基于改进的电力现货交易下调度研究

2020-10-09樊国旗樊国伟刘昌东王吉利刘瑞丰刘大贵

四川电力技术 2020年4期

樊国旗，樊国伟，刘昌东，蔺红，王吉利，刘瑞丰，程林，罗庆，刘大贵,

(1.新疆大学电气工程学院，新疆乌鲁木齐 834200；2.国网浙江省电力有限公司金华供电公司，浙江金华 321001；3.国网新疆电力有限公司，新疆乌鲁木齐 830011；4.国家电网公司西北分部，陕西西安 710048)

0 引言

新能源在促进可持续发展和低碳社会转型中发挥着重要作用[1-2]，但是由于新能源波动性对电力系统调峰带来了巨大的压力，导致了新能源限电[3-4]。电力市场建设特别是现货交易开展可增加系统调峰能力减少新能源限电[1,5-6]。

文献[7]设计了日内基于现货交易下的发电调度系统。文献[8]设计了新能源富集地区可再生能源现货市场支持系统，从而促进新能源跨区消纳和资源配置能力。文献[9]在考虑多日负荷特性基础上基于市场化方式实现了多日机组组合和日前出清。文献[10]结合增量优化模式和全电量优化模式特点对中国电力现货市场发展提出了建议。

针对以上文献较少关注于现货交易环节中激励机制问题，下面基于“非价格歧视”对现货交易中环节进行改进，增加现货交易成员，解决现货交易成员因价格歧视导致积极性不足的问题。此外，现货交易成员增加可以增减系统调峰能力，减少新能源限电。然后，通过新疆某地区实际算例对比无现货交易、原有现货交易和改进现货交易下的系统成本，验证改进现货交易下调度方法的有效性。

1 现货交易成员

目前现货交易包括火电机组深度调峰、自备电厂虚拟储能、小工业负荷(和自备电厂负荷产业相同，由于负荷较小无自备电源)用户侧调峰。这里将采暖负荷也考虑在内，对原有的现货交易成员进行补充。

1.1 火电机组深度调峰

火电机组通过深度调峰可以降低出力至最小技术出力之下，从而增大新能源消纳。火电机组参与深度调峰现货交易前后火电机组最小技术出力和新能源限电对比如图1所示。

图1 火电机组深度调峰参与现货交易

1.2 自备电厂虚拟储能

自备电厂虚拟储能通过增减火电机组出力或负荷参与现货交易。自备电厂减小出力(增大负荷)储存电能，可促进新能源消纳；自备电厂增大出力(减小负荷)释放电能，可减小系统非计划失负荷。自备电厂火电机组虚拟储能在最小技术出力和最大技术出力之间，不参与深度调峰。图2为自备电厂参与虚拟储能现货交易前后自备电厂出力和新能源限电对比，图2中自备电厂负荷未参与虚拟储能现货交易。

图2 自备电厂虚拟储能参与现货交易

1.3 小工业负荷用户侧调峰

小工业负荷无自备电源，通常根据系统峰谷电价制定生产计划。目前，小工业负荷在峰电价时段参与用户侧调峰按照平电价结算，在平电价时段参与用户侧调峰按照谷电价结算。新疆峰电价时段为10:00—13:00和19:30—0:30，平电价时段为8:30—10:00和13:00—19:30,谷电价时段为0:30—8:30。图3为小工业负荷用户侧调峰前后小工业负荷和新能源限电对比，图3中小工业负荷仅在10:00—13:00时段新能源限电时负荷侧调用参与现货交易。

图3 小工业负荷用户侧调峰参与现货交易

1.4 采暖负荷参与现货交易

目前现货交易成员中未包含采暖负荷，为促进新能源消纳，可将采暖负荷考虑到现货交易中采用供暖机组和电锅炉联合运行。当新能源限电时，可减小供暖机组出力并同等增大电锅炉功率，保持总供暖功率不变。图4为采暖负荷参与现货交易前后供暖机组出力和新能源限电对比。

图4 采暖负荷参与现货交易

2 现货交易成交顺序及改进

2.1 当前成交顺序

当计划不能满足新能源实时消纳需要开展现货交易时，各交易成员按照“集中竞价”方式进行；按照报价从低到高依次成交，报价成本在成交优先顺序中起到决定性作用。假设没有激励的自备电厂负荷虚拟储能、小工业负荷谷电价时段和采暖负荷不参与现货交易，则现货成交顺序如图5所示。

图5 现货交易成交顺序

2.2 改进后成交顺序

在小工业负荷用户侧调峰规定中，峰、谷、平电价时段固定，激励措施只在峰、平电价时段。在谷电价时段未有相应激励措施，不能激励小工业负荷谷电价时段负荷侧调峰的积极性。

自备电厂虚拟储能增减火电机组出力不能满足系统需要时，需要增减负荷。然而自备电厂负荷虚拟储能定价只有50元/MWh，产生“价格歧视”现象[12]。“价格歧视”指面对不同对象提供相同等级和质量的商品但定价不同。

提出将小工业负荷用户侧调峰谷电价时段调用、自备电厂负荷虚拟储能、采暖负荷参与现货交易按照“非价格歧视原则”激励定价为152.5元/MWh，这个价格和小工业负荷用户侧调峰峰电价、平电价时段的激励定价相同。

通过上述改进后现货交易成交顺序如图6所示。

图6 改进后现货交易成交顺序

3 现货交易调度计划

3.1 目标函数

调度目标：新能源限电量Wn.a最小，即

(1)

式中,Pn.a为新能源限电功率。

新电源限电和现货交易总成本Cs为

Cs=Cn.a+Cf.d+Cv+C1+Ch

(2)

式中：Cn.a为新能源限电成本；Cf.d为公用火电机组深度调峰交易成本；Cv为自备电厂虚拟储能交易成本；C1为小工业负荷用户侧调峰交易成本；Ch为采暖负荷交易成本。

新能源限电成本为

(3)

式中：cn.a为新能源限电单位成本；T为新能源限电时间。

火电机组深度调峰交易成本为

(4)

式中：Pf，d，i为公用火电机组参与深度调峰功率；cf，d，i为火电机组深度调峰交易单位成本，i=1，2分别表示1档深度调峰和2档深度调峰；T1为公用火电机组深度调峰时间。

自备电厂虚拟储能交易成本为

(5)

式中：Pv，j为自备电厂虚拟储能功率，j=1，2分别表示自备电厂火电机组和负荷参与虚拟储能；cv，j为自备电厂虚拟储能交易单位成本；T2为自备电厂虚拟储能时间。

小工业负荷用户侧调峰交易成本为

(6)

式中：P1为小工业负荷用户侧调峰功率；c1为小工业负荷用户侧调峰单位交易成本；T3为小工业负荷用户侧调峰时间。

采暖负荷交易成本为

(7)

式中：Ph为采暖负荷交易功率；ch为采暖负荷交易单位成本；T4为采暖负荷交易时间。

3.2 约束条件

1)系统功率平衡约束

(8)

2)火电机组约束

机组出力Pf，i约束为

(9)

爬坡约束为：

(10)

(11)

4 算例分析

4.1 地区情况

新疆某地区负荷、新能源出力如图7所示。非自备负荷为系统总负荷减去自备总负荷，非自备等效负荷为非自备负荷减去新能源功率。公用火电机组深度调峰负荷率为40%～50%时按照200元/MWh，负荷率小于40%时按照400元/MWh价格计算。峰电价为547.5元/MWh，平电价为395元/MWh,谷电价为242.5元/MWh，新能源限电成本为500元/MWh。