考慮輔助服務含儲能區(qū)域電網(wǎng)運行優(yōu)化

孔昱凱 溫步瀛 唐雨晨

（1. 福州大學電氣工程與自動化學院，福州 350108；2. 國網(wǎng)福建省電力有限公司經濟技術研究院，福州 350012）

0 引言

隨著儲能相關技術的不斷發(fā)展，儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中的應用更加廣泛，其對電網(wǎng)的重要性也日益提高[1-3]。負荷側儲能通過低儲高放、充當應急備用電源、平抑電網(wǎng)波動[4-5]等提升電能質量；電網(wǎng)側儲能通過削峰填谷[6-7]、調節(jié)網(wǎng)絡傳輸能力、增加電網(wǎng)備用等提高電網(wǎng)運行穩(wěn)定性；電廠側儲能通過促進可再生能源消納[8-9]、平滑出力、降低棄風棄光現(xiàn)象等提升電網(wǎng)運行經濟性。儲能系統(tǒng)因其自身反應迅速、調節(jié)靈活的特性在電網(wǎng)中提供不同的服務，已成為電力網(wǎng)絡中不可或缺的一部分。

目前，我國有關儲能系統(tǒng)在電網(wǎng)中的運行政策并不完善，相關的市場化體系仍在逐步搭建，而儲能的運行方式大多為單一市場交易，即儲能系統(tǒng)僅參與某一種市場交易模式，諸如能量市場或調頻輔助服務市場。該模式簡單便捷，但并未充分發(fā)揮儲能的調節(jié)能力。國外的儲能電站已經形成較為完善的市場化機制，存在聯(lián)合市場交易模式，即儲能系統(tǒng)在同一時間內同時參與能量市場、輔助服務市場的模式。文獻[10]從能量、備用市場角度出發(fā)，提出兩階段出清模型，實現(xiàn)了日前日內的有效過渡。文獻[11]考慮系統(tǒng)中各資源最優(yōu)分配，并以系統(tǒng)成本最小為目標構建模型，但未注重儲能系統(tǒng)在輔助服務市場中的貢獻。文獻[12]考慮儲能參與電力市場直接收益與間接收益，并以此建立考慮多目標的儲能優(yōu)化配置雙層決策模型。上述文獻均將儲能電站視為電網(wǎng)的能量、備用資源，未考慮到儲能電站參與輔助服務市場的優(yōu)越性。

針對該問題，文獻[13]考慮儲能參與能量、調頻市場，分析其出清電價耦合性，并提出考慮調頻的市場出清模型。文獻[14]中儲能電站參與二次調頻與可再生能源協(xié)調運行，以此構建風儲優(yōu)化模型，在提高儲能利用率的同時，增加風儲聯(lián)合運行效益。文獻[15]針對儲能電站反應迅速的特性，建立儲能跟蹤自動發(fā)電控制（automatic generation control,AGC）變化的調度模型。文獻[16-17]考慮儲能與可再生能源的協(xié)調運行，量化儲能系統(tǒng)運行收益，降低系統(tǒng)總運營成本。上述文獻中儲能系統(tǒng)參與調頻服務，但未考慮儲能系統(tǒng)同時參與調峰服務、調頻服務與能量市場的運行模式。

綜上所述，儲能電站以聯(lián)合市場交易模式參與運行，是電網(wǎng)運行的必然趨勢。本文考慮區(qū)域電網(wǎng)運行過程中儲能系統(tǒng)對區(qū)域電網(wǎng)運行的作用，考慮儲能電站同時參與調峰服務、調頻服務、能量市場運行，從日前與日內兩個角度出發(fā)，以區(qū)域電網(wǎng)運行收益最大化為目標，構建區(qū)域電網(wǎng)運行優(yōu)化模型，并通過算例分析儲能不同運行模式、運行狀態(tài)對區(qū)域電網(wǎng)運行的影響。

1 求解思路

區(qū)域電網(wǎng)運行過程中，儲能系統(tǒng)可提供多種多樣的服務，包括參與輔助服務市場、控制系統(tǒng)頻率、儲能系統(tǒng)與可再生能源的協(xié)調運行等。其中，可再生能源的不確定性與波動性是造成電網(wǎng)頻率不穩(wěn)定的重要因素，通常通過預留一定百分比備用容量予以應對，這種方法相對粗放、保守，并在一定程度上增加了備用成本，儲能系統(tǒng)可以更有效地解決上述問題。本文考慮獨立儲能電站，通過其參與輔助服務市場，可有效提升電網(wǎng)運行的穩(wěn)定性與經濟性。

對于某一區(qū)域電網(wǎng)而言，調峰與調頻是由調度根據(jù)出力曲線進行調節(jié)，儲能系統(tǒng)也是備用容量，參與調峰調頻服務可以帶來一定的經濟效益。除儲能系統(tǒng)外，區(qū)域電網(wǎng)中各機組也參與調峰調頻，均在一定范圍內提供相應的備用容量來滿足電網(wǎng)的需求。

根據(jù)文獻[18]中關于備用響應時間的劃分，調峰的時間間隔一般為h 級，調頻的時間間隔為min級，以此進行調峰與調頻的劃分。結合電網(wǎng)運行中日前與日內運行的預測功率的偏差，本文將區(qū)域電網(wǎng)的優(yōu)化過程分為兩部分，日前優(yōu)化以1h 為時間間隔，主要考慮調峰輔助服務市場；日內以15min 為時間間隔，在日前優(yōu)化的基礎上進行調頻輔助服務以滿足電網(wǎng)的需求。具體的求解流程如圖1 所示。

圖1 求解流程

在日前優(yōu)化過程中，電網(wǎng)系統(tǒng)參與調峰輔助服務，根據(jù)負荷與可再生能源的預測曲線，優(yōu)化儲能與機組的計劃運行狀況。

日內優(yōu)化過程中，在日前優(yōu)化的基礎上，考慮可再生能源與負荷的預測偏差，通過調節(jié)儲能剩余的容量與調頻機組，進一步優(yōu)化儲能與機組的出力情況，并根據(jù)最終的運行曲線，確定區(qū)域電網(wǎng)的運行方案。

2 目標函數(shù)

2.1 日前優(yōu)化

日前優(yōu)化中，以1h 為時間間隔，儲能電站以聯(lián)合市場交易模式（同時參與調峰服務與能量市場）運行，考慮可再生能源消納、火電機組調峰等因素，制定區(qū)域電網(wǎng)日前運行方案。

1）目標函數(shù)

針對區(qū)域電網(wǎng)的日前優(yōu)化，以區(qū)域電網(wǎng)運行經濟性最優(yōu)為目標。利用儲能降低機組參與深度調峰的情況，并增大可再生能源利用率。綜上，區(qū)域電網(wǎng)運行經濟性以區(qū)域電網(wǎng)日前運行總效益Fs最大為目標，包括可再生能源運行收益、儲能電站運行收益、火電機組運行收益及外購電成本，構建優(yōu)化模型為

（1）可再生能源的運行收益F1

式中：PW(t) 為風電上網(wǎng)功率；ptime(t)為t時段峰谷電價；Δt為時間間隔；T為運行周期。

（2）電化學儲能運行收益F2

儲能同時參與能量市場與調峰輔助服務。

式中：PB,dis(t)、PB,cha(t)為t時段的儲能系統(tǒng)充、放電功率；PB,cost為儲能系統(tǒng)運行成本。

式中，Ps為儲能電站單位電量運行損耗。

（3）火電機組運行收益F3

火電機組的運行獲利包括上網(wǎng)電量收益Fen,n(t)與深度調峰的補償收益Fdeep,i,n(t)，運行成本包括燃料成本Ffuel,n(t)與深度調峰損耗Floss(t)。

①火電機組運行電量收益

式中：PG,n(t)為t時段第n臺火電機組出力；ponline為火電機組上網(wǎng)電價；N為火電機組臺數(shù)。

②火電機組深度調峰分段補償收益

式中：I為深度調峰區(qū)間集合；λi,min,n為第n臺深度調峰階段i最大負荷率；PGN,n為第n臺火電機組的額定容量；pdeep,i為階段i深度調峰補償單價。

③火電機組運行成本

常規(guī)調峰階段，機組運行成本主要為燃料成本

式中：pcoal為燃料價格；a、b、c為火電機組耗量特性函數(shù)的系數(shù)。為便于計算分析，將二次函數(shù)式分段線性化為分段的一次函數(shù)進行表示。

④機組損耗成本

深度調峰階段，除了燃料成本外，機組成本還包括損耗成本和投油成本，即

其中損耗成本為

式中：Loss為火電機組運行損耗系數(shù)；Cth,n為火電機組的購買成本；Zth,n(t)為t時段第n臺火電機組的轉子致裂周次，該值與機組出力有關，即

投油成本為

式中：poil為油價；On(t)為t時段第n臺火電機組的投油量。

（4）外購電成本F4

式中，Pbuy(t)為區(qū)域電網(wǎng)與主網(wǎng)連接線傳輸功率。

2）約束條件

（1）功率平衡約束

式中：PL(t)為t時段的負荷功率；PB(t)為t時段的儲能充放電功率；Pbuy(t)為外購電功率。

（2）儲能系統(tǒng)約束

①功率約束

由于儲能同一時段只能有一種狀態(tài)，引入二進制變量對其充放電狀態(tài)進行約束，即

式中：Ucha(t)、Udis(t)均為0-1 變量，Ucha(t)取值為1代表儲能處于充電狀態(tài)，Udis(t)取值為1 代表儲能處于放電狀態(tài)；PB,chamax、PB,dismax為儲能充、放電的最大功率。

②荷電狀態(tài)約束

將儲能的剩余能量定義為荷電狀態(tài)（state of charge, SOC），其數(shù)值為儲能剩余容量和額定容量的比值。充放電時要考慮剩余電量，則荷電狀態(tài)約束為

式中：SOC(t)為t時段儲能荷電狀態(tài)；EB(t)為t時段儲能剩余儲存能量；EBN為儲能額定容量；SOCmin、SOCmax為荷電狀態(tài)最小值、最大值。

③儲能系統(tǒng)SOC 與充放電功率的關系

式中，ηc、ηd分別為儲能充、放電效率。

④末狀態(tài)約束

式中，SOC(T)、SOC(1)為決策范圍內電化學儲能初始和末尾時段的荷電狀態(tài)。

（3）可再生能源的出力約束

式中，PWmax為可再生能源的出力上限。

（4）連接線路的傳輸約束

式中，Pbuymax為與主網(wǎng)聯(lián)絡線交互功率上限。

2.2 日內優(yōu)化

而隨著時間的不斷推進，對可再生能源與負荷的預測準確性也不斷提高，為了適應負荷與可再生能源發(fā)電的不確定性，需要各電源參與調頻服務，以保證電網(wǎng)的平穩(wěn)運行，日內優(yōu)化取15min 為時間間隔，以日前優(yōu)化中確定儲能系統(tǒng)日前充放電計劃與調峰機組的運行狀況為基礎進行。

儲能電站參與調頻輔助服務市場的收益分為兩部分，即備用收益與里程收益。備用容量是指儲能功率介于最大充、放電功率之間時具有的上、下可調動裕量，如圖2 所示，某時段儲能參與調峰輔助服務的運行出力為P1，此時儲能仍可以向上調節(jié)P2c，向下調節(jié)P2d參與調頻輔助服務市場。對于里程收益，目前或使用實際運行數(shù)據(jù)，或采用歷史數(shù)據(jù)確定其余備用容量的比例，這里通過參與調頻運行電量進行計算。儲能系統(tǒng)同時參與調頻服務與能量市場，以充分調動儲能的調節(jié)能力，提高儲能系統(tǒng)運行收益。

圖2 調頻備用容量

1）目標函數(shù)

以日內運行收益最高為目標，目標函數(shù)為

式中：Ff為日內運行總效益；FGf,n為調頻機組參與調頻運行效益；FBf為儲能系統(tǒng)參與調頻服務與能量市場的運行效益。

（1）儲能電站運行收益FBf

式中：PBf,r(t)為t時段儲能系統(tǒng)參與調頻備用的充放電功率；PBfs(t)、PBfx(t)為t時段儲能系統(tǒng)調頻過程中充、放電功率；pfr為調頻容量補償價格；pfl為調頻里程補償價格。運維成本與前文一致。

（2）調頻機組運行收益FGf,n

①火電機組運行電量收益

②火電機組調頻收益

式中：PG,nr調頻火電機組備用容量；PG,nl調頻火電機組調頻里程。

③第n臺火電機組運行成本

主要為燃料成本，見式（8）。

2）約束條件

（1）功率平衡約束

電化學儲能系統(tǒng)參與調峰的常規(guī)機組出力、儲能出力、可再生能源及負荷功率之間的功率平衡。

式中：ΔPL(t)為t時段的負荷的預測誤差；ΔPW(t)為t時段的風電的預測誤差。

（2）儲能系統(tǒng)約束

儲能系統(tǒng)的約束與日前優(yōu)化目標中的儲能約束相同，這里不再贅述，具體如式（15）～式（19）所示。

2.3 模型求解

上述模型中存在0-1 變量與整數(shù)變量相乘，或分段函數(shù)等非線性部分，通過文獻[19]中的線性化方式將其線性化處理后，利用商業(yè)優(yōu)化軟件CPLEX與YALMIP 求解工具箱在Matlab 中編程求解。

3 算例分析

3.1 算例參數(shù)

本文以某虛擬區(qū)域電網(wǎng)為例進行計算，區(qū)域電網(wǎng)中包括儲能電站、燃煤火電機組、可再生能源發(fā)電廠與負荷。由于電廠側儲能的部分收益歸算到火電機組側，無法明確計算儲能的收益，本文儲能設置為電網(wǎng)側的獨立儲能裝置。本文負荷上限為200MW·h，風電機組的最大發(fā)電量為40MW·h，火電機組的最大出力為100MW·h，儲能系統(tǒng)參數(shù)和火電機組參數(shù)分別見表1 和表2。典型日負荷、風電出力日前預測曲線如圖3 所示。日內預測誤差主要為可再生能源與負荷的不確定性影響所致，本文通過在日前預測曲線疊加正態(tài)分布的白噪聲模擬預測誤差。

表1 儲能系統(tǒng)參數(shù)

表2 火電機組參數(shù)

圖3 典型日負荷、風電出力日前預測曲線

儲能電站設定不同的工作模式，在深充深放模式下，在調峰交易的初始階段，儲能處于最小荷電狀態(tài)，在交易周期內，儲能進行單次充電，當儲能系統(tǒng)處于最大荷電狀態(tài)時停止充電。在淺充淺放模式下，儲能在每個交易日的初始運行荷電狀態(tài)要求其SOC 在0.5 左右波動。

火電機組在正常調峰范圍之外，采用分層報價確定其深度調峰補償，以機組有償調峰基準負荷率為起點，采用下調容量比例形式報價。以下調機組5%的額定容量比例作為一個報價區(qū)間，隨調峰深度增加依次遞增報價，而深度調峰到達一定程度需要進行投油。設置火電機組有償調峰補償基準負荷率為60%，投油調峰的負荷率為45%。有償調峰補償價格見表3。

表3 有償調峰補償價格表

針對調頻過程，調頻里程與調頻容量的報價分別取12 元/(MW·h)、960 元/MW/月進行計算。

研究對象所在區(qū)域售電分時電價見表4。

表4 售電分時電價

3.2 算例分析

1）不同運行模式對比

儲能在區(qū)域電網(wǎng)中以不同運行目標運行的收益不同，見表5。

表5 不同運行目標收益計算

為了體現(xiàn)儲能系統(tǒng)不同運行目標所帶來的經濟效益的差異，設置對比場景進行分析：①場景1，儲能電站僅參與能量市場；②場景2，儲能電站參與調峰服務、能量市場；③場景3，儲能電站參與調頻服務、能量市場；④場景4，儲能電站參與調頻服務、調峰服務、能量市場多目標的角度出發(fā)，優(yōu)化儲能運行。

對比不同的儲能運行模式對運行效益、儲能利用效率的影響，分析儲能參與運行的效益。上述不同場景中，儲能的收益計算方式并不相同，計算儲能電站參與不同運行目標收益見表6。

表6 場景1、場景2、場景3、場景4 優(yōu)化結果

從系統(tǒng)運行的角度出發(fā)，由場景1 與場景2、場景3、場景4 的對比看出，儲能在能量市場的基礎上，參與調峰輔助服務市場或調頻輔助服務市場時，其運行總收益均有一定的下降（-0.28 萬元、-15.69 萬元），儲能以多目標運行時，系統(tǒng)總的運行收益增加（+0.58 萬元），表明考慮多目標運行的優(yōu)化方式有利于提升系統(tǒng)運行效益；外購電的收益中場景4 略大于場景3，處于較低的水平，表明考慮多目標運行的優(yōu)化方式有利于降低聯(lián)絡線路的傳輸功率；可再生能源收益方面，場景4 大于場景3，多目標運行可適度提升可再生能源的消納。綜合考慮，儲能以多目標運行是更優(yōu)的選擇。

從儲能自身的角度出發(fā)，場景3 的運行電量最小，場景1、場景2 至場景4 中運行電量逐步降低，場景4 中的儲能運行電量較小，表明同時參與多個不同運行目標的情況下，有效降低運行電量，提升運行效率；而場景3 中儲能運行電量較低，加上從成本收益中看出，儲能參與調頻有額外的補償，場景3 中儲能的運行效益遠大于其他場景，就目前而言，儲能參與調頻自身獲利最大。

綜合來看，儲能系統(tǒng)參與不同的市場交易模式帶來的運行收益不同，而儲能系統(tǒng)以聯(lián)合市場交易模式參與運行，可充分利用不同市場之間時間差異性，充分調度儲能電站的調節(jié)能力，增加儲能電站參與不同市場的運行量，提升儲能電站的利用率，為系統(tǒng)穩(wěn)定運行提供優(yōu)質服務，同時降低聯(lián)絡線傳輸功率，提升可再生能源的消納量，增加系統(tǒng)運行的經濟性與穩(wěn)定性。

2）儲能不同運行狀態(tài)對比

目前，儲能系統(tǒng)參與調頻輔助服務市場有補償機制，推動儲能系統(tǒng)參與調頻市場。儲能參與調峰輔助服務市場時，系統(tǒng)總運行成本也有下降，也應給予相應補償，以激勵儲能參與調峰輔助服務市場。本文增加儲能參與輔助服務補償以促進儲能參與調峰服務，分析儲能調峰補償對于儲能運行優(yōu)化的影響，統(tǒng)一采取500 元/(MW·h)時的補償價格。并考慮儲能系統(tǒng)不同的運行狀態(tài)，增設3 個場景，分析儲能調峰補償、狀態(tài)改變對儲能運行的影響。

場景5 為在儲能多目標優(yōu)化的基礎上，考慮儲能調峰補償進行系統(tǒng)優(yōu)化。

場景6 中進一步對儲能進行限制，令儲能在淺充淺放的狀態(tài)下運行，第一階段充放電深度50%～75%，第二階段充放電深度50%～75%。

場景7 為電池儲能電站深充深放的運行狀態(tài)，第一階段充放電深度75%～90%，第二階段充放電深度50%～75%。不同場景優(yōu)化結果見表7。

表7 場景4、場景5、場景6、場景7 優(yōu)化結果

對比場景4、場景5 可以看出，在儲能調峰補償顯著增加系統(tǒng)運行收益，刺激儲能參與調峰過程，儲能運行電量提升，同時其運行收益顯著增加；對比場景6 和場景7，場景7 儲能以深充深放的運行模式運行，會導致運行電量的小幅度上升（1.92%），增加儲能運行成本，但儲能運行收益增長約50%，反而場景6 中儲能電站以淺充淺放的狀態(tài)運行導致經濟性下降，表明深充深放的運行模式經濟性更好。

綜上所述，增加儲能調峰補償后，可以提升儲能參與調峰的積極性，而深充深放的模式在提升儲能利用率的同時，增加區(qū)域電網(wǎng)運行效益，可以參照火電機組深度調峰梯級補償政策，制定儲能參與調峰梯級補償措施，充分發(fā)揮儲能運行的特性，提升區(qū)域電網(wǎng)運行經濟性與穩(wěn)定性。

4 結論

由于儲能系統(tǒng)具有響應速度快、調節(jié)范圍廣等優(yōu)點，其已經成為電力系統(tǒng)中不可缺失的一部分，而目前儲能系統(tǒng)運行方式單一，并未發(fā)揮儲能系統(tǒng)運行全部潛力。本文考慮儲能電站同時參與調峰服務、調頻服務、能量市場聯(lián)合市場交易，從日前日內兩個時間尺度構建含儲能區(qū)域電網(wǎng)優(yōu)化模型，并通過算例分析證明所提方案有效性，得到以下結論：

1）聯(lián)合市場交易模式是儲能系統(tǒng)未來的發(fā)展趨勢，本文所提的儲能系統(tǒng)同時參與調峰服務、調頻服務與能量市場的運行模式，可以提升儲能電站的利用率，并增加區(qū)域電網(wǎng)的運行效益。

2）目前儲能參與調頻輔助服務收益較高，導致儲能更偏向于調頻輔助服務，需建立調峰服務補償機制，促進儲能電站參與調峰服務，更充分地發(fā)揮儲能電站參與輔助服務市場的潛力。

3）儲能電站深充深放的運行狀態(tài)，更有利于區(qū)域電網(wǎng)的經濟性?？蓞⒖蓟痣姍C組深度調峰補償，構建儲能電站調峰梯級補償機制，進一步提升儲能電站容量的利用率。