川渝电网联合跨省调峰模式研究

王 浩，夏远洋，吴智宇，陈英豪

(雅砻江流域水电开发有限公司，四川 成都 610051)

近年来，四川、重庆负荷增长较快，峰谷差逐步增大。随着新能源装机的快速增长，系统调峰困难问题进一步加剧[1]。川渝电网中，重庆装机以火电为主，电力供应呈现“冬夏偏紧，其余宽松”态势；四川装机以水电为主，枯水期电力供应不足，丰水期大量弃水，清洁能源消纳困难。为充分利用电力资源，促进电力平衡和清洁能源消纳，有必要对川渝电网联合跨省调峰进行研究。

我国学者对区域电力系统调峰机制进行了深入的研究。文献[2]研究了网省两级调度模式下常规水电、火电、核电、抽水蓄能等多种电源联合调峰的方法，使用该方法进行了实例分析，结果表明可大幅度削减各电网负荷峰谷差。文献[3]分析了东北电网调峰辅助服务市场设计的原则、理念，介绍了市场规则、运作流程，对市场运行效果进行了分析。文献[4]介绍了华东电网调峰辅助服务市场运营规则，对市场出清机制、费用分摊方式等问题进行了探讨。文献[5-6]研究了区域电网的调峰辅助服务交易机制，对市场出清模型进行了研究。

目前的研究文献对区域电网联合调峰的模型、调峰辅助服务的出清定价机制等做了较为深入的研究，但对省间调峰辅助服务的交易方案、出清定价、结算方式等完整的交易模式的研究较少。本文分析了川渝电网的装机构成和电力平衡现状，针对性的提出了川渝电网的省间调峰辅助服务交易模式，构建了出清模型，给出了省间调峰市场方案，算例表明所提模型和方案是有效的。

1 川渝电网基本现状

1.1 四川电网基本现状

1.1.1 装机容量

四川省水力资源丰富，是我国重要的水电基地。截至2020年底，全省装机容量101 050 MW。从调度层级来看，国调机组23 100 MW，网调机组3 300 MW，省调机组60 924 MW，地调机组13 726 MW。省调机组中：水电41 926 MW、火电12 460 MW、风电4 260 MW、太阳能1 690 MW。2020年四川省发电装机结构如图1所示。

图1 2020年四川省发电装机结构图

1.1.2 电力平衡情况

四川电网呈现“丰余枯缺”的供需形态，丰水期电力外送后仍有富余，水电大量弃水，枯水期电力供应不足，需要外购电以满足省内用电需求，夏季尖峰时段电力供应紧张，须增开火电机组顶峰。

2020年四川电网最高用电负荷47 010 MW，平均峰谷差约17 000 MW，平均峰谷差率37%。

1.2 重庆电网基本现状

1.2.1 装机容量

重庆装机以火电为主。截至2020年底，重庆统调装机容量为20 043 MW，其中水电4 834 MW、火电13 647 MW、新能源1 561 MW。2020年重庆统调发电装机结构如图2所示。

图2 2020年重庆发电装机结构图

1.2.2 电力平衡情况

重庆跨省区电力交易以外购为主，电力供需呈现“冬夏偏紧，其余宽松”态势，局部时段电力供应紧张，高峰时段备用不足，电网峰谷差较大，低谷调峰困难。

2020，重庆统调最高负荷21 880 MW，平均峰谷差约5 000 MW，平均峰谷差率40%。

2 川渝电网联合调峰分析

2.1 川渝电网调峰现状

四川电网汛期调峰较为困难，夏季尖峰时段电力供应紧张，低谷时段电力严重富余，水电由于参与调峰损失较大。四川目前仍采用“两个细则”进行调峰辅助服务的考核和补偿，调峰资源调配的公平性和有效性不高，水电调峰弃水电量高居不下，汛期清洁能源难以消纳。

重庆电网深度调峰比较困难，低谷调峰问题严重。目前已建立了调峰辅助服务市场，2019-06-01日正式启动运行。从运行的效果来看，采用市场化的方式调配市内调峰资源，激励了火电机组充分挖掘调峰潜力，火电申报的调峰能力较市场启动前大为提高，一定程度上缓解了电网低谷调峰的压力。

2.2 调峰问题原因分析

四川电网水电装机占比大，由于水电机组启停迅速、调节灵活，调峰问题总体并不严重，但汛期水电调峰就要弃水，水电参与调峰的损失较大。

重庆电网以火电为主，主要燃煤机组调峰幅度在37%～45%额定出力，调峰能力普遍不高，而电网峰谷差大，近年平均峰谷差率在40%左右，最大峰谷差超过50%，加上水电来水比较集中，外购电基本不参与调峰，所以调峰比较困难。

目前，重庆和四川的调峰资源没有实现跨省调剂，一定程度上加重了川渝电网调峰问题的严重性。

2.3 联合调峰的可行性

从政策层面看，国家能源局在积极推进跨省跨区电力辅助服务补偿机制建设，明确跨省区电网可探索建立省间电力辅助服务市场。目前，国内东北、华东等地已建成了区域电网调峰辅助服务市场，运行情况良好，为跨省区联合调峰积累了宝贵经验[3-4]。

四川电网、重庆电网均属于国网西南分部管辖范围，通过6回500 kV交流输电线路相连，电力联系紧密，具备联合调峰的条件。装机结构上，四川电网火电、水电、新能源的装机占比分别为16%、78%、6%，重庆电网火电、水电、新能源的装机占比分别为68%、24%、8%，两者刚好可以互补。

综合所述，四川、重庆两地可通过川渝联络线跨省调剂调峰资源，促进系统电力平衡，川渝联合调峰具备可行性。

3 川渝电网联合调峰模式构建

3.1 联合调峰机制

探索采用市场化方式联合调峰，实现川渝地区调峰资源省间互济。西南调控分中心负责开展跨省调峰，各省级调控中心负责开展省内调峰。跨省调峰交易品种为省间降荷调峰交易，以机组调减出力为标的，可在日前和日内开展。买方为备用不足省的发电企业，由省级电力调控中心代理申报[6]，卖方为调峰能力充裕省的燃煤火电及其他具备调峰能力的发电企业[7]。

买方省级调控中心申报富余外送需求曲线，卖方发电企业申报电力电价调峰曲线，电力为可以提供的下调幅度，电价为期望获得的补偿价格。采用分时段集中竞价、统一边际价格出清机制，形成出清价格及中标调峰电力。当存在多个发电企业申报价格等于边际出清价格时，中标调峰电力按该价格下各发电企业的申报电力比例分配。当省间联络线输送能力小于需求时，调峰需求电力按省间联络线最大输送能力修正[6]。出清结果经安全校核后下发执行。卖方机组调减出力提供调峰辅助服务获取补偿费用，扣除相应的发电计划。该补偿费用由买方电网公司相关发电企业按照交易时段内调峰不足而多发电量的比例分摊[8]。

3.1.1 目标函数

市场报价为调峰辅助服务提供方期望获得的补偿价格，报价低的机组优先中标，目标函数为系统产生的调峰补偿费用最小：

(1)

式中：Ci,s为机组i申报的分段s的补偿价格；Bi,t,s为机组i在时段t内分段s的中标调峰电力；N为调峰辅助服务申报机组总台数；T为总时段数；M为报价的总段数[6]。

3.1.2 约束条件

(2)

式中，Dt为在t时段系统的调峰需求。

2)机组调峰能力约束。机组的调峰幅度不能超过其调峰能力：

(3)

3)爬坡滑坡约束。机组爬坡滑坡速率需满足要求：

(4)

(5)

4)断面潮流约束。调峰辅助服务市场出清后，中标机组的发电出力和省间联络线的交换功率会在原始计划的基础上发生调整，功率调整量会对网络潮流分布产生影响[6]。断面潮流约束可表示为

(6)

3.1.3 模型求解

省间调峰市场出清模型为线性模型，可选用成熟的数学软件进行该模型的求解，本文采用Cplex软件进行计算。

3.2 川渝省间调峰市场方案

3.2.1 市场成员

市场成员包括市场运营机构和市场主体。市场运营机构为西南分中心和有关省级电力调度机构，市场主体包括西南分中心直调发电企业、省调直调发电企业和有关电网企业。

西南分中心负责管理和运营西南电力调峰辅助服务市场，依据市场规则组织跨省调峰辅助服务交易，开展跨省调峰辅助服务结算服务，并对省间断面输电能力开展安全校核。

省级电力调度机构配合西南分中心运营西南电力调峰辅助服务市场，开展本省发用电平衡预测，及时申报调峰购买需求，开展省内断面输电能力安全校核，合理安排电网运行方式，保障交易结果执行。

省级电力交易机构负责提供交易结算依据，开展省内调峰辅助服务结算服务。

发电企业按市场规则参与西南电力调峰辅助服务市场，根据市场出清结果履行合同。

省级电网企业按照市场规则参与西南电力调峰辅助服务市场，提供输电服务，按照结算依据与有关市场主体进行结算。

3.2.2 交易流程

川渝电网省间调峰辅助服务市场设计为包含日前市场和日内市场。日前由省级调控中心申报次日96点调峰需求曲线，日内由省级调控中心分时间段集中申报日内调峰增量需求。报价可合理分档并设置报价上限。

买方在西南调峰辅助服务市场申报调峰需求电力。卖方根据自身能力申报调峰电力电价。系统按照市场规则出清，西南分中心将出清结果纳入省间联络线日前(实时调整)计划，下发各省调度机构。买方、卖方调度机构接收西南分中心下发的省间联络线日前(实时调整)计划、调峰辅助服务市场出清结果等数据，编制省内机组日前(实时调整)计划，经安全校核后下发执行[9]。交易流程图如图3所示。

图3 省间调峰辅助服务交易流程图

3.2.3 交易执行

发电企业实际出力与市场出清结果出现偏差，所在省级调度机构应调整其他发电企业发电计划，确保省间联络线上本市场交易结果严格执行。提供调峰辅助服务的发电企业因机组缺陷等自身原因发电偏差超过发电计划一定的标准时，可按以下原则处理：当调峰实际电量大于调峰中标电量时，按照市场出清结果结算，多调部分不予补偿；当调峰实际电量小于调峰中标电量时，对调峰缺额电量部分进行考核，处以考核罚金；调峰缺额电量由其他发电企业提供，电网企业将考核罚金补偿给参与联络线功率调整的其他发电企业。

3.2.4 交易结算

西南分中心负责提供调峰辅助服务市场出清结果、交易执行情况，出具联络线和直调电厂结算依据，电网企业按电费结算关系对发电企业开展电费结算。调峰辅助服务费用实行日清月结、优先结算，与当月电费结算同步进行。

4 算例分析

4.1 基本信息

以西南电网实际情况为基础，暂不考虑西藏，将四川电网、重庆电网及相关断面作等值简化处理，电网简化结构如图4所示。

图4 川渝电网结构图

川渝电网最大输电能力按6 000 MW考虑。调峰辅助服务提供方机组的申报价格分为3档，每个档位的负荷率如表1所示。

某时段四川跨省调峰需求为260 MW，重庆调峰能力富余燃煤机组的申报信息如表2所示。

4.2 计算结果

采用CPLEX软件求解，进行无约束优化计算，出清结果如表3所示。

表3 出清结果

第1档的边际出清价格为160元/MW，第2档的边际出清价格为210元/MW，出清结果经安全校核可以通过。

4.3 结果分析

由于调峰需求为260 MW，而申报的调峰辅助服务提供方机组第1档的调峰能力为200 MW，第1、2档的调峰能力合计为350 MW，报价较低的机组B、C可以中标第2档，机组A仅可中标第1档。由于机组B、C第2档报价相同，中标的调峰电力按其在该档位的调峰容量分配，分别为40、20 MW。该时段出清结果中标调峰电力的平均补偿价格为171.5元/MW。

5 结 语

川渝电网峰谷差大，低谷调峰困难，随着新能源装机规模的快速增长，系统调峰和清洁能源消纳的压力进一步增大，现行仅以各自省(市)为主体的调峰机制已难以适应实际需要，有必要建设川渝电网联合调峰辅助服务市场[10]。

本文设计了川渝电网联合调峰的实现机制和方案，卖方发电企业降低出力提供调峰服务，按市场价格获取合理补偿，买方电网公司支付调峰补偿费用，由相关发电企业按照交易时段内调峰不足而多发电量的比例分摊，分摊方式科学合理，算例表明所提方案可行。