考虑风电波动性的调峰辅助服务交易方法研究

张健， 郑威， 张德亮， 袁森， 张国强， 薛艳军

(1.山东电网有限责任公司 电力调度控制中心，山东 济南 250002；2.国网山东省电力公司 电力科学研究院，山东 济南 250002；3.北京清大科越股份有限公司，北京 100084)

0 引 言

低谷调峰期间，燃煤电厂出力低于最小技术出力，将导致燃煤电厂出力调整速率低于正常运行工况下的调整能力。在互联电网中，当某区域电网内风电出力波动时，如果系统出力调整速率不能满足系统需求则将导致其频率与联络线交换偏差指标越限，严重时可能导致整个频率稳定破坏。因此在调峰辅助服务市场中，市场撮合交易模型必须考虑风电波动性影响。

《并网发电厂辅助服务管理实施细则》中明确了不同类型电源的基本调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务范围[1]。文献[2]基于不同电源运行特性的分析结果，提出了有偿调峰辅助服务需求计算方法。文献[3]引入分段电价机制，提出了调峰辅助服务交易模型，以提升跨区送电中风电消纳的问题。文献[4]充分考虑风电和燃煤电厂两类主体的价格承受能力和调峰成本，提出了燃煤电厂有偿调峰交易模型和补偿机制。文献[5]提出了考虑经济约束的调峰辅助服务交易模型，据此测算了山区风电接纳能力。文献[6]研究了区域电网并网发电厂辅助服务补偿机制，提出了考虑各局部电网调峰幅度相同的调峰辅助服务分摊机制。文献[7-8]分别介绍了浙江电网外送电调峰服务和东北区域电网调峰辅助服务的实践情况。

当前调峰辅助服务交易机制的研究均未考虑风电波动性对电网运行的影响。为此，本文将首先深入研究频率与联络线偏差考核模式下风电波动性的控制要求，构建考虑风电波动性的调峰辅助服务市场交易模型，以解决低谷调峰期间电网安全运行问题。

1 满足风电波动性的控制要求分析

1.1 频率与联络线偏差控制要求

频率与联络线交换偏差考核是当前互联电网中最核心的考核标准，其基本要求是同时考虑互联电网的频率偏差和区域间联络线交换功率偏差，统筹各区域调节能力，计算其出力调节需求，并以10 min为时间范围对其调节情况进行统计评价[9-10]。具体来说，频率与联络线交换偏差考核要求可表述如下：

ΔPG>λΔf+ΔPE

(1)

式中:ΔPG为局部电网发电出力调整量；Δf为10 min范围内最大频率偏差，按照当前互联电网运行控制要求，正常运行过程中，最大频率偏差为0.02 Hz；λ为局部电网频率偏差分摊系数，是由互联电网运行特性决定的给定值；ΔPE为外送电功率交换偏差，等价于外送电计划增量、负荷波动量和风电等间歇式电源出力波动量之和。外送电功率交换偏差可表示为：

ΔPE=ΔPS+ΔPL+ΔPW

(2)

式中:ΔPS、ΔPL、ΔPW分别为外送电计划增量、负荷波动量和风电等间歇式电源出力波动量。

1.2 风电/负荷波动性分析

负荷波动、风电等间歇式电源出力波动是影响频率联络线交换偏差的主要因素。虽然两种波动分量的类型和特性不同，但是其分析方法一致，已成为当前电网运行分析的基本方法。本文将以文献[11]所介绍的分析方法为基础，选用风电波动性为对象介绍波动性分析的基本方法。

考虑到频率与联络线交换偏差的统计评价时间为10 min。在统计评价风电波动性时，首先统计每10 min风电最大、最小出力，两者之差即为10 min内风电最大波动量。统计风电10 min最大波动量，并根据其分布规律对数据进行离散化处理，统计每个区间的波动分量出现次数，据此分析其分布概率，离散化的风电出力10 min最大波动量分布。基于系统能够接受的概率水平，确定风电10 min波动量。

以我国某省区电网为例，根据2016—2017年的实际数据，统计得到该省区风电出力10 min最大波动量分布，如图1所示。据此，可以分析得到该省区在满足可接受概率98%的水平下，风电出力10 min波动量为130 MW。

图1 某电网风电出力波动量分布

1.3 风电调节要求

实际运行过程中，为满足频率与联络线交换偏差调整要求，系统中燃煤电厂的出力调节能力必须超过其调节需求，即需要满足：

(3)

(4)

系统中风电等间歇式电源装机较小或无装机时，燃煤机组出力调节只需要满足频率偏差、送受电计划增量和负荷波动三方面变化要求。当风电等间歇式电源装机规模增长后，必须考虑风电的波动影响。特别是风电的逆调峰特性显著，导致低谷时段燃煤机组出力低于其最小技术出力，出力调节能力将低于正常水平。因此在低谷调峰期间，必须考虑燃煤机组出力波动满足含风电波动性的调整需要，即满足：

(5)

2 考虑风电波动性的调峰辅助服务交易模型

2.1 目标函数

调峰辅助服务交易的决策目标为风电调峰需求得到最大化满足，可表示为：

(6)

2.2 约束条件

组织交易中所需要考虑的约束条件包括电网安全运行约束和风电场出力匹配度约束等。

1)交易价格约束

交易价格约束是指以调峰辅助服务的成交价为分界，对于调峰辅助服务购买方风电企业，其申报价格高于成交价才能成交。对于调峰辅助服务提供方燃煤电厂，其申报价格低于成交价才能成交。

该约束条件可表示为：

(7)

基于式(7)可以保证报价高于成交价格的风电场,其申报的调峰辅助服务需求能够得到满足。报价低于成交价格的燃煤电厂,其申报的调峰辅助服务提供量能够得到匹配,否则不成交。

2)成交量约束

成交量约束是指燃煤电厂和风电场调峰辅助服务成交量小于其申报量。该约束可表示如下：

(8)

3)成交价格约束

成交价格约束是指由市场交易规则所确定的成交价格与风电场、燃煤电厂申报价格之间的关系。出清成交模式包括边际出清和统一出清等。这里以统一出清为例，风电场、燃煤电厂具有相同的出清成交价格，该价格为所有成交的风电场、燃煤电厂申报价的按照其成交量的平均值。则成交价格约束可表示为：

(9)

式中：NH为燃煤电厂数量。

4)电网安全约束

电网安全约束是指调峰辅助服务交易所必须考虑的电网安全约束条件，也即必须考虑风电波动性对电网频率与联络线交换偏差的影响。该约束已在上一节予以介绍，详见式(5)。

2.3 模型特点

模式设计上具有特点如下：

(1)成交价格的形成由调峰辅助服务需求方风电场和提供方燃煤电厂双边交易形成，充分考虑了市场双方的价格交易意愿。

(2)模型约束条件中考虑了风电波动性对频率与联络线交换偏差的影响，能够保证深度调峰期间电网有功调整能力满足调节要求，满足安全性要求。

(3)优化目标以风电调峰需求最大化为目标，符合清洁低碳的电网调度运行发展要求,满足提升风电等间歇式电源消纳的运行目标。

3 算例分析

本文将以山东电网基础数据构造算例，以验证本文所提出方法的有效性。

3.1 基础数据

选取某日04∶00，该时刻风功率预测为3 240 MW，调峰辅助服务需求为240 MW。为满足调峰辅助服务需求，避免弃风，选择了10台装机容量为300 MW的燃煤机组参与调峰辅助服务交易，其不同运行水平下的调节能力对比如表1所示。

表1 燃煤机组10 min调节能力对比

3.2 数据分析

为验证本文所提出方法的有效性，本文将对比两种场景下的调峰成本和爬坡能力:①不考虑风电波动性要求，即不考虑本文中式(5)所示的风电波动性约束对调峰辅助服务交易的影响；②考虑风电波动性要求，即在场景①的基础上考虑风电波动性影响。

两种场景下，10台机组的调峰辅助服务交易结果如图2所示。

图2 机组调峰辅助服务对比

如表2所示，进一步对比了调峰辅助服务提供量和对应的机组爬坡能力，可以看出两个场景下系统提供的调峰辅助服务相同，但是所对应的燃煤机组爬坡能力不同，场景②由于考虑了风电波动性要求，其爬坡能力明显高于场景①，这就保证了在深度调峰期间燃煤机组能够及时跟踪调节需求，保证系统频率与联络线交换偏差调节要求。

表2 系统调节能力对比

4 结束语

本文分析了风电波动性对电网运行的影响，提出了考虑风电波动性作为约束条件的双边调峰辅助服务市场交易模型。通过对算例分析，验证了本文所提出的考虑风电波动性的双边调峰辅助服务市场交易模型的有效性，解决了频率与联络线偏差考核模式下由风电波动性导致的低谷调峰区间电网安全运行问题。