基于改進的電力現(xiàn)貨交易下調度研究

樊國旗，樊國偉，劉昌東，藺 紅，王吉利，劉瑞豐，程 林，羅 慶，劉大貴,

(1.新疆大學電氣工程學院，新疆 烏魯木齊 834200；2.國網浙江省電力有限公司金華供電公司，浙江 金華 321001；3.國網新疆電力有限公司，新疆 烏魯木齊 830011；4.國家電網公司西北分部，陜西 西安 710048)

0 引 言

新能源在促進可持續(xù)發(fā)展和低碳社會轉型中發(fā)揮著重要作用[1-2]，但是由于新能源波動性對電力系統(tǒng)調峰帶來了巨大的壓力，導致了新能源限電[3-4]。電力市場建設特別是現(xiàn)貨交易開展可增加系統(tǒng)調峰能力減少新能源限電[1,5-6]。

文獻[7]設計了日內基于現(xiàn)貨交易下的發(fā)電調度系統(tǒng)。文獻[8]設計了新能源富集地區(qū)可再生能源現(xiàn)貨市場支持系統(tǒng)，從而促進新能源跨區(qū)消納和資源配置能力。文獻[9]在考慮多日負荷特性基礎上基于市場化方式實現(xiàn)了多日機組組合和日前出清。文獻[10]結合增量優(yōu)化模式和全電量優(yōu)化模式特點對中國電力現(xiàn)貨市場發(fā)展提出了建議。

針對以上文獻較少關注于現(xiàn)貨交易環(huán)節(jié)中激勵機制問題，下面基于“非價格歧視”對現(xiàn)貨交易中環(huán)節(jié)進行改進，增加現(xiàn)貨交易成員，解決現(xiàn)貨交易成員因價格歧視導致積極性不足的問題。此外，現(xiàn)貨交易成員增加可以增減系統(tǒng)調峰能力，減少新能源限電。然后，通過新疆某地區(qū)實際算例對比無現(xiàn)貨交易、原有現(xiàn)貨交易和改進現(xiàn)貨交易下的系統(tǒng)成本，驗證改進現(xiàn)貨交易下調度方法的有效性。

1 現(xiàn)貨交易成員

目前現(xiàn)貨交易包括火電機組深度調峰、自備電廠虛擬儲能、小工業(yè)負荷(和自備電廠負荷產業(yè)相同，由于負荷較小無自備電源)用戶側調峰。這里將采暖負荷也考慮在內，對原有的現(xiàn)貨交易成員進行補充。

1.1 火電機組深度調峰

火電機組通過深度調峰可以降低出力至最小技術出力之下，從而增大新能源消納。火電機組參與深度調峰現(xiàn)貨交易前后火電機組最小技術出力和新能源限電對比如圖1所示。

圖1 火電機組深度調峰參與現(xiàn)貨交易

1.2 自備電廠虛擬儲能

自備電廠虛擬儲能通過增減火電機組出力或負荷參與現(xiàn)貨交易。自備電廠減小出力(增大負荷)儲存電能，可促進新能源消納；自備電廠增大出力(減小負荷)釋放電能，可減小系統(tǒng)非計劃失負荷。自備電廠火電機組虛擬儲能在最小技術出力和最大技術出力之間，不參與深度調峰。圖2為自備電廠參與虛擬儲能現(xiàn)貨交易前后自備電廠出力和新能源限電對比，圖2中自備電廠負荷未參與虛擬儲能現(xiàn)貨交易。

圖2 自備電廠虛擬儲能參與現(xiàn)貨交易

1.3 小工業(yè)負荷用戶側調峰

小工業(yè)負荷無自備電源，通常根據(jù)系統(tǒng)峰谷電價制定生產計劃。目前，小工業(yè)負荷在峰電價時段參與用戶側調峰按照平電價結算，在平電價時段參與用戶側調峰按照谷電價結算。新疆峰電價時段為10:00—13:00和19:30—0:30，平電價時段為8:30—10:00和13:00—19:30,谷電價時段為0:30—8:30。圖3為小工業(yè)負荷用戶側調峰前后小工業(yè)負荷和新能源限電對比，圖3中小工業(yè)負荷僅在10:00—13:00時段新能源限電時負荷側調用參與現(xiàn)貨交易。

圖3 小工業(yè)負荷用戶側調峰參與現(xiàn)貨交易

1.4 采暖負荷參與現(xiàn)貨交易

目前現(xiàn)貨交易成員中未包含采暖負荷，為促進新能源消納，可將采暖負荷考慮到現(xiàn)貨交易中采用供暖機組和電鍋爐聯(lián)合運行。當新能源限電時，可減小供暖機組出力并同等增大電鍋爐功率，保持總供暖功率不變。圖4為采暖負荷參與現(xiàn)貨交易前后供暖機組出力和新能源限電對比。

圖4 采暖負荷參與現(xiàn)貨交易

2 現(xiàn)貨交易成交順序及改進

2.1 當前成交順序

當計劃不能滿足新能源實時消納需要開展現(xiàn)貨交易時，各交易成員按照“集中競價”方式進行；按照報價從低到高依次成交，報價成本在成交優(yōu)先順序中起到決定性作用。假設沒有激勵的自備電廠負荷虛擬儲能、小工業(yè)負荷谷電價時段和采暖負荷不參與現(xiàn)貨交易，則現(xiàn)貨成交順序如圖5所示。

圖5 現(xiàn)貨交易成交順序

2.2 改進后成交順序

在小工業(yè)負荷用戶側調峰規(guī)定中，峰、谷、平電價時段固定，激勵措施只在峰、平電價時段。在谷電價時段未有相應激勵措施，不能激勵小工業(yè)負荷谷電價時段負荷側調峰的積極性。

自備電廠虛擬儲能增減火電機組出力不能滿足系統(tǒng)需要時，需要增減負荷。然而自備電廠負荷虛擬儲能定價只有50元/MWh，產生“價格歧視”現(xiàn)象[12]?！皟r格歧視”指面對不同對象提供相同等級和質量的商品但定價不同。

提出將小工業(yè)負荷用戶側調峰谷電價時段調用、自備電廠負荷虛擬儲能、采暖負荷參與現(xiàn)貨交易按照“非價格歧視原則”激勵定價為152.5元/MWh，這個價格和小工業(yè)負荷用戶側調峰峰電價、平電價時段的激勵定價相同。

通過上述改進后現(xiàn)貨交易成交順序如圖6所示。

圖6 改進后現(xiàn)貨交易成交順序

3 現(xiàn)貨交易調度計劃

3.1 目標函數(shù)

調度目標：新能源限電量Wn.a最小，即

(1)

式中,Pn.a為新能源限電功率。

新電源限電和現(xiàn)貨交易總成本Cs為

Cs=Cn.a+Cf.d+Cv+C1+Ch

(2)

式中：Cn.a為新能源限電成本；Cf.d為公用火電機組深度調峰交易成本；Cv為自備電廠虛擬儲能交易成本；C1為小工業(yè)負荷用戶側調峰交易成本；Ch為采暖負荷交易成本。

新能源限電成本為

(3)

式中：cn.a為新能源限電單位成本；T為新能源限電時間。

火電機組深度調峰交易成本為

(4)

式中：Pf，d，i為公用火電機組參與深度調峰功率；cf，d，i為火電機組深度調峰交易單位成本，i=1，2分別表示1檔深度調峰和2檔深度調峰；T1為公用火電機組深度調峰時間。

自備電廠虛擬儲能交易成本為

(5)

式中：Pv，j為自備電廠虛擬儲能功率，j=1，2分別表示自備電廠火電機組和負荷參與虛擬儲能；cv，j為自備電廠虛擬儲能交易單位成本；T2為自備電廠虛擬儲能時間。

小工業(yè)負荷用戶側調峰交易成本為

(6)

式中：P1為小工業(yè)負荷用戶側調峰功率；c1為小工業(yè)負荷用戶側調峰單位交易成本；T3為小工業(yè)負荷用戶側調峰時間。

采暖負荷交易成本為

(7)

式中：Ph為采暖負荷交易功率；ch為采暖負荷交易單位成本；T4為采暖負荷交易時間。

3.2 約束條件

1)系統(tǒng)功率平衡約束

(8)

2)火電機組約束

機組出力Pf，i約束為

(9)

爬坡約束為：

(10)

(11)

4 算例分析

4.1 地區(qū)情況

新疆某地區(qū)負荷、新能源出力如圖7所示。非自備負荷為系統(tǒng)總負荷減去自備總負荷，非自備等效負荷為非自備負荷減去新能源功率。公用火電機組深度調峰負荷率為40%～50%時按照200元/MWh，負荷率小于40%時按照400元/MWh價格計算。峰電價為547.5元/MWh，平電價為395元/MWh,谷電價為242.5元/MWh，新能源限電成本為500元/MWh。

圖7 負荷和新能源曲線

火電機組參數(shù)如表1所示，其中1-2為公用火電機組，3-4為自備負荷1機組，5-6為自備負荷2機組；自備電廠負荷1、2最大功率600 MW，小工業(yè)負荷最大功率200 MW，調用時間不受限制。

表1 火電機組參數(shù)

4.2 現(xiàn)貨交易效益研究

無現(xiàn)貨交易、原現(xiàn)貨交易和改進現(xiàn)貨交易3種方案為線性混合整數(shù)規(guī)劃問題，采用lingo12計算。

無現(xiàn)貨交易時功率分配如圖8所示，小工業(yè)負荷和圖7相同無變化，采暖負荷機組功率參考文獻[12]。

圖8 無現(xiàn)貨交易功率分配

由圖8可知，自備電廠機組與采暖負荷機組有較大減少功率空間；由圖7可知小工業(yè)負荷和自備電廠負荷具有部分增大功率空間，可減少新能源限電。

原現(xiàn)貨交易下功率分配如圖9，采暖負荷機組功率和圖8相同。

圖9 原現(xiàn)貨交易功率分配

改進現(xiàn)貨交易下功率分配如圖10所示，自備機組34與自備機組56功率和圖9相同。

圖10 改進現(xiàn)貨交易功率分配

3種方案下新能源限電和調用如圖11所示，無現(xiàn)貨交易時無調用，圖中未畫出。

由圖11可知無現(xiàn)貨交易時新能源限電量為17 840.6 MWh，限電成本為892萬元；原現(xiàn)貨交易新能源限電量為3 906.7 MWh，限電成本為195.3萬元；改進現(xiàn)貨交易新能源限電量為514.4 MWh，限電成本為25.7萬元。

圖11 3種交易方案下新能源限電

原現(xiàn)貨交易和改進現(xiàn)貨交易下現(xiàn)貨交易對比如表2所示。

表2 原、改進現(xiàn)貨交易方式下交易對比

通過表2數(shù)據(jù)按公式(2)可計算出原現(xiàn)貨交易調用成本為145.8萬元，改進現(xiàn)貨交易成本為177.6萬元；由圖11和表2可計算出，改進現(xiàn)貨交易總成本為203.3萬元，相比原現(xiàn)貨交易成本(341.1萬元)減少137.8萬元，相比無現(xiàn)貨交易成本(892萬元)減少688.7萬元。

5 結 語

現(xiàn)貨交易可有效促進新能源消納，減少新能源限電，同時減少系統(tǒng)成本。

在原有現(xiàn)貨交易基礎上，加入新的(采暖負荷)交易成員，并按照“非價格歧視”原則對部分規(guī)則進行完善，從而客觀上間接增加交易成員(小工業(yè)負荷谷時段用戶側調峰、自備電廠負荷參與虛擬儲能)，增加系統(tǒng)的調峰能力，減少新能源限電。