高比例水電電力市場日前現(xiàn)貨出清方法

張 揚,申建建*,趙啟浩,謝蒙飛,賈澤斌

(1.大連理工大學水電與水信息研究所,遼寧 大連 116024;2.昆明電力交易中心有限責任公司,云南 昆明 650011)

現(xiàn)貨市場是中國當前多層級統(tǒng)一電力市場建設的關鍵環(huán)節(jié)和重點任務,不同區(qū)域、不同省份因電源構成、規(guī)模、網架結構、負荷需求等因素差異,面臨的問題與難點也不盡相同[1-4]。對于西南高比例水電省份或區(qū)域,大規(guī)模水電參與電力市場時因極其復雜的時空耦合水力特性[5-6]帶來了現(xiàn)貨市場出清困難、交易結果難執(zhí)行、競爭性棄水等一系列新問題、新挑戰(zhàn),是西南高比例水電省份現(xiàn)貨市場建設面臨的關鍵問題,關系到中國水電現(xiàn)貨市場的進一步深入推進。

關于高比例水電電力現(xiàn)貨市場出清問題,國內外學者已有關注并開展了相關研究。針對梯級水電上下游匹配問題,主要形成以下解決思路:①由電網調度中心集中開展水電發(fā)電優(yōu)化,可參考巴西電力市場[7-8];②水電發(fā)電商制定自發(fā)電計劃決策,從而降低出清模型復雜程度,參考北歐電力市場[9-10];③復雜水力約束線性化處理[11-12],將原非線性問題簡化為線性問題,從而將水電特性有效引入模型。針對梯級上、下游電站獨立參與市場競價導致的競爭性棄水問題,國內外學者從出清模型、水電特性建模等方面入手,提出了多種不同的解決思路:①添加棄水懲罰因子[13];②將水電站等效為火電單元[14-15],引入不產生棄水條件下最小發(fā)電量約束;③調整棄水電站報價、出力約束等邊界條件,通過多階段出清迭代消減棄水[16]。

上述思路和方法在一定程度上為解決現(xiàn)貨出清效率、避免競爭性棄水、保證梯級上下游水量和電量匹配問題提供了有效的技術途徑,但應用于大規(guī)模、高比例水電電力市場現(xiàn)貨市場出清時,由于新增大量非線性水力聯(lián)系和約束條件,導致模型求解難度成倍增加,如何高效率、高精度實現(xiàn)水電為主市場現(xiàn)貨出清一直面臨很大困難。

為此,本文從市場運營機構角度出發(fā),提出了一種高比例水電電力市場日前現(xiàn)貨出清方法。該方法以事后水力校核環(huán)節(jié)替代出清模型中的水力約束;將棄水、欠發(fā)原因作為啟發(fā)信息,結合梯級水電復雜特性,構建了包括梯級電站日電量約束、棄水約束在內的條件約束集及相應觸發(fā)條件集;上述問題發(fā)生時,引入、更新相關邊界控制約束,逐步處理出清過程中的棄能、上下游匹配失衡問題,實現(xiàn)模型的高效求解;針對棄水處理對其他電站造成的影響,設計了結算補償策略。以云南電網實際發(fā)電數(shù)據(jù)為基礎,對參與省調平衡的131座水電站和11座火電站進行模擬計算,結果表明所提方法能夠有效解決不同利益主體梯級水電站獨立參與現(xiàn)貨交易面臨的發(fā)電量匹配失衡、競爭性棄水問題,同時保證較高的求解效率。

1 出清方法介紹

1.1 總體出清框架

區(qū)別于常規(guī)高比例水電市場日前現(xiàn)貨出清方法,為避免復雜水力非線性約束導致模型難以求解,本方法參考作者前期研究成果[14],剝離模型中水力約束,引入事后水力校核環(huán)節(jié),并基于梯級上下游水力聯(lián)系、棄水產生原因構建了條件約束集及相應觸發(fā)條件集,當事后水力校核結果觸發(fā)相應判斷條件時,引入或更新條件約束至原出清模型,實現(xiàn)對欠發(fā)、棄水問題的逐步處理,從而形成高比例水電市場日前現(xiàn)貨出清框架,見圖1。

1.2 條件約束集

1.2.1梯級電站日電量聯(lián)動控制約束

參考文獻[14]中水力約束處理思路,引入梯級電站日電量聯(lián)動控制約束,從電量角度保證梯級上、下游成交電量相匹配。

(1)

1.2.2棄水處理約束

1.2.2.1棄水電站時段出力控制約束

參考文獻[16]中棄水處理策略(一),賦予棄水優(yōu)先出清資格,并引入時段出力控制約束如下:

(2)

1.2.2.2非棄水電站日電量控制約束

為提高求解效率,避免原非棄水電站產生新的棄水,文獻[16]引入了非棄能電站棄能控制約束。然而,本方法出清模型中未直接考慮相關水力約束,無法直接參考其處理方式,故通過綜合考慮非棄水電站區(qū)間入庫流量、上游電站下泄流量、日均耗水率及其自身最大可用庫容,計算其不產生棄水情況下理論最小日發(fā)電量,從“電量”角度避免棄水問題發(fā)生。確定性條件下,可按式(3)計算不產生棄水情況下的最小發(fā)電量。

(3)

為避免實際出清過程中上游電站下泄水量減少,導致原日發(fā)電量邊界失準,構建非棄水電站日電量控制約束及相應更新策略如下:

(4)

非棄水電站日電量控制約束添加至出清模型后,重新組織市場出清,并開展事后水力校核。當事后水力校核結果顯示非棄水電站出現(xiàn)棄水問題時,基于逐時段定出力水力精細化校核計算所得日內96點實際出力過程、發(fā)電流量、棄水流量等相關結果,按照以下步驟重新計算日電量邊界。

步驟一根據(jù)電站i棄水時段實際發(fā)電流量、發(fā)電量計算時段耗水率。由于本方法中總交易時段為1 d,各子交易時段為15 min,故需要根據(jù)電站15 min發(fā)電流量、發(fā)電量計算時段平均耗水率,見式(5):

(5)

步驟二根據(jù)水力校核所得各棄水時段棄水流量,按照式(6)計算相應時段棄水電量。

(6)

步驟三事后水力校核結果顯示電站i存在棄水過程,即表明初始不產生棄水情況下理論最小日發(fā)電量偏低,需要結合式(6)得到的各時段棄水電量,按式(7)更新非棄水電站理論自身最小日發(fā)電量邊界。

(7)

1.2.2.3上游梯級電站出力控制約束

根據(jù)梯級上下游水流滯時關系,削減棄水電站上游一或多級電站時段出力,充分挖掘梯級水電棄水消納能力,實現(xiàn)對棄水問題的處理。上游梯級電站出力削減流程見圖2,首先根據(jù)棄水情況、梯級水流滯時關系計算上游電站時段出力控制序列,并據(jù)此開展定出力計算;若上游電站產生棄水,則將其作為新的棄水電站,繼續(xù)向上遞推開展新一輪的出力削減;梯級棄水消納能力不足情況下,對上游電站時段出力控制序列進行松弛,保證其不產生新的棄水,據(jù)此構建上游梯級電站出力控制約束,實現(xiàn)對棄水問題最大程度處理。

上游梯級電站出力控制約束構建步驟如下。

步驟一根據(jù)棄水電站i棄水情況,結合梯級上、下游電站水流滯時關系,推算上游電站i-1出力削減時段集合Γi-1,并按式(8)計算相應時段最大可中標出力。

(8)

步驟二根據(jù)步驟一中所得出力控制序列,開展逐時段定出力計算,驗證出力削減是否會導致上游電站產生新的棄水。若無棄水,轉步驟四;反之,轉步驟三。

步驟三若電站i-1上游不為空且上游電站i-2不存在棄水問題,則取電站i-1為新的棄水電站,轉步驟一繼續(xù)執(zhí)行;反之,根據(jù)電站i-1棄水情況,按照式(9)對其中標出力約束進行松弛,獲得不產生棄水情況下最大程度出力削減序列,并向下游重復此步驟至原棄水電站i為止。

(9)

步驟四構建上游梯級電站時段出力控制約束。

(10)

1.3 狀態(tài)指標及觸發(fā)條件集

1.3.1狀態(tài)指標

針對高比例水電日前現(xiàn)貨市場出清需求及本方法中棄水、欠發(fā)問題處理特點,對事后水力校核結果、模型狀態(tài)進行劃分,構建階段性指標,并對其進行優(yōu)先級排序見表1。

表1 狀態(tài)指標

具體來說,以欠發(fā)指標作為第一優(yōu)先級指標,保障高比例水電日前現(xiàn)貨市場出清結果的合理性,同時為后續(xù)棄水處理提供合理基準。此外,基于本方法中棄水處理策略執(zhí)行方式,分別構建棄水指標、報價調整指標為第二、第三優(yōu)先級指標。其中,棄水指標用于標志出清結果中是否存在棄水問題,決定是否進入棄水處理環(huán)節(jié),調用棄水處理策略,并重新組織市場出清;報價調整指標用于標志棄能電站報價修正策略是否執(zhí)行,由于本方法中棄水處理策略分別針對棄水電站及其上游電站制定,其間存在先后次序,需確保棄能電站報價修正策略執(zhí)行完畢后,再進入下一環(huán)節(jié),故構建報價調整指標為第三優(yōu)先級指標。

1.3.2觸發(fā)條件集

基于上述狀態(tài)指標及優(yōu)先級次序對整體出清流程進行劃分,構建觸發(fā)條件集見表2。

表2 條件集

1.4 結算補償策略

針對棄水處理過程中各階段出清結果偏差電量,提出了一種結算補償策略,對棄水、非棄水電站增發(fā)收益進行結算、重分配,保障市場公平性。具體來說,常規(guī)出清結果由市場供需關系決定,故作為后續(xù)階段結算補償?shù)幕A;階段1棄水電站增發(fā)收益按照棄水電量收益懲罰結算策略進行結算處理;各階段非棄水電站增發(fā)收益按照凈收益公平分享結算策略進行結算;按照補償費用公平分配策略,對各階段減發(fā)電站進行補償。

1.4.1棄水電量收益懲罰結算策略

階段1中低價棄水電量優(yōu)先消納,必然會導致部分發(fā)電商市場份額減少、收益受損,即補償對象為中標出力增大的棄水電站,被補償對象為其他中標出力減少的電站。本階段中大量低價棄水電量進入市場,原高價電量將被擠出,所得出清電價勢必會低于常規(guī)出清環(huán)節(jié),故棄水電站新增中標出力按該階段得到的較低節(jié)點電價結算。同時,為保障市場公平性,引導棄水電站優(yōu)化申報策略,根據(jù)當前出清結果節(jié)點電價與棄水電站原始申報價格的偏差確定懲罰系數(shù)(式(11)),對棄水電站增發(fā)收益進行懲罰,并按式(12)計算補償金額用于補償減發(fā)電站受損收益。

(11)

Ci,t=θi,t×ΔBi,t

(12)

式中θi,t、Ci,t——階段1中棄水電站i在時段t的增發(fā)收益懲罰系數(shù)、所需提供的補償金額;Fi,*——電站i當前中標出力所對應的原始申報電價;LMPi,t——當前階段電站i時段t節(jié)點電價;m——常數(shù),由市場運營機構確定,且0

圖3為棄水電站報價與懲罰金相關關系。一般情況下,棄水電站報價與棄水量呈正相關關系,同時本方法中低價棄水電量優(yōu)先消納會拉低節(jié)點電價,導致棄水電站原始申報價格與節(jié)點電價偏差越大,即懲罰系數(shù)越大,相應所需提供的懲罰金額越高。由上述分析可知,通過對棄水電量增發(fā)收益重處罰的方式,將棄水電站新增收益懲罰金額補償給減發(fā)電站,激勵其主動參與棄水處理,保障棄水處理順利執(zhí)行,同時引導棄水電站優(yōu)化報價策略,促進市場健康發(fā)展。

圖3 棄水電站報價、懲罰金額相關關系

1.4.2凈收益公平分享結算策略

階段2通過削減棄水電站上游電站時段出力繼續(xù)對棄水問題進行處理,上游電站中標出力將減少,相應時段其他非棄水電站中標出力增大,即補償對象為增發(fā)電站,被補償對象為中標出力減少的上游電站。該過程本質等同于增發(fā)電站新增收益與上游電站之間的公平性分享,保證了電站之間的公平性。具體執(zhí)行方式參考文獻[16]中凈收益公平分享結算補償策略。

1.4.3補償費用公平分配策略

遵從公平性原則,對所得補償資金進行分配,分別以各階段中標電量減少電站的減發(fā)收益為權重計算被補償金額,即滿足式(13):

(13)

式中Ri,t——當前階段中標出力減少電站i在時段t所接受的補償金額;Iinc、Idecr——增發(fā)、減發(fā)電站集合。

2 出清模型介紹

2.1 目標函數(shù)

鑒于中國電力現(xiàn)貨市場目前普遍采用單邊市場模式,故采用系統(tǒng)總購電成本最小為目標,見式(14):

(14)

2.2 約束條件

負荷平衡、系統(tǒng)備用、線路潮流約束、出力邊界、備用容量留存、上下爬坡速率、最小連續(xù)開機時長、最小連續(xù)停機時長等約束,參考文獻[17]。條件約束集見式(1)、(2)、(4)、(10)。

3 實例分析

3.1 算例設置

本文以云南電網為工程背景。云南是中國第二大水電省份,水電裝機超8 000萬kW,超過全網總裝機容量的70%,本文主要考慮參與省調平衡的131座水電站和11座火電站進行出清計算,重點關注瀾滄江、金沙江梯級電量匹配及棄水消納情況。

主要參數(shù)為:交易周期取24 h,時段長度取15 min;采用分段階梯型報價,共計5段,通過對各電站中長期月度交易數(shù)據(jù)處理得到;棄水電站增發(fā)收益懲罰系數(shù)上限設為0.35;增發(fā)收益分配系數(shù)取0.1。選取瀾滄江流域苗尾、功果橋及金沙江流域梨園、阿海、金安橋等電站為研究對象,并分別設置下游低報價、高報價2種報價場景。具體報價信息見表3。

表3 發(fā)電商報價參數(shù)

3.2 結果分析

圖4為本方法得到的全網負荷平衡,其中陰影部分表示火電整體出力過程,其余部分為水電出力過程,可以清晰地觀察到,日內各時段均實現(xiàn)了全網電力電量平衡,且水電作為云南電網主要電源,全時段均中標較多出力。圖5為本方法各階段出清所得到的平均節(jié)點電價過程,由圖可知,云南省購電側平均節(jié)點電價變化趨勢與全網負荷變化過程基本一致,呈現(xiàn)明顯的雙峰特點,最高價出現(xiàn)在用電高峰時段9:00—11:00。此外,階段1低價棄水電量進入市場后,所得平均節(jié)點電價過程與預期相符,低于常規(guī)出清環(huán)節(jié);階段2由于限制上游低報價電站中標出力,導致部分時段節(jié)點電價升高。

圖4 全網負荷平衡

圖5 平均節(jié)點電價過程

為突出本方法解決高比例水電市場競爭性棄水、欠發(fā)問題有效性,在相同條件設定下,采用常規(guī)方法(即不考慮水電特性約束,下稱方法1)進行出清計算,并將所得出清結果與本方法(下稱方法2)進行對比,表4為2種方法所得出清結果。由表中數(shù)據(jù)可知,方法1中未考慮水電特性約束,部分電站出現(xiàn)發(fā)電能力不足問題,且出清結果中存在大量棄水,造成水電資源嚴重浪費。相比之下,方法2通過引入事后水力校核、條件約束集等方式,充分保證梯級上下游電量、水量相匹配,避免下游調節(jié)能力較差電站遭遇無水可發(fā)的局面,且最大程度減少棄水問題的發(fā)生,提高了水電資源利用效率。

表4 出清結果對比

3.2.1欠發(fā)、棄水問題處理效果分析

以方法1中出現(xiàn)欠發(fā)問題的功果橋電站為例,分析方法2對欠發(fā)問題的處理效果,圖6為功果橋電站水位、中標出力變化過程。方法1中,功果橋電站報價低、中標多,但其上游苗尾電站報價高、中標少、下泄水量少,導致功果橋需依靠自身存蓄水量進行發(fā)電,庫水位迅速下降至死水位,故無法如約完成后續(xù)時段發(fā)電計劃。相比之下,方法2出清結果中出現(xiàn)欠發(fā)問題時,觸發(fā)第一優(yōu)先級指標,引入梯級電站日電量聯(lián)動控制約束,從而保證功果橋與其上游苗尾電站中標電量相匹配,從圖中可觀察到功果橋庫水位在交易時段末恰好消落至死水位,日中標發(fā)電計劃可如約完成。

a)水位

以方法1出清結果中阿海電站為例,分析方法2對棄水問題的處理效果。圖7為阿海電站棄水流量、中標出力變化過程。

方法1中,由于阿海電站初始水位接近水位上限、自身調節(jié)能力差,且報價較高,前幾個時段均未中標,無法儲存或消耗上游來水,其庫水位迅速上升至正常高水位,最終被迫棄水,最大棄水流量達到1 316.67 m3/s。相比之下,方法2通過引入棄水處理約束,釋放阿海電站棄水時段空閑發(fā)電能力,有效解決了棄水問題。

3.2.2棄水處理過程分析

由于方法2常規(guī)出清結果中存在棄水,故觸發(fā)第二優(yōu)先級指標,進入階段1出清流程,表5為階段1金沙江梯級各電站中標電量、棄水量變化情況,圖8為階段1金沙江梯級各電站中標出力變化情況,圖9為階段1金沙江梯級棄水電站棄水流量變化過程。由圖表可知,階段1出清結果中棄水電站原棄水時段中標大幅增加,為保證系統(tǒng)負荷平衡,梨園、魯?shù)乩袠顺隽Τ霈F(xiàn)不同程度的減少。此外,階段1出清結果中金沙江梯級總棄水量減少至15.8萬m3,較常規(guī)出清環(huán)節(jié)減少99.9%,其中阿海、觀音巖電站棄水實現(xiàn)完全消納。

表5 階段1中標、棄水變化情況

a)梨園

由于階段1出清結果中仍有棄水存在,故觸發(fā)第三優(yōu)先級指標,進入階段2出清流程,表6為阿海電站時段出力控制詳情,圖10為相應時段各電站出力變化過程。由圖表可知,本輪出清結果中阿海電站在49、50時段中標出力恰好等于最大可中標出力控制約束,相應時段梨園、龍開口電站中標出力均有不同程度的增加。至此,棄水處理完畢,返回最終出清結果。

表6 阿海電站時段出力控制情況 單位:MW

a)梨園

3.2.3結算補償分析

以金沙江梯級為例,基于常規(guī)出清結果量價信息,結合階段1、2出清結果,確定各市場主體結算補償收益,具體見表7。表中所示,階段1中阿海、金安橋等棄水電站優(yōu)先出清,中標出力大幅增加,總計增發(fā)收益為656.1萬元,而其需要提供的補償費用為206.4萬元,約占棄水電站全部增發(fā)收益的31.4%。其中,金安橋、觀音巖提供補償費用占自身增發(fā)收益的比例分別為33.8%、34.6%,接近設定補償費用比例上限(35%),表明棄水電量越多、自身報價越高,所需提供補償費用越多,越能夠激勵其他電站參與棄水處理。同時,重處罰的方式能夠引導發(fā)電商優(yōu)化報價策略、科學參與市場交易。

表7 各階段結算補償結果

階段2,阿海部分時段中標出力減少,該部分出力由報價略高一些的梨園、龍開口電站承擔?；诠皆瓌t,上述增發(fā)電站需按約定向阿海電站提供補償,總計補償費用約200元。

4 結論

針對高比例水電省份日前現(xiàn)貨市場出清需求,提出一種高比例水電系統(tǒng)日前現(xiàn)貨出清方法,并依托云南電網真實日前發(fā)電計劃數(shù)據(jù),進行了模擬驗證,得出如下結論。

a)通過逐步引入棄水、欠發(fā)處理約束,能夠有效解決梯級水電上、下游獨立競價導致的發(fā)電量匹配失衡、競爭性棄水問題,同時保證求解效率,滿足高比例水電日前現(xiàn)貨市場出清需求。

b)通過設計合理的結算補償策略,能夠最大程度保證市場公平性,激勵市場主體積極參與棄水消納,同時指導發(fā)電商優(yōu)化報價策略,促進市場健康發(fā)展。

c)本文方法適用于大規(guī)模、高比例水電電力市場日前現(xiàn)貨出清,可根據(jù)實際需求對本方法進行適應性調整,操作簡便,場景適應性強。