参与风电消纳的自备电厂发电权交易和清洁替代优化模型

2022-09-26李雪芹吴文娴张诚敏欧阳顺周任军

电力科学与技术学报 2022年4期

李雪芹，吴文娴，张诚敏，欧阳顺，周任军

(1.长沙理工大学湖南省清洁能源与智能电网协同创新中心，湖南长沙 410114；2.国网湖南省电力有限公司供电服务中心(计量中心)，湖南长沙 410004)

近年来因风电的“反调峰”和“随机”等特性，电网调峰容量不足，弃风现象常有发生[1-2]。占中国火电总装机容量比重高达13%的燃煤自备电厂，装机容量小，响应速度快，具有一定的调控能力，但目前并未充分发挥其参与电网调控的潜能。同时自备电厂对冲了较大部分工业负荷的容量，减少了风电等新能源的发电上网空间[3]。自备电厂是特殊时期的历史产物，管理水平相比公用电厂低，早期发展没有被重视，未被纳入公平参与市场竞争的对象，因此，其参与电网调控等辅助服务的潜能没有被充分挖掘。随着自备电厂相关文件出台，自备电厂规范发展，被认定为参与电力市场交易的主体[4]。在新的政策引导下，自备电厂有更多机会参与市场交易，充分发挥其容量小、灵活、分布广泛的优势，积极参与电网调峰和清洁能源消纳等辅助服务。针对以上情况，目前，已有部分地区出台了自备电厂参与替代交易的相关政策，通过自备电厂参与调峰前提下的风电等新能源企业替代自备电厂发电，实质性提高新能源的发电上网电量。从技术层面分析自备电厂参与替代交易，量化风电消纳量、自备电厂机组燃煤消耗量、自备电厂运行成本等，有利于促进自备电厂参与市场替代交易的进一步实施，减少弃风、降低燃煤消耗，实现电能清洁替代。

在现有研究中，自备电厂将发电权转让给新能源发电企业，是其参与市场交易承担电网调峰和消纳风电的有效措施。从政策和市场的角度，自备电厂参与发电权交易是可行且必要的，建立新能源企业与自备电厂的中长期电量置换模型，可以实现交易双方共赢[5-6]；采用效用函数和CVaR方法，结合考虑电量、电价、燃料成本等风险因素建立自备电厂参与发电权交易的风险—评估—决策模型[7]；在发电权交易的关键参数优化方面，基于随机生产模拟的发电权交易可以实现促进风电消纳效果的快速定量评估[8]。然而，目前关于自备电厂参与风电消纳的研究主要集中在市场属性上，交易的方式以中长期电量交易为主。对于热电联产自备电厂(简称“自备电厂”)参与促进风电消纳的发电权替代交易，受其机组运行特性、风电出力情况影响，中长期合同在日内实际执行中，发电权实时供需关系存在较大偏差，使得自备电厂采用中长期合同的发电权交易在实际优化调度中不能很好被落实。此外，中长期合同发电权交易多以固定单价进行交易，不能体现发电权出售方和购买方短时间尺度的发电权供需关系。因此，考虑自备电厂短时间尺度发电权交易更能符合实际需求，有必要深入研究。

在已有研究基础上，本文设计自备电厂参与短时间尺度发电权交易模式，自备电厂内部利用电加热装置解耦机组“以热定电”约束，以自备电厂运行成本最低为目标，构建风电厂清洁替代自备电厂调度模型。仿真结果表明，该方法有效提升风电消纳水平，降低自备电厂运行成本，促进自备电厂参与市场替代交易，具有良好的社会经济价值。

1 短时间尺度发电权交易模式

1.1 考虑短时间尺度供需关系的发电权交易模式

文献[6]实行的中长期电量交易，而考虑到调度的时间跨度以及自备电厂热电机组“以热定电”的运行约束，导致在该交易模式下，按照初定的交易计划执行时风电厂的新增上网功率与自备电厂的降低出力在时间上的匹配度较低。因此，本文设计了风电厂与自备电厂进行短时间尺度发电权交易模式，将中长期的电量交易转化为在短时间尺度内交易并落实执行，即风电厂与自备电厂达成中长期的合作意向，具体日内交易执行，则由日前预测的风电厂次日各时刻出力、基础负荷以及预弃风情况等来确定；同时考虑短时间尺度内各个时刻风电厂与自备电厂发电权的供需关系，发电权交易量和单价以小时为时间尺度，结算以天为时间尺度。

风电—自备电厂短时间尺度发电权交易模式中，以双边协商交易方式进行，电网调度部门在日前编制双方发电计划。风电厂根据历史气象数据以及历史负荷情况预测次日风电出力、预上网电量(与自备电厂企业交易之前的基础负荷)，作为已知基础数据上报给调度中心；自备电厂企业则根据生产线规划确定次日热负荷及电负荷，并上报给调度中心。交易中心作为枢纽站，在保证系统运行安全并且满足企业内部电、热负荷供应的前提下，调节风电厂与自备电厂发电权交易时间、功率，以自备电厂企业的日运行成本最低为调度目标，做出相关调度计划并上报。风电—自备电厂短时间尺度发电权交易模式如图1所示。

图1 风电—自备电厂短时间尺度发电权交易模式Figure 1 Schematic diagram of WPP-SPP short-time scale trading model of power generation rights

1.2 风电—自备电厂短时间尺度发电权交易实现电能清洁替代

风电—自备电厂发电权交易模式，包括二者发电权的交易和供电的交易。发电权交易是指自备电厂企业将享有的规定发电量指标转让给风电厂，风电厂向自备电厂企业支付发电权转让费用；供电交易是指风电厂对自备电厂企业供电，替代自备电厂的部分自发电量，自备电厂支付用电费用给风电厂。根据文献[5]的结论，当发电权交易价格满足一定关系时，风电厂和自备电厂进行发电权交易，可以实现双方共赢。在该交易模式下，自备电厂将发电权转让给风电厂，降低机组出力，减少燃煤消耗；同时风电厂增加上网电量，减少弃风，风力发电替代燃煤发电，实现了电能的清洁替代。

2 短时间尺度发电权交易的能量供应关系

2.1 风电—自备电厂供能关系

在考虑短时间尺度发电权交易的风电—自备电厂供能关系中，自备电厂热源包括热电联产机组和电加热装置，其中热电联产机组是采用“以热定电”运行方式[9]，具体如图2所示。自备电厂企业在未参与交易之前其所发电量全部自发自用，电网购电量极少；在参与发电权交易后，自备电厂机组出力不足部分由风电厂对自备电厂企业通过大用户直购供应。风电—自备电厂供能关系为

(1)

式中Pchp、Hchp分别为自备电厂热电机组的供电、供热功率；Pw为风电供电功率；PL、HL分别为自备电厂企业电、热负荷；Peh、Qeh分别为电加热装置的用电、产热功率。

图2 考虑短时间尺度发电权交易风电—自备电厂供能关系Figure 2 WPP-SPP energy supply relationship considering the short-time scale generation rights trading

2.2 自备电厂内部运行特性

在自备电厂内部，根据生产工艺的需求，采用抽凝式热电机组供热、供电，针对负荷的变化，机组出力有一定的调节范围[10-11]，但受机组热电耦合约束，调节范围有一定限制。因此，考虑利用电加热装置将热负荷转换为电负荷，通过降低机组的热出力来达到降低其“以热定电”的必发电功率的效果。其供热数学模型[10]为

Qeh,t=γPeh,t

(2)

式中Qeh,t为电加热装置t时段的制热功率；Peh,t为电加热装置t时段输入电功率；γ为电加热装置制热效率。

2.3 自备电厂消纳风电率

自备电厂的电、热负荷主要受主营企业生产计划影响，可通过日前预知。由自备电厂内部运行特性分析可知，抽凝式机组电热出力可以在一定范围调节，当存在电加热装置时，可进一步扩大自备电厂机组的热电出力调节范围[12]，从而增加发电权交易的量。风电厂预调度后的弃风功率是自备电厂转让发电权的关键因素，历史数据中风电厂的弃风时段主要在夜间23点至次日上午8点，若调度部门在该时段减少自备电厂机组出力，可以有效增加风电上网功率。风电—自备电厂系统风电消纳功率包括2个部分：①电加热装置作为用电负荷消纳风电功率；②电加热装置参与联合供热后，机组因热电耦合产生的必发电功率的减少部分。自备电厂企业对风电厂预调度后剩余功率的消纳率为

(3)

3 风电厂清洁替代热电联产自备电厂优化调度模型

3.1 目标函数

在风电替代自备电厂发电模型中，主要考虑自备电厂企业供能成本的经济性，增强其参与消纳风电的动力，暂不考虑电加热装置的初始投资成本，故日前调度模型中以自备电厂运行成本最低为目标函数：

MinL=LG+LF+LC+LW

(4)

式中LG为自备电厂热电机组煤耗成本[10]；LF为机组发电国家征收的基金与附加费补贴费用；LC碳排放成本[13]；LW为风电消纳成本[6]。

(5)

式中Pchpi,t、Hchpi,t分别为t时刻第i台机组的电、热功率；N1为机组台数；ai、bi、ci均为自备电厂机组的耗能函数系数；βchpi为机组热出力等效为电出力系数；T为计量周期；cfj为自备电厂单位发电量需要交的基金费用和附加费用补贴等；Kc、ξ、Ef分别为碳交易价格、单位电量对应的CO2排放量、免费享有的碳排放额度；Cex,t为t时刻自备电厂转让发电权的单价；Cw,t为风电厂向自备电厂企业供电单价。

3.2 约束条件

3.2.1 功率平衡约束

1)系统电功率平衡约束。

(6)

式中PL,t为自备电厂企业t时刻的电负荷；N2为电加热装置台数。

2)系统热功率平衡约束。

(7)

式中HL,t为t时刻系统中自备电厂企业的热负荷。

3.2.2 参与发电权交易的风电功率上下限约束

(8)

(9)

3.2.3 自备电厂热电机组

1)等效电出力上下限约束。

Pmin≤Pchpi,t+βchpiHchpi,t≤Pmax

(10)

式中Pmin、Pmax分别为自备电厂机组的最小和最大电、热负荷之和。

2)热电比。

(11)

式中 ∂chp,min、∂chp,max为机组热电比的最小值、最大值。

3)自备电厂热电机组运行特性约束。

(12)

4)爬坡约束。

(13)

式中Dchpi,max、Uchpi,max分别为系统内第i台机组的爬坡率下限、上限。

3.2.4 电加热装置

1)耗电功率上、下限约束。

Peh,min≤Pehi,t≤Peh,max

(14)

式中Peh,max、Peh,min分别为电加热装置的耗电功率上限、下限。

2)响应速率约束。

(15)

式中Ueh,max、Deh,max分别为电加热装置用电功率的上、下爬坡功率的最大值。

3.2.5 发电权交易价格

发电权交易价格约束[5]为

Cw,t-Cw0≥Cex,t≥Cw,t-Cs0

(16)

式中Cw0为风电厂的单位发电变动成本；Cs0为自备电厂企业的单位发电变动成本。

约束式(6)～(16)与常规的功率平衡约束基本相同，但是随着风电—自备电厂发电权交易的进一步深入，风电供电功率会增大，自备电厂机组出力会降低。

4 算例分析

4.1 算例情景设定

考虑风电—自备电厂短时间尺度发电权交易、电加热装置对提高风电消纳能力和减少燃煤消耗以及降低自备电厂企业用能成本的有效性，通过仿真对比3种不同运行情景下各设备出力情况、风电消纳量、耗煤量以及运行成本。设定3种运行情景：①无短时间尺度发电权交易，无电加热装置；②有短时间尺度发电权交易，无电加热装置；③有短时间尺度发电权交易，有电加热装置。

以某地区的风电厂和某个热电联产自备电厂为例，该风电厂与自备电厂之间实行短时间尺度发电权交易。其中,风电装机容量为300 MW，自备电厂总装机容量为160 MW，机组台数N1=2，电加热装置N2=1，T取24 h。当地分时电价时段划分：选取01:00—06:00、23:00—24:00为用电低谷、09:00—11:00、19:00—22:00为用电高峰，其余为平时段。风电厂日前预测出力和预上网曲线、风电价格和发电权交易单价曲线如图3所示。

图3 风电厂预调度与价格曲线Figure 3 Wind power plant pre-dispatch and its price curve

4.2 算例仿真结果分析

4.2.1 各情景风电消纳率

各情景下自备电厂企业对风电厂预调度后剩余功率的消纳情况如表1所示。情景1中自备电厂与风电厂未进行替代交易，自备电厂企业对风电消纳率为0；情景2中自备电厂与风电厂进行了替代交易，在风电厂预调度后，自备电厂企业对风电厂剩余功率的消纳率平均值为0.632；情景3中在加入电加热装置供热后，解耦了自备电厂机组热电运行约束，对风电厂预调度后的剩余功率的消纳率平均值为0.977。通过对比可知，本文所提方法可以有效地促进自备电厂企业参与市场，参与风电消纳，实现电能清洁替代。

表1 各情景下自备电厂企业风电率消纳Table 1 Wind power absorptive rate of self-contained power plant under different scenarios

4.2.2 各情景运行成本

各情景下自备电厂运行成本如表2所示，可知在调度周期内，情景2、3相比于情景1，总成本分别降低了2.38%、7.40% ；燃煤成本分别降低了2.49%、10.51% ；风电厂收益分别增加了40 338、66 000元。在降低自备电厂运行成本的同时，减少了燃煤的消耗，增加了风电的上网空间，具有较大的社会经济效益。

表2 各情景下自备电厂运行成本Table 2 Operation cost of self-contained power plant under different scenarios 元

4.2.3 各情景电、热功率平衡

情景1在调度周期内，自备电厂与风电厂未实施短时间尺度发电权交易，自备电厂主营企业内部的电负荷、热负荷仅由自备电厂机组提供，如图4所示。

图4 电、热功率平衡(情景1)Figure 4 Electricity and heating power balance(Scenario 1)

结合表1、2数据分析，受热电机组“以热定电”约束，机组出力情况要时刻根据生产线的热负荷变化，机组自主供电调节能力较差，自备电厂机组单一供应企业电、热负荷，机组耗煤量较大，所交发电附加费用较多，因此运行成本较高。该情景下自备电厂没有与风电厂进行发电权交易来参与消纳风电，则风电厂的弃风量也会较高。

情景2下电、热功率平衡如图5所示，可知风电厂与自备电厂共同承担企业的电负荷，热负荷仅由自备电厂机组承担，即图5中的自备电厂机组热出力曲线与热负荷曲线重合。

图5 电、热功率平衡(情景2)Figure 5 Electricity and heating power balance(Scenario 2)

结合表1、2数据分析，在01:00—08:00、23:00—24:00风电厂存在弃风，此时自备电厂将发电权转让给风电厂，利用风电供电成本相比自备电厂发电成本要低，可以降低自备电厂企业用能成本，自备电厂有动力参与风电消纳。但是受制于机组热电约束，需要优先满足企业生产线上的供热需求，此时机组会有必发电功率，剩余的电功率缺额再利用风电供应，消纳风电的范围有一定限制。

情景3下电负荷由自备电厂与风电厂承担，企业的热负荷则由自备电厂单一供应变为电加热装置与自备电厂机组共同承担，如图6所示。

图6 电、热功率平衡(情景3)Figure 6 Electricity and heating power balance(Scenario 3)

结合表1、2数据分析，与情景2相同，只有在01:00—08:00、23:00—24:00风电厂存在弃风，且在这些时段自备电厂与风电厂进行交易可以降低企业用能成本。加入电加热装置联合参与供热后，电加热装置不仅作为电负荷增大风电的消纳量，同时电加热装置承担部分供热任务，降低热电机组的热出力，发电功率也随之减少，为风电腾让了更多的上网空间。

4.2.4 未来风电与自备电厂发电权交易的发展

仿真结果表明，自备电厂转让发电权给风电厂的时段主要集中在系统用电谷值时期。通过分析，当自备电厂消纳风电的成本低于自发自用成本时，就会倾向选择转让发电权给风电厂。特别是未来随着现货市场的深入发展，交易时间尺度越密集，在按小时的分时电价下，自备电厂与风电厂的发电权交易会更加的灵活与频繁。当出现更大的峰谷电价差，发电权转让的单价差也将随之变化，在谷值时期自备电厂更加倾向转让发电权给风电厂；峰值时期，发电权转让的单价也会更高，若风力资源还有富余，自备电厂同样会倾向将发电权转让给风电厂，若风力资源不足，自备电厂则可以多发电，参与系统调峰，并获得相关收益。未来随着市场机制更加完善，对参与市场的主体管理更规范，自备电厂与风电厂实行发电权交易，将会丰富交易机制在现实中的应用。