一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法

1.本发明涉及电力市场领域及水电调度运行领域，特别涉及一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法。


背景技术：

2.云南、四川等西南高比例水电省份通常需要跨省跨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。跨省跨区直流水电通常采用多方框架协议消纳，然而，伴随近些年国家多层级电力市场的不断完善，这种方式正逐步向市场化交易结算转变，西南水电也将从参与单一送端省份电力市场转变到同时参与送端、受端或者区域等多个电力市场。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。
3.目前对跨省区互联市场衔接方式的研究，大致可分为省间现货市场衔接和省间、省内市场协调耦合出清，前者通过引入市场衔接机制，支持开展跨省区资源互济，但缺少对省间、省内市场资源的联合优化配置；后者通过构建跨省区市场协调耦合出清方法，实现跨省区能源资源的广域时空优化配置，根据出清特点又可分为顺序出清、联合出清两种。此外，由于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性，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，现有常规火电现货出清模型、求解方法难以直接套用。因此，如何在跨省区日前现货市场出清中，保障市场衔接、促进水电消纳就成为必须要解决的关键问题。
4.针对上述问题，本发明依托国家自然科学基金(52079014)，本发明提出一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，并以改进的ieee300节点系统和云南电网实际工程为背景对其进行应用测试。结果显示本发明能够在十分钟左右完成亿千瓦级高比例水电市场现货出清，满足日前市场运行的时效性要求，且能有效衔接市场出清结果与直流输送计划，实现流域梯级电量、水量精准匹配。


技术实现要素：

5.本发明要解决的技术问题是提供一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，以实现送、受端市场出清结果与直流输送计划的有效衔接，促进水电资源的高效利用。
6.本发明技术方案：
7.一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，包括如下步骤：
8.(1)构建以购电成本最小为目标的送、受端市场日前现货出清模型，见公式(1)；同时为最大程度解决送端高比例水电市场弃水问题，引入弃水处理约束集，见公式(2)。
9.[0010][0011]
式中：为电站i在时段t的运行费用，为电站i在时段t的开机费用，t为计算时段集合，i为省内市场电站集合，m为惩罚因子，s为外送通道集合，为外送通道s在时刻t的外送出力剩余变量，外送通道s在时刻t的外送出力松弛变量；分别为第一、二阶段弃水状态指标，取“true”表示电站i时段t存在弃水，无弃水默认取“false”；s1为第一阶段弃水处理状态指标，取“true”表示第一阶段弃水处理策略已执行，默认取false；为根据弃水流量算得弃水电站i时刻t最大可中标出力上限，ei为电站i日总发电量，为上游电站i-1时段t下泄流量，为电站i时段t区间入库流量，δvi为电站i最大可用空闲库容，wi为电站i日均耗水率，为上游梯级电站i时段t出力控制上限，为电站i在时刻t的省内中标出力，p
i,t
为电站i在时刻t的总中标出力；
[0012]
(2)基于受端市场出清结果，结合外送水电相关技术参数，构建水电调度边界更新策略，更新外送水电现货交易边界；具体步骤如下：
[0013]
step1.准备受端市场中外送水电的中标出力、开停机序列等条件；
[0014]
step2.确定外送水电日内各交易时段开、停机情况，按照式(3)更新送端市场外送水电开停机计划优化边界：
[0015][0016]
式中：为受端市场电站i在t时刻开停机状态，x表示电站i在t时刻开停机状态未知；
[0017]
step3.结合外送水电开停机计划、出力过程，按照式(4)、式(5)更新相应时段外送水电发电能力、爬坡能力边界：
[0018][0019][0020]
式中：分别为电站i在时刻t的省内最大、最小出力边界，分别为电站i在时刻t的最大、最小技术出力，为电站i在时刻t外送出力，为电站i装机容量，rui'
,t
、rdi'
,t
分别为电站i在时刻t的最大上、下爬坡速率边界，rui、rdi分别为电站i原始最大上、下爬坡能力；
[0021]
step4.根据跨省区水电输送过程，按照式(6)更新外送水电日电量边界，确保各电站电量、水量精准匹配：
[0022][0023]
式中：为电站i省内中标电量，为电站i自身最大可发日电量，k为梯级上下游日电量折算系数，ξ为梯级第一级电站序号集合，λ为转换系数，将15min平均出力折算为小时发电量；
[0024]
step5.更新送端市场日前现货出清模型中外送水电相关边界，并组织出清；
[0025]
(3)以送端市场弃水处理、断面功率调整需求作为输入条件，构建直流计划更新策略，动态调整外送出力过程，实现送、受端市场协同出清；具体步骤如下：
[0026]
step1.输入外送计划、送端市场出清结果，开展外送过程校核；
[0027]
step2.针对外送水电发电能力不足导致外送计划无法如约完成的情况，按照式(7)更新欠发电站外送电量边界：
[0028][0029]
式中：为电站i外送电量上限，为电站i计划外送电量，为电站i欠发电量；
[0030]
step3.针对弃水处理导致上游电站部分时段外送出力被迫削减的情况，按照式(8)更新上游电站外送计划边界：
[0031][0032]
式中：为电站i在时刻t的外送出力上限，为电站i在时刻t的计划外送出力，为电站i在时刻t因弃水处理被迫削减的出力；t为计算时段集合。
[0033]
step4.根据送端市场外送出力松弛变量计算结果，按式(9)更新输电通道外送计划边界：
[0034][0035]
式中：为外送通道s在t时刻的外送出力上限，为外送通道s在时刻t的计划外送出力，为外送通道s在时刻t的外送出力剩余变量，外送通道s在时刻t的外送出力松弛变量；
[0036]
step5.更新受端市场日前现货出清模型中外送边界，重新组织出清后返回步骤(2)。
[0037]
本发明的有益效果：本发明结合大规模水电跨省区消纳实际需求，提出了考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，以跨省区直流联络线为协调因子，实现送、受端市场解耦，构建了迭代出清框架；考虑直流外送计划确定送端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。
[0038]
相较以往方法，本发明可以高效处理跨省区日前现货市场衔接以及高比例水电系统复杂水电特性，大幅简化跨省区日前现货市场耦合出清问题，最大程度促进跨省区水电高效消纳，为我国西南大规模水电跨省区消纳提供一种切实可行的方法。
附图说明
[0039]
图1是本发明方法总体求解框架图；
[0040]
图2(a)是送端电网负荷平衡图；
[0041]
图2(b)是受端电网负荷平衡图；
[0042]
图3(a)是第一轮迭代计算阿海弃水电站出力和水位过程图；
[0043]
图3(b)是第一轮迭代计算金安桥弃水电站出力和水位过程图；
[0044]
图4(a)～图4(b)是不同阶段出清下阿海弃水电站弃水流量过程示意图；
[0045]
图5(a)是第一阶段弃水处理后得到的梨园外送电站出力过程图；
[0046]
图5(b)是第一阶段弃水处理后得到的龙开口外送电站出力过程图；
[0047]
图6(a)是第二阶段弃水处理后得到的梨园外送电站可行出力区间及出力过程图；
[0048]
图6(b)是第二阶段弃水处理后得到的龙开口外送电站可行出力区间及出力过程图。
具体实施方式
[0049]
下面结合附图和技术方案，进一步说明本发明的具体实施方式。
[0050]
本发明的实施流程示意图如图1所示，具体实施步骤如下：
[0051]
本发明以直流联络线为协调因子，结合送、受端市场相关特点分别构建以购电成本最小为目标的日前现货出清模型，见公式(10)；为最大程度解决送端高比例水电市场弃水问题，特引入弃水处理约束集，见公式(11)。
[0052][0053][0054]
式中：分别为第一、二阶段弃水状态指标(取“true”表示电站i时段t存在弃水，反之无弃水，默认取“false”)，s1为第一阶段弃水处理状态指标(取“true”表示第一阶段弃水处理策略已执行，默认取false)，为根据弃水流量算得弃水电站i时刻t最大可中标出力上限，ei为电站i日总发电量，为上游电站i-1时段t下泄流量，为电站i时段t区间入库流量，δvi为电站i最大可用空闲库容，wi为电站i日均耗水率，为上游梯级电站i时段t出力控制上限，为电站i在时刻t的省内中标出力，p
i,t
为电站i在时刻t的总中标出力。
[0055]
送、受端市场协同出清是一个双层优化问题，为确保两市场出清结果有效衔接。下文结合送端高比例水电市场特点，通过水电调度边界更新策略和直流计划更新策略，迭代更新市场边界，实现现货出清结果与省间直流输电计划的有效衔接，保障多市场协同出清的合理性。
[0056]
为确保外送水电省内、外送出力计划的有效衔接，本发明构建了一种水电调度边界更新策略，根据跨省区送电水电站在受端市场中标出力、开停机等情况，结合其自身相关
技术参数，更新其现货交易边界。基于受端市场中外送水电日内各交易时段开、停机情况，按照式(12)更新送端市场外送水电开停机计划优化边界：
[0057][0058]
式中：为受端市场电站i在t时刻开停机状态，x表示电站i在t时刻开停机状态未知。
[0059]
结合外送水电开停机计划、出力过程，按照式(13)、式(14)更新相应时段外送水电发电能力、爬坡能力边界：
[0060][0061][0062]
式中：分别为电站i在时刻t的省内最大、最小出力边界，分别为电站i在时刻t的最大、最小技术出力，为电站i在时刻t外送出力，为电站i装机容量，rui'
,t
、rdi'
,t
分别为电站i在时刻t的最大上、下爬坡速率边界，rui、rdi分别为电站i原始最大上、下爬坡能力。
[0063]
根据跨省区水电输送过程，按照式(15)更新外送水电日电量边界，确保各电站电量、水量精准匹配：
[0064][0065]
式中：为电站i省内中标电量，为电站i自身最大可发日电量，k为梯级上下游日电量折算系数，ξ为梯级第一级电站序号集合，λ为转换系数，将15min平均出力折算为小时发电量。
[0066]
基于上述计算结果，更新外送水电相关边界至送端市场日前现货出清模型，并组织出清。
[0067]
为保障直流输电计划顺利执行，协调送、受端市场购售电需求，本发明构建了一种直流计划更新策略，以送端市场弃水处理、断面功率调整等需求作为输入条件，动态调整外送出力过程，实现送、受端市场协同出清。
[0068]
以外送计划、送端市场出清结果基准，开展外送过程校核。针对外送水电发电能力不足导致外送计划无法如约完成的情况，按照式(16)更新欠发电站外送电量边界：
[0069][0070]
式中：为电站i外送电量上限，为电站i计划外送电量，为电站i欠发电量。
[0071]
针对弃水处理导致上游电站部分时段外送出力被迫削减的情况，按照式(17)更新上游电站外送计划边界：
[0072][0073]
式中：为电站i在时刻t的外送出力上限，为电站i在时刻t的计划外送出力，为电站i在时刻t因弃水处理被迫削减的出力。
[0074]
根据送端市场外送出力松弛变量计算结果，按式(18)更新输电通道外送计划边界：
[0075][0076]
式中：为外送通道s在t时刻的外送出力上限，为外送通道s在时刻t的计划外送出力，为外送通道s在时刻t的外送出力剩余变量，外送通道s在时刻t的外送出力松弛变量。
[0077]
基于上述计算结果，更新外送边界至受端市场日前现货出清模型，并重新组织出清。
[0078]
受端市场出清完毕后，其它外送电站跨省区输电过程可能遭受影响，故重新执行水电调度边界更新策略，并组织送端市场出清，直至收敛。
[0079]
以云南电网和改进的ieee300节点测试系统作为送、受端现货市场进行实例分析。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、黄登及苗尾等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15240mw，并接受外来水电。交易周期为24h，时段长度为15min；采用云南实际负荷及来水数据，风光电站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220kv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。外送电站参与送、受端市场报价见表1。
[0080]
表1发电商报价参数
[0081][0082]
经过优化计算得到出清结果，分别从全网负荷平衡情况、水电资源利用情况及市场出清结果与直流输送计划衔接效果三个方面进行详细分析。
[0083]
全网负荷平衡情况：图2(a)～图2(b)为计算得到的送、受端电网负荷平衡图，可以从图中清晰地看出，日内各时段送、受端市场均实现全网电力、电量平衡。此外，由于外送水电普遍报价较低，故其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。
[0084]
水电资源利用情况：表2为第一轮迭代计算得到的外送电站中标情况，图3(a)～图3(b)是第一轮迭代计算部分弃水电站出力和水位过程图。可清晰看出，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56％。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14848.6万m3，其中阿海电站弃水6917.2万m3，约占总弃水量的一半。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。下游阿海、金安桥电站，虽然报价低、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。鲁地拉电站报价低，几乎全时段均接近最大出力中标，其下游观音岩电站中标出力相对较少，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情况。
[0085]
表2第一轮迭代计算外送电站中标情况
[0086][0087]
由于第一轮迭代计算所得出清结果中存在弃水问题，故执行本发明中弃水处理办法，依次执行第一、第二阶段弃水处理方法。图4(a)～图4(b)是不同阶段出清下部分弃水电站弃水流量过程示意图，表3为不同阶段弃水处理情况。可以看出，通过第一阶段弃水处理方法调减弃水电站原始报价，赋予其优先出清资格后，弃水问题得到大幅缓解，梯级总弃水量降至288.9万m3，降幅达98％，其中阿海、观音岩弃水问题得到彻底解决。第二阶段弃水处理方法通过控制弃水电站上游电站时段出力，减少相应时段弃水电站入库水量，实现对弃水问题的进一步处理，梯级总弃水量降至0万m3，说明本发明能够较大程度缓解甚至避免梯级水电站独立竞价导致的竞争性弃水问题，促进水电资源的高效利用。
[0088]
表3不同阶段弃水处理情况
[0089][0090]
市场出清结果与直流输送计划衔接效果：图5(a)～图5(b)是第一阶段弃水处理后得到的部分外送电站出力过程图。为提高水电资源利用效率、最大程度解决弃水问题，第一阶段弃水处理方法赋予弃水电量优先出清资格，导致大量低价弃水电量涌入送端市场。同时，为保证负荷平衡，其它电站中标出力势必会出现不同程度的减少。可以看到，梨园、龙开口等外送电站省内中标出力均出现不同程度的减少，然而其外送过程并未受到影响。图6(a)～图6(b)是第二阶段弃水处理后得到的部分外送电站可行出力区间及出力过程图。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。从上述分析可得，本发明能够实现现货出清结果与省间直流输电计划的有效衔接，保障多市场协同出清的合理性。
[0091]
综上，本发明为我国西南大规模水电跨省区消纳提供一种切实可行的方法，可以较好的处理跨省区日前现货市场衔接以及高比例水电系统复杂水电特性，大幅简化跨省区日前现货市场耦合出清问题，最大程度促进跨省区水电高效消纳。

技术特征：
1.一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，其特征在于，包括如下步骤：(1)构建以购电成本最小为目标的送、受端市场日前现货出清模型，见公式(1)；同时为最大程度解决送端高比例水电市场弃水问题，引入弃水处理约束集，见公式(2)；最大程度解决送端高比例水电市场弃水问题，引入弃水处理约束集，见公式(2)；式中：为电站i在时段t的运行费用，为电站i在时段t的开机费用，t为计算时段集合，i为省内市场电站集合，m为惩罚因子，s为外送通道集合，为外送通道s在时刻t的外送出力剩余变量，外送通道s在时刻t的外送出力松弛变量；分别为第一、二阶段弃水状态指标，取“true”表示电站i时段t存在弃水，无弃水默认取“false”；s1为第一阶段弃水处理状态指标，取“true”表示第一阶段弃水处理策略已执行，默认取fal
se
；为根据弃水流量算得弃水电站i时刻t最大可中标出力上限，e
i
为电站i日总发电量，为上游电站i-1时段t下泄流量，为电站i时段t区间入库流量，δv
i
为电站i最大可用空闲库容，w
i
为电站i日均耗水率，为上游梯级电站i时段t出力控制上限，为电站i在时刻t的省内中标出力，p
i,t
为电站i在时刻t的总中标出力；(2)基于受端市场出清结果，结合外送水电相关技术参数，构建水电调度边界更新策略，更新外送水电现货交易边界；具体步骤如下：step1.准备受端市场中外送水电的中标出力、开停机序列条件；step2.确定外送水电日内各交易时段开、停机情况，按照式(3)更新送端市场外送水电开停机计划优化边界：式中：为受端市场电站i在t时刻开停机状态，x表示电站i在t时刻开停机状态未知；step3.结合外送水电开停机计划、出力过程，按照式(4)、式(5)更新相应时段外送水电发电能力、爬坡能力边界：发电能力、爬坡能力边界：式中：分别为电站i在时刻t的省内最大、最小出力边界，分别为电站i在时刻t的最大、最小技术出力，为电站i在时刻t外送出力，为电站i装机容量，ru
′
i,t
、rd
′
i,t
分别为电站i在时刻t的最大上、下爬坡速率边界，ru
i
、rd
i
分别为电站i原始最大上、下爬坡能力；step4.根据跨省区水电输送过程，按照式(6)更新外送水电日电量边界，确保各电站电量、水量精准匹配：式中：为电站i省内中标电量，为电站i自身最大可发日电量，k为梯级上下游日电量折算系数，ξ为梯级第一级电站序号集合，λ为转换系数，将15min平均出力折算为小时发电量；step5.更新送端市场日前现货出清模型中外送水电相关边界，并组织出清；(3)以送端市场弃水处理、断面功率调整需求作为输入条件，构建直流计划更新策略，动态调整外送出力过程，实现送、受端市场协同出清；具体步骤如下：step1.输入外送计划、送端市场出清结果，开展外送过程校核；step2.针对外送水电发电能力不足导致外送计划无法如约完成的情况，按照式(7)更新欠发电站外送电量边界：式中：为电站i外送电量上限，为电站i计划外送电量，为电站i欠发电量；step3.针对弃水处理导致上游电站部分时段外送出力被迫削减的情况，按照式(8)更新上游电站外送计划边界：式中：为电站i在时刻t的外送出力上限，为电站i在时刻t的计划外送出力，为电站i在时刻t因弃水处理被迫削减的出力；step4.根据送端市场外送出力松弛变量计算结果，按式(9)更新输电通道外送计划边界：式中：为外送通道s在t时刻的外送出力上限，为外送通道s在时刻t的计划外送出力，为外送通道s在时刻t的外送出力剩余变量，外送通道s在时刻t的外送出力松弛变量；step5.更新受端市场日前现货出清模型中外送边界，重新组织出清后返回步骤(2)。

技术总结
本发明属于电力市场及水电调度运行领域，公开一种考虑水电消纳的送受端市场日前现货协同出清方法，以跨省区直流联络线为协调因子，实现送、受端市场解耦，构建迭代出清框架；考虑直流外送计划确定送端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。本发明能在十分钟左右完成亿千瓦级高比例水电市场现货出清，满足日前市场运行的时效性要求，且有效衔接市场出清结果与直流输送计划，实现流域梯级电量、水量精准匹配。水量精准匹配。水量精准匹配。


技术研发人员：申建建 张扬 程春田 赵启浩 谢蒙飞 贾泽斌
受保护的技术使用者：大连理工大学
技术研发日：2023.04.13
技术公布日：2023/7/28