李 豐，張粒子

（華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，北京 102206）

0 引言

近年來，我國風(fēng)電發(fā)展迅猛，由于各地區(qū)風(fēng)力分布的自然情況，導(dǎo)致風(fēng)電機(jī)組所建地區(qū)較為集中。同時，北方冬季供熱機(jī)組晝夜都必須運(yùn)行，系統(tǒng)的調(diào)峰能力有限，而風(fēng)電在夜間大發(fā)，給系統(tǒng)造成反調(diào)峰的情況越來越明顯，大量風(fēng)電存在無法本地消納的問題。

要解決風(fēng)電無法本地消納的問題，從長遠(yuǎn)考慮要優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)，提高系統(tǒng)的風(fēng)電接納能力；從近期考慮就是要設(shè)計和實(shí)施激勵火電等其他類型發(fā)電企業(yè)響應(yīng)系統(tǒng)需求、促進(jìn)風(fēng)電跨省消納的市場機(jī)制。目前國內(nèi)較多的研究側(cè)重于如何提高系統(tǒng)的調(diào)峰能力和風(fēng)電接納能力[1-5]，而當(dāng)前如何充分利用市場交易機(jī)制促進(jìn)風(fēng)電跨省消納、減少風(fēng)電棄風(fēng)，對于實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排，促進(jìn)相關(guān)各省經(jīng)濟(jì)、環(huán)境和電力企業(yè)的和諧、可持續(xù)發(fā)展有著重要的意義。

風(fēng)電跨省交易的中長期電量可通過跨省發(fā)電權(quán)交易和跨省年度、月度、日前交易電量實(shí)現(xiàn)，但風(fēng)電場出力短期預(yù)測在精度方面還不能滿足大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)電力系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度的要求，同時由于風(fēng)電出力的間歇性以及負(fù)荷預(yù)測誤差、天氣突變和電網(wǎng)設(shè)備故障等因素的存在，日前給出的交易計劃與電網(wǎng)實(shí)際運(yùn)行情況、風(fēng)電實(shí)際發(fā)電量與預(yù)測出力水平之間可能會有較大偏差[6-7]，調(diào)節(jié)市場是消除這一偏差的市場手段。它通過組織未來數(shù)個時段的電力交易來有效消除風(fēng)電出力的不確定性和系統(tǒng)中的不平衡功率，維持系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行，并提供短期電力供需平衡關(guān)系的經(jīng)濟(jì)信號。

近年來，越來越多的電力市場引入了調(diào)節(jié)市場，采用市場的手段平衡電網(wǎng)運(yùn)行中形成的電能供需不平衡，協(xié)調(diào)各方利益，以提高電力市場運(yùn)行的安全水平。因此，本文在風(fēng)電中長期電量已通過跨省發(fā)電權(quán)交易的基礎(chǔ)上，提出平衡風(fēng)電預(yù)測誤差、風(fēng)電間歇性、負(fù)荷預(yù)測誤差以及系統(tǒng)故障等因素的風(fēng)電跨省調(diào)節(jié)市場。

調(diào)節(jié)市場在英格蘭、澳大利亞和北歐等電力市場中已經(jīng)取得了成功的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)[8-11]。文獻(xiàn)[12]介紹了英格蘭、澳大利亞和北歐等電力市場中的實(shí)時平衡調(diào)節(jié)市場，并提出了建設(shè)符合中國國情的實(shí)時平衡市場的建議和大區(qū)交易分區(qū)調(diào)度的市場模式。文獻(xiàn)[13]對實(shí)時平衡調(diào)節(jié)市場的設(shè)計及運(yùn)作流程、電價機(jī)制及結(jié)算機(jī)制等進(jìn)行了分析研究，并對電力實(shí)時平衡調(diào)度自動控制系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)與功能進(jìn)行了設(shè)計。

隨著我國電力市場改革的不斷深入，風(fēng)電必將進(jìn)入市場，在市場機(jī)制的調(diào)節(jié)下，充分發(fā)揮風(fēng)電的經(jīng)濟(jì)效益和社會環(huán)境效益。

1 大規(guī)模風(fēng)電消納問題分析

大規(guī)模風(fēng)電的消納受技術(shù)和經(jīng)濟(jì)2個層面的制約。

首先，在技術(shù)層面上，由于電網(wǎng)負(fù)荷曲線的峰谷特性與風(fēng)電的反調(diào)峰性、間歇性，系統(tǒng)中常規(guī)發(fā)電機(jī)組必須有充足的調(diào)頻容量和低谷調(diào)峰容量才能保證風(fēng)電的上網(wǎng)。系統(tǒng)容量越大，從物理意義上能夠消納的風(fēng)電就越多，因而，大規(guī)模風(fēng)電需要在更大的系統(tǒng)范圍內(nèi)消納。

其次，在經(jīng)濟(jì)層面上，風(fēng)電的間歇性和逆調(diào)峰特性將會使火電企業(yè)增加單位電量的發(fā)電成本、降低發(fā)電利用小時數(shù)。在現(xiàn)行的單一制上網(wǎng)電價條件下，如果這些成本沒有被補(bǔ)償?shù)耐緩?，必將抑制火電企業(yè)響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度、促進(jìn)風(fēng)電消納的積極性。因此，要最大限度地消納風(fēng)電，必須設(shè)計和實(shí)施科學(xué)、合理的激勵機(jī)制，保障火電等其他類型發(fā)電企業(yè)因風(fēng)電促進(jìn)跨省消納而造成的經(jīng)濟(jì)損失可以得到補(bǔ)償。這類機(jī)制可分為基于計劃調(diào)度的補(bǔ)償機(jī)制和基于市場的補(bǔ)償機(jī)制，而建立風(fēng)電跨省消納市場可以用市場的手段解決風(fēng)電跨省消納所存在的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償問題。

2 電網(wǎng)調(diào)峰平衡與風(fēng)電接納能力分析

電網(wǎng)接納風(fēng)電的能力受到電網(wǎng)安全運(yùn)行各方面的制約和影響，如調(diào)峰的限制、穩(wěn)態(tài)潮流的限制、暫態(tài)穩(wěn)定的限制、無功及電壓的限制等。其中，穩(wěn)態(tài)潮流、暫態(tài)穩(wěn)定的限制可以通過加強(qiáng)電網(wǎng)結(jié)構(gòu)來解決；無功及電壓的限制可以通過增加無功補(bǔ)償設(shè)備等手段解決；但調(diào)峰能力在短期內(nèi)無法通過加強(qiáng)電網(wǎng)電源規(guī)劃建設(shè)得到有效提高。

同時，電網(wǎng)的調(diào)峰能力與電源結(jié)構(gòu)和火電機(jī)組最小出力等因素密切相關(guān)，對電網(wǎng)安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的影響也較大，是目前公認(rèn)的制約電網(wǎng)接納風(fēng)電能力的主要技術(shù)因素。因此，根據(jù)以下調(diào)峰平衡原則對東北電網(wǎng)2015年風(fēng)電接納能力進(jìn)行測算。

a.調(diào)峰平衡的備用容量按負(fù)荷備用4%、旋轉(zhuǎn)事故備用4%考慮。

b.平衡時按最大負(fù)荷日并參照最大峰谷差日的負(fù)荷率統(tǒng)籌考慮，平衡結(jié)果為本年度調(diào)峰最嚴(yán)重情況。

c.水電按不同電站（徑流、日／季／年調(diào)節(jié)）的調(diào)節(jié)性能確定調(diào)峰能力；抽水蓄能電站調(diào)峰能力200%。核電不參與系統(tǒng)調(diào)峰；太陽能發(fā)電不參與調(diào)峰平衡；現(xiàn)有火電機(jī)組調(diào)峰能力按照機(jī)組實(shí)際常規(guī)調(diào)峰能力考慮，冬季供熱機(jī)組按10%的容量參與調(diào)峰；俄羅斯直流按大型火電機(jī)組考慮，特高壓直流按10%的容量參與受端電網(wǎng)調(diào)峰；其他類型電源調(diào)峰性能按40%的容量考慮；大型燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組不參與系統(tǒng)調(diào)峰。

2.1 調(diào)峰平衡分析

按照上述調(diào)峰平衡原則對東北電網(wǎng)進(jìn)行調(diào)峰，調(diào)峰方式主要有以下3種。

方式1：對2009年以來新增300 MW及以上常規(guī)煤電機(jī)組常規(guī)調(diào)峰時的最小出力率按60%考慮。

方式2：根據(jù)網(wǎng)調(diào)的現(xiàn)運(yùn)行情況，對2009年以來新增300 MW及以上常規(guī)煤電機(jī)組常規(guī)調(diào)峰時的最小出力率按50%考慮。

方式3：火電機(jī)組常規(guī)調(diào)峰時的最小出力率主要取決于鍋爐的最低穩(wěn)燃負(fù)荷，根據(jù)鍋爐廠家提供的技術(shù)協(xié)議，鍋爐的最低穩(wěn)燃負(fù)荷一般均能達(dá)到機(jī)組額定出力的30%，考慮到煤質(zhì)和爐型的影響，火電機(jī)組常規(guī)調(diào)峰時的最小出力率可以達(dá)到40%。因此，在本方式中，對2009年以來新增300 MW及以上且不足600 MW的常規(guī)煤電機(jī)組常規(guī)調(diào)峰時的最小出力率按50%考慮，600 MW及以上常規(guī)煤電機(jī)組常規(guī)調(diào)峰時的最小出力率按40%考慮。

如果沒有經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償與市場手段，火電機(jī)組僅會選擇最為經(jīng)濟(jì)的出力方式1，此方式下該區(qū)域電網(wǎng)基本沒有調(diào)峰裕度，調(diào)峰盈余為39 MW；然而在合理的經(jīng)濟(jì)激勵機(jī)制下，火電機(jī)組可以以方式2或方式3運(yùn)行，其調(diào)峰盈余分別為1248 MW和2456 MW，此部分調(diào)峰盈余可通過跨省發(fā)電權(quán)交易實(shí)現(xiàn)風(fēng)電跨省消納。

2.2 風(fēng)電接納能力測算

參考東北調(diào)峰平衡情況，對2015年風(fēng)電適度參與調(diào)峰時東北電網(wǎng)接納能力進(jìn)行研究（方法見圖1）。風(fēng)電參與調(diào)峰的方法為：在負(fù)荷高峰時段安排保證容量的風(fēng)電出力參與電力平衡，在負(fù)荷低谷時段考慮風(fēng)電有效出力的容量，對少數(shù)風(fēng)電尖峰出力進(jìn)行適當(dāng)限制。

保證容量定義為：把負(fù)荷高峰時段全網(wǎng)風(fēng)電出力的累積概率從大到小排序，在某一保證率（如95%）下全網(wǎng)風(fēng)電的出力。有效出力定義為：將負(fù)荷低谷時段的全網(wǎng)風(fēng)電出力的累積概率從小到大排序，拋除某些較小概率（如5%）的極端情況下全網(wǎng)風(fēng)電的出力。風(fēng)電保證容量主要用于衡量在負(fù)荷高峰時段風(fēng)電可為系統(tǒng)提供的有效容量；風(fēng)電有效出力主要用于衡量在負(fù)荷低谷時段風(fēng)電大發(fā)時對系統(tǒng)的調(diào)峰容量需求。

圖1 風(fēng)電參與系統(tǒng)電力平衡及調(diào)峰平衡示意圖Fig.1 Schematic diagram of power balance and peak regulation balance with wind power

通過統(tǒng)計分析，該區(qū)域電網(wǎng)的保證容量為風(fēng)電總裝機(jī)容量的2.2%，有效出力為風(fēng)電總裝機(jī)容量的34%。

風(fēng)電適度參與調(diào)峰時，東北電網(wǎng)2015年可接納風(fēng)電裝機(jī)容量結(jié)果為：方式1下可接納風(fēng)電的容量為114MW；方式2下可接納風(fēng)電的容量為3668 MW；方式3下可接納風(fēng)電的容量為7222 MW。

當(dāng)前吉林、蒙東等省區(qū)冬季供熱期的調(diào)峰能力已接近底線，負(fù)荷低谷時期存在大量棄風(fēng)。而在上述3種方式下，隨著火電機(jī)組調(diào)峰深度的增加，東北電網(wǎng)的調(diào)峰能力有較大幅度的提高，接納風(fēng)電的容量顯著提高，系統(tǒng)有能力接納這部分棄風(fēng)。但是火電機(jī)組會因?yàn)檎{(diào)峰深度的增加而降低其運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。因此，如果能夠引入風(fēng)電跨省交易市場，促使吉林、蒙東負(fù)荷低谷時期棄掉的風(fēng)電跨省消納出去，并且使參與調(diào)峰的發(fā)電企業(yè)得到合理的經(jīng)濟(jì)補(bǔ)償，就能夠調(diào)動發(fā)電企業(yè)參與深度調(diào)峰的積極性，在調(diào)峰困難時期達(dá)到其設(shè)計最小出力，增加風(fēng)電的消納能力。

3 風(fēng)電跨省消納與交易的市場外部經(jīng)濟(jì)影響分析

電網(wǎng)接納風(fēng)電的能力受到電源、系統(tǒng)負(fù)荷特性和電網(wǎng)安全約束等因素制約，屬于固有特性，是一個技術(shù)問題；而電網(wǎng)實(shí)際消納風(fēng)電的多少，不僅受到其接納能力的制約，還要受到風(fēng)電的外部不經(jīng)濟(jì)性的制約。

3.1 對送電省電力企業(yè)的經(jīng)濟(jì)影響

風(fēng)電跨省消納將使送端電網(wǎng)中的其他發(fā)電機(jī)組外送電的機(jī)會減少，出現(xiàn)部分線路輸電阻塞，可能導(dǎo)致常規(guī)發(fā)電機(jī)組中有些機(jī)組發(fā)電量比原計劃發(fā)電量降低。風(fēng)電企業(yè)可以減少棄風(fēng)，增加風(fēng)電發(fā)電帶來的收益。

3.2 對受電省電力企業(yè)的經(jīng)濟(jì)影響

跨省消納風(fēng)電，受電省火電機(jī)組由于減少了發(fā)電利用小時數(shù)并承擔(dān)了額外的調(diào)峰任務(wù)，其發(fā)電收益以及發(fā)電成本都會受到較大的影響。同時，受端電網(wǎng)還可能會增加電壓、頻率控制，調(diào)峰，旋轉(zhuǎn)備用等輔助服務(wù)的費(fèi)用。

a.對發(fā)電企業(yè)的發(fā)電收益影響。風(fēng)電跨省消納會導(dǎo)致受電省發(fā)電企業(yè)的整體發(fā)電電量下降，發(fā)電收益減少，收益減少量=減少的發(fā)電電量×上網(wǎng)電價。

b.對發(fā)電企業(yè)的發(fā)電成本影響。由于消納風(fēng)電，調(diào)峰機(jī)組需要增加調(diào)峰，受電省火電機(jī)組由于增加調(diào)峰量會造成燃料成本和啟停成本的增加、機(jī)組壽命的縮短和維修成本的增加。

3.3 對地方經(jīng)濟(jì)、稅收和節(jié)能減排的影響

風(fēng)電的投資建設(shè)對當(dāng)?shù)氐慕?jīng)濟(jì)拉動和稅收收入都有積極的影響，但對于風(fēng)電受電省而言，風(fēng)電跨省送入，減少了本省火電機(jī)組的發(fā)電量進(jìn)而減少了受電省的發(fā)電企業(yè)上繳的相關(guān)稅費(fèi)。

單純地從節(jié)能減排指標(biāo)統(tǒng)計來看，風(fēng)電是清潔能源，風(fēng)電跨省消納，有利于減少受電省的碳排放總量而且不會增加送電省的碳排放量，有助于受電省完成當(dāng)年的節(jié)能減排指標(biāo)。

4 促進(jìn)風(fēng)電跨省消納與交易的調(diào)節(jié)市場

風(fēng)電跨省交易的中長期電量通過負(fù)荷低谷時期的跨省發(fā)電權(quán)交易實(shí)現(xiàn)，而風(fēng)電的間歇性以及風(fēng)電的難以預(yù)測性所導(dǎo)致的發(fā)電計劃偏差需要由調(diào)節(jié)市場來平衡。調(diào)節(jié)市場建立的目的是使電力調(diào)度機(jī)構(gòu)能夠按照收到的增減出力報價，調(diào)整發(fā)電出力，從而在保證系統(tǒng)電力平衡和安全運(yùn)行的前提下最大限度地消納風(fēng)電。

4.1 風(fēng)電跨省調(diào)節(jié)市場的交易主體、交易形式

風(fēng)電跨省調(diào)節(jié)市場的交易主體為已進(jìn)入商業(yè)化運(yùn)營的火電機(jī)組和風(fēng)電機(jī)組?？紤]調(diào)節(jié)市場平衡電力電量的特性，風(fēng)電跨省調(diào)節(jié)市場的交易形式采用集中競價。

4.2 調(diào)節(jié)市場交易組織

a.風(fēng)電跨省調(diào)節(jié)市場交易主體中的發(fā)電企業(yè)，根據(jù)各自機(jī)組的發(fā)電出力情況、已簽訂的發(fā)電合同以及各自的報價策略，在交易進(jìn)行數(shù)小時前，向各?。▍^(qū)）調(diào)度中心與交易中心申報可用上調(diào)出力范圍及上調(diào)價格和可用下調(diào)出力范圍及下調(diào)價格。

各?。▍^(qū)）電力公司分別負(fù)責(zé)向跨省電力市場交易平臺申報匯總后的本省（區(qū)）調(diào)節(jié)市場交易信息（包括機(jī)組名稱、電量、價格和時段等）。

b.跨省電力交易中心接收申報數(shù)據(jù)，校核報價數(shù)據(jù)是否有效。

c.各?。▍^(qū)）調(diào)度中心首先根據(jù)系統(tǒng)在下一個（或幾個）調(diào)度時段初總的不平衡量，決定啟用上調(diào)機(jī)組還是下調(diào)機(jī)組；根據(jù)機(jī)組報價排序進(jìn)行調(diào)度（上調(diào)機(jī)組出力時，按照機(jī)組上調(diào)出力報價由低到高的順序選擇調(diào)度；下調(diào)機(jī)組出力時，按照機(jī)組下調(diào)出力報價由高到低的順序選擇調(diào)度），直到滿足不平衡量。

d.各區(qū)域電力交易中心制定調(diào)節(jié)市場的交易計劃，并交由各省電力公司分別負(fù)責(zé)各自調(diào)度范圍內(nèi)的電廠參與區(qū)域跨省調(diào)節(jié)市場交易電量的約束校核，安全校正無誤后實(shí)施交易。對于調(diào)節(jié)市場每個交易時段，調(diào)節(jié)市場交易計劃的調(diào)整都基于原有的調(diào)度計劃。

e.每個交易周期完成后，在調(diào)節(jié)市場交易平臺發(fā)布每段報價信息（包括上調(diào)／下調(diào)出力交易主體名稱、上調(diào)／下調(diào)出力電量、上調(diào)／下調(diào)出力電價等內(nèi)容），每筆成交信息（包括成交雙方主體名稱、成交電量、成交電價等內(nèi)容），成交的每個發(fā)電企業(yè)出讓電量、受讓電量總和及加權(quán)平均成交價格。

f.在調(diào)節(jié)交易時段平衡調(diào)度時，各網(wǎng)、?。▍^(qū)）電力調(diào)度與通信中心進(jìn)行未來一個（或幾個）調(diào)度時段的超短期負(fù)荷預(yù)測，為下一時段提供參考依據(jù)。

4.3 調(diào)節(jié)市場結(jié)算機(jī)制

調(diào)節(jié)市場結(jié)算機(jī)制主要用來確定調(diào)節(jié)市場結(jié)算電價及調(diào)節(jié)電量。主要包括兩部分：一是對被調(diào)度中心接受的上調(diào)／下調(diào)電量進(jìn)行結(jié)算；二是對機(jī)組在該時段合同電量與實(shí)際發(fā)電量不相符的不平衡量進(jìn)行結(jié)算，所有市場參與者偏離計劃的不平衡量都要被收取相應(yīng)的費(fèi)用，以分擔(dān)電網(wǎng)公司為調(diào)節(jié)市場所付出的調(diào)節(jié)費(fèi)用。

目前調(diào)節(jié)市場的電價機(jī)制主要有3種：按統(tǒng)一的邊際上調(diào)價格和邊際下調(diào)價格付費(fèi)；按一機(jī)一價定價原則，參與調(diào)節(jié)的機(jī)組以報價作為結(jié)算價格；按節(jié)點(diǎn)邊際電價結(jié)算（節(jié)點(diǎn)邊際電價一般為發(fā)電邊際成本、輸電阻塞費(fèi)用、邊際網(wǎng)損費(fèi)用的代數(shù)和）。

由于下調(diào)出力會使機(jī)組收入減少，因此發(fā)電企業(yè)一般不愿意參加下調(diào)出力調(diào)度交易。為了鼓勵發(fā)電企業(yè)積極參與下調(diào)出力調(diào)度交易，在設(shè)計調(diào)節(jié)市場交易的結(jié)算規(guī)則時，對參與下調(diào)出力交易的機(jī)組要形成足夠的吸引力。

5 含風(fēng)電系統(tǒng)的調(diào)節(jié)市場實(shí)時平衡調(diào)度模式、模型及其算例分析

調(diào)節(jié)市場引入平衡交易后，市場交易間隔更短，結(jié)算規(guī)則更復(fù)雜，報價更頻繁，對整個調(diào)度自動化系統(tǒng)提出了更高的要求。為保障調(diào)節(jié)市場的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，本文提出以下2種調(diào)度模式。

a.購電費(fèi)用最小調(diào)度模式。

購電費(fèi)用最小調(diào)度模式就是在保障電力系統(tǒng)安全運(yùn)行的情況下，使電力系統(tǒng)的購電費(fèi)用最小，充分考慮系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。

b.平衡調(diào)節(jié)相對偏差量最小調(diào)度模式。

平衡調(diào)整計劃以日前發(fā)電調(diào)度計劃確定的機(jī)組功率分配方案為基準(zhǔn)，以系統(tǒng)平衡調(diào)節(jié)的相對偏差量最小為目標(biāo)函數(shù)，盡可能地讓各機(jī)組按照預(yù)測發(fā)電功率發(fā)電，使其分配到的調(diào)整電量盡可能保持一致，更側(cè)重系統(tǒng)的安全性。

5.1 含風(fēng)電系統(tǒng)的調(diào)節(jié)市場實(shí)時平衡調(diào)度模型

實(shí)時平衡電量調(diào)度模型以保證電力電量平衡為原則，針對實(shí)際負(fù)荷、機(jī)組實(shí)際發(fā)電量與基礎(chǔ)電量計劃的偏差，以系統(tǒng)購電費(fèi)用最小化或以相對于日前發(fā)電調(diào)度計劃的有功功率調(diào)整量最小為優(yōu)化目標(biāo)。本文參照文獻(xiàn)[15]的方法，對模型的目標(biāo)函數(shù)及約束條件進(jìn)行線性化處理。

5.1.1 目標(biāo)函數(shù)

a.系統(tǒng)購電費(fèi)用最小。

其中，I為機(jī)組數(shù)；T 為實(shí)時階段的優(yōu)化時段數(shù)；αi，t、βi，t分別為機(jī)組 i在時段 t的上調(diào)、下調(diào)出力報價；Δpui，t、Δpdi，t分別為機(jī)組 i在時段 t的上調(diào)、下調(diào)電量；vi，t為機(jī)組i在時段t的運(yùn)行狀態(tài)，根據(jù)日前機(jī)組組合計劃確定，為已知量。

b.平衡調(diào)節(jié)相對偏差量最小。

其中，p0i，t為根據(jù)日前發(fā)電調(diào)度計劃確定的機(jī)組有功功率，為已知量；δ為功率調(diào)整參數(shù)，表征各機(jī)組的調(diào)整電量與其日計劃電量成正比。

5.1.2 約束條件

其中，D′t為在實(shí)時階段中t時段的系統(tǒng)負(fù)荷需求；為機(jī)組 i的最小和最大技術(shù)出力；Rui、Rdi為機(jī)組i的運(yùn)行上、下爬坡限制；Sui為機(jī)組i啟動爬坡限制；Sdi為機(jī)組 i停機(jī)爬坡限制；Pw，t為時段 t風(fēng)電場實(shí)際被調(diào)用的風(fēng)電總量；P*w，t為時段t風(fēng)電場預(yù)測可被調(diào)度的風(fēng)電總量；t=1，2，…，T。

約束條件中，式（3）表示系統(tǒng)實(shí)時功率平衡約束，式（4）表示機(jī)組容量限制約束，式（5）表示機(jī)組爬坡限制約束，式（6）表示風(fēng)電機(jī)組出力約束。

5.2 算例分析

2種調(diào)度模式對于系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性和安全性各有側(cè)重，調(diào)度員可根據(jù)系統(tǒng)實(shí)際運(yùn)行情況選用合適的調(diào)度模式。由于調(diào)節(jié)市場屬于超短期調(diào)度范疇，因此本文選取平衡調(diào)節(jié)相對偏差量最小調(diào)度模式，針對區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)某含8個火電廠的地區(qū)在4月15日04∶00的日前發(fā)電功率計劃進(jìn)行實(shí)時平衡調(diào)度算例分析。算例通過GAMS平臺調(diào)用商用混合整數(shù)線性規(guī)劃求解器CPLEX進(jìn)行求解。

調(diào)度中心根據(jù)風(fēng)電的實(shí)際出力情況下達(dá)相應(yīng)的實(shí)時調(diào)整電量要求，本文設(shè)定：上調(diào)區(qū)內(nèi)日前計劃發(fā)電量的2%和下調(diào)區(qū)內(nèi)日前計劃發(fā)電量的2%這2種情況。實(shí)時平衡調(diào)整計劃結(jié)果如表1所示。

表1 某地區(qū)4月15日04∶00實(shí)時平衡調(diào)整計劃Tab.1 Real-time balance regulation schedule of an area at 4 am，15th，April

圖2 實(shí)時調(diào)整出力與日前計劃出力之間的關(guān)系Fig.2 Relationship between power of real-time regulation schedule and power of day-ahead schedule

圖2為各機(jī)組調(diào)整電量與日前計劃電量之間的關(guān)系，其橫軸A至I對應(yīng)表1中從上到下9個機(jī)組，其中圖2（b）為減出力的絕對值。從圖中可知，電廠3的4號機(jī)組和電廠4的1號機(jī)組受機(jī)組最大技術(shù)出力約束影響，上調(diào)電量受到一定的限制，電廠1的1號機(jī)組和電廠2的3、4號機(jī)組受機(jī)組最小技術(shù)出力限制，下調(diào)電量受到限制，其他電廠調(diào)整電量均與日前計劃電量成正比，完成了相應(yīng)的實(shí)時平衡調(diào)整電量要求，驗(yàn)證了模型的有效性。

6 結(jié)論

本文針對吉林、蒙東等地的大量風(fēng)電存在無法本地消納的問題，分析了風(fēng)電跨省消納所面臨的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)制約問題。通過對東北區(qū)域電網(wǎng)的風(fēng)電接納能力分析以及風(fēng)電跨省消納的外部經(jīng)濟(jì)影響分析，提出了運(yùn)用市場手段解決的路徑，即風(fēng)電的中長期電量通過風(fēng)電跨省發(fā)電權(quán)交易電量實(shí)現(xiàn)，短期電量和發(fā)電計劃的偏差通過風(fēng)電跨省調(diào)節(jié)市場來實(shí)現(xiàn)平衡。本文重點(diǎn)設(shè)計了調(diào)節(jié)市場的交易主體和形式、交易組織流程、價格和結(jié)算機(jī)制，并提出了2種適用于調(diào)節(jié)市場的調(diào)度模式和模型。通過調(diào)峰平衡分析與實(shí)時平衡調(diào)度算例分析驗(yàn)證了本文所提方法與模型的可行性。