考虑动态频率约束的一次调频和二次调频联合优化模型
发布时间：2021-11-24 19:53
可再生能源大规模并网导致电力系统频率稳定问题凸显,调频需求与供给矛盾日益突出,现有的单一调频辅助服务模式逐渐难以满足系统运行要求。文章在梳理国外调频辅助服务市场机制的基础上,提出了一种考虑动态频率约束的一次调频和二次调频联合优化出清的安全约束机组组合模型,以提高系统频率响应能力;并采用L-shape方法将非线性问题转化为两阶段的混合整数线性规划问题进行协同优化求解。在此基础上,探讨机会成本的补偿费用。最后,基于算例验证了所提模型的有效性,并讨论了考虑一次调频后对市场出清费用和机会费用的影响,可为我国调频辅助服务市场机制建设提供参考。
【文章来源】：电网技术. 2020,44(08)北大核心EICSCD
【文章页数】：10 页
【部分图文】：
计及一次调频的市场出清过程
频率约束的一次调频和二次调频联合优化模型Vol.44No.8同其他辅助服务一样，PFR也需要考虑机会成本，提供PFR服务的资源需要预留一部分容量而不能完全参与能量市场导致的经济损失需要SO给予补偿。辅助服务的价格一般是根据不等式约束对应的影子价格得到[22-23]。现货市场按照统一边际价格(marginalclearingprice，MCP)进行出清和结算，即增加1MW的调频需求所增加的总报价成本，也就是规划模型中与调频需求约束条件相关的对偶变量，所有中标者按照此价格进行结算。一次调频市场出清过程具体如图1所示。图1计及一次调频的市场出清过程Fig.1MarketclearingprocessconsideringPFR2PFR可靠性要求2.1动态频率特性系统的动态频率特性是指由于发电机的投切或负荷的增减使得系统功率失衡，通过惯性响应和一次调频使频率从正常稳态值过渡到另一个满足系统功率平衡的新稳态频率。发电机组的一次调频动态过程如图2所示。分为3个阶段：1t是系统惯性响应时间，不能长时间维持，通常持续几秒钟，只起到缓冲作用；2t是PFR响应阶段，当系统频率偏差超过调频死区并经过短暂的延时之后PFR介入，通常持续5~25s；3t是SFR和备用，使频率恢复到初始值，通常持续图2频率响应过程Fig.2Frequencyresponseprocess30s~30min。忽略负荷频率响应，用一阶方程可以表示为GLsysd1(()())d2fPtPttH(1)式中：f表示频率偏差；sysH表示系统的等效惯性时间常数；GP、LP分别表示发电机组出力的变化和负载的变化。将式(1)可以等效写成：sysloss0b2ddHfPftS(2)式中：0f
2864王霞等：考虑动态频率约束的一次调频和二次调频联合优化模型Vol.44No.81357911131517192123010002000负荷风电时间/h功率/MW图4风电预测功率和日负荷预测值Fig.4Forecastofwindpowerandsystemdailyload动作频率限值为49Hz[34]。调度时间尺度为日前市场长度24h，调度时长为1h。该MILP问题基于MATLAB利用工具箱YALMIP调用商业软件CPLEX12.63求解。4.2算例仿真1）采用3种对比方案来验证本文所提模型的有效性，比较有无动态频率约束情况下的系统频率和市场出清结算结果。在3种方案中，将每个时段的负荷扰动增量LP设为10%，PFR需求容量均设为负荷扰动量的1.6%[35]，SFR需求容量均设为每时段负荷的5%，风电接入后增加的SFR需求容量设为每时段风电功率的10%。方案1，没有风电接入，只考虑PFR和SFR容量约束的传统机组组合模型。方案2，在方案1的基础上添加风电出力，只考虑PFR和SFR容量约束的传统机组组合模型，暂不考虑动态频率约束。方案3，在方案2的基础上添加动态频率约束的机组组合模型。2）将本文所构建的主能量市尝PFR和SFR辅助服务市场联合优化出清模型与传统分离顺序法的市场出清结算费用作对比。4.2.13种方案下动态频率特性在3种方案中，由于负荷和约束条件不同导致发电机组在各时段的开停机组合和中标功率也不同，进而影响系统的惯性响应能力和一次调频能力，在相同的负荷扰动下，系统在每个时段的RoCoF和最低点频率也不同。本文选取了高峰负荷时段10:00—12:00的机组启停情况做了对比，如表3所示。3种方案下每时段的系统
【参考文献】：
期刊论文
[1]基于Markov决策过程的电池储能一次调频能量管理策略[J]. 温可瑞,李卫东,张明泽,王振南,吴港. 电力系统自动化. 2019(19)
[2]电力现货市场下不平衡费用构成及分摊机制研究[J]. 龙苏岩,冯凯,徐骏,杨争林,冯树海. 电网技术. 2019(08)
[3]山西电力调频市场机制设计与运营实践[J]. 刘永奇,邹鹏,燕争上,李鸣镝,赵兴泉,陈启鑫. 电力系统自动化. 2019(16)
[4]机组运行约束对机组节点边际电价的影响分析[J]. 史新红,郑亚先,薛必克,冯树海. 电网技术. 2019(08)
[5]美国加州辅助服务市场发展解析及其对我国电力市场的启示[J]. 喻洁,刘云仁,杨家琪,高赐威,杨颖霞,丁恰. 电网技术. 2019(08)
[6]电能与调频辅助服务联合出清模型研究[J]. 吴引航,凡华. 企业技术开发. 2018(08)
[7]国外典型辅助服务市场产品研究及对中国的启示[J]. 何永秀,陈倩,费云志,付成然,常彦,庞越侠,邹丽芳,柯晔. 电网技术. 2018(09)
[8]英国电力辅助服务市场短期运行备用服务机制及启示[J]. 朱继忠,叶秋子,邹金,谢平平,禤培正. 电力系统自动化. 2018(17)
[9]考虑中长期电量合约分解的调频备用市场机制[J]. 董力,高赐威,喻洁,滕贤亮,涂孟夫,丁恰. 电力系统自动化. 2018(14)
[10]考虑调频补偿效果的区域综合能源系统调频服务优化策略[J]. 马恒瑞,王波,高文忠,刘涤尘,李振元,刘志君. 电力系统自动化. 2018(13)
本文编号：3516654
【文章来源】：电网技术. 2020,44(08)北大核心EICSCD
【文章页数】：10 页
【部分图文】：
计及一次调频的市场出清过程
频率约束的一次调频和二次调频联合优化模型Vol.44No.8同其他辅助服务一样，PFR也需要考虑机会成本，提供PFR服务的资源需要预留一部分容量而不能完全参与能量市场导致的经济损失需要SO给予补偿。辅助服务的价格一般是根据不等式约束对应的影子价格得到[22-23]。现货市场按照统一边际价格(marginalclearingprice，MCP)进行出清和结算，即增加1MW的调频需求所增加的总报价成本，也就是规划模型中与调频需求约束条件相关的对偶变量，所有中标者按照此价格进行结算。一次调频市场出清过程具体如图1所示。图1计及一次调频的市场出清过程Fig.1MarketclearingprocessconsideringPFR2PFR可靠性要求2.1动态频率特性系统的动态频率特性是指由于发电机的投切或负荷的增减使得系统功率失衡，通过惯性响应和一次调频使频率从正常稳态值过渡到另一个满足系统功率平衡的新稳态频率。发电机组的一次调频动态过程如图2所示。分为3个阶段：1t是系统惯性响应时间，不能长时间维持，通常持续几秒钟，只起到缓冲作用；2t是PFR响应阶段，当系统频率偏差超过调频死区并经过短暂的延时之后PFR介入，通常持续5~25s；3t是SFR和备用，使频率恢复到初始值，通常持续图2频率响应过程Fig.2Frequencyresponseprocess30s~30min。忽略负荷频率响应，用一阶方程可以表示为GLsysd1(()())d2fPtPttH(1)式中：f表示频率偏差；sysH表示系统的等效惯性时间常数；GP、LP分别表示发电机组出力的变化和负载的变化。将式(1)可以等效写成：sysloss0b2ddHfPftS(2)式中：0f
2864王霞等：考虑动态频率约束的一次调频和二次调频联合优化模型Vol.44No.81357911131517192123010002000负荷风电时间/h功率/MW图4风电预测功率和日负荷预测值Fig.4Forecastofwindpowerandsystemdailyload动作频率限值为49Hz[34]。调度时间尺度为日前市场长度24h，调度时长为1h。该MILP问题基于MATLAB利用工具箱YALMIP调用商业软件CPLEX12.63求解。4.2算例仿真1）采用3种对比方案来验证本文所提模型的有效性，比较有无动态频率约束情况下的系统频率和市场出清结算结果。在3种方案中，将每个时段的负荷扰动增量LP设为10%，PFR需求容量均设为负荷扰动量的1.6%[35]，SFR需求容量均设为每时段负荷的5%，风电接入后增加的SFR需求容量设为每时段风电功率的10%。方案1，没有风电接入，只考虑PFR和SFR容量约束的传统机组组合模型。方案2，在方案1的基础上添加风电出力，只考虑PFR和SFR容量约束的传统机组组合模型，暂不考虑动态频率约束。方案3，在方案2的基础上添加动态频率约束的机组组合模型。2）将本文所构建的主能量市尝PFR和SFR辅助服务市场联合优化出清模型与传统分离顺序法的市场出清结算费用作对比。4.2.13种方案下动态频率特性在3种方案中，由于负荷和约束条件不同导致发电机组在各时段的开停机组合和中标功率也不同，进而影响系统的惯性响应能力和一次调频能力，在相同的负荷扰动下，系统在每个时段的RoCoF和最低点频率也不同。本文选取了高峰负荷时段10:00—12:00的机组启停情况做了对比，如表3所示。3种方案下每时段的系统
【参考文献】：
期刊论文
[1]基于Markov决策过程的电池储能一次调频能量管理策略[J]. 温可瑞,李卫东,张明泽,王振南,吴港. 电力系统自动化. 2019(19)
[2]电力现货市场下不平衡费用构成及分摊机制研究[J]. 龙苏岩,冯凯,徐骏,杨争林,冯树海. 电网技术. 2019(08)
[3]山西电力调频市场机制设计与运营实践[J]. 刘永奇,邹鹏,燕争上,李鸣镝,赵兴泉,陈启鑫. 电力系统自动化. 2019(16)
[4]机组运行约束对机组节点边际电价的影响分析[J]. 史新红,郑亚先,薛必克,冯树海. 电网技术. 2019(08)
[5]美国加州辅助服务市场发展解析及其对我国电力市场的启示[J]. 喻洁,刘云仁,杨家琪,高赐威,杨颖霞,丁恰. 电网技术. 2019(08)
[6]电能与调频辅助服务联合出清模型研究[J]. 吴引航,凡华. 企业技术开发. 2018(08)
[7]国外典型辅助服务市场产品研究及对中国的启示[J]. 何永秀,陈倩,费云志,付成然,常彦,庞越侠,邹丽芳,柯晔. 电网技术. 2018(09)
[8]英国电力辅助服务市场短期运行备用服务机制及启示[J]. 朱继忠,叶秋子,邹金,谢平平,禤培正. 电力系统自动化. 2018(17)
[9]考虑中长期电量合约分解的调频备用市场机制[J]. 董力,高赐威,喻洁,滕贤亮,涂孟夫,丁恰. 电力系统自动化. 2018(14)
[10]考虑调频补偿效果的区域综合能源系统调频服务优化策略[J]. 马恒瑞,王波,高文忠,刘涤尘,李振元,刘志君. 电力系统自动化. 2018(13)
本文编号：3516654
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