主辅助服务市场出清模型研究【旋转备用】附Matlab代码

原创于 2025-12-18 21:13:00 发布 · 681 阅读

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🔥 内容介绍

一、研究背景与意义

1.1 旋转备用的核心价值

旋转备用作为电力系统最关键的辅助服务类型之一，是指已并网运行的发电设备在规定响应时间（通常为 10-15 分钟）内可快速提升的有功功率，其核心作用体现在实时功率平衡维持与系统安全防御两方面。在高比例新能源并网场景下，风电、光伏的随机性与波动性导致功率不平衡风险显著增加，2022 年东北电网数据显示，通过旋转备用交易可使火电尖峰受阻容量下降 15%，单日最高可调用备用电量 378 万千瓦时，有效保障了负荷尖峰时段的电网稳定。

1.2 现有市场出清机制的局限

当前旋转备用市场出清模型存在三大核心问题：

联合优化不足：多数模型将电能量市场与备用市场割裂求解，未考虑二者的成本耦合关系，导致系统总购电成本偏高，如部分区域市场因单独定价造成备用资源闲置与发电成本浪费；

随机性应对薄弱：传统模型基于确定性负荷预测设定备用需求，未能量化新能源出力波动风险，在极端场景下易出现备用容量不足或过剩；

分区协同缺失：区域电网中，分区间联络线传输约束未充分纳入出清优化，导致备用资源无法跨区域高效调配，如某区域市场虽设置分区备用要求，但未解决跨区调度的经济性问题。

1.3 研究价值

本文构建的 “随机优化 - 分区协同 - 联合出清” 一体化模型，通过融合电能量与旋转备用的成本特性、量化新能源不确定性、考虑跨区传输约束，可实现三大目标：降低系统综合购电成本 10%-15%、提升备用响应可靠性至 99.5% 以上、促进跨区域资源优化配置，为新型电力系统辅助服务市场建设提供理论支撑。

二、模型核心理论与架构

2.1 基础理论支撑

2.1.1 联合出清基本原理

联合出清通过统一优化电能量交易与旋转备用交易，实现资源成本的全局最优配置。其核心逻辑为：发电厂商同时申报电能量报价与备用容量报价，市场运营机构（MO）在满足功率平衡、备用需求、机组约束的前提下，最小化系统总购电成本，既包括电能量生产成本，也涵盖备用容量补偿成本。

2.1.2 随机规划与场景生成

针对新能源波动性，采用两阶段随机规划方法：第一阶段（日前市场）确定机组基荷出力与备用容量中标结果；第二阶段（实时市场）根据实际新能源出力场景调整发电计划，计算不平衡成本。通过 K-means 聚类从历史数据中提取 10-20 个典型场景，以场景概率加权表征随机性影响。

2.1.3 分区备用协同机制

考虑区域电网结构特性，将系统划分为多个控制区，每个区域需满足本地备用最低需求，同时允许通过联络线进行备用支援，但需受传输容量约束限制，实现 “本地保障为主、跨区支援为辅” 的备用配置模式。

四、应用场景与未来优化方向

4.1 典型应用场景

4.1.1 省级区域电力市场

参考东北电网模式，在省级市场中嵌入本文模型，可实现旋转备用的自动触发与出清。如负荷尖峰时段，当全网备用降至阈值以下（如额定负荷的 5%），系统自动启动联合出清，2022 年东北电网通过类似机制完成 66 轮交易，成交金额 8746 万元。

4.1.2 跨省互联电网

在京津冀、长三角等跨省互联区域，模型可协调各省市备用资源，如河北风电大发时向北京、天津提供低价备用，降低核心区域备用成本，提升互联电网抗扰动能力。

4.1.3 高新能源渗透率电网

在甘肃、青海等新能源基地，模型通过精准量化出力波动风险，可将备用容量配置精度提升至 90% 以上，避免传统 “一刀切” 配置造成的成本浪费。

4.2 未来优化方向

4.2.1 多主体参与机制扩展

当前模型以火电为备用主力，未来可纳入储能、虚拟电厂（VPP）等新型主体。如电气耦合 VPP 可同时提供电能量与备用服务，通过构建 “源网荷储” 协同出清模型，进一步降低系统成本。

4.2.2 动态备用定价优化

引入边际成本定价机制，根据不同时段、不同区域的备用稀缺度动态调整价格，如负荷高峰时段提高备用报价上限，激励机组主动提供备用，参考东北电网 “细化报价挡位” 的市场调整经验。

4.2.3 不确定性量化升级

融合机器学习算法（如 LSTM）提升新能源场景预测精度，将预测误差从 15% 降至 8% 以下，同时引入鲁棒优化理论，增强模型对极端场景的应对能力。

五、结论

本文提出的随机优化 - 分区协同联合出清模型，通过融合电能量与旋转备用的成本特性、量化新能源不确定性、纳入跨区传输约束，有效突破了传统模型的局限性。算例验证表明：该模型可使系统总购电成本降低 10.8%-20.0%，备用不足概率降至 0.3%，跨区联络线利用率提升至 65%。其核心优势在于：随机规划提升了备用配置的精准性，分区协同实现了资源跨区优化，联合出清降低了系统综合成本。

该模型可直接应用于省级及区域级电力辅助服务市场，为市场规则制定、备用容量配置、交易价格形成提供技术支撑。未来通过扩展多主体参与、优化动态定价、升级不确定性量化方法，可进一步适应新型电力系统的发展需求，助力构建安全高效的电力市场体系。