587969180000063
为热电能机组i热出力的上限值；ΔrRi,up,-ΔrRi,down分别为热电机组i的电出力上爬坡限制和下爬坡限制；ΔhRi,up,-ΔhRi,down分别为热电机组i的热出力上爬坡限制和下爬坡限制；
(3)风电机组约束：
Figure FDA0002587969180000064
步骤3-2-3，所述蓄热式电锅炉运行约束：
(1)电锅炉约束：
Figure FDA0002587969180000065
式中，
Figure FDA0002587969180000066
为t时刻电锅炉允许的最大电功率；
(2)蓄热装置运行约束：
Figure FDA0002587969180000067
式中，
Figure FDA0002587969180000068
为t时刻储热容量；
Figure FDA0002587969180000069
为t时刻蓄热装置储热功率；
Figure FDA00025879691800000610
为最大储热容量；
Figure FDA00025879691800000611
为储热和放热功率最大值；
Figure FDA00025879691800000612
为t时段电锅炉启停状态，
Figure FDA00025879691800000613
为t时段蓄热装置放热功率。
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