含跨省区输电价格及网损率的区域电力现货市场出清模型

唐 翀，陈梓煜，梁彦杰，周保荣，程兰芬，禤培正

（1.南方电网科学研究院有限责任公司,广东省广州市 510663；2.中国南方电网电力调度控制中心,广东省广州市 510670）

0 引言

为推动构建全国统一电力市场体系,充分发挥大电网余缺互济作用,进一步扩大跨区跨省市场化交易规模,引导全国、区域、省（区）各层次电力市场协同运行、融合发展［1-2］,有必要统筹设计面向区域互联电网的跨省区电力市场运营机制。2022 年7 月23 日,南方区域电力现货市场启动试运行,覆盖范围包括广东、广西、云南、贵州、海南等五省区［3］。但区域电力现货市场与现有跨省区送受电优先计划和跨省区中长期交易［4］之间仍存在协调困难的问题。

目前,国际上尚无法提供可直接借鉴的跨省区现货交易方案。美国宾夕法尼亚—新泽西—马里兰（Pennsylvania-New Jersey-Maryland,PJM）电力市场的市场规模和网架结构与南方区域电力市场相近,然而,PJM 市场由单一系统运营商进行调度运营,不存在多级调度架构。同时,美国各州独立性比较强,电力供需大多就地平衡,能源大范围配置需求不高,未构建跨区域输电及交易体系［5］。北欧区域电力市场［6］构建了统一优化出清的跨国电力现货交易机制,但由于北欧电力系统阻塞主要发生在跨国跨区之间,其出清模型未考虑各区域内部的精细化潮流约束,不适用于省内电网阻塞严重的南方区域电力现货市场［7］。英国电力市场则采用分散式市场出清方式［8］,通过平衡市场实现现货层面的增量出清,与当前采用全电量优化出清［9］的南方区域电力现货市场出清模式不匹配。

近年来,国内学者针对省间现货市场和省级现货市场的协调问题进行了研究［10-15］。文献［10-12］针对国内现货市场发展现状,设计了省间、省内市场协调运行的体系和交易机制。文献［13-15］分别从两级出清优化方法、两级协同安全校核模式、两级市场新能源消纳等角度构建了省间省内现货分步出清模型。文献［16-17］在省间省内分步出清模型的基础上,同时考虑了跨省区交易成分的输电价格和网损对出清结果的影响,但两级出清模型无法同时优化省内发电机组出力和跨省区联络线功率,难以直接应用于采用统一出清模式的南方区域电力现货市场中［18］。

文献［19-21］均设计了适用于交直流混联电网运行特性的区域电力现货市场全节点统一出清模型,对于跨省区输电功率和网损率的处理均采用纯物理潮流模型,反映的是各交直流联络线的输电成本和网损特性。在南方区域跨省区优先计划和中长期电力交易体系下［22］,跨省区电力交易按照事先核定的跨省区输电价格和网损率开展结算,与各交直流联络线的物理参数无关。因此,采用基于跨省区联络线物理潮流建模的区域电力现货市场出清模型无法反映各跨省区交易成分对应的输电价格和网损率,亟须研究考虑跨省区交易成分输电价格和网损率的区域电力现货市场出清机制。

为此,本文以南方区域电力现货市场为例,构造了含跨省区送受电物理潮流与交易成分耦合约束的区域电力现货市场出清模型,确保区域电力现货市场出清结果能反映跨省区输电价格和网损率,为南方区域电力现货市场建设和全国统一电力市场体系建设提供参考建议。

1 跨省区送受电交易体系

在区域电力市场中,交易主体主要包括各省份电网主体和点对网电厂主体,各交易主体之间在跨省区送受电优先计划的基础上可进行中长期交易和现货交易。

跨省区送受电交易成分主要包含送端省份电网送至受端省份电网的网对网交易成分,以及送端省份电厂送至受端省网的点对网交易成分。图1 以南方区域电力现货市场为例,阐述了跨省区送受电交易体系。

图1 南方区域跨省区送受电交易体系Fig.1 Trans-provincial sending and receiving power trading system in China southern region

如图1 所示,各省级电网主体和点对网电厂主体均包含多种跨省区送受电交易成分,每一种交易成分对应一个核定的跨省区输电价格和网损率。对于同一交易成分,如云南网对网送广东,由于存在送受电网损,故还需对同一交易成分区分送端功率和受端功率,二者虽然隶属于同一交易,但功率值有所不同。

基于上述交易体系,在区域电力现货市场出清模型中,跨省区送受电的优化目标与跨省区交易成分和对应的输电价格紧密相关,以确保区域电力现货市场的出清结果可反映跨省区输电价格的影响。

2 网损偏差修正方法

2.1 交直流联络线物理潮流网损

交直流混联的区域互联电网中,直流联络线与交流联络线的网损分开进行处理。

2.1.1 交流联络线网损

交流联络线网损按照与传输功率成正比的原则进行处理［19］,其数学表达式如下:

式中:LACtie,k,t为第k条跨省区交流联络线在时段t的网损量；Ts,ACtie,k,t和Tr,ACtie,k,t分别为第k条跨省区交流联络线在时段t的送端和受端传输功率；Fk为对应的交流联络线网损系数。交流联络线功率与正常交流传输线路的功率一样,与发电机组出力、节点负荷和直流线路功率相关［19］。

2.1.2 直流联络线网损

直流联络线功率可以自由控制,在依据直流联络线的运行方式确定网损系数取值之后,按照网损与传输功率的二次方成正比的原则进行处理［19］。具体数学表达式如下:

式中:LDCtie,j,t为第j条跨省区直流联络线在时段t的网损量；Ts,DCtie,j,t和Tr,DCtie,j,t分别为第j条跨省区直流联络线在时段t的送端和受端传输功率；Kj为对应的直流联络线网损系数。

为了简化数学模型以提高出清效率,一般采用分段线性化的方式对直流联络线网损进行简化处理,如附录A 图A1 所示。数学模型详见附录A式（A1）—式（A3）。

2.2 跨省区送受电交易成分网损

对于区域电力现货市场中任意一种跨省区交易成分,应包含送端和受端2 个关口,并且考虑中间的交易成分网损率,其网损量计算如下:

式中:Ltra,m,t为交易成分m的网损量；Ts,tra,m,t为交易成分m在送端关口的功率值；Tr,tra,m,t为交易成分m在受端关口的功率值；ηm为交易成分m对应的网损率,一般与跨省区交易电价一样,为人工核定数值,用于各省级电网公司和超高压输电公司交易结算用。

2.3 跨省区送受电物理潮流与交易成分的耦合约束

跨省区现货交易路径的建立是为了实现无直接电气联络的买卖双方进行跨省区电力现货交易结算,本质上为一条虚拟交易路径,不与某条具体物理输电通道直接对应。而为了确保跨省区送受电交易成分功率曲线可以在跨省区送受电物理通道传输能力范围内得到物理执行,且能够满足各省级电网电力平衡约束和安全运行约束,在各交易主体送受电关口处,相关联的物理潮流总功率要等于相关联的交易成分总功率。

通过构建跨省区送受电物理潮流和交易成分相耦合的关联约束,使得跨省区交易成分在省级电网关口处的总功率可以满足跨省区物理送受电通道的传输能力约束。同时,将跨省区交易成分在省级电网关口处的总功率纳入该省级电网的电力平衡约束中,也可反映实际物理状态下各省级电网的电力平衡关系。

附录A 图A2 分别以云南电网关口、广东电网关口和乌东德电厂为例,阐述了南方区域电力现货市场中,送端省份电网、受端省份电网和点对网电厂的关口耦合关系。

2.3.1 送端省份耦合约束

对于送端省份,其对外送出的交直流联络线功率之和应等于与该省份相关联的交易成分送端功率之和:

式中:ΓS和ΩS分别为与送端省份S相关联的交易成分集合和物理联络线通道集合。

2.3.2 受端省份耦合约束

对于受端省份,其关联的交直流联络线净功率（部分受端省份可能同时存在外省受入通道和外省送出通道）之和应等于与该省份相关联的交易成分受端功率之和:

式中:ΓR和ΩR分别为与受端省份R相关联的交易成分集合和物理联络线通道集合；ΔTloss,R,t为受端省份R在时段t的网损修正量。

2.3.3 点对网电厂耦合约束

对于某一点对网电厂,其下属发电机组的出力之和应等于该点对网电厂的交易成分送端功率之和:

式中:ΓX和ΩX分别为与点对网电厂X相关联的交易成分集合和下属发电机组集合；Pi,t为发电机组i在时段t的中标出力。

2.4 跨省区送受电网损偏差修正

联立式（1）至式（5）,可得到网损修正量与交直流联络线物理潮流网损及跨省区交易成分网损的关系为:

对比2.1 节和2.2 节的网损公式可知,由于网损率核算方式的不同,在送端省份关口功率保持一致的基础上,采用物理潮流建模得到的网损量很可能与采用交易成分建模得到的网损量不同。因此,在构造受端省份耦合约束时,需要通过引入网损修正量ΔTloss,R,t对偏差进行抵消,其主要作用在于修正由于网损计算方式不同造成的网损偏差,确保受端省份注入的功率在物理潮流上和交易成分上均保持一致。网损偏差的修正方法可有多种,本文考虑通过事后调整非市场化机组的出力曲线来修正网损偏差。

3 区域电力现货市场出清模型

本文所提区域电力现货市场出清模型,是基于当前现货市场的标准化出清模型构造的［18］,主要介绍面向区域电力现货市场出清的安全约束机组组合（security constrained unit commitment,SCUC）模型。

3.1 目标函数

本文所提区域电力现货市场出清模型,以机组发电总成本和跨省区输电成本之和最小为优化目标。其中,跨省区输电成本由跨省区交易成分和对应的输电价格共同构成,具体数学表达式如下:

式中:Q为所考虑的总时段数,在本文中取96；N为发电机组总台数；E为发电机组的总报价段数；Pi,s,t为发电机组i在时段t第s段中标出力；Ci,s,t为发电机组i在时段t第s段电能量申报价格；CU,i,t为发电机组i在时段t的启动费用；NM为跨省区交易成分总数；Ctra,m为交易成分m对应的输电价格。

3.2 约束条件

3.2.1 分省功率平衡约束

对于每个时段t,各省份电网内的发电机组总出力、关口净注入功率之和应等于系统净负荷预测值。具体数学表达式如下:

式中:DS,t为送端省份S在时段t的净负荷预测值（即原始基线负荷预测值扣减非市场化的新能源预测出力）；DR,t为受端省份R在时段t的净负荷预测值；ψS和ψR分别为送端省份S和受端省份R的发电机组集合。其中,式（9）为送端省份的功率平衡约束,式（10）为受端省份的功率平衡约束。

3.2.2 交直流联络线运行约束

1）交流联络线运行约束

交流联络线送受电功率平衡约束主要包括交流联络线网损约束,详见式（1）。交流联络线传输功率约束如下:

式中:TAC,max,k,t和TAC,min,k,t分别为交流联络线k在时段t的最大和最小传输功率限值。

2）直流联络线运行约束

直流联络线送受电功率平衡约束主要包括直流联络线网损约束,详见附录A 式（A1）至式（A3）。直流联络线传输功率应处于其最大、最小传输功率范围内,如式（12）所示。

式中:TDC,max,j,t和TDC,min,j,t分别为直流联络线j在时段t的最大和最小传输功率限值。

3）直流联络线传输功率爬坡约束

直流联络线传输功率爬坡约束是指直流联络线功率向上或向下调整时,须满足的爬坡速率要求,如式（13）和式（14）所示。

式中:ΔT和ΔT分别为直流联络线j最大上爬坡速率和下爬坡速率；xp,j,t和xn,j,t分别为表征直流联络线j在时段t是否向上、向下调节的0-1 变量。

4）直流联络线功率相邻时段不可反向调整约束

直流联络线功率在相邻时段不可出现先向上再向下或者先向下再向上调整的情况,具体表达式如式（15）和式（16）所示。

5）直流联络线功率调节次数约束

直流联络线功率全天变化的次数须在一定范围内,具体表达式如式（17）所示。

式中:NDC,maxj为全天直流联络线j功率的最大调节次数。

3.2.3 跨省区送受电交易成分关联约束

跨省区送受电交易成分关联约束主要包括交易成分网损约束、物理潮流与交易成分耦合约束等,详见式（5）至式（7）。同时,为避免跨省区送受电交易成分明显偏离实际物理通道输电能力,交易成分功率还应满足上、下限约束:

式中:Ttra,max,m,t和Ttra,min,m,t分别为跨省区送受电交易成分m在时段t的最大和最小传输限值。其中,下限值Ttra,min,m,t可作为跨省区送受电优先计划占用容量,确保区域电力现货市场出清结果可以实现优先计划保底；上限值可按照区域电力现货市场出清前的跨省区可用传输容量（available transmission capacity,ATC）给定［10］。

3.2.4 其他约束

对于各省份电网的正备用容量约束、负备用容量约束、常规火电机组运行约束、网络潮流约束等,相关表达式详见文献［19］。若考虑梯级水电机组参与现货市场,还需构造水电耦合约束等［23-24］。

4 算例分析

首先,构造一个9 节点系统的简单算例,对本文所提的含跨省区送受电网损偏差修正的区域电力现货市场出清机制进行合理性验证。随后,基于南方电网实际网架结构和模拟运行数据,将本文所提模型在南方区域电力现货市场仿真模拟平台［25］上进行测试,并和现有基于跨省区送受电物理潮流的区域电力现货市场出清模型进行对比,进一步验证本文所提出清模型的有效性。

4.1 9 节点系统算例设置

如图2 所示,系统共有6 台发电机组（G1,G2,…,G6）；共分a、b、c 网,每个网含3 个节点,网网之间均设有联络线。其中,a 网通过直流联络线Line18 和Line24 分别与b 网与c 网相连,b 网和c 网通过交流联络线Line67 相连；直流联络线Line18 和Line24 传输容量均为40 MW,其他交流线路传输功率上限均为100 MW。节点2 为a 网的平衡节点,节点7 为b 网和c 网的平衡节点。交易成分输电价格和网损率详见表1。其他参数,如净负荷时序曲线详见附录B 图B1,机组报价详见附录B 表B1,各联络线的物理网损率详见附录B 表B2,单个时段时长为1 h。

表1 交易成分输电价格和网损率Table 1 Transmission price and network loss rate of trading components

图2 9 节点系统结构Fig.2 9-bus system structure

4.2 跨省区送受电功率对比

直流联络线Line18、Line24 和交流联络线Line67 的物理潮流（送端）出清结果详见附录B 图B2。跨省区送受电交易成分（送端）的出清结果详见附录B 图B3。

由于交易成分“G1 送c 网”的输电价格最低,在G1 报价叠加输电价格仍低于c 网机组边际报价的情况下,交易成分“G1 送c 网”会优先其他送c 网的交易成分中标,直至机组G1 出力达到上限。“a 网送b 网”叠加“b 网送c 网”的输电价格为75.5（=53.8+21.7）元/（MW∙h）,与“a 网 送c 网”的 输 电 价 格75.5 元/（MW∙h）一致,但由于“a 网送b 网”叠加“b 网送c 网”的交易网损率4.26%（=2.98%+1.28%）仍低 于“a 网 送c 网”的 交 易 网 损 率6.57%,故“a 网送c 网”的中标优先级将明显偏低。

4.3 边际电价对比

a 网、b 网、c 网的边际电价如图3 所示,三者的大小关系为:a 网电价

图3 边际电价仿真结果Fig.3 Simulation results of marginal prices

当跨省区送受电物理潮流或交易成分功率受限时,网网之间的电价差值与输电价格无关。而当跨省区送受电物理潮流和交易成分功率均不受限时,网网之间的电价差值与输电价格和对应的网损率相关。如在时段10 时,b 网边际电价为300 元/（MW∙h）,其叠加输电价格和网损率后较c 网内部机组电价均有优势,故c 网边际电价由b 网决定,其电价满足式（19）。

式中:λc为c 网电价；λb为b 网电价；ηb2c为b 网送c 网的交易网损率；Ctransb2c为b 网送c 网的输电价格。c 网为受端电网,b 网为送端电网。

由式（19）可知,当c 网增加1 MW 负荷时,系统总成本增加最小的方式是让b 网机组多发并向c 网增送1.013（=1/（1-1.28%））MW 的功率；在考虑b 网送c 网的网损率1.28%后刚好使得b 网功率重新平衡,此时,b 网机组增加的发电成本为303.89（=300×1/（1-1.28%））元/（MW·h）,b 网送c 网增加的输电成本为21.7 元/（MW·h）,合计325.6 元/（MW·h）。

同时,由于在时段10 时a 网机组均已满出力,故a 网电价亦由b 网决定,其电价满足式（20）。

式中:λa为a 网电价；ηa2b为a 网送b 网的交易网损率；Ctransa2b为a 网送b 网的输电价格。a 网为送端电网。

由式（20）可知,当a 网增加1 MW 负 荷 时,系统总成本增加最小的方式是让b 网机组增加0.97（=1×（1-2.98%））MW 功率；同时,让a 网减少送b 网0.97 MW 功率,在考虑a 网送b 网的网损率2.98% 后刚好使得a 网功率重新平衡,此时,b 网增加的机组发电成本为291.06（=300×（1-2.98%））元/（MW·h）,a 网送b 网减少的输电成本为52.2（=53.8×（1-2.98%））元/（MW·h）,合计238.9 元/（MW·h）。

4.4 送受电网损分析

9 节点系统的送受电物理潮流网损和交易成分网损的对比结果详见附录B 图B4。由于交易网损率的参数值普遍高于物理潮流网损率的参数值,故出清结果中的交易网损量大于物理潮流网损量。其中,物理潮流网损平均值为1.72 MW,交易成分网损平均值为2.81 MW,对应的网损修正平均值为1.01 MW,占系统送受电量比例为1.01%。在实际工程应用中,可考虑将该部分网损偏差值分摊至非市场化发电机组,通过事后调整非市场化机组的出力曲线来修正网损偏差,以确保该修正机制既能保证现货市场出清结果可物理执行,又不影响市场化机组和跨省区交易成分的定价结果。

4.5 南方区域电力现货市场模拟出清分析

本文构造了南方区域电力现货市场仿真模拟案例,其中,数据来源于文献［18］,具体设置详见附录C。南方电网的拓扑结构如附录C 图C1 所示,所模拟的南方区域跨省区交易成分输电价格和网损率如表2 所示。

表2 南方区域跨省区交易成分输电价格和网损率Table 2 Transmission price and network loss rate of trans-provincial trading components in China southern region

4.5.1 区域电力现货市场出清结果分析

图4 为云南电网的总送出功率曲线和各跨省区交易成分送出功率曲线。

图4 云南省送出功率Fig.4 Sending power of Yunnan Province， China

云南网对网送广东全天电量占云南总送出电量的4.67%,而云南网对网送广西电量占云南总送出电量的41.53%,这主要是因为云南网对网送广西的输电价格与网损率均低于云南网对网送广东。云南点对网送广东1 和云南点对网送广东2 全天送出电量占比分别为18.95%和29.40%,远大于云南网对网送广东的电量,表明云南点对网电厂自身报价叠加点对网输电价格较云南其他电厂报价叠加云南网对网送广东输电价格在全天多数时段更具备成本优势。

贵州按照交易成分划分的送出功率曲线详见附录C 图C2。南方五省区出清的边际电价曲线详见附录C 图C3。

4.5.2 区域电力现货市场出清模型对比

图5 为基于交易模型的云南、广东电网出清电价和基于物理模型的云南、广东电网出清电价。云南电网的出清电价曲线在2 种模型下基本一致,说明2 种模型下云南均为定价省份,且定价机组相同。广东电网出清电价在2 种模型下不同,主要原因在于基于交易模型的广东电网出清电价受云南网对网送广东、云南点对网送广东1、云南点对网送广东2等多个交易成分的输电价格和网损率影响,而基于物理模型的广东电网出清电价只与云南—广东直流的输电价格和网损率相关,二者对应参数不同。

图5 不同模型的出清电价对比Fig.5 Comparison of clearing price with different models

针对时段2 至时段14 的出清电价展开分析。在基于交易模型的出清结果中,云南电网出清电价 为123.5 元/（MW ∙h）,广 东 电 网 出 清 电 价 为221.4 元/（MW∙h）,表明时段2 至时段14 云南电网与广东电网之间的价差由云南点对网送广东1 的输电价格和网损率确定。而在基于物理模型的出清结果中,云南电网出清电价为121.1 元/（MW∙h）,广东电网出清电价在［210,230］元/（MW ∙h）区间内波动,无法精准反映云南和广东之间的跨省区输电价格及对应的网损率。

云南点对网送广东电厂在2 种模型下对应的出力曲线如附录C 图C4 所示。在负荷低谷时段,基于交易模型得到的功率值可为0 MW,低于基于物理模型得到的功率值1 304 MW。而在负荷高峰时段,基于交易模型得到的功率值为5 400 MW,又较基于物理模型得到的功率值4 750 MW 偏高。因此,通过设置点对网跨省区交易成分,可让点对网电厂依据供需情况在更大范围内调节自身出力曲线。

本文所提交易模型与原始物理模型的日前出清计算时间对比结果如表3 所示。

表3 计算时间对比结果Table 3 Comparison results of calculation time

由表3 可知,在相同的精度设置下,考虑了跨省区交易成分建模后,计算时间均有所增加,主要体现在安全约束机组组合和安全约束经济调度环节。在优化间隙取2%时,本文所提交易模型的总计算时间增加了21.1%,其中,安全约束机组组合环节计算时间增加了19%。在优化间隙取1%时,本文所提交易模型的总计算时间增加了7.8%,其中,安全约束机组组合环节计算时间相近,仅增加了0.7%,这表明随着优化间隙逐步降低,2 种模型在安全约束机组组合环节上的计算时间差别逐渐减小。

同时,从上述仿真测算结果中可以发现,在优化间隙设置为1%及以上的场景下,考虑跨省区交易成分的模型计算时间最多为68 min。根据南方（以广东起步）电力现货市场试运行有关规定［26］,各市场主体在竞价日13:00 前进行日前电能量市场交易申报,电力调控机构在竞价日17:30 前出清得到日前电能量市场交易结果即可。因此,本文所提考虑跨省区交易成分的计算模型可满足当前现货市场运营对出清求解时间的要求。

5 结语

本文提出了应对跨省区送受电物理潮流与交易成分网损偏差的修正方法,构造了含跨省区送受电物理潮流与交易成分耦合约束的区域电力现货市场出清模型。分别基于9 节点系统和南方区域电力现货市场模拟平台,验证了所提方法和模型的有效性,主要结论如下。

1）本文所提考虑跨省区送受电网损偏差修正的区域电力现货市场出清模型,可确保系统安全运行约束得到满足,并且所得到的节点出清电价可以反映交易成分网损率和跨省区输电价格。

2）当跨省区送受电物理通道未全部受限,关联交易成分功率也未达界时,相关联省份电网的边际电价由价格优势方省份的边际电价、交易网损率、跨省区输电价格共同确定。

3）物理潮流网损和交易成分网损的偏差值主要受交易成分网损率的影响,可由非市场化机组进行平衡分摊。后续将进一步研究网损偏差值在结算层面的分摊方法,减少对非市场发电主体的收益影响。

4）与基于跨省区物理潮流的区域电力现货市场出清模型相比,本文所提模型的计算时间有所增加,但整体仍满足当前现货市场运营对出清求解时间的要求。后续,将从出清算法层面研究提升区域电力现货市场出清效率的方法技术。

本文研究受到广西电网有限责任公司科技项目（046000KK52210029）的帮助，特此感谢！

附录见本刊网络版（http：//www.aeps-info.com/aeps/ch/index.aspx），扫英文摘要后二维码可以阅读网络全文。