考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法

2023-11-11申建建程春田赵启浩谢蒙飞王帮灿

水利学报 2023年10期

张扬，申建建，程春田，赵启浩，谢蒙飞，王帮灿

(1.大连理工大学水电与水信息研究所，辽宁大连 116024；2.昆明电力交易中心有限责任公司，云南昆明 650011)

1 研究背景

西南高比例水电省份通常需要跨省区送电至南方沿海和华东地区，输送规模大、涉及范围广，已成为送端水电消纳、受端电力供应不可或缺的组成部分[1]。过去20年，跨省区直流水电通常采用多方框架协议方式消纳，但随着电力市场改革特别是现货市场建设的快速推进，这种方式正逐步向市场化交易结算转变，西南水电也将面临送、受端省内以及省间复杂电力市场[2]。电力现货市场由日前、日内及实时市场组成，主要通过日前现货市场决定次日机组开停机计划、实现资源优化配置，高比例水电省份作为重要送端电源，就成为跨省区日前电力现货市场出清中的重要角色。由于不同省份、区域等市场规则、机制、交易主体可能存在较大差异，如何衔接送端与受端市场、省级与区域市场以促进水电高效消纳，就成为当前电力现货市场推进亟需攻克的关键问题之一。电力现货市场建设涉及机制、规则、出清方法、竞价方法[3]等一系列关键问题，本文重点关注现货市场出清，聚焦水电跨省跨区输送消纳的出清方法研究，下面从两个维度系统综述分析国内外有关电力现货出清的研究成果。

从市场交易范围来看，可分为单一市场和跨区互联市场。单一市场又可分为以美国PJM为代表的“集中式”电力市场[4]、以北欧为代表的“分散式”电力市场[5]，上述两种市场模式在设计理念、物理模型、出清方式等方面有所差异，前者采取全电量优化模式，基于安全约束机组组合和经济调度模型[6]进行市场出清；后者采取增量优化模式，基于电网当前剩余可用容量，以最小化增量成本为目标进行市场出清，目前我国普遍采用集中式市场模式。不同于单一市场，跨区互联市场可基于跨区输电通道组织开展市场间电力互济交易。北欧电力市场[7]作为跨区(国)互联市场典型代表，通过价格耦合算法组织不同市场主体以跨国输电通道为载体进行竞价出清，实现各成员国日前现货市场的跨国互联，但该模式未考虑价区内部电网阻塞，可能导致出清结果执行困难，威胁电网运行安全。国内外有关跨区互联市场的研究主要集中于省(区域)间现货市场衔接[8-9]和省间、省内市场协调耦合出清[10]等方面。前者支持开展省间资源互济，但需要进一步提升对省间、省内市场资源的联合优化配置；后者提出的两级市场耦合出清模式，为建设全国多层级统一电力市场提供了思路。

从市场主体分析，涉及高比例火电系统、新能源系统、水电系统等。先期电力市场改革主要围绕火电系统，常规火电现货出清模型、求解方法相对成熟[11]，但由于水、火电不同电源特性差异较大，这些方法往往难以直接套用至水电系统，主要原因是非线性水电特性和时空耦合约束[12-14]会大幅增加出清模型复杂程度，影响出清效率和精度。对于新能源为主系统，一般优先考虑清洁能源消纳[15-17]，一方面从报价机制、弃能消纳等方面响应新能源出力、成本等特点[18-21]，构建耦合新能源特性的日前现货出清方法；另一方面，通过建立省间电力现货交易机制[22-24]，利用跨区交易实现新能源大范围、大规模消纳。不同于上述两种系统，高比例水电系统现货出清建模与求解需考虑大规模水电站和机组非线性水力特点，以及时空水力、电力联系，同时要保证出清结果中流域梯级电量、水量精准匹配[25-26]。常用解决思路有：(1)由电网调度中心进行集中水电发电优化[27]，避免梯级上下游不匹配问题，但在一定程度上会影响市场主体的自主性；(2)对复杂水力约束线性化处理，将原非线性问题简化为线性问题[28]，该方法将水电特性有效引入模型，但线性简化容易导致计算与实际偏差，影响出清结果执行；(3)将水电站视作火电单元[29-30]，引入日电量约束，通过事后水力校核保证结果可行性，实现高效出清。此外，部分研究针对富水系统机组不规则振动区限制[31]、梯级上下游匹配失衡[30，32]、竞争性弃水[33]等问题提出了相应的解决措施及出清算法，其中对于梯级上下游关系、机组非线性水力特性建模等高比例水电系统出清关键问题的处理方式仍可归纳至上述常用解决思路。

本文围绕高比例水电市场，提出考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，以直流联络线为协调因子，实现送、受端市场迭代出清框架的有效衔接；考虑直流外送计划确定巨型水电站发电能力、开停机、爬坡、上下游影响电量的边界条件，并耦合水电非线性特性和弃水控制要求，构建购电费用最小出清模型，优化送端全网日前现货出力；提出直流计划更新策略，依据电站弃水和电网断面控制，动态调整外送边界并更新至受端市场出清模型，迭代出清直至收敛。通过改进的IEEE300节点系统和云南电网实际工程，进行了模型与方法验证分析。

2 考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法

2.1 总体出清框架以直流联络线作为物理连接通道，采用水电调度边界更新策略、直流计划更新策略迭代交互送、受端不同市场之间的边界条件，协调输送计划、送端市场出清结果，保障日前现货顺利交割，整体出清框架见图1。具体思路：(1)基于送端市场预出清结果，各水电主体确定剩余发电能力并参与省外市场申报及出清；(2)考虑参与外送的水电站中标过程、开停机，采用水电调度边界更新策略计算交易控制条件；(3)执行送端高比例水电市场现货出清[30]，需注意，出清结果需开展外送过程校核，若发电能力无法满足输送计划、弃水处理影响外送出力、送端电网安全约束破坏等情况，则进入下一环节；(4)执行直流计划更新策略，添加或更新外送电站电量、出力过程控制等约束至受端市场出清模型，并重新开展受端市场出清，进入下一轮送、受端现货市场迭代出清。

图1 整体出清框架

2.2 送端市场出清方法为保证送端高比例水电市场出清结果合理性，参考文献[30]中处理方法，引入事后水力校核环节及梯级电站日电量联动控制约束，从电量、电力角度保障出清结果水力可行性。

(1)

此外，高比例水电市场中竞争性弃水问题频发，故引入文献[33]中弃能电站报价修正策略、上游电站出力控制策略。并结合本方法出清特点，对引入的弃水处理策略及相应约束进行适应性调整，确保弃水处理环节与送、受端市场迭代出清框架的有效衔接。具体如下：

(1)出现弃水时，调减弃水电站送端市场原始报价，并引入弃水电站时段出力控制约束如下：

(2)

此外，为尽可能避免原非弃水电站产生新的弃水，综合考虑非弃水电站上游下泄水量、区间流量及自身最大可用库容，引入非弃水电站日电量控制约束如下：

(3)

上述边界条件更新后，重新组织送端市场出清。

(2)二次出清结果仍存在弃水，则削减上游电站相应时段中标出力，并引入约束如下：

(4)

需要注意的是，若上游电站相应时段中标出力为0或无法满足出力削减需求，则按照式(5)(6)计算外送出力削减值。

(5)

(6)

外送出力削减后，更新上游电站外送过程控制约束，重新组织受端市场出清。

2.3 水电调度边界更新策略根据跨省区送电水电站在省外市场中标出力、开停机等情况，结合自身技术参数，更新水电站的现货交易边界，主要涉及发电能力、开停机、爬坡能力、梯级水电站电量联动影响四个方面。

(1)发电能力边界确定策略。水电站同时参与送、受端现货市场交易时，需考虑是否满足对参与各市场的最大发电能力与最小技术出力的要求。即对于任一时段，水电站送端市场最大可发出力(即水电站留存送端市场发电能力)与外送出力之和不超过其可用容量，送端市场最小出力与外送出力之和不低于最小技术出力(即电站稳态运行情况下的最小发电功率)，具体如下：

(7)

(2)开停机控制策略。一般来说，任一时段机组只能处于开机或停机一种工况，因此跨省区送电水电站需要保证送端、受端市场机组工况的一致性。在参与送端市场时，需要将其送电过程中开机时段工况作为模型的初始条件，其他时段可通过安全约束机组组合模型进一步优化，即满足下式：

(8)

(3)爬坡能力边界确定策略。爬坡能力是指机组在连续两个时段间的出力最大变化率，是机组运行中的重要约束。跨省区送电水电站同时参与送、受端市场交易，为避免总出力过程(即外送水电在送、受端市场中标出力之和)相邻时段间出力变化量超过电站最大爬坡能力，需要考虑外送出力过程，重新确定电站参与送端市场的爬坡能力边界，确保电站在相邻时段间送、受端市场中标出力之和的偏差绝对值不大于机组最大下爬速率、最大上爬速率，即满足下式：

(9)

(10)

(4)梯级电站日电量控制策略。水电站参与跨省区交易时，其在送端市场的最大可发电量边界需要扣除外送电量，即梯级第一级电站省内、外送电量之和不得超过其自身最大可发电量，下游其余外送水电站省内、外送电量之和不得超过其上游电站日发电量折算值与自身最大可发日电量之和，详见式(11)(12)。

(11)

(12)

2.4 直流联络线建模方法送端水电群外送网架结构简化示意图如图2(a)所示。本方法中，送端水电群富余水电通过直流联络线输送至受端省份进行消纳，为降低受端市场出清难度，此处将外送水电等效为火电机组参与受端市场出清，等效火电机组统一接入联络线受端节点。为保证外送水电省内、外送出力计划连续性，等效火电机组同样需满足相应水电机组相关技术约束如下：

图2 直流联络线建模示意

(1)等效火电机组最小连续开、停机约束

(13)

自第二轮送、受端市场迭代计算起，按式(14)更新等效火电机组启停序列的初始条件。

(14)

(2)等效火电机组爬坡约束

(15)

(3)等效火电机组出力边界约束

(16)

为充分利用联络线调节能力，促进资源跨省区优化配置，本方法中在满足联络线运行约束前提下，联络线传输功率可自由优化，不设置固定计划。此外，基于上述等效火电机组设定，以图2(b)为例，采用外送水电等效火电机组输出功率之和作为与其相连联络线的传输功率，通过优化外送水电出力过程，实现对直流联络线运行方式的间接优化，具体做法如图2(b)所示。后续出清过程中等效火电与受端市场火电机组一并计算。

为保障外送计划满足联络线运行约束，与同一条联络线相连的等效火电机组在满足常规机组组合约束基础上，还需满足以下约束：

(1)联络线传输功率上、下限约束

(17)

(18)

(2)联络线传输功率波动幅度约束

(19)

式中ΔPs为联络线s传输功率在相邻时段的最大波动幅度。

2.5 直流计划更新策略送端出清无法满足直流输送计划要求时，需在以下三个方面进行适当调整。

(1)欠发电站送电计划边界确定策略。外送电站实际可发电量无法满足外送计划时，以事后水力校核确定的实际可发电量作为外送电量控制边界，将其更新至受端现货市场出清模型，以优先保证外送计划的顺利执行，具体如下：

(20)

(2)弃水电站送电计划边界确定策略。按照2.2节中弃水处理思路，当上游电站外送出力遭到削减时，构建送电过程控制约束，并添加至受端现货市场出清模型，具体如下：

(21)

(3)满足电网安全约束的外送计划边界确定策略。考虑水电外送边界后，若送端现货出清结果无法满足电网安全约束时，需引入外送出力松弛变量实现模型出清，并依据松弛变量结果，动态调整送电计划，构建跨省输电通道时序电力控制约束，进一步集成至受端现货市场出清模型，具体如下：

(22)

(23)

3 出清模型

3.1 市场机制本方法中涉及的送、受端市场均为集中式电力市场，并采用“中长期金融合约+全电量现货交易”市场模式[34]，通过现货市场完成全电量集中优化出清。此外，送端富余水电通过直流联络线打捆外送至受端市场，输配电费按照各通道输电价格进行计算。

参考全国电力市场“统一市场，两级运作”的建设思路，本方法中送、受端市场组织流程及交易时序如下：(1)送端市场预出清，为外送水电参与受端市场提供申报依据；(2)受端市场申报、出清，作为送端市场出清边界；(3)送端市场出清；(4)根据送端市场弃水、电网断面控制需求决定是否调整外送计划，并重新开展受端市场出清。与现行机制不同的是，本模式下送端市场无法满足预期送电计划时，可根据需求动态调整外送计划，并在新的边界条件下重新组织送、受端市场出清。

3.2 送端市场出清模型

3.2.1 目标函数本文送端市场为高比例水电电网，同时作为外送电源，采用系统总购电成本最小目标，并引入送电松弛变量，保证模型可行性。具体如下：

(24)

3.2.2 约束条件为保障送端电力系统、机组运行安全，需考虑系统负荷平衡、安全备用、支路潮流约束，以及机组出力范围、爬坡能力、最小连续开停机等约束[30]。此外，还需考虑以下约束：

(1)水电特性及弃水处理约束集，见式(1)—(4)；

(2)外送水电现货边界约束。

a)外送电站最大、小技术出力边界。对式(7)变形得到：

(25)

(26)

b)外送电站开、停机计划，见式(8)。

c)外送电站最大上、下爬坡速率边界。对式(9)(10)变形得到：

(27)

d)外送电站日电量边界，见式(11)(12)。

3.3 受端市场出清模型

3.3.1 目标函数受端市场接受外来水电，同样采用系统总购电成本最小为目标，具体如下：

(28)

式中θs为联络线s的输电费率。

3.3.2 约束条件

(1)系统约束

a)负荷平衡约束

(29)

式中Dt为受端市场在t时段负荷值。

b)系统备用约束

(30)

c)支路潮流约束

(31)

(2)电站运行约束。参考3.2.2节中电站运行约束，以及前文提出的等效火电机组运行约束，见式(13)—(16)。

(3)联络线约束。见式(17)(19)(20)(21)及式(23)。

4 实例分析

4.1 工程背景云南作为西电东送重要送端，大量水电需要远距离输送至华东、广东等沿海高负荷地区消纳，年外送电量约占全省总发电量的一半。本文重点针对云南省调平衡131座水电站和11座火电站，设置澜沧江、金沙江梯级中下游电站参与送、受端现货市场交易，重点分析部分代表性电站出力过程、梯级电量匹配及弃水消纳情况。

4.2 算例设置分别以云南电网和改进的IEEE300节点测试系统作为送、受端研究对象进行验证分析。送端市场考虑142座水火电站(部分为虚拟电站)，其中水电装机约占85%，设定乌弄龙、里底、梨园、阿海等14座水电站同时参与送、受端现货市场交易。受端市场模拟单一火电系统，共设置64台火电站，总装机容量15 240 MW，并接受外来水电。交易周期为24 h，时段长度为15 min；采用2020年枯水期典型日实际负荷及来水数据，风光出力作为输入条件从全网曲线中扣除；采用典型日比例分配确定节点负荷；考虑220 kV以上的1452个节点及149条典型断面；采用分段阶梯报价，共计5段，假设发电商均采用线性策略报价；送端市场报价根据云南电力市场实际报价水平处理得到，澜沧江、金沙江梯级报价序列囊括自身高报价、下游低报价，以及自身低报价、下游高报价两种情形；受端市场报价数据参考云南电力市场火电机组实际报价水平处理得到；澜沧江、金沙江梯级部分代表性电站参与送、受端市场报价数据见表1。

表1 代表性发电商报价参数

为验证所提方法的有效性，基于上述计算条件，设置三种计算场景如下：

场景1，直流联络线计划未知，采用本方法进行出清计算；

场景2，直流联络线计划未知，采用文献[35]中松耦合出清模式进行出清计算；

场景3，直流联络线计划已知，且无法调整；水电外送计划作为送端市场出清边界并锁定，送、受端市场间没有直接的迭代过程；送端高比例水电市场现货出清方法参考文献[33]。

4.3 场景1出清结果分析

4.3.1 第一轮迭代计算图3为第一轮迭代得到的全网负荷平衡图，不同颜色代表不同电站的中标出力过程，可以看到，送、受端市场均实现全网电力电量平衡。图3(b)图案填充部分为受端节点外来水电出力过程，由于外送水电普遍报价较低，故在整个交易时段均中标较多出力，约承担受端市场50%的电力供应。

图3 全网负荷平衡图

图4为第一轮迭代计算送、受端市场平均节点电价过程，可以看出，各市场平均节点电价变化趋势与负荷曲线走势基本一致，即负荷高峰时段电价高，低谷时段电价低。此外，火电作为受端市场主要电源，发电成本高，故受端市场平均节点电价(251.1元/(MWh))高于送端市场(116.6元/(MWh))。

图4 平均节点电价过程

表2为第一次迭代计算得到的代表性外送电站中标情况，图5为部分代表性外送电站出力及水位过程，图6为外送电站弃水过程。从上述图表中可以看出，各电站外送比例参差不一，整体外送电量约占外送电站总发电量的59%。此外，由于出清模型中引入梯级电站日电量联动控制约束，有效避免梯级上、下游电站中标出力不匹配问题，充分保证外送电站省内、外送出力计划如约执行。然而，当前阶段未考虑弃水处理，部分调节能力较差的电站出现竞争性弃水问题，总弃水量约为12765.7万m3，其中阿海电站弃水5834.7万m3，约占总弃水量的一半。

表2 代表性外送电站中标情况

图5 第一次迭代计算部分代表性外送电站出力及水位过程图

具体来说，里底电站为日调节电站，调节能力差，且由于其报价高、中标少，导致库水位持续升高至正常高水位，故在部分时段产生弃水。此外，阿海、金安桥电站报价低、中标多，然而其上游梨园电站下泄水量过多，加之二者调节能力差、初始水位接近正常高水位，导致其库水位迅速达到上限并在后续时段产生大量弃水。观音岩上游鲁地拉电站报价低，几乎全时段均接近最大出力中标，而其自身中标出力相对较少，且由于调节能力有限，无法完全储蓄上游来水，故在交易时段末出现弃水。

由于当前出清结果中存在弃水，故触发本方法中弃水处理环节，赋予弃水电站优先出清资格，并引入弃水处理约束集中的弃水电站时段出力控制约束、非弃水电站日电量控制约束，构建阶段1出清模型。表3为弃水电站报价调减后弃水问题处理情况，图7为低价弃水电量进入市场后部分电站中标出力变化情况，图8为弃水电站弃水流量变化过程。可以看出，通过调减弃水电站原始报价，赋予其优先出清资格后，弃水电站中标出力明显增多。与此同时，为保证负荷平衡，乌弄龙、梨园电站中标出力均出现不同程度的减少，从图7中可明显观察到，上述电站外送过程并未受到影响。

表3 弃水处理情况

图7 报价调减后部分外送电站出力变化过程

图8 弃水流量变化过程

弃水电站报价调减策略执行后，梯级总弃水量降至262.6万m3，降幅接近98%，其中阿海、观音岩弃水问题得到彻底解决。然而由于爬坡约束、计算精度等原因，当前阶段出清结果中仍存在少量弃水，故继续对弃水电站上游电站出力进行限制，图9为上游乌弄龙、阿海时段出力控制情况。可以看出，仅削减乌弄龙47、49、50等时段送端市场中标出力无法满足弃水处理要求，故继续削减其外送出力。

图9 乌弄龙、阿海时段出力削减过程

由于外送计划发生改变，重新开展第二轮送、受端现货市场出清。

4.3.2 第二轮迭代计算受端市场现货出清完成后，耦合弃水电站上游电站时段中标出力约束，重新开展送端市场现货出清计算。图10为第二轮迭代计算得到的部分代表性外送电站总出力过程，此外，根据各电站送受端市场全时段中标出力、最大上下爬坡能力，形成可行出力区间如图所示。可以看出，外送电站整体出力过程均位于可行区间内，部分时段紧贴出力边界运行，但未发生越限情况，有效保证了各电站送、受端中标出力计划的顺利执行。

图10 部分代表性电站可行出力区间及出力过程

图11为第二轮迭代计算得到的送、受端全网负荷平衡图。可以看出，二者均实现全网电力电量平衡。值得注意的是，相较第一轮计算结果而言，受端市场各主体中标情况未发生较大改变，然而送端市场则由于低价弃水电量优先消纳，导致市场格局发生较大变化。

图11 第二次迭代计算送、受端电网负荷平衡图

4.3.3 效率分析表4为出清模型计算耗时情况。数据显示，模型求解总耗时183.79 s，送、受端市场迭代计算两次，平均每次迭代耗时91.9 s。综上所述，本方法能够满足日前现货市场出清时效性要求，实现送、受端市场出清结果、直流输电计划的有效衔接，保障流域梯级电量、水量精准匹配。

表4 模型计算耗时情况

4.4 出清结果对比分析表5为各场景出清结果对比情况。从表中数据可以看出，由于场景2未针对水电特性进行建模，导致出清结果中部分电站中标出力计划无法如约履行，即电量少发；此外，场景2出清结果中总弃水量超1亿m3，造成水电资源浪费。相比之下，场景1通过引入事后水力校核环节、梯级电站日电量联动控制约束及弃水处理约束集，充分保证了日前出清计划的水力可执行性，同时最大程度减少弃水问题的发生。

对比场景1、场景3出清结果可知，当直流联络线输电计划不固定，并且能够在送、受端市场间进行协同优化时，可以促进更多水电资源跨省区消纳。场景1中送端市场外送水电达210 626.8 MWh，约为直流联络线输电计划固定时(场景3)的1.5倍。此外，场景1通过动态调整直流输电计划，能够灵活响应送端市场弃水处理需求，提高水电资源利用效率。而场景3由于直流输电计划固定，难以实现对弃水问题的彻底处理，导致里底电站仍存在弃水71.2万m3。

送、受端市场协同出清，能够在更大范围内优化机组出力过程，促进资源优化配置。对比表中购电、输电成本可发现，随着场景1中外送水电的增多，受端市场输电成本相应提高至12 045 114.2元，较场景3多花费3 775 449.7元；但对整个送、受端市场而言，总购电成本降低了2 232 966.8元，与场景3送、受端市场总购电费用相比约降低1.8%。

各场景出清结果对比分析表明，本文所提方法能够促进跨省区水电高效消纳。通过优化外送水电群跨省区输电过程，灵活协调直流输电计划、送端市场弃水处理需求，可以实现送、受端市场范围内电力资源的高效配置，降低系统购电成本，相比输电计划固定情况，能够提升一定的社会经济效益。