CN113989072A - 面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略 - Google Patents

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CN113989072A CN202111322074.3A CN202111322074A CN113989072A CN 113989072 A CN113989072 A CN 113989072A CN 202111322074 A CN202111322074 A CN 202111322074A CN 113989072 A CN113989072 A CN 113989072A
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蔡国伟
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Northeast Electric Power University
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State Grid Liaoning Electric Power Co Ltd
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Abstract

本发明公开了面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，具体为：预测电力系统内次日的新能源发电功率以及负荷曲线；以市场各交易主体综合效益最大为目标建立目标函数，并设置约束条件；通过仿真软件对目标函数进行求解，得到市场各交易主体动态分摊上限调整参数；本发明中根据帕累托最优原则对分摊上限进行动态调整，有利于市场参与方的收益分配更加合理，该调整策略用于激发市场各参与方做出的分散化决策与市场设计者的预期相一致；保障火电企业合理收益，引导火电企业积极挖掘调峰潜力，为新能源腾出发电空间，缓解电网的调峰困局；更好地适应未来场景的变化，指导市场始终向着健康、合理的方向发展。

Description

面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略
技术领域
本发明属于改进调峰辅助服务市场分摊方法技术领域，具体涉及面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略。
背景技术
近年来，新能源装机容量和发电量增长迅速，国家能源局最新数据显示，截止2020年底，东北地区风电装机3431.47万千瓦，发电量727.76亿千瓦时，发电量占比13.41％；光伏发电装机1381.88万千瓦，发电量187.67亿千瓦时，发电量占比3.46％。东北能源局积极响应国家号召，不断适应东北电力发展新形势，推进构建电力新发展格局，建立符合新时代东北电力特点的辅助服务市场，并于2017年1月1日起启动，截至目前已取得了一定的成果，通过市场手段引导火电企业提供有偿调峰辅助服务，对缓解风光火核矛盾起到了一定的积极作用。但与此同时，东北地区新能源的迅猛发展也为电网带来了新的调峰难题。
在现行的调峰辅助服务市场运行规则下，火电企业实际深度调峰收入低于预期，收益受损，导致其参与调峰的积极性停滞不前，甚至出现反弹的趋势。造成这一问题的原因一方面是由于东北地区的新能源装机容量和火电企业深度调峰能力两方面增长速度不匹配，而在另一方面，现行“两个细则”中的有偿调峰费用分摊方法无法合理划分分摊责任则是造成调峰费用缺额的主要原因。因此，需要根据实际需求修订东北电力辅助服务市场规则，合理保障市场主体利益，引导火电企业积极挖掘调峰潜力，为新能源腾出发电空间，提升东北电力系统运行灵活性，促进东北能源结构绿色低碳、高质量发展。
发明内容
本发明的目的是提供面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，能够减小有偿调峰费用缺额，提升火电调峰积极性。
本发明所采用的技术方案是，面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，具体按照以下步骤实施：
步骤1、预测电力系统内次日的新能源发电功率以及负荷曲线；
步骤2、以市场各交易主体综合效益最大为目标建立目标函数，并设置约束条件；
步骤3、通过仿真软件对目标函数进行求解，得到市场各交易主体动态分摊上限调整参数。
本发明的特点还在于：
步骤1具体过程为：通过一定区域一定时间段内的新能源发电功率，预测次日的新能源发电功率及电力系统负荷预测数据。
步骤2中以市场各交易主体综合效益最大为目标建立目标函数为：
Figure BDA0003345650580000021
式(1)中，
Figure BDA0003345650580000022
分别为所有参与调峰辅助服务市场的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的综合收益；RD-i,t为第i台火电机组在t时刻的上网电量收益；ID-i,t为第i台火电机组在t时刻的调峰补偿费用；Ci,t为第i台火电机组在t时刻提供调峰辅助服务的成本；FD-i,t、FW-j,t、 FS-u,t、FN-v,t分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的调峰分摊金额；
Figure BDA0003345650580000031
分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组所在的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的调峰辅助服务费用分摊上限；
Figure BDA0003345650580000032
为第j台风电机组在t时刻参与调峰市场获得的上网电量收益；
Figure BDA0003345650580000033
为第j台风电机组在t 时刻参与跨区现货市场获得的收益；
Figure BDA0003345650580000034
分别为第u/v台光伏方阵、核电机组在t时刻参与调峰市场获得的上网电量收益。
第i台火电机组在t时刻的上网电量收益为：
Figure BDA0003345650580000035
其中，
Figure BDA0003345650580000036
为第i台火电机组在t时刻的上网电量，ρe为火电机组上网电价；
第i台火电机组在t时刻的调峰补偿费用为：
Figure BDA0003345650580000037
其中，
Figure BDA0003345650580000038
为第i台火电机组在t时刻第δ档提供的有偿调峰电量；ρδ为第δ档实际出清电价；k为修正系数，供热期时k＝1，非供热期时k＝0.5；
第i台火电机组在t时刻提供调峰辅助服务的成本为：
Figure BDA0003345650580000039
其中，ρr为燃煤价格；
Figure BDA00033456505800000310
为第i台火电机组在t时刻的计划出力值；PD-i,t为第i台火电机组在t时刻的实际出力值；ai、bi为第i台火电机组的耗量特性参数；
第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组参与调峰市场获得的上网电量收益为：
Figure BDA0003345650580000041
Figure BDA0003345650580000042
Figure BDA0003345650580000043
其中，
Figure BDA0003345650580000044
分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻购买的有偿调峰电量；
第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场获得的收益为：
Figure BDA0003345650580000045
其中，
Figure BDA0003345650580000046
为第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场售出电量；ρc为跨区现货市场电价；
第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组所在的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的调峰辅助服务费用分摊上限为：
Figure BDA0003345650580000047
Figure BDA0003345650580000048
Figure BDA0003345650580000049
Figure BDA00033456505800000410
其中，QD-i,t、QW-j,t、QS-u,t、QN-v,t分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的实际发电量；α1表示负荷率高于有偿调峰基准的火电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α2表示无补贴风电场及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α3表示普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α4表示无补贴光伏电站及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α5表示普通光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α6表示核电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数；
第i台火电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA0003345650580000051
其中，
Figure BDA0003345650580000052
为第i台火电机组在t时刻修正后发电量；
Figure BDA0003345650580000053
为t时刻省区内参与分摊的所有火电机组修正后总发电量；
Figure BDA0003345650580000054
为t时刻省区内参与分摊的所有风电机组修正后总发电量；
Figure BDA0003345650580000055
为t时刻省区内参与分摊的所有光伏方阵修正后总发电量；
Figure BDA0003345650580000056
为t时刻省区内参与分摊的所有核电机组修正后总发电量；
火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组修正后发电量可表示为：
Figure BDA0003345650580000057
Figure BDA0003345650580000058
Figure BDA0003345650580000059
Figure BDA00033456505800000510
其中，k/d/p/q/z为修正系数，QD-i-θ,t为第i台火电机组在t时刻第θ档的实际发电量；
第j台风电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA00033456505800000511
第u台光伏方阵在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA0003345650580000061
若第v台核电机组所在核电厂大于等于2台机组运行时，第v台核电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA0003345650580000062
若第v台核电机组所在核电厂仅有一台机组运行时，第v台核电机组在 t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA0003345650580000063
其中，
Figure BDA0003345650580000064
为第v台核电机组所在核电厂额定可发电量。
步骤2中约束条件包括：系统功率平衡约束、火电机组运行约束、新能源机组运行约束、弃风/光率约束，具体为：
系统功率平衡约束为：
Figure BDA0003345650580000065
其中，PD-i,t为有意愿参与调峰的第i台火电机组在t时刻出让的调峰容量； PW-j,t、PS-u,t、PN-v,t分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的出力值；
火电机组运行约束包括爬坡速率约束和机组出力约束；
爬坡速率约束为：
Figure BDA0003345650580000066
其中，
Figure BDA0003345650580000067
为系统内有意愿参与调峰的火电机组最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率；ΔT为统计周期；
机组出力约束为：
Figure BDA0003345650580000071
其中，
Figure BDA0003345650580000072
分别为系统内有意愿参与调峰的火电机组最大、最小技术出力值；
Figure BDA0003345650580000073
为调峰辅助服务市场实施后第i台火电机组在t时刻的实际出力值；
新能源机组运行约束为：
Figure BDA0003345650580000074
Figure BDA0003345650580000075
Figure BDA0003345650580000076
其中，
Figure BDA0003345650580000077
分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的最大出力能力；
弃风/光率约束为：
Figure BDA0003345650580000078
Figure BDA0003345650580000079
其中，lW、lS分别为根据不同地区电网需求所制定的一天内弃风、弃光上限。
本发明的有益效果是：
本发明面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，根据帕累托最优原则对分摊上限进行动态调整有利于市场参与方的收益分配更加合理，该调整策略用于激发市场各参与方做出的分散化决策与市场设计者的预期相一致；本发明分摊上限动态调整策略保障火电企业合理收益，引导火电企业积极挖掘调峰潜力，为新能源腾出发电空间，缓解电网的调峰困局；可以更好地适应未来场景的变化，指导市场始终向着健康、合理的方向发展。
附图说明
图1是本发明面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略流程图；
图2是本发明实施例中典型日1的实际负荷曲线、新能源预测曲线和新能源实际出力曲线图；
图3是本发明实施例中典型日2的实际负荷曲线、新能源预测曲线和新能源实际出力曲线图；
图4是本发明实施例中典型日3的实际负荷曲线、新能源预测曲线和新能源实际出力曲线图；
图5是本发明实施例中典型日4的实际负荷曲线、新能源预测曲线和新能源实际出力曲线图；
图6是本发明实施例中各典型日下普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数；
图7是本发明实施例中典型日1风电调峰辅助服务费用分摊图；
图8是本发明实施例中典型日2风电调峰辅助服务费用分摊图；
图9是本发明实施例中典型日3风电调峰辅助服务费用分摊图；
图10是本发明实施例中典型日4风电调峰辅助服务费用分摊图；
图11是本发明实施例中典型日1火电调峰收益对比图；
图12是本发明实施例中典型日2火电调峰收益对比图；
图13是本发明实施例中典型日3火电调峰收益对比图；
图14是本发明实施例中典型日4火电调峰收益对比图。
具体实施方式
下面结合附图及具体实施方式对本发明进行详细说明。
本发明是面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，如图1所示，具体按照以下步骤实施：
步骤1、通过一定区域一定时间段内的新能源发电功率，预测次日的新能源发电功率及电力系统负荷预测数据；
步骤2、调峰辅助服务市场不仅要实现电网两端供需平衡，而且还应追求社会总效益最大化，尽可能地消纳新能源，引导市场向着健康、良性的方向发展。这一目标的实现与市场参与方的利益分配密切相关，因此模型的目标为市场各交易主体综合收益最大，因此，本发明中以市场各交易主体综合效益最大为目标建立目标函数，并设置约束条件为：
Figure BDA0003345650580000091
式(1)中，
Figure BDA0003345650580000092
分别为所有参与调峰辅助服务市场的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的综合收益；RD-i,t为第i台火电机组在t时刻的上网电量收益；ID-i,t为第i台火电机组在t时刻的调峰补偿费用；Ci,t为第i台火电机组在t时刻提供调峰辅助服务的成本；FD-i,t、FW-j,t、 FS-u,t、FN-v,t分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的调峰分摊金额；
Figure BDA0003345650580000093
分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组所在的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的调峰辅助服务费用分摊上限；
Figure BDA0003345650580000094
为第j台风电机组在t时刻参与调峰市场获得的上网电量收益；
Figure BDA0003345650580000101
为第j台风电机组在t 时刻参与跨区现货市场获得的收益；
Figure BDA0003345650580000102
分别为第u/v台光伏方阵、核电机组在t时刻参与调峰市场获得的上网电量收益。
第i台火电机组在t时刻的上网电量收益为：
Figure BDA0003345650580000103
其中，
Figure BDA0003345650580000104
为第i台火电机组在t时刻的上网电量，ρe为火电机组上网电价；
第i台火电机组在t时刻的调峰补偿费用为：
Figure BDA0003345650580000105
其中，
Figure BDA0003345650580000106
为第i台火电机组在t时刻第δ档提供的有偿调峰电量；ρδ为第δ档实际出清电价；k为修正系数，供热期时k＝1，非供热期时k＝0.5；
第i台火电机组在t时刻提供调峰辅助服务的成本为：
Figure BDA0003345650580000107
其中，ρr为燃煤价格；
Figure BDA0003345650580000108
为第i台火电机组在t时刻的计划出力值；PD-i,t为第i台火电机组在t时刻的实际出力值；ai、bi为第i台火电机组的耗量特性参数；
第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组参与调峰市场获得的上网电量收益为：
Figure BDA0003345650580000109
Figure BDA00033456505800001010
Figure BDA00033456505800001011
其中，
Figure BDA00033456505800001012
分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻购买的有偿调峰电量；
第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场获得的收益为：
Figure BDA0003345650580000111
其中，
Figure BDA0003345650580000112
为第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场售出电量；ρc为跨区现货市场电价；
第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组所在的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的调峰辅助服务费用分摊上限为：
Figure BDA0003345650580000113
Figure BDA0003345650580000114
Figure BDA0003345650580000115
Figure BDA0003345650580000116
其中，QD-i,t、QW-j,t、QS-u,t、QN-v,t分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的实际发电量；α1表示负荷率高于有偿调峰基准的火电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α2表示无补贴风电场及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α3表示普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α4表示无补贴光伏电站及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α5表示普通光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α6表示核电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数；
第i台火电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA0003345650580000121
其中，
Figure BDA0003345650580000122
为第i台火电机组在t时刻修正后发电量；
Figure BDA0003345650580000123
为t时刻省区内参与分摊的所有火电机组修正后总发电量；
Figure BDA0003345650580000124
为t时刻省区内参与分摊的所有风电机组修正后总发电量；
Figure BDA0003345650580000125
为t时刻省区内参与分摊的所有光伏方阵修正后总发电量；
Figure BDA0003345650580000126
为t时刻省区内参与分摊的所有核电机组修正后总发电量；
火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组修正后发电量可表示为：
Figure BDA0003345650580000127
Figure BDA0003345650580000128
Figure BDA0003345650580000129
Figure BDA00033456505800001210
其中，k/d/p/q/z为修正系数，QD-i-θ,t为第i台火电机组在t时刻第θ档的实际发电量；
第j台风电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA00033456505800001211
第u台光伏方阵在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA00033456505800001212
若第v台核电机组所在核电厂大于等于2台机组运行时，第v台核电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA00033456505800001213
若第v台核电机组所在核电厂仅有一台机组运行时，第v台核电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure BDA0003345650580000131
其中，
Figure BDA0003345650580000132
为第v台核电机组所在核电厂额定可发电量。
约束条件包括：系统功率平衡约束、火电机组运行约束、新能源机组运行约束、弃风/光率约束，具体为：
系统功率平衡约束为：
Figure BDA0003345650580000133
其中，PD-i,t为有意愿参与调峰的第i台火电机组在t时刻出让的调峰容量； PW-j,t、PS-u,t、PN-v,t分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的出力值；
火电机组运行约束包括爬坡速率约束和机组出力约束；
爬坡速率约束为：
Figure BDA0003345650580000134
其中，
Figure BDA0003345650580000135
为系统内有意愿参与调峰的火电机组最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率；ΔT为统计周期；
机组出力约束为：
Figure BDA0003345650580000136
其中，
Figure BDA0003345650580000137
分别为系统内有意愿参与调峰的火电机组最大、最小技术出力值；
Figure BDA0003345650580000138
为调峰辅助服务市场实施后第i台火电机组在t时刻的实际出力值；
新能源机组运行约束为：
Figure BDA0003345650580000141
Figure BDA0003345650580000142
Figure BDA0003345650580000143
其中，
Figure BDA0003345650580000144
分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的最大出力能力；
弃风/光率约束为：
Figure BDA0003345650580000145
Figure BDA0003345650580000146
其中，lW、lS分别为根据不同地区电网需求所制定的一天内弃风、弃光上限。
步骤3、通过仿真软件对目标函数进行求解，得到市场各交易主体动态分摊上限调整参数，即为负荷率高于有偿调峰基准的火电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数α1、无补贴风电场及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数α2、普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数α3、无补贴光伏电站及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数α4、普通光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数α5、表示核电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数α6。
本发明中的上限动态调整策略，通过分析现行有偿调峰辅助服务费用分摊方法存在的缺陷，制定了基于帕累托均衡的交易主体动态分摊上限动态调整策略，以市场各参与方综合收益最大为目标建立其数学模型，通过市场化手段实现市场主体间利益的重新分配，挖掘火电企业调峰能力，实现新能源的消纳；以问题为导向，考虑实用性、具体性原则构建调峰辅助服务市场评价指标体系，构建调峰辅助服务市场评价指标体系：
根据指标所需数据是否可获得、所选指标是否能够突出重点，从市场供需类、市场行为类、市场环保类、市场风险类四个方面构建指标体系；将市场供需类选取指标新能源丰富月供需比和供热期供需比，市场行为类选取指标持留比率，市场环保类选取指标清洁能源消纳量和CO2/SO2减排量，市场风险类选取指标价格波动率。
考虑新能源资源丰富月份3-4、9-10月(调峰需求增大)、供热期月份 11-12月(调峰资源减少)为关键月，可能导致调峰供需紧张，故对关键月供需比进行分析。新能源丰富月供需比和供热期供需比为：
Figure BDA0003345650580000151
Figure BDA0003345650580000152
其中，Γx为新能源资源丰富月供需比；
Figure BDA0003345650580000153
为调峰辅助服务提供方i在x 月的供应电量，其中，x取3、4、9、10；
Figure BDA0003345650580000154
为有偿调峰辅助服务购买方i 在x月的需求电量；Γy为供热期供需比；
Figure BDA0003345650580000155
为有偿调峰辅助服务供应方i 在y月的供应电量；
Figure BDA0003345650580000156
为有偿调峰辅助服务购买方i在y月的需求电量，其中，y取11、12。
持留比率为持留的可用辅助服务供应量与可提供辅助服务供应量总值之比，描述了供应方的容量策略，持留比率越高，反映存在越高的操控辅助服务供应量的能力。一般来说在供应量较为紧张时采取持留容量的策略以企图行使市场力，抬高价格获取高利润的行为，需重点注意并采取合适的管制措施以维持市场秩序和价格对供需关系的合理表现。持留比率为：
Figure BDA0003345650580000161
其中，
Figure BDA0003345650580000162
理论上为调峰辅助服务的最大生产能力；Pdec,i可取日平均实际申报量。
清洁能源消纳电量增长率为：
Figure BDA0003345650580000163
其中，γinc为清洁能源消纳电量增长率；
Figure BDA0003345650580000164
和
Figure BDA0003345650580000165
分别表示在统计期t 和统计期t-1内消纳的清洁能源发电量；
CO2/SO2减排量为：
Figure BDA0003345650580000166
Figure BDA0003345650580000167
其中，
Figure BDA0003345650580000168
为CO2减排量；
Figure BDA0003345650580000169
为SO2减排量；
Figure BDA00033456505800001610
为单位时间内火电机组下调的调峰容量；βi为煤耗率；c为碳排放系数；γ为煤中硫转化成二氧化硫的转化率；s为煤中的全硫份含量；η为脱硫效率，为简便计算，本文假设未采用脱硫装置，即η＝0。
价格波动率为市场最高出清价格与最低出清价格的差值与平均价格的比值，即通过出清价格的最大波动范围来表现价格波动性，从而表现市场风险性。价格波动率为：
Figure BDA00033456505800001611
其中，
Figure BDA00033456505800001612
为辅助服务市场最高边际电价，实际中可取辅助服务市场最大出清价格；
Figure BDA00033456505800001613
为最低边际电价，实际中可取辅助服务市场最小出清价格；ρcl为日平均出清价格。
实施例
以某地4个典型日的实际负荷曲线、新能源预测曲线和新能源实际出力曲线如图2、图3、图4、图5所示，根据图2、图3、图4、图5可知其负荷最大值分别为23273MW、24230MW、26720MW、27295MW，负荷最小值分别为19308MW、19223MW、23096MW、22643MW，新能源出力最大值分别为3676.6MW、3557.9MW、4749.7MW、5431.4MW，新能源出力最小值分别为1513.6MW、1703.1MW、1142.5MW、511.1MW。所选典型日当天共72台开机火电机组，其具体参数如表1所示。
表1
Figure BDA0003345650580000171
Figure BDA0003345650580000181
为简便计算，建立以风电、火电综合收益最大为目标的多目标优化模型，采用仿真软件对其求解，得出4个典型日下普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数如图6所示，从图6中可以看出，各典型日的调整参数跟随时段的不同动态变化，相较于现行系数0.6提高了分摊上限的灵活性。并且，一天中的大部分时段经过优化后相比现行策略下均有所提高，侧面揭示了现行策略在分摊上限的制约下，无法保障火电收益的弊端。其次根据所得到的 4个典型日下普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，计算动态分摊上限并与现行分摊上限及风电实际应分摊金额进行对比，如图7、图8、图9、图10所示，从图7、图8、图9、图10中可以看出，在大部分时段，现行策略下的风电调峰辅助服务费用分摊上限低于风电实际应支付的分摊金额，这导致了现行策略下的深度调峰交易产生很大一部分调峰费用缺口，降低了火电的调峰积极性。而在动态策略下，可以看出风电的分摊上限能够更好地与风电实际应分摊金额相适配，在考虑了火电、风电的综合收益后，优化了风电分摊上限系数使其动态变化，求解得出在风电出力预测偏差大时上限普遍提高，在风电预测偏差小时上限普遍降低。因此，风电出力的预测偏差在很大程度上影响了动态分摊上限能够体现出结果的合理性。
图11、图12、图13、图14为4个典型日下火电的收益对比，由图11、图12、图13、图14可以看出，阴影部分为在动态分摊上限下火电较现行策略下多获益的调峰收入，即火电的潜在收益，一天内火电的潜在收益分别为 18.96万元、31.05万元、45.97万元、19.02万元。其中，图13火电的潜在收益最大，这是因为当日的风电调峰辅助服务费用分摊金额几乎全部达到上限，火电收益的潜在空间大，经过动态调整分摊上限后合理保障了火电的应有调峰收益。
表2为各典型日两种分摊策略下的风电收益分析结果，分别包含考虑弃风和不考虑弃风两种情况。可以看出，在考虑弃风条件下，风电一天内收益分别多获益16.5万元、9.6万元、43.9万元、99.8万元；在不考虑弃风条件下，风电一天内收益分别多获益17.1万元、9万元、44.9万元、100.9万元。其中，典型日3、4较典型日1、2获益更多，这是因为其所选月份分别为大风月和小风月，即随着风电出力的增大，调峰需求大幅升高，动态策略下能够保证风电获得更多的利润。
表2
Figure BDA0003345650580000201
表3为各典型日在现行策略和动态策略下市场供需类、行为类指标数值。
表3
Figure BDA0003345650580000202
表4为各典型日在现行策略和动态策略下市场环保类、风险类指标数值。
表4
Figure BDA0003345650580000211
可以看出，市场供需类指标关键月供需比在各典型日不论现行策略还是动态策略下，其值均小于1，表明调峰辅助服务市场供不应求，火电具有较强的市场势力，有能力左右市场价格，调峰潜力并没有完全发挥出来，但在动态策略下，各典型日关键月供需比分别增长了0.048％、0.071％、0.052％、 0.047％，表明所优化的分摊策略能够提升市场竞争充分性和降低市场力存在可能性。各典型日的市场行为类指标容量持留比率在动态策略下相较于现行策略分别降低了0.024％、0.004％、0.015％、0.018％，一定程度上缓解了调峰供应方火电对调峰供应量的控制程度，减少了其意图通过限量抬价扰乱市场秩序，进而牟取高利润的可能性。市场环保类的3个指标反映了在改进分摊策略下辅助服务市场的节能减排效果，可以看出相较于现行机制，各典型日下清洁能源消纳电量分别增长了0.179％、0.246％、0.403％、0.111％，并且，在动态策略下单位发电量的CO2、SO2排放量也在一定程度上有所降低，调峰辅助服务市场具有良性发展态势，有利于其健康、可持续发展。市场风险类指标价格波动率反映了边际电价的波动性，可以看出各典型日的电价波动程度在合理范围内，能够规避市场风险，保持交易的稳定性。
通过上述方式，本发明面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，基于帕累托均衡对有偿调峰费用分摊上限进行动态调整，从而形成了动态调峰辅助服务市场分摊策略及实施模式，使用仿真软件对其进行优化求解，并选取具有代表意义的5个评价指标对市场进行评价相较于传统的有偿调峰辅助服务费用分摊策略有较好的效果，具有较高的应用价值的同时，具有节能减排的社会效益。

Claims (5)

1.面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，其特征在于，具体按照以下步骤实施：
步骤1、预测电力系统内次日的新能源发电功率以及负荷曲线；
步骤2、以市场各交易主体综合效益最大为目标建立目标函数，并设置约束条件；
步骤3、通过仿真软件对目标函数进行求解，得到市场各交易主体动态分摊上限调整参数。
2.根据权利要求1所述面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，其特征在于，步骤1具体过程为：通过一定区域一定时间段内的新能源发电功率，预测次日的新能源发电功率及电力系统负荷预测数据。
3.根据权利要求1所述面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，其特征在于，步骤2中所述以市场各交易主体综合效益最大为目标建立目标函数为：
Figure FDA0003345650570000011
式(1)中，
Figure FDA0003345650570000012
分别为所有参与调峰辅助服务市场的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的综合收益；RD-i,t为第i台火电机组在t时刻的上网电量收益；ID-i,t为第i台火电机组在t时刻的调峰补偿费用；Ci,t为第i台火电机组在t时刻提供调峰辅助服务的成本；FD-i,t、FW-j,t、FS-u,t、FN-v,t分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的调峰分摊金额；
Figure FDA0003345650570000021
分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组所在的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的调峰辅助服务费用分摊上限；
Figure FDA0003345650570000022
为第j台风电机组在t时刻参与调峰市场获得的上网电量收益；
Figure FDA0003345650570000023
为第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场获得的收益；
Figure FDA0003345650570000024
分别为第u/v台光伏方阵、核电机组在t时刻参与调峰市场获得的上网电量收益。
4.根据权利要求3所述面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，其特征在于，
第i台火电机组在t时刻的上网电量收益为：
Figure FDA0003345650570000025
其中，
Figure FDA0003345650570000026
为第i台火电机组在t时刻的上网电量，ρe为火电机组上网电价；
第i台火电机组在t时刻的调峰补偿费用为：
Figure FDA0003345650570000027
其中，
Figure FDA0003345650570000028
为第i台火电机组在t时刻第δ档提供的有偿调峰电量；ρδ为第δ档实际出清电价；k为修正系数，供热期时k＝1，非供热期时k＝0.5；
第i台火电机组在t时刻提供调峰辅助服务的成本为：
Figure FDA0003345650570000029
其中，ρr为燃煤价格；
Figure FDA00033456505700000210
为第i台火电机组在t时刻的计划出力值；PD-i,t为第i台火电机组在t时刻的实际出力值；ai、bi为第i台火电机组的耗量特性参数；
第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组参与调峰市场获得的上网电量收益为：
Figure FDA0003345650570000031
Figure FDA0003345650570000032
Figure FDA0003345650570000033
其中，
Figure FDA0003345650570000034
分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻购买的有偿调峰电量；
第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场获得的收益为：
Figure FDA0003345650570000035
其中，
Figure FDA0003345650570000036
为第j台风电机组在t时刻参与跨区现货市场售出电量；ρc为跨区现货市场电价；
第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组所在的火电厂、风电场、光伏电站、核电厂在t时刻的调峰辅助服务费用分摊上限为：
Figure FDA0003345650570000037
Figure FDA0003345650570000038
Figure FDA0003345650570000039
Figure FDA00033456505700000310
其中，QD-i,t、QW-j,t、QS-u,t、QN-v,t分别为第i/j/u/v台火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的实际发电量；α1表示负荷率高于有偿调峰基准的火电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α2表示无补贴风电场及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α3表示普通风电场调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α4表示无补贴光伏电站及上网电价与火电环保标杆电价价差低于1分钱的光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α5表示普通光伏电站调峰辅助服务费用分摊上限调整参数，α6表示核电厂调峰辅助服务费用分摊上限调整参数；
第i台火电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure FDA0003345650570000041
其中，
Figure FDA0003345650570000042
为第i台火电机组在t时刻修正后发电量；
Figure FDA0003345650570000043
为t时刻省区内参与分摊的所有火电机组修正后总发电量；
Figure FDA0003345650570000044
为t时刻省区内参与分摊的所有风电机组修正后总发电量；
Figure FDA0003345650570000045
为t时刻省区内参与分摊的所有光伏方阵修正后总发电量；
Figure FDA0003345650570000046
为t时刻省区内参与分摊的所有核电机组修正后总发电量；
火电机组、风电机组、光伏方阵、核电机组修正后发电量可表示为：
Figure FDA0003345650570000047
Figure FDA0003345650570000048
Figure FDA0003345650570000049
Figure FDA00033456505700000410
其中，k/d/p/q/z为修正系数，QD-i-θ,t为第i台火电机组在t时刻第θ档的实际发电量；
第j台风电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure FDA00033456505700000411
第u台光伏方阵在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure FDA0003345650570000051
若第v台核电机组所在核电厂大于等于2台机组运行时，第v台核电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure FDA0003345650570000052
若第v台核电机组所在核电厂仅有一台机组运行时，第v台核电机组在t时刻的调峰分摊金额为：
Figure FDA0003345650570000053
其中，
Figure FDA0003345650570000054
为第v台核电机组所在核电厂额定可发电量。
5.根据权利要求1所述面向调峰辅助服务市场交易主体的分摊上限动态调整策略，其特征在于，步骤2中约束条件包括：系统功率平衡约束、火电机组运行约束、新能源机组运行约束、弃风/光率约束，具体为：
系统功率平衡约束为：
Figure FDA0003345650570000055
其中，PD-i,t为有意愿参与调峰的第i台火电机组在t时刻出让的调峰容量；PW-j,t、PS-u,t、PN-v,t分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的出力值；
火电机组运行约束包括爬坡速率约束和机组出力约束；
爬坡速率约束为：
Figure FDA0003345650570000056
其中，
Figure FDA0003345650570000057
为系统内有意愿参与调峰的火电机组最大向上爬坡速率和最大向下爬坡速率；ΔT为统计周期；
机组出力约束为：
Figure FDA0003345650570000061
其中，
Figure FDA0003345650570000062
分别为系统内有意愿参与调峰的火电机组最大、最小技术出力值；
Figure FDA0003345650570000063
为调峰辅助服务市场实施后第i台火电机组在t时刻的实际出力值；
新能源机组运行约束为：
Figure FDA0003345650570000064
Figure FDA0003345650570000065
Figure FDA0003345650570000066
其中，
Figure FDA0003345650570000067
分别为第j/u/v台风电机组、光伏方阵、核电机组在t时刻的最大出力能力；
弃风/光率约束为：
Figure FDA0003345650570000068
Figure FDA0003345650570000069
其中，lW、lS分别为根据不同地区电网需求所制定的一天内弃风、弃光上限。
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