高比例水电电力市场日前现货出清方法

2023-12-09申建建赵启浩谢蒙飞贾泽斌

人民珠江 2023年11期

张扬,申建建*,赵启浩,谢蒙飞,贾泽斌

(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)

现货市场是中国当前多层级统一电力市场建设的关键环节和重点任务,不同区域、不同省份因电源构成、规模、网架结构、负荷需求等因素差异,面临的问题与难点也不尽相同[1-4]。对于西南高比例水电省份或区域,大规模水电参与电力市场时因极其复杂的时空耦合水力特性[5-6]带来了现货市场出清困难、交易结果难执行、竞争性弃水等一系列新问题、新挑战,是西南高比例水电省份现货市场建设面临的关键问题,关系到中国水电现货市场的进一步深入推进。

关于高比例水电电力现货市场出清问题,国内外学者已有关注并开展了相关研究。针对梯级水电上下游匹配问题,主要形成以下解决思路:①由电网调度中心集中开展水电发电优化,可参考巴西电力市场[7-8];②水电发电商制定自发电计划决策,从而降低出清模型复杂程度,参考北欧电力市场[9-10];③复杂水力约束线性化处理[11-12],将原非线性问题简化为线性问题,从而将水电特性有效引入模型。针对梯级上、下游电站独立参与市场竞价导致的竞争性弃水问题,国内外学者从出清模型、水电特性建模等方面入手,提出了多种不同的解决思路:①添加弃水惩罚因子[13];②将水电站等效为火电单元[14-15],引入不产生弃水条件下最小发电量约束;③调整弃水电站报价、出力约束等边界条件,通过多阶段出清迭代消减弃水[16]。

上述思路和方法在一定程度上为解决现货出清效率、避免竞争性弃水、保证梯级上下游水量和电量匹配问题提供了有效的技术途径,但应用于大规模、高比例水电电力市场现货市场出清时,由于新增大量非线性水力联系和约束条件,导致模型求解难度成倍增加,如何高效率、高精度实现水电为主市场现货出清一直面临很大困难。

为此,本文从市场运营机构角度出发,提出了一种高比例水电电力市场日前现货出清方法。该方法以事后水力校核环节替代出清模型中的水力约束;将弃水、欠发原因作为启发信息,结合梯级水电复杂特性,构建了包括梯级电站日电量约束、弃水约束在内的条件约束集及相应触发条件集;上述问题发生时,引入、更新相关边界控制约束,逐步处理出清过程中的弃能、上下游匹配失衡问题,实现模型的高效求解;针对弃水处理对其他电站造成的影响,设计了结算补偿策略。以云南电网实际发电数据为基础,对参与省调平衡的131座水电站和11座火电站进行模拟计算,结果表明所提方法能够有效解决不同利益主体梯级水电站独立参与现货交易面临的发电量匹配失衡、竞争性弃水问题,同时保证较高的求解效率。

1 出清方法介绍

1.1 总体出清框架

区别于常规高比例水电市场日前现货出清方法,为避免复杂水力非线性约束导致模型难以求解,本方法参考作者前期研究成果[14],剥离模型中水力约束,引入事后水力校核环节,并基于梯级上下游水力联系、弃水产生原因构建了条件约束集及相应触发条件集,当事后水力校核结果触发相应判断条件时,引入或更新条件约束至原出清模型,实现对欠发、弃水问题的逐步处理,从而形成高比例水电市场日前现货出清框架,见图1。

1.2 条件约束集

1.2.1梯级电站日电量联动控制约束

参考文献[14]中水力约束处理思路,引入梯级电站日电量联动控制约束,从电量角度保证梯级上、下游成交电量相匹配。

(1)

1.2.2弃水处理约束

1.2.2.1弃水电站时段出力控制约束

参考文献[16]中弃水处理策略(一),赋予弃水优先出清资格,并引入时段出力控制约束如下:

(2)

1.2.2.2非弃水电站日电量控制约束

为提高求解效率,避免原非弃水电站产生新的弃水,文献[16]引入了非弃能电站弃能控制约束。然而,本方法出清模型中未直接考虑相关水力约束,无法直接参考其处理方式,故通过综合考虑非弃水电站区间入库流量、上游电站下泄流量、日均耗水率及其自身最大可用库容,计算其不产生弃水情况下理论最小日发电量,从“电量”角度避免弃水问题发生。确定性条件下,可按式(3)计算不产生弃水情况下的最小发电量。

(3)

为避免实际出清过程中上游电站下泄水量减少,导致原日发电量边界失准,构建非弃水电站日电量控制约束及相应更新策略如下:

(4)

非弃水电站日电量控制约束添加至出清模型后,重新组织市场出清,并开展事后水力校核。当事后水力校核结果显示非弃水电站出现弃水问题时,基于逐时段定出力水力精细化校核计算所得日内96点实际出力过程、发电流量、弃水流量等相关结果,按照以下步骤重新计算日电量边界。

步骤一根据电站i弃水时段实际发电流量、发电量计算时段耗水率。由于本方法中总交易时段为1 d,各子交易时段为15 min,故需要根据电站15 min发电流量、发电量计算时段平均耗水率,见式(5):

(5)

步骤二根据水力校核所得各弃水时段弃水流量,按照式(6)计算相应时段弃水电量。

(6)

步骤三事后水力校核结果显示电站i存在弃水过程,即表明初始不产生弃水情况下理论最小日发电量偏低,需要结合式(6)得到的各时段弃水电量,按式(7)更新非弃水电站理论自身最小日发电量边界。

(7)

1.2.2.3上游梯级电站出力控制约束

根据梯级上下游水流滞时关系,削减弃水电站上游一或多级电站时段出力,充分挖掘梯级水电弃水消纳能力,实现对弃水问题的处理。上游梯级电站出力削减流程见图2,首先根据弃水情况、梯级水流滞时关系计算上游电站时段出力控制序列,并据此开展定出力计算;若上游电站产生弃水,则将其作为新的弃水电站,继续向上递推开展新一轮的出力削减;梯级弃水消纳能力不足情况下,对上游电站时段出力控制序列进行松弛,保证其不产生新的弃水,据此构建上游梯级电站出力控制约束,实现对弃水问题最大程度处理。

上游梯级电站出力控制约束构建步骤如下。

步骤一根据弃水电站i弃水情况,结合梯级上、下游电站水流滞时关系,推算上游电站i-1出力削减时段集合Γi-1,并按式(8)计算相应时段最大可中标出力。

(8)

步骤二根据步骤一中所得出力控制序列,开展逐时段定出力计算,验证出力削减是否会导致上游电站产生新的弃水。若无弃水,转步骤四;反之,转步骤三。

步骤三若电站i-1上游不为空且上游电站i-2不存在弃水问题,则取电站i-1为新的弃水电站,转步骤一继续执行;反之,根据电站i-1弃水情况,按照式(9)对其中标出力约束进行松弛,获得不产生弃水情况下最大程度出力削减序列,并向下游重复此步骤至原弃水电站i为止。

(9)

步骤四构建上游梯级电站时段出力控制约束。

(10)

1.3 状态指标及触发条件集

1.3.1状态指标

针对高比例水电日前现货市场出清需求及本方法中弃水、欠发问题处理特点,对事后水力校核结果、模型状态进行划分,构建阶段性指标,并对其进行优先级排序见表1。

表1 状态指标

具体来说,以欠发指标作为第一优先级指标,保障高比例水电日前现货市场出清结果的合理性,同时为后续弃水处理提供合理基准。此外,基于本方法中弃水处理策略执行方式,分别构建弃水指标、报价调整指标为第二、第三优先级指标。其中,弃水指标用于标志出清结果中是否存在弃水问题,决定是否进入弃水处理环节,调用弃水处理策略,并重新组织市场出清;报价调整指标用于标志弃能电站报价修正策略是否执行,由于本方法中弃水处理策略分别针对弃水电站及其上游电站制定,其间存在先后次序,需确保弃能电站报价修正策略执行完毕后,再进入下一环节,故构建报价调整指标为第三优先级指标。

1.3.2触发条件集

基于上述状态指标及优先级次序对整体出清流程进行划分,构建触发条件集见表2。

表2 条件集

1.4 结算补偿策略

针对弃水处理过程中各阶段出清结果偏差电量,提出了一种结算补偿策略,对弃水、非弃水电站增发收益进行结算、重分配,保障市场公平性。具体来说,常规出清结果由市场供需关系决定,故作为后续阶段结算补偿的基础;阶段1弃水电站增发收益按照弃水电量收益惩罚结算策略进行结算处理;各阶段非弃水电站增发收益按照净收益公平分享结算策略进行结算;按照补偿费用公平分配策略,对各阶段减发电站进行补偿。

1.4.1弃水电量收益惩罚结算策略

阶段1中低价弃水电量优先消纳,必然会导致部分发电商市场份额减少、收益受损,即补偿对象为中标出力增大的弃水电站,被补偿对象为其他中标出力减少的电站。本阶段中大量低价弃水电量进入市场,原高价电量将被挤出,所得出清电价势必会低于常规出清环节,故弃水电站新增中标出力按该阶段得到的较低节点电价结算。同时,为保障市场公平性,引导弃水电站优化申报策略,根据当前出清结果节点电价与弃水电站原始申报价格的偏差确定惩罚系数(式(11)),对弃水电站增发收益进行惩罚,并按式(12)计算补偿金额用于补偿减发电站受损收益。

(11)

Ci,t=θi,t×ΔBi,t

(12)

式中θi,t、Ci,t——阶段1中弃水电站i在时段t的增发收益惩罚系数、所需提供的补偿金额;Fi,*——电站i当前中标出力所对应的原始申报电价;LMPi,t——当前阶段电站i时段t节点电价;m——常数,由市场运营机构确定,且0

图3为弃水电站报价与惩罚金相关关系。一般情况下,弃水电站报价与弃水量呈正相关关系,同时本方法中低价弃水电量优先消纳会拉低节点电价,导致弃水电站原始申报价格与节点电价偏差越大,即惩罚系数越大,相应所需提供的惩罚金额越高。由上述分析可知,通过对弃水电量增发收益重处罚的方式,将弃水电站新增收益惩罚金额补偿给减发电站,激励其主动参与弃水处理,保障弃水处理顺利执行,同时引导弃水电站优化报价策略,促进市场健康发展。

图3 弃水电站报价、惩罚金额相关关系

1.4.2净收益公平分享结算策略

阶段2通过削减弃水电站上游电站时段出力继续对弃水问题进行处理,上游电站中标出力将减少,相应时段其他非弃水电站中标出力增大,即补偿对象为增发电站,被补偿对象为中标出力减少的上游电站。该过程本质等同于增发电站新增收益与上游电站之间的公平性分享,保证了电站之间的公平性。具体执行方式参考文献[16]中净收益公平分享结算补偿策略。

1.4.3补偿费用公平分配策略

遵从公平性原则,对所得补偿资金进行分配,分别以各阶段中标电量减少电站的减发收益为权重计算被补偿金额,即满足式(13):

(13)

式中Ri,t——当前阶段中标出力减少电站i在时段t所接受的补偿金额;Iinc、Idecr——增发、减发电站集合。

2 出清模型介绍

2.1 目标函数

鉴于中国电力现货市场目前普遍采用单边市场模式,故采用系统总购电成本最小为目标,见式(14):

(14)

2.2 约束条件

负荷平衡、系统备用、线路潮流约束、出力边界、备用容量留存、上下爬坡速率、最小连续开机时长、最小连续停机时长等约束,参考文献[17]。条件约束集见式(1)、(2)、(4)、(10)。

3 实例分析

3.1 算例设置

本文以云南电网为工程背景。云南是中国第二大水电省份,水电装机超8 000万kW,超过全网总装机容量的70%,本文主要考虑参与省调平衡的131座水电站和11座火电站进行出清计算,重点关注澜沧江、金沙江梯级电量匹配及弃水消纳情况。

主要参数为:交易周期取24 h,时段长度取15 min;采用分段阶梯型报价,共计5段,通过对各电站中长期月度交易数据处理得到;弃水电站增发收益惩罚系数上限设为0.35;增发收益分配系数取0.1。选取澜沧江流域苗尾、功果桥及金沙江流域梨园、阿海、金安桥等电站为研究对象,并分别设置下游低报价、高报价2种报价场景。具体报价信息见表3。

表3 发电商报价参数

3.2 结果分析

图4为本方法得到的全网负荷平衡,其中阴影部分表示火电整体出力过程,其余部分为水电出力过程,可以清晰地观察到,日内各时段均实现了全网电力电量平衡,且水电作为云南电网主要电源,全时段均中标较多出力。图5为本方法各阶段出清所得到的平均节点电价过程,由图可知,云南省购电侧平均节点电价变化趋势与全网负荷变化过程基本一致,呈现明显的双峰特点,最高价出现在用电高峰时段9:00—11:00。此外,阶段1低价弃水电量进入市场后,所得平均节点电价过程与预期相符,低于常规出清环节;阶段2由于限制上游低报价电站中标出力,导致部分时段节点电价升高。

图4 全网负荷平衡

图5 平均节点电价过程

为突出本方法解决高比例水电市场竞争性弃水、欠发问题有效性,在相同条件设定下,采用常规方法(即不考虑水电特性约束,下称方法1)进行出清计算,并将所得出清结果与本方法(下称方法2)进行对比,表4为2种方法所得出清结果。由表中数据可知,方法1中未考虑水电特性约束,部分电站出现发电能力不足问题,且出清结果中存在大量弃水,造成水电资源严重浪费。相比之下,方法2通过引入事后水力校核、条件约束集等方式,充分保证梯级上下游电量、水量相匹配,避免下游调节能力较差电站遭遇无水可发的局面,且最大程度减少弃水问题的发生,提高了水电资源利用效率。

表4 出清结果对比

3.2.1欠发、弃水问题处理效果分析

以方法1中出现欠发问题的功果桥电站为例,分析方法2对欠发问题的处理效果,图6为功果桥电站水位、中标出力变化过程。方法1中,功果桥电站报价低、中标多,但其上游苗尾电站报价高、中标少、下泄水量少,导致功果桥需依靠自身存蓄水量进行发电,库水位迅速下降至死水位,故无法如约完成后续时段发电计划。相比之下,方法2出清结果中出现欠发问题时,触发第一优先级指标,引入梯级电站日电量联动控制约束,从而保证功果桥与其上游苗尾电站中标电量相匹配,从图中可观察到功果桥库水位在交易时段末恰好消落至死水位,日中标发电计划可如约完成。

a)水位

以方法1出清结果中阿海电站为例,分析方法2对弃水问题的处理效果。图7为阿海电站弃水流量、中标出力变化过程。

方法1中,由于阿海电站初始水位接近水位上限、自身调节能力差,且报价较高,前几个时段均未中标,无法储存或消耗上游来水,其库水位迅速上升至正常高水位,最终被迫弃水,最大弃水流量达到1 316.67 m3/s。相比之下,方法2通过引入弃水处理约束,释放阿海电站弃水时段空闲发电能力,有效解决了弃水问题。

3.2.2弃水处理过程分析

由于方法2常规出清结果中存在弃水,故触发第二优先级指标,进入阶段1出清流程,表5为阶段1金沙江梯级各电站中标电量、弃水量变化情况,图8为阶段1金沙江梯级各电站中标出力变化情况,图9为阶段1金沙江梯级弃水电站弃水流量变化过程。由图表可知,阶段1出清结果中弃水电站原弃水时段中标大幅增加,为保证系统负荷平衡,梨园、鲁地拉中标出力出现不同程度的减少。此外,阶段1出清结果中金沙江梯级总弃水量减少至15.8万m3,较常规出清环节减少99.9%,其中阿海、观音岩电站弃水实现完全消纳。

表5 阶段1中标、弃水变化情况

a)梨园

由于阶段1出清结果中仍有弃水存在,故触发第三优先级指标,进入阶段2出清流程,表6为阿海电站时段出力控制详情,图10为相应时段各电站出力变化过程。由图表可知,本轮出清结果中阿海电站在49、50时段中标出力恰好等于最大可中标出力控制约束,相应时段梨园、龙开口电站中标出力均有不同程度的增加。至此,弃水处理完毕,返回最终出清结果。

表6 阿海电站时段出力控制情况单位:MW

a)梨园

3.2.3结算补偿分析

以金沙江梯级为例,基于常规出清结果量价信息,结合阶段1、2出清结果,确定各市场主体结算补偿收益,具体见表7。表中所示,阶段1中阿海、金安桥等弃水电站优先出清,中标出力大幅增加,总计增发收益为656.1万元,而其需要提供的补偿费用为206.4万元,约占弃水电站全部增发收益的31.4%。其中,金安桥、观音岩提供补偿费用占自身增发收益的比例分别为33.8%、34.6%,接近设定补偿费用比例上限(35%),表明弃水电量越多、自身报价越高,所需提供补偿费用越多,越能够激励其他电站参与弃水处理。同时,重处罚的方式能够引导发电商优化报价策略、科学参与市场交易。