基于單元機組燃料效益的調峰輔助服務市場機制評估

田雪沁1，潘夢琪，徐 彤1，宋崇明1，郭玉杰1，王新雷1，郭鈺鋒

(1.北京華建網源電力設計研究院有限公司，北京 102209; 2.哈爾濱工業大學 電氣工程及自動化學院，黑龍江 哈爾濱 150001)

風電在具有清潔、可持續發展等特點的同時[1]，其出力具有隨機性、波動性和間歇性[2-4]。且由于大風期與用電低谷時期相重合，風電具有“反調峰”特性[5]。若不采取棄風手段，低谷時期大規模風電并網會造成電力系統向下調峰需求大幅度增長[6]，迫使火電機組出讓發電空間給風電機組，從而影響火電機組的經濟性。因此，需要引入調峰輔助服務市場對火電機組進行有償調峰補償。建立良好的交易機制能有效促進火電機組積極參與調峰，從而提高電力系統調峰能力，達到提升風電等清潔能源的并網比例的目的。

近年來，國外率先引入電力市場的概念，將電能和輔助服務當作可競爭的商品[7]。對比國外僅包含調頻、備用、無功補償和黑啟動的輔助服務市場，我國由于調峰問題突出，在此基礎上考慮了調峰輔助服務市場的應用[8]。2008年我國六大區域發布的《并網發電廠輔助服務管理細則》中所提到的“固定補償機制”是我國最早期的輔助服務市場建設。2015年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》[中發〔2015〕9號](簡稱“9號文”)發布后，我國輔助服務市場蓬勃發展。文獻[9]詳細分析了東北電力調峰輔助服務市場機制，其中東北市場的實時深度調峰是分段出清模式的典型代表。文獻[10]描述了基于貢獻度的調峰補償模式，設計了可再生能源參與的調峰市場機制。文獻[11]定義了調峰權及調峰權交易的概念，提出調峰容量交易市場。通過調峰權交易，調峰能力不足的發電機組可以購買調峰權提升機組運行的經濟性[12-13]。文獻[14]從調峰能力角度提出一種省間調峰互濟交易機制和調峰能力評估方法。上述研究的側重點在于如何提高系統調峰能力和機組經濟性，但未能說明交易機制對促進節能減排的影響。我國各地區調峰輔助服務市場機制差異較大，因此，對交易機制的綜合評估就顯得非常重要。

本文在綜合考慮系統運行經濟性和環保性的基礎上，基于機組費用最低的目標和統一出清電價理論，建立三種典型交易模式下的調峰輔助服務市場交易模型；通過單元機組燃料效益這一指標，對三種類型的調峰輔助服務市場機制進行了評估。

1 單元機組燃料效益指標

對于參與調峰輔助服務市場的單元機組而言，其收益由售電收益R1i和調峰收益R2i兩部分組成。售電收益R1i是指發電機組i通過承擔低谷時段的用電需求所獲得的正常收益，可以表示為

R1i=ρBGPiT

(1)

式中ρBG——發電機組i所在省的標桿電價/元·(MWh)-1;

Pi——發電機組i的出力/MW;

T——一個交易周期/min。

調峰收益R2i是指發電機組i平均負荷率低于有償調峰基準形成的未發電量所獲得的補償性收益，可以表示為

R2i=ρPGiT

(2)

Pi=νPNi-PGi

(3)

式中ρ——對欠發電量的補償電價/元·(MWh)-1;

ν——有償調峰基準;

PNi——發電機組i的額定容量/MW;

PGi——發電機組i的向下銷售發電容量/MW。

在某一固定調峰需求下，通過計算調峰市場收益可以直觀比較不同交易機制下機組的經濟性。但在不同調峰需求下，若要比較機組的經濟性，僅考慮調峰收益無法直觀地得出結論。因此，本文定義單元機組燃料效益ηi評估不同調峰需求下交易機制的經濟性和環保性。單元機組燃料效益是指單元機組在一個交易周期內燃燒一單位燃料所獲得的機組收益。設在實時深度調峰交易時段內，發電機組i向下銷售發電容量為PGi，單元機組燃料效益ηi可以表示為

(4)

Fi(Pi)=aiPi2+biPi+ci

(5)

式中Fi——燃煤機組或燃氣機組i的耗量特性/t·h-1或m3·h-1;

ai，bi，ci——發電機組i的耗量特性系數/t·(MW2h)-1, t·(MWh)-1, t·h-1或

m3·(MW2h)-1,m3·(MWh)-1,m3·h-1。

由上式可知，單元機組燃料效益具有如下特點：(1)對于燃煤機組，ηi的單位為元/t，對于燃氣機組，ηi的單位為元/m3；(2)ηi是一個非負值，ηi越大，則單元機組獲得相同的收益所消耗的燃燒單位燃料越少，機組更節能環保；(3)ηi的數值大小和機組在調峰輔助服務市場中的中標情況密切相關，若合理的機制可以使機組的ηi在相同調峰需求下增大，則表明該機制能有效激勵機組參與調峰輔助服務市場；(4)通過計算ηi可以在不同調峰需求下對同一臺機組進行較為清晰直觀的收益比較。

2 低谷實時深度調峰市場類型

根據現已頒布的各省份調峰輔助服務管理實施細則，可以將低谷實時深度調峰市場機制分為固定補償模式、一段出清模式和多段出清模式。三種不同模式的交易機制數學模型刻畫如下。

2.1 固定補償模式

在固定補償模式下，發電企業在各個時段的發電量由交易機構確定。交易機構以經濟成本最低為目標函數，對少發電量按照50元/MWh進行補償，交易機制目標函數和約束條件可以表示為

(6)

(7)

(8)

式中Preq——某時刻的系統調峰需求/MW;

2.2 一段出清模式

目前，各國電力市場有不同的機構設置方式。以美國PJM為例，市場交易和系統運行為一體，輸電公司獨立，如圖1所示。

在電力市場中，暫不考慮網絡約束，統一出清電價模型由目標函數、功率平衡約束和機組功率約束構成，通常調度中心會選擇機組報價和申報電量的乘積最小，即機組生產總成本最小，進行經濟調度或有安全約束的經濟調度。

應用于調峰輔助服務市場，對少發電量按照出清電價進行補償，交易機制的目標函數和約束條件可以表示為

minpTPG

(9)

s.t.eTPG=Preq

(10)

(11)

式中p——所有機組的報價/元·(MWh)-1;

PG——所有機組向下銷售發電容量/MW;

2.3 多段出清模式

實際的實時深度調峰交易通常采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價，每段報價均有上下限。暫不考慮網絡約束，對于多段出清模式的第一段，交易機制的目標函數和約束條件可以表示為

minpT1PG1

(12)

(13)

(14)

對于多段出清模式的第j段，可以表示為

minpTjPGj

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

式中P——所有機組的出力/MW。

3 應用實例

本文選擇供熱期的燃煤、燃氣發電機組作為研究對象，基于單元機組燃料效益指標評估在不同調峰需求下三種調峰輔助服務市場機制的經濟性和環保性。其中，多段報價機制以兩段出清模式作為典型模式進行仿真實驗。假設某地區某時段內系統向下調峰需求為Preq，該地區標桿電價為432元/MWh，一個交易周期為15 min，固定補償機制按照50元/MWh的標準進行補償；區域內6臺機組依次編號為A-F，其中B機組為燃氣機組，其余均為燃煤機組；A-D機組參與調峰市場；E和F機組承擔系統基荷，分別固定出力500 MW；各臺機組裝機容量、出力上下限申報電量和報價如表1至表3所示。利用GAMS中的Conopt求解器求解，三種機制下單位機組燃料效益隨調峰需求的變化曲線如圖2所示。

通過求取單元機組燃料效益能夠清晰地比較不同調峰需求下各機組每燃燒一單位燃料所產生的收益：(1)當調峰需求增大至某一定值后，A機組和B機組兩段出清機制下的單元機組燃料效益最高，其次是一段出清機制下的單元機組燃料效益，而固定補償機制下的單元機組燃料效益最低；(2)C、D機組兩段出清機制下的單元機組燃料效益最高，其次是一段出清機制下的單元機組燃料效益，而固定補償機制下的單元機組燃料效益最低；(3)隨著調峰需求的增加，不同機制的單元機組燃料效益差值也會增大。

表1 機組基本情況

表2 一段出清機組報價和申報電量

表3 兩段出清機組報價和申報電量

4 結 論

(1)調峰收益是一個評估機組經濟性的指標，但其具有局限性。本文將調峰機組單位時間內總收益與機組耗量相比從而提出單元機組燃料效益的概念，該指標可以解決機組參與調峰市場后在不同調峰需求下的經濟性評估問題，同時該指標也可以體現單元機組的環保性。

(2)描述了固定補償模式、一段出清模式和多段出清模式的區別，基于機組費用最低為目標函數的基本假設和統一出清電價理論，對三種模式下的調峰輔助服務機制進行建模。

(3)對不同調峰需求下的三種調峰輔助服務機制交易結果進行了比較，結果表明：兩段出清交易機制下，機組中標的調峰電量較為分散；當調峰需求較大時，兩段出清交易機制的單元機組燃料效益最高，其次是一段出清交易機制的單元機組燃料效益，而固定補償機制的單元機組燃料效益最低。因此，對于調峰需求較大的地區，可以實行多段出清交易機制以提高單元機組經濟性和環保性。