基于单元机组燃料效益的调峰辅助服务市场机制评估

田雪沁1，潘梦琪，徐 彤1，宋崇明1，郭玉杰1，王新雷1，郭钰锋

(1.北京华建网源电力设计研究院有限公司，北京 102209; 2.哈尔滨工业大学 电气工程及自动化学院，黑龙江 哈尔滨 150001)

风电在具有清洁、可持续发展等特点的同时[1]，其出力具有随机性、波动性和间歇性[2-4]。且由于大风期与用电低谷时期相重合，风电具有“反调峰”特性[5]。若不采取弃风手段，低谷时期大规模风电并网会造成电力系统向下调峰需求大幅度增长[6]，迫使火电机组出让发电空间给风电机组，从而影响火电机组的经济性。因此，需要引入调峰辅助服务市场对火电机组进行有偿调峰补偿。建立良好的交易机制能有效促进火电机组积极参与调峰，从而提高电力系统调峰能力，达到提升风电等清洁能源的并网比例的目的。

近年来，国外率先引入电力市场的概念，将电能和辅助服务当作可竞争的商品[7]。对比国外仅包含调频、备用、无功补偿和黑启动的辅助服务市场，我国由于调峰问题突出，在此基础上考虑了调峰辅助服务市场的应用[8]。2008年我国六大区域发布的《并网发电厂辅助服务管理细则》中所提到的“固定补偿机制”是我国最早期的辅助服务市场建设。2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》[中发〔2015〕9号](简称“9号文”)发布后，我国辅助服务市场蓬勃发展。文献[9]详细分析了东北电力调峰辅助服务市场机制，其中东北市场的实时深度调峰是分段出清模式的典型代表。文献[10]描述了基于贡献度的调峰补偿模式，设计了可再生能源参与的调峰市场机制。文献[11]定义了调峰权及调峰权交易的概念，提出调峰容量交易市场。通过调峰权交易，调峰能力不足的发电机组可以购买调峰权提升机组运行的经济性[12-13]。文献[14]从调峰能力角度提出一种省间调峰互济交易机制和调峰能力评估方法。上述研究的侧重点在于如何提高系统调峰能力和机组经济性，但未能说明交易机制对促进节能减排的影响。我国各地区调峰辅助服务市场机制差异较大，因此，对交易机制的综合评估就显得非常重要。

本文在综合考虑系统运行经济性和环保性的基础上，基于机组费用最低的目标和统一出清电价理论，建立三种典型交易模式下的调峰辅助服务市场交易模型；通过单元机组燃料效益这一指标，对三种类型的调峰辅助服务市场机制进行了评估。

1 单元机组燃料效益指标

对于参与调峰辅助服务市场的单元机组而言，其收益由售电收益R1i和调峰收益R2i两部分组成。售电收益R1i是指发电机组i通过承担低谷时段的用电需求所获得的正常收益，可以表示为

R1i=ρBGPiT

(1)

式中ρBG——发电机组i所在省的标杆电价/元·(MWh)-1;

Pi——发电机组i的出力/MW;

T——一个交易周期/min。

调峰收益R2i是指发电机组i平均负荷率低于有偿调峰基准形成的未发电量所获得的补偿性收益，可以表示为

R2i=ρPGiT

(2)

Pi=νPNi-PGi

(3)

式中ρ——对欠发电量的补偿电价/元·(MWh)-1;

ν——有偿调峰基准;

PNi——发电机组i的额定容量/MW;

PGi——发电机组i的向下销售发电容量/MW。

在某一固定调峰需求下，通过计算调峰市场收益可以直观比较不同交易机制下机组的经济性。但在不同调峰需求下，若要比较机组的经济性，仅考虑调峰收益无法直观地得出结论。因此，本文定义单元机组燃料效益ηi评估不同调峰需求下交易机制的经济性和环保性。单元机组燃料效益是指单元机组在一个交易周期内燃烧一单位燃料所获得的机组收益。设在实时深度调峰交易时段内，发电机组i向下销售发电容量为PGi，单元机组燃料效益ηi可以表示为

(4)

Fi(Pi)=aiPi2+biPi+ci

(5)

式中Fi——燃煤机组或燃气机组i的耗量特性/t·h-1或m3·h-1;

ai，bi，ci——发电机组i的耗量特性系数/t·(MW2h)-1, t·(MWh)-1, t·h-1或

m3·(MW2h)-1,m3·(MWh)-1,m3·h-1。

由上式可知，单元机组燃料效益具有如下特点：(1)对于燃煤机组，ηi的单位为元/t，对于燃气机组，ηi的单位为元/m3；(2)ηi是一个非负值，ηi越大，则单元机组获得相同的收益所消耗的燃烧单位燃料越少，机组更节能环保；(3)ηi的数值大小和机组在调峰辅助服务市场中的中标情况密切相关，若合理的机制可以使机组的ηi在相同调峰需求下增大，则表明该机制能有效激励机组参与调峰辅助服务市场；(4)通过计算ηi可以在不同调峰需求下对同一台机组进行较为清晰直观的收益比较。

2 低谷实时深度调峰市场类型

根据现已颁布的各省份调峰辅助服务管理实施细则，可以将低谷实时深度调峰市场机制分为固定补偿模式、一段出清模式和多段出清模式。三种不同模式的交易机制数学模型刻画如下。

2.1 固定补偿模式

在固定补偿模式下，发电企业在各个时段的发电量由交易机构确定。交易机构以经济成本最低为目标函数，对少发电量按照50元/MWh进行补偿，交易机制目标函数和约束条件可以表示为

(6)

(7)

(8)

式中Preq——某时刻的系统调峰需求/MW;

2.2 一段出清模式

目前，各国电力市场有不同的机构设置方式。以美国PJM为例，市场交易和系统运行为一体，输电公司独立，如图1所示。

在电力市场中，暂不考虑网络约束，统一出清电价模型由目标函数、功率平衡约束和机组功率约束构成，通常调度中心会选择机组报价和申报电量的乘积最小，即机组生产总成本最小，进行经济调度或有安全约束的经济调度。

应用于调峰辅助服务市场，对少发电量按照出清电价进行补偿，交易机制的目标函数和约束条件可以表示为

minpTPG

(9)

s.t.eTPG=Preq

(10)

(11)

式中p——所有机组的报价/元·(MWh)-1;

PG——所有机组向下销售发电容量/MW;

2.3 多段出清模式

实际的实时深度调峰交易通常采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价，每段报价均有上下限。暂不考虑网络约束，对于多段出清模式的第一段，交易机制的目标函数和约束条件可以表示为

minpT1PG1

(12)

(13)

(14)

对于多段出清模式的第j段，可以表示为

minpTjPGj

(15)

(16)

(17)

(18)

(19)

(20)

式中P——所有机组的出力/MW。

3 应用实例

本文选择供热期的燃煤、燃气发电机组作为研究对象，基于单元机组燃料效益指标评估在不同调峰需求下三种调峰辅助服务市场机制的经济性和环保性。其中，多段报价机制以两段出清模式作为典型模式进行仿真实验。假设某地区某时段内系统向下调峰需求为Preq，该地区标杆电价为432元/MWh，一个交易周期为15 min，固定补偿机制按照50元/MWh的标准进行补偿；区域内6台机组依次编号为A-F，其中B机组为燃气机组，其余均为燃煤机组；A-D机组参与调峰市场；E和F机组承担系统基荷，分别固定出力500 MW；各台机组装机容量、出力上下限申报电量和报价如表1至表3所示。利用GAMS中的Conopt求解器求解，三种机制下单位机组燃料效益随调峰需求的变化曲线如图2所示。

通过求取单元机组燃料效益能够清晰地比较不同调峰需求下各机组每燃烧一单位燃料所产生的收益：(1)当调峰需求增大至某一定值后，A机组和B机组两段出清机制下的单元机组燃料效益最高，其次是一段出清机制下的单元机组燃料效益，而固定补偿机制下的单元机组燃料效益最低；(2)C、D机组两段出清机制下的单元机组燃料效益最高，其次是一段出清机制下的单元机组燃料效益，而固定补偿机制下的单元机组燃料效益最低；(3)随着调峰需求的增加，不同机制的单元机组燃料效益差值也会增大。

表1 机组基本情况

表2 一段出清机组报价和申报电量

表3 两段出清机组报价和申报电量

4 结 论

(1)调峰收益是一个评估机组经济性的指标，但其具有局限性。本文将调峰机组单位时间内总收益与机组耗量相比从而提出单元机组燃料效益的概念，该指标可以解决机组参与调峰市场后在不同调峰需求下的经济性评估问题，同时该指标也可以体现单元机组的环保性。

(2)描述了固定补偿模式、一段出清模式和多段出清模式的区别，基于机组费用最低为目标函数的基本假设和统一出清电价理论，对三种模式下的调峰辅助服务机制进行建模。

(3)对不同调峰需求下的三种调峰辅助服务机制交易结果进行了比较，结果表明：两段出清交易机制下，机组中标的调峰电量较为分散；当调峰需求较大时，两段出清交易机制的单元机组燃料效益最高，其次是一段出清交易机制的单元机组燃料效益，而固定补偿机制的单元机组燃料效益最低。因此，对于调峰需求较大的地区，可以实行多段出清交易机制以提高单元机组经济性和环保性。