深度文章｜省级电力现货市场中衔接日前出清环节的多日机组组合策略

摘要

在我国新一轮电力市场改革背景下,为了进一步提升电力现货市场的资源配置能力,提出了市场环境下衔接日前出清环节的多日机组组合优化策略。提出的多日机组组合方法作为日前市场出清的辅助手段,在充分考虑了未来几日电网负荷特性变化情况的前提下,采用市场化的方式,提前多日对系统发电资源的运行方式进行了统筹预安排。进一步,将多日机组组合的优化结果设置为日前市场出清模型的边界条件,实现了多日机组组合与日前出清环节的有效衔接,使得日前市场的出清计算结果更加合理,同时解决了燃煤机组由于开机准备时间长而无法在日前市场中新增启动的问题。最后,采用我国某省的实际电网数据进行算例研究,验证了所提出的多日机组组合优化策略的有效性。

关键词 : 电力现货市场; 多日机组组合; 开机提前通知时间; 日前市场出清; 资源统筹配置;

0 引言

我国传统的省级电力调度一直采用计划形式配置发用电资源,根据“三公”调度规则安排年度、月度及日前等不同时序周期的电力电量平衡,制定机组的电量计划、开停机计划和出力计划等。随着我国电力市场化改革地不断推进,年度和月度等中长期交易机制已在各试点省份得到了广泛应用[1-3]。但是,由于各省包括备用、调频等辅助服务在内的日前、实时等现货市场机制尚未完全确立,因此,目前调度机构在进行实际的日内电力电量调控时仍然采用传统的发电计划模式。2016年,国家发改委、能源局发布了《电力发展“十三五”规划》,明确提出2020年建成我国的电力现货市场。2017年,国家发改委、能源局又发布了《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》,选择全国8个地区作为第一批试点省份,逐步构建中长期与现货交易相结合的电力市场体系。综上,我国正式建成并实施功能完整的省级电力现货市场任务迫在眉睫。

在前几轮的电力市场改革过程中,各专家学者结合我国电力调度的实际情况以及国外各国电力市场的运行经验,对电力现货市场优化出清模型、发电侧竞价策略及用电侧购电模型等进行了比较全面地研究和探索。文献[4-7]分别对我国电力市场不同发展阶段的发电竞价策略进行了研究,其中：文献[4]首次提出了发电机组的分段竞价策略,文献[5]建立了抽水蓄能机组在组合市场模式下的竞价决策模型,文献[6]采用演化博弈理论进行了电力市场中多群体的报价策略研究和长期均衡分析,文献[7]提出了新能源大规模接入条件下的发电侧博弈竞价策略;文献[8-9]基于我国的多级电力市场结构,分别对地市级和省级电网购电模型进行了理论研究和算例分析;文献[10]采用非线性动态理论和非线性微分方程理论对我国电力市场的演化模型进行了定量分析;协同考虑可再生能源固定电价制和配额制对发电商经济决策的影响因素,文献[11]建立了以发电商决策及总利益最大化为目标的电力市场经济均衡模型;文献[12]针对目前配电侧多微网结构不断增多的情况,构建了多微电网日前议价交易的合作博弈模型。在电力市场相关理论和实践方法的研究中,市场出清优化模型的建立和求解,是电力现货市场建设的核心,目前已有大量国内外文献对其进行了深入研究。文献[13]提出了联合实现系统备用短缺定价的日前电力市场多周期发电调度模型;为了同时实现系统的输电损耗最小化和无功功率优化配置,文献[14]建立了一种日前电力市场的多目标优化出清模型;文献[15-17]研究了规模化清洁能源参与下的日前电力市场出清模型;文献[18]研究了支持多种复杂报价方式的欧洲统一电力市场日前出清模型及其求解算法,并采用测试案例对所提出的模型和求解算法进行了效果评估;文献[19]提出了一种日内电力市场的运作框架,建立了相应的市场出清模型,并详细分析了日内电力市场在提供系统备用、实现负荷削峰和消纳风电资源方面的作用;文献[20]建立了采用线性规划方法实现电能和备用联合优化的实时电力市场出清计算模型;针对负荷需求的随机性,文献[21]前瞻性的提出了一种综合协调考虑日前市场和实时市场的统一电能交易模型;针对电力需求响应对风电资源出力波动性的抑制作用,文献[22-23]建立了协调风力发电和需求响应的日前电力市场联合出清模型。

然而,纵观上述国内外文献,目前针对电力现货市场出清模型的研究,仅涉及日前或更小时间尺度下的机组组合和经济调度建模。考虑到我国电网的实际运行特点,电力现货市场的建设还需重点考虑以下一些问题。首先,在我国的发电装机总容量中,火电机组占有较大的比例,随着我国节能调度的进一步实施,高能耗、小容量的火电机组已被逐步淘汰,而较大容量的火电机组启动过程十分复杂,通常需要几十小时的开机准备时间,因此在日前市场出清计算中无法安排其新增开机。其次,当系统负荷因节假日、气候等因素而在几日内发生明显波动时,日前市场无法在更长的时间尺度范围内对发电资源进行最合理和经济的优化配置,以预先应对电网负荷突变的情况。再者,如果在发电资源调控过程中,出现电厂燃煤库存不足、供热季节燃气供应量受限或者水电厂的来水量不足等情况,需要提前多日协调发电资源配置,以确保日前出清环节中系统的备用容量充足。针对以上问题,我国的电力现货市场中需要设计出更长时间尺度的市场化环节,并能够与日前市场进行良好的衔接。文献[24]首次提出了把周作为特定的调度决策环节,以协调月度和日发电计划,但该机组组合策略只适用于传统的发电计划模式,未考虑任何市场化因素。因此,本文重点探讨了一种省级电力现货市场环境下的多日机组组合优化方法,该方法基于发电侧市场成员的实际报价,实现了在比日前市场更长的时间周期内对机组的运行方式进行统筹预安排。

本文首先讨论了多日机组组合计算的优化参数和输入数据的设置方法;其次,考虑机组的开机提前通知时间要求、机组群的发电量限制等因素,建立了以系统总发电费用最低为目标的多日机组组合优化模型,并进行了模型求解和结果校核;接着,详细分析了多日机组组合优化环节与日前市场出清计算的衔接方式;最后,以我国某省的电网典型日数据为例,验证了所建立的优化模型的有效性。

1 多日机组组合优化模型

1.1 优化计算数据准备

本文建立的多日机组组合模型的优化周期可根据计算日的日期类型进行具体设置,常规取为1周。但考虑到时间尺度越大,系统的各种预测和计划类数据的准确度越低,因此可根据需要将优化周期缩短1~2天;另一方面,考虑到特殊节假日的系统负荷曲线特征不具备明显的规律性且相对于一般工作日和双休日的负荷曲线特征差异较大,因此,当遇到特殊节假日时,多日机组组合的优化周期可根据特殊节假日的时间跨度增加相应的天数。

本文对省级电网内所有可以参与市场的机组进行多日机组组合优化计算,需提前获取或计算的优化输入数据的类型多、规模大,具体包括电网运行的计划类数据、各发电厂的注册及申报数据以及电网和设备的实时运行类数据。除上述电网基础参数外,考虑到电网运行稳定性及优化周期较长等因素,多日机组组合计算前还需设置人工干预参数,包括系统最小运行方式下的机组开停机状态、自调度机组的固定出力方式、预估的未来几日临时省间电力交易曲线、电厂机组群的最大、最小发电量等。本文建立的机组组合模型,将省间联络线的计划和中长期交易电力值、省间现货市场的电力交易曲线作为输入参数,实现了省间与省内电力市场的衔接。

1.2 建模方法

本文建立的多日机组组合优化模型,以系统总发电费用最低为目标,计及系统功率平衡、机组运行状态、电网运行安全等约束。其中,机组运行状态约束中重点考虑了机组的开机提前通知时间要求、水电站的来水量限制、火电厂的燃煤库存量、供热季节的燃气供应量等因素。具体的模型实现如式(1)—(23)所示。本文涉及的所有参数释义见附表1。需要特别说明的是,本文建立的多日机组组合模型的目标函数中的系统总发电费用是基于各机组日前申报的分段运行价格和启动费用计算的,与实际的机组发电费用不一定一致,在国外的文献中一般将基于机组报价计算的发电费用称为伪发电成本,但在国内的文献中仍习惯性的称其为发电费用。

1.2.1 目标函数

多日机组组合优化模型以系统中所有机组的总发电费用最低为目标,即