梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界确定方法

1.本发明涉及电力市场、水电调度及电网运行领域，特别涉及一种梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界确定方法。


背景技术：

2.随着我国电力现货市场建设不断完善，水电参与现货市场势在必行。不同于火电等其他电源，水电参与现货市场主要面临以下难题：
3.1)水电现货交易中上下游竞价匹配困难：即由于梯级上下游电站可能归属不同主体，水力联系却又紧密耦合，造成上游电站竞争电量多、下游电站竞争电量少导致下游电站弃水，或是上游电站竞争电量少、下游电站竞争电量多导致下游无水可发的情况。
4.2)复杂水力约束降低出清效率：在电力市场中，出清效率关乎电网安全及其平稳运行。目前国内外的电力市场现货出清，大多是通过混合整数线性规划(milp)进行出清，然后通过商用求解器求解，现货出清效率跟约束数密切相关。水电中存在水位-库容、机组nhq曲线等众多非凸、非线性约束，通常采用分段线性化方法将其加入到现货出清约束条件中，这就造成milp出清模型约束数急剧增加，导致出清效率大幅下降，难以满足现货出清的应用要求。
5.在这种情况下，对于水电居主导地位或者水电占比较大的电网，如何简化梯级水电站群参与日前现货市场出清，将上下游之间的水力联系转化为电力联系，确定其竞价电量边界值得深入研究。
6.本发明成果依托于国家自然科学基金(91547201)，以梯级水电参与电力现货市场为研究背景，以澜沧江梯级水电站群为研究对象，结合南方电网现货市场建设，提出了一种梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界确定方法。本发明方法可以解耦梯级水电之间的水力联系，规避上下游电站竞价不匹配等问题，提高水电参与现货出清的效率，为市场运营者管理水电参与现货市场提供一种切实可行的思路，具有很强实用性和广泛推广价值。


技术实现要素：

7.本发明要解决的技术问题是提供一种梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界确定方法，以期提高水电参与现货出清的效率，避免梯级水电出清因为上下游竞价不匹配导致的交易结果难执行等问题。
8.本发明的技术方案为：本发明揭示了一种梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界确定方法，具体包括如下步骤：
9.(1)提出梯级水电站群绝对可行区间概念
10.当上游水电站m平均出库流量为最大值时，下游水电站n的发电水量变化区间为其对应的发电电量变化区间为式中：
[0011][0012][0013]
当上游电站m平均出库流量为最小值rm时，下游水电站n的发电水量变化区间为其对应的发电电量变化区间为式中：
[0014][0015][0016]
其中，表示初始库容，单位m3、qn表示区间来流，单位m3/s、表示末库容最小值，单位m3、表示末库容最大值，单位m3、δ为时段长，单位h。无论上游电站来水条件如何，之间发电流量对应的交易电量总是可行的，本发明称此区间为绝对可行区间。
[0017]
(2)根据步骤(1)所提概念，建立梯级水电站群绝对可行电量区间最大模型
[0018]
模型可描述为：已知日前市场中各水电站的初始水位、期末水位上下限以及预测来水，在满足水电站运行约束条件下，确定各水电站的电量上下限，使梯级水电站群在日前市场中的绝对电量可行区间最大。
[0019]
模型的目标函数为：
[0020][0021][0022]en,t
＝w
n,t
/r
n,t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(7)
[0023]
式中：分别为水电站n在t时段的发电量上限、发电水量上限，单位分别为kw
·
h、m3；e
n,t
、w
n,t
为水电站n在t时段的发电量下限、发电水量下限，单位分别为kw
·
h、m3；r
n,t
为水电站n在t时段的平均耗水率，m3/kw
·
h；t为总调度时段数，h，n为梯级水电站总个数，λ为惩罚因子，s
n,t
为水电站n在t时段的弃水流量，m3/s。
[0024]
模型的约束条件包括线性约束和非线性约束，其中，线性约束包括水量平衡约束、始末库水位约束、出库流量约束、发电引用流量约束、出力约束等，非线性约束包括水位库容、尾水位泄量、水头耗水率等。
[0025]
(3)采取估算策略确定步骤(2)模型的始末库水位约束条件
[0026]
上述模型中，始末库水位约束在确定竞价电量边界时尚未确定，故需采取一定的策略估算。
[0027]
对于水库初始水位，采取“以电定水”方式推算，具体方式为从当前时刻电站水位开始，计算出剩余计划电量所需水量，根据水量平衡方程估算出下一日的日初水位。
[0028]
对于梯级各水库日末水位范围约束，运用模糊聚类分析方法估算出日末理想水位，结合调度人员根据工程经验给出的电站理想水位的允许偏差值，得出水库日末水位范围。可以表示为下式：
[0029][0030]
式中：δz、分别为第n个水电站的期望末水位、末水位下、上偏差值。
[0031]
(4)将步骤(2)所提出的模型通过线性化处理转化为线性模型
[0032]
采用分段线性插值方法将水位库容、尾水位泄量、水头耗水率等非线性关系转化为线性约束，进而将模型转化为线性模型。
[0033]
(5)采用单纯形法求解步骤(4)得到的线性模型，得到梯级水电站群最大可行电量区间，即为梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界。
[0034]
本发明对比现有技术有如下有益效果：本发明一种梯级水电站群参与日前现货市场的竞价电量边界确定方法，提出了绝对可行区间的概念，将水电站复杂的水力联系转化成电力联系，揭示了梯级各电站电量竞价区间随自身调蓄能力变化情况的演变规律，完全规避了电站竞价过程中上下游竞价不匹配的问题，提高了含水电的现货市场出清模型的求解速度，确保了水电现货出清结果的合理性和可行性，同时也就降低了水电参与现货市场的风险，从而提高梯级水电参与市场的积极性，为市场运营者管理水电参与现货市场提供一定的决策依据。
附图说明
[0035]
图1是绝对可行区间示意图；
[0036]
图2是本发明的总体求解框架示意图；
[0037]
图3是现货出清流程图；
[0038]
图4是梯级水电站绝对可行电量区间最大模型的求解流程图；
[0039]
图5是实施例中澜沧江梯级拓扑结构示意图；
[0040]
图6是实施例中汛期满发计算结果图。
具体实施方式
[0041]
下面结合附图和实例对本发明作进一步的描述，主要包括梯级水电参与日前现货市场的竞价电量边界的建模、求解方法及实际应用三部分。
[0042]
1.日前市场化边界条件的建模方法
[0043]
(1)确定电量竞价区间—绝对可行区间
[0044]
为简化梯级水电站上下游紧密的水力联系，本发明提出绝对可行区间的概念。具体分析如下：
[0045]
当上游水电站m平均出库流量为最大值时，下游水电站n的发电水量变化区间为其对应的发电电量变化区间为式中：
[0046][0047][0048]
当上游电站m平均出库流量为最小值rm时，下游水电站n的发电水量变化区间为其对应的发电电量变化区间为式中：
[0049][0050][0051]
其中，表示初始库容，m3、qn表示区间来流，m3/s、表示末库容最小值，m3、表示末库容最大值，m3、δ为时段长，h。无论上游电站来水条件如何，之间发电流量对应的交易电量总是可行的，这一区间称为绝对可行区间。
[0052]
如图1所示，无论上游电站来水条件如何之间发电流量对应的交易电量总是可行的，这一区间称为绝对可行区间。为此本发明将其作为水电站日前市场的电量竞价区间。
[0053]
(2)目标函数
[0054]
梯级水电因为调节性能差异，在电力市场竞价过程中，竞价空间表现不同，而其空间又跟梯级上下游电站的调节性能差异密切相关。为此在保证梯级水电弃水最少的情况，满足清洁能源消纳准则，同时兼顾水电参与市场有一定的弹性空间，从而水电站追求电量竞价空间最大。因此目标函数选取梯级水电站绝对可行电量区间之和最大作为目标函数。具体可描述为：已知日前市场中各水电站的初始水位、期末水位上下限以及预测来水，在满足水电站运行约束条件下，确定各水电站的电量上下限，使梯级水电站群在日前市场中绝对可行电量区间最大。数学表达式为：
[0055][0056][0057]en,t
＝w
n,t
/r
n,t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(15)
[0058]
式中：分别为水电站n在t时段的发电量上限、发电水量上限，kw
·
h、m3；e
n,t
、w
n,t
为水电站n在t时段的发电量下限、发电水量下限，kw
·
h、m3；r
n,t
为水电站n在t时段的平均耗水率，m3/kw
·
h；t为总调度时段数，h，n为梯级水电站总个数，λ为惩罚因子，s
n,t
为水电站n在t时段的弃水流量，m3/s。
[0059]
(3)约束条件
[0060]
a)水量平衡方程
[0061]vn,t
＝v
n,t-1
3600
×
(i
n,t-q
n,t-s
n,t
)δt
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(16)
[0062][0063]
式中：v
n,t
为第n个水电站第t时段的库容，单位m3；i
n,t
、q
n,t
、q
n,t
、s
n,t
分别是第n个水电站第t时段的入库流量、区间流量、发电流量和弃水流量，单位m3/s；mn为第n个水电站的第m个直接上游水电站；ωn为第n个水电站的直接上游水电站集合，对于龙头水电站该集合为空集；δt为计算时段。
[0064]
b)始末库水位约束
[0065][0066]
[0067]
式中：δz、分别为第n个水电站的初始水位、期望末水位、末水位下、上偏差值。
[0068]
c)发电引用流量约束
[0069][0070]
式中：q
n,t
、分别是第n个水电站第t时段的发电引用流量下限、上限，单位m3/s。
[0071]
d)出库流量约束
[0072][0073]
式中：分别是第n个水电站第t时段的出库流量下限、上限，单位m3/s。
[0074]
e)出力约束
[0075][0076]
式中：n
n,t
、分别是第n个水电站第t时段的出力下限、上限，单位kw。
[0077]
f)水位库容约束
[0078]zn,t
＝f
n,zv
(v
n,t
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(23)
[0079]
式中：f
n,zv
(
·
)为水电站n的水位-库容关系函数。
[0080]
g)尾水位泄量约束
[0081]zn,t
＝f
n,zq
(q
n,t
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(24)
[0082]
式中：f
n,zq
(
·
)为水电站n的尾水位-泄量关系函数。
[0083]
h)水头耗水率约束
[0084]rn,t
＝f
n,rh
(h
n,t
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(25)
[0085]
式中：f
n,rh
(
·
)为水电站n的水头-耗水率关系函数。
[0086]
2.日前市场化边界条件模型求解方法
[0087]
(1)总体求解思路
[0088]
梯级水电站群绝对可行电量区间优化问题包含复杂的水力非线性条件约束，例如水位库容曲线、尾水位泄量曲线。该问题是一个多维、动态、强耦合、非线性规划问题，直接求解非常困难。为保证模型求解效率及工程应用的可行性，本发明将非线性约束转化为线性约束，将非线性规划问题转化为线性规划问题，从而可以利用经典的单纯形法进行精确求解。总体求解思路见图2。
[0089]
(2)非线性约束线性化策略
[0090]
采用分段线性插值方法处理非线性约束。以水位库容约束为例说明。根据每一个水电站的调度期内库容变动范围在区间范围内选取k-2个节点，将第n个水电站的库容离散成k个区间，如式(26)—(30)所示。
[0091][0092]zn,k
＝f(v
n,k
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(27)
[0093]
α
n,t,kvn,k-1
≤v
n,t,k
≤α
n,t,kvn,k-1
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(28)
[0094][0095]
式中：v
n,k
、z
n,k
分别为第n个水电站的第k个插值节点的库容和水位；α
n,t,k
为0-1变量，用于表示库容所在区间范围；确保第n水电站第t时段末库容落在唯一区间。
[0096]
综上，任意电站任意时段末的库容可由(30)式求解。
[0097][0098]
其余非线性约束处理策略与上述类似，此处不在赘述。
[0099]
(3)电站日初及日末水位范围以及耗水率估算策略
[0100]
实际现货市场出清流程如图3所示，其中边界条件准备位于第一步骤，即需要在运行日前一天没有结束前必须计算出下一日的梯级水电电量边界条件，然而此时下一日日初水位并未确定，为了实际工程应用需求，本发明采取以电定水的方式推算下一日日初水位。具体方式为从当前时刻电站水位开始计算，算出剩余计划电量所需水量，即可估算出下一日的日初水位。
[0101]
关于日末水位，由水量平衡方程公式(16)可知，梯级每座电站日末水位范围主要取决于入库流量和出库流量最大值和最小值，其中入库流量为上游出库流量和区间流量之和。因此可以采用自身及上游水库的初始水位、区间流量、历史出力的最大值和最小值作为典型特征物理量，运用模糊聚类分析方法可以估算出日末理想水位值，然后结合调度人员的工程经验给出电站允许偏差理想水位的上偏值和下偏值，从而得出水库的日末水位范围。在此基础上，计算平均出库流量(泄量)，然后根据尾水位泄量曲线线性插值得到尾水位，接着计算发电水头，最后由水头耗水率曲线分段线性插值确定每座电站的平均耗水率。
[0102]
(4)求解流程
[0103]
结合上述总体求解思路、约束条件处理策略以及线性规划模型求解方法，给出梯级水电站群发电量区间优化问题的详细求解过程：
[0104]
a)确定基础数据，包括上下游水力联系、水位库容关系、尾水位泄量关系、水头耗水率关系等信息，构建梯级水电站绝对可行电量区间最大模型。
[0105]
b)将初始条件输入a)模型中，包括梯级每座水电站的调度期初始水位，天然来水流量。
[0106]
c)采用(2)所提的分段线性插值方法对非线性约束条件线性化处理，将a)模型转化成线性规划模型。
[0107]
d)采用(3)策略确定梯级每座电站的日末水位上下限以及平均耗水率。
[0108]
e)设置目标函数和约束条件，构建绝对可行电量区间最大模型。具体约束条件包括水量平衡约束、库水位约束、出库流量约束、发电引用流量约束、出力约束、末水位上下限约束等。
[0109]
f)将目标函数及约束条件转化成线性规划模型标准形式，引入单纯形法求出线性规划模型的初始基本可行解，及一组可行的出库流量和发电流量。
[0110]
g)判断目标函数是否达到最优。
[0111]
h)若目标函数达到最优，则计算结束；若不是最优解，则进行换基迭代，直至目标
函数最优为止。
[0112]
梯级水电站群绝对可行电量区间最大模型求解流程图如图4所示。
[0113]
3.实例分析
[0114]
(1)模型求解结果
[0115]
现以某日澜沧江梯级水电站群发电调度为例，验证所提方法的有效性。澜沧江梯级投产水电站11座，涵盖日、季、年等不同调节类型水库，梯级电站拓扑结构见图5，水电站主要参数见表1。该日梯级各电站的预测来水、水库水位上下限均来源实际调度场景。优化计算结果见表2，各电站绝对可行日电量竞价区间见图6。
[0116]
表1水电站主要参数
[0117][0118]
表2优化计算结果
[0119][0120]
根据计算结果，该日澜沧江梯级水电群日前市场电量竞价区间带宽为5799万kw
·
h。电站a、b为日调节水库，调节库容有限，且处于高水位运行，由于日天然来水已明显超过满发流量，水库蓄满后仍有多余水量，为避免产生弃水电量电站为满发运行，电量上下限重合，竞价区间带宽为0是合理的。电站c为季调节水库，该日仍有一定调节库容，为避免下游
日调节电站d弃水，充分发挥调蓄作用，将水位抬升。电站g、j具有年调节能力，是梯级主力发电水库，承担了主要调节任务，日前电量竞价区间带宽分别为1969、1430万kw
·
h，分别占梯级总电量竞价区间带宽的33.95％、24.66％。
[0121]
(2)方法效果检验
[0122]
将通过上述方法确定的竞价电量边界代入含水电参与现货市场出清模型检验，具体以云南省参与省调平衡的122座水电站和11座火电站进行出清计算，并重点考虑与不简化水力约束的出清时间对比结果，以及a-k电站中标电量和弃水对比情况。此处出清模型采用“发电侧报量报价，用电侧不报量不报价”日前现货出清方式，以系统总购电费用最小为目标函数。结果如下表3、4所示：
[0123]
表3现货清算模型计算时间对照表
[0124][0125]
由上表3可以看出电量边界条件的加入，使得出清算法仅需迭代1次，平均出清计算时间从165秒减少至85秒，计算效率提高了48.5％，大大提高实际应用效率。
[0126]
表4电站中标电量及弃水情况对比结果
[0127][0128]
由上表4可以看出，当不简化梯级电站的水力约束时，由于梯级电站隶属于不同的利益主体，互相之间缺乏参与现货市场的信息交互，造成发电侧电站不合理的报量报价行为，这极容易导致上游电站中标电量多、下游电站中标电量少，使得下游c，d，f出现严重的弃水现象。这样的出清结果对于水电运行是不合理的，易造成清洁能源严重的浪费。加上梯级电站的电量竞价边界条件之后，规范了电站报量的合理范围，a电站的中标电量从989万减少至306万、b电站中标电量从435万减少至88万，抬高了水电站运行水位，充分利用水电站的蓄水能力，使下游电站均变成无弃水状态，有效解决了上下游电站中标电量不匹配而导致的弃水问题。