深度文章 | 适应清洁供暖交易的新能源调度控制策略研究

摘要：

考虑新能源清洁供暖交易规则以及新能源场站单机运行信息和功率预测信息，提出了适应清洁供暖交易的新能源有功控制策略。首先根据限电时段、限额和新能源出力等预测信息，将月度交易电量分解至每一个限电日；日前再根据超短期预测信息将计划日交易电量分解至每个限电时段，并通过不断地滚动校验来修正计划交易电量。基于此策略建立了多时间尺度耦合的滚动优化模型。基于实际风电场的运行数据，对控制策略的有效性进行了验证。算例分析表明，相较于传统控制策略，本策略能够有效减少限电损失，同时提高新能源场站能源利用的公平性。

（来源：电网技术 作者：施贵荣，孙荣富，丁华杰，蓝海波，王靖然）

0 引言

作为电网能量管理系统的重要组成部分，新能源有功控制系统已成为调度机构不可或缺的工具之一。目前调度机构在保证电网安全稳定运行的前提下全额消纳新能源，仅当电网出现断面受阻或调峰裕度不足时采取限电措施。同时，新能源发电自身的波动性和随机性使其可控性有别于常规火电机组[1-2]。因此，目前新能源有功控制系统大多采用调节各新能源场站出力上限的控制策略[3-4]。

针对新能源有功控制策略，文献[5]提出了考虑储能的风电场有功控制模型，并将新能源场站的有功控制纳入电网自动发电控制(automatic generation control，AGC)。文献[6-7]分别提出了嵌套断面和调峰约束下考虑发电优先级的风电有功控制策略，并已成功应用于部分省级电网中，取得了较好的控制效果。考虑到发电权交易的影响，文献[8]提出了适应发电权交易的可再生能源有功控制策略。此外，为应对大规模风电并网对电网平衡造成的影响，文献[9]提出了以集中控制为目标、分级协调控制为过渡的互联电网有功功率调度与控制的解决方案。文献[10]提出了不同类型机组协同 AGC 的高峰调度控制策略。

近年来，随着我国电力市场化改革的推进，各地推出与新能源相关的电力市场，促进新能源的市场化消纳[11]。因此，当前以出力上限控制为主的新能源有功控制系统难以满足日益复杂的市场需求，需要针对特定市场机制进行改造和升级。在我国既有的“三公”调度模式下，常规机组电量滚动分解问题已得到充分的研究[12-16]，对新能源控制策略的设计具有一定的参考意义。但考虑到新能源功率预测误差，尤其是日内实时出力的随机性和波动性远大于常规机组，针对新能源的控制策略需要重点考虑上述特性的影响。

本文基于京津唐电网冀北张家口地区可再生能源清洁供暖交易规则及运行现状，考虑新能源出力的随机性和波动性，提出适应清洁供暖交易的有功控制策略。该策略采用分层滚动的控制方法[17]，不仅能够优先保证交易结果的执行，还能够使各新能源场站的发电量相对其发电能力尽量公平。通过算例分析，并与现运行的控制策略进行比较，验证了本文所提策略的正确性和优越性。

1 新能源参与清洁供暖交易

为进一步促进京津唐电网可再生能源消纳，规范和推进冀北地区可再生能源市场化交易工作，确保最低保障性收购年利用小时数以外的电量能够以市场化的方式实现有效利用，依据《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9 号)等文件精神，制定《京津唐电网冀北(张家口可再生能源示范区)可再生能源市场化交易规则(试行)》，组织电力用户与并网可再生能源发电企业，对保障性收购年利用小时数以外的电量，通过挂牌、协商、竞价等市场化交易方式进行中长期电量交易。

该市场的买方主要为采暖用户，因此该市场以清洁供暖交易为主要特征。新能源发电企业对超出月度保障性收购电量范围的电量，通过市场竞争的方式获得优先发电权。市场每月的组织形式如图 1所示，具体交易流程如下：

1）电力调度机构应向电力交易机构提供电网安全约束限制因素，如具体输配电线路或设备名称、限制容量、限制依据、约束时段等，由电力交易机构在每月 10 日前向市场主体公示。

2）每月 15 日前开展挂牌交易。参与可再生能源市场化交易的用户和售电企业可在 15 日前通过交易平台提出挂牌交易申请，包括交易电量和交易价格。由可再生能源发电企业自主申报认购，按照时间先后顺序形成交易意向。

3）每月 20 日前确定交易规模，开展电采暖市场化交易的地区，由电力交易机构统一汇总下月电采暖预期用电量。

4）每月 20 日开展竞价交易。根据用户侧需求确定交易电量，可再生能源企业单边竞价，以边际价格出清并形成竞价交易电量。

当市场出清完成后，电力调度机构在实时运行中应根据电网运行情况及基准交易电力，确定参与电采暖市场化交易的实际交易总电力，并将实际交易总电力指标在参与电采暖市场化交易的风电场范围内按交易结果电量比例进行分配。在此基础上，电力调度机构可根据电网实际运行情况对相关风电场发电指标进行优化调整，优先保障交易结果的执行。

2 新能源有功控制策略

2.1 控制要求

当前新能源有功控制系统采用的控制策略是：当电网输电断面容量和调节能力充足时，调度机构不对新能源发电设置出力上限，保证其全额消纳；当电网输电断面达到极限或电网调峰能力不足时，需要对各分区、断面下的新能源场站设置总出力上限，分别称为断面限电和调峰限电[12]。

因此，新能源有功控制系统需要能够满足以下基本功能：

1）在电网非限电时段内下发至新能源场站的出力指令应不小于场站的可用电力。

2）在电网断面受阻或调峰受阻期间，应设置合理的供暖分配指标(下文记作交易电量)，以保证各新能源场站能够在月底前完成出清的交易电量。

3）在电网断面受阻或调峰受阻期间，应设置合理的非供暖分配指标(下文记作非交易电量)，以使得除交易电量外的电量消纳尽量公平公正。适应清洁供暖交易的新能源有功控制策略存在着如下难点：首先是限电时段随机。电网是否会发生断面受阻取决于送变电断面的稳定极限、断面内新能源出力大小、常规电源出力和负荷的大小；而电网是否会发生调峰受限取决于全网新能源出力大小、常规发电资源的向下调节能力以及负荷的变化情况。由于新能源发电的随机性和难以预测性，以及负荷的波动性，未来时段是否发生限电难以准确预测，进而在限电发生时也难以准确分配交易及非交易电量。其次是多时间尺度交易电量的匹配问题。清洁供暖交易为月度交易，为保证其执行需进一步分解至每日交易电量及日内各时段的供暖电力。与常规火电执行交易结果不同，新能源可用出力随机变化，难以准确地执行每日的计划交易电量。此外，由于新能源的出力波动性，有功控制系统下发的指令难以准确执行，因此需要进行相应的修正和调整。

2.2 架构设计

为满足交易电量优先完成的要求，同时应对新能源出力随机性以及限电时段不确定性的挑战，本文提出的新能源有功控制系统采用分层滚动控制架构[13-14]，如图 2 所示。第一层控制中，将场站在清洁供暖交易中出清的月度交易电量分解为每日的计划交易电量；第二层控制中，将日前确定的当日计划交易电量分解至每个控制时段(根据当前新能源场站功率预测和考核的时间规定，日内控制时段的可设置为 15 min)。由于新能源场站出力的随机性和波动性会导致计划执行的偏差，控制策略通过滚动修正当日剩余时段的计划交易电力以完成日计划交易电量，同样通过滚动修正当月剩余日的每日计划交易电量以及使全月完成电量达到出清额。

根据相关交易规则，当电网无断面受阻或调峰受阻时，所有新能源场站无限制发电，此时不考虑清洁供暖交易结果；当电网出现断面受阻或调峰受阻时，调控中心综合考虑新能源场站自身发电能力和其清洁供暖交易结果，综合决定每座新能源场站的出力指令，即清洁供暖交易结果的实施仅在电网限电期间进行。因此，除特殊说明外，本文所有的决策变量均为限电时段的变量。

2.3 日计划电量决策模型

从模型中可以看出，本文并未假设新能源场站出力与有功控制系统所下指令相同，但由于在滚动制定未来时段出力计划中考虑了相关计划的历史情况，因此能够不断修正新能源有功控制系统指令完成的偏差，实现新能源出力的有效控制。