摘要
电能量市场与备用辅助服务市场联合优化能够在满足系统安全运行约束的前提下实现经济效益最优,是国外典型电力现货市场运行的最佳实践。在我国现行的“分层分区”电力调度管理体制下,电网安全与备用容量管理在区域、省级调度中心之间各有权责,存在全系统及各分区的备用需求容量配置、分区间备用的有效调度等问题,不能直接照搬国外的电能量与备用联合出清机制与模型。分析了我国区域互联电网条件下的电能量与备用辅助服务联合优化市场模式,提出了计及多因素的系统及各分区的备用需求容量设置方法,分别构建了单区域、多区域互联两种情形下的联合优化出清数学模型。最后,基于三区域IEEE-RTS96系统进行算例分析,验证了所提分区备用需求容量配置方法及区域电网联合优化出清数学模型可充分考虑区域间运行约束对预留备用容量有效性的影响,从而极大提升系统运行的可靠性。
（来源：电网技术 作者：周华锋1, 胡亚平1, 聂涌泉1, 何锡祺1, 赵化时1, 夏清2, 赖晓文3, 董成4）
1．中国南方电网有限责任公司 电力调度控制中心,广东省 广州市 510670
2．清华大学 电机工程与应用电子技术系,北京市 海淀区 100084
3．清华四川能源互联网研究院,四川省 成都市 610000
4．北京清能互联科技有限公司,北京市 海淀区 100080
关键词 :区域互联电网;电能量市场;备用市场;容量配置;联合优化;
0 引言
备用容量资源主要用于应对系统运行可能发生的有功不平衡,以保证电网安全稳定运行。已有研究和实践证明,备用容量的合理配置能够促进电网运行经济性、可靠性的协调。国外成熟的电力市场将调频、备用等辅助服务资源与电能量进行联合优化,由此带来更可观的经济效益。长期以来,我国备用容量资源的配置主要依据“两个细则”来开展,备用容量市场的建设仍处于起步阶段,部分省份以辅助服务市场建设为契机,设计了备用容量交易品种,并且逐步考虑了备用容量市场与电力现货市场之间的衔接关系。市场化改革背景下,电能量与辅助服务的联合优化已成为研究和应用的热点。
2019年8月,国家发展改革委印发《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》,在南方(以广东起步)、蒙西、浙江等第一批试点省份的经验基础上,进一步加快电力现货市场建设[1]。全国范围内电力市场改革推进,有利于实现更大范围内的电能资源优化配置,但在区域电网层面系统运行经济性与可靠性协调的矛盾也将日益突出。在此背景下,势必要考虑在各区域间构建电能量与备用辅助服务的联合优化市场,以此实现电能量与备用辅助服务资源的合理利用,通过各区域间的资源互济,提高系统的经济性及可靠性[2-3]。
区域互联电网条件下的电能量与备用辅助服务联合优化,需重点考虑：系统及各分区的备用需求容量设置方法、电能量与备用辅助服务联合优化市场出清数学模型、分区间备用的有效调度等问题。文献[4]考虑了Tr (response time of spinning reserve)电力不足期望值、非事故备用满足概率、事故备用满足度等因素提出了日前旋转备用容量的计算方法,文献[5]考虑系统频率响应特性,提出广义旋转备用容量的确定方法,但上述文献所提出的方法仅针对单一电网,未能完全反应当前系统及分区备用容量需求;文献[6]考虑地区间联络线传输容量约束、各地区最小备用容量需求和总备用需求,提出了区域电力市场中的分区备用模型,但未与区域电力市场相耦合,未对电能量和备用市场进行联合优化;文献[7]考虑分区备用,给出了电能量与备用联合市场均衡模型,但模型中未进一步考虑分区间备用的有效调度问题;文献[8]一种能量和区域备用联合调度模型,分区设定了最低要求,以保证在紧急情况下备用能有效地向上调度,但文中未涉及到电力市场交易给调度带来的影响。
上述仅单一的从系统备用容量设置、分区备用容量设置、电能量市场与备用市场联合优化、能量与区域备用联合调度的角度进行研究,无法适应区域电力现货模式下的能量与备用辅助联合优化。对此,本文在总结国外典型电力市场主辅协调模式的基础上,设计了适合我国区域互联电网的电能量与备用市场协调模式;充分考虑影响系统及分区备用容量需求的各种因素,提出了区域互联电网条件下的系统及各分区的备用需求容量配置方法;计及分区间备用有效调度,构建了区域互联电网条件下的电能量与备用辅助服务市场联合出清数学模型;最后,以三区域的IEEE RTS-96测试系统为例,验证了模型的合理性和可行性。
1 区域互联电网电能量与备用市场协调模式
国外的区域电力市场主要以美国PJM集中式电力市场和英国以双边交易为主的分散式电力市场为典型代表。集中式电力市场的主要优化目标是社会福利最大化,而分散式电力市场的优化目标是调度成本最低和辅助服务费用最小。目前,我国南方区域电力现货市场建设还未明确电能量与备用容量市场协调的方式,故需借鉴国外典型电力市场的经验,提出适合南方区域的电能量与备用市场协调模式,并需要重点考虑省间联络线传输通道对备用容量调用的影响。
1.1 国外典型电力市场主辅协调模式
美国PJM市场体系包括电能量市场、辅助服务市场、容量市场、金融输电权市场等,PJM按照时序联合出清电能量市场和辅助服务市场,以实现社会福利最大化。在日前,会同步出清日前能量市场和日前计划备用市场,运行日前机组组合程序,确定每小时的机组组合、满足计划备用的需求、次日每小时的节点边际电价(locational marginal pricing,LMP)和计划备用的出清价格。运行日内,PJM在小时前组织调频市场和同步备用市场,与实时电能联合优化。
英国电力市场中,97%的电量通过双边合同进行交易和执行,其余的不平衡量由平衡机制来解决;市场流程主要包括远期双边合同市场和期货市场、短期双边合同市场、平衡机制和不平衡结算。
虽然在平衡机制阶段进行实时电能竞价和调用辅助服务,但是两者都是通过签订双边合同或协议来获得的。因此,电能和辅助服务在市场获得上是相对独立的,耦合关系较弱。
在美国PJM的模式下,通过集中竞争的方式进行主辅联合协调优化实现了社会福利最大化,市场的组织方式较为简单,更适应我国当前的情况,但此模式下,用户的选择权较小,且只有在无省间壁垒的情况下才能完全展开;在英国NETA的模式下,市场参与者的选择权较大,但对市场主体的决策意识要求较高。
1.2 适合南方区域的电能量与备用市场协调模式
对于以广东起步的南方区域现货市场而言,若延续过渡阶段能量市场与备用市场分步出清的模式,难以实现理论上的经济最优,且传统调度模式考虑备用约束过于粗放,当区域内出现较多断面阻塞时,优化调度的系统备用存在部分无效备用容量,于此同时部分区域则存在备用冗余。因此,有必要考虑分区备用以及分区间联络线通道对备用的影响。
立足于我国传统的调度模式以及南方区域电力市场发展的趋势,本文从交易品种、组织方式、市场出清计算3个方面对区域电能量与备用市场的协调模式展开论述。
1）交易品种。
在能量市场与备用辅助市场联合优化的模式下,交易品种包括电能量、一级正备用、二级正备用、负备用,其中一级正备用是指可在10 min以内响应增加出力的备用,二级正备用是指可在10 min与30 min之间响应增加出力备用[7]、负备用是指可在10 min内响应减少出力的备用。调度机构会根据系统备用容量需求及投标情况,对区域电网内的各类资源进行联合优化。典型的区域互联电网一般由两个及以上子区域电网组成,各子区域电网纳入统一市场,区域之间可以彼此进行电能量、一级备用、二级备用的市场交易以实现资源互济,在确保系统安全可靠的前提下,实现经济更优。
2）组织方式。
区域互联电网电能量与备用辅助服务联合优化市场按照日前市场、实时市场的时序进行组织。
在日前市场,调度机构发布辅助服务需求信息,市场主体申报电能量、一级正备用、二级正备用、负备用交易信息(报量报价),依据日前现货出清边界条件,进行日前电能量与备用辅助服务联合优化出清,得到日前机组出力计划、备用计划、节点电价及备用价格;在实时市场,根据封存的日前申报交易信息,依据最新的实时边界条件,进行实时电能量与备用辅助服务联合优化滚动出清,得到实时机组出力计划、备用计划、节点电价及备用价格,并公布结果。
3）出清计算流程。
电力调度机构在日前根据备用容量管理原则,评估全网及各分区备用容量需求。在日前市场中,根据市场主体申报的信息及系统的运行方式、各区域间联络线的输电计划,采用安全约束机组组合(security constrained unit commitment,SCUC)和经济调度(security constrained economic dispatch,SCED)程序,计算运行日的96点机组出力曲线,包括区域互济和区域内的机组的备用计划,最后运用节点电价程序(locational pricing calculator,LPC)计算分时节点电价与备用价格。
在实时市场中,首先根据超短期负荷预测等边界条件,基于SCUC和SCED对日内机组的启停状态、出力曲线和备用计划进行滚动优化决策,并作为实时市场的边界条件,在运行时刻的前1 h,调度机构根据最新的系统运行信息,在日前和日内计划确定的开机组合的基础上,运行滚动安全约束经济调度程序,联合优化机组出力和备用以满足系统的最新需求,并在实时运行之前,采用价格计算模型,计算实时电能量市场出清形成每15 min的节点电价和备用价格,每小时内4个15 min的价格的算术平均值,计为该节点每小时的平均电价。市场出清的流程如图1所示。
一级正备用、二级正备用、负备用结算价格,定义为机组所在区域相应备用类型增加单位需求时所增加的费用,由机组所在区域的一级正备用、二级正备用、负备用价格与系统的一级正备用、二级正备用、负备用价格组成[9-13]。实时市场采用事前定价方式,即结算价格为实时市场事前出清价格,结算量为实际发、用电量、系统备用量。
2 备用需求容量配置方法
在区域互联电网无统一备用市场的情形下,各区域根据运行经验,按其最大统调负荷的某一固定比例来确定分区备用容量,各区域分区备用容量汇总形成系统备用容量需求。该种备用容量配置方法充分地保障了系统可靠性,却未过多考虑经济性。实际上,各区域间可以实现备用容量互济,在满足系统及各分区同样的可靠性标准前提下,通过合理配置备用容量提升系统运行的综合水平。
2.1 系统备用需求容量配置
考虑系统备用容量获取经济性,同时计及区域间备用互济时区域间联络线可用传输容量对备用容量可用性能的影响,本文采用基于系统电力不足概率(loss of load probability,LOLP)指标及区域间可用传输能力(available transfer capability,ATC)的系统备用需求容量算法[14-16]。
电力不足概率是目前电力系统最普遍采用的
2.2 分区备用容量配置
系统及各分区备用容量的用途主要分为：1）平衡瞬间负荷波动与负荷预计偏差;2）应对发电设备或输变电设备非计划停运导致的功率缺额;3）应对新能源预测出力偏大导致的功率缺额。基于以上考虑[16],在确定互联系统的备用需求容量之后,各分区按最大统调负荷、单一元件(含机组)故障,以及新能源预测出力偏差可导致本网的最大有功缺额,来分摊系统备用需求容量,具体计算方法如下：
3 电能量与备用联合优化数学模型
电能量与辅助服务联合优化市场的数学模型分为单区域与多区域互联两种情形。在单区域情形下,市场交易只在区域内部进行;多区域中,各子区域通过联络线连接,市场交易扩大至整个互联系统,可在各区域间进行市场交易。
3.1 单区域电能量与备用联合优化模型
区域现货市场联合优化出清模型主要包括安全约束机组组合(SCUC)模型、安全约束经济调度(SCED)模型以及节点电价(LMP)计算模型3部分。由于SCED模型与SCUC模型基本相似,LMP主要用于价格结算,本文主要提出区域互联电网电能量与备用辅助服务联合优化的SCUC数学模型。
3.1.1 目标函数
电能量与备用辅助服务联合优化,以机组发电总成本和备用总成本之和最小为优化目标,具体数学模型如下：
3.1.2 约束条件
电能量与备用辅助服务联合优化SCUC模型的约束条件主要包括系统约束、机组约束、网络约束等,具体如下：
1）系统约束。
①系统负荷平衡约束。
4 算例分析
为了验证所提出的区域互联电网电能量与备用辅助服务联合优化出清模型的有效性,本文基于三区域IEEE RTS-96系统进行了测试,系统节点数为72个,线路数为119条,其中跨区联络线为5条。根据是否考虑分区备用设置了两种场景：其一是不分区联合优化区域电网电能量与备用辅助服务;其二是分区联合优化区域电网电能量与辅助服务。所有数学模型采用MATLAB编程实现。
4.1 算例参数
本算例中采用的三区域IEEE RTS-96系统如附录图A1所示。3个区域中,分区1机组设置为低价机组,分区2机组设置为中价机组,分区3机组设置为高价机组。
根据第2节所提备用需求容量配置方法计算出,不分区与分区情况下各区域的各级备用需求如表1、2所示。算例中系统的负荷曲线如图2所示。
4.2 仿真结果及分析
当考虑分区备用联合优化区域电网电能量和备用辅助服务时,系统中机组的开停机状态、机组的SCED出力曲线、一级备用容量曲线、二级备用容量曲线、负备用容量曲线分别如图8—12所示。
在考虑分区备用的情况下,利用SCUC和SCED程序出清所计算出的各项成本如表4所示,机组组合收敛精度(MIPGap)为0.1%以内。
组多开4h,机组组合情况变化不大。
对比图4与图9可知,在考虑分区备用的情况下,机组的实时出力发生变化,分别统计分区时各分区机组各时段总的出力变化,可得图13。
由图13可知当考虑分区备用时,相较于不考虑分区备用的情况,分区3的高价机组总出力变化不大,分区1与分区2机组出力水平变化较大。在非高峰时段,分区2的中价区机组出力增加,分区1低价区机组出力减少;在高峰时段分区2中区机组出力减少,分区1和分区3机组出力增加。
分别对比图5与图10、图6与图11、图7与图12可知,在两种情况下,机组的各级备用存在一定差异,考虑分区备用时,各区域各级备用按照负荷均匀分布,当不考虑分区备用时,各区域各级备用在全系统内进行优化,该情况下各时段各区域各级备用容量分别如图14、15、16所示。
在不考虑分区备用的情况下,机组成本较低的分区1提供各级备用的容量较多,分区3提供的各级备用容量相对较少。
通过上述对比可知,考虑或者不考虑分区备用联合优化区域互联电网的电能量与备用辅助服务,对机组的出力水平影响不大,两种方式下,机组的电能量成本差异较小,考虑分区备用时的机组发电成本仅比不考虑分区备用高0.25%。两种情况下,各区各级备用计划差异较大,考虑分区备用时,一级正备用、二级正备用和负备用的成本相较于不考虑分区备用时分别高出20.4%、20.9%和7.7%。但备用的总成本在总成本的占比较低,考虑分区备用的总成本仅比不考虑分区备用的总成本高0.3%。
但在不考虑分区备用的情况下,分区1与分区3之间的联络线,1天之内有21个时段(高峰时段)处于满功率运行的状态,该联络线对21、22号主力备用机组而言,转移分布因子均大于0.1,此时若分区3发生故障,该部分备用无法有效输送至分区3,其供电稳定性无法得到保障。而考虑分区备用时,无论哪个区域发生故障,区内备用均能及时输送。
故在考虑分区备用优化的情景下,系统的可靠性获得了极大的提高,因为当区间联络线阻塞或者故障,分区内的机组可以提供备用容量,而不考虑分区备用联合优化时,联络线阻塞/故障可能会导致分区备用无法跨区域有效调度。
5 结论
本文在国外典型电力市场主辅协调模式的基础上,总结出适合南方区域的电能量与备用辅助服务联合优化市场模式,同时提出系统备用需求容量、分区备用需求容量配置方法,并提出电能量与备用联合优化出清模型,通过算例分析,得出如下结论：
1）电能量与备用辅助服务联合优化,能够充分调用电能量与备用辅助服务资源,以实现区域电力现货市场下的经济最优。
2）区域间互联电网电力市场的构建,可以实现分区之间的资源互济,使各区域合理保留备用需求容量,实现系统电能量与备用总购买成本最低,具有显著的经济效益。
3）在联合优化模型中考虑分区备用以及区域间联络线传输容量约束,可以有效地解决分区间备用的有效调度,提高备用的利用率,对工程实践有一定的指导意义。
下一步,需进一步对我国区域互联电网条件下的调频、备用、电能量三者联合优化市场进行研究,以推动构建更完备的区域电力现货市场。
附录A
图A1 IEEE RTS-96系统Fig. A1 IEEE RTS-96 system
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原标题：区域互联电网电能量与备用辅助服务联合优化模型研究
