适应电力现货市场运营的省级电网安全校核实现方案

路 轶，蔡 帜，张国芳，丁 强，肖 畅，熊志杰

（1.国网四川省电力公司，四川省成都市 610041；2.电力调度自动化技术研究与系统评价北京市重点实验室（中国电力科学研究院有限公司），北京市 100192）

0 引言

中国当前省级电力现货市场改革已进入深水区和关键期，第1批8家试点省份已完成结算试运行［1-2］。因此，须深化现货市场试点建设完善和运行分析，为下一阶段改革深化和其他省份开展现货市场建设提供借鉴参考。随着电力市场化的不断推进，市场的交易规模和交易电量将逐步增加，市场电量比例不断扩大，计划空间逐步缩小，计划编制将逐步被市场交易结果替代。市场和电价对发用电行为的引导增大了电网运行的不确定性，电网潮流形态、系统可调备用均衡性等方面都会受到较大程度的影响，进一步压缩电网的安全裕度。电网和市场安全稳定运行要求以及阻塞成分对电价的直接影响，都对安全校核计算精度提出了更高的要求［3-5］。

安全校核作为电力市场和调度计划的重要模块，目前已有不少研究。文献［6-7］通过算法优化、并行计算、数据复用、多场景并发管理机制等方法，进一步提高安全校核计算速度以满足相关应用的实用化需求。文献［8-9］研究了面向服务的安全校核功能，为计划编制和电网调度操作提供可定制的支持多任务并行的安全校核服务。文献［10-12］设计了市场化条件下考虑安全校核的省调业务框架，提出了总体架构、功能框架和关键技术。目前，在电力市场环境下对安全校核的功能要求和性能提升有了一定研究，但是随着电力市场发展，需要针对省级电力现货市场特点进行设计，以进一步提高安全校核的精确性。

本文基于中国电网的调度管理方式，从电网模型、算法流程和辅助信息3个方面，全面提升了安全校核计算的精确性，实现电力市场的精细化运行，有效降低电网安全风险。本文的主要贡献包括：①提出了低电压等级电厂并网和联络线等值计算方法，分析并设计了停运设备复役操作和设备的未来态工况计算；②提出了市场出清、断面限额计算与安全校核混合迭代计算流程；③建立了设备与断面、断面与断面之间的关系，并提出了各区域断面和全网的备用计算方法。

1 安全校核精确性因素分析

由市场交易结果确定的电网运行方式可能存在设备或输电断面（以下简称“断面”）越限的情况，导致电网安全裕度下降。而安全校核能够快速识别电网运行风险，是保证市场出清结果满足电网安全运行要求的重要手段。因此，在市场模式下要求优化出清和安全校核闭环迭代，获取一致的机组计划、负荷预测、检修计划、联络线计划等各类基础数据，智能生成断面限额，采用适应市场化交易的安全校核模型与计算方法，模拟未来电网运行场景，量化分析电网越限情况并提供辅助信息，保证电网安全裕度处于规定范围之内。提高安全校核的精确性对省级电力现货市场运行的主要意义如下。

1）计划编制将逐步变化为以市场交易结果为主，电网潮流更加复杂多变，增加了电网安全调度运行的压力。因此，提高安全校核的精确性是电力市场环境下保障电网安全运行的基本条件。

2）多数省份的电力现货市场采用了节点电价的计算方法，而节点电价中的阻塞成分是由线路或断面的潮流越限造成的，如果潮流计算不够准确，将对电力市场的电价产生极大的影响。提高安全校核的精确性，能够有效保证电价结果的合理性。

3）在市场环境下，市场电固化了系统调节资源，市场电量比例越高，系统的可调备用容量越难以保证。为了对断面进行更精准的控制，需要获得各断面与机组、断面与断面之间的关系以及断面的备用情况，以便能够有效应对断面越限情况。

从安全校核的内容可知，其准确计算包括3个方面。

1）电网模型要完整、准确，参与市场出清的机组都要有效纳入建模，连接外网的各交流联络线都要尽可能参与潮流计算而不是简单等值，电网内各设备的未来运行状态要全面掌握。目前，随着调控云的推广，国家电力调度控制中心（以下简称“国调”）系统内各省级电网均已将模型、数据延伸至35 kV及以上电压等级电网全模型（部分省份进一步延伸至10 kV配电网）。同时，国调周期性下发全网状态估计结果和七大类计划数据给各省级调控中心，使得各省级调控中心具备了全网潮流计算的数据基础。

2）算法流程是保证安全校核计算精确的基础。要充分利用交流潮流计算的精确性、直流潮流计算的可线性化和快速性以及断面限额自动匹配，同时为保证交易结果的执行满足电网安全稳定运行要求，加入动态安全校检，综合提升安全校核算法准确性。

3）采用灵敏度计算可能会因为不同的平衡节点选择而导致潮流计算偏差，本文为此提出了基于区域断面与机组、区域断面之间关系的有功备用计算方法，为调度员提供更为准确的断面越限调整信息。

由此可知，安全校核的改进可以从电网模型完整构建、算法流程优化、辅助信息精确化分析3个方面来全面提升安全校核计算结果的精确性和实用性，如图1所示。中国各省调度采用的电网模型和数据结构类似，因此本文提出的方案可以适用于大部分省级现货市场技术支持系统。

图1 安全校核精确性提升方案Fig.1 Improvement scheme of security check accuracy

2 电网模型精细化构建

2.1 设备未来态工况分析

组成电网的各类设备运行工况构成了电网的拓扑结构，是交直流潮流计算的基础，其决定了各电厂发电能力及其对各支路的灵敏度以及各送受断面输送能力等现货运营边界条件。因此，准确分析出设备工况对现货优化出清和安全校核均有重要作用。而传统用于计算的电网拓扑通常采用当前状态下的电网运行工况，与电力现货市场主要面向电网未来态的需求并不匹配。此时需要确定未来的设备状态，然后对相应的开关和刀闸进行操作，使得设备能正确接入电网或从电网断开。

停运的设备有不同的停运原因，需要根据其原因来分析确定其未来各时刻点的状态，本文总结了设备具体工况状态，如图2所示。主要是依据检修计划和调度日志，形成13种具体状态，为未来态潮流提供状态信息。主要定义如下。

图2 设备工况状态分类Fig.2 Classification of operation conditions of equipment

1）运行态、孤岛运行态：设备处于带电运行状态，其中与主网分离的带电设备为孤岛运行。

2）备用态：闭合本厂非检修、非故障或安控动作的开关和刀闸即可投入运行的设备，分为热备和冷备。

3）停用态：闭合本厂非检修、非故障或安控动作的开关和刀闸仍然无法带电的设备。根据停运原因可以分为检修、检修陪停、故障、故障陪停、紧急停运、紧急陪停、安控停运、安控陪停、未知原因停运。

基于设备的状态信息，可以推断出设备的未来态。未来态潮流计算主要研究设备是否可用，可用则接入电网，不可用则从电网断开。未来可用态主要为运行、孤岛运行、热备、冷备；未来不可用态主要为检修、检修陪停、故障、故障陪停、紧急停运、紧急陪停、安控停运、安控陪停、未知原因停运。

在确定设备的工况状态后，计算未来态潮流时针对不同设备的处理如下。

1）线路和变压器分成2类：一类是部分线路和变压器形成的支路处在网络中间（即不影响电厂送出），为了保持某种电网运行方式而运行或停运，对这种线路和变压器的状态如无检修申请不做处理；另一类是部分线路和变压器形成的支路处在某电厂唯一送出通道上，对这种线路和变压器须根据电厂检修状态断开或闭合直接相连的开关或刀闸，以保证电厂检修结束后能够正确并网。

2）当前态为运行但在未来态为检修或检修陪停的机组和负荷，闭合机组或负荷直连的开关或刀闸。

3）当前态为停运但在未来态为可用的机组和负荷，需要进行复役操作，以便使其参与潮流计算，具体步骤如下。

步骤1：基于未来态母线接排方式，按照最短拓扑路径搜索并闭合本厂站未检修开关和刀闸直至带电节点。其中，未来态母线接排方式由人工根据检修或方式调整需求确定，在复役操作过程中不得改变其状态。

步骤2：如本厂站内未搜索到带电节点，则按照最短拓扑路径搜索与机组/负荷有相连关系的电厂出线对端的直连开关，按照工况的状态定义，将其连上电网。

值得说明的是，多数省级电网的母线负荷为220 kV（或330 kV）变压器高压侧，其停电计划可能由地调维护，如果省调无法获得其停电计划而无法得知其未来工况状态，则对于所有当前停运的地调变压器母线负荷进行站内连网，即实行上述步骤1，尽可能保证母线负荷上网（如实际中检修可使其预测值为0），但为了不影响电网的运行方式不进行步骤2。

2.2 低电压等级机组接入电网模型

对于省级电网来说，多以220 kV（或330 kV）变电站高压侧作为母线负荷，而参与电力市场的电厂可能位于110 kV或更低电压等级，没有在省级电网模型中建模。而这种建模方式形成的母线负荷含有发电成分，需要将这部分计入模型计算。

母线负荷预测对象根据组成成分表现出不同的源荷特性，可能包含可调度发电机组、预测原形、纯负荷等，母线负荷的成分表示为：

式中：Pbus为220 kV母线实际下网负荷功率（即预测原形）；Ppure为母线非可调用户净负荷功率；Pu为参与市场报价的机组出力；Pw为不参与报价的机组出力，主要包括新能源机组、无库容的小水电等，此部分出力应由预测模块给出。

母线非可调用户净负荷功率Ppure为220 kV母线上除去发电成分Pu、Pw后的净负荷需求。只有排除发电资源对母线负荷的扰动，才能准确预测母线净负荷，正确引导用户侧负荷响应，进而合理安排发电机组计划平抑母线负荷波动，实现供需平衡及电网安全。

母线负荷预测一般在主变压器高压侧进行等值，根据其挂接的源荷情况，将对应的机组Pu、Pw也挂于此节点上，形成虚拟发电机节点。

2.3 联络线支路潮流计算

省级电网的直流联络线功率可控，因此一般可以等值为负荷，但交流联络线计划通常是多条线路或变压器的联合计划，上级调度中心一般只提供联络线交换计划总值，而各线路的潮流则与电网运行方式和潮流分布相关。为了计算潮流，常规的联络线等值方法通过历史相似日信息形成各条联络线支路功率的分配系数，但该分配系数每日都不一致。中国特高压联络线输送大量电力，分配系数的差别会导致很大的潮流偏差。为此，本文通过网络模型自适应调整进行联络线外网等值，具体步骤如下。

1）电网模型自适应调整。为了更准确得到联络线路潮流，在本省调度区域的基础上，基于国（分）调定时下发的全网状态估计结果（QS文件），依据联络线路将电网模型向外扩展至和联络线路相关的外部区域，并结合已经获取的外部电网计划数据，通过交流潮流计算得到各条联络支路潮流计划值。

2）联络线有功功率再调整。通过上述步骤，可以初步求得各个联络线路的有功功率，但是由于计算误差、预测偏差等原因，各个联络线路有功功率累加和交换计划总值会存在偏差。因此，需要对联络线有功功率再调整，使之和交换计划总值一致。将功率偏差按照已经计算的联络线功率进行分配，计算方法为：

3）联络线等值。获得各联络线支路最终计划值后，根据电网等值方法将联络线等值成机组或者负荷，完成外网等值，再和本区域网络模型、检修计划拼接得到完整的网络拓扑模型。

值得一提的是，每次市场出清之后都需要重新计算各联络线的分配功率，因为在不同的市场出清结果下联络线的分配可能是不同的。

3 算法流程优化

断面是指为电网安全稳定分析和管理定义的一组设备集［13］，对断面潮流监视和越限分析是中国广泛使用的调度管理方式。

现货运行过程中，实际生效的断面限额值是由未来态电网运行方式和现货出清潮流结果与预先制定的断面限额集匹配，并经动态安全校核计算决定的。因此，有必要将断面结果及时反馈给市场出清流程，实现市场出清、断面限额计算与安全校核的混合迭代，为电网安全运行增加技术评判手段。市场出清、断面限额计算与交直流安全校核的关系如图3所示。

图3 市场出清、断面限额计算与安全校核的关系Fig.3 Relationship among market clearing,cross-section limit calculation and security check

市场的出清校核对以上模块进行整合，具体设计需要考虑以下因素。

1）市场出清和直流潮流都通过线性化处理，从而进行统一优化，而交流校核和断面限额计算是非线性计算，难以与市场出清模块同时优化。

2）因直流潮流计算精度相对交流潮流有所偏差。为更精确地计算设备越限情况，采用交流校核结果对越限信息进行迭代校正以满足出清结果精确化要求。

3）利用D5000系统在线安全分析（DSA）模块已有关键断面识别和断面极限可行域计算功能进行动态安全校验。现货系统交流潮流计算模块向DSA提供出清周期内电网潮流计算结果。DSA模块根据潮流结果计算出出清周期内断面及限额与预先制定的断面限额集进行匹配，并将断面及限额变化情况反馈给市场出清、安全校核环节。

通过以上分析，本文设计了一种算法流程，如图4所示。该流程为三闭环结构，内环是市场出清和直流潮流安全约束的迭代，外环是静态安全校核的交流精确潮流计算，最外环是动态安全校核。内环为两外环提供出清结果，两外环为内环提供新生成的越限约束信息，实现市场出清与安全校核的高效迭代优化。

图4 市场出清与安全校核流程图Fig.4 Flow chart of market clearing and security check

4 辅助信息精确化分析

4.1 区域割集断面与机组的关系分析

中国的调度方式关注对稳定断面的控制，一般的辅助信息是基于各机组对越限断面的灵敏度，但是灵敏度的大小与平衡节点的选择有关，尤其是对于能够划分区域割集的重要断面（以下简称“区域割集断面”），如图5所示。设区域割集断面S0是区域A的外送断面，断面中包括水电区域外送断面Sh、新能源区域外送断面Sw、负荷断面Sd等。当选用单平衡节点位于区域A外时，uh、uw等机组对S0的灵敏度为1，当位于区域A内时，各机组对S0的灵敏度为0，当选用准稳态多平衡节点［14］时，各机组对断面S0的灵敏度与区域A内的平衡节点承担比例有关，可能不接近于1，区域A范围较大甚至达到0.7～0.8。但实际调度中，区域内机组不进行联动时可认为区域A的机组对断面S0的灵敏度都应为1，因此，平衡节点附近的灵敏度会有较大失真，即使是准稳态灵敏度也不能消除此误差。

为此，本文提出对于区域割集断面应当通过拓扑关系和断面潮流方向来获得断面与机组的关系，即通过把断面的支路成员断开将区域割集岛从主岛分离出来。根据断面潮流方向，区域岛内机组对该断面的灵敏度均为1或－1，区域岛外机组对该断面的灵敏度均为0。以图5所示机组为例，可建立机组与断面以及断面之间的从属关系为：

值得一提的是，本方法仅适用于能够形成区域割集的重要断面，对于无法形成电网割集的断面，建议采用准稳态或距离较远的单平衡节点来提供灵敏度辅助信息。

4.2 区域割集断面及全网的有功备用分析

中国电网在设计区域割集断面时一般不存在交叉，而是以嵌套的关系。由4.1节分析可以得到区域割集断面与机组以及区域割集断面之间的关系，如图6所示。其中，U表示机组，S表示断面，下标的第1位数字为从属关系的等级，第2位字母是序号。机组不重复计算，例如机组U0a同时属于S1a和S2a，但只按较低等级的S1a备用计算，因为在计算S2a备用时会考虑S1a的整体备用，而不需要再单独计入S1a的下层机组U0a。

图6 断面与机组之间的从属关系Fig.6 Subordinate relationship between units and cross-sections

区域断面的外送能力一方面受到区域内机组剩余发电能力的限制，另一方面受到断面限额的限制。因此，区域断面的电力备用是两者的最小值。通过图6可以计算各断面和全网的备用，方法如下。

按照从属等级从1至N依次计算各等级的断面备用：

5 应用成果分析

以中国某省电网为例，该省电网网架薄弱，“强直弱交”稳定问题突出，交直流电网耦合特性复杂，对安全校核的计算精度要求高。

丰水期该省水电通道运行能力与区外开机、断面限制因素紧密耦合，重要通道及断面长期大功率运行，实时运行中控制断面多、控制难度大。2018年丰水期，多个水电通道送出存在不同程度受限，整体受阻约14.5 GW，最为严重的断面受阻达48%，水电通道内的电厂参与市场受到较大限制。

本文所提的安全校核方案于2019年6月在该省现货调电试运行期间［15］正式投入运行。对于省内模型，进行电网设备未来态工况分析并将110 kV及以下电压等级电厂等值到220 kV变电站主变压器高压侧，构建涵盖现货各参与主体的精细化未来态电网拓扑模型；对于省间联络线，将模型根据联络线落点关系扩展至相邻省级电网，完成模型拼接。基于此，完成现货优化出清和安全校核计算基础模型搭建。在出清计算时，获取最近时刻的国调QS文件，结合交换计划总功率值计算各联络线支线功率计划值。以2020年9月21日实际算例进行验证，验证以下3个方面结论。

1）电网模型精细化构建。截取11：30时刻，相邻省份电网运行方式变化导致各联络线支路传输功率占比变化较多，由于传统方案采用前一天联络线占比进行支路潮流分配，导致各联络线支路功率预测准确性较本文方案差，如表1所示。

表1 各联络线功率分布准确性对比Table 1 Comparison of power distribution accuracy for each tie line

此刻，选取特高压直流近区500 kV断面A、水电送出500 kV断面B、500 kV断面C以及网内关键卡口500 kV断面D，在表2中比较了断面实际潮流值、使用本文方案计算而得的断面潮流值、使用传统方案计算而得的断面潮流结果。可以看出，由于对联络线功率分布的准确预测，本文所提方案有效提高了现货优化出清和安全校核的准确性。

表2 安全校核的交直流潮流迭代准确性对比Table 2 Comparison of AC-DC power flow iteration accuracy for security check

2）算法流程优化。由于受用电负荷需求及电厂报价策略影响，断面C出清结果在限额4 100 MW附近。采用本文提出的混合迭代算法流程，使得断面潮流预测结果更加符合电网实际，释放该断面内水电电量29.41 MW·h，减少了断面C区域内弃水。

3）辅助信息精确化分析。在实际运行时，11：40时断面C出现越限77 MW，需要调整出力，此时通过安全校核辅助信息模块可知另外两邻近水电送出断面备用比较充足，因此通过将2个断面内机组增加80 MW以及断面C内机组减少80 MW来消除越限情况。断面的功率变化情况证明本文提供的区域割集断面灵敏度和备用分析结果与实际符合。

6 结语

安全校核要全面分析电力市场运营下的电网运行安全水平，是保证电网安全稳定的一道重要防线，也是保障市场安全、稳定、优质、经济运行的重要基础。本文提出了适应电力市场运营的省级电网安全校核实现方案，通过对低电压等级机组并网、联络线支路潮流计算、设备未来态工况分析来提高电网模型的准确性。同时，为了使市场出清能够有效考虑电网的安全约束，整合了考虑静、动态的断面限额计算、安全校核与市场出清计算流程，提高了现货出清和安全校核的准确性。此外，建立了设备与断面以及断面之间的关系，提出了对于区域割集断面相关辅助信息的准确算法。本文提出的安全校核方案在某省级电力现货市场取得了很好的应用效果，可为国内省级电力市场建设和运营提供参考。

目前，两级现货市场建设的背景下，跨省区现货交易频繁，交易电量不断提高，需要进一步研究如何有效衔接两级现货市场出清和安全校核算法和流程。