基于貢獻率矩陣的運行備用分攤優化方法建模與仿真

黃康乾，黃靖茵，胡 鑫，蔡嘉榮，周 睿

（1.廣東電力交易中心有限責任公司，廣東廣州 510623；2.廣東電力信息科技有限公司，廣東廣州 510623）

隨著我國電力行業的發展，尤其是近年來調度運營規范化的不斷提升，隨之而來的重要研究問題就是輔助服務交易分攤問題[1]。

傳統模式運行備用、電力調頻等輔助服務，主要依據各省區能源監管機構印發的并網發電廠輔助服務管理實施細則執行[2-3]。從我國目前輔助服務建設情況來看，大部分省區仍延續傳統發電側分攤機制。文獻[4-6]分別介紹了廣東、西北、華中等地區電力調峰、電力調頻等輔助服務分攤機制，盡管在供給側引入市場競價機制，但從分攤情況來看，仍基本使用根據上網電量比例分攤的方式。上述分攤機制并不符合輔助服務建設的原則，可能造成分攤不合理的問題[7-8]。文獻[9]提出將運行備用中的負荷備用部分由電力用戶分攤，事故備用則由發電企業分攤。而文獻[10-11]則介紹了英國、美國等國外電力市場的經驗。

該文提出一種基于貢獻率矩陣的運行備用分攤模型，并進行了仿真分析。首先研究了運行備用容量的基本構成，根據各類型不確定性因素對運行備用容量及市場交易成本的影響，提出了貢獻率矩陣概念；接著考慮不同組合方式下不確定性因素對運行備用的影響，提出了基于貢獻率矩陣的分攤模型；最終基于我國某省區實際數據構造算例，對所提方法的有效性進行了仿真分析。

1 運行備用容量構成及備用貢獻率

1.1 運行備用容量構成

運行備用是電力系統運行所必須的調節資源，預留運行備用的根本目的在于確保電力系統具有足夠的調節能力，且滿足實時運行中各種不確定性因素對電力供應的影響[12-14]。根據該文研究實際需要，可將運行備用根據其不確定性因素來源表示為多個備用需求的累加形式，即：

式（1）中，RSN為 系統運行備用容量，RUC1、RUC2、…RUCN為各類型不確定性因素所對應的備用容量需求，N為納入分析的總不確定性因素數。

1.2 運行備用貢獻率

為解決運行備用市場交易成本分攤問題，該文提出的貢獻率指標是指市場出清機制下，各類型不確定性因素的備用容量需求引入過程中產生的市場交易成本變化[15-16]，其可通過對比引入前后購電總成本變化得到。該決策模型可表示為：

其中，式（2）為考慮電能量與運行備用兩方面購電成本最小的優化目標，式（3）～式（8）為約束條件。NG、NN、NB、NT分別為電網中常規電源發電機組臺數、新能源電站數、負荷節點數和優化時段數，ΔT為優化時段間隔，分別為常規電源發電機組g時段t的電力計劃及運行備用計劃，、分別為常規電源g電力現貨市場和運行備用市場申報價格函數。不同申報模式下，不同電力出清結果與運行備用出清結果對應價格不同，為新能源電站n時段t的發電功率預測，為負荷節點b時段t的負荷需求預測，Gos,g、Gos,n、Gos,b分別為常規電源發電機組g、新能源電站n、負荷節點b與運行斷面os的功率轉移分布因子，分別為運行斷面os的傳輸能力上、下限，分別為常規電源發電機組g的發電能力上、下限，、分別為常規電源發電機組g的爬坡能力上、下限，Rset為電網運行備用容量要求。考慮不確定性因素是否引入所產生的差別，在引入前后運行備用容量要求不同，引入后電網運行備用容量為引入前的需求與該不確定性因素備用需求之和，可表示為：

式（9）中，RBset、RAset分別為引入不確定性因素i所需容量需求前后的電網運行備用容量，RUCi為不確定性因素所需要的備用容量。則不確定性因素i所需的備用容量，在電網運行備用市場交易成本中的貢獻率為該成本增量與總交易成本的比值，可表示為：

2 運行備用分攤建模

2.1 實施流程

該文提出構建貢獻率矩陣，以綜合考慮不同組合方式下不確定性因素的影響。該矩陣中每一行對應每一種不確定性因素排列組合方式下的貢獻率變化場景，每一列對應一項不確定性因素在不同場景組合下的備用貢獻率，可表示為：

式（11）中，RCon即為該文提出的貢獻率矩陣，其中任一元素為所在行組合場景下所在列不確定性因素對應的備用貢獻率。該矩陣可表示為：

式（12）中，S為貢獻率矩陣，A()為全排列計算函數，N為電網運行備用容量評估所考慮的不確定性因素數。

基于以上分析，該文提出的基于貢獻率矩陣的運行備用分攤流程如圖1 所示。

圖1 實施流程

2.2 分攤方法

為避免排列次序和各類型不確定性因素對運行備用實際貢獻率的影響，應以各場景下的備用貢獻率平均值作為實際貢獻率，可表示為：

式（14）中，為不確定性因素i對應市場類型所應承擔的運行備用分攤成本，FR為全網運行備用輔助服務市場交易成本。如表1 所示，常見的不確定性因素包括負荷波動、風功率偏差、光功率偏差、常規電源故障等，分別應由電力用戶、風電場、光伏電站、常規電源發電廠承擔。

表1 典型不確定性因素

任意一個主體所應承擔的運行備用市場交易成本，根據其實際發用電量的構成情況與不同類型發用電量在該類型的占比來確定，可表示為：

式（15）中，Fs為市場主體s所應承擔的運行備用市場交易成本，j(s)∈i表示該市場主體對應以上不確定性因素類型劃分所包含的電量組成，Ej(s)為每一個電量組成的實際發用電量，Ei為該市場類型整體發用電量，為該類型應承擔的市場交易成本。

3 仿真分析

3.1 基礎數據

為驗證所提方法的有效性，以某省區電網實際數據構造算例，對上文所提模型進行數值實驗仿真。仿真實驗所利用的計算機內存16 GB，處理器為酷睿i7，主頻2.8 GHz，所采用的仿真軟件為Matlab 2011b。

仿真所使用的基礎數據包括電源裝機和運行出力數據。該省電源裝機以煤電、水電、風電、光伏為主，如表2 所示。在全網總裝機容量的6 006 萬千瓦中，煤電、水電占比超過70%，風電、光伏占比分別為8.29%、17.02%，新能源總裝機占比超過25%。

參考文獻[11-14]中提出的運行備用測算方法，算例中主要考慮常規電源故障停運、新能源波動性、負荷波動性及輸變電設備故障4 類因素所產生的運行備用需求。在待評估日，以上4 類因素所對應的運行備用需求分別為24 萬千瓦、78 萬千瓦、52 萬千瓦、41 萬千瓦，則以上4 類因素影響下運行備用總需求為195 萬千瓦。

3.2 仿真數據分析

如表3 所示，組合順序中數字1～4 依次代表常規電源故障停運、新能源波動性、負荷波動性及輸變電設備故障這4 類因素所產生的運行備用需求。表3中每一行不同的數字組合順序代表一種運行備用排序方式，4 種運行備用需求對應全排列數為24。分析表3 中不同組合模式下購電成本變化可以發現，各類型不確定性因素的購電成本增量不僅與其備用容量需求有關，還與其組合排序相關。

根據表3 中不同組合排序下購電成本增量變化，可參照式（13）計算得到4 類不確定性因素的實際貢獻率，進而根據式（14）計算得到運行備用市場交易成本在以上4 類不確定性因素中的分攤結果，可表示為：

表3 購電成本變化

式（16）中，FC、FN、FL、FE依次為常規電源故障停運、新能源波動性、負荷波動性及輸變電設備故障這4 類因素所產生的運行備用需求對應分攤費用。

3.3 仿真效果對比

為進一步分析文中所提方法的有效性，將對比該文方法與等比例分攤、邊際貢獻率分攤兩種方法的差別。等比例分攤即根據不同類型不確定性因素所需的運行備用容量數值按比例分攤；邊際貢獻率分攤，則是以上述各類型不確定性因素所對應的邊際購電成本增量來分攤總體運行備用。如圖2 所示，相比于等比例分攤，文中所提方法與邊際貢獻率分攤中常規電源故障停運、輸變電設備故障兩類不確定性因素的分攤均有所下降，而新能源波動性、負荷波動性兩類不確定性因素的分攤則有所上升。

圖2 分攤費用對比

造成以上差異的原因在于，購電模型自身的非線性導致不同類型不確定性因素所需的運行備用容量越高，則對應的增長幅度越大。等比例分攤方法難以客觀反映上述非線性因素影響，而邊際貢獻率分攤方法只能部分考慮不確定性因素組合場景，因此會放大不確定性因素所需運行備用容量的差別。而該文所提的方法中，貢獻率矩陣實際上涵蓋了不同類型不確定性因素所有的排序方式，其能夠更全面地揭示對以上非線性模型的影響，并且對輔助服務市場交易公平性具有促進作用。

4 結束語

為推動運行備用市場建設，該文提出了一種基于貢獻率矩陣的運行備用市場分攤模型，并進行了仿真分析。由于貢獻率矩陣覆蓋了所有不確定性因素全排列組合場景，因此能更加充分的考慮不同類型不確定性因素所需要運行備用容量對運行備用的影響?；谠摼仃囁玫姆謹偨Y果更為公平，對推動運行備用輔助服務市場公平性具有促進作用。