李聰，何勇琪，宋麗珠，吳清玉，余加喜，付艷蘭

（海南電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，海南 ?？?570203）

《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見（中發(fā)〔2015〕9號）》印發(fā)以來，標(biāo)志著新一輪的電力體制改革工作拉開帷幕[1]。各省積極探索和實(shí)踐電力市場化改革，初步建立了涵蓋年、季、月交易周期，包括雙邊協(xié)商、集中競價(jià)、合同轉(zhuǎn)讓等交易品種的中長期電力交易市場，形成了一套電力市場工作體系，具備一定的市場基礎(chǔ)。但目前市場交易體系尚不完整，中長期電力市場僅開展電量交易，缺少彌補(bǔ)發(fā)用電偏差的市場手段和反映電力價(jià)值、市場供需變化的實(shí)時(shí)市場[2-3]。

近年來，國內(nèi)外已有一些文獻(xiàn)致力于電力市場建設(shè)及交易機(jī)制研究。文獻(xiàn)[4]提出電力市場環(huán)境下短期發(fā)電計(jì)劃模型研究，日前發(fā)電計(jì)劃結(jié)果經(jīng)過日內(nèi)計(jì)劃和實(shí)時(shí)計(jì)劃兩個(gè)周期的修正后執(zhí)行，最終依靠自動(dòng)發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）機(jī)組負(fù)責(zé)平衡；文獻(xiàn)[5-6]采用“中短期結(jié)合+機(jī)組組合”的決策模式，決策目標(biāo)為購電費(fèi)用最小化。

上述文獻(xiàn)主要通過利用AGC、考慮機(jī)組組合優(yōu)化、中短期計(jì)劃優(yōu)化等措施促使日前電能市場中電量大致完全平衡，減小實(shí)時(shí)平衡市場的交易次數(shù)及交易量。但在實(shí)際調(diào)度過程中，大規(guī)模風(fēng)電接入造成負(fù)荷峰谷差增大，電網(wǎng)調(diào)峰形勢依然嚴(yán)峻，電網(wǎng)調(diào)峰問題等亟需借助實(shí)時(shí)市場手段解決[7]。目前，在現(xiàn)有文獻(xiàn)中也提出了許多電力市場環(huán)境下通過滾動(dòng)修正日內(nèi)發(fā)電計(jì)劃解決電網(wǎng)調(diào)峰問題的方法。文獻(xiàn)[8-9]提出電力市場條件下，以月售電合同為基礎(chǔ)、電量偏差最小目標(biāo)和參考機(jī)組報(bào)價(jià)曲線等方式編制日發(fā)電計(jì)劃滾動(dòng)修正日內(nèi)發(fā)電計(jì)劃解決電網(wǎng)調(diào)峰問題；文獻(xiàn)[10]提出節(jié)能發(fā)電調(diào)度模式下依據(jù)兩個(gè)細(xì)則補(bǔ)償電廠調(diào)峰機(jī)制；文獻(xiàn)[11]提出了一種考慮常規(guī)機(jī)組日內(nèi)電量目標(biāo)的調(diào)峰市場模型。以上文獻(xiàn)在電力市場環(huán)境下通過優(yōu)化日內(nèi)發(fā)電計(jì)劃方法解決電網(wǎng)調(diào)峰問題，但隨著電網(wǎng)調(diào)峰壓力的不斷增加，部分煤電機(jī)組繼續(xù)挖掘深調(diào)潛力，甚至以啟停調(diào)峰形式參與電網(wǎng)日調(diào)峰，存在調(diào)峰容量較少且造成調(diào)峰成本大幅增加的問題。

當(dāng)前核電機(jī)組具備最大調(diào)峰深度為70%的負(fù)荷跟蹤能力參與電網(wǎng)調(diào)峰[12-13]，調(diào)峰性能和運(yùn)行方式已有充分的論證和系統(tǒng)深入的分析[14-15]，但考慮到核電機(jī)組運(yùn)行特性及風(fēng)險(xiǎn)，核電機(jī)組參與調(diào)峰運(yùn)行必須滿足一定的安全約束條件[16-17]。本文對核電機(jī)組參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場進(jìn)行分析，建立多類型電源參與的調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型。

1 調(diào)峰輔助服務(wù)市場

1.1 調(diào)峰輔助服務(wù)市場定義

調(diào)峰輔助服務(wù)是指并網(wǎng)發(fā)電機(jī)組能夠根據(jù)電網(wǎng)的調(diào)峰需求而有計(jì)劃地、按照一定調(diào)節(jié)速度調(diào)節(jié)發(fā)電出力、改變機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)所提供的調(diào)節(jié)服務(wù)[18]。機(jī)組平均負(fù)荷率不小于有償調(diào)峰基準(zhǔn)的調(diào)峰服務(wù)屬于機(jī)組承擔(dān)的基本義務(wù)，由調(diào)度機(jī)構(gòu)根據(jù)系統(tǒng)運(yùn)行需要無償調(diào)用；平均負(fù)荷率小于有償調(diào)峰基準(zhǔn)時(shí)獲得輔助服務(wù)補(bǔ)償。一般情況下，煤電、核電有償調(diào)峰基準(zhǔn)[18]分別為平均負(fù)荷率50%和75%，其中，平均負(fù)荷率是指煤電、核電機(jī)組在交易統(tǒng)計(jì)周期內(nèi)單位時(shí)刻負(fù)荷率的平均值。平均負(fù)荷率=統(tǒng)計(jì)周期內(nèi)的單位時(shí)刻發(fā)電功率之和/（時(shí)刻數(shù)量×機(jī)組容量）×100%。

1.2 核電參與調(diào)峰運(yùn)行方式

考慮核電機(jī)組性能和安全性，調(diào)峰深度、功率調(diào)節(jié)速度和調(diào)峰時(shí)間均有一定限制，其基本原則為：核電有償調(diào)峰基準(zhǔn)為75%，考慮核電安全性調(diào)峰深度為50%，最大有償調(diào)峰容量為機(jī)組額定功率的25%；線性升降速率為機(jī)組額定功率的0.25%～5%，時(shí)間為1～3 h，為了降低核電機(jī)組損耗每天允許升降次數(shù)各為1次；滿功率及低功率狀態(tài)下的持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)間不低于2 h。

核電機(jī)組日前進(jìn)行調(diào)峰報(bào)價(jià)進(jìn)入市場，提前降出力至有償調(diào)峰基準(zhǔn)75%負(fù)荷率，并采用“H-S-L-S”方式進(jìn)行電網(wǎng)負(fù)荷跟蹤，其中“H小時(shí)”和“L小時(shí)”分別為滿功率（即75%負(fù)荷率）、低功率運(yùn)行狀態(tài)下的持續(xù)時(shí)間，需滿足核電滿功率及低功率狀態(tài)下的持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行時(shí)間不低于2 h條件，“S小時(shí)”為升降負(fù)荷時(shí)間，需滿足線性升降時(shí)間為1～3 h條件。例如核電總出力Pl采用“12-1-10-1”方式進(jìn)行電網(wǎng)日負(fù)荷S1跟蹤，如圖1所示。

圖1 核電參與電網(wǎng)日負(fù)荷跟蹤的方式Fig.1 Mode of nuclear power participating in daily load tracking of power grid

2 調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型

2.1 調(diào)峰輔助服務(wù)市場目標(biāo)函數(shù)

根據(jù)調(diào)峰輔助服務(wù)市場特點(diǎn)，優(yōu)先滿足系統(tǒng)的負(fù)荷平衡條件，在各發(fā)電機(jī)組的出力允許范圍內(nèi)按調(diào)峰輔助服務(wù)市場報(bào)價(jià)進(jìn)行負(fù)荷分配，使電網(wǎng)調(diào)峰成本最低，建立目標(biāo)函數(shù)為

式中：fi，t為煤電機(jī)組i在時(shí)段t的調(diào)峰服務(wù)費(fèi)用；fj，t為核電機(jī)組j在時(shí)段t的調(diào)峰服務(wù)費(fèi)用；N為煤電機(jī)組數(shù)量；M為核電機(jī)組數(shù)量；T為調(diào)峰時(shí)段。

系統(tǒng)功率平衡約束為

式中：Po，t為系統(tǒng)在時(shí)段t的負(fù)荷；Pi，t，Pj，t分別為煤電機(jī)組i和核電機(jī)組j在時(shí)段t的實(shí)際出力。

機(jī)組出力上、下限約束為

式中：Pimin，Pjmin分別為煤電機(jī)組i和核電機(jī)組j的最小出力；Pimax，Pjmax分別為煤電機(jī)組i和核電機(jī)組j的最大出力。

機(jī)組爬坡約束為

式中：rimax，rimin分別為煤電機(jī)組i的爬坡上、下界；rjmax，rjmin分別為核電機(jī)組j的爬坡上、下界。

針對煤電和核電兩類機(jī)組調(diào)峰輔助服務(wù)的分段報(bào)價(jià)調(diào)峰服務(wù)約束為

同時(shí)，式（1）中的調(diào)峰服務(wù)費(fèi)用fi，t，fj，t為

式中：ci，k，cj，k分別為煤電機(jī)組i和核電機(jī)組j第k段深度調(diào)峰所對應(yīng)的報(bào)價(jià)。

考慮乘以1/4是因?yàn)槿諆?nèi)滾動(dòng)考慮15 min一個(gè)時(shí)段。保證優(yōu)先調(diào)用第1段調(diào)峰資源，第1段調(diào)峰資源用盡后再調(diào)用第2段調(diào)峰資源，以此類推，保證了調(diào)度深度和調(diào)峰資源邏輯上的合理性。

2.2 核電機(jī)組運(yùn)行約束及調(diào)峰能力

核電機(jī)組采用“H-S-L-S”的方式和“75%-（50%～75%）-75%”的幅度參與電網(wǎng)調(diào)峰運(yùn)行。第j臺核電機(jī)組時(shí)段t的功率可表達(dá)為

任一時(shí)段核電機(jī)組有且只有一個(gè)功率水平：

式中：hj，t，lj，t，sj，t為機(jī)組時(shí)段t的運(yùn)行狀態(tài)標(biāo)志，分別為核電機(jī)組滿負(fù)荷率運(yùn)行狀態(tài)、低功率運(yùn)行狀態(tài)和升降功率運(yùn)行狀態(tài)，為{0，1}變量；Pj，s為升降功率運(yùn)行狀態(tài)s對應(yīng)的升降功率水平。

核電機(jī)組經(jīng)線性升/降功率至滿/低功率工況后，需持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行一定時(shí)間以上，其滿功率、低功率持續(xù)運(yùn)行時(shí)間約束可表達(dá)為

式中：Th為滿功率最小持續(xù)運(yùn)行時(shí)間，一般為2 h；Tl為低功率最小持續(xù)運(yùn)行時(shí)間，一般為2 h。

2.3 基于市場條件的調(diào)峰策略

在電網(wǎng)負(fù)荷下降過程，計(jì)算時(shí)段t的調(diào)峰需求S，比較煤電機(jī)組與核電機(jī)組調(diào)用費(fèi)用，其中ci，max為煤電機(jī)組最高報(bào)價(jià)，cj，min為核電機(jī)組最低報(bào)價(jià)，可分以下情況：

優(yōu)先調(diào)用煤電機(jī)組，當(dāng)其全部調(diào)峰資源調(diào)用完，再按核電機(jī)組報(bào)價(jià)序位調(diào)用其調(diào)峰資源。在負(fù)荷爬坡時(shí)段，核電機(jī)組低功率工況時(shí)間滿足式（10）時(shí)加大核電機(jī)組出力，再加大報(bào)價(jià)低的煤電機(jī)組出力，否則優(yōu)先加大煤電機(jī)組出力。

2.4 基于市場條件的調(diào)峰策略流程圖

基于市場條件的調(diào)峰策略流程如圖2所示。

圖2 基于市場條件的調(diào)峰策略流程Fig.2 Flow chart of peak shaving strategy based on market conditions

3 算例分析

南方某省區(qū)電網(wǎng)有10臺煤電機(jī)組、2臺核電機(jī)組，煤電、核電機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)以及調(diào)峰輔助服務(wù)分段報(bào)價(jià)[18]范圍如表1～表3所示。本文提出的調(diào)峰模型應(yīng)用于某天電網(wǎng)負(fù)荷低谷時(shí)段（一般為01∶30～06∶30，總共20個(gè)時(shí)段，每個(gè)時(shí)段15 min）進(jìn)行調(diào)峰，當(dāng)天機(jī)組分檔報(bào)價(jià)如表4所示。

表1 電網(wǎng)煤電、核電機(jī)組運(yùn)行數(shù)據(jù)Tab.1 Operating datas of power grid coal power and nuclear power units

表2 煤電分檔報(bào)價(jià)范圍[18]Tab.2 The graded quotation range for coal units

表3 核電機(jī)組分檔報(bào)價(jià)范圍[18]Tab.3 The graded quotation range for nuclear power units

表4 煤電、核電機(jī)組分檔模擬報(bào)價(jià)Tab.4 The simulation of graded quotation for coal and nuclear power units元·（MW·h）-1

電網(wǎng)低谷調(diào)峰時(shí)段1～20：在時(shí)段1～6，核電12機(jī)組出力P12以負(fù)荷率75%穩(wěn)定運(yùn)行，在時(shí)段7～9降至負(fù)荷率66.6%（50%～75%），并在時(shí)段10～17穩(wěn)定運(yùn)行滿足2 h約束，隨后在時(shí)段18～19依據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷逐步升至75%，升降速率均在1 h內(nèi)，整個(gè)過程采用“75%-（50%～75%）-75%”方式滿足核電機(jī)組調(diào)峰速率、調(diào)峰深度和調(diào)峰時(shí)間約束等運(yùn)行條件，如表5、圖3所示（每時(shí)段15 min）。核電機(jī)組以75%負(fù)荷率帶基核運(yùn)行，在電網(wǎng)低谷時(shí)段不參與調(diào)峰，煤電機(jī)組調(diào)峰情況如表6所示。

表5 考慮核電調(diào)峰的機(jī)組各時(shí)段發(fā)電功率Tab.5 Power generation of units in each period considering nuclear power peak shaving MW

表6 不考慮核電參與調(diào)峰的機(jī)組各時(shí)段發(fā)電功率Tab.6 Power generation of units in each period without considering nuclear power peak shaving MW

圖3 核電參與調(diào)峰的運(yùn)行方式Fig.3 Operation mode of nuclear power participating in peak shaving

2臺核電機(jī)組進(jìn)入調(diào)峰市場，調(diào)峰容量增加330 MW，且核電機(jī)組第1檔報(bào)價(jià)比各煤電機(jī)組第2檔價(jià)格低，煤電機(jī)組7，8，9，10只需深度調(diào)節(jié)第1檔即可滿足調(diào)峰需求，調(diào)峰電源的多樣化和調(diào)峰容量的增加，一定程度上緩解了煤電機(jī)組調(diào)峰壓力，電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)段煤電機(jī)組總出力如圖4所示。圖4中，在時(shí)段3～13核電參與調(diào)峰后煤電總出力即增加60 MW左右。2臺核電機(jī)組參與調(diào)峰，電網(wǎng)調(diào)峰容量可增加330 MW，更好地解決了夜間風(fēng)電逆調(diào)峰問題，在時(shí)段10～17核電調(diào)峰量P3和風(fēng)力發(fā)電出力S2趨勢基本符合，如圖5所示。

圖4 電網(wǎng)調(diào)峰時(shí)段煤電機(jī)組總出力Fig.4 Total power output of coal power unit during peak shaving time

圖5 核電調(diào)峰量與風(fēng)電發(fā)電關(guān)系Fig.5 The relationship between nuclear power peak regulation and wind power generation

不考慮核電參與調(diào)峰的機(jī)組調(diào)峰量如表7所示：核電機(jī)組以75%負(fù)荷率帶基核運(yùn)行，僅調(diào)用煤電機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰，煤電機(jī)組7～10調(diào)用第2檔調(diào)峰資源才滿足時(shí)段10～17的深度調(diào)峰需求。按照表4的機(jī)組報(bào)價(jià)，產(chǎn)生的調(diào)峰成本為28 982元。核電機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰如表8所示，核電11，12機(jī)組第1檔報(bào)價(jià)低于煤電機(jī)組第2檔報(bào)價(jià)，煤電機(jī)組只調(diào)用第1檔的深調(diào)容量，剩下由核電12機(jī)組調(diào)峰。按照表4報(bào)價(jià)，產(chǎn)生的調(diào)峰成本為21 110元，調(diào)峰成本相比前者降低7 872元。核電機(jī)組參與調(diào)峰，不僅增加電網(wǎng)調(diào)峰容量330 MW，而且增加調(diào)峰市場競爭，有效降低了電網(wǎng)調(diào)峰運(yùn)行成本。兩種調(diào)峰策略指標(biāo)對比如表9所示。

表7 不考慮核電參與調(diào)峰的機(jī)組調(diào)峰量Tab.7 The peak shaving amount of units without considering nuclear power cipateMW

表8 考慮核電參與調(diào)峰的機(jī)組調(diào)峰量Tab.8 The peak shaving amount of units considering nuclear power cipate MW

表9 兩種調(diào)峰策略指標(biāo)對比Tab.9 The comparison of two peak regulation strategies

4 結(jié)論

本文提出多類型電源參與的調(diào)峰輔助服務(wù)市場模型，以調(diào)峰成本最小為目標(biāo)，考慮核電機(jī)組調(diào)峰速率、調(diào)峰深度和調(diào)峰時(shí)間等運(yùn)行約束條件，充分利用多類型電源的調(diào)峰能力，緩解了煤電機(jī)組單一調(diào)峰壓力；其次，核電機(jī)組參與調(diào)峰強(qiáng)化調(diào)峰市場競爭，有效降低了電網(wǎng)調(diào)峰成本；最后通過實(shí)際電網(wǎng)算例驗(yàn)證了本文模型的有效性、經(jīng)濟(jì)性和實(shí)用性，為電網(wǎng)進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)市場模擬運(yùn)行提供一定的參考。