电气工程学报, 2020, 15(3): 88-96 doi: 10.11985/2020.03.012

电网侧储能参与调峰辅助服务市场的交易模式设计*

南国良,1, 张露江1, 郭志敏1, 何洋2, 刘萌,3, 秦嘉翼3, 姜欣3

1.国网河南综合能源服务有限公司 郑州 450052

2.河南电力交易中心有限公司 郑州 450006

3.郑州大学电气工程学院 郑州 450001

Design of Trading Mode for Grid-side Energy Storage Participating in Peak-shaving Assistant Service Market

NAN Guoliang,1, ZHANG Lujiang1, GUO Zhimin1, HE Yang2, LIU Meng,3, QIN Jiayi3, JIANG Xin3

1. State Grid Henan Comprehensive Energy Service Co., Ltd., Zhengzhou 450052

2. Henan Electric Power Trading Center Co., Ltd., Zhengzhou 450006

3. School of Electrical Engineering, Zhengzhou University, Zhengzhou 450001

通讯作者: 刘萌,女,1995年生,硕士研究生。主要研究方向为电力市场(储能)、电力系统规划与运行。E-mail：mengliu@gs.zzu.edu.cn

收稿日期: 2020-03-23   修回日期: 2020-04-30   网络出版日期: 2020-09-25

基金资助: * 国网河南省电力公司科技.  52170018008H

Received: 2020-03-23   Revised: 2020-04-30   Online: 2020-09-25

作者简介 About authors

南国良,男,1968年生,硕士,高级工程师。主要研究方向为电力系统调度、自动化及营销。E-mail：1586708666@qq.com

摘要

针对高比例可再生能源并网引起的调峰问题,提出了一种电网侧储能参与调峰辅助服务市场的交易模式。首先分析了电网侧储能参与辅助服务市场的必要性及其带来的直接和间接经济效益。基于我国现行的调峰辅助服务市场,提出了一种储能参与辅助服务市场的交易模式,采用市场化机制来进行补偿。建立了储能参与调峰辅助服务市场出清模型,并采用CPLEX软件进行模型求解,以电力系统某日模拟运行数据来构造算例,验证了所提模型的有效性。最后通过Matlab中的图形用户界面(Matlab GUI)模块对相关算法进行封装,以此来提高上述算法的通用性、简单性和直观性。所提交易模式旨在应对当前储能参与辅助服务市场机制不完善的问题,为电网侧储能在电力系统中的商业化推广应用提供参考。

关键词： 电网侧储能 ; 经济效益 ; 调峰辅助服务 ; 交易模式

Abstract

Aiming at the problem of peak regulation caused by high proportion of renewable energy connected to the grid, a transaction mode of grid-side energy storage participating in peak shaving regulation auxiliary service market is proposed. First, the necessity of grid side energy storage participating in auxiliary service market and its direct and indirect economic benefits are analyzed. According to the current peak shaving ancillary services market, an energy storage in ancillary services market trading model is proposed, using market-based mechanisms to compensate. The clearing model of energy storage participation peak shaving auxiliary service market is established and solved by CPLEX, and a simulation example is constructed based on a certain day of the system to verify the validity of the proposed model. Finally, in order to improve the generality, the simplicity as well as the intuitive of the algorithms, the graphical user interface(GUI) of Matlab algorithm module is used for the packaging. The purpose of the proposed transaction model is to solve the problem of imperfect market mechanism of energy storage participating in auxuliary services, and to provide reference for the commercialization and application of energy storage in power system.

Keywords： Grid side energy storage ; economic benefits ; peak adjustment assistance service ; trading pattern

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本文引用格式

南国良, 张露江, 郭志敏, 何洋, 刘萌, 秦嘉翼, 姜欣. 电网侧储能参与调峰辅助服务市场的交易模式设计*. 电气工程学报[J], 2020, 15(3): 88-96 doi:10.11985/2020.03.012

NAN Guoliang, ZHANG Lujiang, GUO Zhimin, HE Yang, LIU Meng, QIN Jiayi, JIANG Xin. Design of Trading Mode for Grid-side Energy Storage Participating in Peak-shaving Assistant Service Market. Journal of Electrical Engineering[J], 2020, 15(3): 88-96 doi:10.11985/2020.03.012

1 引言

目前我国风力发电、太阳能发电等已被广泛应用,但其自身的随机性、波动性给电力系统带来了一定的影响[1,2]。与此同时,我国部分地区调峰调频问题依然严重,而在我国现行的基于调度的考核和补偿机制下,调峰成本完全由火电机组承担,调峰电源不足,弃风弃光现象频发[3]。规模化储能是世界上公认的应对大规模可再生能源并网最有效、最具潜力的技术之一[4,5,6]。随着我国电力市场进程的不断推进,储能作为独立主体参与调峰的优越性已经得到广泛认可,但尚缺乏完整的市场交易机制来激励和规范储能调峰能力的发挥[7,8]。因此,如何在电网结构短时期内难以改变的现状下,建立电网侧储能参与电力辅助服务市场的市场交易机制以调动储能参与调峰的积极性,成为电网调峰中亟需解决的问题。

文献[9]提出在能量市场之外建立交易标的为向下调节容量的调峰权市场,论证了调峰权交易会促进调峰能力的充分利用,进而促进分时能量市场更有效运行的机理。文献[10]在省间月度调峰市场上,提出了一种考虑买卖双方效用的基于边际成本竞价的调峰交易数学模型。该模型建立了计划发电与调峰市场间的联系,揭示了调峰市场具备降低发电成本、减少能耗的内在机制,可使社会福利达到最大化。文献[11]提出了一种在水电资源丰富的地区,水电与风电协调运行,水电、火电共同参与为风电调峰的调峰能力计算方法。文献[12]利用不同储能形式的特点,补偿风电高频波动部分以改善上网风电的波动性并参与系统调峰运行以解决接入风电后系统的调峰问题。文献[13]基于火电机组和储能系统在调频方面的互补特性,提出了一种储能系统参与自动发电控制(Automatic generation control,AGC)的优化配置方法,论证了合理使用储能系统将利于电网的AGC整体运行最优,具有很好的启发性。文献[14]提出一种储能辅助火电机组深度调峰的分层优化调度方案,揭示了储能系统加入后可在提高电力系统调峰能力、减少弃风产生的同时改善火电机组最大峰谷差调节量。文献[15]提出了一种基于动态仿真滚动优化和多目标网格自适应搜索算法的优化控制策略,控制储能系统(Energy storage system,ESS)协调传统调频机组参与电力系统AGC,实现对系统调频能力的持续优化。综上所述,已有较多针对储能在火电机组侧参与调频、在风电场侧参与调峰的研究,但鲜有专门针对电网侧储能及其参与调峰辅助服务市场交易模式的研究。

本文首先在我国现今调峰资源紧张的背景下,对电网侧储能参与调峰辅助服务市场的必要性及经济效益进行了分析。其次,针对提出的电网侧储能参与调峰辅助服务市场的交易模式进行了详细的叙述,并建立了储能参与调峰辅助服务市场出清模型,以电力系统某日模拟运行数据来构造算例,验证了所提模型的有效性。最后,基于Matlab GUI对相关算法进行封装设计,能够以简单、便捷的可视化界面实现储能参与调峰辅助服务市场的交易模式流程。

2 储能参与调峰辅助服市场的价值

2.1 储能参与调峰辅助服务的必要性

目前我国参与调峰辅助服务仍以火电机组为主。长期以来,火电机组在电力系统中都以无可替代的作用存在,其调峰能力对电网能否安全稳定运行起着决定性作用,但随着高比例可再生能源并网,电网调峰需求加大,也就意味着火电机组将面临巨大的挑战。由于火电机组本身的性能约束,导致其很难满足当前市场的需求[16,17]。目前我国电网的调频、调峰等都需要新的资源参与调控,现阶段需要保证在电源结构不发生大变化的前提条件下,去挖掘参与调频、调峰的资源,以此来保障我国电力系统的安全、可靠、经济运行。

储能技术的快速发展及其对电力系统潜在的应用价值使储能在缓解当前电力系统紧张矛盾的局势中具有较好的效果[18]。

2.2 我国现行的调峰辅助服务市场

随着储能技术的快速发展及其成本的降低,其在电力系统中的角色定位逐渐清晰[19]。储能应用于电力系统将成为其最大的发展方向,但目前针对储能参与辅助服务市场的市场交易机制还有待完善。

目前我国的调峰资源已满足不了当前社会的调峰需求,供求关系紧张[20],且由于我国电力市场起步较晚,尚未建立完善的辅助服务市场,现行的补偿机制较为单一,缺乏一定的积极性,对市场的引领性不够。调峰辅助服务分为有偿调峰和无偿调峰。机组基本调峰能力以内的基本调峰属于无偿调峰;机组调峰基本能力之上的属于有偿调峰,参与有偿调峰的机组可按照一定规则进行补偿[21]。近年来参与调峰辅助服务仍以火电机组为主,且采用制定电量计划的模式运行,这导致各火电机组运行时间相差不大,即实际提供的调峰容量也比较接近。同一时段,实际提供的调峰容量比较接近的各火电机组共同参与调峰辅助服务市场时,只有中标的机组才能获得补偿[22,23]。但由于调峰需求增大,对调峰市场产生一定冲击,各机组提供的调峰容量不同且差异较大,导致部分机组满负荷运行,部分的机组经常处于启停状态,这样一来对机组本身造成一定的损耗,二来针对这种情况进行补偿对停机备用的机组很不公平。而储能作为一种优质的、具有成熟大规模应用技术条件的双向调节资源,是一种重要的调峰手段[24],能够缓解调峰需求量增大对常规机组的影响,减少常规机组频繁降出力产生的损耗。但是,储能无法解决市场机制问题,其商业应用反而依赖市场机制问题的解决[25]。因此,亟需建立有利于储能参与的调峰交易机制以平衡当前的辅助服务市场。

2.3 储能参与调峰辅助服务市场的效益分析

电网侧储能电站参与调峰辅助服务市场一方面可解决当前电力市场调峰资源紧张、调峰困难等问题,另一方面能够带来很大的经济效益,包括储能侧的直接收益,以及带给其他参与主体的间接收益,如表1所示。

表1   储能电站的效益分析

获益方面简述
直接应用价值峰谷电价差获利在负荷低谷即电价较低时进行充电,在负荷高峰即电价较高时进行放电,利用此电价差进行获利
辅助服务补偿储能参与调峰辅助服务将具有明确的补偿机制,对储能电站响应的调峰容量进行补偿
补助补贴对于政府大力支持的开发项目,都有相应的补助补贴支持,这对储能电站的建设发展更加有利
间接应用价值发电侧电量效益利用过剩的这部分电量在负荷低谷时段进行充电,在用电高峰时进行放电参与应用
节煤效益通过储能参与调峰辅助服务市场,代替了火电机组的参与,相当于减少了燃煤,从而降低了发电成本
环境效益储能系统的利用除了其自身性能所带来的效益外,其代替机组参与调峰减少的污染物或温室气体等带来的收益
电网侧延缓设备投资通过安装储能系统,可有效解决电网的实际需求及资源浪费的问题,即可缓解电网的升级扩建所带来的经济压力
降低电网的线损在储能系统的常规运行方式中,其损耗的减小量是大于其增加量的,相应的其网损成本也比较低,因此能够降低网损成本
动态扩容通过安装储能系统实现变压器的动态扩容,能够节约成本并缩短建设周期
用户侧停电损失储能系统的安装参与将提高用户供电可靠性,减少相应的电网投资,其带来的收益可通过停电经济损失来衡量
供电质量通过储能电站批量化建设运行,其能够提升电能的质量,提高供电的稳定性等,因此能够带来相应的经济效益

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3 储能参与调峰辅助服务市场的交易模式设计

3.1 调峰辅助服务市场

调峰市场是一个分时市场,在日前市场的基础上,根据每日峰谷两个时段,开展各时段的调峰交易,交易标的为次日各时段火电机组以及储能电站总的调峰容量。

结合我国现行调峰补偿机制与实际调峰需求,设置交易时段为次日24 h,分为24时段,每时段60 min。调峰辅助服务市场的买方为调峰资源不足的省(市)电网区域,卖方为具有调峰能力的含MW级及以上的电网侧储能电站及发电机组的发电厂商,输电方为相关电网企业,省(市)调度机构负责日前发用电平衡预测,在预计调峰资源不足时申报调峰购买需求。

3.2 电网侧储能参与调峰辅助服务市场交易模式

3.2.1 电网侧储能的商业模式及其交易方式

电网侧储能在平衡发电、分配和使用的供需关系,避免电网侧的过量发电,缓解电网的供电缺口,提高发电设备的利用效率,减少电网建设投资,保证电网系统安全稳定运行等多个方面具有重要作用,储能参与电力市场的商业运营模式如图1所示。

图1

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图1   电网侧储能的商业模式


由图1可知,当前电网侧储能商业模式主要有三种。一是经营性租赁模式。在该模式中,电网公司租赁第三方供应商的储能设施,租赁费用由储能设施供应商和电网公司协商确定。二是合同能源管理模式。在该模式下,电网公司对用户、第三方供应商等主体所有的储能设施进行运维管理,取得的收益按双方合同约定的比例进行分享。三是电网公司全资建设运维模式。由于《输配电定价成本监审办法》中提出,抽水蓄能和电储能成本不得计入输配电成本范围,限制了电网公司投资电网侧储能的积极性[26]。储能参与电力市场市场化价值体现在容量价值、能量价值和辅助服务价值三个方面。因此,将储能视为竞争性业务,按照投资回收方式不同,该竞争性业务模式又可细分为两部制电价模式、辅助服务市场交易模式、跨省跨区新能源现货交易模式和综合模式等[27]。

依据电网侧储能可参与的各类竞争性业务,设计了电网侧储能电站参与的各类集中撮合交易的示意图,如图2所示。

图2

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图2   电网侧储能参与电力市场的交易类型


3.2.2 电网侧储能参与调峰辅助服务市场交易模式

本文设计了一种基于调峰辅助服务平台的日前集中竞价交易的调峰辅助服务市场交易模式,买卖双方通过在日前调峰辅助服务市场上申报相关信息,经由调峰辅助服务平台集中竞价并统一出清。出清机制采用系统边际电价(System marginal price,SMP),即SMP价格出清,如图3所示。

图3

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图3   SMP价格出清示意图


调度公司日前计划定制后,若有省(市)电网区域出现日前预测调峰资源不足,则将调峰资源不足的省(市)电网区域作为买方申报次日24时段的调峰容量需求及其相应的期望价格,即提交包含量价信息的投标,并按照价格从高到低的顺序进行排列,可以得到市场上的需求曲线,由于电力需求弹性极低,此时直接以负荷预测值作为市场的电能需求,即需求曲线被假定为一根竖直线,它的横坐标就等于负荷预测值;卖方发电公司根据储能电站及发电机组的情况申报次日24时段的分段调峰容量与分段(三段)补偿价格,其中发电报价按从低到高的顺序进行排列,由此可以得到一条表示价格与累计数量关系的函数曲线,该曲线就是市场上的供应曲线。调峰辅助服务交易平台考虑相关约束后,采用SMP价格分24时段进行出清。所有申报价格低于或等于市场出清价的报价都会被接受,卖方发电公司需要按照他们的中标报价所对应的电能数量组织电力生产,同时所有价格高于或等于市场出清价的投标都会被接受,买方客户可以依据他们的中标投标所对应的数量从系统中获取电能。电网侧储能参与调峰辅助服务市场交易流程如图4所示。

图4

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图4   电网侧储能参与调峰辅助服务市场交易流程


3.3 调峰辅助服务市场出清模型

3.3.1 目标函数

一个成熟理性的市场中,发电报价应该体现其成本,因此按报价结算的补偿费用可近似视为发电厂商的发电成本[28]。如果发电厂商基于成本报价,目标函数也可以理解为生产电能消耗的成本最小化,目标函数可表示为

$\min \sum\limits_{j}^{M}{\sum\limits_{t}^{T}{R_{t}^{ES{{S}_{j}}}}}\rho _{t}^{j}+\sum\limits_{i}^{N}{\sum\limits_{t}^{T}{R_{t}^{T{{H}_{i}}}}}\rho _{t}^{i}$

式中,$\rho _{t}^{i}$为火电机组i在时段t的报价;$R_{t}^{T{{H}_{i}}}$为火电机组i在t时段的中标容量;$R_{t}^{ES{{S}_{j}}}$为储能电站j在t时段的中标容量;$\rho _{t}^{j}$为储能电站j在时段t的报价,可假设与火电机组同价,若市场为报价方式,则每个储能电站具有不同的系数$\rho _{t}^{j}$;M为参与调峰的储能电站个数;N为参与调峰的火电机组个数;T为投标时段,日前市场分24个时段,以1 h为一个时段长。

式(1)是i时段的优化目标函数,应当满足最小化调峰辅助服务费用,即此时按报价进行结算。目标函数中,决策变量为储能和火电机组的中标容量。

3.3.2 储能电站相关约束

储能参与调峰辅助服务市场在日前发电计划编制完成后开展,其中储能电站分段申报调峰容量与补偿价格,故其中标调峰容量为各个储能电站各时段中标量的累加

${{w}_{t}}=\sum\limits_{j}^{M}{\sum\limits_{t}^{T}{R_{t}^{ES{{S}_{j}}}}}$

式中,${{w}_{t}}$为所有储能电站在各时段的中标调峰容量之和。

根据储能电站建设规模及其运行性能特点可得到该储能电站的可售容量,储能电站中标调峰容量小于其可售容量[29,30],即小于储能电站在时刻t的可充电功率

$\left\{ \begin{align} & {{w}_{t}}\le {{Q}_{t}} \\ & {{Q}_{t}}=\sum\limits_{j}^{M}{{{S}_{ES{{S}_{j}}}}}(1-\Omega _{t}^{j}) \\ \end{align} \right.$

式中,Qt为所有储能电站在时刻t的可售调峰容量;${{S}_{ES{{S}_{j}}}}$为储能电站j的额定容量;$\Omega _{t}^{j}$表示t时刻储能电站j的SOC状态。

3.3.3 机组运行约束

储能参与调峰辅助服务市场在日前发电计划编制完成后开展,其中火电机组已有确定的发电计划,机组在日前发电计划的基础上改变出力,因此提供方机组参与调峰市场后,其出力为

$p_{t}^{T{{H}_{i}}}=p_{t}^{T{{H}_{i}}(0)}-R_{t}^{T{{H}_{i}}}$

式中,$p_{t}^{T{{H}_{i}}}$为调峰市场出清后火电机组i在时刻t的出力;$p_{t}^{T{{H}_{i}}(0)}$为火电机组i在时刻t的日前计划出力;$R_{t}^{T{{H}_{i}}}$为火电机组i在时刻t的中标调峰容量。

机组出力仍然需要满足爬坡与滑坡约束

$\left\{ \begin{align} & p_{t}^{T{{H}_{i}}}-p_{t-1}^{T{{H}_{i}}}\le R_{i}^{U}u_{t-1}^{T{{H}_{i}}}+P_{\max }^{T{{H}_{i}}}(1-u_{t-1}^{T{{H}_{i}}}) \\ & p_{t-1}^{T{{H}_{i}}}-p_{t}^{T{{H}_{i}}}\le R_{i}^{D}u_{t}^{T{{H}_{i}}}+P_{\max }^{T{{H}_{i}}}(1-u_{t}^{T{{H}_{i}}}) \\ \end{align} \right.$

式中,$u_{t-1}^{T{{H}_{i}}}$、$u_{t}^{T{{H}_{i}}}$分别为火电机组i在t-1时刻和t时刻的运行状态;$R_{i}^{U}$和$R_{i}^{D}$分别为机组i的爬坡率和滑坡率;$p_{\max }^{T{{H}_{i}}}$为机组i的最大技术出力。

3.3.4 调峰交易相关约束

提供方机组中标调峰容量需要满足需求方调峰总需求,故调峰需求平衡约束为

$\left\{ \begin{align} & {{R}_{t}}=\sum\limits_{j}^{M}{\sum\limits_{t}^{T}{R_{t}^{ES{{S}_{j}}}}}+\sum\limits_{i}^{N}{\sum\limits_{t}^{T}{R_{t}^{T{{H}_{i}}}}} \\ & {{R}_{t}}=\sum\limits_{b}{B_{t}^{b}} \\ \end{align} \right.$

式中,Rt为t时刻的中标调峰容量;$B_{t}^{b}$为需求方b在时刻t的调峰需求。

在某一时段,发电厂商发电量应该满足负荷需求量,即应当考虑调峰市场出清结果的功率平衡约束

${{F}_{t}}+\sum\limits_{i}{{{D}_{i,t}}}={{Y}_{t}}+{{U}_{t}}$

式中,${{F}_{t}}$为储能电站的发电量,${{D}_{i,t}}$为发电机组$i$的发电量;${{Y}_{t}}$为储能电站的充电量;${{U}_{t}}$为负荷容量。

3.4 调峰辅助服务市场结算方法

储能参与调峰辅助服务市场按照各自的报价进行结算。各自的报价能够真实地反映系统供电成本,并为供需双方提供价格信号,依据边际成本定价可获得最优的社会效益,但这种报价结算形式单一,向用户收费往往高于平均成本,存在收支不平衡的问题。

储能参与调峰辅助服务市场采用系统边际电价出清机制,出清价格为卖方发电公司最后中标的所在段的申报价格。调度公司根据买方客户中标的调峰容量进行销售,因此调度公司可获得的费用表示为

$\left\{ \begin{align} & {{T}_{t}}={{H}_{t}}{{\lambda }_{t}} \\ & {{H}_{t}}={{w}_{t}}+\sum{R_{t}^{T{{H}_{i}}}} \\ \end{align} \right.$

式中,Ht为买方客户在时刻t所需的调峰容量;${{\lambda }_{t}}$为调峰市场在时刻$t$的出清价格。这种通过电力市场竞争产生的电价能够反映电能的市场供求关系,能够满足供求双方的利益诉求。

4 算例分析

4.1 基础数据

以储能电站及火电机组共同参与调峰辅助服务市场某日模拟运行数据来构造算例,建设25 MW/ 15 MW·h的储能系统,三个发电机组共同参与调峰辅助服务,基于CPLEX软件进行算例分析。先对该储能电站未参与辅助服务市场时的峰谷价差收益进行分析,假设该储能电站每时段的电价、充电功率及放电功率分别如表2和图5所示。

表2   分时电价表

时段/h电价/(元/kW·h)
7：00~8：000.460
9：00~12：000.560
13：00~14：000.460
15：00~21：000.560
22：00~次日6：000.355

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图5

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图5   储能电站各时段充放电功率


峰谷电价差属于一种分时电价,是电网侧储能配置最直接收益。系统某日电网分时电价如表2所示。其中,7：00~8：00、13：00~14：00为负荷平时段,电价为0.46 元/kW·h;22：00~次日6：00为负荷低谷时段,电价为0.355 元/kW·h;9：00~12：00、15：00~21：00为负荷高峰时段,电价为0.56 元/kW·h。储能电站在该日参与峰谷电价的充放电策略如图5所示。可见,储能电站通过在负荷低谷即电价较低时进行充电,在负荷高峰即电价较高时进行放电,利用此电价差进行获利。因此,当储能未参与调峰辅助服务时,其当日通过“低充高放”获得收益21 593.88元。

假设A区域在计算日9：00~17：00时间段发现调峰容量能力不足,该区域作为需求方申报24时段的调峰容量需求,如图6所示。

图6

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图6   A区域24时段调峰容量需求曲线


参与调峰辅助服务市场竞标的提供方厂商包括储能电站及发电机组三台,提供方电站、机组分段申报日前24时段调峰“电力-电价”曲线,分段报价时按照价格从低到高的顺序排列,储能电站及机组(三台机组相同)的“电力-电价”曲线如图7所示。

图7

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图7   机组、储能电站“电力-电价”曲线


储能电站、机组的调峰容量分段申报情况如图 8所示。

图8

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图8   储能电站、机组调峰电量申报数量


对比图5储能电站各时段充放电情况和图8中储能电站在调峰市场中的申报时段以及申报电量,可知：储能电站在调峰市场中,9：00~17：00申报的调峰电量略小于储能的放电电量,以避免申报的调峰电量越限。

4.2 结果分析

根据上述原始数据,储能参与调峰市场出清模型为线性模型,本文采用Matlab CPLEX软件进行模型求解,并对建立的出清模型进行验证分析。调峰市场出清价格如图9所示,调峰容量中标情况如图10所示。

图9

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图9   调峰市场出清价格


图10

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图10   24时段调峰容量中标情况


(1) 由图9可知,调峰市场出清价格在9、10、12三个时段的明显高于其他时段,且出清价格曲线整体呈波动下降趋势。结合图6可知,A区域调峰容量需求在9、10、12三个时段同样较高,最高值为25 MW,且调峰容量需求也呈波动下降趋势。调峰市场出清价格曲线与A区域调峰容量需求曲线走势基本一致。

(2) 对比图8和10可知,在第9、10两个时段中常规机组的调峰能力不足,调峰申报容量小,而储能电站在以上两个时段调峰能力充足且申报电价略低于常规机组。因此,市场出清结果中,储能电站在第9、10两个时段中标,中标容量分别为15 MW、20 MW。这两个时段的中标容量参与能量市场放电可获得的收益为19 600元,参与电力系统调峰可获得的收益为22 750元。因此,储能参与电网侧调峰在产生调峰收益的同时,能够避免调峰能力不足的常规机组因频繁改变出力而产生损耗,发挥了储能优良的调峰性能。

(3) 经市场出清计算,储能电站在第9、10时段中标,发电机组1在第11、15、16时段中标,发电机组2在第14、17时段中标,发电机组3在第12、13时段中标时,购电费用最小,此时,调峰容量总补偿费用为87 810元。其中,储能电站中标调峰容量为35 MW,发电机组1中标调峰容量为44 MW,发电机组2中标调峰容量为26 MW,发电机组3中标调峰容量为35 MW。若按各自报价进行结算,则购买费用为87 810元;若采用系统边际电价进行结算,其出清电价即为系统边际电价,购买费用为87 050元。

4.3 基于Matlab-GUI的电网侧储能交易过程实现

结合储能参与辅助服务市场的效益分析、交易模式的设计,采用Matlab中的图形用户界面(GUI)模块对相关算法进行封装。

4.3.1 初始界面设计

依据常规应用系统设计方法,应先对登录界面进行设计,主要用于打开系统之后显示登录界面。通过Axes模块嵌入背景图案,设计登录界面如图 11所示。

图11

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图11   登录界面设计


4.3.2 规划菜单设计

利用Matlab GUI对上述的相关分析进行设计封装,主要分为两个主要界面：效益分析界面和储能交易界面。通过控件在设计界面按照设计需求进行布局,利用各控件的属性,结合Matlab相关程序实现界面之间的跳转并完成算法分析。

通过对各个模块界面进行排版设计以及对相关算法进行编程,能够实现对输入数据的读取、结果的输出以及相应仿真图形的显示,最后以简单、便捷的可视化界面实现储能参与调峰辅助服务市场的交易模式过程,其中储能交易及效益分析界面如图 12所示。

图12

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图12   储能交易及效益分析界面


5 结论

随着储能技术的快速发展及其在辅助服务市场的优越性能,其在电网侧的建设能够满足我国局部地区电网的调峰、调频等需求,增加电网的调节手段,对于保障区域电网安全经济运行具有较大意义。针对电网侧储能参与调峰辅助服务市场,设计其交易模式,依此建立出清模型,以市场化方式进行出清,并以我国现阶段调峰需求进行算例分析。此交易模式在一定程度上能够缓解当前电价模式不足以补偿储能参与辅助服务及电力市场机制的不完善给电力系统带来的运行压力,为我国辅助服务市场的发展提供一种思路。同时利用Matlab GUI来设计储能交易过程实现的系统,能够方便、快捷地完成电网侧储能交易过程及效益分析。

参考文献

吕泉, 王伟, 韩水, 等.

基于调峰能力分析的电网弃风情况评估方法

[J]. 电网技术, 2013,37(7):1887-1894.

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随着风电弃风现象的日益增多,如何有效评估未来电网的弃风情况已成为宏观决策部门和风电企业都非常关心的问题。为此,提出了一种新的评估方法。其原理是：针对某个评估水平年,先以各月典型日负荷曲线为基础模拟出月内各日的负荷曲线,进而通过电源调峰能力分析得到各日各时段的电网接纳风电空间；之后,以历史风电标幺值曲线乘以规划风电装机容量作为可能的风电出力曲线；然后,通过二者的比较得到各日的风电弃风功率时序曲线。利用该曲线可统计得到年弃风比例、年利用小时数、年弃风功率持续曲线、年弃风电量月分布、年弃风电量峰谷分布等各类数据,从而全面反映水平年风电弃风情况。利用该方法,算例中对2015年东北电网的风电弃风情况进行了评估。

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An assessment method for wind abandoning in power grid based on peak- regulation capacity anysis

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随着风电弃风现象的日益增多,如何有效评估未来电网的弃风情况已成为宏观决策部门和风电企业都非常关心的问题。为此,提出了一种新的评估方法。其原理是：针对某个评估水平年,先以各月典型日负荷曲线为基础模拟出月内各日的负荷曲线,进而通过电源调峰能力分析得到各日各时段的电网接纳风电空间；之后,以历史风电标幺值曲线乘以规划风电装机容量作为可能的风电出力曲线；然后,通过二者的比较得到各日的风电弃风功率时序曲线。利用该曲线可统计得到年弃风比例、年利用小时数、年弃风功率持续曲线、年弃风电量月分布、年弃风电量峰谷分布等各类数据,从而全面反映水平年风电弃风情况。利用该方法,算例中对2015年东北电网的风电弃风情况进行了评估。

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电网接纳风电能力的评估及应用

[J]. 电力系统自动化, 2011,35(4):70-76.

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随着风电装机容量的快速增加，电网调峰能力与风电消纳之间的矛盾日益突出。文中提出一套基于电源结构、负荷特性和调峰能力的电网接纳风电能力评估体系。基于该评估体系，首先考虑了风电接入后对系统备用需求容量的影响，并基于发电可靠性指标计算出对应的备用容量;然后根据低谷常规机组调峰能力评估电网接纳风电能力。通过对2010年京津唐电网接纳风电能力的逐月分析可知，年底可接纳风电容量将远小于规划容量。针对风电送出受限的具体情况，提出了最大限度消纳风电的应对措施。

SUN Rongfu, ZHANG Tao, LIANG Ji.

Evaluation and application of wind power capacity of power grid

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随着风电装机容量的快速增加，电网调峰能力与风电消纳之间的矛盾日益突出。文中提出一套基于电源结构、负荷特性和调峰能力的电网接纳风电能力评估体系。基于该评估体系，首先考虑了风电接入后对系统备用需求容量的影响，并基于发电可靠性指标计算出对应的备用容量;然后根据低谷常规机组调峰能力评估电网接纳风电能力。通过对2010年京津唐电网接纳风电能力的逐月分析可知，年底可接纳风电容量将远小于规划容量。针对风电送出受限的具体情况，提出了最大限度消纳风电的应对措施。

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适用于评估风电接纳能力的时序生产模拟算法研究

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分析了调峰市场销售方的调峰成本和购买方的购买效用，建立了调峰效用与发电成本、标杆电价之间的关系。基于调峰市场的效用分析，从社会福利最大化的交易原则出发，推导出了一种新的调峰交易数学模型。该模型证明了可以基于市场成员的边际发电成本获得有效的调峰交易计划，而且还揭示了该调峰交易计划兼具降低全网发电成本、减少排放的功能。针对实际机组的计算，说明了理论分析的正确性。

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Utility analysis of peak regulation market and design of off-peak regulation market

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分析了调峰市场销售方的调峰成本和购买方的购买效用，建立了调峰效用与发电成本、标杆电价之间的关系。基于调峰市场的效用分析，从社会福利最大化的交易原则出发，推导出了一种新的调峰交易数学模型。该模型证明了可以基于市场成员的边际发电成本获得有效的调峰交易计划，而且还揭示了该调峰交易计划兼具降低全网发电成本、减少排放的功能。针对实际机组的计算，说明了理论分析的正确性。

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风电并网后西北电网调峰能力的计算方法

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随着西北地区风电并网规模的增大，结合西北水电资源丰富、调节性能好的特点，考虑负荷特性、电源特性等，提出了水电与风电协调运行的思路，给出了水电、火电为风电调峰的调峰能力计算方法。该方法先根据水电与风电协调运行的原理推导水电可平衡的风电出力，再利用电力系统运行模拟计算程序计算火电可为风电提供的调峰能力。该方法对水电资源丰富地区风电接入后电网调峰能力的研究有借鉴意义。

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Calculation method of peak regulation capacity of northwest power grid after wind power grid connection

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基于火电机组和储能系统在自动发电控制（AGC）调节上的互补特性，结合华北电网辅助服务补偿的实践，提出了一种储能系统参与AGC的优化配置方法。结合仿真工具，分析了火电与储能的AGC容量比例与对应的系统AGC控制效果的关系;进而在给定的全网AGC多运行目标下，应用线性规划模型，提出了一种对不同AGC电源的容量进行优化配置的建模方法。最后，以5机2储能系统的简化系统为例，对所提出的优化模型进行验证。算例结果表明，合理地利用储能系统将有助于在技术和经济两方面实现电力系统的AGC整体运行最优。

CHEN Dayu, ZHANG Lizi, MA Li.

AGC market clearing optimization modeling method involving energy storage

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基于火电机组和储能系统在自动发电控制（AGC）调节上的互补特性，结合华北电网辅助服务补偿的实践，提出了一种储能系统参与AGC的优化配置方法。结合仿真工具，分析了火电与储能的AGC容量比例与对应的系统AGC控制效果的关系;进而在给定的全网AGC多运行目标下，应用线性规划模型，提出了一种对不同AGC电源的容量进行优化配置的建模方法。最后，以5机2储能系统的简化系统为例，对所提出的优化模型进行验证。算例结果表明，合理地利用储能系统将有助于在技术和经济两方面实现电力系统的AGC整体运行最优。

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