摘要 新能源裝機容量的逐年提升導致系統(tǒng)面臨巨大的新能源消納壓力，跨區(qū)域省間電力現(xiàn)貨市場作為區(qū)域電網中重要的電力余缺互濟手段，仍面臨市場運行效率較低以及省間壁壘嚴重的問題。如何進一步挖掘各省份的備用互濟能力，緩解能源富余省份新能源棄電和部分省份電力緊缺問題，已成為下一階段省間電力現(xiàn)貨市場建設的關鍵抓手。以省間市場社會福利最大為目標，構建綜合考慮各省備用缺額容量、備用空間互濟以及省間輸電費用與網損的省間電力現(xiàn)貨出清模型。通過考慮備用互濟的省間電力現(xiàn)貨出清實現(xiàn)了省間電力資源的優(yōu)化配置，有效降低省內新能源棄電電力，緩解區(qū)域內電力資源逆向分布。以IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)和某網調電網構建省間電力交易出清算例，驗證了所提模型的合理性和實用性。
1 備用互濟的省間電力市場出清模型
為了合理利用各省富余備用資源，通過備用互濟的方式進行備用支援，當某省份出現(xiàn)備用不足時，相鄰備用充足省份通過本省空閑備用容量支援備用不足省份，將預留的備用分攤到省內所有機組，實現(xiàn)電網經濟運行。但僅考慮電網運行經濟性，過量調用外部低價的備用資源，會導致提供備用的機組出力分布不合理，降低電網可靠性裕度。因此對省級電力現(xiàn)貨市場高低匹配出清模型進行拓展，根據(jù)買方和賣方報價，考慮跨區(qū)域聯(lián)絡線的可用容量，計及跨區(qū)域聯(lián)絡線、區(qū)域電網和賣方電網的輸電費及網損，以社會福利最大化和備用互濟成本最小為目標建立省間電力現(xiàn)貨市場出清模型。
1.1 目標函數(shù)
優(yōu)化目標為社會福利最大和備用互濟成本最小，通過線性加權實現(xiàn)多目標到單目標的轉化，可表示為
式中： t 為時段下標； T 為時段集合； I 為省間售電節(jié)點集合； J 為購電節(jié)點集合； a 為分省下標； S 為分省集合；l為交易路徑；L為交易路徑集合； cj,t 和 ci,t 分別為時段 t 省間買方 j 和賣方 i 報價，元/(MW·h)； qj,t 和 qi,t 分別為時段 t 省間買方 j 和賣方 i 成交量，MW； xl,t 為交易路徑 l 時段 t 成交電力，MW； sl 為交易路徑 l 輸電價格，元/(MW·h)；圖片為分省 a 交易路徑l相連省份機組集合；圖片和圖片為與分省 a 相連省份機組 g 通過交易路徑 l 提供的正備用互濟容量和負備用互濟容量，MW； Gw 為風電機組組合； Gs 為光伏機組組合；圖片為風電 g 時段 t 棄風功率，MW；圖片為光伏 g 在時段 t 棄光功率，MW； ωw 為棄風罰因子； ωs 為棄光罰因子。
1.2 約束條件
1.3 交易路徑建模與輸電成本計算
省間交易考慮輸電路徑網損和輸電費用的情況下，交易路徑建模如下。
1）交易路徑與售電節(jié)點電力流轉移約束為
式中：B是交易路徑與售電節(jié)點（省份）交易轉移因子矩陣； bl,i 是交易路徑 l 向售電節(jié)點 i 的功率轉移因子； Ml 是與售電節(jié)點相連接的交易路徑 l 集合。
2）交易路徑與購電節(jié)點電力流轉移約束為
式中： D 是交易路徑與售電節(jié)點（省份）交易轉移因子矩陣； dl,j 是交易路徑 l 向購電節(jié)點 j 的功率轉移因子； ρz 為輸電通道 z 的網損； Zl 為交易路徑 l 的輸電通道集合； Nl 是與購電節(jié)點相連接的交易路徑 l 集合。
在跨區(qū)域省間市場交易中，在保證社會福利最大化的前提下，考慮購電雙方交易路徑的輸電費和網損，將購電省份申報電力和電價折算至售電側；不同交易路徑的輸電通道成本折算到售電側的價格不同，計算公式如下。
式中： q′j 和 c′j 分別為折算至售電側的買方成交電力和電價； cj 為買方申報電價； α 為網損折扣系數(shù)；Δν 為輸電折價系數(shù)； s 為交易路徑輸電成本，元/(MW·h)； Kl 為交易路徑 l 的單位輸電價格。
模型（1）~（24）為考慮備用互濟的省間電力現(xiàn)貨市場出清模型，當不考慮省間備用互濟時有
2 仿真分析
計算平臺為Intel Core(TM) i7-1165G7 2.8GHz CPU和16 GB內存的個人計算機，采用Matlab建模，Cplex12.8商業(yè)求解器求解。
2.1 仿真參數(shù)
測試算例由互聯(lián)IEEE 39節(jié)點模型和某網調電網模型組成。IEEE 39節(jié)點模型分為A省和B省，A省為購電省份，存在備用缺額，B省為售電省份，備用容量充裕。節(jié)點31~33為風電機組節(jié)點，節(jié)點34~35為光伏機組節(jié)點，節(jié)點16—19為跨省通道，如圖1所示。
圖1 39節(jié)點兩省接線
Fig.1 Regional wiring diagram of 39 nodes in two provinces
某網調電網包含5個省份，分別設置2個電力資源富足資源省份（記為S1~S2）和3個電力供應緊張省份（記為S3~S5），共7個交易路徑（S1—S4，S1—S3，S1—S4—S5，S1—S3—S5，S2—S3，S2—S3—S5，S2—S3—S4），拓撲圖如圖2所示。
圖2 某網調分省拓撲關系
Fig.2 Topological relationship between provinces in a network
構造3種場景進行對比分析。
1）場景1：不考慮備用互濟電力現(xiàn)貨市場出清；2）場景2：考慮備用互濟省間電力現(xiàn)貨市場出清；3）場景3：不考慮省間現(xiàn)貨交易和備用共享。
2.2 IEEE39節(jié)點模型仿真
2.2.1 省內預出清
省內預出清即對應場景3，B省單獨出清棄風電力如圖3所示。由圖3可以看出，B省系統(tǒng)負荷較低且風電機組大發(fā)，在第14時段前均存在棄風，其中風電1無棄電，風機2僅在時段1~2有棄電，風電3存在多時段大量棄電，3臺風電機組在單時段最大棄風電力總和達到288.14 MW，全天平均棄風電力為68.9 MW。
圖3 B省棄風電力（場景3）
Fig.3 Abandoned wind power in Province B (Scenario 3)
松弛A省備用約束進行計算，得到正負備用提供值和需求值的對比，如圖4所示。時段13~21均存在正備用不足，最大缺額達到178.8 MW。在時段4~9負備用緊張，負備用能力和需求的差值最小為16.06 MW。綜上可得，在A和B兩省單獨出清時，出現(xiàn)風電富余而大量棄風和火電省份備用不足的情況，將B省設置為賣方和備用充足省份，A省設置為買方和備用不足省份。
圖4 A省備用對比（場景3）
Fig.4 Comparison of reserves in Province A (Scenario 3)
2.2.2 省間備用互濟
場景1下B省大量風電機組功率通過聯(lián)絡線轉移到A省，一定程度緩解了B省新能源大量棄電問題。B省火電機組由于報價較A省機組低，且其機組裝機容量較大，B省的正備用需求相比A省較低，火電可以進行省間交易售電。省間電力交易量在第9時段前相對較低，因為單省出清時系統(tǒng)負備用不充裕，通過降低省間交易以滿足系統(tǒng)負備用要求。圖5為考慮省間備用互濟和聯(lián)絡線協(xié)調優(yōu)化的市場出清結果?？紤]到省間交易的社會福利最大化目標，通過備用互濟的方式調用B省備用資源。場景2顯著提升了新能源電力的消納，通過省間備用互濟緩解由省間交易造成的負備用不足的現(xiàn)象，整體的經濟性更高。
圖5 省間市場出清結果（場景2）
Fig.5 Inter-provincial market clearing results (Scenario 2)
圖6為不同場景下的新能源棄電電力對比。由圖6可以看出，場景2下B省的棄風現(xiàn)象得到極大改善，僅9個時段有棄風。單獨出清的各時段累加的棄風總量為1653.28 MW，而場景1和場景2的棄風總量為834.59和666.64 MW，棄電率分別降低49.5%和59.7%。場景2比場景1在時段3~5棄風電力更低，B省為A省提供了負備用互濟容量，省間交易電力未因A省負備用不充裕而縮減。
圖6 不同場景下棄風電力對比
Fig.6 Comparison of abandoned wind power under different scenarios
圖7為省間電力市場購電情況對比情況。由圖7可以看出，場景1和場景2在時段1~2和12~24購電電力相同，時段3~11場景2的購電明顯高于場景1，因為由于備用互濟的影響，省間交易容量空間存在一定富余，受系統(tǒng)負荷和爬坡以及經濟性要求，B省火電出力增大，A省被支援部分負備用，省內出力適當增大，相應省間交易總量增大。
圖7 不同場景下購電情況對比
Fig.7 Comparison of power purchases under different scenarios
圖8為不同場景下A省正負備用的對比，場景1與場景2提供正備用比場景3高，因為省間電力交易壓低了A省的出力，增大了提供的正備用容量，時段9~18由于負荷不斷增大，單省出清提供的正備用不斷降低，時段13~21出現(xiàn)正備用不足?；诰徑庹齻溆貌蛔慵敖洕砸?，場景2不考慮正備用的省間互濟。場景1和場景2提供的正備用相等，省間電力交易達到最大值。時段4~9，場景1和場景2的提供的負備用比場景3略低。因為單省出清時本身的負備用資源并不充足，為了滿足省間交易電力最大化的目標，場景1盡可能降低省間交易電力，以滿足系統(tǒng)負備用需求。而場景2中通過B省負備用資源互濟，如圖9所示，在時段3~11通過省間備用互濟，最大互濟負備用功率為100.48 MW，滿足系統(tǒng)負備用需求的同時增加了省間交易。
圖8 不同場景下A省正負備用對比
Fig.8 Comparison of positive and negative reserves in Province A under different scenarios
圖9 省間電力現(xiàn)貨市場的負備用互濟
Fig.9 Negative reserve sharing of the inter-provincial electricity spot market
對比表1中不同場景下的社會福利優(yōu)化結果可以看出，在考慮省間備用互濟時，雖然增加了備用互濟成本，但是會增大省間交易電力，促進了新能源消納，其總社會福利增加了26.1%。
表1 不同場景下的社會福利對比
Table 1 Cost comparison under different scenarios
2.3 網調電網模型仿真
基于某網調電網模型和電網運行數(shù)據(jù)，構造省間電能量市場申報電力和申報價格。圖10為網調電網考慮備用互濟的省間電力現(xiàn)貨電能與備用耦合優(yōu)化出清的備用互濟情況。由圖10可看出，時段3~7與時段17~24備用互濟較為頻繁。時段1~4對應電力資源富足資源省份S1~S2棄風時段，時段17~24對應電力資源欠缺省份S3~S5正備用不足時段。時段9~16，該區(qū)域電網內各省份正負備用能力較充足，而省間現(xiàn)貨交易需求也較小，無備用互濟需求產生?？梢钥吹皆谛履茉礂夒姇r段和資源缺乏省份的負荷高峰時段均出現(xiàn)正負備用容量互濟。
圖10 某網調備用互濟情況
Fig.10 Reserve sharing of a network
考慮備用互濟的S1、S2省份棄風情況如表2所示，不考慮備用互濟的棄風結果如表3所示。可以看到在考慮備用互濟情況下，棄風問題可以得到進一步改善，資源缺乏省份S3、S4、S5通過省間聯(lián)絡線以備用互濟方式購買風電以減少S1、S2省份新能源棄電量。
表2 考慮備用互濟的不同省份棄風情況
Table 2 Wind curtailment of different provinces considering reserve sharing
表3 不考慮備用互濟的不同省份棄風情況
Table 3 Wind curtailment of different provinces without considering reserve sharing
考慮省間備用互濟和不考慮備用互濟下的省間電力市場成交量對比如圖11所示?？梢钥吹娇紤]備用互濟情況下，省間交易電量增大，其原因在于備用互濟影響下，各省備用預留需求降低，以社會福利最大化為目標，省間交易電量的增加整體提高了社會福利，其與IEEE 39節(jié)點單通道互聯(lián)算例仿真測算的結論一致。
圖11 省間電力市場成交量對比
Fig.11 Comparison of transaction volumes in inter-provincial electricity markets
3 結論
本文基于省間電力現(xiàn)貨交易框架，以社會福利最大和備用互濟成本最小為優(yōu)化目標，考慮輸電省間輸電費用和網損、備用互濟成本，以省間電力平衡、分省電力平衡、電網安全約束、分省備用空間以及機組運行邊界等為約束條件，建立促進新能源消納的考慮備用互濟的省間電力現(xiàn)貨市場出清模型。通過對IEEE 39節(jié)點系統(tǒng)和某網調電網算例進行仿真計算，結論如下。
（1）考慮備用互濟的省間現(xiàn)貨出清模型通過區(qū)域內各省份間備用空間的互濟，有效緩解了電網中新能源棄電和區(qū)域內電力資源逆向分布問題，實現(xiàn)區(qū)域內電力資源的合理分布。
（2）考慮備用互濟的省間現(xiàn)貨市場出清，其市場運行的經濟性得到明顯的改善，實現(xiàn)以更經濟手段促進電網能源結構往清潔低碳方向的轉型，對省間電力現(xiàn)貨市場出清的進一步優(yōu)化具有一定的參考價值。
注：本文內容呈現(xiàn)略有調整，如需要請查看原文。
