多類型電源參與的調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型

李聰，何勇琪，宋麗珠，吳清玉，余加喜，付艷蘭

（海南電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，海南 海口 570203）

《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)〔2015〕9號）》印發(fā)以來，標(biāo)志著新一輪的電力體制改革工作拉開帷幕[1]。各省積極探索和實踐電力市場化改革，初步建立了涵蓋年、季、月交易周期，包括雙邊協(xié)商、集中競價、合同轉(zhuǎn)讓等交易品種的中長期電力交易市場，形成了一套電力市場工作體系，具備一定的市場基礎(chǔ)。但目前市場交易體系尚不完整，中長期電力市場僅開展電量交易，缺少彌補發(fā)用電偏差的市場手段和反映電力價值、市場供需變化的實時市場[2-3]。

近年來，國內(nèi)外已有一些文獻致力于電力市場建設(shè)及交易機制研究。文獻[4]提出電力市場環(huán)境下短期發(fā)電計劃模型研究，日前發(fā)電計劃結(jié)果經(jīng)過日內(nèi)計劃和實時計劃兩個周期的修正后執(zhí)行，最終依靠自動發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）機組負(fù)責(zé)平衡；文獻[5-6]采用“中短期結(jié)合+機組組合”的決策模式，決策目標(biāo)為購電費用最小化。

上述文獻主要通過利用AGC、考慮機組組合優(yōu)化、中短期計劃優(yōu)化等措施促使日前電能市場中電量大致完全平衡，減小實時平衡市場的交易次數(shù)及交易量。但在實際調(diào)度過程中，大規(guī)模風(fēng)電接入造成負(fù)荷峰谷差增大，電網(wǎng)調(diào)峰形勢依然嚴(yán)峻，電網(wǎng)調(diào)峰問題等亟需借助實時市場手段解決[7]。目前，在現(xiàn)有文獻中也提出了許多電力市場環(huán)境下通過滾動修正日內(nèi)發(fā)電計劃解決電網(wǎng)調(diào)峰問題的方法。文獻[8-9]提出電力市場條件下，以月售電合同為基礎(chǔ)、電量偏差最小目標(biāo)和參考機組報價曲線等方式編制日發(fā)電計劃滾動修正日內(nèi)發(fā)電計劃解決電網(wǎng)調(diào)峰問題；文獻[10]提出節(jié)能發(fā)電調(diào)度模式下依據(jù)兩個細(xì)則補償電廠調(diào)峰機制；文獻[11]提出了一種考慮常規(guī)機組日內(nèi)電量目標(biāo)的調(diào)峰市場模型。以上文獻在電力市場環(huán)境下通過優(yōu)化日內(nèi)發(fā)電計劃方法解決電網(wǎng)調(diào)峰問題，但隨著電網(wǎng)調(diào)峰壓力的不斷增加，部分煤電機組繼續(xù)挖掘深調(diào)潛力，甚至以啟停調(diào)峰形式參與電網(wǎng)日調(diào)峰，存在調(diào)峰容量較少且造成調(diào)峰成本大幅增加的問題。

當(dāng)前核電機組具備最大調(diào)峰深度為70%的負(fù)荷跟蹤能力參與電網(wǎng)調(diào)峰[12-13]，調(diào)峰性能和運行方式已有充分的論證和系統(tǒng)深入的分析[14-15]，但考慮到核電機組運行特性及風(fēng)險，核電機組參與調(diào)峰運行必須滿足一定的安全約束條件[16-17]。本文對核電機組參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場進行分析，建立多類型電源參與的調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型。

1 調(diào)峰輔助服務(wù)市場

1.1 調(diào)峰輔助服務(wù)市場定義

調(diào)峰輔助服務(wù)是指并網(wǎng)發(fā)電機組能夠根據(jù)電網(wǎng)的調(diào)峰需求而有計劃地、按照一定調(diào)節(jié)速度調(diào)節(jié)發(fā)電出力、改變機組運行狀態(tài)所提供的調(diào)節(jié)服務(wù)[18]。機組平均負(fù)荷率不小于有償調(diào)峰基準(zhǔn)的調(diào)峰服務(wù)屬于機組承擔(dān)的基本義務(wù)，由調(diào)度機構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運行需要無償調(diào)用；平均負(fù)荷率小于有償調(diào)峰基準(zhǔn)時獲得輔助服務(wù)補償。一般情況下，煤電、核電有償調(diào)峰基準(zhǔn)[18]分別為平均負(fù)荷率50%和75%，其中，平均負(fù)荷率是指煤電、核電機組在交易統(tǒng)計周期內(nèi)單位時刻負(fù)荷率的平均值。平均負(fù)荷率=統(tǒng)計周期內(nèi)的單位時刻發(fā)電功率之和/（時刻數(shù)量×機組容量）×100%。

1.2 核電參與調(diào)峰運行方式

考慮核電機組性能和安全性，調(diào)峰深度、功率調(diào)節(jié)速度和調(diào)峰時間均有一定限制，其基本原則為：核電有償調(diào)峰基準(zhǔn)為75%，考慮核電安全性調(diào)峰深度為50%，最大有償調(diào)峰容量為機組額定功率的25%；線性升降速率為機組額定功率的0.25%～5%，時間為1～3 h，為了降低核電機組損耗每天允許升降次數(shù)各為1次；滿功率及低功率狀態(tài)下的持續(xù)穩(wěn)定運行時間不低于2 h。

核電機組日前進行調(diào)峰報價進入市場，提前降出力至有償調(diào)峰基準(zhǔn)75%負(fù)荷率，并采用“H-S-L-S”方式進行電網(wǎng)負(fù)荷跟蹤，其中“H小時”和“L小時”分別為滿功率（即75%負(fù)荷率）、低功率運行狀態(tài)下的持續(xù)時間，需滿足核電滿功率及低功率狀態(tài)下的持續(xù)穩(wěn)定運行時間不低于2 h條件，“S小時”為升降負(fù)荷時間，需滿足線性升降時間為1～3 h條件。例如核電總出力Pl采用“12-1-10-1”方式進行電網(wǎng)日負(fù)荷S1跟蹤，如圖1所示。

圖1 核電參與電網(wǎng)日負(fù)荷跟蹤的方式Fig.1 Mode of nuclear power participating in daily load tracking of power grid

2 調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型

2.1 調(diào)峰輔助服務(wù)市場目標(biāo)函數(shù)

根據(jù)調(diào)峰輔助服務(wù)市場特點，優(yōu)先滿足系統(tǒng)的負(fù)荷平衡條件，在各發(fā)電機組的出力允許范圍內(nèi)按調(diào)峰輔助服務(wù)市場報價進行負(fù)荷分配，使電網(wǎng)調(diào)峰成本最低，建立目標(biāo)函數(shù)為

式中：fi，t為煤電機組i在時段t的調(diào)峰服務(wù)費用；fj，t為核電機組j在時段t的調(diào)峰服務(wù)費用；N為煤電機組數(shù)量；M為核電機組數(shù)量；T為調(diào)峰時段。

系統(tǒng)功率平衡約束為

式中：Po，t為系統(tǒng)在時段t的負(fù)荷；Pi，t，Pj，t分別為煤電機組i和核電機組j在時段t的實際出力。

機組出力上、下限約束為

式中：Pimin，Pjmin分別為煤電機組i和核電機組j的最小出力；Pimax，Pjmax分別為煤電機組i和核電機組j的最大出力。

機組爬坡約束為

式中：rimax，rimin分別為煤電機組i的爬坡上、下界；rjmax，rjmin分別為核電機組j的爬坡上、下界。

針對煤電和核電兩類機組調(diào)峰輔助服務(wù)的分段報價調(diào)峰服務(wù)約束為

同時，式（1）中的調(diào)峰服務(wù)費用fi，t，fj，t為

式中：ci，k，cj，k分別為煤電機組i和核電機組j第k段深度調(diào)峰所對應(yīng)的報價。

考慮乘以1/4是因為日內(nèi)滾動考慮15 min一個時段。保證優(yōu)先調(diào)用第1段調(diào)峰資源，第1段調(diào)峰資源用盡后再調(diào)用第2段調(diào)峰資源，以此類推，保證了調(diào)度深度和調(diào)峰資源邏輯上的合理性。

2.2 核電機組運行約束及調(diào)峰能力

核電機組采用“H-S-L-S”的方式和“75%-（50%～75%）-75%”的幅度參與電網(wǎng)調(diào)峰運行。第j臺核電機組時段t的功率可表達為

任一時段核電機組有且只有一個功率水平：

式中：hj，t，lj，t，sj，t為機組時段t的運行狀態(tài)標(biāo)志，分別為核電機組滿負(fù)荷率運行狀態(tài)、低功率運行狀態(tài)和升降功率運行狀態(tài)，為{0，1}變量；Pj，s為升降功率運行狀態(tài)s對應(yīng)的升降功率水平。

核電機組經(jīng)線性升/降功率至滿/低功率工況后，需持續(xù)穩(wěn)定運行一定時間以上，其滿功率、低功率持續(xù)運行時間約束可表達為

式中：Th為滿功率最小持續(xù)運行時間，一般為2 h；Tl為低功率最小持續(xù)運行時間，一般為2 h。

2.3 基于市場條件的調(diào)峰策略

在電網(wǎng)負(fù)荷下降過程，計算時段t的調(diào)峰需求S，比較煤電機組與核電機組調(diào)用費用，其中ci，max為煤電機組最高報價，cj，min為核電機組最低報價，可分以下情況：

優(yōu)先調(diào)用煤電機組，當(dāng)其全部調(diào)峰資源調(diào)用完，再按核電機組報價序位調(diào)用其調(diào)峰資源。在負(fù)荷爬坡時段，核電機組低功率工況時間滿足式（10）時加大核電機組出力，再加大報價低的煤電機組出力，否則優(yōu)先加大煤電機組出力。

2.4 基于市場條件的調(diào)峰策略流程圖

基于市場條件的調(diào)峰策略流程如圖2所示。

圖2 基于市場條件的調(diào)峰策略流程Fig.2 Flow chart of peak shaving strategy based on market conditions

3 算例分析

南方某省區(qū)電網(wǎng)有10臺煤電機組、2臺核電機組，煤電、核電機組運行數(shù)據(jù)以及調(diào)峰輔助服務(wù)分段報價[18]范圍如表1～表3所示。本文提出的調(diào)峰模型應(yīng)用于某天電網(wǎng)負(fù)荷低谷時段（一般為01∶30～06∶30，總共20個時段，每個時段15 min）進行調(diào)峰，當(dāng)天機組分檔報價如表4所示。

表1 電網(wǎng)煤電、核電機組運行數(shù)據(jù)Tab.1 Operating datas of power grid coal power and nuclear power units

表2 煤電分檔報價范圍[18]Tab.2 The graded quotation range for coal units

表3 核電機組分檔報價范圍[18]Tab.3 The graded quotation range for nuclear power units

表4 煤電、核電機組分檔模擬報價Tab.4 The simulation of graded quotation for coal and nuclear power units元·（MW·h）-1

電網(wǎng)低谷調(diào)峰時段1～20：在時段1～6，核電12機組出力P12以負(fù)荷率75%穩(wěn)定運行，在時段7～9降至負(fù)荷率66.6%（50%～75%），并在時段10～17穩(wěn)定運行滿足2 h約束，隨后在時段18～19依據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷逐步升至75%，升降速率均在1 h內(nèi)，整個過程采用“75%-（50%～75%）-75%”方式滿足核電機組調(diào)峰速率、調(diào)峰深度和調(diào)峰時間約束等運行條件，如表5、圖3所示（每時段15 min）。核電機組以75%負(fù)荷率帶基核運行，在電網(wǎng)低谷時段不參與調(diào)峰，煤電機組調(diào)峰情況如表6所示。

表5 考慮核電調(diào)峰的機組各時段發(fā)電功率Tab.5 Power generation of units in each period considering nuclear power peak shaving MW

表6 不考慮核電參與調(diào)峰的機組各時段發(fā)電功率Tab.6 Power generation of units in each period without considering nuclear power peak shaving MW

圖3 核電參與調(diào)峰的運行方式Fig.3 Operation mode of nuclear power participating in peak shaving

2臺核電機組進入調(diào)峰市場，調(diào)峰容量增加330 MW，且核電機組第1檔報價比各煤電機組第2檔價格低，煤電機組7，8，9，10只需深度調(diào)節(jié)第1檔即可滿足調(diào)峰需求，調(diào)峰電源的多樣化和調(diào)峰容量的增加，一定程度上緩解了煤電機組調(diào)峰壓力，電網(wǎng)調(diào)峰時段煤電機組總出力如圖4所示。圖4中，在時段3～13核電參與調(diào)峰后煤電總出力即增加60 MW左右。2臺核電機組參與調(diào)峰，電網(wǎng)調(diào)峰容量可增加330 MW，更好地解決了夜間風(fēng)電逆調(diào)峰問題，在時段10～17核電調(diào)峰量P3和風(fēng)力發(fā)電出力S2趨勢基本符合，如圖5所示。

圖4 電網(wǎng)調(diào)峰時段煤電機組總出力Fig.4 Total power output of coal power unit during peak shaving time

圖5 核電調(diào)峰量與風(fēng)電發(fā)電關(guān)系Fig.5 The relationship between nuclear power peak regulation and wind power generation

不考慮核電參與調(diào)峰的機組調(diào)峰量如表7所示：核電機組以75%負(fù)荷率帶基核運行，僅調(diào)用煤電機組進行調(diào)峰，煤電機組7～10調(diào)用第2檔調(diào)峰資源才滿足時段10～17的深度調(diào)峰需求。按照表4的機組報價，產(chǎn)生的調(diào)峰成本為28 982元。核電機組參與電網(wǎng)調(diào)峰如表8所示，核電11，12機組第1檔報價低于煤電機組第2檔報價，煤電機組只調(diào)用第1檔的深調(diào)容量，剩下由核電12機組調(diào)峰。按照表4報價，產(chǎn)生的調(diào)峰成本為21 110元，調(diào)峰成本相比前者降低7 872元。核電機組參與調(diào)峰，不僅增加電網(wǎng)調(diào)峰容量330 MW，而且增加調(diào)峰市場競爭，有效降低了電網(wǎng)調(diào)峰運行成本。兩種調(diào)峰策略指標(biāo)對比如表9所示。

表7 不考慮核電參與調(diào)峰的機組調(diào)峰量Tab.7 The peak shaving amount of units without considering nuclear power cipateMW

表8 考慮核電參與調(diào)峰的機組調(diào)峰量Tab.8 The peak shaving amount of units considering nuclear power cipate MW

表9 兩種調(diào)峰策略指標(biāo)對比Tab.9 The comparison of two peak regulation strategies

4 結(jié)論

本文提出多類型電源參與的調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型，以調(diào)峰成本最小為目標(biāo)，考慮核電機組調(diào)峰速率、調(diào)峰深度和調(diào)峰時間等運行約束條件，充分利用多類型電源的調(diào)峰能力，緩解了煤電機組單一調(diào)峰壓力；其次，核電機組參與調(diào)峰強化調(diào)峰市場競爭，有效降低了電網(wǎng)調(diào)峰成本；最后通過實際電網(wǎng)算例驗證了本文模型的有效性、經(jīng)濟性和實用性，為電網(wǎng)進一步實現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)市場模擬運行提供一定的參考。