含光伏的油田綜合能源系統(tǒng)的熱電廠和需求響應(yīng)協(xié)同調(diào)峰能力分析

王艷松，宋陽陽，倪承波，衣京波，鄒 璞

（1. 中國石油大學(xué)（華東）新能源學(xué)院，山東青島 266580；2. 勝利石油管理局經(jīng)營管理處，山東東營 257087；3. 勝利石油管理局勝利發(fā)電廠，山東東營 257087）

0 引言

大規(guī)模光伏發(fā)電并網(wǎng)及其出力的間歇性和不確定性給電力系統(tǒng)調(diào)峰帶來了挑戰(zhàn)，目前熱電廠是調(diào)峰任務(wù)的主要承擔(dān)者，但冬季供暖期熱電機(jī)組存在“以熱定電”約束，大幅縮減了可再生能源上網(wǎng)空間。構(gòu)建綜合能源系統(tǒng)，并通過源-荷協(xié)同消納可再生能源發(fā)電是提高電力系統(tǒng)調(diào)峰能力的有效途徑。

為了消納大規(guī)?？稍偕茉?，冷熱電儲(chǔ)聯(lián)合調(diào)峰成為當(dāng)前研究熱點(diǎn)［1］。從“源”側(cè)調(diào)峰的角度，文獻(xiàn)［2］通過配置儲(chǔ)熱裝置補(bǔ)償熱電機(jī)組供熱，建立了配置儲(chǔ)熱裝置后熱電機(jī)組消納可再生能源能力的數(shù)學(xué)模型；文獻(xiàn)［3］提出了一種將氫儲(chǔ)能作為多種能量形式轉(zhuǎn)換樞紐的低碳園區(qū)綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)，并以投資運(yùn)行成本以及碳排放最小為優(yōu)化目標(biāo)，優(yōu)化氫儲(chǔ)能單元；文獻(xiàn)［4］建立了一種含儲(chǔ)熱的熱電聯(lián)產(chǎn)與啟停電鍋爐協(xié)調(diào)供熱的調(diào)度模型，達(dá)到了減少棄風(fēng)量的效果；文獻(xiàn)［5-6］建立了以凈負(fù)荷方差最小和火電運(yùn)行費(fèi)用最低為目標(biāo)的光熱發(fā)電-火電聯(lián)合調(diào)峰優(yōu)化調(diào)度模型。從“荷”側(cè)調(diào)峰的角度，文獻(xiàn)［7］以降低耗能成本為目標(biāo)，制定了熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)的柔性負(fù)荷控制策略；文獻(xiàn)［8-9］基于不同電負(fù)荷的響應(yīng)特性，以系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性為目標(biāo)，建立多類型負(fù)荷協(xié)調(diào)控制模型；文獻(xiàn)［10-11］研究了采暖負(fù)荷的二維可控性，建立了熱電聯(lián)合經(jīng)濟(jì)調(diào)度模型。從輔助調(diào)峰的角度，文獻(xiàn)［12］從市場組成、市場準(zhǔn)入、報(bào)價(jià)出清、結(jié)算4 個(gè)角度分析了不同省市虛擬電廠參與調(diào)峰調(diào)頻服務(wù)市場機(jī)制的建設(shè)情況并給出相關(guān)建議；文獻(xiàn)［13］設(shè)計(jì)了新能源與火電雙邊參與報(bào)價(jià)的市場機(jī)制及實(shí)施模式，并提出了以綜合效益最大化為優(yōu)化目標(biāo)的雙邊交易模型；文獻(xiàn)［14］基于全局協(xié)調(diào)、分區(qū)自治思想，提出多站融合供電系統(tǒng)輔助調(diào)峰自律運(yùn)行調(diào)控策略。從源-荷協(xié)同調(diào)峰的角度，文獻(xiàn)［15］基于精細(xì)化建筑虛擬儲(chǔ)能模型與多主體互動(dòng)交易關(guān)系，以能源站運(yùn)行收益最大為目標(biāo)、用戶柔性舒適度區(qū)間等為約束，提出了一種考慮用戶協(xié)同互動(dòng)的綜合能源站調(diào)度方法；文獻(xiàn)［16］針對風(fēng)光水火儲(chǔ)多能系統(tǒng)，提出了一種上層以凈負(fù)荷波動(dòng)最小和儲(chǔ)能系統(tǒng)運(yùn)行收益最大，下層以火電機(jī)組運(yùn)行成本最小和可再生能源棄電量最小為優(yōu)化目標(biāo)的分層優(yōu)化調(diào)度策略；文獻(xiàn)［17-18］分析了大規(guī)模風(fēng)電接入對系統(tǒng)調(diào)峰容量及運(yùn)行特性的影響，建立了受端電網(wǎng)調(diào)峰方式以及調(diào)峰能力評估指標(biāo)體系，并給出不同新能源滲透率場景下的最優(yōu)調(diào)峰組合策略建議。上述文獻(xiàn)通過在熱電廠增加儲(chǔ)熱設(shè)備、電加熱以及光熱設(shè)備來實(shí)現(xiàn)“熱電解耦”，投資成本較高，間接降低了熱電廠利益；通過輔助調(diào)峰交易、調(diào)控等途徑提高系統(tǒng)的調(diào)峰能力，會(huì)直接降低熱電廠利益，而且尚未深入研究柔性負(fù)荷對系統(tǒng)調(diào)峰能力的貢獻(xiàn)。

我國各大油田是重要的能源生產(chǎn)者，也是耗能大戶，石油和天然氣的產(chǎn)出伴隨著大量的電能和熱能的消耗，油田電網(wǎng)采用以自備電廠為主電源、外部電網(wǎng)為輔助電源的發(fā)供電一體化的電網(wǎng)運(yùn)營模式，實(shí)現(xiàn)自發(fā)自用，當(dāng)源-荷出現(xiàn)差額時(shí)，網(wǎng)電作為輔助電源補(bǔ)充或上網(wǎng)，但全年上網(wǎng)電量和網(wǎng)電用電量要相互抵消。在“雙碳”目標(biāo)下，利用油田的井場空地資源，大力發(fā)展光伏發(fā)電是推進(jìn)綠色能源轉(zhuǎn)型的著力點(diǎn)，但是光伏發(fā)電的間歇性和不確定性給油田電網(wǎng)現(xiàn)有運(yùn)營模式的調(diào)峰能力帶來了挑戰(zhàn)。本文針對大規(guī)模光伏發(fā)電的調(diào)峰問題，探究油田含光伏的熱電廠和需求響應(yīng)協(xié)同調(diào)峰的能力。油田電網(wǎng)具有源-荷規(guī)模相對較大的微電網(wǎng)特點(diǎn)，通過分析冬季自備熱電廠運(yùn)行的熱電耦合機(jī)理，建立了熱電耦合的調(diào)峰約束；結(jié)合油田電力負(fù)荷和熱力負(fù)荷的用能特點(diǎn)，建立油田各類負(fù)荷的用能數(shù)學(xué)模型；考慮系統(tǒng)各種運(yùn)行技術(shù)約束，以油田全局能耗成本最小為目標(biāo)建立熱電廠和需求響應(yīng)協(xié)同調(diào)峰數(shù)學(xué)模型，制定基于光伏容量階梯增加的循環(huán)協(xié)同調(diào)峰策略，通過尋優(yōu)求解熱電廠和需求響應(yīng)的最大調(diào)峰能力。

1 含光伏的油田綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)

全國各大油田是化石能源的產(chǎn)能大戶，也是耗能大戶。油田生產(chǎn)鉆采、注水、集輸過程中消耗大量電能和熱能，折合成標(biāo)準(zhǔn)煤當(dāng)量時(shí)用熱負(fù)荷遠(yuǎn)大于用電負(fù)荷。其中電能主要來源于自備熱電廠，極少部分來源于系統(tǒng)電網(wǎng)；油氣鉆采和集輸各個(gè)環(huán)節(jié)消耗的大量熱能主要來源于燃?xì)忮仩t和電加熱鍋爐。由于油田開采井場的空地面積廣大，因地制宜為可再生能源的發(fā)展提供了有利的條件。在“雙碳”目標(biāo)下，中石化向綠色低碳能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型，大力發(fā)展可再生能源，并實(shí)現(xiàn)綠色能源就地消納。油田含光伏的綜合能源系統(tǒng)架構(gòu)見附錄A圖A1。

2 自備熱電廠的熱電耦合運(yùn)行特性分析

2.1 自備熱電廠的熱電耦合機(jī)理

在冬季，自備熱電廠在承擔(dān)電負(fù)荷的同時(shí)，還需滿足用戶采暖需求，汽輪機(jī)工作在抽凝狀態(tài)，為油田提供電能和熱能。單抽汽式汽輪機(jī)由高壓和低壓氣缸部分組成，其能量流動(dòng)過程見附錄A圖A2。

在鍋爐中加熱的高溫、高壓新蒸汽進(jìn)入高壓氣缸做功，膨脹至一定壓力后分為2 股：一股被抽出作為熱能，給用戶供暖；另一股進(jìn)入低壓氣缸繼續(xù)膨脹做功，用于發(fā)電，最后排入凝汽器。由于供熱量需求會(huì)使高壓氣缸中的蒸汽量下限升高，因此汽輪機(jī)的輸出存在一定的熱電耦合約束。

熱電機(jī)組的熱出力上下限約束如下：

ai、bi可通過利用單位產(chǎn)熱量對應(yīng)的抽汽量計(jì)算得到，具體如下：

綜上，得到熱電機(jī)組的電出力Pi.e.t上下限約束為：

2.2 熱電耦合的調(diào)峰約束

針對自備熱電廠供暖期運(yùn)行的技術(shù)約束，可得熱電機(jī)組的供熱功率及其對應(yīng)的發(fā)電功率可調(diào)范圍，見附錄A 圖A3。圖中：L1對應(yīng)式（3）所示的熱電機(jī)組電出力上限；L2和L3相交得到的ABCD段對應(yīng)式（8）所示的熱電機(jī)組電出力下限，其中最低點(diǎn)B對應(yīng)的熱出力Qi.h.0為低壓氣缸最小流量約束與鍋爐出力下限約束的交點(diǎn)處的熱出力。

圖A3 中，當(dāng)Qi.h.t＜Qi.h.0時(shí)，按式（4）對應(yīng)的AB段確定機(jī)組電功率下限；當(dāng)Qi.h.t＞Qi.h.0時(shí)，按式（2）對應(yīng)的BCD段確定機(jī)組電功率下限。隨著Qi.h.t的增加，電出力的可調(diào)范圍逐漸減小，當(dāng)供暖量由Qi.h增加到時(shí)，電出力的可調(diào)范圍由PE-PC降至PF-PD。由此可見，冬季供暖量需求的增加直接影響熱電機(jī)組的電出力，嚴(yán)重限制了冬季自備熱電廠的調(diào)峰能力。

3 需求側(cè)綜合用能數(shù)學(xué)模型

油田的綜合負(fù)荷包括電負(fù)荷和熱負(fù)荷。電負(fù)荷分為生產(chǎn)負(fù)荷、辦公民用負(fù)荷和外部轉(zhuǎn)供負(fù)荷，分布在油城的外部轉(zhuǎn)供負(fù)荷分為商業(yè)負(fù)荷、民營企業(yè)負(fù)荷；熱負(fù)荷分為生產(chǎn)熱負(fù)荷和冬季供暖負(fù)荷，生產(chǎn)熱負(fù)荷分布于油氣鉆采和集輸環(huán)節(jié)。

3.1 用電負(fù)荷的數(shù)學(xué)模型

外部轉(zhuǎn)供負(fù)荷通過協(xié)議參與需求響應(yīng)，一般分為可削減負(fù)荷和可平移負(fù)荷，引入可控負(fù)荷的控制變量，則可控負(fù)荷的數(shù)學(xué)模型如式（10）所示。

式中：Xk.t為t時(shí)段第k個(gè)可控負(fù)荷的控制變量，Xk.t=1表示不削減負(fù)荷，Xk.t=0表示削減負(fù)荷；Pcut.t為t時(shí)段的可控負(fù)荷；Pcut.k.t為t時(shí)段的第k個(gè)可控負(fù)荷；Ncut為外部可控負(fù)荷群中的用戶數(shù)。

考慮可平移負(fù)荷的連續(xù)性，引入用電時(shí)序區(qū)間[t0+1，t0+h]，則可平移負(fù)荷的數(shù)學(xué)模型見式（11）。

式中：t0、h分別為可平移負(fù)荷啟動(dòng)的前一時(shí)段和平移負(fù)荷的工作時(shí)長；Pmov.k.t（k=1，2，…，m；t=1，2，…，h）為t時(shí)段的第k個(gè)可平移負(fù)荷，m為可平移負(fù)荷群中的用戶數(shù)。

引入可平移負(fù)荷的控制變量，則t時(shí)段的可平移負(fù)荷Pmov.t可表示為：

式中：Yk.t為t時(shí)段第k個(gè)可平移負(fù)荷的控制變量，Yk.t=1 表示可平移負(fù)荷進(jìn)入工作區(qū)間，Yk.t=0 表示可平移負(fù)荷不工作。

由于光伏出力的間歇性和不確定性，不同時(shí)段的調(diào)峰需求量不同，定義調(diào)峰參與度為參與調(diào)峰的負(fù)荷占需求側(cè)總電負(fù)荷的比例，如式（13）所示。

式中：λt為t時(shí)段負(fù)荷調(diào)峰參與度；Pt為t時(shí)段負(fù)荷群中參與調(diào)峰的負(fù)荷；G為負(fù)荷群的用戶總數(shù)；Pk.t為t時(shí)段負(fù)荷群中的第k個(gè)負(fù)荷。

電力用戶側(cè)預(yù)先簽訂負(fù)荷調(diào)峰參與度的最大值為λmax，并將其作為負(fù)荷需求響應(yīng)調(diào)峰參與度的約束；由于不同時(shí)段所需調(diào)峰增量不同，為保證可削減負(fù)荷和平移負(fù)荷控制策略的可實(shí)施性和經(jīng)濟(jì)性，還需考慮負(fù)荷需求響應(yīng)的離散性和負(fù)荷重要程度，以參與需求響應(yīng)加權(quán)用戶數(shù)最小為目標(biāo)，建立負(fù)荷有序用電模型，如式（14）所示。

式中：Gt為t時(shí)段參與需求響應(yīng)的加權(quán)用戶數(shù)；?k、βk分別為第k個(gè)可削減負(fù)荷和可平移負(fù)荷的調(diào)峰等級權(quán)值系數(shù)；ΔPpeak.t為t時(shí)段待調(diào)峰負(fù)荷。

3.2 生產(chǎn)熱負(fù)荷的數(shù)學(xué)模型

油田鉆采和集輸過程中需要大量生產(chǎn)熱負(fù)荷，熱源主要來源于燃?xì)忮仩t、電加熱鍋爐和儲(chǔ)熱設(shè)備。電加熱鍋爐將電能轉(zhuǎn)化為熱能，其電熱轉(zhuǎn)化的數(shù)學(xué)模型如式（15）所示；燃?xì)忮仩t將天然氣轉(zhuǎn)化為熱能，其氣熱轉(zhuǎn)化數(shù)學(xué)模型如式（16）所示。

式中：QEB.t、QGB.t分別為t時(shí)段電加熱鍋爐產(chǎn)熱量和燃?xì)忮仩t產(chǎn)熱量；δEB、δGB分別為電加熱鍋爐的電熱轉(zhuǎn)換效率和燃?xì)忮仩t的氣熱轉(zhuǎn)化效率，通常分別取0.95 和0.9；ρLHV為天然氣低熱值，取9.7 kW／m3；Vgas.t為t時(shí)段燃?xì)忮仩t消耗的天然氣量；PEB.t為t時(shí)段電加熱鍋爐消耗的電功率。

為了穩(wěn)定工作，燃?xì)忮仩t和電加熱鍋爐需滿足出力上下限約束，具體如下：

為提高供熱可靠性，配置一定的儲(chǔ)熱裝置用于儲(chǔ)存熱能，儲(chǔ)熱裝置有削峰填谷的特性，能參與油田有序用能。為保證儲(chǔ)熱裝置在下一個(gè)調(diào)度周期的調(diào)峰參與度，通常在調(diào)度周期內(nèi)的起始狀態(tài)和終止?fàn)顟B(tài)下的儲(chǔ)熱容量保持一致。另外，其儲(chǔ)熱、放熱量深度及當(dāng)前儲(chǔ)熱量均應(yīng)滿足一定的技術(shù)約束，具體如下：

綜合燃?xì)忮仩t、電加熱鍋爐設(shè)備和儲(chǔ)熱設(shè)備，系統(tǒng)應(yīng)滿足熱功率平衡約束，如式（20）所示。

式中：Qsta.h.t為t時(shí)段的熱負(fù)荷。

3.3 采暖負(fù)荷的柔性數(shù)學(xué)模型

冬季采暖用戶對溫度舒適程度的感知通常具有一定的模糊性，如式（21）所示。

采暖系統(tǒng)由熱源、熱網(wǎng)及采暖建筑物等組成，由于熱網(wǎng)和采暖建筑物具有很大的熱慣性，受熱介質(zhì)的溫度變化在時(shí)間上總是滯后于傳熱介質(zhì)的溫度變化。采暖負(fù)荷的供暖量包括熱量損失、維持室內(nèi)舒適溫度的熱量兩部分，如式（22）所示。

式中：Qend.h.t為t時(shí)段實(shí)際采暖負(fù)荷的供暖量；S為供熱面積；μ′為單位供熱面積單位溫差下室內(nèi)熱量損失；Tin.t、Tout.t分別為t時(shí)段室內(nèi)溫度和室外溫度；C為單位供熱面積下的比熱容；Δt為單位調(diào)度時(shí)段時(shí)間間隔。

熱電廠根據(jù)用戶對溫度舒適程度的模糊空間調(diào)節(jié)室內(nèi)供暖溫度Tin.t，改變供暖量Qend.h.t，從而調(diào)整熱電機(jī)組熱出力Qi.h.t和電出力下限，對應(yīng)附錄A 圖A3中的ABCD段。當(dāng)調(diào)峰需求較高時(shí)，使供暖量Qend.h.t盡量靠近Qi.h.0，進(jìn)而使熱電機(jī)組電出力有足夠的下調(diào)空間，將機(jī)組的熱電耦合剛性約束轉(zhuǎn)化為“以熱定電”彈性約束，解綁機(jī)組的電出力下限，提高冬季熱電廠調(diào)峰能力。

4 源-荷協(xié)同調(diào)峰的數(shù)學(xué)模型

4.1 熱電廠-需求響應(yīng)協(xié)同調(diào)峰的目標(biāo)函數(shù)

油田的自備熱電廠通過燃煤向油田供電、供暖；燃?xì)忮仩t通過燃燒天然氣向油田生產(chǎn)供熱，因此，煤和天然氣是油田能耗成本的組成部分。為了助推綠色低碳發(fā)展，提前實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)，一方面節(jié)能減排，減少一次化石能源消耗量；另一方面大規(guī)模發(fā)展可再生能源的消納能力，通過源-荷協(xié)同調(diào)峰來消納光伏發(fā)電。熱電機(jī)組出力分配情況直接影響煤耗量，負(fù)荷響應(yīng)間接影響煤和天然氣的消耗量，因此在調(diào)峰的過程中，通過優(yōu)化熱電機(jī)組出力和負(fù)荷響應(yīng)協(xié)同調(diào)峰，降低油田能耗成本，建立以全局總能耗成本最小為目標(biāo)的目標(biāo)函數(shù)，如式（23）所示。

式中：T為系統(tǒng)調(diào)度周期，本文將一天等分為24個(gè)時(shí)段，即T=24；Cgas.t、Ccoal.t分別為t時(shí)段天然氣成本和煤耗成本。天然氣成本由聯(lián)合站中燃?xì)忮仩t熱出力確定，如式（24）所示。熱電廠煤耗包含發(fā)電煤耗和供熱煤耗，發(fā)電煤耗分為凝汽汽流發(fā)電煤耗和供熱汽流發(fā)電煤耗，如式（25）所示。

式中：cgas為天然氣價(jià)格；ccoal為煤炭價(jià)格；Fe.t、Fh.t分別為t時(shí)段發(fā)電煤耗量和供熱煤耗量；QLHV為標(biāo)準(zhǔn)煤低位發(fā)熱量，取29 270 kJ／kg；ηe、ηh、ηg、ηb、ηp分別為汽輪發(fā)電機(jī)組絕對電效率、熱網(wǎng)效率、發(fā)電機(jī)效率、鍋爐熱效率和主蒸汽管道效率；N為熱電廠的機(jī)組數(shù)量。

4.2 熱電廠-需求響應(yīng)協(xié)同調(diào)峰的約束條件

熱電廠和負(fù)荷協(xié)同調(diào)峰為光伏提供上網(wǎng)空間，應(yīng)滿足油田電網(wǎng)的電功率和熱功率平衡約束、熱電機(jī)組技術(shù)約束、自備熱電廠的經(jīng)濟(jì)效益約束、需求響應(yīng)參與度約束。

考慮光伏出力和油田負(fù)荷，以市電作為油田電網(wǎng)平衡節(jié)點(diǎn)，電功率平衡約束如式（26）所示，熱功率平衡約束如式（27）所示。

式中：ui.t為t時(shí)段機(jī)組i的啟停狀態(tài)，ui.t=1 表示機(jī)組處于運(yùn)行狀態(tài)，ui.t=0 表示機(jī)組處于停機(jī)狀態(tài)；Pe.t、Pplant.e.t、Ppv.t分別為t時(shí)段油田電網(wǎng)電負(fù)荷、調(diào)峰后熱電廠電功率和光伏出力；Ploss.t為t時(shí)段油田電網(wǎng)損耗；Pgrid.t為t時(shí)段油田電網(wǎng)與市電交互功率；Qplant.h.t為t時(shí)段熱電廠的供暖負(fù)荷。

爬坡約束如下：

最大啟停次數(shù)約束如下：

最小啟停時(shí)間約束如下：

自備熱電廠在調(diào)峰的過程中需保證自身收益大于0，綜合考慮熱電廠供能收入和運(yùn)行成本，建立熱電廠調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性約束如下：

式中：Cp.s.t、Cp.c.t分別為t時(shí)段供能收入和運(yùn)行成本。

供能收入包含售電收入和售熱收入，計(jì)算公式如式（32）所示。

式中：ch、ce分別為售熱價(jià)格和售電價(jià)格；Peq.t為t時(shí)段等效電負(fù)荷，即t時(shí)段的電負(fù)荷減去光伏出力的值。

運(yùn)行成本包含設(shè)備折舊維護(hù)費(fèi)用、運(yùn)行管理費(fèi)用和燃料費(fèi)用，如式（33）所示。

式中：Cp.DP.t、Cp.OM.t分別為t時(shí)段熱電廠的折舊維護(hù)費(fèi)用和運(yùn)行管理費(fèi)。

5 源-荷協(xié)同調(diào)峰策略

油田保生產(chǎn)的電負(fù)荷是剛性不可調(diào)節(jié)的，柔性電負(fù)荷屬于石油田電網(wǎng)的三級負(fù)荷，其負(fù)荷用電趨勢呈現(xiàn)逆光伏特性，且外供柔性負(fù)荷收益低，應(yīng)優(yōu)先參與響應(yīng)；保證供暖負(fù)荷是民生問題，可在舒適范圍內(nèi)進(jìn)行調(diào)節(jié)；生產(chǎn)熱負(fù)荷屬于剛性負(fù)荷，但其供熱方式可以進(jìn)行優(yōu)化。因此，針對油田的自備熱電廠和生產(chǎn)電、熱負(fù)荷的特點(diǎn)，提出優(yōu)先通過柔性電負(fù)荷需求響應(yīng)調(diào)峰，再對熱電機(jī)組和供暖負(fù)荷、生產(chǎn)熱負(fù)荷進(jìn)行協(xié)同優(yōu)化的調(diào)峰策略。冬季油田源-荷規(guī)模不同于其他季節(jié)，自備熱電廠不僅承擔(dān)著油田的電力供應(yīng)，也作為全城千家萬戶的供暖源，因此油氣生產(chǎn)過程伴生的用熱負(fù)荷需求大于其他季節(jié)。以冬季為典型場景，以自備熱電廠機(jī)組出力組合、外供電負(fù)荷、生產(chǎn)熱負(fù)荷和供暖負(fù)荷為控制變量。

首先，基于可控負(fù)荷和可平移負(fù)荷優(yōu)化組合響應(yīng)，就地消納光伏，平抑光伏曲線，求解電負(fù)荷有序用電數(shù)學(xué)模型，如式（14）所示；然后，基于電負(fù)荷需求響應(yīng)和光伏出力得到等效負(fù)荷曲線；最后，由熱電機(jī)組、熱力負(fù)荷（供暖負(fù)荷、生產(chǎn)熱負(fù)荷）和儲(chǔ)熱設(shè)備協(xié)同優(yōu)化平衡等效電負(fù)荷，即求解源-荷協(xié)同調(diào)峰模型。

基于源-荷協(xié)同優(yōu)化策略的熱電廠和需求響應(yīng)協(xié)同優(yōu)化調(diào)峰能力分析的流程圖見附錄A圖A4。

6 算例分析

選取勝利油田電網(wǎng)作為研究對象，據(jù)統(tǒng)計(jì)其年油氣生產(chǎn)用電約為7×109kW·h，用熱約為8×106GJ，全年生產(chǎn)用熱負(fù)荷耗電量約為電負(fù)荷的1/3，熱電廠一期裝機(jī)容量為2×220 MW，二期為2×300 MW。燃?xì)忮仩t容量為200 GJ，標(biāo)準(zhǔn)煤價(jià)為800元／t，天然氣價(jià)格為2.5 元／m3。冬季供暖區(qū)域面積為10 km2，光伏日發(fā)電曲線和冬季典型日各類電負(fù)荷所占比例、供暖負(fù)荷曲線分別見附錄B 圖B1 和圖B2。設(shè)室內(nèi)溫度舒適范圍為（24±1）℃，帶電加熱的熱水式儲(chǔ)熱裝置容量為200 MW，對應(yīng)存儲(chǔ)熱能720 GJ。

為了描述熱電機(jī)組組合出力和各類負(fù)荷的需求響應(yīng)對系統(tǒng)調(diào)峰能力的貢獻(xiàn)，將每個(gè)控制變量調(diào)峰前后的變化量占系統(tǒng)總調(diào)峰能力的比例定義為個(gè)體調(diào)峰能力貢獻(xiàn)度，如式（34）所示。

式中：Cx為第x個(gè)控制變量的調(diào)峰能力貢獻(xiàn)度；ΔPx為第x個(gè)控制變量的調(diào)峰能力貢獻(xiàn)量；ΔP∑為系統(tǒng)總調(diào)峰能力。

應(yīng)用本文提出的源-荷協(xié)同調(diào)峰方法，得到需求響應(yīng)前后各時(shí)段等效電負(fù)荷曲線、熱電廠發(fā)電曲線以及供暖熱負(fù)荷曲線對比情況見附錄B 圖B3，各熱源和熱負(fù)荷的優(yōu)化分配情況見附錄B圖B4。

由圖B3可知：油田電網(wǎng)剛性電負(fù)荷和外供剛性電負(fù)荷基本穩(wěn)定作為基荷，柔性負(fù)荷中生產(chǎn)用熱負(fù)荷電耗量占的比重較大；在8—16時(shí)段，光伏出力處于高峰時(shí)段，等效電負(fù)荷處于低谷時(shí)段，外供可平移電負(fù)荷、可削減負(fù)荷以及生產(chǎn)用熱負(fù)荷耗電量增加，熱電廠發(fā)電量及其供暖熱負(fù)荷相應(yīng)減少，由于電網(wǎng)存在網(wǎng)損，熱電廠發(fā)電量略高于等效負(fù)荷量，但其變化趨勢相同；在1—7、17—24 時(shí)段，光伏無出力，外供可削減電負(fù)荷和可平移負(fù)荷為0，熱電廠發(fā)電處于高峰穩(wěn)發(fā)電階段，同時(shí)其供暖熱負(fù)荷也處于高峰穩(wěn)供階段。

由圖B4 可知：在8—16 時(shí)段，光伏出力處于高峰時(shí)段，生產(chǎn)用熱負(fù)荷全部由電加熱鍋爐承擔(dān)，儲(chǔ)熱裝置儲(chǔ)熱，相對增加了生產(chǎn)用熱負(fù)荷；在1—7、17—24時(shí)段，光伏無出力，儲(chǔ)熱裝置放熱，燃?xì)忮仩t達(dá)到出力上限，電加熱鍋爐出力減少，維持熱平衡，從而平滑等效電負(fù)荷曲線。

針對熱電廠獨(dú)立調(diào)峰和源-荷協(xié)同調(diào)峰這2 種不同調(diào)峰手段，將調(diào)峰能力、光伏最大滲透率、一次能源消耗量、油田能耗成本、熱電廠收益以及光伏滲透率等指標(biāo)進(jìn)行對比，如表1所示。

表1 調(diào)峰手段對系統(tǒng)運(yùn)行指標(biāo)的影響Table 1 Effects of peak load regulation on system operation indexes

由表1 可以看出，源-荷協(xié)同調(diào)峰與熱電廠獨(dú)立調(diào)峰相比，系統(tǒng)調(diào)峰能力增加了191.1 MW，光伏滲透率提高了6.4%，煤耗量減少了311.3 t，天然氣耗量降低了3.32×104m3，油田整體能耗成本降低了8.3萬元，但是光伏并網(wǎng)發(fā)電使熱電廠運(yùn)營收益減少了18.19 萬元?？傊?，采用源-荷協(xié)同調(diào)峰能夠有效提高系統(tǒng)調(diào)峰能力和可再生能源滲透率，同時(shí)降低一次能源消耗量和油田能耗成本。

冬季油田系統(tǒng)協(xié)同調(diào)峰能力為657.3 MW，其中熱電廠機(jī)組調(diào)峰能力為532.3 MW，外供柔性負(fù)荷調(diào)峰能力為18.5 MW，供暖負(fù)荷調(diào)峰能力為64.4 MW，生產(chǎn)熱負(fù)荷調(diào)峰能力為42.1 MW。源-荷各主體的調(diào)峰貢獻(xiàn)度占比，如圖1所示。

圖1 調(diào)峰能力貢獻(xiàn)度Fig.1 Contribution degree of peak load regulation ability

由圖1 可知，調(diào)峰主要由熱電廠承擔(dān)，其貢獻(xiàn)度占81%，需求側(cè)用能響應(yīng)貢獻(xiàn)度占19%。其中供暖負(fù)荷有序用熱，解綁“以熱定電”的機(jī)組出力下限約束，降低熱電機(jī)組出力下限值，相對增加了機(jī)組調(diào)峰能力，在需求側(cè)調(diào)峰能力貢獻(xiàn)度中的占比最大，為10%。對比表1 和源-荷各部分調(diào)峰能力可以看出，由于源-荷協(xié)同調(diào)峰解綁了“以熱定電”的機(jī)組出力下限約束，因此熱電廠調(diào)峰能力與表1 中的熱電廠獨(dú)立調(diào)峰相比提高了66.1 MW。

7 結(jié)論

針對油田含光伏系統(tǒng)的供能和耗能特點(diǎn)，通過源-荷協(xié)同策略提高系統(tǒng)調(diào)峰能力，研究油田電網(wǎng)可消納最大光伏容量，指導(dǎo)油田新能源的規(guī)劃和消納，得到如下結(jié)論：

1）源-荷協(xié)同調(diào)峰能夠有效地提高系統(tǒng)調(diào)峰能力，在保證熱電廠效益的前提下，提高了可再生能源滲透率，降低了油田全局能耗成本；

2）生產(chǎn)用熱負(fù)荷占比大，在燃?xì)忮仩t、電加熱鍋爐及儲(chǔ)熱設(shè)備之間合理優(yōu)化分配熱負(fù)荷，對調(diào)峰能力的貢獻(xiàn)是柔性電負(fù)荷的2倍；

3）供暖負(fù)荷協(xié)同調(diào)峰解綁了熱電機(jī)組的出力下限，供暖負(fù)荷在需求響應(yīng)中的貢獻(xiàn)最大，其調(diào)峰能力大于柔性電負(fù)荷和生產(chǎn)熱負(fù)荷調(diào)峰能力之和，相對提高了熱電廠的調(diào)峰能力。

附錄見本刊網(wǎng)絡(luò)版（http：//www.epae.cn）。