蔡葆銳，梁彥杰

（中國(guó)南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣州 510663）

0 引言

2022年7月23日，南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)啟動(dòng)試運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)了全國(guó)范圍內(nèi)的首次區(qū)域間電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易［1-2］。區(qū)域市場(chǎng)的建設(shè)存在市場(chǎng)設(shè)計(jì)、市場(chǎng)機(jī)制、市場(chǎng)模型、市場(chǎng)關(guān)鍵技術(shù)等一系列關(guān)鍵問(wèn)題，目前已有大量研究及實(shí)踐工作對(duì)區(qū)域市場(chǎng)乃至全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)的相關(guān)問(wèn)題開(kāi)展了具體分析。在全國(guó)統(tǒng)一市場(chǎng)方面，文獻(xiàn)［3］對(duì)市場(chǎng)建設(shè)關(guān)鍵問(wèn)題進(jìn)行了研究和總結(jié)。文獻(xiàn)［4］在對(duì)國(guó)內(nèi)外多區(qū)域電力市場(chǎng)基本架構(gòu)、交易分類、出清機(jī)制、模型求解算法、價(jià)格機(jī)制等方面的分析基礎(chǔ)上，總結(jié)了目前我國(guó)跨區(qū)跨省電力交易機(jī)制中的關(guān)鍵問(wèn)題。文獻(xiàn)［5］在南方區(qū)域統(tǒng)一市場(chǎng)下，研究建立了促進(jìn)南方區(qū)域各市場(chǎng)主體同臺(tái)競(jìng)價(jià)的跨區(qū)跨省輸電價(jià)格機(jī)制。文獻(xiàn)［6］則在全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系頂層設(shè)計(jì)框架下，充分考慮市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)性和電網(wǎng)安全性，建立了省間省內(nèi)市場(chǎng)協(xié)調(diào)運(yùn)行的耦合出清模型。在南方區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)方面，研究和實(shí)踐集中于分析市場(chǎng)建設(shè)路徑、區(qū)域市場(chǎng)體系、市場(chǎng)交易機(jī)制、平臺(tái)建設(shè)、市場(chǎng)模擬運(yùn)行等方面。文獻(xiàn)［7］結(jié)合國(guó)外區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)情況，對(duì)南方區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)的啟示進(jìn)行了總結(jié)與分析。文獻(xiàn)［8-10］提出了關(guān)于南方區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)有關(guān)問(wèn)題的思考。文獻(xiàn)［11-12］設(shè)計(jì)了南方區(qū)域電力市場(chǎng)環(huán)境下的調(diào)度業(yè)務(wù)流程體系。文獻(xiàn)［13］分析了南方區(qū)域電力市場(chǎng)交易機(jī)制。文獻(xiàn)［14-15］探討了南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)模式，并對(duì)市場(chǎng)發(fā)展進(jìn)行了介紹。文獻(xiàn)［16］分析了適應(yīng)南方區(qū)域電力市場(chǎng)的獨(dú)立結(jié)算系統(tǒng)。文獻(xiàn)［17］結(jié)合南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的特點(diǎn)，對(duì)出清邏輯的設(shè)計(jì)和計(jì)算引擎的設(shè)計(jì)提出了解決方案。文獻(xiàn)［18］對(duì)南方區(qū)域統(tǒng)一現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)行了出清計(jì)算仿真分析。針對(duì)調(diào)頻輔助服務(wù)，文獻(xiàn)［19］對(duì)南方區(qū)域統(tǒng)一調(diào)頻輔助服務(wù)市場(chǎng)建設(shè)路徑與機(jī)制設(shè)計(jì)開(kāi)展了相關(guān)研究。

從上述研究來(lái)看，國(guó)外典型區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中發(fā)電側(cè)主體交納輸電網(wǎng)絡(luò)容量費(fèi)用并在現(xiàn)貨市場(chǎng)報(bào)價(jià)中自行考慮容量費(fèi)用成本。因此，電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清約束條件無(wú)需納入跨區(qū)輸電費(fèi)用，亦可保證市場(chǎng)主體同臺(tái)競(jìng)價(jià)的公正性。對(duì)南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，由于我國(guó)采用輸配電價(jià)機(jī)制，發(fā)電側(cè)主體在現(xiàn)貨市場(chǎng)報(bào)價(jià)中無(wú)需考慮輸配電價(jià)的成本影響，不利于保證各省區(qū)發(fā)電側(cè)主體同臺(tái)競(jìng)價(jià)的公平性。

本文在全球范圍內(nèi)率先提出一種適應(yīng)南方區(qū)域跨省優(yōu)先計(jì)劃及輸電費(fèi)的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)全電量出清方法［20］，依據(jù)國(guó)家核定的跨省交易成分及輸電費(fèi)政策［21］，采用節(jié)點(diǎn)模型［22］充分利用集中優(yōu)化出清全區(qū)域各類型發(fā)電資源，通過(guò)交易成分與物理關(guān)口匹配模型來(lái)體現(xiàn)不同區(qū)域發(fā)電資源的地理位置對(duì)其出清的影響，通過(guò)跨省輸電費(fèi)用保證區(qū)域各市場(chǎng)主體公平競(jìng)爭(zhēng)；實(shí)現(xiàn)了區(qū)域內(nèi)各省的有效、有序、有機(jī)銜接，實(shí)現(xiàn)了南方區(qū)域各省聯(lián)合出清的高效耦合；有效保障跨省優(yōu)先計(jì)劃的執(zhí)行、清潔能源的消納和跨省現(xiàn)貨交易的統(tǒng)一。

1 南方區(qū)域跨省輸電價(jià)體系

1.1 跨省送受電交易主體

南方區(qū)域西電東送主體有11 個(gè)，根據(jù)其物理電氣連接方式分別定義了各自主體的對(duì)外送受電關(guān)口。各交易主體如表1所示。

表1 跨省送受電交易主體Tab.1 Inter-provincial power transmission and receiving transaction entities

1.2 西電東送交易成分

根據(jù)上述西電東送主體之間的電力送受電情況，構(gòu)成西電東送交易成分。一個(gè)交易成分包含送端和受端兩個(gè)關(guān)口，并且考慮了中間的網(wǎng)損。西電東送交易成分如表2所示［23］。

表2 目前西電東送交易成分Tab.2 Transaction components of West-East power transmission at present

1.3 西電東送物理關(guān)口

與上述西電東送主體送出/受入關(guān)口相關(guān)的交流、直流線路構(gòu)成西電東送物理關(guān)口。以廣東受西部物理關(guān)口為例，由西部落廣東所有直流和廣東500 kV 交流入口構(gòu)成，詳細(xì)物理輸電成分如表3所示［23］。

表3 廣東受西部物理關(guān)口Tab.3 Transmission line group of West-East to Guangdong components

1.4 跨省輸電費(fèi)體系

各輸電成分對(duì)應(yīng)的跨省跨區(qū)專項(xiàng)工程輸電價(jià)格如表4所示。

表4 跨省跨區(qū)輸電電價(jià)Tab.4 Inter-provincial and inter-regional power transmission electricity price

2 跨省輸電成分與物理潮流的關(guān)系

輸電價(jià)格與其輸電成分有關(guān)，以廣東為例，廣東受西部的物理關(guān)口電量中，屬于云南送廣東成分執(zhí)行75.5 元/MWh 輸電價(jià)，屬于溪洛渡送廣東成分執(zhí)行49.5 元/MWh 輸電價(jià)，屬于烏東德送廣東成分執(zhí)行76.1 元/MWh 輸電價(jià)，屬于瀾滄江上游送廣東成分執(zhí)行92 元/MWh 輸電價(jià)。但是不論交易通過(guò)哪個(gè)交易成分開(kāi)展，其送電路徑均通過(guò)廣東受西部的電量關(guān)口，在最終出清和計(jì)量中，無(wú)法在電量關(guān)口的每一個(gè)潮流中區(qū)分其交易成分。

但是對(duì)于任一物理關(guān)口必有其所有相關(guān)交流、直流線路的潮流之和等于其相關(guān)所有交易成分之和。以廣東受西部物理關(guān)口相關(guān)聯(lián)交易成分為例，其物理關(guān)口與交易成分對(duì)應(yīng)關(guān)系如表5所示。

表5 廣東受西部物理關(guān)口與其對(duì)應(yīng)的交易成分Tab.5 Transmission line group of West-East to Guangdong components and corresponding trading components

通過(guò)上述關(guān)系建立約束條件，構(gòu)建輸電成分與物理潮流的關(guān)系。

2.1 交易主體關(guān)口與輸電成分的關(guān)系

交易關(guān)口潮流為所有相關(guān)輸電成分之和，設(shè)南方區(qū)域共有N個(gè)輸電成分，第i個(gè)輸電成分的輸電量為Qpi，則交易關(guān)口潮流Ta，t為：

2.2 交易主體關(guān)口與物理線路之間的關(guān)系

物理關(guān)口潮流為所有相關(guān)交流、直流線路的潮流之和，設(shè)南方區(qū)域共有a條聯(lián)絡(luò)線路，第i個(gè)聯(lián)絡(luò)線路的功率為Pi，則物理關(guān)口潮流P關(guān)口潮流為：

2.3 點(diǎn)對(duì)網(wǎng)送電模型

點(diǎn)對(duì)網(wǎng)送電分兩類：第一類僅送單一電網(wǎng)，該類電廠發(fā)出的全部電量均為單一交易成分，可按全廠建模，例如瀾上五廠；第二類為分送多個(gè)不同電網(wǎng)，需對(duì)電廠不同交易成分單獨(dú)建模，例如溪洛渡右岸、烏東德左右岸。

2.4 西電東送出現(xiàn)偏差時(shí)偏差電量成分分配規(guī)則

所有的西電東送輸電成分會(huì)根據(jù)西電東送月度計(jì)劃安排送電計(jì)劃曲線，由西電東送輸電計(jì)劃和電量關(guān)口的匹配關(guān)系可計(jì)算出各電量關(guān)口的計(jì)劃曲線。在實(shí)際執(zhí)行時(shí)，因?yàn)楦鞣N原因會(huì)造成實(shí)際值波動(dòng)，與計(jì)劃值產(chǎn)生偏差。實(shí)際值的波動(dòng)會(huì)被電量關(guān)口計(jì)量表記錄下來(lái)，得到實(shí)際電量關(guān)口數(shù)據(jù)。由于電能計(jì)量無(wú)法區(qū)分物理成分，因此實(shí)際電量偏差與輸電成分之間采用一套分配規(guī)則進(jìn)行映射。該規(guī)則簡(jiǎn)述如下。

假設(shè)某電量關(guān)口計(jì)劃值為Qplan，其第i個(gè)輸電成分計(jì)劃值為Qplan，i（i∈1，2，…，N），該電量關(guān)口實(shí)際計(jì)量值為Qr，其第i個(gè)輸電成分的實(shí)際值為Qr，i，則：

3 基于跨省輸電成分輸電價(jià)的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清模型

基于跨省輸電成分輸電價(jià)統(tǒng)一在區(qū)域范圍集中出清，決定區(qū)域內(nèi)各省機(jī)組開(kāi)機(jī)方式、發(fā)電計(jì)劃、節(jié)點(diǎn)價(jià)格和各跨省輸電成分，省內(nèi)無(wú)需再另行開(kāi)展出清計(jì)算。

出清的輸入數(shù)據(jù)（邊界條件）為日前負(fù)荷預(yù)測(cè)、發(fā)輸電檢修計(jì)劃、跨省輸電價(jià)、電網(wǎng)拓?fù)湫畔?、新能源出力預(yù)測(cè)［24］。

出清的目標(biāo)為最小化發(fā)電成本和輸電費(fèi)之和。約束為各時(shí)段電力平衡、機(jī)組安全運(yùn)行（技術(shù)出力范圍、爬坡等）、電網(wǎng)安全運(yùn)行（系統(tǒng)備用、線路容量限制）、跨省優(yōu)先計(jì)劃約束、西電東送輸電成分與物理關(guān)口聯(lián)系約束。

出清的輸出為各時(shí)段機(jī)組開(kāi)機(jī)方式、發(fā)電計(jì)劃和西電東送輸電成分。

出清模型流程如圖1所示。

圖1 出清模型流程圖Fig.1 Flow chart of clearing model

3.1 目標(biāo)函數(shù)

目標(biāo)函數(shù)為市場(chǎng)化發(fā)電及跨省輸電成本最小，具體如式（4）所示［25］。

式中：N為南方區(qū)域發(fā)電主體的數(shù)量；T為所考慮的總時(shí)段數(shù)，其中運(yùn)行日每15 min為一個(gè)時(shí)段，考慮運(yùn)行日96 個(gè)時(shí)段及其后一日考慮負(fù)荷高峰、低谷2 個(gè)時(shí)段，故T為98；Pi，t為發(fā)電主體i在時(shí)段t的出力；Ci，t（Pi，t）為發(fā)電主體i在時(shí)段t的運(yùn)行費(fèi)用，機(jī)組運(yùn)行費(fèi)用Ci，t（Pi，t）為與發(fā)電主體申報(bào)的各段出力區(qū)間和對(duì)應(yīng)電能量?jī)r(jià)格單調(diào)非遞減的多段線性函數(shù)，并考慮了機(jī)組的開(kāi)停機(jī)狀態(tài)；CU，i，t為發(fā)電主體i在時(shí)段t不同狀態(tài)（冷態(tài)/溫態(tài)/熱態(tài)）下的啟動(dòng)費(fèi)用；CPmin，i，t為發(fā)電主體i在時(shí)段t最小技術(shù)出力費(fèi)用，機(jī)組處于開(kāi)機(jī)狀態(tài)時(shí)才考慮的最小技術(shù)出力費(fèi)用；n為跨省送電成分的數(shù)量；PL，i，t為跨省送電成分i在時(shí)段t的輸電功率；Pgwf為跨省輸電費(fèi)（含網(wǎng)損費(fèi)）、送出側(cè)省內(nèi)輸配電費(fèi)和輸電費(fèi)分享空間之和；M1為運(yùn)行松弛罰因子；S+，l、S-，l分別為線路l的正、反向潮流松弛變量；NL為線路數(shù)量；S+，s、S-，s分別為斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS為斷面數(shù)量。

實(shí)際輸電費(fèi)總額按西電東送輸電成分計(jì)算，不同西電東送輸電成分的輸電價(jià)不一致，因此傳統(tǒng)模型中輸電價(jià)按照物理輸電通道潮流來(lái)建模的方式不適應(yīng)實(shí)際情況，應(yīng)按輸電成分作為輸電價(jià)成分進(jìn)行建模。

依據(jù)第2.1 節(jié)交易關(guān)口潮流計(jì)算公式，設(shè)第i個(gè)輸電成分對(duì)應(yīng)的輸電價(jià)為Pi，第i個(gè)輸電成分的輸電量為Qpi，則輸電價(jià)模型應(yīng)寫為：

式中：Tcon為輸電費(fèi)總額；N為輸電成分?jǐn)?shù)量。

3.2 約束條件

由于南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)約束條件較多，因此僅列出與跨省優(yōu)先計(jì)劃及輸電費(fèi)相關(guān)約束條件，市場(chǎng)的完整模型可參看文獻(xiàn)［25］。

1）負(fù)荷平衡約束

在每個(gè)時(shí)段t分省系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束可以描述為：

式中：為?。▍^(qū)）a內(nèi)交易單元在時(shí)段t的出力（包含非市場(chǎng)機(jī)組的出力）；Na為?。▍^(qū)）發(fā)電交易單元數(shù)量；為與?。▍^(qū)）a相關(guān)的區(qū)域外聯(lián)絡(luò)線j在時(shí)段t的計(jì)劃傳輸功率（受入為正、送出為負(fù)）；Oa為與?。▍^(qū)）a相關(guān)的區(qū)域外聯(lián)絡(luò)線數(shù)量；為與省（區(qū)）a相關(guān)的區(qū)域內(nèi)聯(lián)絡(luò)線k在時(shí)段t的傳輸功率（受入為正、送出為負(fù)）；Ia為與?。▍^(qū)）a相關(guān)的區(qū)域內(nèi)聯(lián)絡(luò)線數(shù)量；為省區(qū)a在時(shí)段t的系統(tǒng)負(fù)荷。

2）直流輸電潮流約束

因區(qū)域內(nèi)直流聯(lián)絡(luò)通道功率可自由控制，故單獨(dú)定義優(yōu)化變量直流聯(lián)絡(luò)線j在t時(shí)段的傳輸功率建模，在直流聯(lián)絡(luò)通道送、受端分別作為節(jié)點(diǎn)負(fù)荷、節(jié)點(diǎn)電源。

直流聯(lián)絡(luò)通道功率上下限約束是指直流聯(lián)絡(luò)通道傳輸功率應(yīng)介于其最大/最小技術(shù)出力范圍內(nèi)，可描述為：

式中、分別為直流聯(lián)絡(luò)通道j在t時(shí)段的傳輸功率上下限。

3）交易成分與物理關(guān)口聯(lián)系約束

由于交易成分作為輸電價(jià)的計(jì)算依據(jù)，而其本身為虛擬數(shù)值，沒(méi)有一個(gè)物理計(jì)量點(diǎn)與其對(duì)應(yīng)，因此為了建立基于交易成分的輸電價(jià)機(jī)制，需要對(duì)交易成分與物理關(guān)口和物理線路潮流之間建立約束聯(lián)系，以約束虛擬的輸電成分。

根據(jù)關(guān)口潮流為所有相關(guān)交易成分輸電量之和，也為所有相關(guān)交流、直流線路的潮流之和的關(guān)系，以各省電量關(guān)口作為中間變量建立輸電成分與物理潮流的聯(lián)系，具體如式（8）—（9）所示。

式中：為α?。▍^(qū)）在t時(shí)段的總受入或送出功率；為α省（區(qū)）的“網(wǎng)對(duì)網(wǎng)”交易成分s在t時(shí)段的受入或送出功率（受入為正、送出為負(fù)）；NS為α省（區(qū)）的“網(wǎng)對(duì)網(wǎng)”送電成分總數(shù)量；為α?。▍^(qū)）“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”d交易成份在t時(shí)段的功率；Nd為α?。▍^(qū)）“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”輸出成份總數(shù)量；、分別為“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”d1、d2 交易成份在t時(shí)段的功率，d1、d2 ∈Nd；?d1、?d2分別為d1、d2 交易成份的分電比例，其分電比例應(yīng)與相關(guān)政策一致。

3.3 跨省優(yōu)先計(jì)劃保障執(zhí)行要求

西電東送框架協(xié)議及國(guó)家指令性計(jì)劃（統(tǒng)稱跨省優(yōu)先計(jì)劃）是為了解決我國(guó)能源分布不均衡問(wèn)題，提高能源使用效率而總體規(guī)劃部署實(shí)施的能源戰(zhàn)略，在南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中需保障跨省優(yōu)先計(jì)劃執(zhí)行，可描述為：

式中：為α省（區(qū)）的“網(wǎng)對(duì)網(wǎng)”交易成分s在t時(shí)段的優(yōu)先計(jì)劃功率；為α省（區(qū)）的“點(diǎn)對(duì)網(wǎng)”交易成分d在t時(shí)段的優(yōu)先計(jì)劃功率。

3.4 市場(chǎng)出清價(jià)格

出清系統(tǒng)按照上述模型進(jìn)行出清，將得到節(jié)點(diǎn)電價(jià)、機(jī)組出力、線路潮流及輸電成分值。輸電成分來(lái)自對(duì)應(yīng)不同跨省輸電成分的出清結(jié)果，該結(jié)果用于區(qū)域市場(chǎng)的市場(chǎng)主體結(jié)算和輸電費(fèi)結(jié)算。

求解上述節(jié)點(diǎn)電價(jià)計(jì)算模型，得到各時(shí)段系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束、線路和斷面潮流約束的影子價(jià)格，則節(jié)點(diǎn)k在時(shí)段t的節(jié)點(diǎn)電價(jià)PLM，k，t為［26］：

式中：λt為時(shí)段t系統(tǒng)負(fù)荷平衡約束的影子價(jià)格影子價(jià)格；τmax，l，t、τmin，l，t分別為線路l最大正、反向潮流約束的影子價(jià)格，當(dāng)線路潮流越限時(shí)，該影子價(jià)格為網(wǎng)絡(luò)潮流約束松弛罰因子；τmax，s，t、τmin，s，t分別為斷面s最大正、反向潮流約束的影子價(jià)格，當(dāng)斷面潮流越限時(shí)，該影子價(jià)格為網(wǎng)絡(luò)潮流約束松弛罰因子；Gl-k為節(jié)點(diǎn)k對(duì)線路l的發(fā)電機(jī)輸出功率轉(zhuǎn)移分布因子；Gs-k為節(jié)點(diǎn)k對(duì)斷面s的發(fā)電機(jī)輸出功率轉(zhuǎn)移分布因子；L和S分別為線路、斷面的數(shù)量。

3.5 跨省輸電成分輸電價(jià)模型的線性及凸性

1）線性問(wèn)題

假設(shè)兩省之間有兩條通道A和B，不考慮網(wǎng)損的情況下，通道A的輸電價(jià)為PA元/MWh，傳輸電量 為QAMWh，通道B 的輸電價(jià)為PB元/MWh，傳輸電量為QBMWh。那么基于物理通道的輸電費(fèi)Pgwf，物理可以寫成：

南方區(qū)域跨省輸電價(jià)是基于輸電成分的，輸電成分與具體輸電路徑無(wú)關(guān)，即不論輸電路徑是交流還是直流，轉(zhuǎn)送還是繞道，對(duì)于同一個(gè)輸電成分而言都是同一個(gè)價(jià)格，例如小灣電廠為網(wǎng)對(duì)網(wǎng)送出電廠，而烏東德電廠為點(diǎn)對(duì)網(wǎng)送電電廠。如果一個(gè)電廠存在多個(gè)輸電成分，則需將該電廠按輸電成分拆分為多個(gè)虛擬的交易電廠。

假設(shè)兩省之間還有兩個(gè)輸電成分X（網(wǎng)對(duì)網(wǎng)）和Y（點(diǎn)對(duì)網(wǎng)），輸電成分X輸電價(jià)為PX元/MWh，傳輸電量為QXMWh，輸電成分Y的輸電價(jià)為PY元/MWh，傳輸電量為QYMWh。那么基于輸電成分的輸電費(fèi)可以寫成：

Pgwf，成分即本文在目標(biāo)函數(shù)中的Pgwf。輸電成分是新增加的決策變量，與聯(lián)絡(luò)線通道的送電量共同成為了決策變量。但是輸電成分本身不能自由優(yōu)化，輸電成分的值代表了物理送電值，與采用物理通道輸電費(fèi)的差別主要為輸電成分的值無(wú)需指定具體通道，而只需指定一系列可行的通道。

根據(jù)輸電成分與物理通道映射關(guān)系式（8），有：

即兩省之間的功率交換既可以表述為物理通道之和QA+QB，又可以表述為輸電成分之和QX+QY。Pgwf，成分隱式地表達(dá)為物理通道傳輸電量。因此，輸電成分的電量最終映射到某個(gè)物理通道上。若將QX代入Pgwf，成分中，則形成包含QA、QB、QY的線性表達(dá)式為：

考慮到QY為點(diǎn)對(duì)網(wǎng)輸電成分，可以寫成若干電廠出力之和，即：

式中Qn為該交易成分中涵蓋的電廠出力之和。例如“瀾滄江上游五廠送廣東”輸電成分就包含“里底、黃登、大花橋、烏弄龍、苗尾”5 個(gè)電廠出力。因此，QY可以為為機(jī)組出力的線性組合。

QA、QB為聯(lián)絡(luò)線功率，對(duì)于交流線路可以為為“機(jī)組出力×GSDF 轉(zhuǎn)移矩陣”的形式，對(duì)于直流線路，其本身為出力決策變量，因此QA、QB亦可表示為全網(wǎng)機(jī)組的線性組合。

而輸電成分的輸電價(jià)是常數(shù)，因此采用輸電成分及其配套輸電價(jià)建模，仍然是線性的，可以使用目前線性規(guī)劃求解的方法進(jìn)行求解。

2）凸性問(wèn)題

上面已經(jīng)論述，輸電成分輸配電價(jià)可以與物理通道輸配電價(jià)一樣，表達(dá)為全網(wǎng)機(jī)組出力的線性組合。因此所有交易成分的功率關(guān)系是確定且互斥的，可以用換元法換成與傳統(tǒng)模型一致，因此其凸性與采用物理通道輸電價(jià)模型一致。

4 算例分析

本節(jié)首先采用簡(jiǎn)單三網(wǎng)互聯(lián)9 節(jié)點(diǎn)算例開(kāi)展仿真分析，驗(yàn)證了本文所提出清模型的理論可行性。然后，基于南方電網(wǎng)典型日實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，構(gòu)建了南方區(qū)域電力現(xiàn)貨日前出清算例，并對(duì)出清結(jié)果進(jìn)行了分析，驗(yàn)證了本文所提出清模型在南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的可應(yīng)用性和合理性。

4.1 算例系統(tǒng)運(yùn)行邊界

如圖2 所示，系統(tǒng)共設(shè)置6 個(gè)機(jī)組，總出力上限為145 MW，機(jī)組報(bào)價(jià)如表6 所示。系統(tǒng)共分左、中、右3 個(gè)網(wǎng)，每個(gè)網(wǎng)3 個(gè)節(jié)點(diǎn)，網(wǎng)網(wǎng)之間均設(shè)有聯(lián)絡(luò)線，其中，左網(wǎng)通過(guò)直流聯(lián)絡(luò)線分別與中網(wǎng)與右網(wǎng)相連，中網(wǎng)和右網(wǎng)通過(guò)交流聯(lián)絡(luò)線相連，直流聯(lián)絡(luò)線Line18 和Line24 初始傳輸功率范圍設(shè)為0~1 000 MW，其他交流線路的初始傳輸上限均為100 MW。節(jié)點(diǎn)2 為左網(wǎng)的平衡節(jié)點(diǎn)，節(jié)點(diǎn)7 為中網(wǎng)和右網(wǎng)的平衡節(jié)點(diǎn)。系統(tǒng)總負(fù)荷最大為95 MW，左網(wǎng)負(fù)荷L1最大值為15 MW，中網(wǎng)負(fù)荷L2最大值為20 MW，右網(wǎng)負(fù)荷L3最大值為60 MW。

圖2 3網(wǎng)9節(jié)點(diǎn)互聯(lián)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)圖Fig.2 Interconnected topology diagram of 3-grid 9-node system

表6 機(jī)組模擬報(bào)價(jià)表Tab.6 Simulation of unit bidding

輸電價(jià)格方面，左網(wǎng)送右網(wǎng)輸電價(jià)為150 元/MWh、左網(wǎng)送中網(wǎng)輸電價(jià)為50 元/MWh、G1 點(diǎn)對(duì)網(wǎng)送右網(wǎng)輸電價(jià)為100元/MWh。

在本例中，擬定左網(wǎng)送右網(wǎng)、左網(wǎng)送中網(wǎng)、G1送右網(wǎng)3種交易成分。

4.2 多場(chǎng)景測(cè)試結(jié)果

4.2.1 低負(fù)荷水平場(chǎng)景

系統(tǒng)總負(fù)荷為13 MW，其中左網(wǎng)為3 MW，中網(wǎng)為4 MW，右網(wǎng)為6 MW。

1） 若網(wǎng)絡(luò)和聯(lián)絡(luò)線傳輸容量充裕，不考慮阻塞情況。點(diǎn)對(duì)網(wǎng)機(jī)組G1 中標(biāo)10 MW，其中6 MW為G1 點(diǎn)對(duì)網(wǎng)送右網(wǎng)。而左網(wǎng)送右網(wǎng)的輸電價(jià)較G1送右網(wǎng)輸電價(jià)更高，故中標(biāo)為0。左網(wǎng)送中網(wǎng)有功功率為4 MW。

由于G1 第一段已滿發(fā)，故此時(shí)左網(wǎng)邊際電價(jià)為G2 機(jī)組的第一段報(bào)價(jià)60 元/MWh。左網(wǎng)和中網(wǎng)之間的電價(jià)差值為左網(wǎng)送中網(wǎng)輸電價(jià)格50 元/MWh，左網(wǎng)和右網(wǎng)之間的電價(jià)差值等于G1 送右網(wǎng)的輸電價(jià)格100元/MWh。

2） 若直流聯(lián)絡(luò)線最大傳輸容量均為2.5 MW，其余交流線路的最大傳輸容量均為2 MW，則系統(tǒng)將發(fā)生阻塞。點(diǎn)對(duì)網(wǎng)機(jī)組G1僅中標(biāo)5.5 MW，其中2.5 MW 為G1 送右網(wǎng)，3 MW 留存本地。因左網(wǎng)送右網(wǎng)的輸配電價(jià)較G1 送右網(wǎng)輸配電價(jià)更高，故左網(wǎng)送右網(wǎng)有功功率為0。因線路阻塞導(dǎo)致右網(wǎng)受入潮流有限，故左網(wǎng)總送出的富余電力2 MW 只能進(jìn)入中網(wǎng)。

因三網(wǎng)內(nèi)部均出現(xiàn)線路阻塞，故各節(jié)點(diǎn)電價(jià)均有所差異。聯(lián)絡(luò)線Line18 發(fā)生阻塞，故節(jié)點(diǎn)1 和節(jié)點(diǎn)8 之間的電價(jià)差值與輸電價(jià)格無(wú)關(guān)。而聯(lián)絡(luò)線Line24 未達(dá)上限，節(jié)點(diǎn)2 和節(jié)點(diǎn)4 之間的電價(jià)差值為左網(wǎng)送中網(wǎng)的輸電價(jià)格50元/MWh。

表7—9 分別為不同阻塞情況下機(jī)組中標(biāo)出力和交易成分中標(biāo)出力以及節(jié)點(diǎn)電價(jià)結(jié)果。

表7 低負(fù)荷場(chǎng)景下機(jī)組中標(biāo)出力結(jié)果Tab.7 Winning bid output results of units under the low load level sceneMW

表8 低負(fù)荷場(chǎng)景下交易成分出力結(jié)果Tab.8 Output results of trading ingredients under the low load level sceneMW

表9 低負(fù)荷場(chǎng)景下節(jié)點(diǎn)電價(jià)結(jié)果Tab. 9 LMP results under the low load level scene元/MWh

4.2.2 高負(fù)荷水平場(chǎng)景系統(tǒng)總負(fù)荷為95 MW，其中左網(wǎng)為15 MW，中網(wǎng)為20 MW，右網(wǎng)為60 MW。

1） 若網(wǎng)絡(luò)和聯(lián)絡(luò)線傳輸容量充裕，不考慮阻塞情況。點(diǎn)對(duì)網(wǎng)機(jī)組G1 中標(biāo)30 MW，其中30 MW均為G1 點(diǎn)對(duì)網(wǎng)送右網(wǎng)。左網(wǎng)送右網(wǎng)的輸電價(jià)較G1送右網(wǎng)輸電價(jià)更高，中標(biāo)為0。左網(wǎng)送中網(wǎng)有功功率為5 MW。

左網(wǎng)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)為100 元/MWh，由中網(wǎng)邊際機(jī)組G3 定價(jià)，即當(dāng)左網(wǎng)新增1 MW 負(fù)荷時(shí)，通過(guò)減少左網(wǎng)送中網(wǎng)1 MW，增加G3 發(fā)電1 MW，成本增加1×150-1×50=100 元。中網(wǎng)由G3 定價(jià)，節(jié)點(diǎn)價(jià)格為150 元/MWh，右網(wǎng)由G5 定價(jià)，節(jié)點(diǎn)價(jià)格為250元/MWh。

2） 考慮直流聯(lián)絡(luò)線最大傳輸容量均為15 MW，其余交流線路的最大傳輸容量均為25 MW。此時(shí)，G1 中標(biāo)30 MW，其中30 MW 均為G1 送右網(wǎng)。由于直流聯(lián)絡(luò)線Line18和Line24均受阻，左網(wǎng)總送出潮流僅能達(dá)到30 MW，故左網(wǎng)送中網(wǎng)和左網(wǎng)送右網(wǎng)交易成分中標(biāo)均為0。

因右網(wǎng)內(nèi)部出現(xiàn)線路阻塞，故右網(wǎng)內(nèi)部各節(jié)點(diǎn)電價(jià)有所差異，左網(wǎng)與中網(wǎng)內(nèi)部無(wú)線路阻塞，故內(nèi)部節(jié)點(diǎn)電價(jià)一致。由于聯(lián)絡(luò)線Line18和Line24均發(fā)生阻塞，故節(jié)點(diǎn)2和節(jié)點(diǎn)4之間、節(jié)點(diǎn)1和節(jié)點(diǎn)8之間的電價(jià)差值與輸電價(jià)格無(wú)關(guān)聯(lián)。

表10—12 分別為不同阻塞情況下機(jī)組中標(biāo)出力和交易成分中標(biāo)出力以及節(jié)點(diǎn)電價(jià)結(jié)果。

表10 高負(fù)荷場(chǎng)景下機(jī)組中標(biāo)出力結(jié)果Tab.10 Winning bid output results of units under the high load level sceneMW

表11 高負(fù)荷場(chǎng)景下交易成分出力結(jié)果Tab.8 Output results of trading ingredients under the high load level sceneMW

表12 高負(fù)荷場(chǎng)景下節(jié)點(diǎn)電價(jià)結(jié)果Tab.12 LMP results of under the high load level scene元/MWh

4.2.3 點(diǎn)對(duì)網(wǎng)與網(wǎng)對(duì)網(wǎng)交易成分交替中標(biāo)場(chǎng)景

考慮系統(tǒng)負(fù)荷水平中等，總負(fù)荷為60 MW，其中左網(wǎng)為15 MW，中網(wǎng)為15 MW，右網(wǎng)為30 MW。修改G1、G2 報(bào)價(jià)見(jiàn)表13，其他邊界信息不變。

表13 修改后的機(jī)組模擬報(bào)價(jià)表Tab.13 Modified simulation of unit bidding

G2 第3 段報(bào)價(jià)+左網(wǎng)送右網(wǎng)輸電價(jià)格=175 元/MWh

考慮系統(tǒng)無(wú)阻塞情況，點(diǎn)對(duì)網(wǎng)機(jī)組G1 中標(biāo)15MW，全部計(jì)入G1 送右網(wǎng)，留存本地0 MW。G2 中標(biāo)30 MW。左網(wǎng)送右網(wǎng)潮流為15 MW。左網(wǎng)送中網(wǎng)潮流為0。

左網(wǎng)G1 第2 段中標(biāo)且為邊際機(jī)組，但是左網(wǎng)的節(jié)點(diǎn)電價(jià)30 元/MWh 不等于G1 的第2 段報(bào)價(jià)，這是因?yàn)榇藭r(shí)左網(wǎng)節(jié)點(diǎn)電價(jià)由G1 送右網(wǎng)和左網(wǎng)送右網(wǎng)兩個(gè)交易成分共同決定，即左網(wǎng)新增1 MW 負(fù)荷時(shí)，G1多發(fā)1 MW 將其計(jì)入G1送右網(wǎng)的潮流中，同時(shí)減少1 MW 左網(wǎng)送右網(wǎng)潮流并將其用來(lái)平衡新增負(fù)荷，此時(shí)系統(tǒng)增加的成本=1 MW×（G1 的第2段報(bào)價(jià)+G1送右網(wǎng)輸電價(jià)格）-1 MW×左網(wǎng)送右網(wǎng)輸電價(jià)格=1×（80+100）-1×150=30元。

右網(wǎng)由G1 第2 段中標(biāo)出力進(jìn)行邊際定價(jià)，其節(jié)點(diǎn)電價(jià)=G1 第2 段報(bào)價(jià)+G1 送右網(wǎng)輸電價(jià)格=80+100=180元/MWh。

5 南方區(qū)域現(xiàn)貨市場(chǎng)出清結(jié)果分析

5.1 系統(tǒng)運(yùn)行邊界

云南、貴州、廣東2022 年區(qū)域現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行某日96時(shí)段的日前負(fù)荷預(yù)測(cè)曲線如圖3所示。廣東最高負(fù)荷達(dá)134 000 MW，廣西最高負(fù)荷為27 628 MW，云南最高負(fù)荷24 844 MW，貴州最高負(fù)荷達(dá)17 455 MW，海南最高負(fù)荷為5 105 MW。

圖3 南方區(qū)域五省負(fù)荷曲線Fig.3 Load curves of five provinces in southern China region

5.2 交易成分出清結(jié)果分析

圖4 表示烏東德送廣東交易成分中標(biāo)結(jié)果與其關(guān)聯(lián)的物理成分昆柳龍直流送電龍門換流站的出力曲線的對(duì)比情況。烏東德電廠送電廣東的交易成分與其關(guān)聯(lián)物理輸電通道功率并無(wú)相關(guān)關(guān)系，甚至出現(xiàn)了完全相反的分布趨勢(shì)，在負(fù)荷低谷時(shí)段，烏東德送廣東最低達(dá)到了1 082 MW，而對(duì)應(yīng)時(shí)段的昆柳龍送電龍門卻達(dá)到了全天最大功率4 900 MW。

圖4 烏東德送廣東與昆柳龍直流聯(lián)絡(luò)線中標(biāo)出力對(duì)比Fig. 4 Comparison of winning bid outputs between Wudongdeto-Guangdong and Kunliulong DC tie-line

對(duì)于交易成分和物理關(guān)口僅在總電量上具有相等特性，單個(gè)交易成分的中標(biāo)出力與其關(guān)聯(lián)的省間聯(lián)絡(luò)線的中標(biāo)出力無(wú)直接聯(lián)系，即表明各交易成分無(wú)固定的物理輸電路徑，論證了本文所提交易成分出清方法實(shí)現(xiàn)了單個(gè)交易成分和單個(gè)物理輸電通道的解耦。

6 結(jié)論

區(qū)域電力市場(chǎng)建設(shè)是發(fā)揮市場(chǎng)力量在更大范圍內(nèi)優(yōu)化配置資源、推動(dòng)南方區(qū)域電力高質(zhì)量發(fā)展的最有效舉措之一。南方區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)系緊密，具備互聯(lián)互通、自由流動(dòng)的物理?xiàng)l件，具有區(qū)域市場(chǎng)一體化運(yùn)作的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)。本文構(gòu)建了考慮跨省交易成分和輸電費(fèi)的南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清模型，基于南方電網(wǎng)典型日96 個(gè)時(shí)段的實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，構(gòu)建了南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清算例，通過(guò)電力市場(chǎng)仿真模擬軟件量化分析結(jié)果，證明了跨省交易成分及輸電費(fèi)模型的正確性，其模型可以滿足南方區(qū)域電力現(xiàn)貨市場(chǎng)出清要求。