任景， 周鑫， 薛晨， 馬曉偉， 張小東， 吳春燕

(1. 國家電網(wǎng)有限公司西北分部，陜西 西安 710048；2. 北京清能互聯(lián)科技有限公司，北京 100084)

0 引言

新型電力系統(tǒng)核心特征在于新能源占據(jù)主導地位，高比例新能源的大規(guī)模并網(wǎng)將進一步加劇新能源的消納壓力[1—3]。在“碳達峰、碳中和”目標下，我國新能源裝機容量和占比都將快速增長，2030年風電和太陽能發(fā)電總裝機容量預(yù)計將超過12億kW[4]。為滿足高比例新能源的并網(wǎng)消納需求、最大程度降低棄風棄光率，迫切需要充分挖掘系統(tǒng)中的靈活性調(diào)節(jié)資源。發(fā)電側(cè)由于受到機組出力限制以及機組自身性能的影響，可提供的調(diào)峰資源有限，難以為新型電力系統(tǒng)下的新能源消納提供足夠的空間[5]。為此，應(yīng)積極挖掘電力用戶的調(diào)峰潛力[6—7]，建立需求響應(yīng)市場化交易機制[8]，用市場化手段調(diào)動用戶側(cè)參與調(diào)峰輔助服務(wù)的積極性，從而引導用戶側(cè)資源公平、有序參與電網(wǎng)靈活互動。目前，相關(guān)學者對用戶側(cè)參與調(diào)峰的優(yōu)化調(diào)度策略[9—11]和發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式[12—17]進行了研究。

調(diào)峰輔助服務(wù)市場是在我國尚未建設(shè)現(xiàn)貨市場時提出的，本質(zhì)仍是電能量市場。國外成熟電力市場并沒有調(diào)峰這一輔助服務(wù)品種，系統(tǒng)調(diào)峰問題主要通過現(xiàn)貨市場解決[18]。但是，我國火電機組中可作為靈活調(diào)節(jié)資源的燃氣機組占比較少，不能頻繁啟停的燃煤機組占比較高，僅通過現(xiàn)貨市場無法解決調(diào)峰問題，仍需研究調(diào)峰輔助服務(wù)市場。如果現(xiàn)貨市場和調(diào)峰輔助服務(wù)市場先后獨立出清，調(diào)峰市場需以現(xiàn)貨市場出清結(jié)果為基礎(chǔ)。在調(diào)峰市場中，假如機組在某一時段本可調(diào)減出力進行調(diào)峰，但由于受機組爬坡約束限制，調(diào)減出力之后的下一時段可能無法達到現(xiàn)貨出清的設(shè)定出力，從而失去該時段的調(diào)峰能力。調(diào)峰市場和現(xiàn)貨電能量市場聯(lián)合優(yōu)化，統(tǒng)一優(yōu)化目標和約束條件可獲得更好的優(yōu)化結(jié)果，同時保證出清結(jié)果的可行性。

目前，相關(guān)學者對調(diào)峰市場和現(xiàn)貨市場聯(lián)合優(yōu)化的市場模式進行了相關(guān)研究，包括考慮用戶側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式[19—20]和考慮發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式[21]。文獻[19]針對三北地區(qū)風電消納問題，在電力用戶與發(fā)電企業(yè)直接交易的基礎(chǔ)上，設(shè)計了電力用戶參與風電消納的日前市場模式，深入挖掘用戶側(cè)的調(diào)峰潛力，并設(shè)計了調(diào)峰成本在市場主體間的分攤機制。文獻[20]在安全約束機組組合(security constrained unit commitment，SCUC)模型的基礎(chǔ)上加入了用戶側(cè)互動負荷，形成發(fā)用電一體化調(diào)度計劃模型。文獻[21]設(shè)計了考慮火電機組深度調(diào)峰和可再生能源避免削減降價的日前市場機制，將可再生能源出讓的發(fā)電上網(wǎng)紅利補償給深度調(diào)峰的火電機組。

現(xiàn)有研究中，缺乏考慮發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)共同參與的調(diào)峰市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式。同時在用戶側(cè)參與調(diào)峰市場的相關(guān)研究中，沒有考慮儲能的參與，且對調(diào)節(jié)不同用戶側(cè)調(diào)峰資源的能力差異考慮不充分，未能精細且合理地挖掘用戶側(cè)調(diào)峰潛力。

為此，文中針對新能源大規(guī)模并網(wǎng)條件下電網(wǎng)調(diào)峰能力不足的問題，根據(jù)用戶是否具有跟蹤實時調(diào)度指令的能力，將用戶側(cè)調(diào)峰資源分為靈活調(diào)節(jié)用戶和非靈活調(diào)節(jié)用戶，在此基礎(chǔ)上設(shè)計了一種發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式，將調(diào)峰輔助服務(wù)市場、新能源消納與現(xiàn)貨市場相結(jié)合，充分發(fā)揮常規(guī)機組和柔性負荷的調(diào)峰能力，提升新能源消納水平。

1 發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式設(shè)計

1.1 基本原則

發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模式將現(xiàn)貨市場和調(diào)峰輔助服務(wù)市場進行聯(lián)合出清，并在優(yōu)化時考慮新能源消納?；痣姍C組、獨立儲能和用戶作為調(diào)峰輔助服務(wù)提供者，在調(diào)峰輔助服務(wù)市場中同臺競價。其中，用戶根據(jù)其是否具有跟蹤實時調(diào)度指令的能力，分為靈活調(diào)節(jié)用戶和非靈活調(diào)節(jié)用戶?；痣姍C組、獨立儲能和靈活調(diào)節(jié)用戶按照實時市場出清結(jié)果執(zhí)行；非靈活調(diào)節(jié)用戶不參與實時市場，按照日前市場出清結(jié)果執(zhí)行，其日前市場出清結(jié)果作為實時市場的邊界條件。

1.2 交易申報

1.2.1 能量申報

火電機組在日前申報“電能量-價格”曲線時，最多可申報n段，每段需申報出力區(qū)間起點、出力區(qū)間終點以及該區(qū)間報價。每段報價均不可超過申報價格的上、下限。最小技術(shù)出力不為零的發(fā)電機組，第一段出力區(qū)間起點為機組的最小技術(shù)出力，最后一段出力區(qū)間終點為機組的最大技術(shù)出力。隨著出力增加，報價曲線必須單調(diào)非遞減。每段報價段的長度不能低于[(機組最大技術(shù)出力-機組最小技術(shù)出力)/n]%，這是為了防止機組進行高價試探，對可申報高價的報價段區(qū)間終點和區(qū)間起點間的長度設(shè)置過長，抬高市場出清價格。

為了促進新能源消納，在文中所設(shè)計的現(xiàn)貨市場模式下，風電、光伏采用報量不報價的方式參與市場，按零價在現(xiàn)貨市場中優(yōu)先出清。

1.2.2 調(diào)峰申報

發(fā)電側(cè)主體和用戶側(cè)主體調(diào)峰均采用“階梯式”分檔報價，以“調(diào)峰貢獻-價格”曲線形式和報量報價方式來參與市場。

火電機組的調(diào)峰貢獻是最小技術(shù)出力以下的發(fā)電電力，日前在最小技術(shù)出力的基礎(chǔ)上，采用下調(diào)容量比率的形式報價，以k%額定容量作為一個報價區(qū)間，直至最小深調(diào)出力為止。用戶的調(diào)峰貢獻是負荷基準以上的用電負荷，日前在負荷基準的基礎(chǔ)上，采用上調(diào)用電負荷的形式報價，由用戶自行確定報價區(qū)間分段。獨立儲能采用充電負荷的方式進行調(diào)峰貢獻，報價區(qū)間分段由獨立儲能自行確定?！罢{(diào)峰貢獻-價格”曲線為單調(diào)連續(xù)非遞減曲線，最多可分為m段，每段曲線包含調(diào)峰貢獻起點、終點以及該區(qū)間的報價。為了保障市場的穩(wěn)定運行以及考慮到調(diào)峰的經(jīng)濟性，需對每段報價設(shè)置上、下限。

負荷基準是用戶在正常無約束條件下負荷變動習慣的量化數(shù)據(jù)，是用于衡量用戶參與電力市場程度的基準。為保證用戶側(cè)響應(yīng)的有效性，調(diào)度機構(gòu)應(yīng)在調(diào)峰輔助服務(wù)市場開展前對用戶側(cè)進行負荷基準測試，以驗證其具有相對穩(wěn)定的用電規(guī)律，并要求用戶側(cè)依照測試負荷基準進行市場申報。

1.3 交易組織

1.3.1 日前市場交易組織

(1) 信息發(fā)布。日前市場開市前，市場運營機構(gòu)發(fā)布交易的邊界條件、電網(wǎng)調(diào)峰需求等信息。

(2) 交易申報?；痣姍C組進行日前現(xiàn)貨市場申報；風電、光伏申報出力預(yù)測曲線；有意參與深度調(diào)峰的火電機組、獨立儲能和用戶依據(jù)自身能力，進行深度調(diào)峰交易申報。

(3) 日前市場出清。市場運營機構(gòu)執(zhí)行日前市場交易出清，生成交易出清結(jié)果，包括次日火電機組出力計劃及出清價格、深度調(diào)峰火電機組中標調(diào)峰電量、獨立儲能中標調(diào)峰電量、靈活調(diào)節(jié)用戶中標調(diào)峰電量、非靈活調(diào)節(jié)用戶中標調(diào)峰電量、深度調(diào)峰市場出清價格。

1.3.2 實時市場交易組織

(1) 交易申報。實時市場采用日前市場封存的報價信息進行出清；風電、光伏申報超短期出力預(yù)測曲線；非靈活調(diào)節(jié)用戶不參與實時市場，在日前市場的出清結(jié)果作為實時市場的邊界條件。

(2) 實時市場出清。市場運營機構(gòu)執(zhí)行實時市場交易出清，生成交易出清結(jié)果，包括未來2 h的火電機組出力計劃和出清價格、深度調(diào)峰火電機組中標調(diào)峰電量、獨立儲能中標調(diào)峰電量、靈活調(diào)節(jié)用戶中標調(diào)峰電量、深度調(diào)峰市場出清價格。

2 發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清模型

2.1 日前市場出清模型

2.1.1 目標函數(shù)

目前市場出清模型的目標函數(shù)如式(1)所示。

(1)

上述目標函數(shù)有2層，火電機組的發(fā)電成本、啟停成本以及靈活調(diào)節(jié)用戶、非靈活調(diào)節(jié)用戶、獨立儲能、火電機組的調(diào)峰成本為第1層，棄風、棄光懲罰為第2層，第2層的優(yōu)先級高于第1層的優(yōu)先級。設(shè)置棄風棄光懲罰因子λ，使得優(yōu)先調(diào)用各種資源進行調(diào)峰，最大化消納新能源，保障系統(tǒng)棄風棄光電量最小。

2.1.2 約束條件

(1) 系統(tǒng)負荷平衡約束。

(2)

(2) 線路有功潮流約束。

(3)

(3) 火電機組約束。

(4)

式(4)為火電機組約束，當火電機組未參與調(diào)峰，則只需滿足最大、最小技術(shù)出力約束；當火電機組參與調(diào)峰，則要求火電機組的出力中標量和調(diào)峰中標量相加要等于機組的最小技術(shù)出力，且出力中標量要大于最小深調(diào)出力。

(4) 其他約束條件。系統(tǒng)正備用容量約束、系統(tǒng)負備用容量約束、機組爬坡約束等約束條件與常規(guī)SCUC模型一致[22]，文中不再贅述。

2.2 實時市場出清模型

2.2.1 目標函數(shù)

實時市場出清模型的目標函數(shù)如式(5)所示。

(5)

非靈活調(diào)節(jié)用戶不參加實時市場，實時市場出清模型的目標函數(shù)包括火電機組發(fā)電成本、靈活調(diào)節(jié)用戶調(diào)峰成本、獨立儲能調(diào)峰成本、火電機組深度調(diào)峰成本、棄風、棄光懲罰。

2.2.2 約束條件

(1) 系統(tǒng)負荷平衡約束。

(6)

(2) 線路有功潮流約束。

(7)

與系統(tǒng)負荷平衡約束的區(qū)別類似，實時市場的線路有功潮流約束與日前市場的區(qū)別在于非靈活調(diào)節(jié)用戶的中標調(diào)峰電力不再是決策變量。

(3) 火電機組約束。實時市場中，火電機組的出力上、下限約束條件與日前市場相同。

(4) 其他約束條件。機組爬坡約束等約束條件與常規(guī)安全約束經(jīng)濟調(diào)度模型一致[22]，文中不再贅述。

3 發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場交易結(jié)算

3.1 現(xiàn)貨市場結(jié)算

火電機組在日前市場的出清電量按照日前市場的出清價格結(jié)算，實際執(zhí)行電量與日前市場出清電量的偏差部分按照實時市場出清價格結(jié)算。

(8)

3.2 調(diào)峰輔助服務(wù)市場結(jié)算

3.2.1 調(diào)峰輔助服務(wù)費用結(jié)算

深度調(diào)峰采用邊際價格進行結(jié)算，計算深度調(diào)峰市場每檔中最后一臺中標火電機組/獨立儲能/用戶的報價，得到該檔的市場出清價。深度調(diào)峰火電機組和靈活調(diào)節(jié)用戶按照實時市場出清的中標調(diào)峰電量和出清價格進行結(jié)算；非靈活調(diào)節(jié)用戶按照日前市場出清的中標調(diào)峰電量和出清價格進行結(jié)算，并乘以比例系數(shù)φ。

(9)

(10)

(11)

(12)

3.2.2 調(diào)峰輔助服務(wù)費用分攤

在市場深度調(diào)峰服務(wù)交易時段內(nèi)的網(wǎng)內(nèi)非調(diào)峰機組分攤調(diào)峰輔助服務(wù)費用。

(1) 火電機組?；痣姍C組按照高于最小技術(shù)出力的上網(wǎng)電量部分參與分攤。

(13)

(2) 風電、光伏機組。風電、光伏機組按照實際上網(wǎng)電量進行分攤。

(14)

(3) 其他機組。水電等其他類型機組按照修正后的上網(wǎng)電量進行分攤。修正后的上網(wǎng)電量等于實際上網(wǎng)電量乘以修正系數(shù)。

(15)

(16)

3.2.3 調(diào)峰輔助服務(wù)偏差考核

如果火電機組、獨立儲能、用戶的實際調(diào)峰貢獻量小于市場出清的中標調(diào)峰電量，且電量偏差率大于一定值時，需要對偏差部分進行考核。

(17)

偏差考核罰金按照火電機組/獨立儲能/用戶的調(diào)峰偏差電量收取。

(18)

4 算例分析

算例分析采用IEEE 39節(jié)點模型構(gòu)建一個處于供熱期的電力系統(tǒng)，設(shè)置機組1、8、9為非供熱火電機組，機組7為光伏機組，機組10為風電機組，其余為供熱火電機組。系統(tǒng)數(shù)據(jù)、機組參數(shù)等參考文獻[19]。交易申報數(shù)據(jù)參考某地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)市場和現(xiàn)貨市場的歷史報價數(shù)據(jù)，能量報價可最多申報10段，調(diào)峰報價可最多申報5段。調(diào)峰報價區(qū)間劃分及報價范圍見表1，P為火電機組額定容量。值得注意的是，交易申報數(shù)據(jù)只是為了對所提市場模式進行驗證，取值合理即可。目標函數(shù)中的λ取105，非靈活調(diào)節(jié)用戶結(jié)算時的φ取0.8，水電等其他類型機組調(diào)峰費用的α取0.3，調(diào)峰輔助服務(wù)的τ取2。混合整數(shù)規(guī)劃模型采用Cplex求解器進行求解。

表1 調(diào)峰報價區(qū)間劃分及報價范圍Table 1 Peak regulation quotation interval and scope

圖1對比了在典型棄風棄光時段不考慮調(diào)峰、僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰、發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰3種現(xiàn)貨市場模式下系統(tǒng)的棄風棄光情況。從圖中可知，僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰和發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式下，系統(tǒng)的棄風棄光量均有所降低。發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式相比于僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的模式可以降低17.3%的棄風棄光量。這是由于發(fā)電側(cè)調(diào)峰資源不足，發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰之后，增加了系統(tǒng)調(diào)峰資源，進一步提升了新能源消納量。

在圖1中的時段4時，調(diào)峰市場的報價情況如表2所示，在該時段，僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰和發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式下，調(diào)峰市場5段分段報價區(qū)間的出清價格如表3所示。

表2 時段4時調(diào)峰市場報價情況Table 2 Quotation of peak regulation market in the fourth period 元·(MW·h)-1

表3 調(diào)峰市場出清價格Table 3 Peak market clearing price 元·(MW·h)-1

由表3可知，發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式較僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的模式，第一段和第三段的出清價格有所升高，這是由于柔性負荷參與調(diào)峰競價之后，2段中報價高于火電機組的獨立儲能/用戶在調(diào)峰市場中被調(diào)用，從而提高了出清的邊際價格；第二段和第四段的出清價格一致，這是由于這2段中參與調(diào)峰的獨立儲能和用戶報價均不高于火電機組的報價；第五段的出清價格有所降低，這是由于報價較低的獨立儲能和用戶替代了原來報價較高的火電機組提供調(diào)峰輔助服務(wù)，從而降低了調(diào)峰市場出清的邊際價格。

發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的負荷曲線如圖2所示，從圖中可知，柔性負荷參與調(diào)峰之后，系統(tǒng)負荷有所增加。

圖2 柔性負荷參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的負荷曲線Fig.2 Load curves before and after the flexible loadparticipating in peak regulation anxiliary service

火電機組參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的出力曲線如圖3所示，從圖中可知，火電機組參與深度調(diào)峰之后，整體出力有所降低。發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的模式較僅發(fā)電側(cè)參與調(diào)峰的模式，在除時段5和時段6之外，火電機組壓減出力較少，這是由于柔性負荷參與調(diào)峰之后，替代了部分火電機組的調(diào)峰貢獻量。在時段5和時段6中，2種模式的火電機組出力相同，這是由于調(diào)峰資源不足，所有火電機組申報的調(diào)峰貢獻量均被調(diào)用。

圖3 火電機組參與調(diào)峰輔助服務(wù)前后的出力曲線Fig.3 Power curves before and after thermal powerunits participating in peak regulation anxiliary service

發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式下，系統(tǒng)新能源消納量增加286 MW·h，調(diào)峰總成本為12.76萬元。調(diào)峰總成本在非調(diào)峰機組中的分攤結(jié)果見表4。

表4 調(diào)峰成本分攤結(jié)果Table 4 Peak regulation cost allocation 元

5 結(jié)語

文中根據(jù)用戶側(cè)調(diào)峰資源調(diào)節(jié)能力的差異性對用戶側(cè)資源進行分類，并設(shè)計了針對性的市場參與機制，以便精細化地挖掘用戶側(cè)調(diào)峰潛力。在此基礎(chǔ)上設(shè)計了一種發(fā)用兩側(cè)參與調(diào)峰的現(xiàn)貨市場模式，將發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)的調(diào)峰資源納入市場機制競價，實現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清。仿真結(jié)果表明，文中所提市場模式可充分挖掘用戶側(cè)調(diào)峰能力，有效降低棄風棄光量，提升新能源消納水平，可為新能源高占比地區(qū)的電力市場設(shè)計提供有益借鑒。

需要說明的是，文中引入柔性負荷與發(fā)電側(cè)共同參與調(diào)峰的模式不一定可以降低系統(tǒng)的調(diào)峰成本。為保障市場穩(wěn)定運行，市場運營機構(gòu)應(yīng)根據(jù)市場的模擬運行情況對調(diào)峰申報價格進行調(diào)整。

本文得到國家電網(wǎng)有限公司西北分部科技項目(52250119000J)資助，謹此致謝！