中國儲能網(wǎng)訊：作者：余曉鵬 1 李曉萌1 張忠2 郝元釗1李程昊1 陳幸偉1 崔惟1 高澤1
單位：1. 國網(wǎng)河南省電力公司電力科學(xué)研究院；2. 大連理工大學(xué)電氣工程學(xué)院
引用： 余曉鵬,李曉萌,張忠等.抽蓄電站提供多時間尺度備用的優(yōu)化策略[J].儲能科學(xué)與技術(shù),2022,11(02):573-582.
DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0410
摘 要 “碳達(dá)峰、碳中和”背景下，新能源發(fā)電將成為未來電力系統(tǒng)中的主要發(fā)電形式。然而，其隨機(jī)性與波動性增加了電網(wǎng)不同時間尺度上的運行備用需求。抽水蓄能作為成熟的儲能技術(shù)之一，具有調(diào)節(jié)速度快、容量大等優(yōu)勢，在電網(wǎng)輔助服務(wù)中的作用已備受重視。然而，抽蓄電站在電能量市場與各類輔助服務(wù)市場中的運行策略、收益最大化問題還有待深入研究。為此，本工作在電力市場環(huán)境下建立了抽蓄電站參與電能量市場與多時間尺度備用市場的優(yōu)化決策模型，并著重分析了備用補償價格對其運行策略的影響，為抽蓄電站參與電力市場的運行決策提供了解決方案。算例分析表明：抽蓄電站通過提供備用服務(wù)能夠明顯提高其運行收益；并且，抽蓄電站提供多種備用時的總收益明顯高于提供單一備用時的收益。本文算例分析中，提供多種備用的總收益至少提高了44.37%。
關(guān)鍵詞 抽蓄電站；多時間尺度備用；電能量市場；市場策略
在“碳達(dá)峰、碳中和”發(fā)展背景下，我國電源結(jié)構(gòu)與電網(wǎng)運行特征將發(fā)生深刻變革。新能源發(fā)電在電源側(cè)的比重將越來越高，該趨勢增加了電網(wǎng)運行的功率平衡難度，提高了不同時間尺度上的備用輔助服務(wù)需求，為此文獻(xiàn)[1]提出了電網(wǎng)多時間尺度備用框架。儲能設(shè)備將為電網(wǎng)提供不同時間尺度上的備用支撐。然而，儲能參與電能量市場與輔助服務(wù)市場的決策問題具有高度的耦合關(guān)系，因此，有待深入研究。
各國電網(wǎng)從響應(yīng)時間、持續(xù)時間等角度，對調(diào)頻、備用等相關(guān)輔助服務(wù)進(jìn)行了劃分和定義。歐洲大陸電網(wǎng)將備用分為一次備用、二次備用、三次備用。英國的備用包括一次頻率響應(yīng)、二次頻率響應(yīng)、快速備用和短期運行備用。美國加州電網(wǎng)將備用資源劃分為頻率調(diào)節(jié)備用、旋轉(zhuǎn)備用、非旋轉(zhuǎn)備用和替代備用。
我國新型電力系統(tǒng)建設(shè)和新能源發(fā)電的發(fā)展增加了系統(tǒng)各個時間尺度上的備用需求。電網(wǎng)層面上，我國電網(wǎng)形成了特高壓交、直流互聯(lián)結(jié)構(gòu)，直流閉鎖故障將造成嚴(yán)重的功率不平衡問題，對各區(qū)域秒級至分鐘級的快速備用需求提出了巨大挑戰(zhàn)。新能源的大量接入，其間歇性與波動性使得電網(wǎng)分鐘級、小時級、數(shù)小時級的備用需求增加。早期的電網(wǎng)備用主要由各類發(fā)電廠提供。然而，隨著電網(wǎng)備用需要的增加，單一的電源側(cè)備用已難以滿足未來電網(wǎng)運行需求。因此，儲能與需求側(cè)的備用潛力受到了越來越多的重視。
相關(guān)文獻(xiàn)對儲能參與調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)的運行和收益問題開展了研究。文獻(xiàn)[10]研究了考慮儲能聚合商參與的調(diào)峰市場模式。文獻(xiàn)[11]在加州市場規(guī)則背景下，研究了儲能電站與電動汽車參與調(diào)頻市場的運行策略。文獻(xiàn)[12]提出了一種分布式自主控制方法、實現(xiàn)了蓄電池儲能用于系統(tǒng)調(diào)頻。文獻(xiàn)[13]研究了風(fēng)電和壓縮空氣儲能系統(tǒng)的協(xié)同控制方法，利用壓縮空氣儲能在充放電模式下進(jìn)行頻率調(diào)節(jié)，以緩解風(fēng)電不確定性對電力系統(tǒng)頻率的影響。文獻(xiàn)[14]構(gòu)建了風(fēng)、光、水、火多種類型的電源參與調(diào)頻的市場模型，采用了順序競價模式和邊際價格出清方法，并分析了多類電源參與調(diào)頻對系統(tǒng)調(diào)頻性能的提升效果。文獻(xiàn)[15]對比了火電機(jī)組和儲能系統(tǒng)的調(diào)頻性能，得出了儲能調(diào)頻具有響應(yīng)速度快、穩(wěn)定性高的優(yōu)勢。文獻(xiàn)[16]利用虛擬慣性控制策略，實現(xiàn)蓄電池?fù)Q流器的快速調(diào)節(jié)，從而增加系統(tǒng)慣性。文獻(xiàn)[17]提出了儲能與AGC機(jī)組協(xié)同調(diào)度方法，研究表明：儲能可以彌補AGC機(jī)組響應(yīng)速度的不足，進(jìn)一步釋放其調(diào)節(jié)潛力。
儲能在備用輔助服務(wù)方面的作用也備受關(guān)注。文獻(xiàn)[18]研究了儲能與負(fù)荷參與區(qū)域互聯(lián)備用的優(yōu)化問題，緩解了傳統(tǒng)機(jī)組的備用壓力。文獻(xiàn)[19-20]提出了電儲能提供事故備用容量的優(yōu)化利用方法。文獻(xiàn)[21]提出了運行可行域的概念，建立了集中式儲能運行備用能力的評估模型。文獻(xiàn)[22]引入儲能提供旋轉(zhuǎn)備用，應(yīng)對風(fēng)電出力的不確定性。文獻(xiàn)[23]提出了儲能閑置容量參與能量市場與備用輔助服務(wù)市場的運行策略，驗證了該方法可顯著提高儲能收益。
抽蓄電站作為較為成熟的儲能方式之一，針對抽蓄電站提供輔助服務(wù)問題已開展了較多的研究。文獻(xiàn)[24]研究了抽蓄參與電力系統(tǒng)調(diào)峰的效益及對新能源消納的意義。文獻(xiàn)[25]建立了抽蓄電站提供調(diào)相輔助服務(wù)的補償機(jī)制。文獻(xiàn)[26-29]研究了抽蓄電站參與電能量市場并提供備用的優(yōu)化調(diào)度方法。文獻(xiàn)[26]研究了電力現(xiàn)貨市場環(huán)境下抽蓄電站的日前和實時優(yōu)化調(diào)度問題，模型中考慮了抽蓄電站向系統(tǒng)提供旋轉(zhuǎn)備用容量?？紤]到抽蓄電站的發(fā)電容量與備用容量間的耦合關(guān)系，文獻(xiàn)[27]建立了抽蓄電站參與電能量市場與旋轉(zhuǎn)備用市場的風(fēng)險評估模型。文獻(xiàn)[28]建立了抽蓄電站的兩階段優(yōu)化模型，第一階段完成小時級的系統(tǒng)發(fā)電容量優(yōu)化；第二階段在分鐘級時間尺度上對水電機(jī)組和抽水蓄能機(jī)組的備用容量進(jìn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[29]提出了含抽蓄電站的多類型電源系統(tǒng)提供旋轉(zhuǎn)備用的優(yōu)化建模方法。
上述工作主要針對抽蓄電站提供旋轉(zhuǎn)備用問題展開研究，然而，未來高比例新能源電力系統(tǒng)對一次、二次、三次備用資源均有較大的需求。抽蓄電站具有靈活的調(diào)節(jié)性能，可以為電力系統(tǒng)提供不同時間尺度的備用容量。然而，抽蓄電站的發(fā)電容量和各個時間尺度的備用容量之間具有較強(qiáng)耦合關(guān)系，為了解決抽蓄電站參與多類市場的優(yōu)化決策問題，本研究建立了抽蓄電站參與電能量市場與多時間尺度備用市場的運行決策模型，提出了儲能在不確定性電價和不同備用補償價格下的優(yōu)化決策方法，驗證了抽蓄電站提供多種備用時的總收益明顯高于提供單一備用時的收益。
1 抽蓄電站在電能量市場中的獲利模式分析
1.1 抽蓄電站的運行模型
為了滿足抽蓄電站的運行要求，需要考慮其實際運行時的約束。
抽蓄電站的發(fā)電功率約束
1.2 抽蓄電站在電能量市場中的收益分析
抽水蓄能在電能量市場中利用峰谷價差獲利，在日前電力市場環(huán)境下，考慮抽蓄作為獨立主體參與市場，其收益情況與日前出清電價曲線密切相關(guān)。本研究考慮電能量市場日前電價的不確定性，建立抽蓄電站的收益分析模型，建模流程如圖1所示。
圖1 不確定性電價下抽蓄電站收益評估流程
建模過程如下：
（1）獲取電能量市場歷史電價數(shù)據(jù)，用于接下來一天的電價預(yù)測；
（2）獲取接下來一天的系統(tǒng)信息，并結(jié)合歷史數(shù)據(jù)，基于概率預(yù)測方法，得到日前電價的概率預(yù)測結(jié)果；
（3）基于概率預(yù)測結(jié)果進(jìn)行抽樣，獲得日前電價場景曲線，并通過場景縮減技術(shù)，得到實際求解所能接受的電價場景曲線個數(shù)；
（4）抽蓄電站參與電能量市場的獲利模型；
（5）抽蓄電站的期望收益計算。
由于本研究主要分析抽蓄電站的收益情況與市場策略，假設(shè)電價場景數(shù)據(jù)為已獲得信息，并且所采用的能量市場電價形式為實時電價模型，即各時段電價通過市場出清獲得。所建立的抽蓄電站在電能量市場中的期望收益模型如下。
2 抽蓄電站參與電能量市場與備用市場的收益建模
電力系統(tǒng)中電能量市場與備用市場是兩類不同的市場，然而，兩類市場間具有一定的耦合關(guān)系，使得各市場主體需要權(quán)衡在兩類市場中的申報策略。抽蓄電站參與備用市場的成本主要來自于電能量市場中的機(jī)會成本，即由于提供備用容量而在電能量市場中減少的收益。為了實現(xiàn)抽蓄電站在兩類市場中的收益最大化，本節(jié)進(jìn)一步建立了抽蓄電站參與電能量市場與備用市場的優(yōu)化決策模型。
2.1 抽蓄電站提供單一備用時的運行建模
式(13)表示，抽蓄電站應(yīng)預(yù)留一定的庫存容量，用于發(fā)揮備用作用時的發(fā)電或蓄水。
各場景下抽蓄電站庫容狀態(tài)與抽水、放電功率的關(guān)聯(lián)約束、庫容的周期性約束可表示
上述目標(biāo)函數(shù)需滿足約束式(8)～(12)、式(14)～(15)和式(17)。
通過求解模型P3可獲得抽蓄提供多種備用服務(wù)的最優(yōu)申報策略。
3 算例分析
3.1 算例介紹
參考實際抽水蓄能電站參數(shù)和我國河南省電價水平，本工作對相關(guān)算例參數(shù)進(jìn)行了假設(shè)，設(shè)抽蓄電站的參數(shù)如下：最大放電功率和最大抽水功率為20 MW，庫存容量為100 MW·h，抽水蓄能電站的效率為75%。本研究所采用的多場景能量電價曲線如圖2所示，該電價場景是通過模擬我國某省電能量市場運行情況所得。整體上，夜間系統(tǒng)凈負(fù)荷(即系統(tǒng)負(fù)荷功率減去風(fēng)、光出力)相對較低，因此，各場景下電價也相對較低；中午和傍晚系統(tǒng)凈負(fù)荷相對較高，因此，各場景下電價相對較高。本文建立的模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃模型，采用MATLAB編寫程序，并調(diào)用CPLEX優(yōu)化求解器完成了問題求解。
圖2 20個場景下的電價曲線
3.2 參與電能市場下的運行結(jié)果
當(dāng)不考慮抽蓄提供備用時，其在不同電價場景下的抽水、發(fā)電情況如圖3所示。每個時段上均有20個柱狀線，代表該時段上，各個場景下的抽蓄的運行功率大小，不同場景用不同顏色區(qū)分，且負(fù)值表示抽水功率，即運行于蓄水狀態(tài)；正值表示發(fā)電功率，即運行與發(fā)電狀態(tài)。仿真結(jié)果顯示：抽蓄電站主要在夜間抽水，中午和傍晚負(fù)荷電價較高時段發(fā)電，從而利用不同時段上的電價差異獲利，一天內(nèi)的總獲利期望為8357元。一天內(nèi)出現(xiàn)的最大抽水功率和放電功率均為20 WM，蓄水容量最大、最小狀態(tài)限分別是100和0 MW·h，說明抽蓄電站容量得到了完全利用。抽蓄電站的獲利情況主要與一天內(nèi)不同時段間的電價差異有關(guān)，電價差超過一定水平時，抽蓄電站便會充分利用其容量獲得收益。
圖3 抽蓄電站在電能量市場中的運行結(jié)果
3.3 提供備用時的運行決策
當(dāng)僅考慮抽蓄電站提供一種備用時，例如只提供一次調(diào)頻備用、持續(xù)時間不低于一分鐘(備用類型1)，并設(shè)備用容量上限為3 MW，在不同備用補償價格下，抽蓄電站申報的備用容量與收益等情況如表1所示。當(dāng)備用補償價格較低時，抽蓄電站仍然將所用容量用于參與電能量市場，當(dāng)備用補償價格高于0.012元/h時，抽蓄電站會盡可能將容量用于提供備用，從而獲得更多收益，該價格下，抽蓄電站總收益可達(dá)8835元，高于電能市場中的總期望收益，即為8357元。與僅參與電能市場情況相比，提供備用后的總期望收益增加5.72%。
表1 備用類型1的不同補償價格下，抽蓄電站運行決策結(jié)果
抽蓄電站提供備用的成本主要來自于電能市場中的機(jī)會成本，只有當(dāng)備用補償價格高于電能量市場中的機(jī)會成本時，抽蓄電站才開始提供備用容量。計算結(jié)果表明：抽蓄電站提供的備用容量隨著補償價格的升高而增加，說明其所提供的備用容量在電能量市場中的機(jī)會成本也越來越大。可見，抽蓄電站的運行需要根據(jù)電能量市場中的收益和備用補償價格進(jìn)行決策，從而獲得最大收益。
當(dāng)考慮抽蓄提供分鐘級備用、持續(xù)時間10 min(備用類型2)、備用容量上限為10 MW時，在不同備用補償價格下，抽蓄電站申報的備用容量與收益等情況如表2所示。當(dāng)備用補償價格高于0.0064元/h后，抽蓄電站開始通過提供備用獲取更多收益。當(dāng)備用補償價格為0.0128 元/h時，抽蓄電站申報的向上、向下備用容量為10 MW，即達(dá)到最大可申報的備用容量，此時，在電能量市場中的最大可用容量為10 MW，此時，電能量市場各場景下的抽蓄電站運行狀態(tài)如圖4所示。并且該備用補償價格下，抽蓄電站總期望收益可達(dá)10324元，與僅參與電能市場情況相比，提供備用后總期望收益增加23.54%。備用類型2要求的持續(xù)提供時間相對較短，當(dāng)抽蓄電站提供該類型備用時需要預(yù)留的庫存容量相對較少，仍有較多的容量參與電能量市場，因此，在兩種市場中的總收益相對較多。
表2 備用類型2的不同補償價格下，抽蓄運行決策結(jié)果
圖4 提供備用后抽蓄電站在電能量市場中的運行結(jié)果
抽蓄電站提供備用時，需要同時預(yù)留功率容量與庫存容量。提供備用類型2的容量達(dá)到上限時，最小庫容狀態(tài)為1.67 MW·h，最大庫容狀態(tài)為98.33 MW·h，需要預(yù)留的庫存容量略高于提供備用類型1時所需的容量。
當(dāng)考慮抽蓄提供10 min備用、持續(xù)時間2 h(備用類型3)、備用容量上限為20 MW時，在不同備用補償價格下，抽蓄電站申報的備用容量與收益等情況如表3所示。當(dāng)備用補償價格低于0.0048元/h時，抽蓄電站不提供備用輔助服務(wù)。當(dāng)備用補償價格高于0.096元/h時，抽蓄電站全部容量均用于提供備用，即20 MW，可獲得更多收益，此時總收益為9216元，與僅參與電能市場情況相比，提供備用的總收益增加10.28%。
表3 備用類型3的不同補償價格下，抽蓄運行決策結(jié)果
當(dāng)抽蓄電站容量全部用于提供備用時，在日前市場出清后，其庫容狀態(tài)保持恒定，該定值不能低于40 MW·h，以便提供足夠的向上備用容量，即發(fā)電容量；且該定值不能高于60 MW·h，以便提供足夠的向下備用容量，即抽水蓄能容量。
當(dāng)考慮抽蓄提供30 min備用、持續(xù)時間2 h(備用類型4)、備用容量上限為20 MW時，在不同備用補償價格下，抽蓄電站申報的備用容量與收益等情況如表4所示。當(dāng)抽蓄提供備用時，影響其在電能量市場收益的因素有備用容量和持續(xù)備用時間，因此，該備用下的市場策略與提供備用類型3的市場策略(表3)一致。當(dāng)備用補償價格為0.006元/h時，抽蓄電站開始提供備用輔助服務(wù)，從而增加總收益。
表4 備用類型4的不同補償價格下，抽蓄運行決策結(jié)果
當(dāng)考慮抽蓄電站可以同時申報4種備用輔助服務(wù)時，其最優(yōu)市場策略如表5最后一列所示，設(shè)4種備用的補償價格分別為0.01、0.008、0.006、0.005元/h，此時抽蓄的最優(yōu)申報策略為：秒級的一次調(diào)頻備用容量為3 MW，1 min備用容量為10 MW，30 min備用容量為10 MW，電能量市場中的運行情況如圖5所示。此時，抽蓄的總收益為12340元。在同樣的價格下，抽蓄電站提供單一備用的收益分別是8632、8510、8359、8357元。可見，當(dāng)抽蓄電站同時提供不用時間尺度的備用時，其庫容、功率容量都將得到充分的利用，并且總收益也顯著增加。與僅參與電能市場情況相比，同時提供多種備用后總期望收益增加47.66%；與提供單一備用相比，總收益至少增加了44.37%。
表5 提供不同備用時的運行決策與收益對比
圖5 提多種供備用后抽蓄電站在電能量市場中的運行結(jié)果
3.4 峰谷電價下抽蓄電站的收益情況
進(jìn)一步將上述實時電價場景下抽蓄電站的收益與峰谷電價進(jìn)行對比，采用的峰谷電價曲線如圖6所示。峰谷電價下，抽蓄電站的運行功率如圖7所示。
圖6 峰谷電價曲線
圖7 峰谷電價下抽蓄電站在電能量市場中的運行情況
由于峰谷電價事先已知，抽蓄電站可以指定確定的運行計劃，即在電價谷、平時段抽水，在電價峰時段發(fā)電，抽蓄電站在峰谷電價下的總收益為20097元，總收益高于實時電價場景下的收益。抽蓄電站在峰谷電價下的總收益與峰谷電價差有關(guān)，峰谷電價差越大，抽蓄電站在電能量市場中的收益越大。
當(dāng)考慮抽蓄電站可以同時申報4種備用輔助服務(wù)時，兩種電價類型下抽蓄電站的運行策略對比見表6，種備用的補償價格分別為0.01、0.008、0.006、0.005元/h。由于本算例的峰谷電價下，抽蓄電站在電能量市場中的收益較大，即提供備用的機(jī)會成本較大，因此，其申報備用的容量小于實時電價場景。在峰谷電價類型下，抽蓄電站僅提供備用類型1和2，未提供備用類型3和4，當(dāng)進(jìn)一步增加備用類型3和4補償價格時，使其高于提供備用的機(jī)會成本，抽蓄電站會逐漸增加備用類型3和4申報容量。此外，由于抽蓄電站在峰谷電價下仍然可提供不同類型的備用，且在峰谷電價下的收益情況不影響上述其在不同備用策略下的相關(guān)結(jié)論。
表6 備用類型4的不同補償價格下，抽蓄運行決策結(jié)果
4 結(jié)論
本工作研究了抽蓄電站參與電能量市場與輔助服務(wù)市場的優(yōu)化決策問題，考慮了電能價格的不確定性，基于場景建模方法，建立抽蓄電站參與電能量市場并提供備用的優(yōu)化決策模型，進(jìn)一步建立了其提供多種備用服務(wù)的優(yōu)化決策模型。抽蓄電站提供不同時間尺度備用時，其功率容量之間互不影響，但各類備用的庫存容量相互耦合和制約。
在電能量市場中，抽蓄電站利用不同時段的價格差異獲得收益。當(dāng)提供備用時，抽蓄電站需要預(yù)留一定的功率容量與庫存容量。當(dāng)備用補償價格高于一定水平后，抽蓄電站可以通過參與備用市場獲得更多收益，甚至將全部容量用于提供備用輔助服務(wù)，以增加其總期望收益。
仿真分析了抽蓄電站提供四種備用時的優(yōu)化決策和收益情況，其同時提供不同時間尺度的備用時的總收益明顯高于提供單一備用時的收益。即使備用補償價格相對較低，抽蓄電站仍可以通過同時提供多種備用來提高收益。
第一作者：余曉鵬（1974—），男，碩士，教授級高工，研究方向為電網(wǎng)規(guī)劃，E-mail：xmli97@126.com；
通訊作者：李曉萌，高工，研究方向為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定分析，E-mail：lixiaomeng@ha.sgcc.com.cn。
