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)峰競標模型及整體效益最大的調(diào)峰競標策略；在以發(fā)電、調(diào)頻成本最小化為目標的電能量和調(diào)頻市場聯(lián)合出清模型基礎上，引入效率因子體現(xiàn)快速調(diào)頻資源的優(yōu)勢。算例驗證了VPP競標策略下儲能分配的收益優(yōu)于獨立運營模式；傳統(tǒng)和快速調(diào)頻交易品種參與日前市場設計的火-儲聯(lián)合出清模型較順次出清模式具備更高的社會效益，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、競標計劃等工作以獲取最大收益，對內(nèi)與各成員協(xié)調(diào)互動來保證各成員的經(jīng)濟效益，功能如下。

1）提升對風、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電量，從而確定VPP 在2個市場的競標計劃。競標決策流程為：風、光向VPP申報期日前出力預測并根據(jù)日前出力預測制定發(fā)電計劃來實現(xiàn)風、光的全額消納，保證VPP經(jīng)濟效益最優(yōu)。

2）對儲能的運行補償。

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

3）VPP利益分配。

將電能量和調(diào)峰市場的收益進行分配。VPP獲得電能量市場收益后，向內(nèi)部電源風、光及可控分布式電源（controllable distribution generation，CDG）分配售電收益；向儲能和柔性負荷付出補償；VPP獲得調(diào)峰市場收益后，向儲能和柔性負荷分配調(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 儲能參與自動發(fā)電控制（automatic generation control，AGC）調(diào)頻

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

圖2 儲能聯(lián)合火電機組調(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)頻容量和里程報價，并綜合考慮調(diào)頻性能及效率因子對出清價格進行調(diào)整，設置的效率因子不會影響資源報價，而是通過效用容量的概念進一步衡量資源調(diào)頻容量的差異，達到減少參與調(diào)頻資源容量的目的，相當于性能好的資源承擔更多的調(diào)頻任務，降低市場的邊際價格和系統(tǒng)的總調(diào)頻成本。根據(jù)日調(diào)頻容量需求分別計算出每個時段下各資源的效率因子，如表2所示，將實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)。當效率因子大小取值為 0時代表資源在某時段不參與調(diào)頻輔助服務市場，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，運營機構采用日前集中競價和預安排、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、機組里程報價、日前預出清、日內(nèi)正式出清，交易流程如圖4所示。具體到時段為：1）10:00前，發(fā)布次日24小時各時段調(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價等信息；2）10:00—12:00，對次日24時段里程報價；3）12:30，預出清形成次日發(fā)電計劃的邊界條件，電力調(diào)度機構編制次日發(fā)電計劃時為各時段預出清中標的發(fā)電單元預留調(diào)頻容量；4）實際運行時段起始時間點30 min前，根據(jù)調(diào)頻補償政策，結合正式出清邊際價格，計算相應的補償費用。

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)頻市場機制設計時，除了考慮報價因素外，也將調(diào)頻性能指標納入調(diào)頻資源的選取標準中來激勵市場主體。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）結合其申報價格進行排序；實際調(diào)用后，性能指標應根據(jù)其實際表現(xiàn)進行實時測算更新，并以此為依據(jù)進行補償。

1.2.3 交易品種設計

本文選取火電機組為傳統(tǒng)調(diào)頻資源，具有響應幅度大、延續(xù)時間長特性；選取儲能為快速調(diào)頻資源，包括抽水蓄能、水電等，具有響應變化幅度小、周期短、快速響應特性。將2個交易品種面向調(diào)頻資源開放，實現(xiàn)以下優(yōu)勢。1）減少機組頻繁調(diào)節(jié)出力造成的壽命損失，儲能快速響應調(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，出清價格有明顯下降，且退出調(diào)頻輔助市場的資源還可運用在其他市場，實現(xiàn)資源節(jié)約。

2 競標模型

本章建立各DER的數(shù)學競標模型。

2.1 數(shù)學模型

2.2 目標函數(shù)

2.3 約束條件

3 算例分析

以IEEE-30節(jié)點系統(tǒng)來驗證儲能參與調(diào)頻市場出清模型，系統(tǒng)含10臺機組，6臺為火電機組（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、柔性負荷、光伏與風電）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時段可參與電能量市場。風電、光伏出力預測如圖5所示，日前預測出力誤差為10%，可調(diào)控柔性負荷區(qū)間為2~6 MW，VPP內(nèi)CDG和儲能相關參數(shù)如表6所示。

3.1 調(diào)峰輔助服務

設定調(diào)峰市場的準入條件為競標電量不小于2.5 MW·h，同時VPP須考慮需求側靈活性資源儲能和柔性負荷在調(diào)峰和電能量市場的競標計劃，根據(jù)兩市場的價格、時段等信息進行日前競標決策。

規(guī)定可轉(zhuǎn)移負荷為柔性負荷在各時段負荷的25%；預測誤差的上限為10%，允許削減時段為峰時段09:00—13:00和18:00—22:00，VPP通過配網(wǎng)進行購售電，峰谷時間段劃分與電價如表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、光問題，滿足綠色低碳要求；儲能幾乎全時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)部負荷與外部市場價格的情況綜合制定合適的發(fā)電功率，削減高價時段負荷，增加低價時段負荷，從而使VPP在購電價格較高的13:00—18:00、22:00—次日01:00和18:00—22:00不進行購電，在09:00—13:00進行售電，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)于獨立運營收益。

VPP在峰谷電價進行電能量市場購售電；儲能與柔性負荷來參與調(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，設定5種案例來進行算例分析。

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時段以不同價格發(fā)布填谷調(diào)峰需求；

5）調(diào)峰市場在不同時段以不同價格發(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。

考慮儲能與柔性負荷參與的調(diào)峰市場競標結果如圖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，調(diào)動儲能充電及柔性負荷增加負荷來參與填谷調(diào)峰。2）在尖峰時的調(diào)峰市場發(fā)布填谷調(diào)峰的需求時，調(diào)動儲能放電和柔性負荷削減負荷參與削峰調(diào)峰。3）在調(diào)峰市場需求相同、價格不同時，改變調(diào)峰競標電量來提高收益。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)峰價格不同時，高價時的調(diào)峰競標電量增大，低價時的調(diào)峰競標電量減小，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)峰價格不同時，VPP使高價時的調(diào)峰競標電量增大，使低價時的調(diào)峰競標電量減小，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，在谷時01:00—09:00中選擇柔性負荷可調(diào)整量最大的部分時段優(yōu)先調(diào)動儲能充電來達到調(diào)峰市場準入條件。當調(diào)峰競標電量不滿足準入條件時，不能參與調(diào)峰，如VPP在案例1的谷時04:00—05:00、案例2的谷時04:00—05:00和案例4的谷時01:00—04:00的調(diào)峰市場競標電量為0，是因為VPP調(diào)動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間段進行充電，在這些時間段不進行充電，而僅靠該時段柔性負荷的負荷增加不能達到調(diào)峰市場準入條件，使VPP無法參與調(diào)峰。

VPP制定最多的調(diào)峰競標電量來獲得最大調(diào)峰收益，同時配網(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)峰時獲得VPP調(diào)峰補償，在電能量市場中充電時購電成本由VPP承擔，放電時獲得VPP補償。儲能的補償價格會影響VPP制定的儲能出力計劃，改變VPP與儲能的收益，需要協(xié)定合適的補償價格，既保證VPP收益，又能同時提高儲能和調(diào)峰收益。案例1~3中儲能調(diào)峰補償價格如圖9所示，可知VPP為了調(diào)動儲能參與填谷調(diào)峰，給予相應的填谷調(diào)峰補償價格；儲能在不同場景下的儲能調(diào)峰補償價格與調(diào)峰市場價格相關，為保證儲能參與調(diào)峰的利益，VPP制定的儲能調(diào)峰補償價格為調(diào)峰市場價格的一半。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。制定的補償價格可以在保證VPP整體收益下提高儲能收益。

3.2 調(diào)頻輔助服務

忽略潮流約束，24個時段的調(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)頻容量和里程價格，以及儲能中標結果，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的容量價格為0，原因是此時段內(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中標調(diào)頻容量，中標容量大于實際需求時，系統(tǒng)調(diào)頻容量需求增加時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)頻交易里程價格約為17元/MW，與圖13結果一致。

在電能量和調(diào)頻服務聯(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，開機機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，設置16個資源個體參與日調(diào)頻輔助服務市場，實際運行日結合資源的實際運行情況進行各時段的模擬出清，做出如下假設。

1）新增2臺抽水蓄能資源參與調(diào)頻，令抽水蓄能1的運行時間為16:00~22:30；抽水蓄能2的運行時間為09:00~12:30，裝機容量均為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）火電機組的調(diào)頻容量受開停機時間和當日發(fā)電計劃約束，水電機組調(diào)頻容量受到水情及水庫調(diào)度影響。

設定某24時段的調(diào)頻總收益為76.3萬元，主要由資源實際提供的調(diào)頻里程來進行衡量。其中儲能的調(diào)頻收入為20.9萬元，而所有火電機組的調(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)頻收益遠高于傳統(tǒng)火電機組。為了避免性能較差的火電機組無限制抬高市場出清的里程價格，資源的報價根據(jù)調(diào)頻性能指標調(diào)整后作為調(diào)頻資源排序的依據(jù)，為進一步直觀說明效率因子的作用，引入某時段調(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624273元），相較于未加入效率因子前的收益結果（上、下調(diào)頻總收益為365200、379312元，合計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，收益占比進一步降至0.798%，具體的收益變化見表11。

4 結論

合理的市場機制能有效引導儲能有序提供輔助服務并獲得收益，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，得出以下結論。

1）VPP聚合靈活性資源，以整體效益最大為目標對外同時參與電能量市場和調(diào)峰市場，通過儲能和柔性負荷的協(xié)同，實現(xiàn)調(diào)峰市場的有效競標，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。