工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式案例研究

王 乾 ，王 彬，方建勇 ，陳海文，丁智華 ，孫宏斌

（1.上海電力學(xué)院 電氣工程學(xué)院，上海 200090；2.清華大學(xué) 電機工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京 100084；3.杭州華電下沙熱電有限公司，浙江 杭州 310018）

0 引言

全球經(jīng)濟的快速發(fā)展伴隨著能源產(chǎn)業(yè)的不斷進步和革新。傳統(tǒng)工業(yè)中高耗能、高污染發(fā)展模式帶來的環(huán)境污染和低生產(chǎn)效率等問題，極大地制約了經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展。近年來，在相關(guān)政策支持下，包括天然氣在內(nèi)的清潔能源在能源消耗中的占比不斷提高，與之配套的相關(guān)技術(shù)也取得了長足發(fā)展，但能源轉(zhuǎn)型仍伴隨著諸多問題。一方面，以煤炭、石油為代表的傳統(tǒng)能源依舊占據(jù)著能源消費市場主力軍的位置，而清潔能源由于受成本、穩(wěn)定性、容量等技術(shù)限制，在短時間內(nèi)依舊無法與傳統(tǒng)能源抗衡。另一方面，現(xiàn)階段清潔能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展基本依賴政府補貼和政策扶持，清潔能源產(chǎn)業(yè)在市場經(jīng)濟體制下無法與傳統(tǒng)能源產(chǎn)業(yè)同臺競爭，尤其是在現(xiàn)階段工業(yè)產(chǎn)能過剩的背景下，煤炭、鋼鐵、電力等傳統(tǒng)工業(yè)去產(chǎn)能壓力與提高新能源比重存在嚴重經(jīng)濟矛盾。因此，清潔能源供應(yīng)商必須擺脫傳統(tǒng)產(chǎn)銷模式的束縛以適應(yīng)能源產(chǎn)業(yè)的變革。

能源互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)實現(xiàn)了人們對能源生產(chǎn)消費理念的革新［1］，它以互聯(lián)網(wǎng)先進的發(fā)展思維融合當(dāng)今先進的能源技術(shù)實現(xiàn)對傳統(tǒng)能源系統(tǒng)的改造。作為一門跨領(lǐng)域的前沿學(xué)科，其內(nèi)涵在不斷發(fā)展［2-4］。含冷熱電聯(lián)供 CCHP（Combined Cooling Heating and Power）的聯(lián)產(chǎn)技術(shù)近幾年取得了快速發(fā)展，是能源互聯(lián)網(wǎng)先進技術(shù)的實際應(yīng)用。作為一種能量多級利用系統(tǒng)，CCHP機組通過燃燒天然氣和其他燃料產(chǎn)生電、熱、冷能，同時利用廢熱生產(chǎn)額外的熱能，實現(xiàn)能量的多級化梯級利用。通過這種方式，CCHP系統(tǒng)相比傳統(tǒng)供能系統(tǒng)擁有更高的綜合能源利用率。

關(guān)于CCHP系統(tǒng)，文獻［5］介紹了CCHP相關(guān)技術(shù)的發(fā)展背景和研究現(xiàn)狀；文獻［6］分析了工程中典型CCHP系統(tǒng)的組成和結(jié)構(gòu)，提出了包含CCHP機組微電網(wǎng)的通用建模方法；文獻［7-8］以不同規(guī)劃目標對CCHP系統(tǒng)進行了調(diào)度優(yōu)化；文獻［9］提出了基于動態(tài)經(jīng)濟研究方法和系統(tǒng)配置的優(yōu)化模型，分析了微電網(wǎng)運行經(jīng)濟性與可靠性的關(guān)系；文獻［10］建立了對多臺CCHP機組統(tǒng)一優(yōu)化調(diào)度以消納大規(guī)模風(fēng)電的模型；文獻［11］在經(jīng)濟優(yōu)化調(diào)度中考慮了風(fēng)電、光伏的接入和電熱負荷的隨機性；文獻［12］介紹了熱電聯(lián)產(chǎn)在線監(jiān)測和調(diào)度系統(tǒng)。已有研究對包含CCHP機組的微電網(wǎng)系統(tǒng)進行了系統(tǒng)的建模，考慮了可再生能源接入、負荷隨機性等對CCHP系統(tǒng)產(chǎn)生的影響，針對規(guī)劃目標提出了匹配的優(yōu)化算法。但相關(guān)研究沒有考慮運營模式對供能主體的實際約束，缺少對系統(tǒng)中產(chǎn)能、售能及用能主體的利益分析。本文在已有研究基礎(chǔ)上，結(jié)合電力產(chǎn)能過剩背景，從運營模式角度對熱電聯(lián)產(chǎn)優(yōu)化問題進行了探究，對解決實際工程問題具有借鑒作用。

本文以浙江XS能源互聯(lián)網(wǎng)工業(yè)基地為研究對象，根據(jù)調(diào)研數(shù)據(jù)分析了浙江XS熱電廠產(chǎn)能現(xiàn)狀及經(jīng)營問題，針對目前園區(qū)能源產(chǎn)銷模式的弊端，提出了工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式。在此模式下，本文構(gòu)建了包含浙江XS熱電廠、上級電網(wǎng)、園區(qū)多能負荷等多主體的園區(qū)微電網(wǎng)模型，以浙江XS熱電廠最大運營收益為目標對該模型進行優(yōu)化。然后通過算例對比不同供能模式以及多能直供運營模式優(yōu)化前后的運營收益關(guān)系，結(jié)果證明浙江XS熱電廠的運營狀況得到了有效改善。最后，本文通過售電過網(wǎng)費論證了多能直供運營模式下各主體的收益關(guān)系，進一步證明了該運營模式和優(yōu)化模型具有現(xiàn)實的可行性和有效性。

1 工業(yè)園區(qū)供能模式對比分析

1.1 園區(qū)傳統(tǒng)供能模式

浙江XS熱電廠為天然氣清潔能源供應(yīng)商，目前配備2臺6F級燃機“二拖一”聯(lián)合循環(huán)機組，通過消耗天然氣為園區(qū)用戶供能，能夠基本滿足園區(qū)內(nèi)熱、電負荷需求。園區(qū)傳統(tǒng)供能模式如圖1所示。

圖1 工業(yè)園區(qū)傳統(tǒng)供能模式Fig.1 Traditional energy-supply mode for industrial park

在供熱方面，浙江XS熱電廠是杭州DY食品有限公司、杭州WQ食品有限公司等高耗熱企業(yè)的唯一熱能供應(yīng)商，按照政府制定的熱能價格，由熱電廠直接向企業(yè)供熱并收取供熱費用。在供電方面，熱電廠受上級電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度并享受熱電聯(lián)產(chǎn)機組上網(wǎng)電量電價和容量電價補貼。園區(qū)工業(yè)用戶按照工業(yè)電價從上級電網(wǎng)購電。

1.2 傳統(tǒng)供能模式存在的問題

傳統(tǒng)供能模式主要存在以下問題。

a.受電力需求增長放緩、新能源機組裝機容量占比不斷提高等因素的影響，全國火電機組平均利用小時數(shù)大幅降低。以2016年上半年為例，全國6000 kW及以上火電廠的機組利用小時數(shù)同比減少138 h。受此影響，浙江XS熱電廠機組年利用小時數(shù)一直維持在較低水平。

b.浙江XS熱電廠以天然氣為一次能源，屬于清潔能源供應(yīng)商。然而，相比燃煤電廠，該熱電廠平均產(chǎn)能成本較高。在供熱方面，由于售熱價格統(tǒng)一，浙江XS熱電廠與燃煤熱電廠相比不具有競爭優(yōu)勢。在供電方面，為了促進清潔能源的發(fā)展，浙江XS熱電廠享受政府優(yōu)惠上網(wǎng)電價，但受制于上級電網(wǎng)調(diào)度，該優(yōu)惠價格降低了浙江XS熱電廠與燃煤熱電廠的競爭力。傳統(tǒng)燃煤機組和浙江XS熱電廠清潔能源機組對比分析如表1所示。

表1 機組相關(guān)參數(shù)對比分析Table 1 Comparison of relevant parameters between different units

通過以上分析可見，在傳統(tǒng)供能模式下，浙江XS熱電廠、上級電網(wǎng)、園區(qū)工業(yè)用戶、政府定價部門之間存在利益沖突，彼此相互制約。工業(yè)園區(qū)無法實現(xiàn)源-網(wǎng)-荷的協(xié)同互聯(lián)，相關(guān)產(chǎn)能資源無法進行優(yōu)化配置。浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組長期處于低負荷率運行工況，熱電廠的經(jīng)濟運行無法得到保證。

1.3 工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式

針對以上問題，本文提出將浙江XS熱電廠作為整個能源互聯(lián)網(wǎng)工業(yè)基地的能源供應(yīng)商對園區(qū)內(nèi)工業(yè)電熱負荷進行能源直供的運行方式。園區(qū)多能直供運營模式如圖2所示。

圖2 園區(qū)多能直供模式Fig.2 MEDS mode for industrial park

在供熱方面，浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組協(xié)同自備燃氣鍋爐，滿足園區(qū)內(nèi)工業(yè)負荷用熱需求。在供電方面，與傳統(tǒng)供能模式相比，浙江XS熱電廠采用“工業(yè)用戶直供”的供電模式。具體而言，一方面浙江XS熱電廠直接向園區(qū)工業(yè)用戶供售電，并依據(jù)直供電量向上級電網(wǎng)支付相應(yīng)的過網(wǎng)費［13-14］；另一方面，工業(yè)用戶直供過程中產(chǎn)生的不平衡功率，由浙江XS熱電廠通過外部聯(lián)絡(luò)線與上級電網(wǎng)協(xié)調(diào)解決。

采用多能直供運營模式可以有效改善浙江XS熱電廠目前運營模式的弊端。浙江XS熱電廠作為園區(qū)能源供應(yīng)商，可根據(jù)園區(qū)負荷實時調(diào)整機組熱電出力比和與上級電網(wǎng)進行電量交易，使熱電廠在更優(yōu)的工況下運行。

2 基于最大運行收益優(yōu)化模型

本文以實際調(diào)研數(shù)據(jù)對浙江XS熱電廠機組進行模型刻畫，并構(gòu)建了不同運營模式下的效益函數(shù)。根據(jù)園區(qū)實際電熱負荷，本文以浙江XS熱電廠在工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式下的運行收益最優(yōu)為目標對該模型進行優(yōu)化，算例結(jié)果分別對比了不同運營模式以及園區(qū)多能直供運營模式優(yōu)化前后熱電廠的運行收益。

2.1 熱電廠運行效益模型及優(yōu)化目標函數(shù)

浙江XS熱電廠傳統(tǒng)供能模式的運行收益構(gòu)成和價格參數(shù)如式（1）所示。

其中，Cf為傳統(tǒng)供能模式下浙江XS熱電廠的運行收益；Ptn（i）為i時刻浙江XS熱電廠向上級電網(wǎng)售電量；pec為清潔能源機組上網(wǎng)電量電價；Htc（i）為i時刻浙江XS熱電廠向園區(qū)用戶售熱量；pheat為單位熱價；cgas（i）為i時刻浙江XS熱電廠總氣耗量，包括i時刻熱電聯(lián)產(chǎn)機組氣耗量 Cgas，chp（i）及 i時刻燃氣鍋爐氣耗量 Cgas，boiler（i）；pc為單位天然氣價格；nb為燃氣鍋爐日內(nèi)啟停次數(shù)；pbs為燃氣鍋爐啟停成本，本文取5000元／次；ηip為容量電價系數(shù)，表示容量電價可覆蓋熱電廠固定成本比例，本文取0.75；Cic為熱電聯(lián)產(chǎn)機組裝機容量；pip為熱電聯(lián)產(chǎn)機組容量電價，該價格參數(shù)由物價部門制定，主要反映發(fā)電廠固定成本，與發(fā)電廠類型、投資費用、還貸利率和折舊方式等密切相關(guān)［15］。傳統(tǒng)供能模式下，容量電費由上級電網(wǎng)承擔(dān)。

工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式下浙江XS熱電廠運行收益可由式（2）表示：

其中，Cd為多能直供運營模式下浙江XS熱電廠的運行收益；Ptc（i）為i時刻浙江XS熱電廠向園區(qū)用戶銷售電量；Pbn（i）為 i時刻浙江XS熱電廠向上級電網(wǎng)外購電量；pet為工業(yè)分時電價；pep為煤電標桿上網(wǎng)電價；pgrid為單位過網(wǎng)電費。在工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式下，上級電網(wǎng)不再向浙江XS熱電廠支付容量電費。本文針對工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式，以浙江XS熱電廠最大運行收益為目標函數(shù)，目標函數(shù)可表示為：

2.2 熱電聯(lián)產(chǎn)機組模型

浙江XS熱電廠為清潔能源供應(yīng)商，圖3為機組簡化模型示意圖。整個機組由2臺6F級燃氣輪發(fā)電機組（PG6111FA）、2臺余熱鍋爐（雙壓帶自除氧、臥式自然循環(huán)余熱鍋爐）、母管制供1臺抽凝式汽輪發(fā)電機（LCZ57-7.1／1.27／0.59 型）組成，另配自備燃氣鍋爐。系統(tǒng)總裝機容量為246 MW，熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱能力為120 t／h，燃氣鍋爐供熱能力為100 t／h。

圖3 浙江XS熱電廠機組示意圖Fig.3 Schematic diagram of CHP unit of Zhejiang XS thermal power plant

機組發(fā)電出力和供熱出力的可行域可近似描述為多邊形。對機組進行臨界工況試驗，以多邊形區(qū)域極點的凸組合表示機組出力限制：

其中，Pchp（i）、Hchp（i）分別為熱電聯(lián)產(chǎn)機組 i時刻的電出力和熱出力；（Pk，Hk）表示運行可行域近似多邊形第k個極點；ak為第k個極點的凸組合系數(shù)；N為運行可行域近似多邊形極點個數(shù)。

熱電聯(lián)產(chǎn)機組氣耗量可以表示為發(fā)電出力和供熱出力的二次函數(shù)。

其中，Cgas，chp（i）為熱電聯(lián)產(chǎn)機組 i時刻的氣耗量；a、b、c、d、e、f為函數(shù)系數(shù)。

同時，熱電聯(lián)產(chǎn)機組電出力和熱出力爬坡約束分別用式（7）、（8）表示。

其中，RUp、RDp分別為相鄰時刻熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電出力的最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率；RUh、RDh分別為相鄰時刻熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱出力的最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率。

2.3 燃氣鍋爐模型

浙江XS熱電廠的自備燃氣鍋爐協(xié)同熱電聯(lián)產(chǎn)機組為園區(qū)工業(yè)用戶提供供熱服務(wù)，式（9）和式（10）分別為燃氣鍋爐熱出力上下限約束和爬坡約束。

其中，Hb（i）為 i時刻燃氣鍋爐的供熱量；Hbmax為燃氣鍋爐最大熱出力；RUb、RDb分別為相鄰時刻燃氣鍋爐的向上和向下最大爬坡速率；ηb為燃氣鍋爐熱效率系數(shù)，本文取0.9；qgas為天然氣低位熱值，具體數(shù)值如表1所示。

2.4 系統(tǒng)能量平衡約束方程

工業(yè)園區(qū)在供能過程中滿足電功率平衡和熱功率平衡關(guān)系。

式（12）和式（13）表示園區(qū)電功率平衡關(guān)系。

其中，Eload（i）為 i時刻園區(qū)電負荷量。

式（14）表示熱功率平衡滿足的不等式關(guān)系。

其中，Hload（i）為工業(yè)園區(qū)i時刻的熱負荷量。

浙江XS熱電廠與上級電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線存在功率傳輸限制，可由式（15）表示。

其中，Psysterm為浙江XS熱電廠與上級電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線功率傳輸極限。

3 算例分析

3.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行可行域及參數(shù)獲取

對浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組進行臨界工況試驗以獲得機組真實出力可行域。試驗分6組，分別對應(yīng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組的不同臨界工況，單次試驗的時間為1 h。試驗實測結(jié)果如表2所示。

表2 熱電聯(lián)產(chǎn)機組臨界工況試驗結(jié)果Table 2 Results of CHP unit tests in critical working conditions

由實測試驗數(shù)據(jù)可得到浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組出力可行域，結(jié)果如圖4所示。

圖4 熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行可行域Fig.4 Applicable operating area of CHP unit

由于熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行可行域是非凸的，為了便于優(yōu)化計算，可將可行域分為A、B 2個子區(qū)間分別求解，通過比較局部優(yōu)化結(jié)果最終得到最優(yōu)解。式（6）中熱電聯(lián)產(chǎn)機組氣耗量函數(shù)相關(guān)系數(shù)也可由試驗結(jié)果數(shù)據(jù)擬合得到，具體數(shù)值為：a＝0.0016，b＝1.3520，c＝-0.0009，d＝0.0007，e＝0.5684，f＝40。

將相關(guān)系數(shù)代入式（6）可以得到熱電聯(lián)產(chǎn)機組天然氣氣耗量與機組出力的函數(shù)關(guān)系。

3.2 熱電聯(lián)產(chǎn)機組出力優(yōu)化結(jié)果

本文以浙江XS熱電廠最大運行收益為目標對機組進行優(yōu)化調(diào)度，模型目標函數(shù)如式（3）所示。相關(guān)價格參數(shù)如表1所示，其中園區(qū)外購電價按照浙江省35 kV工業(yè)用戶三段制分時電價計算，具體價格見表3。該優(yōu)化問題屬于二次規(guī)劃問題，使用MATLAB中的ipopt工具進行求解。

表3 工業(yè)用戶分時電價表Table 3 Time-of-use tariffs for industrial users

在園區(qū)多能直供運營模式下，優(yōu)化前浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組在以熱定電模式下運行。根據(jù)現(xiàn)場運行經(jīng)驗，熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行點如圖4中虛線a1a2所示。優(yōu)化前后的園區(qū)電功率平衡關(guān)系如圖5所示。

圖5 園區(qū)電功率平衡優(yōu)化結(jié)果Fig.5 Results of electric power balance optimization for industrial park

優(yōu)化前浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組電出力無法實時跟蹤園區(qū)電負荷變化，工業(yè)園區(qū)需要與上級電網(wǎng)進行頻繁的電能交換才能維持系統(tǒng)的電功率平衡。此外，園區(qū)與上級電網(wǎng)最大交換功率超過了聯(lián)絡(luò)線功率約束。因此這種調(diào)度模式不利于浙江XS熱電廠的經(jīng)濟和安全運行。

優(yōu)化后熱電聯(lián)產(chǎn)機組電出力與園區(qū)電負荷實現(xiàn)了互動。00∶00—08∶00時段園區(qū)電負荷較低，該時段機組運行效率偏低，發(fā)電成本較高。因此機組不能隨負荷下降而繼續(xù)降低出力，熱電聯(lián)產(chǎn)機組必須保持一定的電出力水平維持發(fā)電成本，多余發(fā)電量需向電網(wǎng)輸出。19∶00—22∶00時段園區(qū)處于電負荷峰值期，熱電聯(lián)產(chǎn)機組處于最大發(fā)電出力，不足電量通過上級電網(wǎng)外購獲得，園區(qū)與上級電網(wǎng)最大電功率交換滿足系統(tǒng)安全約束。可見經(jīng)過優(yōu)化調(diào)度，系統(tǒng)的經(jīng)濟性和安全性均得到了保障，優(yōu)化取得了預(yù)期效果。

圖6為園區(qū)熱功率平衡優(yōu)化結(jié)果。

圖6 園區(qū)熱功率平衡優(yōu)化結(jié)果Fig.6 Results of heat balance optimization for industrial park

由于熱電聯(lián)產(chǎn)機組優(yōu)化前在以熱定電模式下運行，機組運行優(yōu)先滿足用戶用熱需求，因此相對于電功率平衡結(jié)果，浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱出力優(yōu)化空間有限。優(yōu)化前后熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱出力與熱負荷基本實現(xiàn)了高度擬合，燃氣鍋爐在白天用熱高峰期啟動補充熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱出力不足。

19∶00—22∶00時段為園區(qū)工業(yè)用戶用電尖峰期，結(jié)合圖5所示的電功率平衡優(yōu)化結(jié)果，此時段熱電聯(lián)產(chǎn)機組通過降低部分熱出力，使機組運行在更高電出力工況下，有效減少了園區(qū)外購電量，使供電系統(tǒng)交換電功率滿足了安全約束，同時，通過提高熱電廠自備燃氣鍋爐熱出力補充供熱不足，實現(xiàn)了電能和熱能的協(xié)同優(yōu)化互補。

優(yōu)化前浙江XS熱電廠自備燃氣鍋爐作為熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱出力備用，只能被動響應(yīng)園區(qū)熱負荷變化，鍋爐存在頻繁啟停現(xiàn)象，通過優(yōu)化，熱電聯(lián)產(chǎn)機組在熱負荷高峰期通過改變熱出力，避免了燃氣鍋爐因頻繁啟停帶來的高運行成本。可見，經(jīng)過優(yōu)化，熱電聯(lián)產(chǎn)機組出力更加靈活，機組可充分發(fā)揮熱、電出力的互補性，根據(jù)實際工況改變熱電出力比，使浙江XS熱電廠獲得了更大的經(jīng)濟效益。

綜合電功率平衡和熱功率平衡優(yōu)化結(jié)果，優(yōu)化后浙江XS熱電廠充分利用機組之間的熱、電耦合互補特性，根據(jù)實時電、熱能價調(diào)整供售能策略，在滿足與上級電網(wǎng)功率傳輸限制的同時取得了更佳的運行收益。

表4—6分別從浙江XS熱電廠、園區(qū)工業(yè)用戶和上級電網(wǎng)的角度對比了傳統(tǒng)供能模式、優(yōu)化前后工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式下的相關(guān)運行參數(shù)和費用。

表4 浙江XS熱電廠運行效益結(jié)果對比Table 4 Comparison of operating data of Zhejiang XS thermal power plant

表5 工業(yè)園區(qū)用戶用能結(jié)果對比Table 5 Comparison of energy consumption data of industrial parks

表6 電網(wǎng)供電結(jié)果對比Table 6 Comparison of power supply by grid

由表4效益數(shù)據(jù)可知，相比傳統(tǒng)供能模式，工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式可以有效改善浙江XS熱電廠的經(jīng)營狀況。建模優(yōu)化使熱電聯(lián)產(chǎn)機組在該種模式下以更優(yōu)的工況運行，機組年利用小時數(shù)、熱電廠運行收益得到進一步提升。

表5數(shù)據(jù)表明工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式及其優(yōu)化模式并未增加工業(yè)用戶的購能成本，運營模式的改變優(yōu)化了園區(qū)用戶的用能結(jié)構(gòu)，經(jīng)過進一步優(yōu)化，工業(yè)用戶基本可以在園區(qū)內(nèi)購得所需能源。

結(jié)合表5、6數(shù)據(jù)，通過改變運營模式，上級電網(wǎng)對工業(yè)園區(qū)供電量減少。上級電網(wǎng)在工業(yè)園區(qū)多能直供模式下省去了容量電費支出。通過優(yōu)化，工業(yè)園區(qū)可以滿足上級電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線傳輸功率約束。

3.3 過網(wǎng)費分析

在工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式下，浙江XS熱電廠需要向上級電網(wǎng)支付過網(wǎng)費?？紤]到在實際工況下，機組不可能全年投入運營。因此有必要分析在熱電聯(lián)產(chǎn)機組不同利用小時數(shù)下，浙江XS熱電廠運行收益與過網(wǎng)費用的關(guān)系。圖7表示不同年利用小時數(shù)下浙江XS熱電廠的日內(nèi)收益與過網(wǎng)費用的關(guān)系。

圖7 熱電聯(lián)產(chǎn)機組不同年利用小時數(shù)下過網(wǎng)費與運行收益的關(guān)系Fig.7 Relationship between network fee and operational benefit for different annual operating hours of CHP unit

由圖7可見，熱電聯(lián)產(chǎn)機組的年利用小時數(shù)越大，熱電廠收益越高；浙江XS熱電廠向上級電網(wǎng)支付過網(wǎng)費用越低，熱電廠收益越高。定義熱電廠維持收支平衡可向上級電網(wǎng)支付的最大過網(wǎng)費為臨界過網(wǎng)費。以熱電聯(lián)產(chǎn)機組在理想工況、年利用小時數(shù)為6281 h為例，浙江XS熱電廠臨界過網(wǎng)費用為0.1608元／（kW·h），對比2016年山西省大用戶直供0.05～0.078 元／（kW·h）輸配電價，可見在此運行工況下，浙江XS熱電廠具有較大的議價空間和盈利空間。圖8為年利用小時數(shù)與臨界過網(wǎng)費用的關(guān)系。

圖8 熱電聯(lián)產(chǎn)機組年利用小時數(shù)與臨界過網(wǎng)費的關(guān)系Fig.8 Curve of critical network fee vs.annual operating hours of CHP unit

圖8中標識點為臨界過網(wǎng)費零點，表示對應(yīng)熱電廠維持收支平衡的最小年利用小時數(shù)。在優(yōu)化工況下，當(dāng)浙江XS熱電廠熱電聯(lián)產(chǎn)機組的年利用小時數(shù)低于2756 h時，電廠無法維持運營的收支平衡。

4 結(jié)論

本文以浙江XS熱電廠為研究對象，探討了工業(yè)園區(qū)多能直供運營模式和優(yōu)化運行方法，主要工作如下：

a.分析了浙江XS熱電廠在傳統(tǒng)供能模式下遇到的運營和運行實際問題，提出了浙江XS熱電廠為工業(yè)園區(qū)用戶提供綜合能源供應(yīng)的多能直供運營模式，算例結(jié)果表明，多能直供運營模式可顯著提升浙江XS熱電廠的綜合收益；

b.在多能直供運營模式下，提出了浙江XS熱電廠綜合運行效益最優(yōu)為目標的熱電聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度方法，算例結(jié)果表明，通過聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度，熱電廠可充分挖掘利用熱電聯(lián)產(chǎn)機組的多能互補潛力，提高熱電廠的綜合運行效益；

c.分析了在不同售電過網(wǎng)費條件下，熱電廠和電網(wǎng)2個利益主體的收益關(guān)系，算例結(jié)果表明，在多能直供運營模式下，熱電廠具有一定的議價自由度和盈利空間。

下一步研究重點如下：

a.本文結(jié)合浙江XS熱電廠的實際條件，研究了熱電聯(lián)合的運營和運行模式，未來可結(jié)合實際現(xiàn)場數(shù)據(jù)，進一步研究冷／熱／電／氣等更多種能源形式參與綜合能源服務(wù)的運營和運行模式；

b.對燃煤電廠進行技術(shù)改造以提供熱電聯(lián)合的綜合能源供應(yīng)是目前業(yè)界熱點，未來在進一步掌握了燃煤機組熱電耦合關(guān)系的基礎(chǔ)上，本文所提出的方法可用于解決以燃煤電廠為能源中樞的工業(yè)園區(qū)多能直供運營問題。

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