CN109978331B - 一种高比例水电现货市场下日电量分解方法 - Google Patents

一种高比例水电现货市场下日电量分解方法 Download PDF

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Abstract

本发明属于电力市场及调度运行领域，公开了一种高比例水电现货市场下日电量分解方法，针对中长期电力市场过渡到现货市场的日电量分解问题，实现了日电量合理可行的分解为日96点出力曲线，为现货市场的出清提供了边界条件。该方法从是否为市场化电厂和充分考虑电厂的调节能力两个角度，将电厂划分为三类，并通过预测的全网负荷曲线依次扣减带曲线电量出力曲线及第二类电厂出力曲线得到标准负荷曲线，作为第三类电厂的曲线分解基准，形成各电厂初始发电曲线，并针对初始发电曲线进行优化计算，最终确定各电厂日96点发电曲线。本发明的分解的结果合理可行，对于高比例水电地区中长期电力市场过渡到现货市场具有重要的率先垂范的意义。

Description

一种高比例水电现货市场下日电量分解方法
技术领域
本发明属于电力市场及调度运行领域，特别涉及一种高比例水电现货市场下日电量分解 方法。
技术背景
中长期电力市场过渡到现货市场要面对许许多多问题，其中最为关键的是中长期交易电 量的分解问题，如何将中长期交易电量分解到日，并将日电量分解到96点曲线，对于现货市 场的开展至关重要，而国内外学者对于中长期交易计划分解的研究多集中于月度电量分解为 日电量，鲜有将日电量分解为96点曲线的研究。特别是对于我国西南水电富集地区，电量分 解不仅仅要考虑电能的实时供需平衡和电网的安全稳定，同时由于径流受气温、降雨、蒸发 等气候变化的影响，具有客观随机性、不确定性以及时空分布不均匀性，直接影响着水电站 发电，特别是对于梯级水电站群，由于存在水力、电力联系等，径流不确定性作用进一步增 强，不同时间尺度的上下游水电站群交易匹配性和协调性等约束都进一步加剧了电量分解的 难度，相对于火电为主地区的现货市场建设，情况更为复杂。
为此本发明提出了一种高比例水电现货市场下日电量分解方法，充分考虑梯级水电站之 间的耦合关系以及调节能力，旨在切实可行的将日电量分解为96点发电曲线，为现货市场提 供出清边界，从而为现货市场的开展提供理论支撑。本发明以云南电网参与省调平衡的水电 站、火电站、风电站以及光伏电站为背景，发明了一种水电富集电网中切实可行的日电量曲 线分解方法。
发明内容
本发明的目的是针对于中长期电力市场过渡到现货市场中的计划分解问题，提供了一种 水电富集地区参与省调平衡电厂的日电量分解方法，通过将电厂分类，按照标准负荷曲线合 理的将各电厂的日电量分解为日96点发电曲线，旨在为现货市场的开展提供理论支撑。
针对上述问题，本发明提出了如下解决方案：
一种高比例水电现货市场下日电量分解方法，包括如下步骤：
(1)电厂分类，将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂和具备调 节能力电厂；分类的基本原则是：为落实国家能源战略、确保清洁能源消纳，同时保障电网 的平衡及安全稳定运行，部分水电厂不参与市场化交易，称为优先电厂，即为第一类电厂； 对于径流式水电厂以及新能源电厂，由于其发电能力受天气影响较大，具有较强的不确定性， 调节能力较差，称为无调节能力电厂，即为第二类电厂；对于火电厂及具备一定调节能力的 水电厂，由于其相对具有较好的调节能力，能更好的应对负荷变化，称为具备调节能力电厂， 即为第三类电厂。
(2)设置预测全网日负荷曲线，并选择分解计划参考日。
(3)确定带曲线电量曲线；包括优先电厂发电计划、市场化电厂带曲线的优先发电计划 和自行协商确定的带曲线双边电量计划。
(4)确定无调节能力电厂曲线；无调节能力电厂通过系统上报自身的日96点发电曲线， 然后将对应的日电量按上报的发电曲线形状等比例分解为最终的日96点发电曲线。
(5)计算标准负荷曲线；通过公式(1)计算各时段标准负荷值；
Nt＝St-PFt-PSt 1≤t≤T (1)
式中：Nt为t时段电网标准负荷值；St为t时段电网负荷值；PFt和PSt分别为带曲线电厂和无调节能力电厂在t时段的出力；T和t分别为调度时段总数和时段编号。
(6)生成各电厂日电量初始分解计划曲线；三类电厂的日电量初始分解计划曲线分别为： 第一类电厂电量初始分解曲线由步骤(3)确定；第二类电厂电量初始分解曲线由步骤(4) 确定；第三类电厂电量初始分解曲线由步骤(5)中标准负荷曲线叠加步骤(3)和(4)中已 知曲线最终确定。
(7)进行水电平衡分析；考虑水位、流量等水力约束条件，采用“以电定水”方法确定 各水电站的水位、流量过程，如存在电厂完成不了初始分解计划曲线，则按最大调峰能力优 化优先电厂发电计划曲线，重新确定标准负荷曲线，然后再次进行“以电定水”计算，确定 各电厂最终的日96点发电曲线。
(8)确定所有电厂日96点发电曲线。
本发明对于现有技术有如下有益结果：本发明提出了一种高比例水电现货市场下日电量 分解方法，并根据是否为市场化电厂和充分考虑电厂的调节能力，将电厂划分为三类，通过 全网负荷曲线依次扣减带曲线电量出力曲线及第二类电厂出力曲线得到标准负荷曲线，作为 第三类电厂的曲线分解基准，形成各电厂初始发电曲线，并针对水电站进行“以电定水”水 力计算，确定最终的日96点发电曲线。对比现有技术，本发明充分考虑各类电源及不同类型 电厂的特点和电量要求，提出了一种日电量分解方法，已运用于云南省省调平衡电厂的调度 中，有效的解决了云南省中长期电力市场过渡到现货市场的发电计划衔接，为现货市场提供 出清边界，从而为现货市场的开展提供了理论支撑。
附图说明
图1是本发明方法总体求解流程图。
图2(a)是本发明方法中带曲线电量出力曲线图。
图2(b)是本发明方法中无调节能力电厂出力曲线图。
图2(c)是本发明方法中标准负荷曲线图。
图3是应用本发明方法得到的各类型电源日96点出力曲线图。
图4(a)是应用本发明方法得到的小湾电站日96点出力曲线图。
图4(b)是应用本发明方法得到的糯扎渡电站日96点出力曲线图。
图4(c)是应用本发明方法得到的景洪电站日96点出力曲线图。
图4(d)是应用本发明方法得到的宣威电站日96点出力曲线图。
图4(e)是应用本发明方法得到的阳宗海电站日96点出力曲线图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步的描述。
国内外相关的中长期交易计划分解中，大多数聚焦于月度电量到日电量的分解，而很少 有研究日电量分解为96点发电曲线。随着新一轮电力体制改革的不断完善，现货市场将成为 下阶段电力体制改革的重点，中长期电力市场如何实现与现货市场的衔接，交易计划电量的 分解显得至关重要，合理的日电量分解方法，能够为现货市场提供出清边界，更好的衔接现 货市场。本发明旨在充分考虑各类电源的特点情况下，通过全网负荷曲线扣减得到标准负荷 曲线，并将其作为日电量分解曲线的标准，结合水力计算最终确定各电厂的日96点出力过程， 为中长期电力市场过渡现货市场提供理论支撑。
一种高比例水电现货市场下日电量分解方法，总体求解流程如图1所示。
本发明中，涉及到的水力约束条件表达式如下：
(a)水量平衡约束
Figure BDA0001977480350000031
式中：vt+1为水库在t时段末的库容，vt为水库在t时段初的库容，单位：m3；Qrt为水库在t时段的入库流量，单位：m3/s；Qct为水库在t时段的出库流量，单位：m3/s；Δt为第t时段的小时数，单位：h。
(b)库容限制约束
Figure BDA0001977480350000041
式中：
Figure BDA0001977480350000042
分别为库容下、上限，单位：m3。
(c)出库流量约束
Figure BDA0001977480350000043
式中：
Figure BDA0001977480350000044
分别为出库流量的下、上限，单位：m3/s。
(d)出力限制约束
Figure BDA0001977480350000045
式中：pi,t为第i个水库t时段出力，单位：MW；
Figure BDA0001977480350000046
为第i个水库的出力上限，单位：MW。
(e)发电流量限制约束
Figure BDA0001977480350000047
式中：qi,t为第i个水库t时段发电流量，单位：m3/s；
Figure BDA0001977480350000048
为第i个水库的发电流量上限， 单位：m3/s。
(f)初始库容约束
vbeg＝Vbeg
式中：vbeg为水库起始库容变量，单位：m3；Vbeg为水库起始库容控制值，单位：m3。
(g)水位库容关系
Figure BDA0001977480350000049
式中：fvz(·)为水位库容关系函数；zft为水库在t时段的坝前水位，单位：m。
(h)尾水位泄量关系
Figure BDA00019774803500000410
式中：fqu(·)为尾水位泄量关系函数；Qct为水库在t时段的出库流量，单位：m3/s；zdt为水库在t时段的尾水位，单位：m。
具体操作步骤描述如下：
(1)电厂分类，将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂、具备调 节能力电厂；分类的基本原则是：为落实国家能源战略、确保清洁能源消纳，同时保障电网 的平衡及安全稳定运行，部分水电厂不参与市场化交易，称为优先电厂，即为第一类电厂； 对于径流式水电厂以及新能源电厂，由于其发电能力受天气影响较大，具有较强的不确定性， 调节能力较差，称为无调节能力电厂，即为第二类电厂；对于火电厂及具备一定调节能力的 水电厂，由于其相对具有较好的调节能力，能更好的应对负荷变化，称为具备调节能力电厂， 即为第三类电厂；
(2)设置预测全网日负荷曲线，并选择分解计划参考日；计划参考日基于充分考虑实际 电网调度中的方法及工作日与周末的负荷差异综合选取确定，具体采用方法如下：对于工作 日的计划，选取前一天作为参考日；对于节假日，选取最近的一次节假日作为参考日。
(3)带曲线的电量主要包括优先电厂发电量、部分双边交易电量及部分市场化电厂优先 发电计划电量。其中，优先电厂(即第一类电厂)日发电曲线通过将日电量按照参考日对应 发电曲线形状分配得到；部分双边交易电量已由市场主体双方约定交割曲线；部分优先发电 计划也已明确出力曲线。具体见图2(a)。
(4)无调节能力电厂(即第二类电厂)包括风光等新能源电厂及径流式水电厂，它们应 对偏差的能力相对较差，对发电能力预测的准确度要求较高，而他们对自身的发电能力预测 相对来说更为准确，故该类电厂通过系统上报日96点发电能力曲线，并通过将对应的日电量 按上报的发电曲线形状等比例分解确定最终的日96点发电曲线。具体见图2(b)。
(5)系统日预测全网负荷曲线依次扣减步骤(3)、(4)中确定的发电计划曲线，剩余负 荷曲线即为标准负荷曲线，即通过公式(1)计算各时段标准负荷值。具体见图2(c)。
Nt＝St-PFt-PSt 1≤t≤T (1)
式中：Nt为t时段电网标准负荷值；St为t时段电网负荷值；PFt和PSt分别为带曲线电厂、无调节能力电厂在t时段的出力；T和t分别为调度时段总数和时段编号。
(6)三类电厂的日电量初始分解曲线为：1)第一类电厂电量初始分解曲线由步骤(3) 确定；2)第二类电厂电量初始分解曲线由步骤(4)确定；3)第三类电厂电量初始分解曲线 由步骤(5)中标准负荷曲线叠加步骤(3)(4)中已知曲线最终确定。
(7)进行水电平衡分析；考虑水位、流量等水力约束条件，采用“以电定水”方法确定 各水电站的水位、流量过程，如存在电厂完成不了初始计划曲线，则按最大调峰能力优化优 先电厂发电计划曲线，重新确定标准负荷曲线，然后再次进行“以电定水”计算确定最终的 96点发电计划曲线。其中“以电定水”方法主要根据已知各时段电站出力，给定初始水位， 在最小和最大发电流量区间内采用二分法进行迭代搜索，求得满足给定出力的发电流量，并 进一步计算得到各时段的水位过程。
作为典型的高水电占比的电网，截止2018年初，云南电网纳入省调平衡的电厂中，水电200座，水电装机49676.5MW，占总装机的68.46％，水电仍然是云南电网的主要电源，对云 南电网的运行方式具有很大的影响，如何合理的分配该类电站的日发电计划曲线尤为重要。 以云南电网典型日为例，以云南省参与省调平衡的各类电源电厂为研究对象，对本发明方法 进行验证。
其中带曲线电量中优先电厂电量属于优先电量，按照国家能源政策必须优先完成；部分 市场化电厂承担优先发电计划任务，约定的电量已明确发电曲线，必须优先完成；带曲线双 边电量为市场主体双方通过双边合同约定了交割的发电曲线，理论上也必须优先完成。而无 调节能力电厂由于受天气、季节等各方面因素的影响，调节能力较差，故采取电站上报方式 获取发电曲线。火电厂及具备调节能力水电厂由于具备较强的调节能力且考虑公平性因素， 令其执行全网负荷曲线扣减以上曲线得到的标准负荷曲线。表1为将本发明方法运用于云南 电网典型日后得到的水电站的曲线电量完成情况。图4(a)～图4(e)是应用本发明方法得 到的各个电站日96点出力曲线图。
表1电站日分解电量完成情况
Figure BDA0001977480350000061
Figure BDA0001977480350000071
从表中可以看出，大部分电厂的日电量完成情况都达到了100％，仅有几个电厂完成情况 低于100％，但也在90％以上，其中未完成日电量的电厂基本都是径流式水电厂，由于径流 式水电厂基本没有调节能力，发电完全依靠来水，所以完成情况较低。经过实例验证，本发 明提出的现货市场下基于标准负荷曲线的日电量分解方法切实可行，分解的结果合理且利于 执行，为现货市场的开展提供了理论支撑。

Claims (2)

1.一种高比例水电现货市场下日电量分解方法，其特征在于，包括如下步骤：
(1)电厂分类，将参与电量分解的电厂分为三类：优先电厂、无调节能力电厂和具备调节能力电厂；不参与市场化交易的水电厂，称为优先电厂，即为第一类电厂；对于径流式水电厂以及新能源电厂，称为无调节能力电厂，即为第二类电厂；对于火电厂及具备调节能力的水电厂，称为具备调节能力电厂，即为第三类电厂；
(2)设置预测全网日负荷曲线，并选择分解计划参考日；
(3)确定带曲线电量曲线；包括优先电厂发电计划、市场化电厂带曲线的优先发电计划和自行协商确定的带曲线双边电量计划；
(4)确定无调节能力电厂曲线；无调节能力电厂通过系统上报自身的日96点发电曲线，然后将对应的日电量按上报的发电曲线形状等比例分解为最终的日96点发电曲线；
(5)计算标准负荷曲线；通过公式(1)计算各时段标准负荷值；
Nt＝St-PFt-PSt 1≤t≤T (1)
式中：Nt为t时段电网标准负荷值；St为t时段电网负荷值；PFt和PSt分别为带曲线电厂和无调节能力电厂在t时段的出力；T和t分别为调度时段总数和时段编号；
(6)生成各电厂日电量初始分解计划曲线；三类电厂的日电量初始分解计划曲线分别为：第一类电厂电量初始分解曲线由步骤(3)确定；第二类电厂电量初始分解曲线由步骤(4)确定；第三类电厂电量初始分解曲线由步骤(5)中标准负荷曲线叠加步骤(3)和(4)中已知曲线最终确定；
(7)进行水电平衡分析；考虑水力约束条件，采用以电定水方法确定各水电站的水位和流量过程，如存在电厂完成不了初始发电计划曲线，则按最大调峰能力优化优先电厂发电计划曲线，重新确定标准负荷曲线，然后再次进行以电定水计算，确定各电厂最终的日96点发电曲线；
所述的步骤(7)中的水力约束条件包括：
(a)水量平衡约束
Figure FDA0003922052500000011
式中：vt+1为水库在t时段末的库容，vt为水库在t时段初的库容，单位：m3；Qrt为水库在t时段的入库流量，单位：m3/s；Qct为水库在t时段的出库流量，单位：m3/s；Δt为第t时段的小时数，单位：h；
(b)库容限制约束
Figure FDA0003922052500000021
式中：V、
Figure FDA0003922052500000022
分别为库容下、上限，单位：m3；
(c)出库流量约束
Figure FDA0003922052500000023
式中：Qc、
Figure FDA0003922052500000024
分别为出库流量的下、上限，单位：m3/s；
(d)出力限制约束
Figure FDA0003922052500000025
式中：pi,t为第i个水库t时段出力，单位：MW；
Figure FDA0003922052500000026
为第i个水库的出力上限，单位：MW；
(e)发电流量限制约束
Figure FDA0003922052500000027
式中：qi,t为第i个水库t时段发电流量，单位：m3/s；
Figure FDA0003922052500000028
为第i个水库的发电流量上限，单位：m3/s；
(f)初始库容约束
vbeg＝Vbeg
式中：vbeg为水库起始库容变量，单位：m3；Vbeg为水库起始库容控制值，单位：m3；
(g)水位库容关系
Figure FDA0003922052500000029
式中：fvz(·)为水位库容关系函数；zft为水库在t时段的坝前水位，单位：m；
(h)尾水位泄量关系
Figure FDA00039220525000000210
式中：fqu(·)为尾水位泄量关系函数；Qct为水库在t时段的出库流量，单位：m3/s；zdt为水库在t时段的尾水位，单位：m
(8)确定所有电厂日96点发电曲线。
2.根据权利要求1所述的一种高比例水电现货市场下日电量分解方法，其特征在于，所述的步骤(2)中计划参考日的选取方法如下：对于工作日的计划，选取前一天作为参考日；对于节假日，选取最近的一次节假日作为参考日。
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