CN109919504A - 一种调峰辅助服务市场机制评估方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种调峰辅助服务市场机制评估方法，所述方法包括如下步骤：步骤一：建立机组参与调峰辅助服务市场后的总收益模型；步骤二：分析不同补偿模式下的调度目标，建立低谷实时深度调峰市场交易机构模型；步骤三：建立单元机组燃料效益的数学模型，根据设定的机组报价求取不同补偿模式下的交易结果和单元机组燃料效益并进行机制评估。本发明在考虑单元机组经济性的前提下，同时考虑了单元机组环保性，计算了调峰辅助服务市场中火电机组单元机组燃料效益。按本发明所述方法对调峰辅助服务市场交易机制进行评估，其结果为火电机组参与调峰市场后的效益评估提供了理论基础，同时也为后续调峰辅助服务市场建设等工作提供了理论依据。

Description

一种调峰辅助服务市场机制评估方法

技术领域

本发明属于电力系统中电力市场领域，涉及一种兼顾经济性和环保性的调峰辅助服务市场机制评估方法。

背景技术

调峰辅助服务是指并网发电机组、可中断负荷或电储能装置，按照电网调峰需求，通过平滑稳定地调整机组出力、改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。调峰辅助服务市场的交易品种有实时深度调峰、可中断负荷调峰、电储能调峰、火电停机备用调峰、火电应急启停调峰、跨省调峰等。其中，实时深度调峰交易是指火电厂开机机组通过在日内调减出力，使火电厂机组平均负荷率小于或等于有偿调峰基准时提供辅助服务的交易，是一种非常重要的交易品种。

在风电大规模并网的环境下，由于大风期与用电低谷时期相重合，风电出力具有随机性、波动性和间歇性以及“反调峰”特性。随着风电发电比重在电力系统中的上升，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，迫使火电机组在低谷时期出让过多调峰空间给风电机组，从而影响火电机组的经济性。我国急需引入兼顾经济性和环保性的调峰辅助服务市场机制对火电机组进行适当补偿。

我国最早期的调峰辅助服务市场为固定补偿模式，之后出现统一出清补偿模式、多段统一出清补偿模式、基于贡献度的调峰补偿模式等。不同补偿模式下，火电机组的收益不尽相同。因此，对调峰辅助服务机制的评估就显得尤为重要。

发明内容

为了解决目前缺乏对电力市场中从经济性和环保性的角度评估调峰辅助服务市场机制方法的问题，本发明提供了一种兼顾单元机组经济性和环保性的调峰辅助服务市场机制评估方法。

本发明的目的是通过以下技术方案实现的：

一种调峰辅助服务市场机制评估方法，包括如下步骤：

步骤一：建立机组参与调峰辅助服务市场后的总收益模型：

R_i＝R_1i+R_2i；

式中，R_i为发电机组i的总收益；R_1i为售电收益；R_2i为调峰收益；

步骤二：分析不同补偿模式下的调度目标，用目标函数和约束条件建立低谷实时深度调峰市场交易机构模型，其中：

所述补偿模式为固定补偿模式时，用机组费用最低作为交易机构的目标函数，目标函数表示为：

式中，a_i、b_i、c_i为发电机组i的耗量特性系数；P_i为发电机组i的出力；

所述补偿模式为出清补偿模式时，用购电成本最低作为目标函数，目标函数表示为：

式中，p_i为发电机组i的报价；

步骤三：建立单元机组燃料效益的数学模型，根据设定的机组报价求取不同补偿模式下低谷实时深度调峰市场交易机构模型的出清电价和中标电力P_Gi，通过比较单元机组燃料效益指标对机制进行评估，其中：

单元机组燃料效益η_i表示为：

式中，F_i为燃煤机组或燃气机组i的耗量特性，F_i＝a_iP_i ²+b_iP_i+c_i；T为一个交易周期。

相比于现有技术，本发明具有如下优点：

本发明的调峰辅助服务评估方法在考虑单元机组经济性的前提下，同时考虑了单元机组环保性，计算了调峰辅助服务市场中火电机组单元机组燃料效益。按本发明所述方法对调峰辅助服务市场交易机制进行评估，其结果为火电机组参与调峰市场后的效益评估提供了理论基础，同时也为后续调峰辅助服务市场建设等工作提供了理论依据。

附图说明

图1为一段出清补偿模式机组报价上限和出力关系；

图2为两段出清补偿模式机组报价上限和出力关系；

图3为机组煤耗特性曲线；

图4为单元机组燃料效益随调峰需求变化的关系，(a)A机组变化曲线，(b)B机组变化曲线，(c)C机组变化曲线，(d)D机组变化曲线。

具体实施方式

下面结合附图对本发明的技术方案作进一步的说明，但并不局限于此，凡是对本发明技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的精神和范围，均应涵盖在本发明的保护范围中。

本发明提供了一种兼顾经济性和环保性的调峰辅助服务市场机制评估方法，所述分析方法包括如下步骤：

步骤一：建立机组参与调峰辅助服务市场后的总收益模型。

本步骤中，售电收益R_1i为发电机组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：

R_1i＝ρ_BGP_iT；

式中，ρ_BG为发电机组i所在省的标杆电价，单位为元·(MWh)^-1；P_i为发电机组i的出力，单位为MW；T为一个交易周期，单位为min。

R_2i为发电机组i参与调峰辅助服务市场竞争而少发电量所获得的补偿性收益，可以表示为：

R_2i＝ρP_GiT；

P_i＝vP_Ni-P_Gi；

式中，ρ为对欠发电量的补偿电价，单位为元·(MWh)^-1，在计算统一出清模式的时候，补偿电价即为出清电价；在计算固定补偿模式的时候，补偿电价固定为50元·(MWh)^-1；v为有偿调峰基准；P_Ni为发电机组i的额定容量，单位为MW；P_Gi为发电机组i的向下销售发电容量(中标电力)，单位为MW。

火电机组总收益R_i包含售电收益R_1i和调峰收益R_2i两部分，即：

R_i＝R_1i+R_2i；

式中，R_i为发电机组i的总收益，单位为元。

步骤二：分析不同补偿模式下的调度目标，建立低谷实时深度调峰市场交易机构模型。

本步骤中，根据不同补偿模式下交易机构的交易目标，用目标函数和约束条件模拟不同补偿模式下的交易机构。约束条件为机组出力上下限，特别的，对于固定补偿模式下用机组费用最低作为交易机构的目标函数，目标函数可以表示为：

式中，a_i、b_i、c_i为发电机组i的耗量特性系数，单位为t·(MW²h)^-1、t·(MWh)^-1、t·h^-1或m³·(MW²h)^-1、m³·(MWh)^-1、m³·h^-1；P_i为发电机组i的出力，单位为MW。

出清补偿模式交易机构用购电成本最低作为目标函数，则目标函数可以表示为：

式中，p_i为发电机组i的报价，单位为元·(MWh)^-1。

步骤三：建立单元机组燃料效益的数学模型，根据设定的机组报价求取不同补偿模式下的交易结果，并求取单元机组燃料效益进行机制评估。

本步骤中，交易结果求解的是步骤一中的ρ和P_Gi，其中，ρ影响总收益R_i，P_Gi影响机组出力P_i。

本步骤中，提出单元机组燃料效益的概念。单元机组燃料效益η_i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，可以表示为：

式中，F_i为燃煤机组或燃气机组i的耗量特性，F_i＝a_iP_i ²+b_iP_i+c_i，单位为t·h^-1或m³·h^-1。

实施例：

本实施例考虑调峰辅助服务市场中的机制评估。本实施例所述的兼顾经济性和环保性的调峰辅助服务市场机制评估方法包括以下步骤：

步骤一：建立机组参与调峰辅助服务市场后的总收益模型。

本实施例中，单位交易周期为15分钟。对于固定补偿模式，机组因参与调峰而欠发的电量补偿标准为50元·(MWh)^-1。

对于一段出清补偿模式，机组报价具有上下限设置，设置的报价上限为400元·(MWh)^-1，报价下限为0元·(MWh)^-1。对于两段出清补偿模式，规定第二段的报价应高于第一段的报价，第一段报价上限为400元·(MWh)^-1，第一段报价下限为0元·(MWh)^-1，第二段报价上限为1000元·(MWh)^-1，第二段报价下限为400元·(MWh)^-1。一段出清和两段出清补偿模式机组报价上限和出力关系分别如图1和图2所示。

步骤二：分析不同补偿模式下的调度目标，建立低谷实时深度调峰市场交易机构模型。

根据现已颁布的各省份调峰辅助服务管理实施细则，本实施例考虑的低谷实时深度调峰市场机制有固定补偿模式、一段出清模式和多段出清模式。本实施例中，调峰辅助服务市场参与主体考虑为火电机组A、B、C和D，机组参数如表1所示，机组煤耗特性系数如表2所示，机组煤耗特性曲线如图3所示。

表1机组基本参数

机组编号	机组类型	装机容量/MW	出力下限/MW
				A	燃煤	600	180
B	燃气	300	90
				C	燃煤	300	50
D	燃煤	300	50
				E	燃煤	500	500
F	燃煤	500	500

表2机组煤耗特性系数

对于固定补偿模式下机组费用采用最低作为交易机构的目标函数，而出清补偿模式交易机构则采用购电成本最低作为目标函数，其中，对于多段出清补偿模式选择两段出清补偿模式进行本实例计算。两者目标函数中的参数分别如表3和表4所示。

表3一段出清补偿模式中的参数

表4两段出清补偿模式中的参数

步骤三：建立单元机组燃料效益的数学模型，根据设定的机组报价求取不同补偿模式下的交易结果，并求取单元机组燃料效益进行机制评估。

本实施例中，利用GAMS软件中的Conopt求解器对不同调峰需求下三种补偿模式交易机构模型进行计算，得到的单元机组燃料效益随调峰需求变化的关系如图4所示。

Claims (8)

1.一种调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述方法包括如下步骤：

步骤一：建立机组参与调峰辅助服务市场后的总收益模型：

R_i＝R_1i+R_2i；

式中，R_i为发电机组i的总收益；R_1i为售电收益；R_2i为调峰收益；

步骤二：分析不同补偿模式下的调度目标，用目标函数和约束条件建立低谷实时深度调峰市场交易机构模型；

步骤三：建立单元机组燃料效益的数学模型，根据设定的机组报价求取不同补偿模式下低谷实时深度调峰市场交易机构模型的出清电价和中标电力P_Gi，通过比较单元机组燃料效益指标对机制进行评估，其中：

单元机组燃料效益η_i表示为：

式中，F_i为燃煤机组或燃气机组i的耗量特性，F_i＝a_iP_i ²+b_iP_i+c_i，a_i、b_i、c_i为发电机组i的耗量特性系数，P_i为发电机组i的出力；T为一个交易周期。

2.根据权利要求1所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述售电收益R_1i为发电机组i通过承担低谷时段的用电需求所获得的正常收益，表示为：

R_1i＝ρ_BGP_iT；

式中，ρ_BG为发电机组i所在省的标杆电价；P_i为发电机组i的出力；T为一个交易周期。

3.根据权利要求2所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述P_i表示为：

P_i＝vP_Ni-P_Gi；

式中，v为有偿调峰基准；P_Ni为发电机组i的额定容量；P_Gi为中标电力。

4.根据权利要求1所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述调峰收益R_2i为发电机组i参与调峰辅助服务市场竞争而少发电量所获得的补偿性收益，表示为：

R_2i＝ρP_GiT；

式中，ρ为对欠发电量的补偿电价；T为一个交易周期；P_Gi为中标电力。

5.根据权利要求1所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述约束条件为机组出力上下限。

6.根据权利要求1所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述补偿模式为出清补偿模式时，补偿电价即为出清电价；所述补偿模式为固定补偿模式时，补偿电价固定为50元·(MWh)^-1。

7.根据权利要求1或6所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述补偿模式为固定补偿模式时，用机组费用最低作为交易机构的目标函数，目标函数表示为：

所述补偿模式为出清补偿模式时，用购电成本最低作为目标函数，目标函数表示为：

式中，p_i为发电机组i的报价。

8.根据权利要求1所述的调峰辅助服务市场机制评估方法，其特征在于所述步骤三中，利用GAMS软件中的Conopt求解器对不同补偿模式下低谷实时深度调峰市场交易机构模型的交易结果进行计算。