李秀峰，禤培正，謝平平，剡文林，蔣燕，趙珍玉

(1.云南電網(wǎng)有限責任公司電力調(diào)度控制中心，云南 昆明 650011;2.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院有限責任公司，廣東 廣州 510663)

當前我國新一輪電力體制改革進展如火如荼，力圖構(gòu)建一個“公平、開放、有序、競爭”的電力市場體系[1-2]。如何通過科學(xué)的、系統(tǒng)性的、嚴謹?shù)碾娏κ袌鰴C制設(shè)計，將可再生能源納入電力市場中，用市場機制促進其高效消納，是當前電力市場機制設(shè)計所面臨的新挑戰(zhàn)[3-5]。

目前可再生能源參與電力市場的相關(guān)研究主要集中在可再生能源的激勵機制、交易模式和競價策略3個方面。在可再生能源激勵機制方面，主要研究了配額制[6]、固定電價[7]、溢價機制[8]等不同激勵機制的優(yōu)劣性及其適用范圍，目前普遍認為可再生能源配額制的市場化操作比較符合電力市場的發(fā)展趨勢，固定上網(wǎng)電價政策對于可再生能源發(fā)電商最為有利，適用于可再生能源快速發(fā)展的初期階段[9]；在可再生能源交易模式方面，提出了可再生能源參與市場的不同形式，主要包括全額消納、報量不報價、申報量價曲線3種形式，并通過市場均衡模型分析可再生能源對電力市場運行以及各市場主體收益的影響[10-11]；在可再生能源競價策略方面，主要考慮市場價格與可再生能源出力的不確定性，研究可再生能源發(fā)電商的競價博弈策略與行為，在最大化期望收益的同時降低金融風險[12-14]。

上述研究的重心是提升可再生能源在電力環(huán)境下的競爭力。對于可再生能源富集地區(qū)，若電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力跟不上，即使可再生能源零價上網(wǎng)，也難以完全消納?？梢?，電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力也是制約可再生能源消納的關(guān)鍵因素，而如何通過市場手段提升電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力的相關(guān)研究較為欠缺。文獻[15]提出一種源荷協(xié)同調(diào)度方法，通過挖掘負荷側(cè)可調(diào)度資源提升了電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力，并驗證了該方法對風電消納有促進作用；文獻[16]搭建了電力市場環(huán)境下電能與調(diào)頻聯(lián)合出清模型，通過輔助服務(wù)市場化激勵發(fā)電側(cè)主動提供備用、調(diào)頻等服務(wù)，但該文獻未論證所提方法對可再生能源的消納作用；文獻[17]提出考慮深度調(diào)峰的電力日前市場機制，實現(xiàn)了火電與風電在低谷時段的發(fā)電權(quán)交易，但該文章沒有指出啟動火電深度調(diào)峰的前置條件，且缺乏對水電進行建模。

對云南電網(wǎng)而言，一方面需要通過西電通道配合廣東電網(wǎng)調(diào)峰，另一方面也承受著巨大的棄水壓力。因此云南省內(nèi)需要啟動部分火電機組來保證系統(tǒng)調(diào)峰需求以及運行安全。由于火電機組不能頻繁啟停，在負荷低谷時電量需求不足將會被迫棄水?；谠颇想娋W(wǎng)實際運行需求，本文提出考慮火電深度調(diào)峰的可再生能源市場化消納策略，使火電機組能自愿下調(diào)出力(深度調(diào)峰)，從而為水電騰出更多的發(fā)電空間，促進可再生能源消納。

1 考慮深度調(diào)峰的電力日前市場總體設(shè)計

通常在日前市場模式中，火電機組需要申報其最小經(jīng)濟出力。機組在日前市場的可調(diào)度空間為其最小出力至其最大出力的范圍；對于有物理合同的火電機組，需要申報其第二日物理合同曲線，機組在日前市場的可調(diào)度空間為其物理合同出力至其最大出力的范圍。當可再生能源發(fā)電量較高時，系統(tǒng)將調(diào)用火電機組的下調(diào)峰能力，降低火電機組的出力，若火電機組均已下調(diào)至最小經(jīng)濟出力，仍然無法滿足可再生能源的調(diào)峰需求時，就將出現(xiàn)棄風、棄水[18]。因此，若能在日前市場中突破機組最小出力，實現(xiàn)機組最小出力約束的彈性化，將有力促進可再生能源的消納。

考慮深度調(diào)峰的電力日前市場總體框架如圖1所示。

圖1 考慮深度調(diào)峰的電力日前市場總體框架Fig.1 Power market framework considering deep peak shaving

1.1 電能市場申報

在電能市場中，火電機組、水電機組等發(fā)電側(cè)市場主體需要申報報價曲線，可采用分段線性或者二次函數(shù)的報價曲線；用戶側(cè)采用報量不報價的方式，申報次日的負荷需求曲線。

1.2 預(yù)出清

1.2.1 無深度調(diào)峰日前預(yù)出清

不考慮火電深度調(diào)峰，火電機組的出力下限為其申報的最小經(jīng)濟出力，進行日前電能量市場預(yù)出清，可見預(yù)出清模型為普通的機組組合模型和經(jīng)濟調(diào)度模型。通過求解預(yù)出清模型，計算得到當前場景下的棄可再生能源電量。若不存在棄可再生能源電量，則不需要啟動深度調(diào)峰機制，將預(yù)出清結(jié)果視為最終出清結(jié)果；若存在棄可再生能源電量，則需要進一步計算深度調(diào)峰的需求量。

1.2.2 計算深度調(diào)峰需求并發(fā)布

最后，將計算得到的深度調(diào)峰需求量發(fā)布出去。

1.3 深度調(diào)峰市場申報

在深度調(diào)峰市場中，火電機組需要申報突破自身最小出力約束向下降低出力的補償意愿，即深度調(diào)峰報價。深度調(diào)峰報價可以分為多段進行申報，深度調(diào)峰成本隨深度調(diào)峰量的增加而增加。此外，火電機組還需要申報考慮深度調(diào)峰后的極限最小出力，即可允許調(diào)節(jié)的最小出力。

1.4 正式出清

通過建立并求解深度調(diào)峰與電能量市場聯(lián)合出清模型，獲得電能市場與深度調(diào)峰市場的出清結(jié)果，包括：①電能量市場的發(fā)電機組中標結(jié)果；②節(jié)點電價；③深度調(diào)峰市場的火電機組中標結(jié)果；④深度調(diào)峰出清價格。

2 深度調(diào)峰與電能量市場聯(lián)合出清模型

本模型包括了G臺火電機組、H臺水電機組和V臺風電機組，調(diào)度周期為T(時段索引為t，t=0，1，2，…，T，t=0為初始時刻，t=T為末時刻)。

2.1 目標函數(shù)

優(yōu)化目標包括電能市場成本F1、深度調(diào)峰市場成本F2、棄電成本F3，如式(1)所示。其中，F(xiàn)1為所有發(fā)電機的運行成本和啟動成本之和(忽略水電、風電的啟動成本)，如式(2)所示；機組運行成本可根據(jù)其報價曲線計算可得，以火電機組為例，其報價曲線通常為二次型，如式(3)所示；F2為火電機組的深度調(diào)峰成本，如式(4)所示；F3為總棄電成本，如式(5)所示。

MinF=F1+F2+F3，

(1)

(2)

Fg,t=a2Pg,t2+a1Pg,t+a0，

(3)

(4)

F3=α1W1+α2W2.

(5)

式(1)—(5)中：Fg,t、Cg,t分別為第g臺火電機組時段t的運行成本和啟動成本；Fh,t、Fv,t分別為水電機組h和風電機組v在時段t下的運行成本；a2、a1、a0分別為火電機組g的電能市場報價曲線的二次項系數(shù)、一次項系數(shù)和常數(shù)項；Pg,t為火電機組g在時段t的出力；Pdp,g,t為火電機組g在時段t的深度調(diào)峰量；b2、b1分別為火電機組g的深度調(diào)峰市場報價曲線的二次項系數(shù)和一次項系數(shù)；W1、W2分別為棄風電量和棄水電量；α1、α2分別為棄風罰因子和棄水罰因子。

2.2 系統(tǒng)運行約束

2.2.1 系統(tǒng)負荷平衡約束

對于時段t，負荷平衡約束可以描述為

(6)

式中：Ph,t、Pv,t分別為水電機組h、風電機組v在時段t下的出力；Dt為時段t的總負荷；St為時段t的送出電力。

2.2.2 深度調(diào)峰平衡約束

(7)

2.2.3 正備用容量約束

要求系統(tǒng)的總開機容量滿足最小備用容量，備用容量約束為

(8)

2.2.4 潮流安全約束

潮流安全約束為

(9)

2.3 火電機組約束

2.3.1 機組出力的上下限約束

機組出力約束為

(10)

2.3.2 深度調(diào)峰量的上下限約束

深度調(diào)峰量約束為

(11)

2.3.3 機組出力與深度調(diào)峰量的關(guān)聯(lián)約束

(12)

2.3.4 機組爬坡率約束

機組爬坡率約束為

(13)

2.3.5 最小開停機時間約束

最小開停機時間約束為：

(14)

(15)

2.4 水電運行約束

2.4.1 電力-水量關(guān)系

當發(fā)電水頭為hm,t、發(fā)電流量為qm,t、發(fā)電效率為ηm時，根據(jù)能量守恒定律，其重力勢能轉(zhuǎn)換成電能量的功率

Pm,t=0.009 8hm.tqm,tηm，

(16)

式中0.009 8為重力常數(shù)除以1 000后的值。

2.4.2 水量平衡約束

水量平衡約束為:

(17)

(18)

2.4.3 庫容-水位關(guān)系

對于某一水電廠m，庫容-水位曲線近似為一次函數(shù)，即

Qm,t=a1,mZm,t+a2,m

(19)

式中：Zm,t為時段t下該水電廠的水位；a1,m、a2,m分別為一次項系數(shù)與常數(shù)項。

2.4.4 水位約束

各時段水位需要保持在一定區(qū)間內(nèi)，如式(20)所示；對于某些水電廠，其初始水位和末水位需要控制在某個水平上，如式(21)所示。

(20)

(21)

2.5 風電運行約束

風電出力只需考慮上下限約束，即

(22)

3 實例分析

基于2018年云南實際電網(wǎng)進行計算?？紤]容量大于50 MW發(fā)電機組的參與現(xiàn)貨市場，市場機組包括7臺火電機組(總?cè)萘? 250 MW)、64臺水電機組(總?cè)萘? 8165 MW)、24個風電場(總?cè)萘? 132 MW)和1個光伏電站(總?cè)萘?0 MW)；其余機組為非市場機組(總?cè)萘?5 500 MW)，以計劃出力曲線作為出清邊界，不參與調(diào)節(jié)。省內(nèi)負荷曲線、外送電力曲線如圖2所示，機組基本信息以及電能市場報價數(shù)據(jù)見文獻[19]，火電機組在深度調(diào)峰市場的申報數(shù)據(jù)見表1。

圖2 省內(nèi)負荷與外送負荷曲線Fig.2 Provincial load curve and external transmission curve

表1 火電機組深度調(diào)峰申報參數(shù)Tab.1 Declared parameters of deep peak shaving for thermal power units

3.1 深度調(diào)峰中標情況

在CPU 2.7 GHz的計算機上調(diào)用Gurobi 8.0求解器計算現(xiàn)貨市場出清模型。通過預(yù)出清計算與分析，計算出深度調(diào)峰需求為6 277.72 MWh，則啟動深度調(diào)峰機制，通過求解考慮深度調(diào)峰的日前市場聯(lián)合出清模型，可得各時段下火電中標的深度調(diào)峰總量如圖3所示?？芍?，全天火電共中標深度調(diào)峰量為6 277.72 MWh(與需求量相等)；由于負荷低谷時電能市場的價格較低，火電的深度調(diào)峰中標量主要分布在負荷低谷時段。

圖3 火電在深度調(diào)峰市場的中標情況Fig.3 Clearing results of thermal power in deep peak shaving market

3.2 方法對比分析

下面對比分析2種方法，方法1為不考慮深度調(diào)峰的日前市場出清，方法2為考慮深度調(diào)峰的日前市場聯(lián)合出清。

3.2.1 棄可再生能源電量對比

風電由于其報價很小且出力占比較低，將優(yōu)先得到出清，2種方法下均無發(fā)生棄風現(xiàn)象，但均存在棄水現(xiàn)象，2種方法的棄水情況如圖4所示。沒有深度調(diào)峰時，全網(wǎng)共有29臺水電機組發(fā)生棄水，全天所有水電廠的棄水總電量為10 818.03 MWh；當考慮深度調(diào)峰后，發(fā)生棄水的水電機組數(shù)量降低為20臺，棄水總電量減少為5 415.31 MWh，棄水電量將近下降了50%。

3.2.2 火電機組出力對比

2種方法的火電機組總出力曲線如圖5所示。在負荷低谷時段，方法2的火電機組在不同程度上參與了深度調(diào)峰市場，總出力明顯比方法1的少。全天來看，方法2的火電機組總發(fā)電量較方法1減少了5 865.22 MWh。

結(jié)合圖4和圖5可知，電網(wǎng)需要開啟部分火電機組保證高峰負荷需求，在負荷低谷時，雖然火電報價高于水電，但火電仍需維持在最小出力狀態(tài)。

圖4 2種方法下的水電廠棄水情況Fig.4 Abandoned water quantity of hydropower plant under two methods

圖5 2種方法的火電機組總出力曲線Fig.5 Total output curve of thermal power unit based on two methods

本文通過深度調(diào)峰機制使得火電突破自身最小出力，為水電騰出了更多發(fā)電空間，有效降低了調(diào)峰棄水量。

3.2.3 全網(wǎng)經(jīng)濟性對比

2種方法的全網(wǎng)總效益對比見表2。由于方法2中火電機組參與深度調(diào)峰，騰出了發(fā)電空間給水電，因此報價較低的水電機組獲得了更多電量，從而降低了全網(wǎng)的發(fā)電成本。方法2通過火電深度調(diào)峰，使得棄水電量下降了50%，促進了水電消納。方法2中的深度調(diào)峰出清價格為63.36元/MWh，則需要向深度調(diào)峰中標機組支付的補償費用為342 325.1元，仍是方法2的總成本較低。

表2 2種方法的全網(wǎng)總效益對比Tab.2 Comparison of total benefits of two methods

通過火電深度調(diào)峰，部分水電廠增加了發(fā)電量，從而獲得了額外收益。根據(jù)“誰受益、誰支付”的原則，主要由獲得額外收益的水電廠來支付深度調(diào)峰費用，當水電廠的額外收益無法涵蓋深度調(diào)峰費用時，缺額部分由平衡基金負責支付。

3.2.4 火電機組收益分析

2種方法下火電機組的收益情況如圖6和表3所示，可以看出2種方法下電能市場收益變化不大。然而方法2中，火電機組能在深度調(diào)峰市場中獲得補償費用，因此總收益明顯比方法1高，收益漲幅為22%～45%。

圖6 2種方法的電能市場價格對比Fig.6 Comparison of electricity market price between two methods

4 結(jié)論

針對國內(nèi)電力市場面臨的嚴重棄風、棄水形勢和調(diào)峰資源嚴重不足的困局，本文將深度調(diào)峰與日前市場出清協(xié)同融合，設(shè)計了考慮深度調(diào)峰的電力日前市場機制，通過云南電網(wǎng)算例得到如下結(jié)論：

a)由于負荷低谷時電能市場價格較低，火電的深度調(diào)峰中標量主要分布在負荷低谷時段。

b)考慮深度調(diào)峰后棄水機組數(shù)量減少，棄水電量下降。

c)通過火電參與深度調(diào)峰，報價較低的水電機組獲得了更多的電量，從而降低了全網(wǎng)的發(fā)電成本；同時火電在深度調(diào)峰市場獲得了額外收益，實現(xiàn)了多方共贏。

表3 2種方法的火電機組收益對比Tab.3 Comparison of the profit of thermal power units by two methods

注：①電能市場收益為售電收入減去發(fā)電成本，假設(shè)火電機組按成本報價，則電能市場收益=(出清電價-報價)×中標電量；②采用PJM市場結(jié)算規(guī)則，當機組出力為下限時，為避免機組收益為負數(shù)，按報價結(jié)算(不按出清價格結(jié)算)，此時收益為0。