含跨省區(qū)輸電價格及網(wǎng)損率的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型

唐 翀，陳梓煜，梁彥杰，周保榮，程蘭芬，禤培正

（1.南方電網(wǎng)科學(xué)研究院有限責(zé)任公司,廣東省廣州市 510663；2.中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心,廣東省廣州市 510670）

0 引言

為推動構(gòu)建全國統(tǒng)一電力市場體系,充分發(fā)揮大電網(wǎng)余缺互濟(jì)作用,進(jìn)一步擴(kuò)大跨區(qū)跨省市場化交易規(guī)模,引導(dǎo)全國、區(qū)域、?。▍^(qū)）各層次電力市場協(xié)同運(yùn)行、融合發(fā)展［1-2］,有必要統(tǒng)籌設(shè)計面向區(qū)域互聯(lián)電網(wǎng)的跨省區(qū)電力市場運(yùn)營機(jī)制。2022 年7 月23 日,南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場啟動試運(yùn)行,覆蓋范圍包括廣東、廣西、云南、貴州、海南等五省區(qū)［3］。但區(qū)域電力現(xiàn)貨市場與現(xiàn)有跨省區(qū)送受電優(yōu)先計劃和跨省區(qū)中長期交易［4］之間仍存在協(xié)調(diào)困難的問題。

目前,國際上尚無法提供可直接借鑒的跨省區(qū)現(xiàn)貨交易方案。美國賓夕法尼亞—新澤西—馬里蘭（Pennsylvania-New Jersey-Maryland,PJM）電力市場的市場規(guī)模和網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與南方區(qū)域電力市場相近,然而,PJM 市場由單一系統(tǒng)運(yùn)營商進(jìn)行調(diào)度運(yùn)營,不存在多級調(diào)度架構(gòu)。同時,美國各州獨(dú)立性比較強(qiáng),電力供需大多就地平衡,能源大范圍配置需求不高,未構(gòu)建跨區(qū)域輸電及交易體系［5］。北歐區(qū)域電力市場［6］構(gòu)建了統(tǒng)一優(yōu)化出清的跨國電力現(xiàn)貨交易機(jī)制,但由于北歐電力系統(tǒng)阻塞主要發(fā)生在跨國跨區(qū)之間,其出清模型未考慮各區(qū)域內(nèi)部的精細(xì)化潮流約束,不適用于省內(nèi)電網(wǎng)阻塞嚴(yán)重的南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場［7］。英國電力市場則采用分散式市場出清方式［8］,通過平衡市場實現(xiàn)現(xiàn)貨層面的增量出清,與當(dāng)前采用全電量優(yōu)化出清［9］的南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模式不匹配。

近年來,國內(nèi)學(xué)者針對省間現(xiàn)貨市場和省級現(xiàn)貨市場的協(xié)調(diào)問題進(jìn)行了研究［10-15］。文獻(xiàn)［10-12］針對國內(nèi)現(xiàn)貨市場發(fā)展現(xiàn)狀,設(shè)計了省間、省內(nèi)市場協(xié)調(diào)運(yùn)行的體系和交易機(jī)制。文獻(xiàn)［13-15］分別從兩級出清優(yōu)化方法、兩級協(xié)同安全校核模式、兩級市場新能源消納等角度構(gòu)建了省間省內(nèi)現(xiàn)貨分步出清模型。文獻(xiàn)［16-17］在省間省內(nèi)分步出清模型的基礎(chǔ)上,同時考慮了跨省區(qū)交易成分的輸電價格和網(wǎng)損對出清結(jié)果的影響,但兩級出清模型無法同時優(yōu)化省內(nèi)發(fā)電機(jī)組出力和跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線功率,難以直接應(yīng)用于采用統(tǒng)一出清模式的南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場中［18］。

文獻(xiàn)［19-21］均設(shè)計了適用于交直流混聯(lián)電網(wǎng)運(yùn)行特性的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場全節(jié)點(diǎn)統(tǒng)一出清模型,對于跨省區(qū)輸電功率和網(wǎng)損率的處理均采用純物理潮流模型,反映的是各交直流聯(lián)絡(luò)線的輸電成本和網(wǎng)損特性。在南方區(qū)域跨省區(qū)優(yōu)先計劃和中長期電力交易體系下［22］,跨省區(qū)電力交易按照事先核定的跨省區(qū)輸電價格和網(wǎng)損率開展結(jié)算,與各交直流聯(lián)絡(luò)線的物理參數(shù)無關(guān)。因此,采用基于跨省區(qū)聯(lián)絡(luò)線物理潮流建模的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型無法反映各跨省區(qū)交易成分對應(yīng)的輸電價格和網(wǎng)損率,亟須研究考慮跨省區(qū)交易成分輸電價格和網(wǎng)損率的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清機(jī)制。

為此,本文以南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場為例,構(gòu)造了含跨省區(qū)送受電物理潮流與交易成分耦合約束的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型,確保區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清結(jié)果能反映跨省區(qū)輸電價格和網(wǎng)損率,為南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場建設(shè)和全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)提供參考建議。

1 跨省區(qū)送受電交易體系

在區(qū)域電力市場中,交易主體主要包括各省份電網(wǎng)主體和點(diǎn)對網(wǎng)電廠主體,各交易主體之間在跨省區(qū)送受電優(yōu)先計劃的基礎(chǔ)上可進(jìn)行中長期交易和現(xiàn)貨交易。

跨省區(qū)送受電交易成分主要包含送端省份電網(wǎng)送至受端省份電網(wǎng)的網(wǎng)對網(wǎng)交易成分,以及送端省份電廠送至受端省網(wǎng)的點(diǎn)對網(wǎng)交易成分。圖1 以南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場為例,闡述了跨省區(qū)送受電交易體系。

圖1 南方區(qū)域跨省區(qū)送受電交易體系Fig.1 Trans-provincial sending and receiving power trading system in China southern region

如圖1 所示,各省級電網(wǎng)主體和點(diǎn)對網(wǎng)電廠主體均包含多種跨省區(qū)送受電交易成分,每一種交易成分對應(yīng)一個核定的跨省區(qū)輸電價格和網(wǎng)損率。對于同一交易成分,如云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣東,由于存在送受電網(wǎng)損,故還需對同一交易成分區(qū)分送端功率和受端功率,二者雖然隸屬于同一交易,但功率值有所不同。

基于上述交易體系,在區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型中,跨省區(qū)送受電的優(yōu)化目標(biāo)與跨省區(qū)交易成分和對應(yīng)的輸電價格緊密相關(guān),以確保區(qū)域電力現(xiàn)貨市場的出清結(jié)果可反映跨省區(qū)輸電價格的影響。

2 網(wǎng)損偏差修正方法

2.1 交直流聯(lián)絡(luò)線物理潮流網(wǎng)損

交直流混聯(lián)的區(qū)域互聯(lián)電網(wǎng)中,直流聯(lián)絡(luò)線與交流聯(lián)絡(luò)線的網(wǎng)損分開進(jìn)行處理。

2.1.1 交流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損

交流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損按照與傳輸功率成正比的原則進(jìn)行處理［19］,其數(shù)學(xué)表達(dá)式如下:

式中:LACtie,k,t為第k條跨省區(qū)交流聯(lián)絡(luò)線在時段t的網(wǎng)損量；Ts,ACtie,k,t和Tr,ACtie,k,t分別為第k條跨省區(qū)交流聯(lián)絡(luò)線在時段t的送端和受端傳輸功率；Fk為對應(yīng)的交流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損系數(shù)。交流聯(lián)絡(luò)線功率與正常交流傳輸線路的功率一樣,與發(fā)電機(jī)組出力、節(jié)點(diǎn)負(fù)荷和直流線路功率相關(guān)［19］。

2.1.2 直流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損

直流聯(lián)絡(luò)線功率可以自由控制,在依據(jù)直流聯(lián)絡(luò)線的運(yùn)行方式確定網(wǎng)損系數(shù)取值之后,按照網(wǎng)損與傳輸功率的二次方成正比的原則進(jìn)行處理［19］。具體數(shù)學(xué)表達(dá)式如下:

式中:LDCtie,j,t為第j條跨省區(qū)直流聯(lián)絡(luò)線在時段t的網(wǎng)損量；Ts,DCtie,j,t和Tr,DCtie,j,t分別為第j條跨省區(qū)直流聯(lián)絡(luò)線在時段t的送端和受端傳輸功率；Kj為對應(yīng)的直流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損系數(shù)。

為了簡化數(shù)學(xué)模型以提高出清效率,一般采用分段線性化的方式對直流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損進(jìn)行簡化處理,如附錄A 圖A1 所示。數(shù)學(xué)模型詳見附錄A式（A1）—式（A3）。

2.2 跨省區(qū)送受電交易成分網(wǎng)損

對于區(qū)域電力現(xiàn)貨市場中任意一種跨省區(qū)交易成分,應(yīng)包含送端和受端2 個關(guān)口,并且考慮中間的交易成分網(wǎng)損率,其網(wǎng)損量計算如下:

式中:Ltra,m,t為交易成分m的網(wǎng)損量；Ts,tra,m,t為交易成分m在送端關(guān)口的功率值；Tr,tra,m,t為交易成分m在受端關(guān)口的功率值；ηm為交易成分m對應(yīng)的網(wǎng)損率,一般與跨省區(qū)交易電價一樣,為人工核定數(shù)值,用于各省級電網(wǎng)公司和超高壓輸電公司交易結(jié)算用。

2.3 跨省區(qū)送受電物理潮流與交易成分的耦合約束

跨省區(qū)現(xiàn)貨交易路徑的建立是為了實現(xiàn)無直接電氣聯(lián)絡(luò)的買賣雙方進(jìn)行跨省區(qū)電力現(xiàn)貨交易結(jié)算,本質(zhì)上為一條虛擬交易路徑,不與某條具體物理輸電通道直接對應(yīng)。而為了確保跨省區(qū)送受電交易成分功率曲線可以在跨省區(qū)送受電物理通道傳輸能力范圍內(nèi)得到物理執(zhí)行,且能夠滿足各省級電網(wǎng)電力平衡約束和安全運(yùn)行約束,在各交易主體送受電關(guān)口處,相關(guān)聯(lián)的物理潮流總功率要等于相關(guān)聯(lián)的交易成分總功率。

通過構(gòu)建跨省區(qū)送受電物理潮流和交易成分相耦合的關(guān)聯(lián)約束,使得跨省區(qū)交易成分在省級電網(wǎng)關(guān)口處的總功率可以滿足跨省區(qū)物理送受電通道的傳輸能力約束。同時,將跨省區(qū)交易成分在省級電網(wǎng)關(guān)口處的總功率納入該省級電網(wǎng)的電力平衡約束中,也可反映實際物理狀態(tài)下各省級電網(wǎng)的電力平衡關(guān)系。

附錄A 圖A2 分別以云南電網(wǎng)關(guān)口、廣東電網(wǎng)關(guān)口和烏東德電廠為例,闡述了南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場中,送端省份電網(wǎng)、受端省份電網(wǎng)和點(diǎn)對網(wǎng)電廠的關(guān)口耦合關(guān)系。

2.3.1 送端省份耦合約束

對于送端省份,其對外送出的交直流聯(lián)絡(luò)線功率之和應(yīng)等于與該省份相關(guān)聯(lián)的交易成分送端功率之和:

式中:ΓS和ΩS分別為與送端省份S相關(guān)聯(lián)的交易成分集合和物理聯(lián)絡(luò)線通道集合。

2.3.2 受端省份耦合約束

對于受端省份,其關(guān)聯(lián)的交直流聯(lián)絡(luò)線凈功率（部分受端省份可能同時存在外省受入通道和外省送出通道）之和應(yīng)等于與該省份相關(guān)聯(lián)的交易成分受端功率之和:

式中:ΓR和ΩR分別為與受端省份R相關(guān)聯(lián)的交易成分集合和物理聯(lián)絡(luò)線通道集合；ΔTloss,R,t為受端省份R在時段t的網(wǎng)損修正量。

2.3.3 點(diǎn)對網(wǎng)電廠耦合約束

對于某一點(diǎn)對網(wǎng)電廠,其下屬發(fā)電機(jī)組的出力之和應(yīng)等于該點(diǎn)對網(wǎng)電廠的交易成分送端功率之和:

式中:ΓX和ΩX分別為與點(diǎn)對網(wǎng)電廠X相關(guān)聯(lián)的交易成分集合和下屬發(fā)電機(jī)組集合；Pi,t為發(fā)電機(jī)組i在時段t的中標(biāo)出力。

2.4 跨省區(qū)送受電網(wǎng)損偏差修正

聯(lián)立式（1）至式（5）,可得到網(wǎng)損修正量與交直流聯(lián)絡(luò)線物理潮流網(wǎng)損及跨省區(qū)交易成分網(wǎng)損的關(guān)系為:

對比2.1 節(jié)和2.2 節(jié)的網(wǎng)損公式可知,由于網(wǎng)損率核算方式的不同,在送端省份關(guān)口功率保持一致的基礎(chǔ)上,采用物理潮流建模得到的網(wǎng)損量很可能與采用交易成分建模得到的網(wǎng)損量不同。因此,在構(gòu)造受端省份耦合約束時,需要通過引入網(wǎng)損修正量ΔTloss,R,t對偏差進(jìn)行抵消,其主要作用在于修正由于網(wǎng)損計算方式不同造成的網(wǎng)損偏差,確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。網(wǎng)損偏差的修正方法可有多種,本文考慮通過事后調(diào)整非市場化機(jī)組的出力曲線來修正網(wǎng)損偏差。

3 區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型

本文所提區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型,是基于當(dāng)前現(xiàn)貨市場的標(biāo)準(zhǔn)化出清模型構(gòu)造的［18］,主要介紹面向區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清的安全約束機(jī)組組合（security constrained unit commitment,SCUC）模型。

3.1 目標(biāo)函數(shù)

本文所提區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型,以機(jī)組發(fā)電總成本和跨省區(qū)輸電成本之和最小為優(yōu)化目標(biāo)。其中,跨省區(qū)輸電成本由跨省區(qū)交易成分和對應(yīng)的輸電價格共同構(gòu)成,具體數(shù)學(xué)表達(dá)式如下:

式中:Q為所考慮的總時段數(shù),在本文中取96；N為發(fā)電機(jī)組總臺數(shù)；E為發(fā)電機(jī)組的總報價段數(shù)；Pi,s,t為發(fā)電機(jī)組i在時段t第s段中標(biāo)出力；Ci,s,t為發(fā)電機(jī)組i在時段t第s段電能量申報價格；CU,i,t為發(fā)電機(jī)組i在時段t的啟動費(fèi)用；NM為跨省區(qū)交易成分總數(shù)；Ctra,m為交易成分m對應(yīng)的輸電價格。

3.2 約束條件

3.2.1 分省功率平衡約束

對于每個時段t,各省份電網(wǎng)內(nèi)的發(fā)電機(jī)組總出力、關(guān)口凈注入功率之和應(yīng)等于系統(tǒng)凈負(fù)荷預(yù)測值。具體數(shù)學(xué)表達(dá)式如下:

式中:DS,t為送端省份S在時段t的凈負(fù)荷預(yù)測值（即原始基線負(fù)荷預(yù)測值扣減非市場化的新能源預(yù)測出力）；DR,t為受端省份R在時段t的凈負(fù)荷預(yù)測值；ψS和ψR分別為送端省份S和受端省份R的發(fā)電機(jī)組集合。其中,式（9）為送端省份的功率平衡約束,式（10）為受端省份的功率平衡約束。

3.2.2 交直流聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行約束

1）交流聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行約束

交流聯(lián)絡(luò)線送受電功率平衡約束主要包括交流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損約束,詳見式（1）。交流聯(lián)絡(luò)線傳輸功率約束如下:

式中:TAC,max,k,t和TAC,min,k,t分別為交流聯(lián)絡(luò)線k在時段t的最大和最小傳輸功率限值。

2）直流聯(lián)絡(luò)線運(yùn)行約束

直流聯(lián)絡(luò)線送受電功率平衡約束主要包括直流聯(lián)絡(luò)線網(wǎng)損約束,詳見附錄A 式（A1）至式（A3）。直流聯(lián)絡(luò)線傳輸功率應(yīng)處于其最大、最小傳輸功率范圍內(nèi),如式（12）所示。

式中:TDC,max,j,t和TDC,min,j,t分別為直流聯(lián)絡(luò)線j在時段t的最大和最小傳輸功率限值。

3）直流聯(lián)絡(luò)線傳輸功率爬坡約束

直流聯(lián)絡(luò)線傳輸功率爬坡約束是指直流聯(lián)絡(luò)線功率向上或向下調(diào)整時,須滿足的爬坡速率要求,如式（13）和式（14）所示。

式中:ΔT和ΔT分別為直流聯(lián)絡(luò)線j最大上爬坡速率和下爬坡速率；xp,j,t和xn,j,t分別為表征直流聯(lián)絡(luò)線j在時段t是否向上、向下調(diào)節(jié)的0-1 變量。

4）直流聯(lián)絡(luò)線功率相鄰時段不可反向調(diào)整約束

直流聯(lián)絡(luò)線功率在相鄰時段不可出現(xiàn)先向上再向下或者先向下再向上調(diào)整的情況,具體表達(dá)式如式（15）和式（16）所示。

5）直流聯(lián)絡(luò)線功率調(diào)節(jié)次數(shù)約束

直流聯(lián)絡(luò)線功率全天變化的次數(shù)須在一定范圍內(nèi),具體表達(dá)式如式（17）所示。

式中:NDC,maxj為全天直流聯(lián)絡(luò)線j功率的最大調(diào)節(jié)次數(shù)。

3.2.3 跨省區(qū)送受電交易成分關(guān)聯(lián)約束

跨省區(qū)送受電交易成分關(guān)聯(lián)約束主要包括交易成分網(wǎng)損約束、物理潮流與交易成分耦合約束等,詳見式（5）至式（7）。同時,為避免跨省區(qū)送受電交易成分明顯偏離實際物理通道輸電能力,交易成分功率還應(yīng)滿足上、下限約束:

式中:Ttra,max,m,t和Ttra,min,m,t分別為跨省區(qū)送受電交易成分m在時段t的最大和最小傳輸限值。其中,下限值Ttra,min,m,t可作為跨省區(qū)送受電優(yōu)先計劃占用容量,確保區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清結(jié)果可以實現(xiàn)優(yōu)先計劃保底；上限值可按照區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清前的跨省區(qū)可用傳輸容量（available transmission capacity,ATC）給定［10］。

3.2.4 其他約束

對于各省份電網(wǎng)的正備用容量約束、負(fù)備用容量約束、常規(guī)火電機(jī)組運(yùn)行約束、網(wǎng)絡(luò)潮流約束等,相關(guān)表達(dá)式詳見文獻(xiàn)［19］。若考慮梯級水電機(jī)組參與現(xiàn)貨市場,還需構(gòu)造水電耦合約束等［23-24］。

4 算例分析

首先,構(gòu)造一個9 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)的簡單算例,對本文所提的含跨省區(qū)送受電網(wǎng)損偏差修正的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清機(jī)制進(jìn)行合理性驗證。隨后,基于南方電網(wǎng)實際網(wǎng)架結(jié)構(gòu)和模擬運(yùn)行數(shù)據(jù),將本文所提模型在南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場仿真模擬平臺［25］上進(jìn)行測試,并和現(xiàn)有基于跨省區(qū)送受電物理潮流的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型進(jìn)行對比,進(jìn)一步驗證本文所提出清模型的有效性。

4.1 9 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)算例設(shè)置

如圖2 所示,系統(tǒng)共有6 臺發(fā)電機(jī)組（G1,G2,…,G6）；共分a、b、c 網(wǎng),每個網(wǎng)含3 個節(jié)點(diǎn),網(wǎng)網(wǎng)之間均設(shè)有聯(lián)絡(luò)線。其中,a 網(wǎng)通過直流聯(lián)絡(luò)線Line18 和Line24 分別與b 網(wǎng)與c 網(wǎng)相連,b 網(wǎng)和c 網(wǎng)通過交流聯(lián)絡(luò)線Line67 相連；直流聯(lián)絡(luò)線Line18 和Line24 傳輸容量均為40 MW,其他交流線路傳輸功率上限均為100 MW。節(jié)點(diǎn)2 為a 網(wǎng)的平衡節(jié)點(diǎn),節(jié)點(diǎn)7 為b 網(wǎng)和c 網(wǎng)的平衡節(jié)點(diǎn)。交易成分輸電價格和網(wǎng)損率詳見表1。其他參數(shù),如凈負(fù)荷時序曲線詳見附錄B 圖B1,機(jī)組報價詳見附錄B 表B1,各聯(lián)絡(luò)線的物理網(wǎng)損率詳見附錄B 表B2,單個時段時長為1 h。

表1 交易成分輸電價格和網(wǎng)損率Table 1 Transmission price and network loss rate of trading components

圖2 9 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)Fig.2 9-bus system structure

4.2 跨省區(qū)送受電功率對比

直流聯(lián)絡(luò)線Line18、Line24 和交流聯(lián)絡(luò)線Line67 的物理潮流（送端）出清結(jié)果詳見附錄B 圖B2?？缡^(qū)送受電交易成分（送端）的出清結(jié)果詳見附錄B 圖B3。

由于交易成分“G1 送c 網(wǎng)”的輸電價格最低,在G1 報價疊加輸電價格仍低于c 網(wǎng)機(jī)組邊際報價的情況下,交易成分“G1 送c 網(wǎng)”會優(yōu)先其他送c 網(wǎng)的交易成分中標(biāo),直至機(jī)組G1 出力達(dá)到上限?！癮 網(wǎng)送b 網(wǎng)”疊加“b 網(wǎng)送c 網(wǎng)”的輸電價格為75.5（=53.8+21.7）元/（MW?h）,與“a 網(wǎng) 送c 網(wǎng)”的 輸 電 價 格75.5 元/（MW?h）一致,但由于“a 網(wǎng)送b 網(wǎng)”疊加“b 網(wǎng)送c 網(wǎng)”的交易網(wǎng)損率4.26%（=2.98%+1.28%）仍低 于“a 網(wǎng) 送c 網(wǎng)”的 交 易 網(wǎng) 損 率6.57%,故“a 網(wǎng)送c 網(wǎng)”的中標(biāo)優(yōu)先級將明顯偏低。

4.3 邊際電價對比

a 網(wǎng)、b 網(wǎng)、c 網(wǎng)的邊際電價如圖3 所示,三者的大小關(guān)系為:a 網(wǎng)電價

圖3 邊際電價仿真結(jié)果Fig.3 Simulation results of marginal prices

當(dāng)跨省區(qū)送受電物理潮流或交易成分功率受限時,網(wǎng)網(wǎng)之間的電價差值與輸電價格無關(guān)。而當(dāng)跨省區(qū)送受電物理潮流和交易成分功率均不受限時,網(wǎng)網(wǎng)之間的電價差值與輸電價格和對應(yīng)的網(wǎng)損率相關(guān)。如在時段10 時,b 網(wǎng)邊際電價為300 元/（MW?h）,其疊加輸電價格和網(wǎng)損率后較c 網(wǎng)內(nèi)部機(jī)組電價均有優(yōu)勢,故c 網(wǎng)邊際電價由b 網(wǎng)決定,其電價滿足式（19）。

式中:λc為c 網(wǎng)電價；λb為b 網(wǎng)電價；ηb2c為b 網(wǎng)送c 網(wǎng)的交易網(wǎng)損率；Ctransb2c為b 網(wǎng)送c 網(wǎng)的輸電價格。c 網(wǎng)為受端電網(wǎng),b 網(wǎng)為送端電網(wǎng)。

由式（19）可知,當(dāng)c 網(wǎng)增加1 MW 負(fù)荷時,系統(tǒng)總成本增加最小的方式是讓b 網(wǎng)機(jī)組多發(fā)并向c 網(wǎng)增送1.013（=1/（1-1.28%））MW 的功率；在考慮b 網(wǎng)送c 網(wǎng)的網(wǎng)損率1.28%后剛好使得b 網(wǎng)功率重新平衡,此時,b 網(wǎng)機(jī)組增加的發(fā)電成本為303.89（=300×1/（1-1.28%））元/（MW·h）,b 網(wǎng)送c 網(wǎng)增加的輸電成本為21.7 元/（MW·h）,合計325.6 元/（MW·h）。

同時,由于在時段10 時a 網(wǎng)機(jī)組均已滿出力,故a 網(wǎng)電價亦由b 網(wǎng)決定,其電價滿足式（20）。

式中:λa為a 網(wǎng)電價；ηa2b為a 網(wǎng)送b 網(wǎng)的交易網(wǎng)損率；Ctransa2b為a 網(wǎng)送b 網(wǎng)的輸電價格。a 網(wǎng)為送端電網(wǎng)。

由式（20）可知,當(dāng)a 網(wǎng)增加1 MW 負(fù) 荷 時,系統(tǒng)總成本增加最小的方式是讓b 網(wǎng)機(jī)組增加0.97（=1×（1-2.98%））MW 功率；同時,讓a 網(wǎng)減少送b 網(wǎng)0.97 MW 功率,在考慮a 網(wǎng)送b 網(wǎng)的網(wǎng)損率2.98% 后剛好使得a 網(wǎng)功率重新平衡,此時,b 網(wǎng)增加的機(jī)組發(fā)電成本為291.06（=300×（1-2.98%））元/（MW·h）,a 網(wǎng)送b 網(wǎng)減少的輸電成本為52.2（=53.8×（1-2.98%））元/（MW·h）,合計238.9 元/（MW·h）。

4.4 送受電網(wǎng)損分析

9 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)的送受電物理潮流網(wǎng)損和交易成分網(wǎng)損的對比結(jié)果詳見附錄B 圖B4。由于交易網(wǎng)損率的參數(shù)值普遍高于物理潮流網(wǎng)損率的參數(shù)值,故出清結(jié)果中的交易網(wǎng)損量大于物理潮流網(wǎng)損量。其中,物理潮流網(wǎng)損平均值為1.72 MW,交易成分網(wǎng)損平均值為2.81 MW,對應(yīng)的網(wǎng)損修正平均值為1.01 MW,占系統(tǒng)送受電量比例為1.01%。在實際工程應(yīng)用中,可考慮將該部分網(wǎng)損偏差值分?jǐn)傊练鞘袌龌l(fā)電機(jī)組,通過事后調(diào)整非市場化機(jī)組的出力曲線來修正網(wǎng)損偏差,以確保該修正機(jī)制既能保證現(xiàn)貨市場出清結(jié)果可物理執(zhí)行,又不影響市場化機(jī)組和跨省區(qū)交易成分的定價結(jié)果。

4.5 南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場模擬出清分析

本文構(gòu)造了南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場仿真模擬案例,其中,數(shù)據(jù)來源于文獻(xiàn)［18］,具體設(shè)置詳見附錄C。南方電網(wǎng)的拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如附錄C 圖C1 所示,所模擬的南方區(qū)域跨省區(qū)交易成分輸電價格和網(wǎng)損率如表2 所示。

表2 南方區(qū)域跨省區(qū)交易成分輸電價格和網(wǎng)損率Table 2 Transmission price and network loss rate of trans-provincial trading components in China southern region

4.5.1 區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清結(jié)果分析

圖4 為云南電網(wǎng)的總送出功率曲線和各跨省區(qū)交易成分送出功率曲線。

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

云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣東全天電量占云南總送出電量的4.67%,而云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣西電量占云南總送出電量的41.53%,這主要是因為云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣西的輸電價格與網(wǎng)損率均低于云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣東。云南點(diǎn)對網(wǎng)送廣東1 和云南點(diǎn)對網(wǎng)送廣東2 全天送出電量占比分別為18.95%和29.40%,遠(yuǎn)大于云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣東的電量,表明云南點(diǎn)對網(wǎng)電廠自身報價疊加點(diǎn)對網(wǎng)輸電價格較云南其他電廠報價疊加云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣東輸電價格在全天多數(shù)時段更具備成本優(yōu)勢。

貴州按照交易成分劃分的送出功率曲線詳見附錄C 圖C2。南方五省區(qū)出清的邊際電價曲線詳見附錄C 圖C3。

4.5.2 區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型對比

圖5 為基于交易模型的云南、廣東電網(wǎng)出清電價和基于物理模型的云南、廣東電網(wǎng)出清電價。云南電網(wǎng)的出清電價曲線在2 種模型下基本一致,說明2 種模型下云南均為定價省份,且定價機(jī)組相同。廣東電網(wǎng)出清電價在2 種模型下不同,主要原因在于基于交易模型的廣東電網(wǎng)出清電價受云南網(wǎng)對網(wǎng)送廣東、云南點(diǎn)對網(wǎng)送廣東1、云南點(diǎn)對網(wǎng)送廣東2等多個交易成分的輸電價格和網(wǎng)損率影響,而基于物理模型的廣東電網(wǎng)出清電價只與云南—廣東直流的輸電價格和網(wǎng)損率相關(guān),二者對應(yīng)參數(shù)不同。

圖5 不同模型的出清電價對比Fig.5 Comparison of clearing price with different models

針對時段2 至?xí)r段14 的出清電價展開分析。在基于交易模型的出清結(jié)果中,云南電網(wǎng)出清電價 為123.5 元/（MW ?h）,廣 東 電 網(wǎng) 出 清 電 價 為221.4 元/（MW?h）,表明時段2 至?xí)r段14 云南電網(wǎng)與廣東電網(wǎng)之間的價差由云南點(diǎn)對網(wǎng)送廣東1 的輸電價格和網(wǎng)損率確定。而在基于物理模型的出清結(jié)果中,云南電網(wǎng)出清電價為121.1 元/（MW?h）,廣東電網(wǎng)出清電價在［210,230］元/（MW ?h）區(qū)間內(nèi)波動,無法精準(zhǔn)反映云南和廣東之間的跨省區(qū)輸電價格及對應(yīng)的網(wǎng)損率。

云南點(diǎn)對網(wǎng)送廣東電廠在2 種模型下對應(yīng)的出力曲線如附錄C 圖C4 所示。在負(fù)荷低谷時段,基于交易模型得到的功率值可為0 MW,低于基于物理模型得到的功率值1 304 MW。而在負(fù)荷高峰時段,基于交易模型得到的功率值為5 400 MW,又較基于物理模型得到的功率值4 750 MW 偏高。因此,通過設(shè)置點(diǎn)對網(wǎng)跨省區(qū)交易成分,可讓點(diǎn)對網(wǎng)電廠依據(jù)供需情況在更大范圍內(nèi)調(diào)節(jié)自身出力曲線。

本文所提交易模型與原始物理模型的日前出清計算時間對比結(jié)果如表3 所示。

表3 計算時間對比結(jié)果Table 3 Comparison results of calculation time

由表3 可知,在相同的精度設(shè)置下,考慮了跨省區(qū)交易成分建模后,計算時間均有所增加,主要體現(xiàn)在安全約束機(jī)組組合和安全約束經(jīng)濟(jì)調(diào)度環(huán)節(jié)。在優(yōu)化間隙取2%時,本文所提交易模型的總計算時間增加了21.1%,其中,安全約束機(jī)組組合環(huán)節(jié)計算時間增加了19%。在優(yōu)化間隙取1%時,本文所提交易模型的總計算時間增加了7.8%,其中,安全約束機(jī)組組合環(huán)節(jié)計算時間相近,僅增加了0.7%,這表明隨著優(yōu)化間隙逐步降低,2 種模型在安全約束機(jī)組組合環(huán)節(jié)上的計算時間差別逐漸減小。

同時,從上述仿真測算結(jié)果中可以發(fā)現(xiàn),在優(yōu)化間隙設(shè)置為1%及以上的場景下,考慮跨省區(qū)交易成分的模型計算時間最多為68 min。根據(jù)南方（以廣東起步）電力現(xiàn)貨市場試運(yùn)行有關(guān)規(guī)定［26］,各市場主體在競價日13:00 前進(jìn)行日前電能量市場交易申報,電力調(diào)控機(jī)構(gòu)在競價日17:30 前出清得到日前電能量市場交易結(jié)果即可。因此,本文所提考慮跨省區(qū)交易成分的計算模型可滿足當(dāng)前現(xiàn)貨市場運(yùn)營對出清求解時間的要求。

5 結(jié)語

本文提出了應(yīng)對跨省區(qū)送受電物理潮流與交易成分網(wǎng)損偏差的修正方法,構(gòu)造了含跨省區(qū)送受電物理潮流與交易成分耦合約束的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型。分別基于9 節(jié)點(diǎn)系統(tǒng)和南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場模擬平臺,驗證了所提方法和模型的有效性,主要結(jié)論如下。

1）本文所提考慮跨省區(qū)送受電網(wǎng)損偏差修正的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型,可確保系統(tǒng)安全運(yùn)行約束得到滿足,并且所得到的節(jié)點(diǎn)出清電價可以反映交易成分網(wǎng)損率和跨省區(qū)輸電價格。

2）當(dāng)跨省區(qū)送受電物理通道未全部受限,關(guān)聯(lián)交易成分功率也未達(dá)界時,相關(guān)聯(lián)省份電網(wǎng)的邊際電價由價格優(yōu)勢方省份的邊際電價、交易網(wǎng)損率、跨省區(qū)輸電價格共同確定。

3）物理潮流網(wǎng)損和交易成分網(wǎng)損的偏差值主要受交易成分網(wǎng)損率的影響,可由非市場化機(jī)組進(jìn)行平衡分?jǐn)?。后續(xù)將進(jìn)一步研究網(wǎng)損偏差值在結(jié)算層面的分?jǐn)偡椒?減少對非市場發(fā)電主體的收益影響。

4）與基于跨省區(qū)物理潮流的區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清模型相比,本文所提模型的計算時間有所增加,但整體仍滿足當(dāng)前現(xiàn)貨市場運(yùn)營對出清求解時間的要求。后續(xù),將從出清算法層面研究提升區(qū)域電力現(xiàn)貨市場出清效率的方法技術(shù)。

本文研究受到廣西電網(wǎng)有限責(zé)任公司科技項目（046000KK52210029）的幫助，特此感謝！

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