中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
郁海彬, 董帥, 陸增潔, 周毅, 文光磊, 張宇, 高亦凌, 李雪妍
（國(guó)網(wǎng)上海市電力公司市北供電公司, 上海 200070）
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(chǔ)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(wèn)題。分析了國(guó)內(nèi)外儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)概況，建立VPP聚合多分布式能源（distributed energy resource，DER）的調(diào)峰競(jìng)標(biāo)模型及整體效益最大的調(diào)峰競(jìng)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(chǎng)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(shì)。算例驗(yàn)證了VPP競(jìng)標(biāo)策略下儲(chǔ)能分配的收益優(yōu)于獨(dú)立運(yùn)營(yíng)模式；傳統(tǒng)和快速調(diào)頻交易品種參與日前市場(chǎng)設(shè)計(jì)的火-儲(chǔ)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(chǎng)的積極性和節(jié)約電網(wǎng)總調(diào)頻成本的目的。
引文信息
郁海彬, 董帥, 陸增潔, 等. 新型電力系統(tǒng)下儲(chǔ)能參與電力調(diào)峰調(diào)頻輔助市場(chǎng)的競(jìng)標(biāo)策略[J]. 中國(guó)電力, 2023, 56(8): 48-60.
YU Haibin, DONG Shuai, LU Zengjie, et al. Bidding strategy of energy storage participating in the auxiliary market of peak and frequency modulation in new power system[J]. Electric Power, 2023, 56(8): 48-60.
引言
儲(chǔ)能憑借其靈活爬坡、快速啟停及雙向功率調(diào)節(jié)特性，在源、網(wǎng)、荷側(cè)分別具有存儲(chǔ)超發(fā)電量、平抑出力波動(dòng)、緩解調(diào)峰壓力、提升電能質(zhì)量、錯(cuò)峰用電節(jié)約電費(fèi)和充當(dāng)后備電源等功能，可作為靈活性調(diào)峰調(diào)頻資源有效解決高比例新能源接入系統(tǒng)帶來(lái)的電網(wǎng)調(diào)峰能力不足、系統(tǒng)慣量下降、頻率魯棒性下降等問(wèn)題[1]。電改背景下，儲(chǔ)能迅速響應(yīng)的物理特性決定其參與源-網(wǎng)-荷-市場(chǎng)側(cè)價(jià)值分析、交易機(jī)制方面的研究很有必要。國(guó)際上，美國(guó)841法案下各獨(dú)立運(yùn)營(yíng)商在能量、輔助服務(wù)、容量市場(chǎng)等方面探索適應(yīng)儲(chǔ)能參與特性的機(jī)制，2016年開(kāi)始，加州獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商（CAISO）在實(shí)時(shí)市場(chǎng)引入了一種新的輔助服務(wù)產(chǎn)品“靈活爬坡產(chǎn)品”以應(yīng)對(duì)新能源發(fā)電出力的不確定性。PJM輔助服務(wù)市場(chǎng)主要包含調(diào)頻、備用、黑啟動(dòng)、無(wú)功電壓控制和不平衡電量5個(gè)品種，市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)的輔助產(chǎn)品主要有調(diào)頻、初級(jí)備用、黑啟動(dòng)，其中調(diào)頻與初級(jí)備用（包含同步備用和非同步備用）采用集中式市場(chǎng)化交易，與電能量市場(chǎng)聯(lián)合優(yōu)化運(yùn)行。澳大利亞調(diào)頻市場(chǎng)采取申報(bào)充電和放電報(bào)價(jià)，依靠尖峰電價(jià)套利。英國(guó)市場(chǎng)在雙邊交易比重占比攀升的情況下設(shè)立平衡機(jī)制來(lái)提升系統(tǒng)調(diào)度效率，且系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商接受所有市場(chǎng)參與者的報(bào)價(jià)及投標(biāo)來(lái)實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)平衡，市場(chǎng)允許儲(chǔ)能作為獨(dú)立主體參與并適當(dāng)降低裝機(jī)準(zhǔn)入門(mén)檻，保證儲(chǔ)能參與市場(chǎng)的資格、方式和價(jià)格機(jī)制。中國(guó)現(xiàn)行的輔助服務(wù)品種劃分依據(jù)主要為2021年修訂的《電力輔助服務(wù)管理辦法》，且儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)存在大多數(shù)地區(qū)市場(chǎng)主體地位不明確、容量準(zhǔn)入受限制、調(diào)頻收益下限過(guò)低、調(diào)頻容量?jī)r(jià)值體現(xiàn)難等不足。適時(shí)降低準(zhǔn)入門(mén)檻使分布式小容量?jī)?chǔ)能參與提供調(diào)頻服務(wù)，設(shè)計(jì)兩部制價(jià)格機(jī)制價(jià)值以反映儲(chǔ)能調(diào)頻的容量?jī)r(jià)值并保障儲(chǔ)能調(diào)頻最低收益[2-4]，引入新型儲(chǔ)能提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，明確新型儲(chǔ)能的市場(chǎng)定位、成本分?jǐn)偤蛢r(jià)格機(jī)制，有助于引導(dǎo)其健康、有序、高效發(fā)展[5]。截至2022年底，中國(guó)電力輔助服務(wù)實(shí)現(xiàn)了6大區(qū)域、33個(gè)省區(qū)電網(wǎng)的全覆蓋，基本形成統(tǒng)一的輔助服務(wù)規(guī)則體系。通過(guò)輔助服務(wù)市場(chǎng)化機(jī)制，2022年全國(guó)共挖掘全系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力超過(guò)9000萬(wàn)kW，年均促進(jìn)清潔能源增發(fā)電量超過(guò)1 000億kW·h；煤電企業(yè)因?yàn)檩o助服務(wù)獲得補(bǔ)償收益約320億元。交易品種方面，除傳統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰市場(chǎng)外，山西增加一次調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)，華北、西北分別建設(shè)了調(diào)峰容量市場(chǎng)、備用市場(chǎng)等。參與主體方面，除常規(guī)電源外，18個(gè)網(wǎng)省公司推動(dòng)儲(chǔ)能、虛擬電廠（virtual power plant，VPP）等新型市場(chǎng)主體。山東獨(dú)立電儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨市場(chǎng)提出以自調(diào)度模式參與的運(yùn)行機(jī)制，促進(jìn)新能源消納及提升電力保供能力[6]。山西和廣東兩省調(diào)頻市場(chǎng)以性能和報(bào)價(jià)兩方面因素來(lái)確定調(diào)頻資源，并按實(shí)際調(diào)頻貢獻(xiàn)和效果支付補(bǔ)償費(fèi)用[7-8]。其中廣東調(diào)頻市場(chǎng)交易頻次為每小時(shí)出清一次，山西允許機(jī)組按高峰、低谷以及新能源大發(fā)等5個(gè)時(shí)段進(jìn)行申報(bào)并出清，兩省的調(diào)頻市場(chǎng)與電能量市場(chǎng)分開(kāi)獨(dú)立運(yùn)行。文獻(xiàn)[9]建立系統(tǒng)總收益最大目標(biāo)聯(lián)合優(yōu)化模型及策略，削減電負(fù)荷來(lái)降低尖峰時(shí)段有功，調(diào)動(dòng)需求響應(yīng)資源參與市場(chǎng)；文獻(xiàn)[10]制定儲(chǔ)能在中長(zhǎng)期合約轉(zhuǎn)讓交易中的參與原則，從技術(shù)、經(jīng)濟(jì)、政策3個(gè)方面分析了儲(chǔ)能參與合約轉(zhuǎn)讓交易的可行性。文獻(xiàn)[11]提出風(fēng)險(xiǎn)規(guī)避的新能源和儲(chǔ)能協(xié)同參與市場(chǎng)的運(yùn)行模型，申報(bào)策略具有更高的綜合效益；文獻(xiàn)[12]提出儲(chǔ)能資源作為獨(dú)立市場(chǎng)主體提供調(diào)頻服務(wù)構(gòu)建了上層以儲(chǔ)能電站收益最大化目標(biāo)的報(bào)價(jià)策略，下層實(shí)現(xiàn)電能量市場(chǎng)和調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)的聯(lián)合出清的雙層交易決策模型，策略性報(bào)價(jià)在市場(chǎng)中可獲得更高效益。文獻(xiàn)[13-14] 建立了分布式儲(chǔ)能聚合商以競(jìng)價(jià)形式參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)度的優(yōu)化模型，按階梯報(bào)價(jià)策略參與競(jìng)價(jià)；從而減少電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)度成本及達(dá)到削峰填谷效果。據(jù)文獻(xiàn)[15-17]統(tǒng)計(jì)，儲(chǔ)能資源的爬坡速率約為燃煤機(jī)組的53倍、燃?xì)廨啓C(jī)的4.9倍、水電機(jī)組的3.1倍，因此，儲(chǔ)能資源能夠快速、精確地在秒級(jí)時(shí)間內(nèi)響應(yīng)調(diào)頻信號(hào)。
本文根據(jù)國(guó)內(nèi)外儲(chǔ)能參與市場(chǎng)的研究現(xiàn)狀及調(diào)研美國(guó)、澳大利亞、英國(guó)和廣東的業(yè)界實(shí)踐；調(diào)峰市場(chǎng)中，儲(chǔ)能作為VPP內(nèi)部成員參與電力市場(chǎng)和建立電能量和調(diào)頻市場(chǎng)的聯(lián)合出清模型，以發(fā)電和調(diào)頻成本最小化為目標(biāo)的調(diào)峰競(jìng)標(biāo)策略，能夠提高VPP整體和內(nèi)部各成員的經(jīng)濟(jì)性。調(diào)頻市場(chǎng)中，采用傳統(tǒng)和快速調(diào)頻交易品種，分別由火-儲(chǔ)資源參與競(jìng)價(jià)，建立火-儲(chǔ)系統(tǒng)總發(fā)電成本和調(diào)頻成本最小，適應(yīng)儲(chǔ)能參與的電能量和調(diào)頻交易品種聯(lián)合優(yōu)化出清的模型；在此基礎(chǔ)上，設(shè)置多個(gè)優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源個(gè)體，并引入效率因子參與日調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)，鼓勵(lì)市場(chǎng)積極引入儲(chǔ)能類優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源來(lái)優(yōu)化配置系統(tǒng)中的調(diào)頻資源。儲(chǔ)能調(diào)頻的收益取決于市場(chǎng)對(duì)調(diào)頻輔助服務(wù)的結(jié)算機(jī)制，所以合理設(shè)計(jì)儲(chǔ)能參與調(diào)頻輔助服務(wù)的市場(chǎng)機(jī)制具有重要的意義。
1 交易策略
1.1 調(diào)峰市場(chǎng)
本文僅考慮儲(chǔ)能作為VPP內(nèi)部成員參與電力市場(chǎng)，完成市場(chǎng)信息的獲取、競(jìng)標(biāo)計(jì)劃等工作以獲取最大收益，對(duì)內(nèi)與各成員協(xié)調(diào)互動(dòng)來(lái)保證各成員的經(jīng)濟(jì)效益[18]，功能如下。
1）提升對(duì)風(fēng)、光出力消納。
確定儲(chǔ)能資源在調(diào)峰市場(chǎng)和電能量市場(chǎng)的競(jìng)標(biāo)電量，從而確定VPP 在2個(gè)市場(chǎng)的競(jìng)標(biāo)計(jì)劃。競(jìng)標(biāo)決策流程為：風(fēng)、光向VPP申報(bào)期日前出力預(yù)測(cè)并根據(jù)日前出力預(yù)測(cè)制定發(fā)電計(jì)劃來(lái)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(duì)儲(chǔ)能的運(yùn)行補(bǔ)償。
儲(chǔ)能在電能量市場(chǎng)可以實(shí)現(xiàn)負(fù)荷轉(zhuǎn)移來(lái)降低購(gòu)電成本，通過(guò)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(chǎng)獲得補(bǔ)償。競(jìng)標(biāo)決策流程為：VPP根據(jù)市場(chǎng)和內(nèi)部成員信息，制定儲(chǔ)能的充放電計(jì)劃和運(yùn)行補(bǔ)償價(jià)格，儲(chǔ)能參與調(diào)峰市場(chǎng)時(shí)，VPP給予儲(chǔ)能一定的調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格，根據(jù)調(diào)峰競(jìng)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(chǎng)的收益進(jìn)行分配。VPP獲得電能量市場(chǎng)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(chǔ)能和柔性負(fù)荷付出補(bǔ)償；VPP獲得調(diào)峰市場(chǎng)收益后，向儲(chǔ)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(chǎng)
梳理國(guó)內(nèi)部分省份的調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)規(guī)則對(duì)比如表1所示。
表1 調(diào)頻市場(chǎng)規(guī)則對(duì)比
Table 1 Comparison of frequency modulation market rules
1.2.1 儲(chǔ)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(wú)法適應(yīng)新能源大規(guī)模并網(wǎng)裝機(jī)容量，儲(chǔ)能憑響應(yīng)迅速優(yōu)勢(shì)可以有效地改善這一問(wèn)題，儲(chǔ)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(chǔ)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(chǎng)組織流程
市場(chǎng)組織流程如圖3所示，市場(chǎng)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(duì)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(guò)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(chǎng)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(chǎng)，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(chǎng)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。
以廣東省電力市場(chǎng)為例，運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)采用日前集中競(jìng)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(chǎng)交易，包括發(fā)布調(diào)頻市場(chǎng)信息、機(jī)組里程報(bào)價(jià)、日前預(yù)出清、日內(nèi)正式出清[19-25]，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(duì)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(chǎng)交易流程
Fig.4 Guangdong frequency modulation market trading process
浙江調(diào)頻市場(chǎng)在調(diào)頻市場(chǎng)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(lái)激勵(lì)市場(chǎng)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(cè)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(zhǎng)特性；選取儲(chǔ)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(kāi)放，實(shí)現(xiàn)以下優(yōu)勢(shì)。1）減少機(jī)組頻繁調(diào)節(jié)出力造成的壽命損失，儲(chǔ)能快速響應(yīng)調(diào)頻信號(hào)，解決調(diào)頻電量不足問(wèn)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(chǎng)的資源還可運(yùn)用在其他市場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)資源節(jié)約。
2 競(jìng)標(biāo)模型
本章建立各DER的數(shù)學(xué)競(jìng)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(lái)驗(yàn)證儲(chǔ)能參與調(diào)頻市場(chǎng)出清模型，系統(tǒng)含10臺(tái)機(jī)組，6臺(tái)為火電機(jī)組（G1~G6），4臺(tái)儲(chǔ)能（C1~C4），參數(shù)如表3~5所示。由VPP聚合的靈活性資源（儲(chǔ)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(chǎng)。風(fēng)電、光伏出力預(yù)測(cè)如圖5所示，日前預(yù)測(cè)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(chǔ)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(chǎng)的準(zhǔn)入條件[26-28]為競(jìng)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(chǔ)能和柔性負(fù)荷在調(diào)峰和電能量市場(chǎng)的競(jìng)標(biāo)計(jì)劃，根據(jù)兩市場(chǎng)的價(jià)格、時(shí)段等信息進(jìn)行日前競(jìng)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(cè)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(guò)配網(wǎng)進(jìn)行購(gòu)售電，峰谷時(shí)間段劃分與電價(jià)如表7所示。
表7 峰平谷電價(jià)
Table 7 Power price of different time
圖6為儲(chǔ)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(wèn)題，滿足綠色低碳要求；儲(chǔ)能幾乎全時(shí)段參與電能量平衡過(guò)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(chǎng)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(gòu)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(gòu)電，在09:00—13:00進(jìn)行售電，最大程度節(jié)省購(gòu)電成本。
圖6 儲(chǔ)能參與電能量平衡情況
Fig.6 Energy storage participating in electric energy balance
儲(chǔ)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(chǔ)能效益優(yōu)于獨(dú)立運(yùn)營(yíng)收益。
表8 VPP內(nèi)部成員收益
Table 8 VPP internal member income
VPP在峰谷電價(jià)進(jìn)行電能量市場(chǎng)購(gòu)售電；儲(chǔ)能與柔性負(fù)荷來(lái)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(lái)進(jìn)行算例分析。
1）調(diào)峰市場(chǎng)有填谷、削峰調(diào)峰兩種需求；
2）調(diào)峰市場(chǎng)在01:00—09:00時(shí)段發(fā)布填谷調(diào)峰需求；
3）調(diào)峰市場(chǎng)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(chǎng)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(chǎng)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(chǎng)和調(diào)峰市場(chǎng)信息，具體參數(shù)如表9所示。
表9 調(diào)峰市場(chǎng)中的不同案例
Table 9 Different cases in peak modulation market
考慮儲(chǔ)能與柔性負(fù)荷參與的調(diào)峰市場(chǎng)競(jìng)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(chǎng)發(fā)布填谷調(diào)峰需求時(shí)，調(diào)動(dòng)儲(chǔ)能充電及柔性負(fù)荷增加負(fù)荷來(lái)參與填谷調(diào)峰。2）在尖峰時(shí)的調(diào)峰市場(chǎng)發(fā)布填谷調(diào)峰的需求時(shí)，調(diào)動(dòng)儲(chǔ)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(chǎng)需求相同、價(jià)格不同時(shí)，改變調(diào)峰競(jìng)標(biāo)電量來(lái)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(jìng)標(biāo)電量增大，低價(jià)時(shí)的調(diào)峰競(jìng)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(jìng)標(biāo)電量增大，使低價(jià)時(shí)的調(diào)峰競(jìng)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(chǔ)能充電來(lái)達(dá)到調(diào)峰市場(chǎng)準(zhǔn)入條件。當(dāng)調(diào)峰競(jìng)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(chǎng)競(jìng)標(biāo)電量為0，是因?yàn)閂PP調(diào)動(dòng)儲(chǔ)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(chǎng)準(zhǔn)入條件，使VPP無(wú)法參與調(diào)峰。
VPP制定最多的調(diào)峰競(jìng)標(biāo)電量來(lái)獲得最大調(diào)峰收益，同時(shí)配網(wǎng)購(gòu)電成本較低，內(nèi)部收益受損小。由表10可知，調(diào)峰市場(chǎng)需求為填谷、削峰2種調(diào)峰的案例1下VPP收益最大。
儲(chǔ)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(chǎng)中充電時(shí)購(gòu)電成本由VPP承擔(dān)，放電時(shí)獲得VPP補(bǔ)償。儲(chǔ)能的補(bǔ)償價(jià)格會(huì)影響VPP制定的儲(chǔ)能出力計(jì)劃，改變VPP與儲(chǔ)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(chǔ)能和調(diào)峰收益。案例1~3中儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)能在不同場(chǎng)景下的儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格與調(diào)峰市場(chǎng)價(jià)格相關(guān)，為保證儲(chǔ)能參與調(diào)峰的利益，VPP制定的儲(chǔ)能調(diào)峰補(bǔ)償價(jià)格為調(diào)峰市場(chǎng)價(jià)格的一半。案例1中，儲(chǔ)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(chǔ)能收益。
圖9 案例1~3中儲(chǔ)能補(bǔ)償價(jià)格
Fig.9 Energy storage compensation price in Cases 1–3
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(chǔ)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?jī)r(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(chǔ)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(chǔ)能提高自身調(diào)頻容量，若系統(tǒng)僅調(diào)用對(duì)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(wú)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(wàn)元，低于順次出清模式下的總成本為1419.71萬(wàn)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(kāi)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。
圖15 聯(lián)合出清下火電機(jī)組電能量出力
Fig.15 Power output of thermal power units under joint clearing
為充分體現(xiàn)各調(diào)頻資源參與調(diào)頻的物理性能[29-30]，設(shè)置16個(gè)資源個(gè)體參與日調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)，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(tái)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(tái)水電資源參與調(diào)頻，裝機(jī)容量為2臺(tái)200 MW和2臺(tái)400 MW；AGC可調(diào)節(jié)容量為2臺(tái)70 MW和2臺(tái)80 MW。
3）火電機(jī)組的調(diào)頻容量受開(kāi)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(kù)調(diào)度影響。
設(shè)定某24時(shí)段的調(diào)頻總收益為76.3萬(wàn)元，主要由資源實(shí)際提供的調(diào)頻里程來(lái)進(jìn)行衡量。其中儲(chǔ)能的調(diào)頻收入為20.9萬(wàn)元，而所有火電機(jī)組的調(diào)頻收益總和僅為3.7萬(wàn)元，儲(chǔ)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(wú)限制抬高市場(chǎng)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(shuō)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%。
圖16 考慮效率因子的典型時(shí)段調(diào)頻容量需求變化
Fig.16 Changes of frequency modulation capacity demand in typical periods considering efficiency factors
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(chǔ)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(jiàn)表11。
表11 考慮效率因子后調(diào)頻資源收益
Table 11 Benefits of frequency modulation resources considering efficiency factors
4 結(jié)論
合理的市場(chǎng)機(jī)制能有效引導(dǎo)儲(chǔ)能有序提供輔助服務(wù)并獲得收益，本文在調(diào)峰市場(chǎng)中將儲(chǔ)能作為VPP成員參與電能量及調(diào)峰市場(chǎng)；調(diào)頻市場(chǎng)中考慮適應(yīng)儲(chǔ)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(duì)外同時(shí)參與電能量市場(chǎng)和調(diào)峰市場(chǎng)，通過(guò)儲(chǔ)能和柔性負(fù)荷的協(xié)同，實(shí)現(xiàn)調(diào)峰市場(chǎng)的有效競(jìng)標(biāo)，使VPP及儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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。
