摘要
不同于省级电网全交流线路的架构,区域电网通常为交直流混联,区域电网现货市场出清模型需考虑由此带来的特殊问题。为此,首先分析了交直流混联电网与纯交流电网在设计电力现货市场时的不同点,并提出对应的交直流联络线功率优化机制、框架协议执行电量处理机制、联络线网损处理机制、联络线输配电价处理机制。在此基础上,结合省级电力现货市场出清模型,重点构建了包括安全约束的机组组合、安全约束的经济调度、节点电价定价模型在内的考虑交直流混联的区域电网现货市场出清模型。通过区域电网联合出清,电力资源实现最优配置,相比单省市场,能够大幅提升社会经济效益。最后,通过算例验证了所提模型的正确性和有效性。
（来源：电网技术 作者：彭超逸，顾慧杰，朱文，许丹莉，赵文猛，夏清，赖晓文，董成）
0 引言
随着首批8个电力现货市场全部启动模拟试运行,以中长期交易规避风险,以现货市场发现价格的电力市场体系初步形成[1-2]。根据相关规划,南方区域将按照“两级市场,协同运作”的架构,建设南方区域统一电力市场[3]。当前南方(以广东起步)电力现货市场试点已经发布了相关规则[4],但该规则仅考虑广东省内情况,对现货市场出清方法进行设计,未通盘考虑南方区域的整体情况。
不同于广东省内以500 kV交流线路为主干环网的输电线路[5],南方电网区域当前仅西电东送通道,就包含“八条交流,十条直流”共18条500 kV及以上的大型输电通道,交直流混合运行[6],在设计统一电力现货市场出清算法时,需要将其纳入考虑范围内。
考虑交直流混联的区域电力现货市场出清模型本质上是含多类约束的大规模非线性混合整数规划问题[7]。文献[8-10]以社会福利最大化作为目标函数,并考虑功率与容量、时间、网络等约束,构建完整的市场出清模型。文献[10-12]基于区域电力市场,考虑了普通分时竞价、分段竞价和块交易等方式,构架了买卖双向报价的现货市场竞价模型。文献[13-16]以交直流混联电网为前提,分别构建了基于HVDC发电输电调度模型、基于最优潮流的调度优化方法、考虑可再生能源和负载不确定性安全约束的机组组合的算法。上述文献分别就市场出清模型、区域市场竞价模型、交直流混联系统的调度方式进行了研究,但仍缺乏考虑交直流混联电网运行特性的现货市场出清模型相关研究。
为此,本文在传统经济调度模型基础上[14-15],结合交直流混联区域电网的运行特点,研究探讨区域现货市场出清建模的特殊性。具体而言,从交直流联络线功率优化、框架协议物理执行电量处理、联络线网损处理、联络线输配电价处理等方面,对传统现货市场出清模型进行完善和补充,并进一步分析区域电力现货市场相比单省区现货市场的差异和优势。
1 交直流混联的区域电网现货出清处理 机制
1.1 交直流混联区域电网在现货市场中面临问题
不同于仅需考虑省内交流线路的现货市场,交直流混联的区域电网在设计现货市场时会面临以下几个问题：
1）交流线路与直流线路功率处理方式不同,对于交流联络线而言,交流潮流受到线路参数、机组出力、负荷分布等多个因素影响,而直流联络线功率可自由控制,需采取不同的方式进行处理。
2）区域内不同省份资源特性不同,输电联络线所连接的省份之间通常会有框架协议,框架协议通常需要按照物理执行进行考虑,形成现货市场模型的约束条件。
3）交流联络线与直流联络线的网损处理也不同。通常情况下,交流联络线网损与传输功率成正比,而直流联络线网损与传输功率的平方成正比,且直流在不同的运行状态下,网损系数不同,在构建现货市场模型需分开进行处理。
4）根据《输配电定价成本监审办法》中相关规定,不同联络线通道所核定输配电价格也不同。
1.2 交直流联络线功率优化机制
在交直流混联的区域电力市场中,交流联络线与直流联络线的功率优化需分开进行。
对于交流联络线,按照线路潮流进行建模,即综合考虑所有节点的发电机组的出力情况、直流联络线的传输功率、和不同节点母线负荷对交流线路的影响。
对于直流联络线,其功率可以自由控制,故可单独构建变量进行优化,其送、受端分别作为节点负荷、节点注入。
1.3 框架协议物理执行电量处理机制
当区域内省区间的框架协议需要物理执行时,通常形成关口电量下限约束、联络线功率曲线约束、交流通道约束3个约束来对物理执行电量进行处理：
1）关口电量下限约束主要考虑关口相关联络线在优化时段内的传输电量不低于关口电量下限。
2）联络线功率传输极限约束考虑联络线传输功率的上下限约束。
3）交流通道约束考虑交流联络线组的传输功率的上下限约束。
1.4 联络线网损处理机制
交直流混联的区域电力市场中,交流联络线与直流联络线的网损处理分开进行。交流联络线网损按照交流联络线网损与传输功率成正比的原则进行处理。直流联络线则先期区分联络线的运行方式确定网损系数之后,按照网损与传输功率的二次方成正比的原则进行处理。
1.5 联络线输配电价处理机制
对于联络线的输配电价不同的问题,在构建现货市场出清模型时,先期根据输电费率和联络线的输电功率确定输电费公式,之后并入出清模型的优化目标之中。
2 考虑交直流混联的区域电网现货出清模型建立
2.1 市场机制
本文所构建的考虑交直流混联的市场竞价机制,参考南方(以广东起步)电力现货市场[4],采用“单向报价、双向报量、集中竞价、统一出清,边际定价”的组织方式。
2.2 区域现货出清标准化建模
市场出清的标准化模型共分为安全约束机组组合(security constrained unit commitment,SCUC)模型、安全约束经济调度(security constrained economic dispatch,SCED)模型和节点电价(locational marginal price,LMP)计算模型3部分。值得注意的是,本文主要研究区域联合电能量现货市场出清模型,暂未考虑调频、备用等辅助服务市场与电能量市场联合出清,因此模型中未考虑调频、备用等辅助服务成本。
2.2.1 安全约束机组组合模型
2.2.1.1 目标函数
现货市场出清SCUC的目标函数为购电成本最小化：
2.2.1.2 约束条件
SCUC模型的约束条件主要包括系统约束、机组约束、网络约束、机组运行成本、交直流联络线约束等,具体如下：
1）系统约束。
①系统负荷平衡约束。
系统负荷平衡约束指的是系统机组发电功率之和与区域外联络线净注入功率之和等于系统负荷预测,具体可描述为
3 算例分析
为了验证所提出的模型的有效性,本文基于三区域IEEE RTS-96[17]系统进行了测试。根据是否进行区域电网协同出清,设置了两种场景：其一是区域内联络线计划已知,各子区域单独出清,其二是区域内联络线计划未知,各子区域协同出清。所有数学模型采用MATLAB编程实现。
3.1 子区域独立出清
本文使用的模型中系统的负荷曲线见图2。
设定区域内联络线计划固定,跟随系统负荷曲线进行变化,此时,系统中机组的开停机状态、机组的发电功率曲线情况、各联络线传输功率情况,分别如图3、4、5所示。
当区域内联络线计划固定时,所求解出的全天全系统的发电机组总成本为3 716 368.872元,直流联络线的输电成本和输电损耗为25 359.051元,全系统总购电成本为3 741 722.923元,收敛精度(mixed integer programming relative gap tolerance,MIPGap)为0.0099%。各子区域的机组发电成本如表1所示。
图2 系统总负荷曲线Fig. 2 Total load curve of the system
图3 子区域独立出清情况下机组组合Fig. 3 Unit commitment under single-region clearing
图4 子区域独立出清情况下机组发电功率曲线Fig. 4 Unit output curve under single-region clearing
图5 子区域独立出清情况下联络线传输功率曲线Fig. 5 Tie line transmission power curve under single-region clearing
表1 子区域单独出清情况下发电成本Tab. 1 Generation cost under single-region clearing
3.2 区域联合出清
当考虑联络线自由优化时,系统中机组的开停机状态、机组的发电功率曲线以及各联络线传输功率情况,分别如图6、7、8所示。
在全区域协调出清情况下,所求解出的全天全系统发电机组总成本为3 367 014.964元,直流输电线的输电成本和联络线损耗成本为26 839.341元,系统的总购电成本为3393 854.306元,MIPGap为0.009 9%。各子区域的机组发电成本如表2所示。
图6 区域联合出清情况下机组组合Fig. 6 Unit commitment under whole region co-clearing
图7 区域联合出清情况下机组发电功率曲线Fig. 7 Unit output curve under whole region co-clearing
图8 区域联合出清情况下联络线传输功率曲线Fig. 8 Tie line transmission power curve under whole region co-clearing
表2 区域联合出清情况下发电成本Tab. 2 Generation cost under whole region co-clearing
3.3 情景对比
通过对比图3与图6可知,当联络线优化方式变化时,整个系统的机组组合状态发生了变化,表现为区域1与区域2中部分发电机组高峰时段在线时段增长,区域3中发电机组的在线时段基本不变。
但对比图4、7及图5、8可知,当系统联络线计划不固定,在全区域进行协同优化时,3个系统的机组发电功率更为平滑,随着系统负荷变化,可以灵活调整出力,满足全系统的电力需求,分区优化时,受制于区域间联络线输电计划,各区域机组需做较大调整。
对比表1和表2可知,在采取联络线计划不固定,全区域协同出清之后,系统的发电总成本降低了349 348.91元,相较于联络线计划固定时成本降低9.4%;系统联络线损耗成本和输电成本上升1 480.29元,相对于联络线计划固定时上升5.8%;系统的总成本降低347 868.6元,降幅为9.3%。
在协同出清之后,联络线使用方式更为灵活,虽然输电成本和损耗有所上升,但可以在全区域内优化机组的发电功率,较大程度的降低整个系统的发电成本,优化资源配置。
算例分析的结果表明,本文所设计的模型可精确计算出交直流混联的区域电网现货市场的出清结果。通过区域电网联合出清,省间电力供需可以在满足区域电网运行约束的前提下得到最优匹配,电力资源实现最优配置,相比单省市场,能够大幅提升社会经济效益。
4 结论
区域电力现货市场本质上是省级电力现货市场的扩展,但较省级电网相比区域电网通常为交直流混联,本文结合交直流混联区域电网的实际运行特殊及要求对省级电网现货出清模型进行扩展和完善,提出了：1）联络线功率确定方式;2）框架协议电量分配机制;3）联络线网损处理;4）联络线输配电价处理机制。并通过算例证明所提出的模型可以有效用于交直流混联的区域电网现货市场出清,通过在全系统内统一出清,可以提升系统的运行效率,实现更大范围的资源配置,提升社会福利。本文研究成果将为南方区域电力现货市场建设和运行实践提供有益借鉴和参考。
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原标题：南方电网电力调度控制中心彭超逸，清华大学夏清等：交直流混联区域电网现货市场出清模型研究
