基于多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化的年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型

劉或讓，顏偉，林祖貴，譚洪，李國(guó)強(qiáng)，文旭

(1. 重慶大學(xué) 輸配電裝備及系統(tǒng)安全與新技術(shù)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，重慶 400044；2. 西藏電力交易中心有限公司，西藏 拉薩 850000；3. 國(guó)家電網(wǎng)有限公司西南分部，四川 成都 610041)

0 引言

近年來(lái)，社會(huì)用電的高速增長(zhǎng)與清潔能源的快速發(fā)展使得電力系統(tǒng)調(diào)峰壓力與日俱增，“三棄”問(wèn)題日益凸顯。2017年11月國(guó)家能源局提出開展輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)[1]，之后各地開始逐步建立輔助服務(wù)市場(chǎng)機(jī)制。近幾年調(diào)峰市場(chǎng)的建設(shè)一直在持續(xù)發(fā)展當(dāng)中，各省相繼出臺(tái)了多個(gè)輔助服務(wù)交易規(guī)則，如2021年12月華中能監(jiān)局發(fā)布了川渝一體化調(diào)峰市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則[2]，進(jìn)一步加速了調(diào)峰市場(chǎng)的建設(shè)。據(jù)此，進(jìn)行調(diào)峰服務(wù)需求評(píng)估對(duì)電力市場(chǎng)建設(shè)具有重要的現(xiàn)實(shí)意義。

目前關(guān)于深度調(diào)峰的文獻(xiàn)主要從經(jīng)濟(jì)性的角度進(jìn)行研究：文獻(xiàn)[3]詳細(xì)分析了火電機(jī)組在深度調(diào)峰過(guò)程中的各類成本；文獻(xiàn)[4]綜合考慮火電廠參與深度調(diào)峰的收益與成本，提出了調(diào)峰輔助服務(wù)主動(dòng)性約束。也有研究將火電機(jī)組深度調(diào)峰能力與其他靈活性資源一同考慮，參與電力系統(tǒng)的優(yōu)化調(diào)度：文獻(xiàn)[5]將深度調(diào)峰與抽水蓄能聯(lián)合調(diào)用，大幅提高了抽蓄機(jī)組利用率；文獻(xiàn)[6]將深度調(diào)峰與儲(chǔ)能輔助服務(wù)相結(jié)合，提出了儲(chǔ)能輔助機(jī)組參與深調(diào)的分層優(yōu)化方法；文獻(xiàn)[7]同時(shí)考慮深度調(diào)峰與需求響應(yīng)的定價(jià)策略，構(gòu)建了高比例風(fēng)電系統(tǒng)優(yōu)化模型；文獻(xiàn)[8]考慮了機(jī)組深調(diào)引起的碳排放量變化，提出了深度調(diào)峰低碳優(yōu)化調(diào)度模型。但目前的研究主要針對(duì)日前尺度進(jìn)行優(yōu)化，并且缺少對(duì)輔助服務(wù)市場(chǎng)啟動(dòng)條件的模擬，無(wú)法實(shí)現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)的中長(zhǎng)期模擬。而面對(duì)未來(lái)的高比例可再生能源系統(tǒng)，對(duì)調(diào)峰輔助服務(wù)進(jìn)行長(zhǎng)時(shí)間尺度的考量可以更好地評(píng)估可再生能源的靈活性需求，對(duì)系統(tǒng)調(diào)峰資源的規(guī)劃有重要的指導(dǎo)意義。

系統(tǒng)的年度優(yōu)化問(wèn)題往往存在模型規(guī)模大，求解困難的特點(diǎn)，因此現(xiàn)有研究多采用持續(xù)負(fù)荷曲線法[9-10]或典型日法[11]對(duì)模型簡(jiǎn)化考慮。但這些方法無(wú)法考慮跨日的機(jī)組啟停時(shí)間、水庫(kù)水量平衡、儲(chǔ)能系統(tǒng)充放電等時(shí)間耦合約束，難以對(duì)長(zhǎng)時(shí)序變量進(jìn)行處理。針對(duì)這一問(wèn)題，文獻(xiàn)[12-13]提出將年度劃分為兩層時(shí)間尺度進(jìn)行模擬，上層模型在年時(shí)間尺度處理跨時(shí)段約束，進(jìn)行日電量平衡，然后將優(yōu)化結(jié)果傳遞至下層進(jìn)行電力平衡，實(shí)現(xiàn)8760 h的時(shí)序優(yōu)化。文獻(xiàn)[12]在上層采用近似分段持續(xù)負(fù)荷曲線法制定中長(zhǎng)期計(jì)劃，在下層進(jìn)行周內(nèi)模擬評(píng)估系統(tǒng)的新能源消納能力。但該模型仍受持續(xù)負(fù)荷曲線法的限制，無(wú)法考慮水庫(kù)庫(kù)容安排等長(zhǎng)時(shí)間耦合決策；文獻(xiàn)[13]在上層優(yōu)化周平均出力求得水庫(kù)月末庫(kù)容，于下層優(yōu)化月內(nèi)發(fā)電計(jì)劃。但僅考慮機(jī)組的周平均出力難以滿足日最大最小負(fù)荷時(shí)的調(diào)度需求。此外，這些研究均未考慮機(jī)組跨日啟停計(jì)劃的影響，采用小時(shí)級(jí)機(jī)組啟停優(yōu)化與實(shí)際生產(chǎn)中以日為單位的啟停有較大差距。并且在考慮調(diào)峰輔助服務(wù)時(shí)有必要對(duì)計(jì)劃中的義務(wù)啟停與調(diào)峰啟停進(jìn)行區(qū)分，因此現(xiàn)有研究中的機(jī)組啟?？紤]方式同樣無(wú)法滿足中長(zhǎng)期輔助服務(wù)評(píng)估需求。

隨著高隨機(jī)性可再生能源在電力系統(tǒng)中占比不斷增加，目前關(guān)于源荷隨機(jī)性已有大量研究。針對(duì)不確定性的處理方法主要包括場(chǎng)景法[14-16]、魯棒優(yōu)化法[17-18]與機(jī)會(huì)約束法[19-20]等。但目前在年度時(shí)間尺度中考慮隨機(jī)性的研究仍較少，缺少對(duì)中長(zhǎng)期時(shí)間尺度中電力電量不確定性與短期時(shí)間尺度中源荷時(shí)序波動(dòng)性的綜合考量，難以滿足高比例新能源系統(tǒng)的中長(zhǎng)期模擬需求。

針對(duì)以上問(wèn)題，本文首先探討了考慮負(fù)荷與風(fēng)電不確定性的多時(shí)間尺度優(yōu)化模型，以日為時(shí)間單位安排系統(tǒng)的中長(zhǎng)期計(jì)劃，然后以此為邊界條件進(jìn)行每個(gè)旬內(nèi)的時(shí)序優(yōu)化。進(jìn)一步，加入調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)啟動(dòng)條件與相關(guān)費(fèi)用的模擬，構(gòu)建了基于多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化的年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型。與現(xiàn)有研究相比，該模型核心創(chuàng)新點(diǎn)為：（1）綜合考慮調(diào)峰需求、檢修計(jì)劃、最小啟停時(shí)間等約束與擾動(dòng)源荷功率的隨機(jī)性，實(shí)現(xiàn)了火電機(jī)組年度跨日啟停計(jì)劃的優(yōu)化，為電力系統(tǒng)進(jìn)一步的中長(zhǎng)期優(yōu)化與決策作基礎(chǔ)。（2）結(jié)合實(shí)際政策，利用模型的多階段優(yōu)化特點(diǎn)，根據(jù)系統(tǒng)負(fù)備用裕度與棄水情況在年度時(shí)間尺度對(duì)輔助服務(wù)市場(chǎng)啟動(dòng)條件進(jìn)行模擬，實(shí)現(xiàn)年度調(diào)峰需求的評(píng)估。

1 電力系統(tǒng)多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化原理

電力系統(tǒng)的生產(chǎn)運(yùn)行與能源特性均具有顯著的多時(shí)間尺度特征[12]：在中長(zhǎng)期時(shí)間尺度，需要進(jìn)行機(jī)組檢修計(jì)劃、啟停計(jì)劃與水量分配的安排，此時(shí)新能源出力具有季節(jié)性差異；在短期時(shí)間尺度，需要進(jìn)行小時(shí)級(jí)的機(jī)組出力優(yōu)化，此時(shí)新能源出力具有顯著的波動(dòng)特性。針對(duì)上述特點(diǎn)，本文提出一種將中長(zhǎng)期與短期隨機(jī)優(yōu)化相結(jié)合的多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化框架，其能夠較好地應(yīng)對(duì)可再生能源的季節(jié)互補(bǔ)性與短期波動(dòng)性，為后文調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估提供理論基礎(chǔ)。

1.1 電力系統(tǒng)多時(shí)間尺度優(yōu)化框架

根據(jù)以上調(diào)度需求與源荷隨機(jī)性特征，將年度優(yōu)化劃分為中長(zhǎng)期與短期兩個(gè)階段。在中長(zhǎng)期階段考慮負(fù)荷與風(fēng)電日電量的預(yù)測(cè)誤差場(chǎng)景，考慮一年內(nèi)風(fēng)-水-火發(fā)電系統(tǒng)與省網(wǎng)負(fù)荷的日電量平衡與日最大最小負(fù)荷時(shí)的電力平衡，考慮火電機(jī)組檢修計(jì)劃、最小連續(xù)啟停時(shí)間以及水庫(kù)庫(kù)容調(diào)度計(jì)劃的相關(guān)約束，以日為單位優(yōu)化火電機(jī)組啟停計(jì)劃與每旬末水庫(kù)庫(kù)容安排；在短期階段考慮負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差序列與風(fēng)電隨機(jī)出力序列典型場(chǎng)景，將每旬解耦，以第一階段求得的水庫(kù)旬末庫(kù)容和機(jī)組的日啟停為邊界條件，考慮系統(tǒng)功率平衡、水電轉(zhuǎn)換關(guān)系、水量平衡等約束條件逐旬進(jìn)行機(jī)組出力的時(shí)序優(yōu)化。模型整體框架如圖1所示。

圖1 電力系統(tǒng)多時(shí)間尺度優(yōu)化模型框架Fig. 1 Framework for power system multi-time scale optimization model

1.2 隨機(jī)性場(chǎng)景建模

在中長(zhǎng)期時(shí)間尺度，時(shí)間周期長(zhǎng)，模型計(jì)算規(guī)模較大，因此主要考慮日電量與最大最小負(fù)荷的預(yù)測(cè)誤差。而在短期時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化階段，則需要對(duì)源荷功率的時(shí)序序列進(jìn)行模擬。為綜合考慮不同場(chǎng)景下的調(diào)峰輔助服務(wù)需求，本文采用場(chǎng)景分析法對(duì)負(fù)荷與風(fēng)電出力的隨機(jī)性進(jìn)行模擬。

對(duì)于負(fù)荷不確定性，基于負(fù)荷的點(diǎn)預(yù)測(cè)結(jié)果，采用動(dòng)態(tài)場(chǎng)景法[14]生成場(chǎng)景。相較于傳統(tǒng)的靜態(tài)場(chǎng)景法，該方法基于預(yù)測(cè)箱與多元聯(lián)合標(biāo)準(zhǔn)正態(tài)分布的方法考慮了鄰近時(shí)段的相關(guān)性，更能體現(xiàn)預(yù)測(cè)誤差的時(shí)序特征。

對(duì)于風(fēng)電出力不確定性，由于風(fēng)電波動(dòng)性遠(yuǎn)高于負(fù)荷，即使周前預(yù)測(cè)也具有較大誤差，因此本文不采用預(yù)測(cè)誤差場(chǎng)景，而采用基于K-means的馬爾科夫鏈-蒙特卡洛法[21]生成每個(gè)旬的風(fēng)電出力序列，以保留風(fēng)電數(shù)據(jù)的概率分布與轉(zhuǎn)移特性。但已有文獻(xiàn)對(duì)全年采用統(tǒng)一的類間轉(zhuǎn)移概率，導(dǎo)致生成的風(fēng)電功率序列難以反映風(fēng)電的季節(jié)特性。對(duì)此，本文在采用基于改進(jìn)粒子群的K-means混合聚類算法[22]對(duì)風(fēng)電歷史出力的日狀態(tài)進(jìn)行聚類后，對(duì)不同月份分別統(tǒng)計(jì)典型日類別的類間轉(zhuǎn)移概率矩陣，再基于此生成每日類別，從而保證所生成的風(fēng)電序列更加符合實(shí)際中的季節(jié)分布特征。

2 年度調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)模擬

對(duì)于調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的模擬主要由調(diào)峰市場(chǎng)啟動(dòng)條件模擬與輔助服務(wù)費(fèi)用2部分組成。

2.1 深度調(diào)峰啟動(dòng)條件模擬

參考各地的輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則，目前深度調(diào)峰輔助服務(wù)的啟動(dòng)條件主要包括以下2點(diǎn)。

（1）系統(tǒng)負(fù)備用小于裕度值。當(dāng)預(yù)計(jì)的系統(tǒng)負(fù)備用容量小于裕度值時(shí)，強(qiáng)制啟動(dòng)深度調(diào)峰服務(wù)。將該條件在中長(zhǎng)期階段進(jìn)行考慮。通過(guò)引入軟性懲罰約束，使火電機(jī)組在中長(zhǎng)期優(yōu)化階段具有深調(diào)能力但非必要不降至義務(wù)調(diào)峰基準(zhǔn)值以下，最后將負(fù)備用不足，需要啟動(dòng)強(qiáng)制深調(diào)的時(shí)段傳遞至第2階段，在后續(xù)計(jì)算中將這些時(shí)段中火電機(jī)組的出力深度下調(diào)至有償調(diào)峰深度。

（2）可再生能源無(wú)法實(shí)現(xiàn)保障性全額消納。當(dāng)可再生能源消納能力不足時(shí)，網(wǎng)內(nèi)棄水電廠將會(huì)申請(qǐng)購(gòu)買調(diào)峰輔助服務(wù)。將該條件在短期階段進(jìn)行考慮。將短期階段劃分為常規(guī)調(diào)峰階段與調(diào)峰服務(wù)階段，在常規(guī)調(diào)峰階段中，除中長(zhǎng)期階段求出的強(qiáng)制深調(diào)時(shí)期外均不考慮火電機(jī)組調(diào)峰能力，根據(jù)優(yōu)化后每個(gè)旬的棄水情況決定是否啟動(dòng)深度調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)，若該旬中某日棄水電量達(dá)到一定閾值，則將該日納入調(diào)峰服務(wù)階段。在調(diào)峰服務(wù)階段中，針對(duì)棄水電量過(guò)大的幾日考慮火電機(jī)組深度調(diào)峰能力與調(diào)峰成本，進(jìn)行矯正優(yōu)化。

2.2 啟停調(diào)峰啟動(dòng)條件模擬

當(dāng)考慮深度調(diào)峰后系統(tǒng)負(fù)備用容量仍不足時(shí)，達(dá)到啟停調(diào)峰服務(wù)市場(chǎng)啟動(dòng)條件[24]。若在常規(guī)調(diào)峰階段出現(xiàn)系統(tǒng)不平衡量，則說(shuō)明中長(zhǎng)期階段制定的啟停計(jì)劃無(wú)法滿足日內(nèi)調(diào)峰需求，將這些時(shí)期也納入調(diào)峰服務(wù)階段重新進(jìn)行優(yōu)化，在該階段考慮機(jī)組啟停計(jì)劃之外的調(diào)峰啟停。

2.3 調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用與分?jǐn)倷C(jī)制

調(diào)峰輔助服務(wù)的年度需求量不僅與系統(tǒng)的調(diào)峰需求有關(guān)，也涉及每個(gè)電廠參與調(diào)峰的收益。因此需要對(duì)每個(gè)發(fā)電主體參與調(diào)峰市場(chǎng)的成本與收益進(jìn)行計(jì)算，即

3 基于多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化的年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型

3.1 模型框架及假設(shè)條件

結(jié)合第1節(jié)多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化框架與第2節(jié)年度調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)模擬方法，建立基于多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化的年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型。模型以省級(jí)電網(wǎng)為對(duì)象，假設(shè)已知外購(gòu)電計(jì)劃，對(duì)省內(nèi)水、火、風(fēng)電進(jìn)行優(yōu)化。

模型整體框架如圖2所示，主要計(jì)算流程包括：（1）在中長(zhǎng)期階段考慮負(fù)荷與風(fēng)電預(yù)測(cè)誤差，以日為單位優(yōu)化火電機(jī)組檢修計(jì)劃、啟停計(jì)劃與水庫(kù)庫(kù)容安排，并根系統(tǒng)據(jù)負(fù)備用情況確定需要強(qiáng)制深調(diào)的日期。（2）在短期常規(guī)調(diào)峰階段以上述變量為邊界，固定火電機(jī)組啟停與水庫(kù)旬末庫(kù)容，考慮源荷擾動(dòng)功率構(gòu)建多個(gè)旬內(nèi)場(chǎng)景逐旬模擬，根據(jù)優(yōu)化后旬內(nèi)每日棄水電量與功率不平衡量判斷需要啟動(dòng)輔助服務(wù)市場(chǎng)的時(shí)段。（3）在短期調(diào)峰服務(wù)階段中針對(duì)第2階段中求出的需要調(diào)峰時(shí)段考慮火電廠的深度調(diào)峰、啟停調(diào)峰能力以及各電廠的調(diào)峰主動(dòng)性進(jìn)行矯正優(yōu)化，評(píng)估全年調(diào)峰需求。

圖2 年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型框架Fig. 2 Framework for annual peak regulation auxiliary service demand assessment model

該模型做如下假設(shè)：（1）鑒于目前電網(wǎng)盡可能保證清潔能源的全額消納，忽略水電與風(fēng)電的發(fā)電成本。（2）考慮到水電站具有旬內(nèi)調(diào)節(jié)能力，本模型重點(diǎn)關(guān)注負(fù)荷與風(fēng)電的不確定性，忽略徑流來(lái)水不確定性影響。

模型由中長(zhǎng)期優(yōu)化模型與短期優(yōu)化模型2部分所構(gòu)成，將分別在3.2節(jié)與3.3節(jié)中予以介紹。

3.2 中長(zhǎng)期優(yōu)化模型

3.2.1 目標(biāo)函數(shù)

本模型的總體優(yōu)化目標(biāo)為全社會(huì)發(fā)電成本最小。在中長(zhǎng)期時(shí)間尺度中需要制定年度機(jī)組組合計(jì)劃，因此該階段的優(yōu)化目標(biāo)為考慮場(chǎng)景概率后各場(chǎng)景下火電機(jī)組的發(fā)電成本、啟停成本以及調(diào)峰懲罰費(fèi)用之和的期望最小。其中考慮到火電機(jī)組啟停變量為兩階段之間的傳遞變量，且檢修計(jì)劃與啟停計(jì)劃應(yīng)支持所有場(chǎng)景下的調(diào)度決策，因此機(jī)組啟停變量為各場(chǎng)景中的公共變量，各場(chǎng)景中的啟停成本一致。第1階段的目標(biāo)函數(shù)為

3.2.2 約束條件

除了上述約束外，本模型還包括機(jī)組出力上下限約束、水量平衡約束、流量上下限約束、計(jì)劃庫(kù)容約束、常開機(jī)組約束、檢修起止約束等，由于篇幅原因，本文將不再贅述，具體可參考文獻(xiàn)[25]。

3.3 短期優(yōu)化模型

3.3.1 常規(guī)調(diào)峰階段

短期時(shí)間尺度的模型與中長(zhǎng)期類似，加入旬末庫(kù)容約束，去掉確定啟停和檢修的相關(guān)約束，并將日電量平衡調(diào)整為考慮不平衡量的小時(shí)功率平衡。該階段目標(biāo)函數(shù)為

3.3.2 調(diào)峰服務(wù)階段

調(diào)峰服務(wù)階段在常規(guī)調(diào)峰階段的基礎(chǔ)上考慮了火電機(jī)組的深度調(diào)峰、啟停調(diào)峰能力與費(fèi)用，目標(biāo)函數(shù)為

注意輔助服務(wù)的補(bǔ)償費(fèi)用在系統(tǒng)內(nèi)部被抵消，因此不會(huì)體現(xiàn)在目標(biāo)函數(shù)中，但其會(huì)直接影響各主體參與調(diào)峰市場(chǎng)的主動(dòng)性，輔助服務(wù)的相關(guān)費(fèi)用與約束詳見(jiàn)2.3節(jié)。

3.4 模型求解

由于所建立的上述模型變量與約束數(shù)目眾多，且含有非線性約束，難以直接求解。對(duì)調(diào)峰損耗成本與最小啟停時(shí)間等約束進(jìn)行線性化處理，基于CPLEX求解器求解。線性化過(guò)程詳見(jiàn)文獻(xiàn)[25]。

4 算例分析

4.1 算例概況

采用中國(guó)某省級(jí)電網(wǎng)的實(shí)際數(shù)據(jù)對(duì)所提模型進(jìn)行驗(yàn)證。算例共含火電廠16座，火電機(jī)組34臺(tái)，共13 881 MW；水電廠25座，其中季以上調(diào)節(jié)能力電廠8座，總電量4 715 MW；風(fēng)電裝機(jī)容量875 MW。從全網(wǎng)負(fù)荷數(shù)據(jù)中選取時(shí)序負(fù)荷曲線并扣除外購(gòu)電量與生物質(zhì)電廠發(fā)電量后最大負(fù)荷 13 358 MW，最小負(fù)荷 1 594 MW，總電量523億kW·h。調(diào)峰成本系數(shù)參考文獻(xiàn)[6]，輔助服務(wù)費(fèi)用參考文獻(xiàn)[26]。

4.2 多時(shí)間尺度優(yōu)化有效性分析

為驗(yàn)證本模型在多時(shí)間尺度考慮水庫(kù)庫(kù)容優(yōu)化與機(jī)組跨日啟停的模擬效果，設(shè)計(jì)以下3種確定性優(yōu)化情形。

情形1：在中長(zhǎng)期優(yōu)化階段不考慮庫(kù)容跨旬調(diào)度，對(duì)水電采用每日預(yù)測(cè)徑流量進(jìn)行優(yōu)化，在短期優(yōu)化階段中對(duì)庫(kù)容逐旬優(yōu)化。

情形2：在中長(zhǎng)期優(yōu)化階段不考慮火電機(jī)組跨日啟停計(jì)劃，在短期優(yōu)化階段中優(yōu)化小時(shí)級(jí)的機(jī)組組合。

情形3：考慮中長(zhǎng)期水庫(kù)庫(kù)容調(diào)度、火電機(jī)組啟停計(jì)劃與啟停調(diào)峰，除不考慮隨機(jī)性外，均按本文所提三階段模型進(jìn)行優(yōu)化。

不同情形下的水電發(fā)電量與棄水電量對(duì)比結(jié)果分別如圖3與圖4所示。

由圖3可見(jiàn)，3種情形下的水電發(fā)電量曲線整體趨勢(shì)相近，核心原則均為跟蹤來(lái)水量安排發(fā)電計(jì)劃，其中情形1下水電出力曲線更為平穩(wěn)，這是由于其沒(méi)有進(jìn)行中長(zhǎng)期尺度的水庫(kù)庫(kù)容安排，未能充分地利用水資源的跨時(shí)段調(diào)度特性。因此從圖4中可看出情形1中的棄水情況較為嚴(yán)重，全年棄水電量相較情形3增加了173%。這充分說(shuō)明了在中長(zhǎng)期優(yōu)化中考慮水庫(kù)庫(kù)容調(diào)度的必要性，其能更合理地利用水資源的跨季協(xié)調(diào)性進(jìn)行能源分配，比如在低谷負(fù)荷時(shí)期蓄水儲(chǔ)能為高峰負(fù)荷時(shí)期發(fā)電做準(zhǔn)備，在汛期來(lái)臨前消落庫(kù)容為豐水期保障消納做準(zhǔn)備。

圖3 水電發(fā)電量對(duì)比Fig. 3 Comparison of hydropower generation

圖4 棄水電量對(duì)比Fig. 4 Comparison of hydropower curtailment

3種情形下系統(tǒng)的發(fā)電成本如表1所示。由表1可見(jiàn)由于缺乏對(duì)水電的中長(zhǎng)期協(xié)調(diào)調(diào)度，情形1仍是最不理想的情況，這是由于水電未能充分消納，導(dǎo)致火電機(jī)組需要提供更多的出力；由于存儲(chǔ)計(jì)劃未能實(shí)現(xiàn)最優(yōu)化，導(dǎo)致火電機(jī)組需要承擔(dān)更多的調(diào)峰任務(wù)。得益于以小時(shí)為最小單位的靈活啟停能力，情形2的機(jī)組運(yùn)行成本在三者中最低，但由于啟停成本比情形3多了93%，其總體成本仍略高于情形3。這是由于情形2未在中長(zhǎng)期時(shí)間尺度進(jìn)行機(jī)組組合優(yōu)化，導(dǎo)致相鄰旬間可能會(huì)出現(xiàn)額外的機(jī)組啟停。

表1 系統(tǒng)發(fā)電成本對(duì)比Table 1 Comparison of system generation costs 億元

此外，只進(jìn)行一階段的啟停計(jì)劃安排無(wú)法模擬輔助服務(wù)市場(chǎng)啟動(dòng)條件，不能滿足啟停調(diào)峰需求的相關(guān)計(jì)算，并且進(jìn)行全年小時(shí)級(jí)的機(jī)組組合計(jì)算所需時(shí)間遠(yuǎn)高于兩階段優(yōu)化方法?？梢?jiàn)本文所提考慮中長(zhǎng)期機(jī)組組合的兩階段模型在年度優(yōu)化問(wèn)題中有著更好的應(yīng)用場(chǎng)景。

4.3 隨機(jī)性對(duì)輔助服務(wù)需求的影響分析

為探究源荷隨機(jī)性對(duì)年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求的影響，設(shè)計(jì)以下4種情形，優(yōu)化結(jié)果如表2所示。

表2 系統(tǒng)費(fèi)用對(duì)比Table 2 Comparison of system costs 萬(wàn)元

情形1：兩階段均考慮隨機(jī)場(chǎng)景，按本文所提模型進(jìn)行優(yōu)化。

情形2：僅考慮短期時(shí)間尺度的源荷隨機(jī)場(chǎng)景，不考慮中長(zhǎng)期時(shí)間尺度內(nèi)負(fù)荷、風(fēng)電的日電量預(yù)測(cè)誤差與最大最小負(fù)荷預(yù)測(cè)誤差場(chǎng)景，在第1階段采用日預(yù)測(cè)電量進(jìn)行優(yōu)化。

情形3：僅考慮長(zhǎng)期時(shí)間尺度的源荷隨機(jī)場(chǎng)景，不考慮短期時(shí)間尺度內(nèi)日負(fù)荷功率預(yù)測(cè)誤差與風(fēng)電隨機(jī)序列場(chǎng)景，在第2階段采用預(yù)測(cè)功率進(jìn)行優(yōu)化。

情形4：兩階段均不考慮隨機(jī)性場(chǎng)景，采用預(yù)測(cè)數(shù)據(jù)進(jìn)行確定性優(yōu)化。

由表2可見(jiàn)，在中長(zhǎng)期階段考慮隨機(jī)性的情形1與情形3中火電機(jī)組啟停成本明顯較低，這是由于其在中長(zhǎng)期充分考慮了各類隨機(jī)源荷功率場(chǎng)景，使得短期調(diào)峰階段中所需的額外調(diào)峰啟停較少。同理，由于在短期階段需要更多的調(diào)峰容量滿足功率平衡需求，情形2與情形4中求出的調(diào)峰輔助服務(wù)費(fèi)用也會(huì)更高。

在短期階段考慮隨機(jī)性的情形1與情形2有著更高的火電收益，但系統(tǒng)總體收益更低。這是由于第二階段中各類場(chǎng)景的隨機(jī)性為系統(tǒng)靈活性提出了更高的要求，需要更多的可調(diào)火電容量來(lái)承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰任務(wù)，從而提高了系統(tǒng)成本。

4.4 所建年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型的有效性驗(yàn)證

基于本文所建模型仿真計(jì)算得到的年度調(diào)峰電量與啟停調(diào)峰次數(shù)結(jié)果如圖5所示。由圖5可見(jiàn)，在中長(zhǎng)期階段中求得的全年負(fù)備用不足天數(shù)共有33天，主要集中在用電量較大的第1季度與第3季度。短期階段所求得的新能源消納不足的時(shí)期共包含8個(gè)旬，主要集中在5—8月的豐水期間。加上啟停調(diào)峰也主要安排在日峰谷差較大的6—8月，因此如圖5所示，經(jīng)過(guò)評(píng)估全年調(diào)峰的輔助服務(wù)需求在冬季與夏季最為顯著，這與電網(wǎng)的實(shí)際調(diào)峰情況基本吻合，驗(yàn)證了所建模型的有效性。

圖5 年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求情況Fig. 5 Annual peak regulation auxiliary service demand

5 結(jié)論

針對(duì)目前模型無(wú)法評(píng)估調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)年度需求的問(wèn)題，本文構(gòu)建了基于多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化的年度調(diào)峰輔助服務(wù)需求評(píng)估模型，主要結(jié)論如下。

（1）通過(guò)多時(shí)間尺度的時(shí)序模擬，實(shí)現(xiàn)了風(fēng)、火、水多能源的季節(jié)性互補(bǔ)與旬內(nèi)尺度跨時(shí)段的優(yōu)化，提升了可再生能源的利用效率。模型在中長(zhǎng)期階段實(shí)現(xiàn)了火電機(jī)組的跨日啟停計(jì)劃優(yōu)化，更符合系統(tǒng)年度發(fā)電優(yōu)化調(diào)度與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的實(shí)際需求。

（2）提出一種多時(shí)間尺度隨機(jī)優(yōu)化模型。該模型在年度范圍內(nèi)考慮了擾動(dòng)源荷功率隨機(jī)性的影響，在不同時(shí)間尺度分別對(duì)電量與電力的隨機(jī)性進(jìn)行了模擬。相較于常規(guī)的中長(zhǎng)期確定性優(yōu)化模型，能更有效地應(yīng)對(duì)高比例可再生能源系統(tǒng)在中長(zhǎng)期時(shí)間尺度的隨機(jī)性問(wèn)題。

（3）利用模型的多階段特點(diǎn)，依據(jù)預(yù)計(jì)調(diào)峰能力和日棄水情況對(duì)深度調(diào)峰與啟停調(diào)峰的啟動(dòng)條件進(jìn)行模擬，并綜合考慮了調(diào)峰輔助服務(wù)的補(bǔ)償機(jī)制、分?jǐn)倷C(jī)制、分段報(bào)價(jià)機(jī)制等實(shí)際交易規(guī)則，實(shí)現(xiàn)了電力系統(tǒng)年度調(diào)峰需求的評(píng)估，驗(yàn)證了所建模型具有工程價(jià)值。