CN115411741A - 一种热电机组群负荷动态分配方法和设备 - Google Patents

一种热电机组群负荷动态分配方法和设备 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种热电机组群负荷动态分配方法和设备，应用于至少包括一台高背压供热机组、一台低压缸可灵活切除供热机组和一台抽凝供热机组的热电厂系统中，用于热电厂在供暖季参与AGC(Automatic GenerationControl)、调峰辅助服务市场时，考虑机组动态安全边界、系统电、热负荷需求平衡等约束条件，以及机组类型差异带来的发电与供热成本差异的前提下，实现以热电厂综合效益最大为目标的热电厂整体电、热负荷在多类型热电机组间的动态分配。

Description

一种热电机组群负荷动态分配方法和设备
技术领域
本申请涉及能源技术领域中一种电厂的负荷分配方法和设备，更具体地， 涉及一种热电机组群负荷动态分配方法和设备。
背景技术
随着供热需求的增加和我国的电力行业“双碳”目标的推进落实，诸多热 电厂正在对厂内部分机组进行高背压升级改造和低压缸可灵活切除改造，热 电厂的机组类型逐步多样化，在对热电厂运行电、热负荷分配时，如何在协 调厂内不同类型机组运行优化承担电、热负荷以在同时满足供热需求和发电 负荷的基础之上，使得热电厂的综合效益最大变得尤为关键。
由于热电厂内高背压供热机组、低压缸可灵活切除供热机组和抽凝供热 机组都具备着发电和供热的能力，因此热电厂内的电、热负荷不能将孤立单 独分配，而需要充分考虑到厂内各类型机组的发电与供热成本、电-热耦合关 系、机组的可行运行区间、锅炉等设备的实时运行状态构成的安全运行边界 等各种约束，是个非常复杂的问题。
目前，热电厂的电、热负荷分配主要是依据运行人员的经验制定的机组 优先级序表，依据“以热定电”的方针进行安排各类型机组电、热出力，该分 配方式只能保证满足电、热负荷需求，无法保障包含售电收益、运行成本、 参加调峰辅助服务市场收益的综合收益最大。另外也有部分采用优化分配方 法，但未考虑涉及机组运行安全边界的锅炉、辅机等设备实时运行状态，导 致其结果脱离实际，无法在实际中推广应用。
因此，如何更加准确、全面和高效的进行厂级多类型热电机组群实时负 荷动态分配，是目前有待解决的技术问题。
发明内容
本发明提供一种热电机组群实时负荷的动态分配方法，用以解决现有技术 中进行热电机组群负荷动态分配时准确性低、约束条件太片面、效率低的技 术问题。
该方法应用于至少包括一台高背压供热机组、一台低压缸可灵活切除供 热机组和一台抽凝供热机组的热电厂系统中，所述方法包括：
根据各类型机组所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降 负荷的前置判据；
根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界， 根据动态安全边界、系统负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件；
根据由厂内多样化机组的电、热负荷、工业抽汽等确定电厂的运行成本；
以热电厂经济综合效益最大为条件，建立符合上述约束条件的多类型热 电机组群负荷动态分配模型，根据模型，得到全厂负荷动态分配结果。
相应的，本发明还提供一种多类型热电机组群负荷动态分配设备，应用于 至少包括一台高背压供热机组、一台低压缸可灵活切除供热机组和一台抽凝 供热机组的热电厂系统中，所述设备包括：
判据模块，其特征在于，通过判据模块，根据各类型机组和其所对应的 锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据；
约束模块，其特征在于，通过约束模块，根据各类型机组的实时运行状 态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统电、热负 荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件；
建模求解模块，其特征在于，通过建模求解模块，根据各类型机组的实 时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统 负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件。
通过应用以上技术方案，在至少包括一台高背压供热机组、一台低压缸 可灵活切除供热机组和一台抽凝供热机组的热电厂系统中，根据各类型机组 和其所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据； 根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据 动态安全边界、系统电、热负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件； 根据厂内多样化机组的电、热负荷、工业抽汽、辅机耗电情况、固有厂用电 等确定电厂运行成本；以包含售电收益、运行成本、电量偏差惩罚和调峰辅助服务市场收益的热电厂经济综合效益最大为目标，建立符合上述约束条件 的多类型热电机组群负荷动态分配模型；对模型进行求解，得到全厂负荷动 态分配结果。从而更加准确、全面、高效的进行供热机组电、热负荷的分配。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所 需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申 请的一些实施例，对于本领域技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下， 还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1示出了本发明实施例提出的一种厂级多类型热电机组群实时负荷动 态分配方法的流程示意图；
图2示出了2/3/4#机组可行运行区间折线图；
图3示出了1#机组可行运行区间折线图；
图4示出了场景A(高煤价上调)的电负荷分配仿真结果图；
图5示出了场景B(低煤价上调)的电负荷分配仿真结果图；
图6示出了场景C与D(下调)的电负荷分配仿真结果图；
图7示出了各机组热出力调整过程仿真结果示意图；
图8示出了最小调整量对热电厂电出力安排的影响示意图；
图9示出了本发明实施例动态安全边界影响示意图。
具体实施方式
下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行 清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本申请一部分实施例，而 不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做 出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。
本申请实施例提供一种热电机组群负荷动态分配方法，热电厂根据该方 法，可以得到符合热电厂动态运行需求，且综合效益最大的热电机组群负荷 动态分配模型，通过对该模型的求解，可以更加准确、全面、高效地进行供 热机组电、热负荷的分配。
该方法应用于至少包括一台高背压供热机组和一台抽凝供热机组的热电 厂系统中，如图1所示，所述方法包括以下步骤：
步骤S1，根据各类型机组所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机 组升/降负荷的前置判据。
本实施例中，高背压供热机组中，汽轮机的低压缸经过改造，排汽压力 有所提升，凝汽温度也随之提升，一次热网回水直接进入凝汽器，从而达到 了将高背压供热机组的热量通过一次热网传递给热用户的目的，在工业抽汽 流量一定情况下，其发电功率的大小和供热大小有直接关系。抽凝供热机组 中，从汽轮机的高中压缸间的抽汽口抽出部分高压缸排汽作为工业抽汽，从 汽轮机的中低压缸间的抽汽口抽出部分中压缸排汽经过加热器换热后，为热 用户提供供暖服务，其余部分在汽轮机的低压缸继续膨胀做功后经过凝汽器凝结成水，然后回到锅炉。低压缸可灵活切除供热机组中，有两种工作状态， 一种是与抽凝供热机组无异的不切缸工况，另一种是为了提高机组热电比同 时保障低压缸安全的低压缸零出力的切缸工况，此刻机组的中压缸排汽大部 分进入加热器为热用户提供供热部分，仅留极少部分继续通向低压缸冷却叶 片后经过凝汽器凝结成水，回到锅炉。
本实施例按照包含各高背压供热机组、各低压缸可灵活切除供热机组和 各抽凝供热机组和其对应锅炉及其辅机的实时运行状态、系统电、热平衡需 求、响应时间要求、爬坡速率要求、机组出力最小调整量的运行约束条件和 目标函数的厂内优化调度模型的求解结果，确定各类型机组的电、热负荷分 配结果。这里首先根据各类型机组所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确 定机组升/降负荷的前置判据。
需要说明的是，以上实施例的方案仅为本申请所提出的一种具体实现方 案，其他根据各类型机组和其所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机 组升/降负荷的前置判据的方式均属于本申请的保护范围。
为了准确的确定各类型机组的前置判据，在本申请一些实施例中，根据 机组和其所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置 判据，具体为：
对各机组及其所对应的锅炉受热面温度、主蒸汽压力、环保参数、火检、 氧量、供热抽汽限制、引风机出力限制、一次风机出力限制、循环水泵出力 限制、给水泵出力限制、SCR温度等可阻碍机组升/降负荷的实时运行状态作 为前置判据，视为布尔量加以提前决策，具体操作见表1。
表1影响因素表
Figure BDA0003631144950000041
Figure BDA0003631144950000051
定义只有两个截然相反答案的情况，并用0和1表示的变量为布尔量。令 Ku＝k1k2k3k5k7k9k10k11k12＝0表示该机组受影响不能升负荷；Kd＝k4k6k8＝0表示该机组受 影响不能降负荷；各类型机组的升降负荷限制(升/降)Ku和Kd，在此均为0，允 许不升或不降负荷；
步骤S2，根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安 全边界，根据动态安全边界、系统电、热负荷需求、调节速率及范围要求等 确定约束条件。
为了准确的确定本模型中约束条件，在本申请一些实施例中，根据各类 型机组实时运行状态及其前置判据确定的动态安全边界、系统电、热负荷需 求、调节速率要求、工业抽汽、机组出力最小调整量等确定约束条件，具体 为：
考虑辅机运行状态、供暖抽汽、工业抽汽对机组发电功率的影响后，抽 凝机组的可行运行区间为：
根据机组运行过程中受到辅机状态影响的运行上、下限，得纯凝工况下的 电出力的上、下限；根据机组发电功率，得初始状态下纯凝工况下的电出力的 上限；根据综合考虑加热器极限换热功率和机组最大供热能力后的最小、最大 供热功率，得供暖抽汽的热功率的上、下限，具体为：
Figure BDA0003631144950000052
其中，
Figure BDA0003631144950000061
为机组发电功率
Figure BDA0003631144950000062
供暖抽汽的热功率
Figure BDA0003631144950000063
工业 和辅助抽汽流量
Figure BDA0003631144950000064
共同折算为纯凝工况下的电出力，cv,j、cg,j分别指供热、工业 抽汽对发电功率的损失影响系数；PEx,0为纯凝工况下在机组低压缸为最小通流量 时的发电功率；
Figure BDA0003631144950000065
分别为综合考虑加热器极限换热功率和机组最大供热 能力后的最小、最大供热功率，
Figure BDA0003631144950000066
分别为机组运行过程中受到辅机状态 影响的运行上、下限；
根据上述考虑机组升/降负荷限制的前置判据，机组运行过程中受到辅机状 态影响的运行上、下限，得到机组运行过程中受到辅机状态影响的动态的运行 上、下限，具体为：
Figure BDA0003631144950000067
Figure BDA0003631144950000068
考虑辅机运行状态、工业抽汽对机组发电功率的影响后，高背压机组的 可行运行区间为：
根据考虑上述前置判据下，高背压机组的发电功率最大值、最小值，或者 初始状态下高背压机组的发电功率、抽汽流量的共同折算结果，得到高背压机 组的发电功率、抽汽流量的共同折算结果的上、下限；根据抽汽流量、供热功 率的共同折算结果，得到高背压机组的发电功率，具体为：
Figure BDA0003631144950000069
式中，
Figure BDA00036311449500000610
为高背压机组的发电功率。
考虑辅机运行状态、供暖抽汽、工业抽汽对机组发电功率的影响后，低 压缸可灵活切除机组的可行运行区间为：
根据考虑上述前置判据的动态机组运行上、下限，得到机组发电功率、 供暖抽汽的热功率、工业抽汽流量共同折算的电出力的上、下限；根据切缸运 行状态、动态机组运行上、下限等，得到低压缸可灵活切除机组的发电功率和 供热功率的上、下限，具体为：
Figure BDA00036311449500000611
Figure BDA00036311449500000612
Figure BDA00036311449500000613
式中，
Figure BDA0003631144950000071
分别为低压缸可灵活切除机组的发电功率和供热功率；
Figure BDA0003631144950000072
为布尔量，
Figure BDA0003631144950000073
代表机组切缸运行；
Figure BDA0003631144950000074
分别为切缸后机组的最小、最 大供热功率。
定义上述动态安全边界，为上述各类型机组的可行运行区间。
爬坡率约束，即调节速率要求，为了机组的安全稳定运行，顾及到机组 上下爬坡能力，设置了爬坡率上限。
根据设置的爬坡率上限，得到t时刻和t-1时刻各机组的出力之差的上限， 具体为：
Figure BDA0003631144950000075
Figure BDA0003631144950000076
Figure BDA0003631144950000077
Figure BDA0003631144950000078
Figure BDA0003631144950000079
Figure BDA00036311449500000710
为降低机组频繁调整出力带来的寿命损耗、煤耗增加等因素的影响，在 约束条件中增加各类型机组出力最小调整量约束，以控制机组不必要的频繁 调整。
根据各类型机组出力最小调整量，得到T时刻和初始时刻之差的下限， 具体为：
Figure BDA00036311449500000711
Figure BDA00036311449500000712
Figure BDA00036311449500000713
Figure BDA00036311449500000714
Figure BDA00036311449500000715
Figure BDA00036311449500000716
式中，
Figure BDA00036311449500000717
和
Figure BDA00036311449500000718
分别为各类型机组出力最小调整量。
热电厂整体供热能力为：
根据抽凝机组、高背压机组、低压缸可灵活切除机组的总供热能力，得到 热电厂整体供热能力，具体为：
Figure BDA0003631144950000081
厂热负荷供需平衡约束为：
Figure BDA0003631144950000082
其中，升负荷需要符合
Figure BDA0003631144950000083
降负荷需要符合ΔQt>0；负荷
Figure BDA0003631144950000084
为热电厂 整体的供热功率；
Figure BDA0003631144950000085
为t时段热电厂的热负荷。
热电厂的发电功率：
根据抽凝机组、高背压机组、低压缸可灵活切除机组的总发电功率，得到 热电厂的发电功率，具体为：
Figure BDA0003631144950000086
热电厂发电功率与电负荷指令之间的正负偏差功率为：
根据T时刻热电厂的发电功率与热电厂的电负荷指令的正负差，热电厂发 电功率与电负荷指令之间的正负偏差功率，具体为：
Figure BDA0003631144950000087
式中：升负荷需要符合ΔPW+>0，降负荷需要符合ΔPW->0；PLD为热电厂的电 负荷指令。
步骤S3，根据由厂内多样化机组的电、热负荷、工业抽汽等确定电厂的 运行成本，具体为：
为了准确的确定热电厂的运行成本，在本申请一些实施例中，根据厂内 多样化机组的电、热负荷、工业抽汽、辅机耗电情况、固有厂用电等确定电 厂运行成本，具体为：
由低压缸可灵活切除机组改造原理知，抽凝机组和低压缸可灵活切除机组 的煤耗特性一致，如下所示：
根据抽凝机组和低压缸可灵活切除机组的抽汽流量、供热功率和煤耗函数 参数折算出煤耗特性，具体为：
Figure BDA0003631144950000091
式中：aEx,j、bEx,j、cEx,j为煤耗函数参数；
抽背机组的煤耗特性为：
根据抽背机组的抽汽流量、供热功率和煤耗函数参数折算出煤耗特性，具 体为：
Figure BDA0003631144950000092
故周期内厂内机组的运行成本为：
根据周期内厂内机组的总煤耗特性、标煤价格、执行时间长度、时间颗 粒度，得到周期内厂内机组的运行成本，具体为：
Figure BDA0003631144950000093
式中：n1、n2、n3分别为抽凝机组、低压缸可灵活切除机组、高背压机组 的台数；λcoal为标煤价格；T为指令下发的执行时间长度(分钟)，τ为时间 颗粒度。
步骤S4，以包含售电收益、运行成本、电量偏差惩罚和调峰辅助服务市 场收益的热电厂经济综合效益最大为目标，考虑约束条件，建立厂级多类型 热电机组群实时负荷动态分配模型：
售电收益
根据执行时间长度T内的总热电厂发电电功率、厂耗电率、厂固有耗电功 率、上网电价、时间颗粒度，得售电收益，具体为：
Figure BDA0003631144950000094
其中，
Figure BDA0003631144950000095
为上网电价；
Figure BDA0003631144950000096
为热电厂在t时段的发电电功率；Cplant为厂耗电 率；
Figure BDA0003631144950000097
为厂固有耗电功率。
热电厂在时段t的负荷率
Figure BDA0003631144950000098
为：
根据时段t的发电电功率与热电厂的机组装机容量的比，得热电厂在时段t 的负荷率，具体为：
Figure BDA0003631144950000099
其中，
Figure BDA0003631144950000101
为热电厂的机组装机容量。
当热电厂的电出力范围处于调峰辅助服务市场的第一档时，调峰补偿费用 为：
根据执行时间长度T内的总补偿基准负荷率与热电厂的机组装机容量的 差、调峰辅助服务市场第一档出清价格、热电厂的机组装机容量、时间颗粒度， 得到第一档调峰补偿费用，具体为：
Figure BDA0003631144950000102
其中，Lsys为补偿基准负荷率；L1为第一档负荷率；
Figure BDA0003631144950000103
为调峰辅助服务市场 第一档出清价格。
当热电厂的电出力范围处于调峰辅助服务市场的第二档时，调峰补偿费用 为：
根据执行时间长度T内的总第二档补偿基准负荷率与热电厂的机组装机容 量的量、调峰辅助服务市场第二档出清价格、热电厂的机组装机容量、时间颗 粒度，得到第二档调峰补偿费用，具体为：
Figure BDA0003631144950000104
其中，
Figure BDA0003631144950000105
为调峰辅助服务市场第二档出清价格。
依据火电厂分摊办法，计算分摊费用的修正发电量时，有：
根据热电厂在不同调峰辅助服务市场档的修正系数、热电厂负荷率、热电 厂的机组装机容量，算出分摊费用的修正发电量，具体为：
Figure BDA0003631144950000106
式中，p1、p2、p3分别为参与计算分摊费用时修正电量的修正系数；L2、L3分别为相应分档的负荷率基准。
所以，在调峰时段热电厂在调峰辅助服务市场的收益RDDR为：
根据不同调峰时段，计算调峰辅助服务市场的收益，具体为：
Figure BDA0003631144950000111
式中，TDR为调峰时段标志位：为1代表当前周期处于调峰时段；为0代表 无需计算调峰辅助服务市场补偿及分摊费用。
本实施例中，负荷跟踪惩罚Rpun是根据热出力偏差和电出力偏差确定的， 热出力偏差和电出力偏差是根据各高背压供热机组、各低压缸可灵活切除机 组和各抽凝供热机组的电、热出力、全厂目标电负荷和全厂总需求供热量确 定的，描述为：
根据第T时段(末时段)热电厂上网电功率与负荷指令之间的正、负电功率偏 差、正、负热功率偏差、α和β分别为正、负电量偏差惩罚系数、正、负热量偏 差系数，得到负荷跟踪惩罚，具体为：
Figure BDA0003631144950000112
式中：
Figure BDA0003631144950000113
和
Figure BDA0003631144950000114
分别为第T时段(末时段)热电厂上网电功率与负荷指令之间 的正、负电功率偏差；
Figure BDA0003631144950000115
分别为正、负热功率偏差；α和β分别为正、负 电量偏差惩罚系数，单位：元/(MW·h)；χ和δ分别为正、负热量偏差系数，单 位：元/(MW·h)。
所以，以包含售电收益Rinc、参与辅助调峰收益RDDR、运行成本RCOST、负荷跟 踪惩罚Rpun的综合效益为目标函数：
根据售电收益、参与辅助调峰收益、运行成本、负荷跟踪惩罚，得到目标 函数，具体为：
maxF＝Rinc+RDDR-RCOST-Rpun
步骤S5，对模型进行求解，得到全厂负荷动态分配结果。
为了准确的确定全厂负荷动态分配结果，在本申请一些实施例中，根据 供热抽汽的热量等情况，对模型求解结果进行转化，具体为：
将模型求解结果中发电功率直接作为各机组的的电出力，而供热功率需 要转化为抽汽流量。
抽凝机组j的供暖抽气流量为：
根据该抽凝机组1t/h供热抽汽所能释放的热量、t时刻供热抽汽所能释放 的热量，得到该抽凝机组供暖抽气流量，具体为：
Figure BDA0003631144950000121
其中
Figure BDA0003631144950000122
为该抽凝机组1t/h供热抽汽所能释放的热量。
低压缸可灵活切除机组i的供暖抽气流量为：
根据该低压缸可灵活切除机组1t/h供热抽汽所能释放的热量、t时刻供热 抽汽所能释放的热量，得到该抽凝机组供暖抽气流量，具体为：
Figure BDA0003631144950000123
其中
Figure BDA0003631144950000124
为该低压缸可灵活切除机组1t/h供热抽汽所能释放的热量。
通过应用以上技术方案，在至少包括一台高背压供热机组、一台低压缸 可灵活切除机组和一台抽凝供热机组的热电厂系统中，根据各类型机组和其 所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据；根据 各类型机组实时运行状态及其前置判据确定的动态安全边界、系统电、热负 荷需求、调节速率要求、工业抽汽、机组出力最小调整量等确定约束条件； 根据厂内多样化机组的电、热负荷、工业抽汽、辅机耗电情况、固有厂用电 等确定电厂运行成本；以包含售电收益、运行成本、电量偏差惩罚和调峰辅 助服务市场收益的热电厂经济综合效益最大为目标，考虑约束条件，建立厂 级多类型热电机组群实时负荷动态分配模型；对模型进行求解，得到全厂负 荷动态分配结果。从而更加准确、全面和高效的进行厂级负荷动态分配，进 而明确多类型供热机组电、热出力。
为了进一步阐述本发明的技术思想，现结合具体的应用场景，对本发明 的技术方案进行说明。
假设热电厂共有四个热电机组，1#机组为高背压供热机组，2#机组为低 压缸可灵活切除供热机组，3#、4#机组均为抽凝供热机组。本申请实施例提 供一种厂级多类型热电机组群实时负荷动态分配方法，包括以下步骤：
S1、根据各类型机组的实时运行状态及其锅炉、各辅机运行状态作为机 组升/降负荷的前置判据，具体为：
(1)技术参数
技术参数包括：锅炉受热面温度、主蒸汽压力、环保参数、火检、氧量、 供热抽汽限制、引风机出力限制、一次风机出力限制、循环水泵出力限制、 给水泵出力限制、SCR温度等如表1所示。
表1
Figure BDA0003631144950000131
令Ku＝k1k2k3k5k7k9k10k11k12＝1表示该机组受影响能升负荷；Kd＝k4k6k8＝1表示该机组受影响能降负荷。
各类型机组的升降负荷限制(升/降)Ku和Kd，在此均为1，允许升或降负 荷；1#机组的1t/h的供热抽汽释放的热量为
Figure BDA0003631144950000132
为2.8721GJ；目标热负荷为 731.6MW。各机组当前的电、热出力情况
此外，煤耗函数系数如表2所示；取正负热量惩罚系数均取10,000元 /(MW·h)。根据负荷跟踪考核要求[22]，正负电量惩罚系数均取10,000元 /(MW·h)。；设标杆电价为375元/(MW·h)，调峰辅助服务市场第一档电价为 300元/(MW·h)，第二档电价为800元/(MW·h)，分摊电价为20元/(MW·h)爬 坡率设置为3.5MW/min；取高煤价为1700元/t、低煤价为760元/t。机组出 力最小调整量设置为3.5MW；辅机耗电率、数量和各机组的当前出力如表3所示；采暖和工业抽汽对发电功率的损失影响系数cv,j和cg,j分别取0.2785和 0.35；供热抽汽、工业抽汽所对应的电热比影响系数cm,j、cx,j分别取0.66和 0.1；并将在工业抽汽流量为0t/h时的可行运行区间及其相关参数以平面图的 形式呈现如图2所示。
表2
Figure BDA0003631144950000141
表3
Figure BDA0003631144950000142
S2、根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边 界，根据动态安全边界、系统电、热负荷需求、调节速率及范围要求等确定 约束条件，具体为：
考虑辅机运行状态、供热抽汽、工业和辅助抽汽对机组发电功率的影响 后，抽凝机组的可行运行区间为：
根据机组运行过程中受到辅机状态影响的运行上、下限，得纯凝工况下的 电出力的上、下限；根据机组发电功率，得初始状态下纯凝工况下的电出力的 上限；根据综合考虑加热器极限换热功率和机组最大供热能力后的最小、最大 供热功率，得供暖抽汽的热功率的上、下限，具体为：
Figure BDA0003631144950000143
其中，
Figure BDA0003631144950000144
为机组发电功率
Figure BDA0003631144950000145
供暖抽汽的热功率
Figure BDA0003631144950000146
工业 和辅助抽汽流量
Figure BDA0003631144950000147
共同折算为纯凝工况下的电出力，cv,j、cg,j分别指供热、工业 抽汽对发电功率的损失影响系数；PEx,0为纯凝工况下在机组低压缸为最小通流量 时的发电功率；
Figure BDA0003631144950000148
分别为综合考虑加热器极限换热功率和机组最大供热 能力后的最小、最大供热功率；
Figure BDA0003631144950000149
分别为机组运行过程中受到辅机状态 影响的运行上、下限，考虑升/降负荷限制：
根据上述考虑机组升/降负荷限制的前置判据，机组运行过程中受到辅机状 态影响的运行上、下限，得到机组运行过程中受到辅机状态影响的动态的运行 上、下限，具体为：
Figure BDA0003631144950000151
Figure BDA0003631144950000152
考虑辅机运行状态、工业抽汽对机组发电功率的影响后，高背压机组的 可行运行区间为：
根据考虑上述前置判据下，高背压机组的发电功率最大值、最小值，或者 初始状态下高背压机组的发电功率、抽汽流量的共同折算结果，得到高背压机 组的发电功率、抽汽流量的共同折算结果的上、下限；根据抽汽流量、供热功 率的共同折算结果，得到高背压机组的发电功率，具体为：
Figure BDA0003631144950000153
式中，
Figure BDA0003631144950000154
为高背压机组的发电功率。
考虑辅机运行状态、供暖抽汽、工业抽汽对机组发电功率的影响后，低 压缸可灵活切除机组的可行运行区间为：
根据考虑上述前置判据的动态机组运行上、下限，得到机组发电功率、 供暖抽汽的热功率、工业抽汽流量共同折算的电出力的上、下限；根据切缸运 行状态、动态机组运行上、下限等，得到低压缸可灵活切除机组的发电功率和 供热功率的上、下限，具体为：
Figure BDA0003631144950000155
Figure BDA0003631144950000156
Figure BDA0003631144950000157
式中，
Figure BDA0003631144950000158
分别为低压缸可灵活切除机组的发电功率和供热功率；
Figure BDA0003631144950000159
为布尔量，
Figure BDA00036311449500001510
代表机组切缸运行；
Figure BDA00036311449500001511
分别为切缸后机组的最小、最 大供热功率。
爬坡率约束，为了机组的安全稳定运行，顾及到机组上下爬坡能力，设 置了爬坡率上限。
根据设置的爬坡率上限，得到t时刻和t-1时刻各机组的出力之差的上限， 具体为：
Figure BDA0003631144950000161
Figure BDA0003631144950000162
Figure BDA0003631144950000163
Figure BDA0003631144950000164
Figure BDA0003631144950000165
Figure BDA0003631144950000166
为降低机组频繁调整出力带来的寿命损耗、煤耗增加等因素的影响，在 约束条件中增加各类型机组出力最小调整量约束，以控制机组不必要的频繁 调整。
根据各类型机组出力最小调整量，得到T时刻和初始时刻之差的下限， 具体为：
Figure BDA0003631144950000167
Figure BDA0003631144950000168
Figure BDA0003631144950000169
Figure BDA00036311449500001610
Figure BDA00036311449500001611
Figure BDA00036311449500001612
式中，
Figure BDA00036311449500001613
和
Figure BDA00036311449500001614
分别为各类型机组出力最小调整量。
热电厂整体供热能力为：
根据抽凝机组、高背压机组、低压缸可灵活切除机组的总供热能力，得到 热电厂整体供热能力，具体为：
Figure BDA00036311449500001615
厂热负荷供需平衡约束为：
Figure BDA00036311449500001616
其中，升负荷需要符合
Figure BDA00036311449500001617
降负荷需要符合
Figure BDA00036311449500001618
Figure BDA00036311449500001619
为热电厂整体的供热功率；
Figure BDA00036311449500001620
为t时段热电厂的热负荷。
热电厂整体电输出：
根据抽凝机组、高背压机组、低压缸可灵活切除机组的总发电功率，得到 热电厂的发电功率，具体为：
Figure BDA0003631144950000171
其中，
Figure BDA0003631144950000172
分别为抽凝机组、低压缸可灵活切除机组和高背压 机组的发电功率。
热电厂发电功率与电负荷指令之间的正负偏差功率为：
Figure BDA0003631144950000173
式中：升负荷需要符合ΔPW+>0，降负荷需要符合ΔPW->0；PLD为热电厂的电 负荷指令。
S3、根据由厂内多样化机组的电、热负荷、工业抽汽等确定电厂的运行 成本，具体为：
由低压缸可灵活切除机组改造原理知，抽凝机组和低压缸可灵活切除机组 的煤耗特性一致，如下所示：
根据抽凝机组和低压缸可灵活切除机组的抽汽流量、供热功率和煤耗函数 参数折算出煤耗特性，具体为：
Figure BDA0003631144950000174
式中：aEx,j、bEx,j、cEx,j为煤耗函数参数；
抽背机组的煤耗特性为：
根据抽背机组的抽汽流量、供热功率和煤耗函数参数折算出煤耗特性，具 体为：
Figure BDA0003631144950000175
故周期内厂内机组的运行成本为：
根据周期内厂内机组的总煤耗特性、标煤价格、执行时间长度、时间颗 粒度，得到周期内厂内机组的运行成本，具体为：
Figure BDA0003631144950000181
式中：n1、n2、n3分别为抽凝机组、低压缸可灵活切除机组、高背压机组 的台数；λcoal为标煤价格；T为指令下发的执行时间长度(分钟)，τ为时间 颗粒度。
S4、以包含售电收益、运行成本、电量偏差惩罚和调峰辅助服务市场收 益的热电厂经济综合效益最大为目标，建立符合上述约束条件的多类型热电 机组群负荷动态分配模型，具体为：
售电收益
根据执行时间长度T内的总热电厂发电电功率、厂耗电率、厂固有耗电功 率、上网电价、时间颗粒度，得售电收益，具体为：
Figure BDA0003631144950000182
其中，
Figure BDA0003631144950000183
为上网电价；
Figure BDA0003631144950000184
为热电厂在t时段的发电电功率；Cplant为厂耗电 率；
Figure BDA0003631144950000185
为厂固有耗电功率。
热电厂在时段t的负荷率
Figure BDA0003631144950000186
为：
根据时段t的发电电功率与热电厂的机组装机容量的比，得热电厂在时段t 的负荷率，具体为：
Figure BDA0003631144950000187
其中，
Figure BDA0003631144950000188
为热电厂的机组装机容量。
当热电厂的电出力范围处于调峰辅助服务市场的第一档时，调峰补偿费用 为：
根据执行时间长度T内的总补偿基准负荷率与热电厂的机组装机容量的 差、调峰辅助服务市场第一档出清价格、热电厂的机组装机容量、时间颗粒度， 得到第一档调峰补偿费用，具体为：
Figure BDA0003631144950000189
其中，Lsys为补偿基准负荷率；L1为第一档负荷率；
Figure BDA00036311449500001810
为调峰辅助服务市场
当热电厂的电出力范围处于调峰辅助服务市场的第二档时，调峰补偿费用 为：
根据执行时间长度T内的总第二档补偿基准负荷率与热电厂的机组装机容 量的量、调峰辅助服务市场第二档出清价格、热电厂的机组装机容量、时间颗 粒度，得到第二档调峰补偿费用，具体为：
Figure BDA0003631144950000191
其中，
Figure BDA0003631144950000192
为调峰辅助服务市场第二档出清价格。
依据火电厂分摊办法，计算分摊费用的修正发电量时，有：
根据热电厂在不同调峰辅助服务市场档的修正系数、热电厂负荷率、热电 厂的机组装机容量，算出分摊费用的修正发电量，具体为：
Figure BDA0003631144950000193
式中，p1、p2、p3分别为参与计算分摊费用时修正电量的修正系数；L2、L3分别为相应分档的负荷率基准。
所以，在调峰时段热电厂在调峰辅助服务市场的收益RDDR为：
根据不同调峰时段，计算调峰辅助服务市场的收益，具体为：
Figure BDA0003631144950000194
式中，TDR为调峰时段标志位：为1代表当前周期处于调峰时段；为0代表 无需计算调峰辅助服务市场补偿及分摊费用。
负荷跟踪惩罚Rpun：
根据第T时段(末时段)热电厂上网电功率与负荷指令之间的正、负电功率偏 差、正、负热功率偏差、α和β分别为正、负电量偏差惩罚系数、正、负热量偏 差系数，得到负荷跟踪惩罚，具体为：
Figure BDA0003631144950000201
式中：
Figure BDA0003631144950000202
和
Figure BDA0003631144950000203
分别为第T时段(末时段)热电厂上网电功率与负荷指令之间 的正、负电功率偏差；
Figure BDA0003631144950000204
分别为正、负热功率偏差；α和β分别为正、负 电量偏差惩罚系数，单位：元/(MW·h)；χ和δ分别为正、负热量偏差系数，单 位：元/(MW·h)。
所以，以包含售电收益Rinc、参与辅助调峰收益RDDR、运行成本RCOST、负荷跟 踪惩罚Rpun的综合效益为目标函数：
根据售电收益、参与辅助调峰收益、运行成本、负荷跟踪惩罚，得到目标 函数，具体为：
maxF＝Rinc+RDDR-RCOST-Rpun
S5、对模型进行求解，得到全厂负荷动态分配结果，具体为：
将模型求解结果中发电功率直接作为各机组的调度周期T的电出力，而 供热功率需要转化为抽汽流量。
抽凝机组j的供暖抽气流量为：
根据该抽凝机组1t/h供热抽汽所能释放的热量、t时刻供热抽汽所能释放 的热量，得到该抽凝机组供暖抽气流量，具体为：
根据该抽凝机组1t/h供热抽汽所能释放的热量、t时刻供热抽汽所能释放 的热量，得到该抽凝机组供暖抽气流量，具体为：
Figure BDA0003631144950000205
其中
Figure BDA0003631144950000206
为该抽凝机组1t/h供热抽汽所能释放的热量。
低压缸可灵活切除机组i的供暖抽气流量为：
根据该低压缸可灵活切除机组1t/h供热抽汽所能释放的热量、t时刻供热 抽汽所能释放的热量，得到该抽凝机组供暖抽气流量，具体为：
Figure BDA0003631144950000207
其中
Figure BDA0003631144950000208
为该低压缸可灵活切除机组1t/h供热抽汽所能释放的热量。
本发明实施例中选取了场景A、B分别为高、低煤价时向上调整60MW； 场景C、D分别为高、低煤价时向下调整30MW。假设当前时刻处于系统的 调峰时段。
图4给出了场景A的结果。由图可以看出，厂供电功率在周期的最后时段(第10-15时段)才响应升负荷需求，直至在第15时段满足负荷指令。这是因为高煤价场景下， 热电厂的运行费用较高，热电厂的售电收益为亏损状态，并且维持当前的厂供电功率 能够获得更多的调峰补偿费用，所以在最后时段才将厂供电功率向上调整直至满足负 荷指令。
同时，由图可看出，对于厂内机组间的电-热负荷协同分配，1#高背压机组在第1-7时段逐步将出力调整至满发状态(在10t/h工业抽汽时的最大电出力274.8MW)，4#抽凝 机组的电出力逐步降低，而厂供电功率在前期维持不变没有爬坡。这是因为1#机组具 有节煤优势所以增加出力，而4#机组当前相较具有最大的工业抽汽流量，机组整体的 煤耗比较高，因而降低电出力。对于热负荷的分配，受1#高背压机组的电热耦合特性， 其供热功率也在第1-7时段逐步向上调整，2#、3#、4#机组的热出力则逐步向下调整， 为1#机组腾让空间，从而达到供热平衡，如图4所示。
场景B的分配结果如图5所示。可见，厂供电功率在第1-4时段就响应了升负荷 指令要求，从而在周期内发电量达到了最大化。这是因为，在场景B下，优先提高发 电功率多发电带来的售电利润(3750元)要高于调峰补偿费用(1600元)。
场景C的分配结果如图6所示。厂供电功率在爬坡率约束内迅速(第1-2时段) 向下调整了电出力。这是因为热电厂在高煤价下售电不盈利，为了减少亏损，同时获 得更多的调峰补偿费用，选择快速降低厂供电功率。
场景D时热电厂的电出力安排依旧如图6所示，尽管此场景下热电厂的售电收益为盈利状态，但是相对更加丰厚的调峰补偿费用，优化结果选择了在初始时段响应负 荷指令。
设每台机组的最小调整量一致，最小调整量为3.5MW/次。假设1#高背 压机组已经处于满发状态，下一个负荷指令要求全厂供电功率向下调整10MW，小于3台机组最小调整量总和。如图5所示，1#、2#机组始终保持 电出力不变，3#、4#机组逐步向下调整电出力，在第15时段实现了厂供电功 率向下调整10MW的要求。可见，通过设置机组出力最小调整量，实现了减 小调整出力机组数目的目的。
假设下一个负荷指令向上调整20MW，此时动态安全边界条件中，1#机 组因为当前SCR温度过高，被禁止升负荷，分配结果如图6所示。1#机组没 有向上调整电出力，尽管其具有节煤优势，并且尚未达到满发状态，但是受 到了动态安全边界的约束。2#、3#、4#机组共同向上调整电出力，满足负荷 指令的要求，在此过程中各机组的热出力保持不变。热电厂通过厂内四台机 组的协同运行，在调度周期内调整厂供电功率使其满足了负荷指令要求，同 时响应了动态安全边界对于1#机组不得升负荷的需求。
本申请实施例还提出了一种热电机组群负荷动态分配设备，应用于至少包 括一台高背压供热机组、一台低压缸可灵活切除供热机组和一台抽凝供热机 组的热电厂系统中，所述系统包括：
判据模块，其特征在于，通过判据模块，根据各类型机组和其所对应的 锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据；
约束模块，其特征在于，通过约束模块，根据各类型机组的实时运行状 态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统电、热负 荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件；
建模求解模块，其特征在于，通过建模计算模块，根据电厂的运行成本、 售电收益、运行成本、电量偏差惩罚和调峰辅助服务市场收益的热电厂经济 综合效益最大为目标，建立符合上述约束条件的多类型热电机组群负荷动态 分配模型，求解模型，得到全厂负荷动态分配结果。
在具体的应用场景中，判据模块还用于：
对各机组所对应的锅炉受热面温度、主蒸汽压力、环保参数、火检、氧 量、供热抽汽限制、引风机出力限制、一次风机出力限制、循环水泵出力限 制、给水泵出力限制、SCR温度等可阻碍机组升/降负荷的实时运行状态作为 前置判据，视为布尔量加以提前决策。
在具体的应用场景中，约束模块还用于：
根据各类型机组的实时运行状态、供暖抽汽、工业抽汽、及其前置判据， 对抽凝机组的可行运行区间、高背压机组的可行运行区间、低压缸可灵活切 除机组的可行运行区间确定约束条件；
根据系统电、热负荷需求、调节速率要求、机组频繁调整出力带来的影 响，对爬坡率上限、各类型机组出力最小调整量、厂热负荷供需平衡、热电 厂发电功率与电负荷指令之间的正负偏差功率确定约束条件。
在具体的应用场景中，建模求解模块还用于：
根据电厂的运行成本、售电收益、运行成本、电量偏差惩罚和调峰辅助 服务市场收益的热电厂经济综合效益最大为目标，建立符合上述约束条件的 多类型热电机组群负荷动态分配模型，求解模型，得到全厂负荷动态分配结 果，具体包括如下述步骤：
根据厂内各类型机组的煤耗特性、标煤价格、指令执行时间长度确定电 厂的运行成本；
根据上网电价、热电厂发电电功率、厂总耗电率、指令执行时间长度，确 定售电收益；
根据调峰辅助服务市场的不同档位，确定调峰辅助服务市场的收益；
根据各机组热出力偏差和电出力偏差，确定负荷跟踪惩罚；
根据建立以包含上述运行成本、上述售电收益、上述参与辅助调峰收益、 上述负荷跟踪惩罚的综合效益为目标函数，建立符合上述约束条件的多类型热 电机组群负荷动态分配模型；
以模型求解结果中发电功率作为各机组的的电出力，而供热功率转化为 抽汽流量。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本申请的技术方案，而非对其限 制；尽管参照前述实施例对本申请进行了详细的说明，本领域的普通技术人员 当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中 部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不驱使相应技术方案的 本质脱离本申请各实施例技术方案的精神和范围。

Claims (8)

1.一种供热机组电、热负荷分配方法，应用于至少包括一台高背压供热机组、一台低压缸可灵活切除供热机组和一台抽凝供热机组的热电厂系统中，其特征在于，所述方法包括：
根据各类型机组对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据；
根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件；
以热电厂经济综合效益最大为条件，建立符合上述约束条件的多类型热电机组群负荷动态分配模型，根据模型，得到全厂负荷动态分配结果。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据各类型机组和其所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据，具体为：
根据各机组所对应的锅炉的实时运行状态、蒸汽压力、环保参数、安全监测参数、抽汽限制、出力限制、SCR温度等可阻碍机组升/降负荷的因素的状态，进行条件判断，将部分条件判断的结果做与运算，得到前置判据。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件，所述方法具体为：
根据各类型机组的实时运行状态、供暖抽汽、工业抽汽、及其前置判据，对抽凝机组的可行运行区间、高背压机组的可行运行区间、低压缸可灵活切除机组的可行运行区间确定约束条件；
根据系统电、热负荷需求、调节速率要求、机组频繁调整出力带来的影响，对爬坡率上限、各类型机组出力最小调整量、厂热负荷供需平衡、热电厂发电功率与电负荷指令之间的正负偏差功率确定约束条件。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件，具体包括如下述步骤：
根据厂内各类型机组的煤耗特性、标煤价格、指令执行时间长度确定电厂的运行成本；
根据上网电价、热电厂发电电功率、厂总耗电率、指令执行时间长度，确定售电收益；
根据调峰辅助服务市场的不同档位，确定调峰辅助服务市场的收益；
根据各机组热出力偏差和电出力偏差，确定负荷跟踪惩罚；
根据建立以包含上述运行成本、上述售电收益、上述参与辅助调峰收益、上述负荷跟踪惩罚的综合效益为条件，建立符合上述约束条件的多类型热电机组群负荷动态分配模型；
以模型求解结果中发电功率作为各机组的的电出力，而供热功率转化为抽汽流量。
5.一种供热机组电、热负荷分配设备，应用于至少包括一台高背压供热机组和一台抽凝供热机组的热电厂系统中，其特征在于，所述设备包括：
判据模块，其特征在于，通过判据模块，根据各类型机组和其所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据；
约束模块，其特征在于，通过约束模块，根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统电、热负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件；
建模求解模块，其特征在于，通过建模求解模块，以热电厂经济综合效益最大为条件，建立符合上述约束条件的多类型热电机组群负荷动态分配模型，根据模型，得到全厂负荷动态分配结果。
6.如权利要求5所述的设备，其特征在于，根据各类型机组和其所对应的锅炉及其辅机的实时运行状态确定机组升/降负荷的前置判据，具体为：
对各机组所对应的锅炉受热面温度、主蒸汽压力、环保参数、火检、氧量、供热抽汽限制、引风机出力限制、一次风机出力限制、循环水泵出力限制、给水泵出力限制、SCR温度等可阻碍机组升/降负荷的实时运行状态作为前置判据，视为布尔量加以提前决策。
7.如权利要求5所述的设备，其特征在于，根据各类型机组的实时运行状态、抽汽、前置判据确定动态安全边界，根据动态安全边界、系统负荷需求、调节速率及范围要求等确定约束条件，所述方法具体为：
根据各类型机组的实时运行状态、供暖抽汽、工业抽汽、及其前置判据，对抽凝机组的可行运行区间、高背压机组的可行运行区间、低压缸可灵活切除机组的可行运行区间确定约束条件；
根据系统电、热负荷需求、调节速率要求、机组频繁调整出力带来的影响，对爬坡率上限、各类型机组出力最小调整量、厂热负荷供需平衡、热电厂发电功率与电负荷指令之间的正负偏差功率确定约束条件。
8.如权利要求5所述的方法，其特征在于，以热电厂经济综合效益最大为条件，建立符合上述约束条件的多类型热电机组群负荷动态分配模型，根据模型，得到全厂负荷动态分配结果，具体包括如下述步骤：
根据厂内各类型机组的煤耗特性、标煤价格、指令执行时间长度确定电厂的运行成本；
根据上网电价、热电厂发电电功率、厂总耗电率、指令执行时间长度，确定售电收益；
根据调峰辅助服务市场的不同档位，确定调峰辅助服务市场的收益；
根据各机组热出力偏差和电出力偏差，确定负荷跟踪惩罚；
根据建立以包含上述运行成本、上述售电收益、上述参与辅助调峰收益、上述负荷跟踪惩罚的综合效益为条件，建立符合上述约束条件的多类型热电机组群负荷动态分配模型；
以模型求解结果中发电功率作为各机组的的电出力，而供热功率转化为抽汽流量。
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