摘要 

能源綠色低碳轉(zhuǎn)型下，電力系統(tǒng)調(diào)峰調(diào)頻缺口日益增大，儲能憑借靈活爬坡和雙向調(diào)節(jié)特性，可作為獨(dú)立主體或虛擬電廠（virtual power plant，VPP）內(nèi)部成員參與協(xié)調(diào)解決調(diào)峰調(diào)頻及新能源消納問題。分析了國內(nèi)外儲能參與電力市場概況，建立VPP聚合多分布式能源（distributed energy resource，DER）的調(diào)峰競標(biāo)模型及整體效益最大的調(diào)峰競標(biāo)策略；在以發(fā)電、調(diào)頻成本最小化為目標(biāo)的電能量和調(diào)頻市場聯(lián)合出清模型基礎(chǔ)上，引入效率因子體現(xiàn)快速調(diào)頻資源的優(yōu)勢。算例驗(yàn)證了VPP競標(biāo)策略下儲能分配的收益優(yōu)于獨(dú)立運(yùn)營模式；傳統(tǒng)和快速調(diào)頻交易品種參與日前市場設(shè)計(jì)的火-儲聯(lián)合出清模型較順次出清模式具備更高的社會(huì)效益，引入效率因子能提升優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源參與市場的積極性和節(jié)約電網(wǎng)總調(diào)頻成本的目的。

1 交易策略

1.1 調(diào)峰市場

本文僅考慮儲能作為VPP內(nèi)部成員參與電力市場，完成市場信息的獲取、競標(biāo)計(jì)劃等工作以獲取最大收益，對內(nèi)與各成員協(xié)調(diào)互動(dòng)來保證各成員的經(jīng)濟(jì)效益，功能如下。

1）提升對風(fēng)、光出力消納。

確定儲能資源在調(diào)峰市場和電能量市場的競標(biāo)電量，從而確定VPP 在2個(gè)市場的競標(biāo)計(jì)劃。競標(biāo)決策流程為：風(fēng)、光向VPP申報(bào)期日前出力預(yù)測并根據(jù)日前出力預(yù)測制定發(fā)電計(jì)劃來實(shí)現(xiàn)風(fēng)、光的全額消納，保證VPP經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)。

2）對儲能的運(yùn)行補(bǔ)償。

儲能在電能量市場可以實(shí)現(xiàn)負(fù)荷轉(zhuǎn)移來降低購電成本，通過充電提供填谷調(diào)峰服務(wù)、放電提供削峰調(diào)峰服務(wù)，從而參與調(diào)峰市場獲得補(bǔ)償。競標(biāo)決策流程為：VPP根據(jù)市場和內(nèi)部成員信息，制定儲能的充放電計(jì)劃和運(yùn)行補(bǔ)償價(jià)格，儲能參與調(diào)峰市場時(shí)，VPP給予儲能一定的調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格，根據(jù)調(diào)峰競標(biāo)電量獲得相應(yīng)的調(diào)峰收益。

3）VPP利益分配。

將電能量和調(diào)峰市場的收益進(jìn)行分配。VPP獲得電能量市場收益后，向內(nèi)部電源風(fēng)、光及可控分布式電源（controllable distribution generation，CDG）分配售電收益；向儲能和柔性負(fù)荷付出補(bǔ)償；VPP獲得調(diào)峰市場收益后，向儲能和柔性負(fù)荷分配調(diào)峰收益，VPP利益分配如圖1所示。

圖1 VPP利益分配

Fig.1 VPP benefit distribution

1.2 調(diào)頻市場

梳理國內(nèi)部分省份的調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則對比如表1所示。

表1 調(diào)頻市場規(guī)則對比

Table 1 Comparison of frequency modulation market rules

1.2.1 儲能參與自動(dòng)發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）調(diào)頻

傳統(tǒng)一、二次調(diào)頻受機(jī)組爬坡速率的影響，無法適應(yīng)新能源大規(guī)模并網(wǎng)裝機(jī)容量，儲能憑響應(yīng)迅速優(yōu)勢可以有效地改善這一問題，儲能聯(lián)合火電機(jī)組響應(yīng)AGC指令調(diào)頻原理如圖2所示。

圖2 儲能聯(lián)合火電機(jī)組調(diào)頻原理

Fig.2 Frequency modulation principle of energy storage combined thermal power unit

1.2.2 調(diào)頻市場組織流程

市場組織流程如圖3所示，市場主體提交調(diào)頻容量和里程報(bào)價(jià)，并綜合考慮調(diào)頻性能及效率因子對出清價(jià)格進(jìn)行調(diào)整，設(shè)置的效率因子不會(huì)影響資源報(bào)價(jià)，而是通過效用容量的概念進(jìn)一步衡量資源調(diào)頻容量的差異，達(dá)到減少參與調(diào)頻資源容量的目的，相當(dāng)于性能好的資源承擔(dān)更多的調(diào)頻任務(wù)，降低市場的邊際價(jià)格和系統(tǒng)的總調(diào)頻成本。根據(jù)日調(diào)頻容量需求分別計(jì)算出每個(gè)時(shí)段下各資源的效率因子，如表2所示，將實(shí)際的物理容量換算成調(diào)頻資源的效用容量，以此作為容量的出清依據(jù)。當(dāng)效率因子大小取值為 0時(shí)代表資源在某時(shí)段不參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，效率因子可將快速和傳統(tǒng)調(diào)頻資源的調(diào)頻性能具體量化，市場內(nèi)調(diào)頻資源之間的性能差異越大則效率因子的作用越明顯。

圖3 調(diào)頻市場組織流程

Fig.3 Process of frequency modulation market organization

表2 調(diào)頻資源效率因子

Table 2 Resource efficiency factors of frequency modulation

以廣東省電力市場為例，運(yùn)營機(jī)構(gòu)采用日前集中競價(jià)和預(yù)安排、日內(nèi)統(tǒng)一出清的模式組織調(diào)頻市場交易，包括發(fā)布調(diào)頻市場信息、機(jī)組里程報(bào)價(jià)、日前預(yù)出清、日內(nèi)正式出清，交易流程如圖4所示。具體到時(shí)段為：1）10:00前，發(fā)布次日24小時(shí)各時(shí)段調(diào)頻控制區(qū)的調(diào)頻容量需求和調(diào)頻資源分布區(qū)的調(diào)頻容量需求及里程報(bào)價(jià)等信息；2）10:00—12:00，對次日24時(shí)段里程報(bào)價(jià)；3）12:30，預(yù)出清形成次日發(fā)電計(jì)劃的邊界條件，電力調(diào)度機(jī)構(gòu)編制次日發(fā)電計(jì)劃時(shí)為各時(shí)段預(yù)出清中標(biāo)的發(fā)電單元預(yù)留調(diào)頻容量；4）實(shí)際運(yùn)行時(shí)段起始時(shí)間點(diǎn)30 min前，根據(jù)調(diào)頻補(bǔ)償政策，結(jié)合正式出清邊際價(jià)格，計(jì)算相應(yīng)的補(bǔ)償費(fèi)用。

圖4 廣東調(diào)頻市場交易流程

Fig.4 Guangdong frequency modulation market trading process

浙江調(diào)頻市場在調(diào)頻市場機(jī)制設(shè)計(jì)時(shí)，除了考慮報(bào)價(jià)因素外，也將調(diào)頻性能指標(biāo)納入調(diào)頻資源的選取標(biāo)準(zhǔn)中來激勵(lì)市場主體。調(diào)頻資源集中出清階段，可根據(jù)調(diào)頻資源的歷史調(diào)頻表現(xiàn)（歷史綜合調(diào)頻性能指標(biāo)）結(jié)合其申報(bào)價(jià)格進(jìn)行排序；實(shí)際調(diào)用后，性能指標(biāo)應(yīng)根據(jù)其實(shí)際表現(xiàn)進(jìn)行實(shí)時(shí)測算更新，并以此為依據(jù)進(jìn)行補(bǔ)償。

1.2.3 交易品種設(shè)計(jì)

本文選取火電機(jī)組為傳統(tǒng)調(diào)頻資源，具有響應(yīng)幅度大、延續(xù)時(shí)間長特性；選取儲能為快速調(diào)頻資源，包括抽水蓄能、水電等，具有響應(yīng)變化幅度小、周期短、快速響應(yīng)特性。將2個(gè)交易品種面向調(diào)頻資源開放，實(shí)現(xiàn)以下優(yōu)勢。1）減少機(jī)組頻繁調(diào)節(jié)出力造成的壽命損失，儲能快速響應(yīng)調(diào)頻信號，解決調(diào)頻電量不足問題。2）較佳的調(diào)頻交易品種能以較小調(diào)頻成本實(shí)現(xiàn)最佳的調(diào)頻效果。3）引入效率因子后系統(tǒng)調(diào)頻容量需求減少，提升調(diào)頻效率，出清價(jià)格有明顯下降，且退出調(diào)頻輔助市場的資源還可運(yùn)用在其他市場，實(shí)現(xiàn)資源節(jié)約。

2 競標(biāo)模型

本章建立各DER的數(shù)學(xué)競標(biāo)模型。

2.1 數(shù)學(xué)模型

2.2 目標(biāo)函數(shù)

2.3 約束條件

3 算例分析

以IEEE-30節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)來驗(yàn)證儲能參與調(diào)頻市場出清模型，系統(tǒng)含10臺機(jī)組，6臺為火電機(jī)組（G1~G6），4臺儲能（C1~C4），參數(shù)如表3~5所示。由VPP聚合的靈活性資源（儲能、CDG、柔性負(fù)荷、光伏與風(fēng)電）在01:00—09:00參與填谷調(diào)峰，在09:00—13:00和18:00—22:00參與削峰調(diào)峰，全天24時(shí)段可參與電能量市場。風(fēng)電、光伏出力預(yù)測如圖5所示，日前預(yù)測出力誤差為10%，可調(diào)控柔性負(fù)荷區(qū)間為2~6 MW，VPP內(nèi)CDG和儲能相關(guān)參數(shù)如表6所示。

3.1 調(diào)峰輔助服務(wù)

設(shè)定調(diào)峰市場的準(zhǔn)入條件為競標(biāo)電量不小于2.5 MW·h，同時(shí)VPP須考慮需求側(cè)靈活性資源儲能和柔性負(fù)荷在調(diào)峰和電能量市場的競標(biāo)計(jì)劃，根據(jù)兩市場的價(jià)格、時(shí)段等信息進(jìn)行日前競標(biāo)決策。

規(guī)定可轉(zhuǎn)移負(fù)荷為柔性負(fù)荷在各時(shí)段負(fù)荷的25%；預(yù)測誤差的上限為10%，允許削減時(shí)段為峰時(shí)段09:00—13:00和18:00—22:00，VPP通過配網(wǎng)進(jìn)行購售電，峰谷時(shí)間段劃分與電價(jià)如表7所示。

圖6為儲能參與電能量平衡情況，可以看出，新能源出力全部得到消納，解決了棄風(fēng)、光問題，滿足綠色低碳要求；儲能幾乎全時(shí)段參與電能量平衡過程，具有雙向特性，與內(nèi)部成員CDG等聯(lián)合，根據(jù)內(nèi)部負(fù)荷與外部市場價(jià)格的情況綜合制定合適的發(fā)電功率，削減高價(jià)時(shí)段負(fù)荷，增加低價(jià)時(shí)段負(fù)荷，從而使VPP在購電價(jià)格較高的13:00—18:00、22:00—次日01:00和18:00—22:00不進(jìn)行購電，在09:00—13:00進(jìn)行售電，最大程度節(jié)省購電成本。

儲能收益由聚合DER后的VPP分配，收益如表8所示，可知VPP聚合分配后儲能效益優(yōu)于獨(dú)立運(yùn)營收益。

VPP在峰谷電價(jià)進(jìn)行電能量市場購售電；儲能與柔性負(fù)荷來參與調(diào)峰，在01:00—09:00可參與填谷調(diào)峰，在09:00—13:00和18:00—22:00可參與削峰調(diào)峰，設(shè)定5種案例來進(jìn)行算例分析。

1）調(diào)峰市場有填谷、削峰調(diào)峰兩種需求；

2）調(diào)峰市場在01:00—09:00時(shí)段發(fā)布填谷調(diào)峰需求；

3）調(diào)峰市場在09:00—13:00和18:00—22:00時(shí)段發(fā)布削峰調(diào)峰需求；

4）調(diào)峰市場在01:00—05:00和05:00—09:00時(shí)段以不同價(jià)格發(fā)布填谷調(diào)峰需求；

5）調(diào)峰市場在不同時(shí)段以不同價(jià)格發(fā)布削峰調(diào)峰需求。

給定的電能量市場和調(diào)峰市場信息，具體參數(shù)如表9所示。

考慮儲能與柔性負(fù)荷參與的調(diào)峰市場競標(biāo)結(jié)果如圖7~8及表10所示，可以看出：1）在調(diào)峰市場發(fā)布填谷調(diào)峰需求時(shí)，調(diào)動(dòng)儲能充電及柔性負(fù)荷增加負(fù)荷來參與填谷調(diào)峰。2）在尖峰時(shí)的調(diào)峰市場發(fā)布填谷調(diào)峰的需求時(shí)，調(diào)動(dòng)儲能放電和柔性負(fù)荷削減負(fù)荷參與削峰調(diào)峰。3）在調(diào)峰市場需求相同、價(jià)格不同時(shí)，改變調(diào)峰競標(biāo)電量來提高收益。4）案例4下VPP的調(diào)峰收益和總收益大于案例3。5）在削峰調(diào)峰價(jià)格不同時(shí)，高價(jià)時(shí)的調(diào)峰競標(biāo)電量增大，低價(jià)時(shí)的調(diào)峰競標(biāo)電量減小，從而使調(diào)峰收益和總收益增大。6）案例5下VPP的調(diào)峰收益和總收益大于案例2。在填谷調(diào)峰價(jià)格不同時(shí)，VPP使高價(jià)時(shí)的調(diào)峰競標(biāo)電量增大，使低價(jià)時(shí)的調(diào)峰競標(biāo)電量減小，從而使得調(diào)峰收益和總收益增大。

為獲得最大調(diào)峰收益，VPP在參與填谷調(diào)峰時(shí)，在谷時(shí)01:00—09:00中選擇柔性負(fù)荷可調(diào)整量最大的部分時(shí)段優(yōu)先調(diào)動(dòng)儲能充電來達(dá)到調(diào)峰市場準(zhǔn)入條件。當(dāng)調(diào)峰競標(biāo)電量不滿足準(zhǔn)入條件時(shí)，不能參與調(diào)峰，如VPP在案例1的谷時(shí)04:00—05:00、案例2的谷時(shí)04:00—05:00和案例4的谷時(shí)01:00—04:00的調(diào)峰市場競標(biāo)電量為0，是因?yàn)閂PP調(diào)動(dòng)儲能在滿足能量最大約束的條件下選擇了其他獲利大的時(shí)間段進(jìn)行充電，在這些時(shí)間段不進(jìn)行充電，而僅靠該時(shí)段柔性負(fù)荷的負(fù)荷增加不能達(dá)到調(diào)峰市場準(zhǔn)入條件，使VPP無法參與調(diào)峰。

VPP制定最多的調(diào)峰競標(biāo)電量來獲得最大調(diào)峰收益，同時(shí)配網(wǎng)購電成本較低，內(nèi)部收益受損小。由表10可知，調(diào)峰市場需求為填谷、削峰2種調(diào)峰的案例1下VPP收益最大。

儲能調(diào)峰策略為參與調(diào)峰時(shí)獲得VPP調(diào)峰補(bǔ)償，在電能量市場中充電時(shí)購電成本由VPP承擔(dān)，放電時(shí)獲得VPP補(bǔ)償。儲能的補(bǔ)償價(jià)格會(huì)影響VPP制定的儲能出力計(jì)劃，改變VPP與儲能的收益，需要協(xié)定合適的補(bǔ)償價(jià)格，既保證VPP收益，又能同時(shí)提高儲能和調(diào)峰收益。案例1~3中儲能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格如圖9所示，可知VPP為了調(diào)動(dòng)儲能參與填谷調(diào)峰，給予相應(yīng)的填谷調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格；儲能在不同場景下的儲能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格與調(diào)峰市場價(jià)格相關(guān)，為保證儲能參與調(diào)峰的利益，VPP制定的儲能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格為調(diào)峰市場價(jià)格的一半。案例1中，儲能在填谷和削峰調(diào)峰均參與的情況下獲益最大。制定的補(bǔ)償價(jià)格可以在保證VPP整體收益下提高儲能收益。

3.2 調(diào)頻輔助服務(wù)

忽略潮流約束，24個(gè)時(shí)段的調(diào)頻容量和里程需求如圖10~11所示。

圖12~14為傳統(tǒng)、快速調(diào)頻容量和里程價(jià)格，以及儲能中標(biāo)結(jié)果，由圖12~14可知，傳統(tǒng)調(diào)頻和快速調(diào)頻交易品種在04:00~06:00的容量價(jià)格為0，原因是此時(shí)段內(nèi)調(diào)頻容量需求較低、調(diào)頻里程需求較高。04:00~07:00內(nèi)，儲能C1~C3中標(biāo)調(diào)頻容量，中標(biāo)容量大于實(shí)際需求時(shí)，系統(tǒng)調(diào)頻容量需求增加時(shí)并不需要儲能提高自身調(diào)頻容量，若系統(tǒng)僅調(diào)用對應(yīng)容量需求的調(diào)頻容量26.24 MW，因存在里程調(diào)用率限制，該部分調(diào)頻容量能提供最大調(diào)頻里程為410.5 MW，無法滿足調(diào)頻里程需求420 MW，從而需額外的調(diào)頻容量提供調(diào)頻里程，快速調(diào)頻交易里程價(jià)格約為17元/MW，與圖13結(jié)果一致。

在電能量和調(diào)頻服務(wù)聯(lián)合優(yōu)化出清模式下，系統(tǒng)總成本，即發(fā)電成本和調(diào)頻成本之和為1405.22萬元，低于順次出清模式下的總成本為1419.71萬元，原因是順次出清模式下未考慮調(diào)頻成本，而在聯(lián)合出清模式下，開機(jī)機(jī)組的確定綜合考慮了電能量、啟停和調(diào)頻成本，總成本更小，聯(lián)合出清模式下火電機(jī)組的電能量出力如圖15所示。

為充分體現(xiàn)各調(diào)頻資源參與調(diào)頻的物理性能，設(shè)置16個(gè)資源個(gè)體參與日調(diào)頻輔助服務(wù)市場，實(shí)際運(yùn)行日結(jié)合資源的實(shí)際運(yùn)行情況進(jìn)行各時(shí)段的模擬出清，做出如下假設(shè)。

1）新增2臺抽水蓄能資源參與調(diào)頻，令抽水蓄能1的運(yùn)行時(shí)間為16:00~22:30；抽水蓄能2的運(yùn)行時(shí)間為09:00~12:30，裝機(jī)容量均為300 MW，AGC可調(diào)節(jié)容量均為150 MW。

2）新增4臺水電資源參與調(diào)頻，裝機(jī)容量為2臺200 MW和2臺400 MW；AGC可調(diào)節(jié)容量為2臺70 MW和2臺80 MW。

3）火電機(jī)組的調(diào)頻容量受開停機(jī)時(shí)間和當(dāng)日發(fā)電計(jì)劃約束，水電機(jī)組調(diào)頻容量受到水情及水庫調(diào)度影響。

設(shè)定某24時(shí)段的調(diào)頻總收益為76.3萬元，主要由資源實(shí)際提供的調(diào)頻里程來進(jìn)行衡量。其中儲能的調(diào)頻收入為20.9萬元，而所有火電機(jī)組的調(diào)頻收益總和僅為3.7萬元，儲能和水電等調(diào)頻性能較好資源所獲調(diào)頻收益遠(yuǎn)高于傳統(tǒng)火電機(jī)組。為了避免性能較差的火電機(jī)組無限制抬高市場出清的里程價(jià)格，資源的報(bào)價(jià)根據(jù)調(diào)頻性能指標(biāo)調(diào)整后作為調(diào)頻資源排序的依據(jù)，為進(jìn)一步直觀說明效率因子的作用，引入某時(shí)段調(diào)頻容量需求，如圖16所示，上調(diào)頻物理容量需求在加入效率因子后下降了約35%，下調(diào)頻物理容量需求降幅約45.5%。

引入效率因子后系統(tǒng)的調(diào)頻總成本有較大程度的降低（上、下調(diào)頻總收益為310878、313395元，合計(jì)624273元），相較于未加入效率因子前的收益結(jié)果（上、下調(diào)頻總收益為365200、379312元，合計(jì)744512元）節(jié)約了16.15%成本。而儲能憑借優(yōu)異的調(diào)頻能力達(dá)到36.7%的收益占比。其中火電因調(diào)頻性能較差，收益占比進(jìn)一步降至0.798%，具體的收益變化見表11。

4 結(jié)論

合理的市場機(jī)制能有效引導(dǎo)儲能有序提供輔助服務(wù)并獲得收益，本文在調(diào)峰市場中將儲能作為VPP成員參與電能量及調(diào)峰市場；調(diào)頻市場中考慮適應(yīng)儲能參與的電能量和調(diào)頻交易品種聯(lián)合優(yōu)化出清模型，引入效率因子，得出以下結(jié)論。

1）VPP聚合靈活性資源，以整體效益最大為目標(biāo)對外同時(shí)參與電能量市場和調(diào)峰市場，通過儲能和柔性負(fù)荷的協(xié)同，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰市場的有效競標(biāo)，使VPP及儲能獲得最佳調(diào)峰收益。

2）傳統(tǒng)和快速調(diào)頻交易品種聯(lián)合優(yōu)化出清模型較順次出清模型具有更高的社會(huì)效益。儲能資源有效代替?zhèn)鹘y(tǒng)的發(fā)電容量，減小了系統(tǒng)調(diào)頻需求，在實(shí)現(xiàn)相同調(diào)頻效果的前提下，單位容量的儲能資源能夠替代更大容量的傳統(tǒng)調(diào)頻資源從而達(dá)到提升調(diào)頻效率和節(jié)約調(diào)頻資源的目的。

注：本文內(nèi)容呈現(xiàn)略有調(diào)整，如需要請查看原文。