湖南省電力現貨市場交易實施細則

湖南省電力現貨市場交易實施細則

（征求意見稿）

目錄

1.總述................................................1

2.適用范圍..............................................1

3.引用文件..............................................1

4.術語定義..............................................2

5.市場成員..............................................4

6.市場銜接機制..........................................4

6.1中長期交易與現貨交易的銜接.......................5

6.2深度調峰輔助服務市場交易與現貨市場交易的銜接....5

6.3調頻輔助服務市場交易與現貨市場交易的銜接.......5

6.4省間市場交易與省內現貨市場交易的銜接...........6

7.省內日前現貨市場交易組織..............................6

7.1交易時間定義...................錯誤!未定義書簽。

7.2交易方式.........................................6

7.3交易流程.........................................8

7.4日前電能量市場邊界條件準備......................9

7.5事前信息發(fā)布....................................20

7.6交易申報........................................20

7.7省內日前現貨市場出清...........................26

7.8省內日前現貨市場安全校核.......................46

7.9省內日前現貨市場定價...........................47

7.10交易結果發(fā)布.................................48

8.省內實時現貨市場交易組織..............................50

8.1交易時間定義......................................50

8.2交易方式..........................................50

8.3交易流程..........................................50

8.4省內實時現貨市場邊界條件準備.....................52

8.5省內實時現貨市場出清.............................57

8.6特殊機組在實時現貨市場中的出清機制..............58

8.7省內實時現貨市場安全校核.........................60

8.8省內實時現貨市場定價.............................60

8.9交易結果發(fā)布......................................61

8.10實時運行調整.....................................61

9.市場偏差處理機制.......................................63

9.1非計劃停運........................................64

9.2實時發(fā)電執(zhí)行偏差..................................64

10.特殊情況處理機制......................................64

10.1市場干預........................................64

10.2市場中止........................................67

11.免責條款.............................................69

4.術語定義

（1）電能量市場：指交易標的物為電能量的市場。

（2）系統(tǒng)負荷：指湖南縣級及以上調度機構調度管轄

范圍機組發(fā)電電力與同一時間點跨省跨區(qū)聯絡線電力（聯絡

線輸入為正、輸出為負）之和。

（3）母線負荷：指湖南省內220千伏變電站的母線下

網負荷，即節(jié)點負荷。

（4）負荷預測：指根據電網運行特性，綜合自然條件、

經濟狀況與社會事件等因素，對電力調度機構所轄電網未來

特定時刻或時段的負荷需求進行預測的行為。

（5）安全約束機組組合（Security-ConstrainedUnit

Commitment,SCUC）：指在滿足電力系統(tǒng)安全性約束的條件

下，以社會福利最大化等為優(yōu)化目標，計算編制分時段的機

組開停機計劃。

（6）安全約束經濟調度（Security-Constrained

EconomicDispatch,SCED）：指在滿足電力系統(tǒng)安全性約

束的條件下，以社會福利最大化等為優(yōu)化目標，計算編制分

時段的機組發(fā)電出力計劃C

（7）運行日（D）：指實際執(zhí)行日前現貨市場交易計劃

的自然日，每15分鐘為一個交易出清時段，每個運行日含

有96個交易出清時段。

（8）競價日（DT）：指運行日的前一日。

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（9）日前市場：指競價日（D-1）進行的決定運行日（D）

機組組合狀態(tài)和發(fā)電計劃的電能量市場。

（10）實時市場：指運行日（D日）進行的決定運行日

（D日）未來5-15分鐘最終調度資源分配狀態(tài)和計劃的電

能量市場。

（11）市場出清：指電力市場根據市場規(guī)則通過競爭確

定交易量、價。

（12）安全校核：指對檢修計劃、發(fā)電計劃、市場出清

結果和電網運行方式等內容，從電力系統(tǒng)運行安全角度分析

的過程?，F貨市場交易的安全校核與市場出清同步進行，市

場出清結果必須嚴格滿足國家和行業(yè)的政策、標準要求，同

時滿足電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行以及電力電量平衡約束條件。

（13）非現貨機組：指暫未參與現貨市場交易的發(fā)電機

組。

（14）必開機組、必停機組：指因電網安全約束、政府

環(huán)保等要求，部分發(fā)電機組在某些時段需要并網發(fā)電或配合

停機的機組。這類機組在市場出清前進行標記，在該時段內

明確設置為運行或停運狀態(tài)的機組。

（15）市場力：指經營主體操縱市場價格，使之偏離市

場充分競爭情況下所應達到的價格水平的能力。

（16）節(jié)點邊際電價（LocationalMarginalPrice,

LMP）：指現貨電能量交易中，在滿足發(fā)電側和輸電安全等

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約束條件下，為滿足某一電氣節(jié)點增加單位負荷時導致的系

統(tǒng)總電能供給成本的增量。節(jié)點電價由系統(tǒng)電能價格與阻塞

價格兩部分構成。

（17）火電機組最小穩(wěn)定技術出力：指火電機組最大深

度調峰能力對應的發(fā)電出力。

（18）批發(fā)用戶：指直接參與批發(fā)市場交易的電力用

戶。

（19）零售用戶：指參與零售市場交易的電力用戶。

5.市場成員

市場成員包括經營主體、電網企業(yè)和和市場運營機構。

初期，參與現貨交易的發(fā)電側經營主體包括大型公用燃

煤機組、110千伏及以上電壓等級并網的風電及光伏電站；

并網容量不小于5兆瓦/10兆瓦時的獨立儲能電站可自主選

擇是否參與現貨交易；度夏度冬重點保供期，燃氣機組不參

與現貨市場，按照政府主管部門分解的月度優(yōu)先電量安排發(fā)

電；非度夏（冬）重點保供期，燃氣機組可自主選擇是否參

與現貨交易。參與現貨交易的用戶側經營主體包括電力用戶

及售電公司。

市場運營機構包括湖南電力交易中心有限公司（以下簡

稱“電力交易機構”）、國網湖南省電力有限公司電力調度

控制中心（以下簡稱“電力調度機構”）O

6.市場銜接機制

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6.1省內中長期市場與省內現貨市場的銜接

采用“中長期合約僅作為結算依據管理市場風險、現貨

交易采用全電量集中競價”的交易模式。中長期交易結果不

作為調度執(zhí)行依據。

經營主體通過交易平臺申報、競價、調整和確認運行日

（D）所有交易品種的中長期交易曲線和價格?，F貨市場申

報前，電力交易機構匯總并發(fā)布各經營主體的中長期交易曲

線與價格，作為中長期與現貨交易的結算依據。

各類中長期合約電量曲線分解方法按照《湖南省電力現

貨市場與中長期市場銜接實施細則》執(zhí)行。

6.2省內調峰輔助服務市場與省內現貨市場的銜接

現貨市場運行后，不再單獨開展省內調峰輔助服務交易，

省內調峰輔助服務交易由現貨電能量市場替代。由發(fā)電側經營

主體自主申報最小可調出力及相應電能量報價，通過現貨電能

量市場引導經營主體主動調峰。

6.3調頻輔助服務市場與省內現貨市場交易的銜接

現階段，調頻輔助服務市場與現貨市場分開獨立運行。

獨立儲能電站每月可選擇參與調頻輔助服務市場或現貨市

場，或均不參與，二者不能同時參與。

調頻輔助服務市場在日前現貨市場機組組合確定后開

展，調頻機組中標后，需按調頻市場預出清結果預留上下調

節(jié)容量，剩余發(fā)電空間依據機組報價按照現貨市場出清規(guī)則

5

確定日前發(fā)電計劃曲線。

實時運行階段，調頻中標機組按照日內正式出清結果預

留上下調節(jié)容量，剩余發(fā)電空間依據機組報價按照現貨市場

出清規(guī)則確定實時發(fā)電計劃曲線。

6.4省間市場與省內現貨市場的銜接

根據省間中長期交易、省間現貨交易、華中省間輔助服

務交易以及省間應急調度交易等形成的省間聯絡線計劃曲

線，作為省內市場的邊界條件，原則上不跟隨經營主體的實

際發(fā)用電而變化。

省間現貨市場的交易組織與實施，按照《省間電力現貨

交易規(guī)則（試行）》執(zhí)行。華中省間輔助服務市場交易組織

與實施，按照《華中省間電力調峰及備用輔助服務市場運營

規(guī)則》執(zhí)行，其中當省內市場化機組作為調峰輔助服務賣方

時，其中標容量在省內現貨市場出清中預留，其最大出力限

額扣減華中省間調峰輔助服務市場交易的中標容量作為機

組出力上限參與省內現貨市場出清。

7.省內日前現貨市場交易組織

7.1組織方式

初期，采取“火電機組和報量報價、用戶側報量不報價”

的模式組織日前電能量市場交易。其中，大型公用燃煤機組、

110千伏及以上電壓等級并網的風電及光伏電站報量報價；

并網容量不小于5兆瓦/10兆瓦時的獨立儲能電站可自主選

6

擇是否參與現貨交易。度夏度冬重點保供期，燃氣機組不參

與現貨市場，按照政府主管部門分解的月度優(yōu)先電量安排發(fā)

電；非度夏（冬）重點保供期，燃氣機組可自主選擇是否參

與現貨交易。

日前電能量市場采用發(fā)電側全電量競價、集中優(yōu)化出清

的方式，市場機組在日前電能量市場中申報運行日（D）的

報價信息，售電公司和批發(fā)用戶在日前電能量市場中申報運

行日的用電需求曲線、不申報價格，電網代理購電用戶無需

申報。電力調度機構綜合考慮系統(tǒng)負荷預測、母線負荷預測、

省間交易計劃、非現貨機組出力曲線、機組檢修計劃、輸變

電設備檢修計劃、機組運行約束條件、電網安全運行約束條

件等因素，以社會福利最大化為優(yōu)化目標，采用安全約束機

組組合（SCUC）、安全約束經濟調度（SCED）算法進行集中

優(yōu)化計算，出清得到運行日（D）的機組組合、發(fā)電計劃曲

線以及分時節(jié)點電價。售電公司和批發(fā)用戶申報的用電需求

曲線作為自身參與日前電能量市場結算依據，不作為日前電

能量市場出清的邊界條件。

7.2交易時間定義

運行日（D）為執(zhí)行日前電能量市場交易計劃的自然日，

每15分鐘為一個交易出清時段，每個運行日含有96個交

易出清時段。競價日內由發(fā)電企業(yè)進行交易信息申報，通過

日前電能量市場出清形成運行日96點的交易結果。

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7.3交易流程

省內日前市場按照以下組織時序開展交易：

(1)競價日(D-1)8：00前，各新能源場站申報運行日

(D)96點發(fā)電預測曲線。

(2)競價日(1)7)9:00前，市場運營機構向相關市場

成員發(fā)布運行日(D)的邊界條件信息。

(3)競價日(D-1)9:30前經營主體完成省內日前現貨

市場、輔助服務市場申報。

(4)競價日(D-1)10:00前，采用安全約束機組組合

(SCUC)程序確定運行日(D)機組預啟停計劃安排。

(5)競價日(D-1)10:15前，根據機組預啟停計劃安

排，計算調頻輔助服務市場的預出清結果，修改調頻中標機

組的出力上、下限。

(6)競價日(D-1)11:30前，電力調度機構依據省內

日前現貨市場預出清結果，組織并完成日前省間現貨交易申

報。

(7)競價日(D-1)12:30前，國調中心完成省間電力

現貨日前交易出清，下發(fā)跨區(qū)發(fā)輸電日前調度計劃C

(8)競價日(D-1)13:30前，電力調度機構依據省間

電力現貨市場日前出清結果，組織并完成日前華中省間調峰

及備用輔助服務交易申報。

(9)競價日(D-1)14:30前，華中網調完成日前華中

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省間電力調峰及備用輔助服務市場出清，下發(fā)跨省發(fā)輸電日

前調度計劃。

(10)競價El(D-1)17:30前，電力調度機構根據省間

交易結果和省間聯絡線正式計劃，組織開展省內日前現貨市

場出清。

(11)競價EI(D-1)18:00前，市場運營機構向經營主

體發(fā)布日前現貨市場出清結果。

7.4日前市場邊界條件準備

省內日前市場組織的邊界條件包括日前電網運行邊界

條件和日前機組運行邊界條件兩大類。

7.4.1日前電網運行邊界條件

日前電網運行邊界條件包括負荷預測、省間交易形成的

聯絡線計劃、備月約束、發(fā)輸變電設備投產、退役和檢修計劃，

電網安全約束及非現貨機組發(fā)電計劃編制。

7.4.1.1負荷預測

日前負荷預測包括系統(tǒng)次日96點系統(tǒng)負荷預測和96點

220千伏母線負荷預測。

7.4.1.1.1系統(tǒng)負荷預測

系統(tǒng)負荷預測是指預測運行日(D)零時開始的每15分

鐘的系統(tǒng)負荷需求，每天共計96個點。電力調度機構負責

開展運行日(D)全網的日系統(tǒng)負荷預測，預測時需綜合考

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慮但不僅限于以下因素：歷史相似日負荷、工作日類型、氣

象因素、用戶用電需求變化、各地區(qū)供電企業(yè)負荷預測、節(jié)

假日或社會重大事件影響、需求側響應及有序用電等情況。

7.4.1.1.2母線負荷預測

母線負荷預測是指預測運行日（D）零時開始的每15分

鐘的220千伏母線節(jié)點負荷需求，每天共計96個點。省內

各地市調度機構負責根據綜合氣象因素、工作日類型、節(jié)假

日影響、運行方式變化、非統(tǒng)調電廠出力預測、需求側響應

及有序用電等因素，預測運行日（D）調度管轄范圍內的母

線負荷。

7.4.1.2省間交易形成的聯絡線計劃

省間交易包括省間中長期交易、省間現貨交易、華中省

間輔助服務交易以及省間應急調度交易等，政府間協(xié)議、國

家跨省區(qū)分電計劃以及省間交易形成的省間聯絡線計劃曲

線，作為省內日前現貨市場組織的邊界條件。

7.4.1.3備用約束

電力調度機構根據系統(tǒng)運行實際需要，制定電網正、負

備用要求。日前現貨市場出清結果需同時滿足D、D+l、D+2

日的各類備用要求。特殊時期，電力調度機構可根據系統(tǒng)安

全運行和電力保供需要，調整備用約束限值。

7.4.1.4輸變電設備檢修計劃

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電力調度機構基于月度輸變電設備檢修計劃，結合電網

實際運行狀態(tài)，批復確定運行日（D）的輸變電設備檢修計

劃。

7.4.1.5輸變電設備投產與退役計劃

電力調度機構基于月度輸變電設備投產與退役計劃，結

合電網實際運行狀態(tài)，批復確定運行日（D）的輸變電設備

投產與退役計劃。

7.4.L6電網安全約束

電力調度機構基于所掌握的運行日（D）基礎邊界條件,

提出調管范圍內的電網安全約束，作為日前現貨市場優(yōu)化出

清的邊界條件。

電網安全約束邊界條件包括但不限于輸變電設備極限

功率、斷面極限功率、發(fā)電機組（群）必開必停約束、發(fā)電

機組（群）出力上下限約束等。

7.4.1.6.1輸變電設備極限功率和斷面極限功率

正常情況下，按照《華中主網穩(wěn)定規(guī)定》和《湖南電網

穩(wěn)定運行規(guī)定》執(zhí)行。出現以下情況時，電力調度機構可調

整輸變電設備極限功率、斷面極限功率：

（1）因上級調度指令要求或系統(tǒng)安全約束，需要將輸

變電設備、斷面潮流控制在指定值以內；

（2）因保供電、防范極端自然災害或提高供電可靠性,

需要提高安全裕度將輸變電設備、斷面潮流控制在指定值以

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內;

（3）其他保障電網安全可靠供應需要將輸變電設備、

斷面潮流控制在指定值以內。

7.4.1.6.2發(fā)電機組（群）必開約束

出現以下情況時，電力調度機構可設置必開機組（群）：

（1）因系統(tǒng)安全約束必須并網運行的機組（群）；

（2）因電壓支撐要求，需要增開或維持開機狀態(tài)的機

組；

（3）因保供電、防范極端自然災害或提高供電可靠性,

需要提高安全裕度而增開或維持開機狀態(tài)的機組（群）；

（4）根據電網安全運行要求需要進行調試的機組（群），

或電力調度機構批復同意進行試驗的機組（群）；

（5）根據電網安全運行要求，需要在運行日（D）某些

時段固定出力的機組（群）；

（6）其他保障電網安全可靠供應需要開機運行的機組

（群）；

在設置必開機組（群）時，在沒有可選擇或替代的情況

下，由電力調度機構明確必開機組；在有選擇或替代的情況

下，通過在出清模型中增加最小/最大開機臺數約束，選擇

發(fā)電成本最小的機組作為必開機組。

電力調度機構在競價日（D-1）事前信息發(fā)布中需包含

必開機組（群）的計劃安排，明確相應的必開時段，必升機

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組應提前做好開機準備，確保在運行日（D）能夠正常開機

運行。

7.4.1.6.3發(fā)電機組（群）必停約束

出現以下情況時，電力調度機構可設置必停機組（群）：

（1）因系統(tǒng)安全約束需要停機的機組（群）；

（2）能源監(jiān)管機構、政府部門下達要求，需要停機的

機組（群）；

（3）因考慮未參與現貨市場的可再生能源消納需求，

需要停機的機組（群）；

（4）不具備并網條件的機組（群）；

（5）處于計劃檢修、臨時檢修等狀態(tài)的機組（群）；

（6）其他情況需停機的機組（群）。

電力調度機構在競價日（D-1）事前信息發(fā)布中需包含

必停機組的計劃安排，明確相應的必停時段，在現貨市場出

清中設置為不可用狀態(tài)。接到停機指令的機組應盡快做好停

機準備，按時安全停機。

7.4.1.6.4發(fā)電機組（群）出力上下限約束

出現以下情況時，電力調度機構可設置發(fā)電機組（群）

出力上下限約束：

（1）因系統(tǒng)安全約束，需要限制出力上下限的發(fā)電機

組（群）；

（2）因保供電、防范極端自然災害或提高供電可靠性,

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需要提高安全裕度將出力控制在上下限值以內的發(fā)電機組

（群）；

（3）根據電網安全運行要求或清潔能源消納，需要在

運行日（D）某些時段限制出力上下限的發(fā)電機組（群）；

（4）其他保障電網安全可靠供應需要限制出力上下限

的發(fā)電機組（群）。

7.4.L7非現貨機組發(fā)電計劃編制

（1）水電機組：綜合來水情況、水利樞紐安全、以及

上下游灌溉、航運、民生用水等綜合需求，在滿足系統(tǒng)安全

的基礎上，優(yōu)先安排發(fā)電。編制機組發(fā)電計劃時，應避升機

組振動區(qū)安排發(fā)電。

（2）其他非現貨機組：根據機組實際情況、電力供需

平衡以及電網安全約束情況，編制其他非現貨機組的日前發(fā)

電計劃。

7.4.2日前機組運行邊界條件

日前機組運行邊界條件主要包括：機組運行參數、發(fā)電

機組狀態(tài)約束、發(fā)電機組出力上下限約束、發(fā)電機組最早可

并網時間、發(fā)電機組調試（試驗）計劃、新能源發(fā)電預測。

7.4.2.1機組運行參數

所有發(fā)電機組需向電力調度機構提供的并網機組運行

參數，應與并網調度協(xié)議保持一致，經電力調度機構審核批

準后生效。機組運行參數如需變更，需要通過運行參數變更

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管理流程進行更改。

7.4.2.1.1火電機組運行參數

(1)發(fā)電機組額定有功功率，單位為MW,應與并網調

度協(xié)議保持一致；

(2)發(fā)電機組最小技術出力，單位為MW,發(fā)電機組最

小技術出力為額定功率的50%；

(3)發(fā)電機組最小穩(wěn)定技術出力，單位為MW,發(fā)電機

組最小穩(wěn)定技術出力應小于等于其額定功率的40%,與參與

省內調峰輔助市場期間最小可調出力保持一致；

(4)發(fā)電機組有功功率調節(jié)速率，單位為MW/分鐘，應

與并網調度協(xié)議保持一致；

(5)發(fā)電機組綜合廠用電率，單位為百分數；

(6)發(fā)電機組冷態(tài)啟動通知時間，即機組處于冷態(tài)情

況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；

(7)發(fā)電機組溫態(tài)啟動通知時間，即機組處于溫態(tài)情

況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；

(8)發(fā)電機組熱態(tài)啟動通知時間，即機組處于熱態(tài)情

況下開機需要提前通知的時間，單位為小時；

(9)典型開機曲線，即機組在開機過程中，從并網至

最小穩(wěn)定技術出力期間的升功率曲線，時間間隔為15分鐘;

(10)典型停機曲線，即機組在停機過程中，從最小穩(wěn)

定技術出力至解列期間的降功率曲線，時間間隔為15分鐘;

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(11)發(fā)電機組日內允許的最大啟停次數，單位為次/

每天，單日一啟一停為1次；

(12)最小連續(xù)開機時間，表示機組開機后，距離下一

次停機至少需要連續(xù)運行的時間，單位為小時。

(13)最小連續(xù)停機時間，表示機組停機后，距離下一

次開機至少需要連續(xù)停運的時間，單位為小時。

(14)電力調度機構所需的其他參數。

7.4.2.1.2新能源場站運行參數

(1)新能源交易單元額定有功功率，單位為MW,應與

并網調度協(xié)議保持一致，額定有功功率即調度容量原則上以

政府電力主管部門核準備案文件或電力業(yè)務許可證為準(兩

者取最新)。

(2)新能源交易單元有功功率調節(jié)速率，單位為MW/

分鐘，為零至額定出力負荷段均適用的調節(jié)速率。對于裝設

有AGC裝置的機組，發(fā)電機組有功功率調節(jié)速率取值為AGC

調節(jié)速率；

(3)電力調度機構所需的其他參數。

7.4.2.1.3獨立儲能電站運行參數

(1)額定容量，單位為MW/MWh,應與并網調度協(xié)議保

持一致；

(2)最大、最小充放電功率，單位為MW,應與并網調

度協(xié)議保持一致;

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（3）最大允許、最小允許荷電狀態(tài)，單位為百分比，

指電化學儲能過程中儲能介質中實際存在的電荷數占額定

儲能容量對應的儲能介質中含有的電荷數的百分率；

（4）充電效率和放電效率，單位為百分比。充電效率

指儲能充電時，增加存儲電量與輸入能量的比；放電效率指

儲能放電時，輸出電量與減少存儲電量的比；

（5）電力調度機構所需的其他參數。

7.4.2.2發(fā)電機組狀態(tài)約束

機組狀態(tài)包括可用、調試、不可用三類。處于可用狀態(tài)

或處于調試狀態(tài)的機組，相應的時段內按照本細則參與省內

日前現貨市場出清；處于不可用狀態(tài)的機組，相應時段內不

參與省內日前現貨市場出清。

（1）機組可用狀態(tài)：機組處于運行狀態(tài)、備用狀態(tài)時

均視為可用狀態(tài)。當發(fā)電機組處于可用狀態(tài)但實際未能正常

調用時，其影響時間納入機組非計劃停運考核。

（2）機組調試狀態(tài)：指機組調試（試驗）階段，運行

日（D）存在調試時段的機組運行日（D）全天視為調試（試

驗）狀態(tài)。

（3）機組不可用狀態(tài)：不可用狀態(tài)包括機組檢修、故

障停運、缺燃料、臨時消缺、必停機組以及其他情況。

機組檢修：按照電力調度機構的機組檢修批復結果，批

復的開工時間與結束時間之間的時段計為不可用狀態(tài)；若機

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組預計將于運行日（D）某時段提前結束檢修，則電力調度

機構可將運行日（D）預計檢修結束時間下一個時刻點的狀

態(tài)置為可用狀態(tài)。

缺燃料停運：電力調度機構根據相關規(guī)定及發(fā)電機組的

燃料供應情況停運對應機組，相應時段內機組狀態(tài)為缺燃料

狀態(tài)。

其他情況：機組不滿足發(fā)電調度管理并網要求的相關規(guī)定

時，視為不可用狀態(tài)。

7.4.2.3發(fā)電機組最早可并網時間

若機組在競價日（D-1）處于停機狀態(tài)且在運行日（D）

具備并網條件，競價日（D-1）8：00前，該發(fā)電機組需要申

報運行日（D）精確到15分鐘時段的最早可并網時間。若備

用機組未進行申報，則最早可并網時間默認為早上6：00。

7.4.2.4發(fā)電機組調試及試驗計劃

7.4.2.4.1新建機組調試

新建機組在并網調試期間按照調試需求安排發(fā)電，完成

滿負荷試運行當天（N）的次日（N+1）,機組可參與（N+2）

日的日前現貨市場申報及出清。機組完成滿負荷試運行后，

原則上按照最小穩(wěn)定技術出力安排運行，直至機組參與日前

現貨市場出清的運行日（D）當天零點；現貨市場運行日（D）

起，發(fā)電機組按照本細則參與出清。在完成滿負荷試運行到

現貨市場運行日（D）零點之間，該臺機組作為固定出力機

18

組，不參與市場優(yōu)化及定價，作為價格的接受者。

7.4.2.4.2在運機組調試（試驗）

競價日前一天（D-2）9:00前，經電力調度機構審核同

意于運行日（D）進行調試（試驗）的在運機組，應向電力

調度機構報送運行日（D）調試時段內每15分鐘的機組調試

（試驗）出力計劃，由電力調度機構審核同意后生效。如機

組調試計劃未獲批準，則按照其量價申報信息參與日前現貨

市場，日前/實時發(fā)電計劃曲線以現貨市場優(yōu)化出清結果為

準。

因電廠原因處于調試狀態(tài)的機組運行日（D）全天各時

段均固定出力，調試時段的出力為經電力調度機構審核同意

的出力，在確保電網安全運行的基礎上，在電能量市場優(yōu)先

出清并接受市場出清價格。非調試時段，原則上按照機組最

小穩(wěn)定技術出力安排出力。

因電網原因處于調試狀態(tài)的機組在相應的調試時段固

定出力，調試時段的出力為經電力調度機構安排的出力，在

確保電網安全運行的基礎上，在電能量市場優(yōu)先出清并接受

市場出清價格。非調試時段，按照電能量報價信息參與省內

日前現貨市場出清。

7.4.2.5發(fā)電機組出力上下限約束

競價日（D-1）8:00前，各火電機組申報機組各時段出

力上下限、影響出力（即發(fā)電受阻容量）及受限原因，經電

19

力調度機構批準后可根據火電機組申報的上下限作為邊界

優(yōu)化出清。如未申報，則出力上下限分別默認為為該機組的

額定有功功率、最小發(fā)電能力（火電機組為最小穩(wěn)定技術出

力、其余發(fā)電類型最小發(fā)電能力為0）O

7.4.2.6新能源場站發(fā)電預測

各新能源場站在競價日（DT）8:00前申報次日96點出

力預測曲線，作為新能源場站出力上限約束。

7.5事前信息發(fā)布

競價日（D-1）9:00前，市場運營機構通過湖南電力交

易平臺，向相關市場成員發(fā)布運行日（D）的邊界條件信息。

主要信息包括但不限于：

（1）系統(tǒng)負荷預測曲線；

（2）96點新能源總加預測曲線；

（3）省內非現貨機組出力計劃曲線；

（4）省間聯絡線預計劃；

（5）發(fā)電機組檢修總容量；

（6）備用要求；

（7）輸變電設備檢修計劃

（8）電網關鍵斷面約束情況；

（9）必開必停機組（群）；

（10）市場限價等交易參數。

7.6交易申報

20

現貨市場為每日均運行的市場，各經營主體需在規(guī)定時

間前向市場運營機構提交申報信息，遲報、漏報或不報者均

默認采用缺省值作為申報信息。

7.6.1發(fā)電機組申報交易信息

競價日（D-1）9：30前，所有參與現貨市場的發(fā)電企業(yè)

必須通過湖南電力交易平臺完成省內日前現貨市場交易申

報。火電機組及新能源機組需滾動申報未來三天的現貨市場

信息。若該機組未按時申報，則按照缺省報價信息參與市場

出清。

（一）火電機組申報

火電機組申報信息包括：機組啟動費用、空載費用、火

電機組最小穩(wěn)定技術出力、電能量報價、機組爬坡速率、最

小連續(xù)開機時間、最小連續(xù)停機時間。

（1）機組啟動費用（元/次）：申報的啟動費用不得超

過火電機組啟動費用上限。啟動費用包括熱態(tài)啟動費用、溫

態(tài)啟動費用、冷態(tài)啟動費用，代表發(fā)電機組從不同狀態(tài)啟動

時所需要的費用，單位為元/次，三者之間的大小關系為：

冷態(tài)啟動費用〉溫態(tài)啟動費用〉熱態(tài)啟動費用。發(fā)電機組實

際的啟動狀態(tài)根據調度自動化系統(tǒng)記錄的啟停機時間信息

進行認定。若未填報則讀取該機組缺省啟動費用。

（2）空載費用（元/小時）：是指發(fā)電機維持同步轉速、

輸出電功率為零需要消耗的燃料費用，單位為元/小時。機

21

組申報的空載費用不得超出核定的空載費用上限。

（3）火電機組最小穩(wěn)定技術出力（MW）：允許火電機

組自行申報最小穩(wěn)定技術出力，且火電機組申報的最小穩(wěn)定

技術出力應小于等于其額定容量的40%o

（4）電能量報價（元/MWh）：發(fā)電機組電能量報價表

示機組運行在不同出力區(qū)間時單位電能量的價格，可最多申

報10段，每段需申報出力區(qū)間起點、出力區(qū)間終點以及該

區(qū)間報價。最小穩(wěn)定技術出力不為零的發(fā)電機組，第一段出

力區(qū)間起點為機組申報的最小穩(wěn)定技術出力，最后一段出力

區(qū)間終點為機組的可調出力上限。每段報價段的長度不能小

于1MW。報價曲線必須為出力區(qū)間和價格單調非遞減。每段

報價的電能量價格均不可超過本細則7.6.6節(jié)中規(guī)定的申報

價格的上下限范圍。若發(fā)電機組逾期未申報電能量價格，按

照其缺省電能量報價參與省內日前現貨市場出清。

（5）機組爬坡速率（MW/%）：允許火電機組自行申報

確定爬坡速率，每日可按時段自行申報運行日（D）各時段

的爬坡速率，爬坡速率申報范圍暫定為每分鐘調整額定裝機

容量的L5%-3.0%。

（6）最小連續(xù)開機時間及最小連續(xù)停機時間（小時）：

允許火電機組自行申報最小連續(xù)開機時間和最小停機時間。

火電機組可自行申報其啟動并網后所需的最小在線運行時

間，燃煤機組范圍限值為24-72小時，燃氣機組范圍限值為

22

1-4小時，每日申報一次；可自行申報其停運后的最小停機

時間，燃煤機組范圍限值為6-24小時，燃氣機組范圍限值

為1-3小時，每E1申報一次。

(二)新能源場站申報

競價日(D-1)新能源場站通過新能源預測系統(tǒng)申報運

行日(D)96點預測出力曲線，并通過湖南電力交易平臺申

報電能量量價信息，其電能量量價申報要求與火電機組保持

一致。新能源場站需申報兩組電能量量價信息，且二次申報

價格不能高于一次申報價格。

7.6.2獨立儲能電站申報交易信息

(1)每月20日前，獨立儲能電站通過湖南電力交易平

臺申報下個月是否參與現貨市場。

(2)參與現貨市場時，獨立儲能電站在競價日(D-1)

9:30前，通過湖南電力交易平臺申報運行日(D)96點充放

電曲線(充/放電力單位為MW),在滿足電網安全運行和新

能源優(yōu)先消納的前提下優(yōu)先出清，并作為現貨市場價格接受

者。

7.6.3電力用戶申報交易信息

競價日(D-1)9:30前，售電公司和批發(fā)用戶在湖南電

力交易平臺中申報下述信息：

(1)售電公司在湖南電力交易平臺中申報其零售用戶

運行日(D)96點的電力需求曲線°

23

（2）批發(fā)用戶在湖南電力交易平臺中申報其運行日（D）

96點的電力需求曲線。

售電公司和批發(fā)用戶申報的用電需求曲線作為日前現

貨市場結算依據，不作為日前現貨市場出清的邊界條件。

7.6.4申報數據審核及處理

發(fā)電機組的申報信息、數據應滿足規(guī)定要求，由交易平

臺根據要求自動進行初步審核，初步審核不通過將不允許提

交。發(fā)電機組提交申報信息后，由電力調度機構對申報信息

進行審核。若發(fā)電機組逾時未申報報價信息，以缺省信息參

與市場出清。

發(fā)電企業(yè)在三前現貨市場中申報的信息，將封存用于省

內實時現貨市場，日內不再進行價格申報。

7.6.5機組缺省申報參數

機組缺省申報參數是指參與現貨市場交易的發(fā)電機組

在市場注冊時提供的默認量價參數，若發(fā)電機組未按時在日

前現貨市場中進行申報，則采用默認量價參數進行計算出

清；若發(fā)電機組未提供默認量價參數，則采用發(fā)電機組最近

一次的有效報價參數進行出清。每月25日前，允許發(fā)電機

組更改下月的缺省申報參數，由發(fā)電企業(yè)向市場運營機構提

出申請，通過規(guī)定程序進行更改，次日生效。

現階段，機組缺省申報參數包括缺省電能量報價、缺省

啟動費用以及缺省空載費用c

24

（1）缺省電能量報價是指發(fā)電機組（交易單元）在不

同出力區(qū)間時電能量的默認報價（元/兆瓦時）?？勺疃嗌?/p>

報10段，每段需申報出力區(qū)間起點、出力區(qū)間終點以及該

區(qū)間報價。最小穩(wěn)定技術出力不為零的發(fā)電機組，第一段出

力區(qū)間起點為機組申報的最小穩(wěn)定技術出力，最后一段出力

區(qū)間終點為機組的可調出力上限。每段報價段的長度不能小

于IMWo報價曲線必須為出力區(qū)間和價格單調非遞減。每段

報價的電能量價格均不可超過本細則7.6.6節(jié)中規(guī)定的申報

價格的上下限范圍。

（2）缺省啟動費用指發(fā)電機組從冷態(tài)/溫態(tài)/熱態(tài)啟動

時所分別需要的默認費用，三種狀態(tài)下的缺省啟動費用不能

超過本細則7.6.6節(jié)中規(guī)定的啟動費用上下限范圍。

（3）缺省空載費用是指發(fā)電機維持同步轉速、輸出電

功率為零默認需要消耗的燃料費用，缺省空載費用不能超過

本細則7.6.6節(jié)中規(guī)定的空載費用上下限范圍。

7.6.6核定參數

核定參數主要包括火電機組的啟動費用上限、空載成本

上限，申報及出清價格上下限等，作為市場化機組申報、出

清及結算的依據。相關的核定參數經政府主管部門同意后執(zhí)

行。

（1）火電機組的啟動費用補償上下限：啟動費用上下

限包括冷態(tài)/溫態(tài)/熱態(tài)啟動費用上下限（元/次）。發(fā)電機

25

組在省內日前現貨市場中申報的冷態(tài)/溫態(tài)/熱態(tài)啟動費用

不能超過相應狀態(tài)核定的啟動費用上下限范圍。火電機組啟

動費用上下限由具備合格檢測資質的第三方檢測機構核定。

（2）空載費用上限：若發(fā)電機組申報的空載費用超過

核定的空載費用上限，則按照相應上限值進行補償計算。

（3）市場限價：政府主管部門綜合考慮邊際機組成本、

電力供需情況、失負荷價值、經濟發(fā)展水平等因素確定申報

價格上限P1（元/兆瓦時）、申報價格下限P2（元/兆瓦時）、

出清價格上限P3（元/兆瓦時）、出清價格下限P4（元/兆

瓦時），并適時調整，其中報價限價不應超過出清限價范圍。

當市場出清得到的節(jié)點電價超過市場出清價格上限時，該節(jié)

點在該交易時段的節(jié)點電價用市場出清價格上限代替；當市

場出清得到的節(jié)點電價低于市場出清價格下限時，該節(jié)點在

該交易時段的節(jié)點電價用市場出清價格下限代替。

7.7省內日前現貨市場出清

競價日（D-1）17:30前，電力調度機構基于市場成員申

報信息以及運行日（D）的電網運行邊界條件，采用安全約

束機組組合（SCUC）和安全約束經濟調度（SCED）算法進行

全電量集中優(yōu)化計算，出清得到運行日（D）的機組組合、

發(fā)電計劃曲線以及分時節(jié)點電價。

優(yōu)化計算過程中，系統(tǒng)優(yōu)先采用第一套新能源量價申報

信息進行出清，若新能源出清棄電率低于rl%,出清結果即

26

為運行日（D）的機組啟停計劃、發(fā)電出力曲線以及節(jié)點邊

際電價；若新能源出清棄電率超過rl%,則自動采用新能源

二次申報信息出清得到運行日（D）的機組組合、發(fā)電出力

曲線以及節(jié)點邊際電價。若日前電能量市場啟動二次出清，

實時電能量市場將沿用第二次報價數據進行出清。

儲能電站按照申報信息參與省內日前現貨市場出清，其

申報的充/放電曲線在滿足電網安全運行和新能源優(yōu)先消納

的前提下優(yōu)先出清。事故或現貨市場的出清結果不滿足電網

運行實際時，儲能電站由調度機構按需調用安排充放電，保

障電網安全和電力平衡。

當發(fā)電企業(yè)報價相同時，按照機組類型，綜合考慮環(huán)保

指標、能耗水平等信息確定的順序表（由政府相關部門核定）

安排機組的中標順序，市場初期，報價相同時優(yōu)先出清新能

源，再出清火電。對同一順序機組，若報價相同時，按照報

價對應的申報電量比例，確定機組中標電量。

7.7.1省內日前現貨市場出清計算過程

（1）采用安全約束機組組合（SCUC）程序計算運行日

（D）96點機組開機組合。

（2）在運行日（D）機組開機組合基礎上，計算調頻輔

助服務市場的預出清結果，修改相應機組的出力上下限。

（3）修改調頻機組的出力上下限之后，采用安全約束

經濟調度（SCED）程序計算運行日（D）的96點機組出力曲

27

線以及分時節(jié)點電價。

（4）對運行日（D）的機組開機組合、機組出力曲線進

行交流潮流安全校核，若不滿足交流潮流安全約束，則在計

算模型中添加相應的約束條件，重新進行上述第一步至第四

步的計算過程，直至滿足交流潮流安全約束，得到日前現貨

市場的出清結果。

7.7.2省內日前現貨市場出清模型

7.7.2.1日前安全約束機組組合（SCUC）模型

省內日前現貨市場出清計算的機組組合SCIJC的目標函

數如下所示：

NTNLTNST

minZZ[Gj（，）+G+C￡]+ZZMO；+SL；]+ZZM[SG+S幻

r=lr=l/=1，=15=1t=\

其中，

T表示所考慮的時段總數，其中D日每15分鐘一個時段,

考慮96個時段；D+1和D+2日分別考慮負荷午高峰、負荷晚

高峰、腰荷、低谷共8個時段，故T為104。

N表示機組總臺數；

心表示機組i在時段t的出力；

GJC」）、叱分別為機組i在時段t的運行費用、

空載費用和啟動費用，其中機組運行費用加（七）是與機組申

報的各段出力區(qū)間和對應能量價格有關的多段線性函數；機

組啟動費用《是與機組啟機時間有關的函數，以表示機組在

28

不同狀態(tài)（冷態(tài)/溫態(tài)/熱態(tài)）下的啟動費用。

M為用于市場出清優(yōu)化的網絡潮流約束松弛罰因子；

SL；、SL；分別為線路1的正、反向潮流松弛變量；NL為

線路總數。

SL；、分別為斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS為

斷面總數。

機組出力表達式：

NM

min

D<p<尸情、

rijn--ri,m

其中，NM為機組報價總段數，匕，〃為機組i在時段t

第機個出力區(qū)間中的中標電力，《；丁、昭"分別為機組i申報

的第機個出力區(qū)間上、下界。

機組運行費用表達式：

NM

C"』）=ZC"

m=l

其中，NM為機組報價總段數，Gs為機組，申報的第川

個出力區(qū)間對應的能量價格。

日前安全約束機組組合模型的約束條件包括：

（1）系統(tǒng)負荷平衡約束

對于每個時段3負荷平衡約束可以描述為：

NNT

i=\j=\

29

其中，6表示機組i在時段t的出力，T,,,表示聯絡線,在

時段t的計劃功率(送入為正、輸出為負)，NT為聯絡線總

數，。為時段t的系統(tǒng)負荷。

(2)系統(tǒng)正備用容量約束

在確保系統(tǒng)功率平衡的前提下，為了防止系統(tǒng)負荷預測

偏差以及各種實際運行事故帶來的系統(tǒng)供需不平衡波動，一

般整個系統(tǒng)需要留有一定的備用容量。

需要保證每天的總開機容量滿足系統(tǒng)的最小備用容量。

系統(tǒng)正備用容量約束可以描述為：

NNTNN

之+尸+引包”)ZE

i=lj=\j=\k=l

其中，4?.??,表示機組i在時段t的啟停???狀態(tài)，/=0表示機

組停機，%=1表示機組開機；耳廣為機組i在時段t的最大

出力；為時段t的系統(tǒng)正備用容量要求；1為時段t的風

電置信因子；引為風電機組/在時段t的預測出力；以：為時

段t的光伏置信因子；尤為光伏機組k在時段t的預測出力。

(3)系統(tǒng)負備用容量約束

系統(tǒng)負備用容量約束可以描述為：

NNT

0—為「畔

/=1j=\

其中，月，為機組i在時段t的最小出力；耳。為時段t

的系統(tǒng)負備用容量要求。

(4)系統(tǒng)旋轉備用約束

30

各個時段機組出力的上調能力總和與下調能力總和需

滿足實際運行的上調、下調旋轉備用要求。

N

/=1

N

Zmin{AeJ'-%：：}>ASK。

i=\

其中，△邛為機組i最大上爬坡速率，△片。為機組i最

大下爬坡速率；瑤匕，分別是機組i在時段t的最大、最

小出力；AS%、ASR,。分別為時段t上調、下調旋轉備用要求。

(5)特殊機組狀態(tài)約束

1)調度機構判斷確定為必開機紐的，應處于開機狀態(tài):

%=Lw￡4i

其中，匕指的是必開機組的全集。

2)調度機構判斷確定為必停機組的，應處于關機狀態(tài):

%=0,Viel.

其中，q指的是必停機組的全集。

(6)機組群最大/最小開機臺數約束

哨/44cx

其中，":、表示機組群j在時段t的最大、最小開

機臺數，出表示機組群j包含的機組i在時段t的機組運行

狀態(tài)。

(7)機組出力上下限約束

機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約

31

束條件可以描述為:

對于必開機組，在其必開時段內，要求?！???=1,若有最低

出力要求，則上式中修，取為對應時段的必開最低出力。

（8）機組群出力上下限約束

機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其

約束條件可以描述為：

p-r^p^p-r

iwj

其中，嘴、耳川為機組群j在時段t的最大、最小出力。

（9）機組爬坡約束

機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡

約束可描述為：

，一七T△嚴%一+j+歹（「他）

Q九K△尸）%一修，（%,—41）+瞰（1-）

其中，為機組i最大上爬坡速率，八始為機組i最

大下爬坡速率。

（10）機組最小連續(xù)開停時間約束

由于火電機組的物理屬性及實際運行需要，要求火電機

組滿足最小連續(xù)開機/停機時間。最小連續(xù)開停時間約束可

以描述為：

32

T：-（%1-%"-0

其中，生』為機組i在時段t的啟停狀態(tài)；金、心為機組

的最小連續(xù)開機時間和最小連續(xù)停機時間；瑤、琛為機組i

在時段t時已經連續(xù)開機的時間和連續(xù)停機的時間，可以用

狀態(tài)變量%==l?乃來表示：

以=￡陽

以=t（1-%）

k=f

當在容量缺額或正備用不足情況下，機組最小連續(xù)停機

時間約束可突破。

（11）線路潮流約束

線路潮流約束可以描述為：

NNTK

-/r”Za",+EG/-Mm+su<pr

z-ly-lATf

其中，/fax表示線路1的潮流傳輸極限；Gj.表示機組i

所在節(jié)點對線路1的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；G-j表

示聯絡線j所在節(jié)點對線路1的發(fā)電機輸出功率轉移分布因

子；K表示系統(tǒng)的節(jié)點數量；G-表示節(jié)點k對線路1的發(fā)

電機輸出功率轉移分布因子；2』表示節(jié)點k在時段t的母線

負荷值。SL；、S￡；分別表示線路1的正、反向潮流松弛變量。

（12）斷面潮流約束

根據交流潮流約束，考慮機組出力變化與靈敏度的乘

積，兩者之和為斷面約束，該約束可以描述為：

33

NNTK

個"ZG"」+ZG-HJ—ZG-%-+5L；<pr

i=\j=\k=\

其中，/fin、々max分別為斷面$的潮流傳輸極限；G-為

機組i所在節(jié)點對斷面S的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；

G*為聯絡線j所在節(jié)點對斷面s的發(fā)電機輸出功率轉移分

布因子；G-為節(jié)點k對斷面s的發(fā)電機輸出功率轉移分布

因子。S￡；、Sk分別為斷面s的正、反向潮流松弛變量。

(13)新能源場站出力約束

其中，石為新能源場站集合，修,為新能源場站，在時段，

的預測出力。即在各時刻，新能源場站日前電能量市場出清

的電力值應不大于新能源場站申報出力預測值。

(14)其他約束

此類約束指考慮湖南電網實際運行要求所新增的約束，

包括安全穩(wěn)定規(guī)定中涉及的機組旋備約束等，相應約束在安

全約束機組組合建模時予以考慮。

7.7.2,2日前安全約束經濟調度(SCED)

模型

省內日前現貨市場出清計算的經濟調度SCED的目標函

數如下所示：

NTNLTNST

minZZGj(七)+ZZM[SL；+SL[+ZZM[54+S&]

z=l/=1/=1r=ls=lr=l

其中,

34

T表示所考慮的時段總數，其中D日每15分鐘一個時段,

考慮96個時段。

N表示機組總臺數；

心表示機組i在時段t的出力；

(匕)為機組i在時段t的運行費用，是與機組申報的

各段出力區(qū)間和對應能量價格有關的多段線性函數。

M為用于市場出清優(yōu)化的網絡潮流約束松弛罰因子；

SL；、分別為線路1的正、反向潮流松弛變量；NL為

線路總數。

sq、分別為斷面s的正、反向潮流松弛變量；NS為

斷面總數。

機組出力表達式：

NM

，〃二1

pniin<pvpnuu

勺Dm

其中，NM為機組報價總段數，匕仙為機組i在時段t

第m個出力區(qū)間中的中標電力，燃,、e「分別為機組i申報

的第機個出力區(qū)間上、下界。

機組運行費用表達式：

NM

(ej)=ZG用

m=\

其中，NM為機組報價總段數，G,5為機組i申報的第m

個出力區(qū)間對應的能量價格。

35

日前安全約束經濟調度模型的約束條件包括：

(1)系統(tǒng)負荷平衡約束

對于每個時段t,負荷平衡約束可以描述為：

NNT

1=1j=\

其中，？表示機組i在時段t的出力，7),,表示聯絡線j

在時段t的計劃功率(送入為正、輸出為負)，NT為聯絡線

總數，Q為時段t的系統(tǒng)負荷。

(2)系統(tǒng)旋轉備用約束

各個時段機組出力的上調能力總和與下調能力總和需

滿足實際運行的上調、下調旋轉備用要求。

N

Zmin{A/f,嘿-，}泊爾，

/=1

N

-min{MJ—-然:}NASR/

;=|

其中，為機組i最大上爬坡速率，A始為機組i最

大下爬坡速率；塔獻、月，分別是機組i在時段t的最大、最

小出力；AS%、ASR/D分別為時段t上調、下調旋轉備用要求。

(3)機組出力上下限約束

機組的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其約

束條件可以描述為：

啰Pit<P-

(4)機組群出力上下限約束

機組群的出力應該處于其最大/最小出力范圍之內，其

36

約束條件可以描述為:

0

其中，P；,、號,為機組群j在時段t的最大、最小出力。

(5)機組爬坡約束

機組上爬坡或下爬坡時，均應滿足爬坡速率要求。爬坡

約束可描述為：

RS.

其中，為機組i最大上爬坡速率，A/f為機組i最

大下爬坡速率。

(6)線路潮流約束

線路潮流約束可以描述為：

NNTK

-葉Y十j』-￡G-SG+西<rr

/=1j=\k=\

其中，/fax為線路1的潮流傳輸極限；G』為機組i所在

節(jié)點對線路1的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；G、j為聯絡

線j所在節(jié)點對線路1的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；K為

系統(tǒng)的節(jié)點數量；G一為節(jié)點k對線路1的發(fā)電機輸出功率

轉移分布因子；21為節(jié)點k在時段t的母線負荷值。SL；、

分別為線路1的正、反向潮流松弛變量。

(7)電網斷面潮流約束

考慮關鍵斷面的潮流約束，該約束可以描述為：

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NATK

可"XG"1+-XGT%-%+5L；<pr

z=lj=\k=\

其中，心.、仁皿分別為斷面$的潮流傳輸極限；G-.為

機組i所在節(jié)點對斷面s的發(fā)電機輸出功率轉移分布因子；

Gj為聯絡線j所在節(jié)點對斷面S的發(fā)電機輸出功率轉