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图3 子区域独立出清情况下机组组合Fig. 3 Unit commitment under single-region clearing
图4 子区域独立出清情况下机组发电功率曲线Fig. 4 Unit output curve under single-region clearing
图5 子区域独立出清情况下联络线传输功率曲线Fig. 5 Tie line transmission power curve under single-region clearing
表1 子区域单独出清情况下发电成本Tab. 1 Generation cost under single-region clearing
3.2 区域联合出清
当考虑联络线自由优化时,系统中机组的开停机状态、机组的发电功率曲线以及各联络线传输功率情况,分别如图6、7、8所示。
在全区域协调出清情况下,所求解出的全天全系统发电机组总成本为3 367 014.964元,直流输电线的输电成本和联络线损耗成本为26 839.341元,系统的总购电成本为3393 854.306元,MIPGap为0.009 9%。各子区域的机组发电成本如表2所示。
图6 区域联合出清情况下机组组合Fig. 6 Unit commitment under whole region co-clearing
图7 区域联合出清情况下机组发电功率曲线Fig. 7 Unit output curve under whole region co-clearing
图8 区域联合出清情况下联络线传输功率曲线Fig. 8 Tie line transmission power curve under whole region co-clearing
表2 区域联合出清情况下发电成本Tab. 2 Generation cost under whole region co-clearing
3.3 情景对比
通过对比图3与图6可知,当联络线优化方式变化时,整个系统的机组组合状态发生了变化,表现为区域1与区域2中部分发电机组高峰时段在线时段增长,区域3中发电机组的在线时段基本不变。
但对比图4、7及图5、8可知,当系统联络线计划不固定,在全区域进行协同优化时,3个系统的机组发电功率更为平滑,随着系统负荷变化,可以灵活调整出力,满足全系统的电力需求,分区优化时,受制于区域间联络线输电计划,各区域机组需做较大调整。
对比表1和表2可知,在采取联络线计划不固定,全区域协同出清之后,系统的发电总成本降低了349 348.91元,相较于联络线计划固定时成本降低9.4%;系统联络线损耗成本和输电成本上升1 480.29元,相对于联络线计划固定时上升5.8%;系统的总成本降低347 868.6元,降幅为9.3%。
在协同出清之后,联络线使用方式更为灵活,虽然输电成本和损耗有所上升,但可以在全区域内优化机组的发电功率,较大程度的降低整个系统的发电成本,优化资源配置。
算例分析的结果表明,本文所设计的模型可精确计算出交直流混联的区域电网现货市场的出清结果。通过区域电网联合出清,省间电力供需可以在满足区域电网运行约束的前提下得到最优匹配,电力资源实现最优配置,相比单省市场,能够大幅提升社会经济效益。
4 结论
区域电力现货市场本质上是省级电力现货市场的扩展,但较省级电网相比区域电网通常为交直流混联,本文结合交直流混联区域电网的实际运行特殊及要求对省级电网现货出清模型进行扩展和完善,提出了:1)联络线功率确定方式;2)框架协议电量分配机制;3)联络线网损处理;4)联络线输配电价处理机制。并通过算例证明所提出的模型可以有效用于交直流混联的区域电网现货市场出清,通过在全系统内统一出清,可以提升系统的运行效率,实现更大范围的资源配置,提升社会福利。本文研究成果将为南方区域电力现货市场建设和运行实践提供有益借鉴和参考。
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