考慮現貨交易的日前開機方式調度方法研究

樊國旗，劉桂龍，樊國偉，劉昌東，王鶴群，段青熙，朱子民

（1.國網浙江省電力有限公司金華供電公司，浙江 金華 321001；2.中國海誠工程科技股份有限公司，上海 200031；3.國網新疆電力公司，烏魯木齊 830011；4.中建八局第二建設有限公司，濟南 250001）

0 引言

新能源在促進可持續發展和低碳社會轉型中發揮著重要作用[1-2]，但是由于新能源波動性對電力系統調峰帶來巨大壓力，造成系統因調峰能力不足導致新能源限電的問題[3-4]。通過現貨交易可增加系統調峰能力，從而應對新能源波動[5-6]。

柔性負荷和自備電廠均可直接調用，參與現貨交易，且成本更低；柔性負荷參與電網調度可實現從“源隨荷動”到“源荷互動”轉變，促進多元融合高彈性電網建設。文獻[7]在含風電系統中加入儲能，提高機組組合調節能力；文獻[8]結合機組特性和報價，根據現貨市場規則對機組組合策略進行優化；文獻[9]考慮風電出力置信水平，對中期機組組合進行優化。文獻[10]通過制定不同的電力套餐促進負荷主動參與調用，提高電網可靠性和經濟性；文獻[11]通過控制可中斷負荷提高系統削峰填谷能力。

目前調度方法研究中，較少從現貨交易方面考慮提高系統調節能力的方法。因此本文提出考慮現貨交易下的日前開機方式調度方法；針對系統調節能力不足的問題，通過現貨交易提高系統調節能力；針對限負荷成本高問題，通過計劃調用柔性負荷和自備電廠減少系統運行成本；進而達到減少機組開機臺數、促進新能源消納的目的。

1 考慮現貨交易下日前開機方式及調度研究

電力系統首要目標為保障系統安全，因此開機方式由系統等效負荷Pel，t最大值確定，等效負荷為系統負荷Pl，t減去新能源Pn，t差值。

式中：n 為火電機組開機臺數。

1.1 系統調節能力

不同調度方法下的出力范圍和系統調節能力如圖1 所示。僅靠火電調節的原開機方式安排調度方法，當系統火電開機不變時，系統調節能力不變，其調節能力Pc為系統最大功率和系統最小功率差值。

限負荷開機方式調度方法仍僅靠火電調節，切除尖峰負荷減小等效負荷最大值，從而減少開機臺數，系統調節能力不變。

現貨交易方法充分挖掘系統中自備電廠、柔性負荷調節能力，通過在等效負荷高峰時段減少柔性負荷、增大自備電廠火電機組出力，避免非計劃限負荷，降低系統等效負荷，減少火電機組開機臺數；在等效負荷低谷時段減少自備電廠機組出力和增加柔性負荷，減少新能源限電。

圖1 不同調度方法下出力范圍和系統調節能力

1.2 原開機方式調度方法

原開機方式調度方法是根據系統最大等效負荷來確定開機臺數，當等效負荷小于最小技術出力時新能源限電。開機為17 臺時的調度結果如圖2 所示。

圖2 原開機方式下調度結果

1.3 考慮限負荷開機方式調度方法

考慮限負荷機組組合調度方法，切除等效負荷的尖峰負荷，降低最大等效負荷功率，減小開機臺數，降低最小技術出力，減小新能源限電。當等效負荷大于最大技術出力時限負荷，當等效負荷小于最小技術出力時新能源限電。限負荷后開機為14 臺的調度結果如圖3 所示。

1.4 考慮現貨交易開機方式調度方法

圖3 限負荷方式下調度結果

考慮現貨交易機組組合調度方法，柔性負荷在等效負荷高峰時段主動降低功率減少需求，自備電廠增加發電功率增大供給，減少了系統總開機臺數，降低了最小技術出力。柔性負荷在等效負荷低谷時段主動增大功率提高需求，自備電廠減少發電功率減少供給，減少了新能源限電。現貨交易功率為1 500 MW 時，調度結果如圖4 所示。

圖4 考慮現貨市場方式下調度結果

2 調度模型

2.1 目標函數

調度目標：新能源限電、限負荷和現貨調用總成本Cs最小。

式中：Cn，a為新能源限電成本；C1，s為限負荷成本；Cv為自備電廠交易成本；Cf為柔性負荷交易成本。

新能源限電成本：

式中：Pn，a，t為新能源限電功率；cn，a為新能源限電單位成本；T 為新能源限電時間。

限負荷成本：

式中：Pl，s，t為限負荷功率；cl，s為限負荷單位成本；T′為限負荷時間。限負荷針對尖峰部分切除，由于不能確定尖峰負荷組成，因此根據度電GDP計算限負荷成本。

自備電廠交易成本：

式中：Pv，t為自備電廠交易功率；cv為自備電廠交易單位成本；T″為自備電廠交易時間。

柔性負荷交易成本：

式中：Pf，t為柔性負荷交易功率；cf柔性負荷交易單位成本；T3為柔性負荷交易時間。采用基于激勵需求非價格需求響應，可進行直接控制，避免新能源限電和非計劃限負荷。

2.2 約束條件

系統功率平衡約束：

火電機組出力Pf，i，t約束：

3 算例分析

3.1 地區情況

某地區負荷、新能源、自備負荷、公用負荷和公用等效負荷典型日曲線如圖5 所示，公用負荷為負荷減去自備負荷，公用等效負荷為公用負荷減去新能源；公用火電機組深度調峰負荷率40%～50%調用成本為200 元/MWh，負荷率30%～40%調用成本為400 元/MWh，柔性負荷調用成本為152.5 元/MWh，自備電廠的調用成本為50元/MWh，新能源限電成本為500 元/MWh，限負荷成本為5 700 元/MWh[12-13]。

圖5 負荷和新能源曲線

為簡化運算，火電機組容量均為600 MW，火電機組參數如表1 所示，柔性負荷最大調用功率為2 000 MW，調用時間不受限制。

表1 火電機組參數

3.2 開機方式安排方法及調度成本分析

自備負荷和非自備等效負荷最大功率和原調度方法開機臺數如表2 所示，自備電廠開機和自備負荷功率有關，因此自備電廠開機臺數不變。

表2 最大功率和開機臺數

原開機方式調度方法根據最大公用等效負荷確定開機臺數，最大公用等效負荷9 796 MW，開機臺數為17 臺，火電機組功率及新能源限電如圖6 所示。

由圖6 可知，公用等效負荷小于火電最小技術出力時新能源限電，限電量為15 455.7 MW，限電率為6.2%，限電懲罰成本為772.8 萬元。

圖6 原開機方式調度方法

限負荷開機方式調度方法切除尖峰負荷，從而減少最大公用等效負荷，進而減小開機臺數。以開15 機切2 機為例，新能源限電和限負荷如圖7 所示。

圖7 限負荷開機方式調度方法

限負荷為連續變化過程，但對應開機臺數為離散變化過程，因此通過開機臺數反應新能源限電量、限負荷量及限負荷和新能源限電總成本關系，其關系如圖8 所示。

圖8 限負荷和新能源限電量、限負荷量及總成本

由圖8 可知，開機臺數為16 臺時，系統總成本最小，為682.6 萬元，相比原開機方式調度方法減少成本90.2 萬元；開機臺數由16 臺減為13 臺過程中，新能源限電率分別為5.3%，4.3%，3.5%和2.8%。

考慮現貨交易開機方式調度方法通過柔性負荷、自備電廠和火電機組深度調峰提高系統調節能力，從而減少最大公用等效負荷并增大最小公用等效負荷。以開臺數為14 臺為例，考慮自備電廠調用后可達到最大最小功率，以及需調用柔性負荷功率如圖9 所示。

圖9 考慮現貨交易開機方式調度方法

考慮現貨交易開機方式調度方法如表3 所示。

由表3 可知，總調用成本隨開機臺數減少過程中，呈現先下降后上升趨勢；開機臺數為14臺時總成本最小，為58.4 萬元；開機臺數為12臺時，達到開機臺數減少極限，此時總成本為103.1 萬元；開機11 臺時，調用柔性負荷功率需2 039.4 MW，超過該地區柔性負荷最大調用功率。

因此開機14 臺時總調用成本最小，開機12臺時為最小開機臺數。

原開機方式調度方法火電機組開機臺數不變，因此不加入比較，限負荷開機方式調度方法和考慮現貨交易開機方式調度方法，不同開機臺數時成本對比如圖10 所示。

圖10 開機方式和成本對比

對比原開機方式調度方法、限負荷開機方式調度方法和考慮現貨交易開機方式調度方法，限負荷開機方式調度方法開機臺數為16 臺成本最小，相比考慮現貨交易最少費用多624.2 萬元，相比考慮現貨交易開機方式調度方法同樣開機臺數為16 臺費用多617 萬元。考慮現貨交易開機方式調度方法最小成本更低，而且相同開機臺數下成本仍然更低，能夠促進電網精益化管理。

此外考慮現貨交易開機方式調度方法最少開機為12 臺，相比其他2 種方式開機臺數更少；以此開機方式調度方法對電力規劃建設進行指導，可以減少投資成本，提升社會綜合效能。

4 結論

原有的僅依靠火電調節的調度方法會產生較大新能源限電，限負荷開機方式調度方法會降低總成本，但隨著限負荷量增大總成本會超過原調度方法；考慮現貨交易開機方式調度方法可有效降低調用自備電廠和柔性負荷總成本，促進新能源消納。

表3 考慮現貨交易開機方式調度方法成本及調用電量

本文通過現貨交易下自備電廠、柔性負荷和深度調峰對多元融合高彈電網進行探討研究，具有一定實用價值。