麻秀范 王 戈 朱思嘉 余思雨

（華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)院 北京 102206）

0 引言

完善的電力現(xiàn)貨市場體系建立前，調(diào)峰依然是平衡供需與消納風(fēng)電的主要手段，大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)會增加系統(tǒng)調(diào)峰難度[1-4]。統(tǒng)一調(diào)度調(diào)峰資源可能使有深度調(diào)峰能力的機組產(chǎn)生偏離成本的經(jīng)濟損失與環(huán)境污染，這一現(xiàn)象在北方負荷低谷時段尤為突出?，F(xiàn)行調(diào)度模式與“零和博弈”式的補償機制難以體現(xiàn)發(fā)電集團的利益主體差異性，難以保障機組調(diào)峰的公平性與積極性[5]。“十四五”規(guī)劃在即，為推動可再生能源與火電協(xié)同發(fā)展，亟需理順調(diào)峰調(diào)度關(guān)系，探索出一種考慮各方利益且具實操性的調(diào)度模式。

國內(nèi)外學(xué)者針對含風(fēng)電系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度展開了廣泛研究，主要涉及優(yōu)化調(diào)度模型、調(diào)度模式經(jīng)濟性分析、機組調(diào)峰實踐等方面。文獻[6-7]提出集中調(diào)度與發(fā)電企業(yè)自主調(diào)度相協(xié)調(diào)的概念，發(fā)電企業(yè)可在集中調(diào)度框架下調(diào)整自身發(fā)電計劃；文獻[8-9]提出網(wǎng)廠兩級優(yōu)化調(diào)度，發(fā)電廠可根據(jù)自身煤耗特性與運行狀態(tài)二次優(yōu)化調(diào)整負荷；文獻[10]提出考慮發(fā)電集團主體協(xié)調(diào)的兩階段調(diào)度策略，并以發(fā)電集團內(nèi)部儲熱罐為例建立優(yōu)化模型。以上研究均涉及集中調(diào)度與發(fā)電企業(yè)自主調(diào)整相結(jié)合的思路，但缺乏相關(guān)模型的構(gòu)建與定性定量分析。文獻[11-12]在含風(fēng)電系統(tǒng)優(yōu)化模型中考慮了需求彈性與價格響應(yīng)；文獻[13-17]則分別針對高耗能負荷、可中斷負荷、柔性負荷、智能家居負荷、工業(yè)大用戶可轉(zhuǎn)移負荷構(gòu)建了優(yōu)化調(diào)度模型，研究將多種負荷側(cè)資源納入優(yōu)化調(diào)度模型，但未明確負荷側(cè)資源所做調(diào)峰貢獻的疏導(dǎo)與分配方式。

調(diào)峰調(diào)度模式的經(jīng)濟與環(huán)保性分析方面，文獻[18]從風(fēng)電利用率、調(diào)峰能力等方面對比分析棄風(fēng)量最小與能耗最小兩種調(diào)度模式；文獻[19]針對機組調(diào)峰提出一種價值量化與費用補償?shù)姆椒?；文獻[20-21]定量分析了火電機組深度調(diào)峰的能耗成本，并將包含機組深度調(diào)峰的成本函數(shù)納入優(yōu)化模型；文獻[22]在優(yōu)化調(diào)度模型中考慮了污染物排放、環(huán)境保護稅等造成的環(huán)境成本。以上文獻對調(diào)峰調(diào)度的經(jīng)濟環(huán)保性進行了分析，但未明確調(diào)峰成本在實際調(diào)度過程中的量化與補償方式。機組調(diào)峰實踐方面，文獻[23]對東北調(diào)峰輔助服務(wù)市場的機制設(shè)計與實踐情況做了說明；文獻[24]從發(fā)電廠角度，分析火電廠參與該調(diào)峰輔助服務(wù)市場的策略；文獻[25]以燃煤機組為研究對象，分析了燃煤機組深度調(diào)峰的技術(shù)瓶頸、經(jīng)濟效益與附加環(huán)境成本。上述研究反映出當(dāng)前機組調(diào)峰面臨的壓力，但缺乏改善措施與建議。

本文基于已有研究，分析了當(dāng)前發(fā)電集團調(diào)峰所面臨的調(diào)度模式、成本補償與負荷側(cè)互動等形勢，提出集中調(diào)度與發(fā)電集團分散決策相協(xié)調(diào)的日前優(yōu)化調(diào)度模型。第1階段沿用集中經(jīng)濟調(diào)度方式，以僅包含煤耗的系統(tǒng)發(fā)電成本最低為目標(biāo)，形成初步發(fā)電計劃，并將各集團機組發(fā)電計劃疊加，得到集團總發(fā)電計劃。第2階段各集團保持總發(fā)電計劃不變，以包含深度調(diào)峰與負荷互動的集團發(fā)電成本最低為目標(biāo)，內(nèi)部優(yōu)化重新形成發(fā)電計劃。IEEE 30母線算例驗證了模型的合理性與有效性。

1 發(fā)電集團調(diào)峰調(diào)度現(xiàn)狀

當(dāng)前正值現(xiàn)貨市場過渡期，發(fā)電集團作為獨立利益主體，面臨著調(diào)度模式集中、深度調(diào)峰成本難覆蓋、負荷側(cè)資源互動不足等挑戰(zhàn)，調(diào)峰工作形勢嚴峻，以下做簡要分析。

1.1 集中調(diào)度模式

調(diào)度作為保障電力系統(tǒng)供需平衡的重要手段，其模式在不同體制中略有差異。集中式經(jīng)濟調(diào)度以系統(tǒng)發(fā)電成本最低為目標(biāo)，集中優(yōu)化形成機組發(fā)電計劃[3]。以英國為代表的電力市場中，電廠與用戶自主簽訂發(fā)電計劃，調(diào)度機構(gòu)按報價處理偏差電量[26-27]。我國調(diào)度模式仍主要為保障清潔能源、熱電等優(yōu)先發(fā)電，按需調(diào)用火電計劃機組調(diào)峰，并按《調(diào)度規(guī)程》執(zhí)行調(diào)頻調(diào)壓備用等操作。這種高度集中的調(diào)度模式經(jīng)濟效率不高、難以保障發(fā)電集團利益，宜適度削弱決策集中度，提高發(fā)電集團自主權(quán)。

1.2 調(diào)峰成本補償

為配合高度集中的調(diào)度模式與電能量統(tǒng)購統(tǒng)銷的運營機制，我國設(shè)計出“按需調(diào)用，事后補償”的調(diào)峰輔助服務(wù)品種[28]。隨著調(diào)峰矛盾突出，個別地區(qū)在“兩個細則”基礎(chǔ)上進行了按貢獻度或調(diào)峰深度競價形成補償價格的創(chuàng)新[5]，但“零和博弈”式的補償機制仍難以覆蓋真實調(diào)峰成本，經(jīng)濟環(huán)保外部成本、調(diào)峰設(shè)備固定成本、機組實際情況均未得到完善考慮。因此，亟需在調(diào)度模式與補償收益中體現(xiàn)出機組真實成本，以實現(xiàn)調(diào)峰資源優(yōu)化配置，并契合現(xiàn)貨市場建設(shè)方向。

1.3 負荷互動響應(yīng)

在風(fēng)電消納與負荷波動背景下，調(diào)峰矛盾本質(zhì)上體現(xiàn)為火電、負荷與可再生能源三者間功率平衡?；痣姀S通過加裝電蓄熱裝置等靈活改造的效果并不理想[23]，因而向負荷側(cè)挖掘調(diào)峰資源更經(jīng)濟可行。但目前主要為電網(wǎng)側(cè)開展的需求響應(yīng)，其旨在為全網(wǎng)負荷曲線削峰填谷，全網(wǎng)發(fā)電集團“共享”負荷側(cè)資源將難以體現(xiàn)差異性與積極性。零售市場開放背景下，發(fā)電集團也應(yīng)自行或依托所屬售電公司開展需求響應(yīng)，以實現(xiàn)源荷兩側(cè)調(diào)峰資源直接傳導(dǎo)。

2 兩階段優(yōu)化調(diào)度模型

日前兩階段優(yōu)化調(diào)度模式中，第1階段按照集中經(jīng)濟調(diào)度模式，以系統(tǒng)煤耗最低為目標(biāo)，在系統(tǒng)運行、電網(wǎng)安全、機組技術(shù)等約束下形成初步發(fā)電計劃，將機組發(fā)電計劃疊加得到各集團總發(fā)電計劃，即劃分各集團的負荷曲線，如圖1所示。第2階段中，各集團保持總發(fā)電計劃不變，以包含深度調(diào)峰、自行調(diào)用負荷互動成本的本集團發(fā)電成本最低為目標(biāo)，并在系統(tǒng)運行、負荷互動、電網(wǎng)安全、機組技術(shù)約束下形成最終發(fā)電計劃。

圖1 第1階段調(diào)度結(jié)果示例Fig.1 Example of the first stage scheduling result

綜上所述，第1階段通過全局優(yōu)化形成機組初步發(fā)電計劃與各發(fā)電集團總發(fā)電計劃，第2階段各集團分散決策調(diào)整發(fā)電計劃。從數(shù)學(xué)優(yōu)化角度看，局部優(yōu)化會偏離最初全局優(yōu)化的目標(biāo)函數(shù)，本文將優(yōu)化過程分成兩個階段，即預(yù)先執(zhí)行第1階段的必要性主要在于以下幾點：①廠網(wǎng)分離背景下，調(diào)度機構(gòu)難以獲知機組的真實成本與深調(diào)峰特性，難以實現(xiàn)資源集中優(yōu)化配置；②全局優(yōu)化可能導(dǎo)致獨立主體利益受損，難以體現(xiàn)發(fā)電集團的利益主體差異性；③深度調(diào)峰能力、自行調(diào)用負荷等內(nèi)部資源全網(wǎng)共享后難以獲得合理收益，將降低發(fā)電集團調(diào)峰積極性。

模型將發(fā)電集團自行開展的需求響應(yīng)放在第2階段考慮，而電網(wǎng)側(cè)開展的需求響應(yīng)由于針對全網(wǎng)負荷曲線削峰填谷，默認已在第1階段負荷曲線中考慮。此外，考慮到各集團調(diào)峰能力差異性，集團間可約定調(diào)峰補償價格，在集團內(nèi)部調(diào)節(jié)能力不足時向能力富余集團購買調(diào)峰資源。鑒于調(diào)峰補償價格難以統(tǒng)一衡量，跨集團調(diào)峰暫不加入優(yōu)化模型。

2.1 第1階段調(diào)度模型

2.1.1 目標(biāo)函數(shù)

第1階段以系統(tǒng)發(fā)電成本最低為目標(biāo)，目標(biāo)函數(shù)如式（1）所示。其中煤耗變動成本如式（2）所示，機組起停成本如式（3）、式（4）所示。

式中，F(xiàn)為系統(tǒng)發(fā)電成本；N為機組數(shù)量；T為調(diào)度時段數(shù)；Pi,t為時段t機組i的有功出力；f(Pi,t)為時段t機組i的煤耗成本；ai、bi與ci為機組i的耗量系數(shù)；CUi與CDi為機組i的起停成本；ui,t為機組i在時段t的狀態(tài)，ui,t=1表示開機，ui,t=0為停機；Siup與Sidown為機組i單次起停費用。

2.1.2 約束條件

1）系統(tǒng)平衡與上下備用約束

式中，Pw,t為時段t內(nèi)的風(fēng)電出力；PL,t為時段t的負荷需求；Pi,max為機組i的最大出力；Pi,min為機組i的最小出力；ρ與wρ分別為針對負荷與風(fēng)電波動的旋轉(zhuǎn)備用系數(shù)，一般取0.1～0.2[20]。

2）機組出力、起停與爬坡約束

式中，Prew,t為時段t預(yù)測出力；Ti,on與Ti,off分別為機組i最小運行與最小停運時間；Riu與Rid分別為機組i的上、下爬坡能力。

3）電網(wǎng)安全約束

本文采取直流潮流模型，線路潮流可表示為各節(jié)點凈注入的線性函數(shù)，G為轉(zhuǎn)移分布因子矩陣，線路潮流約束式（14）可改寫為式（15）。

式中，Pl,t為支路l上流過有功功率；Pl,max為支路l的容量；NL為負荷數(shù)量；G為直流潮流轉(zhuǎn)移分布因子矩陣；Gl-i為矩陣G第l行i列元素，代表發(fā)電機i功率對支路l功率的影響系數(shù)；Gl-j為矩陣G中的第l行j列元素，代表負荷j功率對支路l功率的影響系數(shù)；Pi,t為時刻t機組i出力；Pj,t為時刻t負荷j大小。

2.2 第2階段調(diào)度模型

2.2.1 目標(biāo)函數(shù)

按照穩(wěn)燃狀態(tài)與燃燒介質(zhì)，火電機組調(diào)峰通常分為基本調(diào)峰、不投油深度調(diào)峰、投油深度調(diào)峰三種狀態(tài)[20-21]。第2階段優(yōu)化調(diào)度中，各集團將自行考慮深度調(diào)峰附加成本與負荷互動成本，以本集團等效發(fā)電成本最低為目標(biāo)分別建模， 集團目標(biāo)函數(shù)如式（16）所示。其中包含的燃料成本、機組投油成本、污染物排放懲罰等效成本、損耗成本與可轉(zhuǎn)移負荷補貼費用等，詳見式（17）～式（20）。

式中，F(xiàn)S為S集團等效成本；NS為S集團火電機組數(shù)；Coil為深調(diào)峰投油成本；Cwu為投油污染物排放懲罰；Csun為機組的損耗成本；CDRS為可轉(zhuǎn)移負荷補貼費用；Soil為油價，元/噸；Cwr,i為機組i在投油深度調(diào)峰階段的投油量，t/h；uoil,i在機組i投油深度調(diào)峰時為1，其余狀態(tài)為0；根據(jù)Manson-Coffin公式，β為機組運行影響系數(shù)；Sunit,i為機組i的購機費用，元；轉(zhuǎn)子致裂循環(huán)周次Nf(P)與機組特性及出力變動幅度有關(guān)，算例將采用文獻[21]轉(zhuǎn)子低周疲勞試驗的數(shù)據(jù)。

式中，DRS為S集團參與轉(zhuǎn)移負荷數(shù)； D Rq0(d)與DRq1(d)分別為負荷d轉(zhuǎn)移前、后的起動時段；DRc(d)與 D Rp(d)分別為負荷d持續(xù)時間與大小；MDR為單位負荷轉(zhuǎn)移單位時間的補貼費用，元。

本文采用線性加權(quán)法處理第2階段中各集團的目標(biāo)函數(shù)，則第2階段等效總目標(biāo)函數(shù)為

式中，sμ為各集團目標(biāo)的加權(quán)系數(shù)，多取為1。

2.2.2 約束條件

1）平衡與備用約束

負荷的轉(zhuǎn)移將會改變其所在節(jié)點的負荷曲線，S集團自平衡約束如式（22）、式（23）所示。由于所有集團共同為系統(tǒng)提供旋轉(zhuǎn)備用，系統(tǒng)備用約束仍如式（6）、式（7）所示。

式中，PLS,t為第 1階段中t時刻S集團機組出力之和，即t時刻集團所需承擔(dān)負荷；PLshiftS,t為t時刻S集團凈轉(zhuǎn)移負荷； D Ron(t,d) 與 D Ron0(t,d)為定義的兩個指示變量，分別表示可轉(zhuǎn)移負荷d在t時刻的實際狀態(tài)與原始狀態(tài)，負荷處于用電狀態(tài)時二者為1，否則為0。

2）機組技術(shù)約束

機組技術(shù)約束包括機組功率上下限約束、機組爬坡約束等，如式（8）、式（9）、式（12）、式（13）所示。

3）電網(wǎng)安全約束

第2階段中，疊加所有集團的機組出力與負荷轉(zhuǎn)移情況計算直流潮流，因此，電網(wǎng)網(wǎng)架約束仍如式（14）、式（15）所示。

4）負荷轉(zhuǎn)移約束

指示變量 D Rup(t,d)表示可轉(zhuǎn)移負荷d的啟動狀態(tài)，啟動時刻為1，其余時刻為0。規(guī)定每天0時～24時作為一個自然日，式（24）表示每個可轉(zhuǎn)移負荷日內(nèi)最多轉(zhuǎn)移一次；式（25）表示可轉(zhuǎn)移負荷僅限日內(nèi)轉(zhuǎn)移；式（26）表明了 D Rup(t,d)與 D Ron(t,d)兩個變量之間的關(guān)系。

3 算例分析

3.1 算例介紹

本文采取文獻[29]中修改后的 IEEE 30母線系統(tǒng)作為算例，如圖2所示。風(fēng)電場1位于10節(jié)點，風(fēng)電場 2位于 12節(jié)點，火電機組 1～9分別位于節(jié)點 1、2、5、8、15、13、11、30、24，其中火電機組 1、2、6、7與風(fēng)電場 1屬于 A集團，火電機組3、4、5、8、9與風(fēng)電場2屬于B集團。將文獻[17]考慮隨機性后的風(fēng)電預(yù)測出力劃分給兩集團所屬的風(fēng)電場，火電機組發(fā)電成本、機組容量、爬坡速率及網(wǎng)架、負荷等數(shù)據(jù)來自文獻[29]，運行影響系數(shù)、燃油價格、轉(zhuǎn)子致裂循環(huán)周次等深調(diào)峰附加成本數(shù)據(jù)來自文獻[21]。本文暫不考慮機組特性，默認所有機組基本調(diào)峰能力為 5 0%PN，不投油深度調(diào)峰能力為40%PN，并將上述成本單位按當(dāng)前匯率統(tǒng)一換算為元。

圖2 系統(tǒng)接線圖Fig.2 System wiring diagram

關(guān)于可轉(zhuǎn)移負荷用戶的補貼價格，按照文獻[5]中規(guī)定：補償價格的上限、下限設(shè)為0.2元/(kW·h)、0.1元/(kW·h)。本文采取兩部制補償方式，即參與轉(zhuǎn)移的用戶得到固定補償0.1元/(kW·h)，并根據(jù)負荷前后轉(zhuǎn)移距離的遠近補償變動部分，變動部分上限為0.1元/(kW·h)，則式（20）可擴展為

根據(jù)電蓄熱用戶的負荷特性，擬定第 2階段調(diào)度中兩集團分別簽訂的可轉(zhuǎn)移負荷用戶情況見表 1。

表1 電蓄熱用戶負荷轉(zhuǎn)移情況Tab.1 Electric heat storage user load transfer situation

本文采用分支定界算法處理該混合整數(shù)規(guī)劃問題，基于Matlab平臺調(diào)用CPLEX求解器求解算例，并采取分段線性化方式處理目標(biāo)函數(shù)中的二次煤耗函數(shù)。

3.2 結(jié)果分析

算例分析中，以文獻[18]預(yù)測的風(fēng)電出力水平為基準，成倍數(shù)增加風(fēng)電接入量，對兩種調(diào)度模式進行仿真計算。一階段結(jié)果代表集中調(diào)度模式，兩階段結(jié)果代表本文所提兩階段調(diào)度模式。通過比較不同風(fēng)電接入水平下兩種模式調(diào)度結(jié)果，從風(fēng)電消納、集團利益、機組工況、負荷轉(zhuǎn)移情況四個角度進行分析。

3.2.1 發(fā)電成本與風(fēng)電消納

由于一階段目標(biāo)函數(shù)未計入深調(diào)峰附加成本，兩個階段的發(fā)電成本無法直接比較。故將一階段的火電機組與風(fēng)電出力結(jié)果代入式（16）～式（19）計算出其等效總發(fā)電成本，從而與二階段的發(fā)電成本進行比較，結(jié)果見表2。

表2 不同風(fēng)電接入水平下集團兩種調(diào)度模式發(fā)電成本與風(fēng)電消納情況Tab.2 Generation cost and wind power consumption under different wind power access levels

從發(fā)電成本方面可以看出，無論是集團成本還是系統(tǒng)成本，都隨風(fēng)電接入水平提高有所下降，其原因主要在于火電廠出力減少降低了煤耗量。而成本下降的趨勢趨于平緩甚至出現(xiàn)反彈，說明隨著調(diào)峰深度增加，節(jié)約的煤耗將難以彌補深調(diào)峰增加的成本。對比兩集團的一、兩階段成本，可以發(fā)現(xiàn)兩階段發(fā)電成本普遍低于一階段。這說明第2階段負荷側(cè)互動與機組出力調(diào)整可有效降低發(fā)電成本、保障發(fā)電集團利益。

風(fēng)電消納方面，不斷提高風(fēng)電接入水平會造成消納率不同程度的下降。在同一風(fēng)電接入水平下，兩階段風(fēng)電消納情況明顯好于一階段。算例中可看出，B集團風(fēng)電消納率較低，其原因在于集團B的機組容量較小、深度調(diào)峰能力有限。

3.2.2 機組工況改善

火電機組工況的改善主要在于減少深度調(diào)峰情況，將機組啟動且負載率低于 5 0%PN視為深度調(diào)峰。圖3與圖4表明無論1倍風(fēng)電接入水平還是3倍風(fēng)電接入水平，兩階段結(jié)果均比一階段減少了深度調(diào)峰狀態(tài)的機組臺數(shù)，可有效緩解發(fā)電集團深度調(diào)峰壓力。

圖3 1倍風(fēng)電接入水平下深度調(diào)峰情況Fig.3 Deep peaking at 1 time wind power access level

3.2.3 負荷曲線與用戶轉(zhuǎn)移

圖5與圖6所示為1倍風(fēng)電接入與3倍風(fēng)電接入兩種情況下負荷曲線與可轉(zhuǎn)移負荷貢獻情況。結(jié)果表明，第2階段中發(fā)電集團與可轉(zhuǎn)移用戶簽約可有效削峰填谷、減輕調(diào)峰壓力。對比圖5與圖6還可發(fā)現(xiàn)，隨著風(fēng)電接入水平提高，可轉(zhuǎn)移負荷用戶被調(diào)用的轉(zhuǎn)移潛力也越大。

圖4 3倍風(fēng)電接入水平下深度調(diào)峰情況Fig.4 Deep peaking at 3 times wind power access level

圖5 1倍風(fēng)電接入水平下負荷轉(zhuǎn)移情況Fig.5 Load transfer situation at 1 time wind power access level

圖6 3倍風(fēng)電接入水平下負荷轉(zhuǎn)移情況Fig.6 Load transfer situation at 3 times wind power access level

4 結(jié)論

本文提出集中調(diào)度與發(fā)電集團自主調(diào)度相協(xié)調(diào)的兩階段調(diào)度模型，算例驗證得到如下結(jié)論：

1）以兩階段優(yōu)化調(diào)度取代集中調(diào)度模式，通過集中優(yōu)化與分散決策相結(jié)合，可體現(xiàn)出發(fā)電集團利益主體的差異性。

2）發(fā)電集團內(nèi)部優(yōu)化時，全面考慮了深調(diào)峰成本，有效改善機組工況、降低本集團與系統(tǒng)的發(fā)電成本，利于引導(dǎo)調(diào)峰資源優(yōu)化配置。

3）兩階段協(xié)調(diào)優(yōu)化模式可提高調(diào)峰積極性，挖掘各發(fā)電集團調(diào)峰潛力，提高風(fēng)電消納率。

4）兩階段協(xié)調(diào)優(yōu)化模式中，負荷側(cè)資源的調(diào)峰貢獻直接用于減輕本集團調(diào)峰壓力，并由集團內(nèi)機組分攤，有利于提升負荷互動積極性。

新一輪電力體制改革以來，在降低用電成本、推動火電與清潔能源協(xié)調(diào)發(fā)展的背景下，頂層設(shè)計與市場模式的探索不斷深入。模型第1階段近似于韓國、巴西現(xiàn)行的“成本型電力庫”電力市場，有益于國內(nèi)現(xiàn)貨市場借鑒與技術(shù)層面過渡；第2階段考慮調(diào)峰成本測算及可轉(zhuǎn)移負荷互動，為發(fā)電集團制定報價策略、開拓售電市場提供了參考。此外，論文在集團間調(diào)峰支援、負荷側(cè)響應(yīng)調(diào)峰、調(diào)峰成本計算等方面還需開展進一步研究。