余曉鵬，李曉萌，張 忠，郝元釗，李程昊，陳幸偉，崔 惟，高 澤

（1國(guó)網(wǎng)河南省電力公司電力科學(xué)研究院，河南 鄭州 450052；2大連理工大學(xué)電氣工程學(xué)院，遼寧 大連 116024）

在“碳達(dá)峰、碳中和”發(fā)展背景下，我國(guó)電源結(jié)構(gòu)與電網(wǎng)運(yùn)行特征將發(fā)生深刻變革。新能源發(fā)電在電源側(cè)的比重將越來越高，該趨勢(shì)增加了電網(wǎng)運(yùn)行的功率平衡難度，提高了不同時(shí)間尺度上的備用輔助服務(wù)需求，為此文獻(xiàn)[1]提出了電網(wǎng)多時(shí)間尺度備用框架。儲(chǔ)能設(shè)備將為電網(wǎng)提供不同時(shí)間尺度上的備用支撐。然而，儲(chǔ)能參與電能量市場(chǎng)與輔助服務(wù)市場(chǎng)的決策問題具有高度的耦合關(guān)系，因此，有待深入研究。

各國(guó)電網(wǎng)從響應(yīng)時(shí)間、持續(xù)時(shí)間等角度，對(duì)調(diào)頻、備用等相關(guān)輔助服務(wù)進(jìn)行了劃分和定義。歐洲大陸電網(wǎng)將備用分為一次備用、二次備用、三次備用[2-3]。英國(guó)的備用包括一次頻率響應(yīng)、二次頻率響應(yīng)、快速備用和短期運(yùn)行備用[4]。美國(guó)加州電網(wǎng)將備用資源劃分為頻率調(diào)節(jié)備用、旋轉(zhuǎn)備用、非旋轉(zhuǎn)備用和替代備用[5]。

我國(guó)新型電力系統(tǒng)建設(shè)和新能源發(fā)電的發(fā)展增加了系統(tǒng)各個(gè)時(shí)間尺度上的備用需求。電網(wǎng)層面上，我國(guó)電網(wǎng)形成了特高壓交、直流互聯(lián)結(jié)構(gòu)，直流閉鎖故障將造成嚴(yán)重的功率不平衡問題，對(duì)各區(qū)域秒級(jí)至分鐘級(jí)的快速備用需求提出了巨大挑戰(zhàn)。新能源的大量接入，其間歇性與波動(dòng)性使得電網(wǎng)分鐘級(jí)、小時(shí)級(jí)、數(shù)小時(shí)級(jí)的備用需求增加。早期的電網(wǎng)備用主要由各類發(fā)電廠提供。然而，隨著電網(wǎng)備用需要的增加，單一的電源側(cè)備用已難以滿足未來電網(wǎng)運(yùn)行需求。因此，儲(chǔ)能與需求側(cè)的備用潛力受到了越來越多的重視。

相關(guān)文獻(xiàn)對(duì)儲(chǔ)能參與調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)的運(yùn)行和收益問題開展了研究[6-9]。文獻(xiàn)[10]研究了考慮儲(chǔ)能聚合商參與的調(diào)峰市場(chǎng)模式。文獻(xiàn)[11]在加州市場(chǎng)規(guī)則背景下，研究了儲(chǔ)能電站與電動(dòng)汽車參與調(diào)頻市場(chǎng)的運(yùn)行策略。文獻(xiàn)[12]提出了一種分布式自主控制方法、實(shí)現(xiàn)了蓄電池儲(chǔ)能用于系統(tǒng)調(diào)頻。文獻(xiàn)[13]研究了風(fēng)電和壓縮空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的協(xié)同控制方法，利用壓縮空氣儲(chǔ)能在充放電模式下進(jìn)行頻率調(diào)節(jié)，以緩解風(fēng)電不確定性對(duì)電力系統(tǒng)頻率的影響。文獻(xiàn)[14]構(gòu)建了風(fēng)、光、水、火多種類型的電源參與調(diào)頻的市場(chǎng)模型，采用了順序競(jìng)價(jià)模式和邊際價(jià)格出清方法，并分析了多類電源參與調(diào)頻對(duì)系統(tǒng)調(diào)頻性能的提升效果。文獻(xiàn)[15]對(duì)比了火電機(jī)組和儲(chǔ)能系統(tǒng)的調(diào)頻性能，得出了儲(chǔ)能調(diào)頻具有響應(yīng)速度快、穩(wěn)定性高的優(yōu)勢(shì)。文獻(xiàn)[16]利用虛擬慣性控制策略，實(shí)現(xiàn)蓄電池?fù)Q流器的快速調(diào)節(jié)，從而增加系統(tǒng)慣性。文獻(xiàn)[17]提出了儲(chǔ)能與AGC機(jī)組協(xié)同調(diào)度方法，研究表明：儲(chǔ)能可以彌補(bǔ)AGC 機(jī)組響應(yīng)速度的不足，進(jìn)一步釋放其調(diào)節(jié)潛力。

儲(chǔ)能在備用輔助服務(wù)方面的作用也備受關(guān)注。文獻(xiàn)[18]研究了儲(chǔ)能與負(fù)荷參與區(qū)域互聯(lián)備用的優(yōu)化問題，緩解了傳統(tǒng)機(jī)組的備用壓力。文獻(xiàn)[19-20]提出了電儲(chǔ)能提供事故備用容量的優(yōu)化利用方法。文獻(xiàn)[21]提出了運(yùn)行可行域的概念，建立了集中式儲(chǔ)能運(yùn)行備用能力的評(píng)估模型。文獻(xiàn)[22]引入儲(chǔ)能提供旋轉(zhuǎn)備用，應(yīng)對(duì)風(fēng)電出力的不確定性。文獻(xiàn)[23]提出了儲(chǔ)能閑置容量參與能量市場(chǎng)與備用輔助服務(wù)市場(chǎng)的運(yùn)行策略，驗(yàn)證了該方法可顯著提高儲(chǔ)能收益。

抽蓄電站作為較為成熟的儲(chǔ)能方式之一，針對(duì)抽蓄電站提供輔助服務(wù)問題已開展了較多的研究。文獻(xiàn)[24]研究了抽蓄參與電力系統(tǒng)調(diào)峰的效益及對(duì)新能源消納的意義。文獻(xiàn)[25]建立了抽蓄電站提供調(diào)相輔助服務(wù)的補(bǔ)償機(jī)制。文獻(xiàn)[26-29]研究了抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)并提供備用的優(yōu)化調(diào)度方法。文獻(xiàn)[26]研究了電力現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境下抽蓄電站的日前和實(shí)時(shí)優(yōu)化調(diào)度問題，模型中考慮了抽蓄電站向系統(tǒng)提供旋轉(zhuǎn)備用容量?？紤]到抽蓄電站的發(fā)電容量與備用容量間的耦合關(guān)系，文獻(xiàn)[27]建立了抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)與旋轉(zhuǎn)備用市場(chǎng)的風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估模型。文獻(xiàn)[28]建立了抽蓄電站的兩階段優(yōu)化模型，第一階段完成小時(shí)級(jí)的系統(tǒng)發(fā)電容量?jī)?yōu)化；第二階段在分鐘級(jí)時(shí)間尺度上對(duì)水電機(jī)組和抽水蓄能機(jī)組的備用容量進(jìn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[29]提出了含抽蓄電站的多類型電源系統(tǒng)提供旋轉(zhuǎn)備用的優(yōu)化建模方法。

上述工作主要針對(duì)抽蓄電站提供旋轉(zhuǎn)備用問題展開研究，然而，未來高比例新能源電力系統(tǒng)對(duì)一次、二次、三次備用資源均有較大的需求。抽蓄電站具有靈活的調(diào)節(jié)性能，可以為電力系統(tǒng)提供不同時(shí)間尺度的備用容量。然而，抽蓄電站的發(fā)電容量和各個(gè)時(shí)間尺度的備用容量之間具有較強(qiáng)耦合關(guān)系，為了解決抽蓄電站參與多類市場(chǎng)的優(yōu)化決策問題，本研究建立了抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)與多時(shí)間尺度備用市場(chǎng)的運(yùn)行決策模型，提出了儲(chǔ)能在不確定性電價(jià)和不同備用補(bǔ)償價(jià)格下的優(yōu)化決策方法，驗(yàn)證了抽蓄電站提供多種備用時(shí)的總收益明顯高于提供單一備用時(shí)的收益。

1 抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的獲利模式分析

1.1 抽蓄電站的運(yùn)行模型

為了滿足抽蓄電站的運(yùn)行要求，需要考慮其實(shí)際運(yùn)行時(shí)的約束。

抽蓄電站的發(fā)電功率約束

式中，pdch,t為抽蓄的發(fā)電功率；Pdch,max為抽蓄的最大發(fā)電功率；bdch,t表示抽蓄放電狀態(tài)的0-1變量。

抽蓄電站的抽水功率約束

式中，pch,t為抽蓄電站的抽水功率；Pch,max為抽蓄的最大抽水功率；bch,t表示抽蓄電站抽水狀態(tài)的0-1變量。

抽蓄電站的抽水、放電狀態(tài)互斥約束

抽蓄電站的蓄水池庫容約束

式中，et為水庫當(dāng)前的庫容狀態(tài)；Emax為抽蓄電站的最大庫容。

抽蓄電站庫容狀態(tài)與抽水、放電功率的關(guān)聯(lián)約束

式中，ηch為抽水效率；ηdch為發(fā)電效率；T為單步調(diào)度或市場(chǎng)步長(zhǎng)。

抽蓄庫容的周期性約束，即要求每日末尾的庫容狀態(tài)等于起始時(shí)刻容量，即

1.2 抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的收益分析

抽水蓄能在電能量市場(chǎng)中利用峰谷價(jià)差獲利，在日前電力市場(chǎng)環(huán)境下，考慮抽蓄作為獨(dú)立主體參與市場(chǎng)，其收益情況與日前出清電價(jià)曲線密切相關(guān)。本研究考慮電能量市場(chǎng)日前電價(jià)的不確定性，建立抽蓄電站的收益分析模型，建模流程如圖1所示。

圖1 不確定性電價(jià)下抽蓄電站收益評(píng)估流程Fig.1 Steps of revenue calculation for pumped-storage power station(PSPS)under uncertain day-ahead electricity price

建模過程如下：

（1）獲取電能量市場(chǎng)歷史電價(jià)數(shù)據(jù)，用于接下來一天的電價(jià)預(yù)測(cè)；

（2）獲取接下來一天的系統(tǒng)信息，并結(jié)合歷史數(shù)據(jù)，基于概率預(yù)測(cè)方法，得到日前電價(jià)的概率預(yù)測(cè)結(jié)果；

（3）基于概率預(yù)測(cè)結(jié)果進(jìn)行抽樣，獲得日前電價(jià)場(chǎng)景曲線，并通過場(chǎng)景縮減技術(shù)，得到實(shí)際求解所能接受的電價(jià)場(chǎng)景曲線個(gè)數(shù)；

（4）抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)的獲利模型；

（5）抽蓄電站的期望收益計(jì)算。

由于本研究主要分析抽蓄電站的收益情況與市場(chǎng)策略，假設(shè)電價(jià)場(chǎng)景數(shù)據(jù)為已獲得信息，并且所采用的能量市場(chǎng)電價(jià)形式為實(shí)時(shí)電價(jià)模型，即各時(shí)段電價(jià)通過市場(chǎng)出清獲得。所建立的抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的期望收益模型如下。

目標(biāo)函數(shù)

式中，ns為場(chǎng)景個(gè)數(shù)；λs,t為場(chǎng)景s中t時(shí)刻的電價(jià)；πs為每個(gè)場(chǎng)景的權(quán)重；取值為場(chǎng)景數(shù)的倒數(shù)。每個(gè)場(chǎng)景下有一組抽水功率、放電功率、庫容狀態(tài)變量{pch,t,s,pdch,t,s,et,t= 1,2,…,N}，且須滿足約束條件式(1)～(6)。

2 抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)與備用市場(chǎng)的收益建模

電力系統(tǒng)中電能量市場(chǎng)與備用市場(chǎng)是兩類不同的市場(chǎng)，然而，兩類市場(chǎng)間具有一定的耦合關(guān)系，使得各市場(chǎng)主體需要權(quán)衡在兩類市場(chǎng)中的申報(bào)策略。抽蓄電站參與備用市場(chǎng)的成本主要來自于電能量市場(chǎng)中的機(jī)會(huì)成本，即由于提供備用容量而在電能量市場(chǎng)中減少的收益。為了實(shí)現(xiàn)抽蓄電站在兩類市場(chǎng)中的收益最大化，本節(jié)進(jìn)一步建立了抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)與備用市場(chǎng)的優(yōu)化決策模型。

2.1 抽蓄電站提供單一備用時(shí)的運(yùn)行建模

文獻(xiàn)[1]定義了四類備用需求，并明確了其響應(yīng)時(shí)間與持續(xù)提供時(shí)間τj,j= 1,2,3,4。本工作將針對(duì)抽蓄電站提供四種備用的運(yùn)行建模與優(yōu)化策略開展研究。

抽蓄提供備用容量時(shí)，需要預(yù)留一定的功率容量與庫存容量，以備調(diào)用。因此，其參與電能量市場(chǎng)的運(yùn)行邊界將發(fā)生變化。本研究中，單一時(shí)間尺度下的備用資源由向上、向下兩部分組成，并假設(shè)各時(shí)間尺度上的備用補(bǔ)償價(jià)格已知。

考慮抽蓄電站提供備用容量時(shí)，其申報(bào)的向上、向下備用容量用rj,up、rj,dn表示。抽蓄電站需要綜合考慮各個(gè)場(chǎng)景下收益情況后，完成備用容量的申報(bào)，因此，在多場(chǎng)景建模中，只有一組備用容量變量。各場(chǎng)景的發(fā)電功率與申報(bào)的向上備用容量之和應(yīng)小于最大發(fā)電功；抽水功率和申報(bào)的向下備用容量之和應(yīng)小于最大抽水功率，即

備用容量約束

抽蓄電站具有靈活的調(diào)節(jié)特征，在日內(nèi)可以改變抽水和發(fā)電狀態(tài)，因此，各場(chǎng)景采用不同的運(yùn)行狀態(tài)變量。但在某一場(chǎng)景下，抽蓄電站仍需滿足抽水、放電狀態(tài)互斥約束，即

當(dāng)抽蓄提供備用容量時(shí)，需要預(yù)留一定的蓄水量和庫存容量，以備調(diào)用。因此，抽蓄電站庫容狀態(tài)的上、下限約束應(yīng)更新為

式(13)表示，抽蓄電站應(yīng)預(yù)留一定的庫存容量，用于發(fā)揮備用作用時(shí)的發(fā)電或蓄水。

各場(chǎng)景下抽蓄電站庫容狀態(tài)與抽水、放電功率的關(guān)聯(lián)約束、庫容的周期性約束可表示

抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)并提供第j種備用服務(wù)時(shí)的總收益，即優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)為

式中，ρj,up，ρj,dn為單位時(shí)間內(nèi)第j種備用服務(wù)的補(bǔ)償價(jià)格，包括向上備用與向下備用。

上述目標(biāo)函數(shù)需滿足約束式(8)～(15)。通過求解模型P2可獲得抽蓄提供第j種備用服務(wù)的最優(yōu)申報(bào)策略。

2.2 抽蓄電站提供多種備用時(shí)的運(yùn)行建模

當(dāng)儲(chǔ)能提供多個(gè)時(shí)間尺度的備用服務(wù)時(shí)，考慮到各類備用在時(shí)間軸上的銜接關(guān)系，所申報(bào)的各類備用容量分別滿足約束條件式(8)～(11)即可。與功率約束不同，其蓄水量和庫存容量需要同時(shí)滿足各時(shí)間尺度上的備用需求，因此，抽蓄電站庫容狀態(tài)的上、下限約束應(yīng)更新為

抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)并提供多種備用服務(wù)時(shí)的總收益，即優(yōu)化模型的目標(biāo)函數(shù)為

上述目標(biāo)函數(shù)需滿足約束式(8)～(12)、式(14)～(15)和式(17)。

通過求解模型P3 可獲得抽蓄提供多種備用服務(wù)的最優(yōu)申報(bào)策略。

3 算例分析

3.1 算例介紹

參考實(shí)際抽水蓄能電站參數(shù)和我國(guó)河南省電價(jià)水平，本工作對(duì)相關(guān)算例參數(shù)進(jìn)行了假設(shè)，設(shè)抽蓄電站的參數(shù)如下：最大放電功率和最大抽水功率為20 MW，庫存容量為100 MW·h，抽水蓄能電站的效率為75%。本研究所采用的多場(chǎng)景能量電價(jià)曲線如圖2所示，該電價(jià)場(chǎng)景是通過模擬我國(guó)某省電能量市場(chǎng)運(yùn)行情況所得。整體上，夜間系統(tǒng)凈負(fù)荷(即系統(tǒng)負(fù)荷功率減去風(fēng)、光出力)相對(duì)較低，因此，各場(chǎng)景下電價(jià)也相對(duì)較低；中午和傍晚系統(tǒng)凈負(fù)荷相對(duì)較高，因此，各場(chǎng)景下電價(jià)相對(duì)較高。本文建立的模型為混合整數(shù)線性規(guī)劃模型，采用MATLAB 編寫程序，并調(diào)用CPLEX 優(yōu)化求解器完成了問題求解。

圖2 20個(gè)場(chǎng)景下的電價(jià)曲線Fig.2 Electricity price curves in 20 scenarios

3.2 參與電能市場(chǎng)下的運(yùn)行結(jié)果

當(dāng)不考慮抽蓄提供備用時(shí)，其在不同電價(jià)場(chǎng)景下的抽水、發(fā)電情況如圖3所示。每個(gè)時(shí)段上均有20 個(gè)柱狀線，代表該時(shí)段上，各個(gè)場(chǎng)景下的抽蓄的運(yùn)行功率大小，不同場(chǎng)景用不同顏色區(qū)分，且負(fù)值表示抽水功率，即運(yùn)行于蓄水狀態(tài)；正值表示發(fā)電功率，即運(yùn)行與發(fā)電狀態(tài)。仿真結(jié)果顯示：抽蓄電站主要在夜間抽水，中午和傍晚負(fù)荷電價(jià)較高時(shí)段發(fā)電，從而利用不同時(shí)段上的電價(jià)差異獲利，一天內(nèi)的總獲利期望為8357 元。一天內(nèi)出現(xiàn)的最大抽水功率和放電功率均為20 WM，蓄水容量最大、最小狀態(tài)限分別是100 和0 MW·h，說明抽蓄電站容量得到了完全利用。抽蓄電站的獲利情況主要與一天內(nèi)不同時(shí)段間的電價(jià)差異有關(guān)，電價(jià)差超過一定水平時(shí)，抽蓄電站便會(huì)充分利用其容量獲得收益。

圖3 抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的運(yùn)行結(jié)果Fig.3 Operation results of PSPS in the energy market

3.3 提供備用時(shí)的運(yùn)行決策

當(dāng)僅考慮抽蓄電站提供一種備用時(shí)，例如只提供一次調(diào)頻備用、持續(xù)時(shí)間不低于一分鐘(備用類型1)，并設(shè)備用容量上限為3 MW，在不同備用補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄電站申報(bào)的備用容量與收益等情況如表1所示。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格較低時(shí)，抽蓄電站仍然將所用容量用于參與電能量市場(chǎng)，當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格高于0.012 元/h 時(shí)，抽蓄電站會(huì)盡可能將容量用于提供備用，從而獲得更多收益，該價(jià)格下，抽蓄電站總收益可達(dá)8835 元，高于電能市場(chǎng)中的總期望收益，即為8357 元。與僅參與電能市場(chǎng)情況相比，提供備用后的總期望收益增加5.72%。

表1 備用類型1的不同補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄電站運(yùn)行決策結(jié)果Table 1 The decision result of PSPS under different compensation prices of reserve type 1

抽蓄電站提供備用的成本主要來自于電能市場(chǎng)中的機(jī)會(huì)成本，只有當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格高于電能量市場(chǎng)中的機(jī)會(huì)成本時(shí)，抽蓄電站才開始提供備用容量。計(jì)算結(jié)果表明：抽蓄電站提供的備用容量隨著補(bǔ)償價(jià)格的升高而增加，說明其所提供的備用容量在電能量市場(chǎng)中的機(jī)會(huì)成本也越來越大?？梢姡樾铍娬镜倪\(yùn)行需要根據(jù)電能量市場(chǎng)中的收益和備用補(bǔ)償價(jià)格進(jìn)行決策，從而獲得最大收益。

當(dāng)考慮抽蓄提供分鐘級(jí)備用、持續(xù)時(shí)間10 min(備用類型2)、備用容量上限為10 MW時(shí)，在不同備用補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄電站申報(bào)的備用容量與收益等情況如表2所示。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格高于0.0064元/h后，抽蓄電站開始通過提供備用獲取更多收益。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格為0.0128 元/h 時(shí)，抽蓄電站申報(bào)的向上、向下備用容量為10 MW，即達(dá)到最大可申報(bào)的備用容量，此時(shí)，在電能量市場(chǎng)中的最大可用容量為10 MW，此時(shí)，電能量市場(chǎng)各場(chǎng)景下的抽蓄電站運(yùn)行狀態(tài)如圖4所示。并且該備用補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄電站總期望收益可達(dá)10324元，與僅參與電能市場(chǎng)情況相比，提供備用后總期望收益增加23.54%。備用類型2 要求的持續(xù)提供時(shí)間相對(duì)較短，當(dāng)抽蓄電站提供該類型備用時(shí)需要預(yù)留的庫存容量相對(duì)較少，仍有較多的容量參與電能量市場(chǎng)，因此，在兩種市場(chǎng)中的總收益相對(duì)較多。

表2 備用類型2的不同補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄運(yùn)行決策結(jié)果Table 2 The decision result of PSPS under different compensation prices of reserve type 2

圖4 提供備用后抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的運(yùn)行結(jié)果Fig.4 Operation results of PSPS in the electric energy market after providing reserve service

抽蓄電站提供備用時(shí)，需要同時(shí)預(yù)留功率容量與庫存容量。提供備用類型2 的容量達(dá)到上限時(shí)，最小庫容狀態(tài)為1.67 MW·h，最大庫容狀態(tài)為98.33 MW·h，需要預(yù)留的庫存容量略高于提供備用類型1時(shí)所需的容量。

當(dāng)考慮抽蓄提供10 min備用、持續(xù)時(shí)間2 h(備用類型3)、備用容量上限為20 MW時(shí)，在不同備用補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄電站申報(bào)的備用容量與收益等情況如表3所示。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格低于0.0048元/h時(shí)，抽蓄電站不提供備用輔助服務(wù)。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格高于0.096 元/h 時(shí)，抽蓄電站全部容量均用于提供備用，即20 MW，可獲得更多收益，此時(shí)總收益為9216 元，與僅參與電能市場(chǎng)情況相比，提供備用的總收益增加10.28%。

表3 備用類型3的不同補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄運(yùn)行決策結(jié)果Table 3 The decision result of PSPS under different compensation prices of reserve type 3

當(dāng)抽蓄電站容量全部用于提供備用時(shí)，在日前市場(chǎng)出清后，其庫容狀態(tài)保持恒定，該定值不能低于40 MW·h，以便提供足夠的向上備用容量，即發(fā)電容量；且該定值不能高于60 MW·h，以便提供足夠的向下備用容量，即抽水蓄能容量。

當(dāng)考慮抽蓄提供30 min備用、持續(xù)時(shí)間2 h(備用類型4)、備用容量上限為20 MW 時(shí)，在不同備用補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄電站申報(bào)的備用容量與收益等情況如表4所示。當(dāng)抽蓄提供備用時(shí)，影響其在電能量市場(chǎng)收益的因素有備用容量和持續(xù)備用時(shí)間，因此，該備用下的市場(chǎng)策略與提供備用類型3的市場(chǎng)策略(表3)一致。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格為0.006 元/h時(shí)，抽蓄電站開始提供備用輔助服務(wù)，從而增加總收益。

表4 備用類型4的不同補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄運(yùn)行決策結(jié)果Table 4 The decision result of PSPS under different compensation prices of reserve type 4

當(dāng)考慮抽蓄電站可以同時(shí)申報(bào)4種備用輔助服務(wù)時(shí)，其最優(yōu)市場(chǎng)策略如表5 最后一列所示，設(shè)4 種備用的補(bǔ)償價(jià)格分別為0.01、0.008、0.006、0.005 元/h，此時(shí)抽蓄的最優(yōu)申報(bào)策略為：秒級(jí)的一次調(diào)頻備用容量為3 MW，1 min 備用容量為10 MW，30 min 備用容量為10 MW，電能量市場(chǎng)中的運(yùn)行情況如圖5所示。此時(shí)，抽蓄的總收益為12340元。在同樣的價(jià)格下，抽蓄電站提供單一備用的收益分別是8632、8510、8359、8357元?？梢?，當(dāng)抽蓄電站同時(shí)提供不用時(shí)間尺度的備用時(shí)，其庫容、功率容量都將得到充分的利用，并且總收益也顯著增加。與僅參與電能市場(chǎng)情況相比，同時(shí)提供多種備用后總期望收益增加47.66%；與提供單一備用相比，總收益至少增加了44.37%。

圖5 提多種供備用后抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的運(yùn)行結(jié)果Fig.5 Operation results of PSPS in the electric energy market after providing multiple reserve services

3.4 峰谷電價(jià)下抽蓄電站的收益情況

進(jìn)一步將上述實(shí)時(shí)電價(jià)場(chǎng)景下抽蓄電站的收益與峰谷電價(jià)進(jìn)行對(duì)比，采用的峰谷電價(jià)曲線如圖6所示。峰谷電價(jià)下，抽蓄電站的運(yùn)行功率如圖7所示。

圖6 峰谷電價(jià)曲線Fig.6 Peak-valley price curve

圖7 峰谷電價(jià)下抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的運(yùn)行情況Fig.7 Operation result of PSPS under peakvalley price curve

由于峰谷電價(jià)事先已知，抽蓄電站可以指定確定的運(yùn)行計(jì)劃，即在電價(jià)谷、平時(shí)段抽水，在電價(jià)峰時(shí)段發(fā)電，抽蓄電站在峰谷電價(jià)下的總收益為20097元，總收益高于實(shí)時(shí)電價(jià)場(chǎng)景下的收益。抽蓄電站在峰谷電價(jià)下的總收益與峰谷電價(jià)差有關(guān)，峰谷電價(jià)差越大，抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的收益越大。

當(dāng)考慮抽蓄電站可以同時(shí)申報(bào)4種備用輔助服務(wù)時(shí)，兩種電價(jià)類型下抽蓄電站的運(yùn)行策略對(duì)比見表6，4 種備用的補(bǔ)償價(jià)格分別為0.01、0.008、0.006、0.005元/h。由于本算例的峰谷電價(jià)下，抽蓄電站在電能量市場(chǎng)中的收益較大，即提供備用的機(jī)會(huì)成本較大，因此，其申報(bào)備用的容量小于實(shí)時(shí)電價(jià)場(chǎng)景。在峰谷電價(jià)類型下，抽蓄電站僅提供備用類型1和2，未提供備用類型3和4，當(dāng)進(jìn)一步增加備用類型3 和4 補(bǔ)償價(jià)格時(shí)，使其高于提供備用的機(jī)會(huì)成本，抽蓄電站會(huì)逐漸增加備用類型3 和4申報(bào)容量。此外，由于抽蓄電站在峰谷電價(jià)下仍然可提供不同類型的備用，且在峰谷電價(jià)下的收益情況不影響上述其在不同備用策略下的相關(guān)結(jié)論。

表6 備用類型4的不同補(bǔ)償價(jià)格下，抽蓄運(yùn)行決策結(jié)果Table 6 The decision result of PSPS under different price model

4 結(jié) 論

本工作研究了抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)與輔助服務(wù)市場(chǎng)的優(yōu)化決策問題，考慮了電能價(jià)格的不確定性，基于場(chǎng)景建模方法，建立抽蓄電站參與電能量市場(chǎng)并提供備用的優(yōu)化決策模型，進(jìn)一步建立了其提供多種備用服務(wù)的優(yōu)化決策模型。抽蓄電站提供不同時(shí)間尺度備用時(shí)，其功率容量之間互不影響，但各類備用的庫存容量相互耦合和制約。

在電能量市場(chǎng)中，抽蓄電站利用不同時(shí)段的價(jià)格差異獲得收益。當(dāng)提供備用時(shí)，抽蓄電站需要預(yù)留一定的功率容量與庫存容量。當(dāng)備用補(bǔ)償價(jià)格高于一定水平后，抽蓄電站可以通過參與備用市場(chǎng)獲得更多收益，甚至將全部容量用于提供備用輔助服務(wù)，以增加其總期望收益。

仿真分析了抽蓄電站提供四種備用時(shí)的優(yōu)化決策和收益情況，其同時(shí)提供不同時(shí)間尺度的備用時(shí)的總收益明顯高于提供單一備用時(shí)的收益。即使備用補(bǔ)償價(jià)格相對(duì)較低，抽蓄電站仍可以通過同時(shí)提供多種備用來提高收益。