考慮備用共享的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型

劉政，雷少鋒，王清亮，李云達，任惠，盧錦玲

(1.河北電力交易中心有限公司, 石家莊市 050011；2.華北電力大學(保定)電力工程系，河北省保定市 071003；3.國網(wǎng)河北省電力有限公司檢修分公司, 石家莊市 050070)

0 引 言

由于風電等新能源裝機容量和用電負荷的跨越式增長，以及源荷逆向分布的國情，能源富集省份“三棄”問題嚴重，電力緊缺省份缺電深度不斷提高，我國現(xiàn)行跨省區(qū)電力交易存在省間壁壘難以打破、資源配置低效的問題[1-2]。2015年國務院印發(fā)了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號文)，文件提出要促使電力富余地區(qū)更好地向缺電地區(qū)輸送電力，充分發(fā)揮市場配置資源、調劑余缺的作用，促進電力資源在更大范圍優(yōu)化配置。為了解決上述問題并落實電改政策，可基于現(xiàn)有區(qū)域電網(wǎng)網(wǎng)架結構建設區(qū)域電力現(xiàn)貨市場。

區(qū)域電力現(xiàn)貨市場通過統(tǒng)一管理、統(tǒng)一運營、統(tǒng)一出清，可以打破因經(jīng)濟和體制差異而存在的交易壁壘，促進可再生能源跨區(qū)消納，并且解決部分省份的電力短缺問題，提高電力富余省份的設備利用效率，降低系統(tǒng)的運行成本，從而整體上保障系統(tǒng)運行的可靠性和經(jīng)濟性，促進區(qū)域電力資源的優(yōu)化配置。同時電力市場出清結果是電力市場交易與電力系統(tǒng)調度運行的基礎，而現(xiàn)貨市場出清模型對于得到精確合理的市場出清結果十分重要，因此，現(xiàn)貨市場出清模型是建設區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的關鍵。

備用輔助服務市場作為現(xiàn)貨市場的重要組成部分，具有保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行、電能可靠供應的重要作用?，F(xiàn)階段我國備用輔助服務市場在出清過程中主要存在兩個問題：第一，電能量市場與備用輔助服務市場沒有實現(xiàn)緊密銜接，兩者相互獨立，分步出清，并未考慮電能量與備用的耦合特性，難以實現(xiàn)系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性與可靠性；第二，大部分地區(qū)均采用分省預留備用的模式，省間難以實現(xiàn)備用容量的相互支援，造成備用容量匱乏地區(qū)棄風或失負荷問題嚴重，而備用容量充足地區(qū)存在備用閑置的現(xiàn)象。因此在出清過程中，一方面需要通過電能量與備用的聯(lián)合出清實現(xiàn)系統(tǒng)整體效益的最大化，另一方面需要引入備用共享機制，通過省間備用的互補互濟實現(xiàn)備用資源的優(yōu)化配置。

對于現(xiàn)貨市場出清模型國內外學者進行了相關研究。文獻[3]分別構建了單區(qū)域、多區(qū)域互聯(lián)兩種情況下的電能與備用聯(lián)合優(yōu)化出清的數(shù)學模型，但并未考慮風電大規(guī)模并網(wǎng)對出清模型的影響；文獻[4]分別建立并對比了電能量交易和備用交易聯(lián)合出清、分別出清的數(shù)學模型，但所建立的模型僅針對省內市場出清，未從區(qū)域電力市場角度進行全面考慮；文獻[5]建立了計及共享備用容量的區(qū)域互聯(lián)系統(tǒng)備用容量分配模型，制定了系統(tǒng)備用容量分配策略，但未從電力市場出清的角度量化共享備用容量；文獻[6]給出了計及備用共享的含高比例風電的多區(qū)域協(xié)調調度模型，但未對機組組合情況進行分析。

目前，東北、華東、南方等區(qū)域電力市場處于電力改革的起步階段，跨省區(qū)電力交易仍是“以中長期交易為主，現(xiàn)貨交易為補充”的市場模式[7-8]，加上我國以“省為實體”的政治經(jīng)濟體制，使得電力交易的省間壁壘難以打破，區(qū)域內省間電力互濟共享的特性沒有充分發(fā)揮，且備用市場等輔助市場建設有待完善。因此，建立區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型勢必要綜合考慮電能和備用聯(lián)合優(yōu)化、跨省區(qū)備用共享、省間聯(lián)絡線參與協(xié)調調度等關鍵問題。鑒于此，文章建立考慮備用共享的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場電能與備用聯(lián)合出清模型，以兩個互聯(lián)的IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)模擬區(qū)域電力現(xiàn)貨市場交易，并驗證模型的有效性。

1 區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型的關鍵問題

建立區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型之前要解決好如下幾個關鍵問題：市場模式的選擇、棄風和失負荷問題的緩解、聯(lián)絡線的運行方式以及備用共享和跨省購電的合理實現(xiàn)。

市場模式的選擇是建立區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的關鍵。為了向構建“統(tǒng)一開放，競爭有序”的全國統(tǒng)一的電力市場[6]的最終目標過渡，本文中區(qū)域電力市場將采用區(qū)域統(tǒng)一集中式現(xiàn)貨市場模式，并相應建立集中式的區(qū)域統(tǒng)一現(xiàn)貨市場出清模型。為此，文章借鑒了美國賓夕法尼亞-新澤西-馬里蘭(Pennsylvania-New Jersey-Maryland, PJM)區(qū)域電力市場。PJM是一個典型的整個區(qū)域統(tǒng)一平衡的集中式市場，現(xiàn)貨交易時采用全電量集中競價并由市場運營機構統(tǒng)一出清的市場模式。在考慮系統(tǒng)安全約束的基礎上，確定機組組合和發(fā)電計劃，資源配置效率極高[9-10]。為了應對緊急狀況，PJM加入了弗吉尼亞-南北卡羅萊納州(Virginia-Carolinas , VACAR)備用共享小組，與南部的弗吉尼亞與南北卡羅萊納州共享備用，3個區(qū)域系統(tǒng)運營商(regional transmission organization, RTO)可以共同激活部分10 min備用來緩解系統(tǒng)的壓力。備用共享機制的應用減少了輸電網(wǎng)運營商購買備用的容量和運營成本，提高了潛在的可用備用的總容量，提高了系統(tǒng)的魯棒性[11]。類似地，當我國不同地區(qū)各方面差異逐步縮小時，將逐步建成統(tǒng)一規(guī)劃、統(tǒng)一建設、統(tǒng)一調度、統(tǒng)一核算、統(tǒng)一管理的以區(qū)域交易中心為交易平臺的區(qū)域統(tǒng)一集中式現(xiàn)貨電力市場[12]。

含高比例風電地區(qū)為應對大規(guī)模風電并網(wǎng)帶來的不確定性問題，需預留足夠的備用容量，當現(xiàn)有負備用難以滿足風電全額消納的需求便會棄風。電力緊缺省份用電高峰期電力不足現(xiàn)象嚴重，當正備用容量短缺時，為實現(xiàn)系統(tǒng)穩(wěn)定運行則被迫限電。區(qū)域電力現(xiàn)貨市場協(xié)調出清能實現(xiàn)資源互濟，并在出清模型中引入棄風懲罰系數(shù)和失負荷懲罰系數(shù)來緩解棄風和失負荷問題[13-14]。

傳統(tǒng)的省間聯(lián)絡線多從電力市場交易出發(fā)采用分段恒功率模式運行，與機組發(fā)電計劃和新能源消納處于松耦合狀態(tài)，難以真正實現(xiàn)互聯(lián)電網(wǎng)的資源互濟。在區(qū)域電力市場中要優(yōu)化聯(lián)絡線編制，需要實現(xiàn)聯(lián)絡線功率與機組出力的協(xié)調優(yōu)化，從而實現(xiàn)電力資源在全網(wǎng)的優(yōu)化配置。

通過省間聯(lián)絡線實現(xiàn)備用共享和跨省購電，可以增強系統(tǒng)抗風險能力，減少系統(tǒng)運行成本[15-16]。但是，不考慮備用共享的代價，單純?yōu)闇p小系統(tǒng)備用容量總量而大量共享備用，會造成提供備用的機組分布不合理，若聯(lián)絡線發(fā)生阻塞或故障，備用容量將無法實現(xiàn)跨區(qū)調度；不考慮跨省購電的代價，僅為實現(xiàn)全網(wǎng)發(fā)電成本最小化而無限制跨省調用低成本機組，將損害本地區(qū)發(fā)電機組利益，并帶來嚴重的阻塞問題。因此，提出的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的出清模型中引入了備用共享代價和跨省購電代價，二者源于輸電費用、系統(tǒng)損耗、系統(tǒng)安全和調度管理等產(chǎn)生的成本[17]。

2 區(qū)域電力現(xiàn)貨市場電能與備用聯(lián)合出清模型

電力現(xiàn)貨市場出清模型主要包括安全約束機組組合(security constrained unit commitment, SCUC)模型、安全約束經(jīng)濟調度(security constrained economic dispatch, SCED)模型和節(jié)點邊際電價(locational marginal price, LMP)計算模型三部分[18-20]。LMP主要用于價格結算，文中只作簡單介紹。區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型是在省級電力現(xiàn)貨市場出清模型基礎上進行的修改和拓展，二者區(qū)別關鍵在于區(qū)域電力現(xiàn)貨市場中需考慮備用共享機制和聯(lián)絡線運行方式對出清結果的影響。

2.1 安全約束機組組合模型

2.1.1 目標函數(shù)

區(qū)域電力現(xiàn)貨市場SCUC模型以區(qū)域系統(tǒng)運行成本最小化為目標，綜合考慮發(fā)電成本、啟停成本、備用成本、棄風懲罰成本和失負荷懲罰成本，以及備用共享代價和跨省購電代價。模型如下：

(1)

(2)

(3)

(4)

2.1.2 約束條件

1)區(qū)域功率平衡約束。

(5)

2)區(qū)域備用容量約束。

在實行備用共享機制情況下，省內機組提供備用容量與通過省間聯(lián)絡線共享的備用容量之和需滿足該省備用容量需求。

(6)

(7)

3)各省最小當?shù)貍溆萌萘考s束。

實際調度過程中，當某省發(fā)生緊急情況時會優(yōu)先調用本省的部分備用容量，這部分備用的極限值為最小當?shù)貍溆萌萘?。若最小當?shù)貍溆萌萘咳詿o法滿足需求，再調用本省其他備用容量或通過備用共享機制調用其他省份的備用容量。這樣能夠維護本省機組利益，有利于電力市場的初期建設。

(8)

(9)

4)風電場出力約束。

(10)

5)失負荷約束。

(11)

6)機組出力上下限約束。

(12)

7)備用容量限制約束。

各時段機組提供的正、負備用同時受機組調整速率和機組出力上下限約束。

(13)

(14)

8)機組爬坡約束。

(15)

(16)

9)機組最小連續(xù)開停時間約束。

(17)

(18)

(19)

(20)

10)省內支路潮流約束。

(21)

11)省間聯(lián)絡線約束。

PT,z,max,?z,?t

(22)

式中：PT,z,max為省間聯(lián)絡線z的傳輸功率極限；NG、NW、ND分別為系統(tǒng)火電機組、風電場和負荷節(jié)點的總數(shù)；NH為區(qū)域外聯(lián)絡線總數(shù)；Gz-i為火電機組i所在節(jié)點對省間聯(lián)絡線z的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；Gz-j為風電場j所在節(jié)點對省間聯(lián)絡線z的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；Gz-h為區(qū)域外聯(lián)絡線h所在節(jié)點對省間聯(lián)絡線z的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；PT,h,t為區(qū)域外聯(lián)絡線h的傳輸功率；Gz-n為負荷節(jié)點n對省間聯(lián)絡線z的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子。

2.2 安全約束經(jīng)濟調度模型

2.2.1 目標函數(shù)

區(qū)域電力現(xiàn)貨市場SCED模型是在SCUC模型已確定的機組組合計劃基礎上編制的更精細化的發(fā)電調度計劃。因此，SCED模型的目標函數(shù)相較于SCUC模型的目標函數(shù)不考慮機組啟停成本。

(23)

2.2.2 約束條件

SCED模型的約束條件不考慮機組最小連續(xù)開停機時間，且機組爬坡約束要修改，其他約束同SCUC模型。機組爬坡約束可描述為：

(24)

(25)

根據(jù)上述安全約束經(jīng)濟調度模型的目標函數(shù)和約束條件構造拉格朗日函數(shù)，并對各節(jié)點處的負荷求偏導，并根據(jù)Karush-Kuhn-Tucker(KKT)條件求解即可求得節(jié)點邊際電價。

3 算例分析

3.1 仿真參數(shù)

基于兩個互聯(lián)的IEEE 30節(jié)點系統(tǒng)進行測試，設兩個系統(tǒng)分別為A省和B省，二者構成區(qū)域電力市場?；痣姍C組詳細參數(shù)見附錄表A1，機組1—6屬于A省，機組7—12屬于B省，風電場位于A省節(jié)點20處，出清周期T為24 h。棄風懲罰成本系數(shù)取100 美元/(MW·h)，失負荷懲罰成本系數(shù)取100美元/(MW·h)，共享備用代價系數(shù)取10美元/(MW·h)，跨省購電代價系數(shù)取40美元/(MW·h)。風電功率和負荷預測曲線如圖1所示。在MATLAB環(huán)境下使用專業(yè)建模軟件Yalmip進行建模，并調用CPLEX求解器對模型進行求解。

表A1 火電機組參數(shù)Table A1 Parameters of thermal units

圖1 風電功率和負荷預測值Fig.1 Prediction of wind power output and loads

下面設置3種場景進行分析：場景一，區(qū)域內省間聯(lián)絡線傳輸計劃固定且不計備用共享，各省級電力市場獨立出清；場景二，區(qū)域內省間聯(lián)絡線協(xié)調優(yōu)化調度，不計備用共享區(qū)域電力市場協(xié)調出清；場景三為本文所提模型，區(qū)域內省間聯(lián)絡線協(xié)調優(yōu)化調度，計及備用共享區(qū)域電力市場協(xié)調出清。

3.2 出清結果及分析

省級電力市場和區(qū)域電力市場出清的機組組合情況如圖2所示。B省機組8—12始終處于啟動狀態(tài)，圖中不再顯示。通過對比可知，區(qū)域電力市場協(xié)調出清相較于省級電力市場獨立出清，A省部分低價機組開機時段增多，特別是時段19—24，B省機組7開機時段減少。這是由于區(qū)域電力市場協(xié)調出清使得A省的大量風電資源通過聯(lián)絡線送往B省，為滿足A省的負荷需求，原本為了促進風電消納而出力較小或關停的常規(guī)機組出力增加或開機運行。同時為實現(xiàn)系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性，B省為滿足負荷需求，將優(yōu)先調用運行成本相對較低的A省機組。

圖2 省級電力市場和區(qū)域電力市場的機組組合Fig.2 Unit commitment of provincial and regionalelectricity market

省級電力市場和考慮備用共享的區(qū)域電力市場的安全約束經(jīng)濟調度結果分別如圖3和圖4所示。場景一中A省在時段21—24存在棄風現(xiàn)象，B省在時段18—22存在失負荷現(xiàn)象，棄風和失負荷的具體情況如表1和表2所示。這是因為，在時段21—24，為實現(xiàn)風電的充分消納，A省火電機組出力較低，受最小出力和調節(jié)速率的影響，可提供的負備用容量無法滿足省級系統(tǒng)的負備用需求，此時通過棄風可減少這部分風電對應的負備用需求，火電機組的備用能力才能滿足規(guī)定可靠性水平下的要求。在時段18—22，B省負荷需求量大，火電機組接近甚至處于滿負荷運行狀態(tài)，受最大出力和調節(jié)速率的影響，可提供的正備用容量無法滿足省級系統(tǒng)正備用需求，此時切除引起正備用需求的部分負荷可緩解正備用供給緊張問題。場景三中A省的棄風情況得到緩解，B省無失負荷現(xiàn)象，棄風的具體情況如表3所示。原因是基于備用共享和聯(lián)絡線協(xié)調優(yōu)化的機制，區(qū)域電力市場中不同省份可通過資源互濟在滿足負荷需求的情況下實現(xiàn)風電的充分消納。

表1 省級電力市場獨立出清A省棄風情況Table 1 Wind curtailment in province A under the independent clearing of provincial electricity market MW

表2 省級電力市場獨立出清B省失負荷情況Table 2 Loss of load in province B under the independent clearing of provincial electricity market MW

圖3 省級電力市場的安全約束經(jīng)濟調度Fig.3 SCED of provincial electricity market

圖4 考慮備用共享的區(qū)域電力市場的安全約束經(jīng)濟調度Fig.4 SCED of regional electricity market considering reserve sharing

表3 考慮備用共享的區(qū)域電力市場協(xié)調出清A省棄風情況Table 3 Wind curtailment in province A under the coordinated clearing of regional electricity market considering reserve sharing MW

圖5為場景二和場景三區(qū)域電力市場協(xié)調出清的跨省購電情況，聯(lián)絡線傳輸功率方向以流入B省為正。時段1—10跨省購電代價大于跨省調用省外機組帶來的經(jīng)濟性，省間聯(lián)絡線傳輸功率為0，時段11—24跨省購電代價小于跨省調用省外機組帶來的經(jīng)濟性，省間聯(lián)絡線存在功率交換，且時段18—22省間聯(lián)絡線傳輸功率較多，這是由于在A省原本棄風的時段，B省通過省間聯(lián)絡線從A省購得大量風電，緩解了B省在相應時段的失負荷問題。在部分時段，場景三相較于場景二聯(lián)絡線傳輸功率較多，這是因為備用共享機制使得預留備用總容量降低，A省低價機組出力空間增大，可以向B省提供更多的電力援助。

圖5 區(qū)域電力市場的跨省購電情況Fig.5 Cross-provincial electricity purchasing of regional electricity market

圖6為場景三區(qū)域電力市場協(xié)調出清的備用共享情況。時段18—24備用共享尤為頻繁，對應A省備用不足的時段21—24的棄風時段，B省備用不足的時段18—22的失負荷時段。其他時段的備用共享結果是為了滿足系統(tǒng)運行的經(jīng)濟性。因此，區(qū)域電力市場中不同省份通過聯(lián)絡線進行備用容量的相互支援能夠有效緩解各自備用需求不足的問題。

圖6 區(qū)域電力市場的備用共享情況Fig.6 Reserve sharing of regional electricity market

對比分析表4中不同出清模式的優(yōu)化結果可以看出，考慮備用共享的區(qū)域電力市場協(xié)調出清時，全系統(tǒng)全天的機組發(fā)電成本與懲罰成本較場景一和場景二均有所減少。場景三提供備用總容量和成本較場景一分別提升了1.1%和4.07%，這是因為與獨立出清時比較，隨著風電的充分消納和負荷的全部滿足，備用容量需求將有所增加，但場景三相較于場景二提供備用總容量有所減少，這是因為備用共享機制使得兩個省份在遇到突發(fā)狀況時可以互相提供備用支援。場景三全系統(tǒng)全天的總成本是所有出清模式中最少的。

表4 不同出清模式的優(yōu)化結果對比Table 2 Comparison of optimization results of different clearing modes

4 結 論

本文針對部分地區(qū)存在的電力緊缺或“三棄”問題，綜合考慮跨省區(qū)備用共享和省間聯(lián)絡線參與協(xié)調調度等機制，提出考慮備用共享的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場電能與備用聯(lián)合出清模型。通過算例分析，得出以下結論：

1)區(qū)域電力市場協(xié)調出清能夠優(yōu)化機組組合情況，使低成本機組得到充分利用；

2)區(qū)域電力市場出清過程中，通過省間電能和備用資源的互補互濟，能夠緩解部分省份的棄風或失負荷問題，提高系統(tǒng)運行的可靠性；

3)考慮備用共享的區(qū)域電力市場協(xié)調出清，能夠降低系統(tǒng)的總運行成本。

接下來的研究將把柔性負荷等其他類型能源納入出清范疇，推動區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展。