电力交易模式下的阻塞管理研究综述

电力交易模式下的阻塞管理研究综述

随着输电网络开放和区域能源事务的增加，阻碍的可能性也在增加。在电力市场化以前,由于发、输、配电同属一个实体,消除阻塞只需由垄断电力公司中的调度员向各个电厂发出调度指令,根据需要减少和调节机组出力,直至电力系统运行在输电约束之内即可。但是,电力市场化之后,输电系统和发电厂成为彼此独立的经济实体,负责系统运行的独立系统调度员(ISO)不能直接发指令要求减少机组出力,必须平等对待各个市场参与者,按事先确定的削减交易计划和调整准则实行,以保证系统安全可靠运行。因而阻塞管理成为近几年研究的热点。本文总结了国内外联营交易模式下的阻塞管理的研究成果。解决输电阻塞的方法,主要是通过交易计划的调节解决阻塞问题。阻塞管理的目标是制定一系列规则,控制发电机和负荷,使系统的短期运行具有一定的安全和可靠性裕度,同时为系统的长期投资规划提供有效信息。目前的阻塞管理方法主要有节点电价法、区域电价法和限上和限大的方法等几种。1最优调度的数学模型节点电价法,即采用直流潮流为基础的、计及线路约束的最优潮流(OPF)算法,并用线性灵敏度因子帮助解决阻塞,相应的电价机制为“节点电价”(nodalprice)。节点电价法实质上是一个基于最优潮流的算法。在联营交易模式下,各发电商和用户向电力联营中心提交各自的功率/价格曲线,由电力联营中心根据不同的目标进行最优潮流计算,得到一个满足各种约束的发电计划。当在约束方程中计入网络安全约束(支路潮流约束)时,得到的发电计划就是经过阻塞管理的发电计划。只考虑有功功率时可以建立最优调度的数学模型:对于仅允许发电投标的单一买方市场,目标函数可以为购电费调整量最小和购电成本最小。而仅允许发电侧投标的单一买方市场只是电力市场发展的最初级阶段,电力市场的最终模式将是发电和负荷侧全面放开的形式。这时负荷侧也允许投标,最优潮流的目标函数则可以为社会效益最大和市场交易量量最大,社会效益最大就是以最小的电能生产成本获得最大的收益。市场交易量最大就是在现有的网络输电容量下,最大可能的满足负荷用电。上述数学模型中:h(u,x)=0为潮流方程等式约束;g(u,x)≤0为不等式约束,包括发电机组、系统和网络安全约束;u为控制变量向量,包括各个节点上输入或输出的有功功率,x为状态变量向量;在最优化潮流求解中,为简简化计算、提高计算速度,通常采用经过简化的直流潮流模型对n节点的电力系统,直流潮流法的数学模型,称为节点注入有功功率列相量。,称为节点电压相位角列相量。,称为节点电纳阵,它是一个(n-1)阶对称方阵。功率传输分布因子PTDF2区域电价法消除输电阻塞的最佳方法区域电价法,它是根据阻塞线路(或线路割集)进行“市场分裂”,相应的电价机制为“区域电价”(zonalprice)。节点电价法虽然采用了简化的直流潮流模型来提高速度,但是在(1)式的不等式约束g(u,x)≤0中把所有的线路输电容量约束都考虑进来,使得计算复杂、影响速度。在实际运行中,人们发现输电阻塞通常只是频繁地、明显地发生在某些区域之间。而在这些区域内,输电阻塞发生的概率较小。为此,提出区域电价法来简化、替代节点电价法。我们用一个简单的两区域系统讨论,如图1(a),假设A、B是两个区域,它们内部输电阻塞发生的概率较小,但是连接AB母线的输电线经常出现阻塞现象。采用区域电价法消除AB母线间输电线的阻塞,首先,根据阻塞的历史数据将整个网络划分成A、B2个区域。其次,运用2.1节中的最优化潮流方法进行调度,网络安全约束中只考虑A、B2个区域间的输电线,A、B区域内的所有线路都不要考虑。最后,在上述调度的基础上,再次运用最优化潮流方法调整区域内各发电商和用户的功率。这样能较快的消除阻塞,但是在解决输电阻塞问题时又存在另外一个缺陷,即由于阻塞影响使得从用户收取的费用经常比支付给发电商的费用大,从而产生了交易盈余。还是用图1叙述交易盈余的产生,当线路没有传输容量限制时,在电力联营中心,区域A、B竞价上网的电价分别为250元/(MWh)和300元/(MWh),根据最优化潮流计算,总负荷为300MW(100MW+200MW),以购电费最少为目标函数,则区域A的发电出力为300MW,提供全部负荷,区域B出力为0。全网同价,市场结算价格为250元/(MWh)。当线路AB的传输容量为100MW,按原计划发电,线路AB上出现阻塞,考虑到AB线路的约束,用区域电价法重新进行最优化潮流计算,调整发电计划,区域A被迫少发100MW,区域B增发100MW。区域A的电价仍为系统边际电价250元/(MWh),而区域B的电价由于发生传输阻塞而提高为300元/(MWh),此时电力联营中心的购电费用为8万元/h(250×200+300×100),用户上交的电费为8.5万元/h(250×100+300×200),用户上交电费与交易中心购电费用之差为5000元/h(85000元-80000元),这就是交易盈余。显然,电网公司不能因阻塞而拥有交易盈余,因为这样不利于电网健康发展,我们可以把交易盈余补偿给阻塞区域即区域B的用户。3市场上的阻塞管理限上和限下的方法,即联营在不计约束的情况下,根据负荷量按市场结算价格(MCP)统一购电、安排发电计划后,运行时发生阻塞,用限上方法(对未纳入发电计划的机组,按报价由低到高安排发电)和限下方法(对已纳入发电计划的机组,按报价由高到低减少发电或停发)管理。节点电价法和区域电价法,实质上都是寻优算法,采用的数据是电厂自报的功率/价格曲线,其中有的电厂为了多获利,可能会采取策略性的报价,使得用一般算法不能达到最优。而且在处理支路阻塞情况时不够灵活。而限上和限下的方法相对来说就简单、实用些,它在英国电力市场也应用了多年。该方法首先由电力联营中心根据每个电厂的报价,从报价最低的开始累加,可得出一条“价格——发电量”曲线。再根据用电需求与电价的关系可绘出一条“价格——需求量”曲线。两条曲线相交处即为“市场结算价格”(MCP)。报价低于或等于MCP的电厂一律按MCP价格上网售电。报价高于MCP的电厂即告竞争失败(见图2)。这是一个时段(1h)的发电计划,未计及网络安全约束。在实际运行中,当出现传输阻塞时,需要对未纳入发电计划的容量按报价由低到高的顺序安排机组发电(限上),已纳入发电计划的容量按报价由高到低的顺序安排机组停发或少发电(限下)。这种方法尽量运用经济规律来管理电力市场的运营,公平合理,简单易行,比较适合于我国的情况。下面是各机组竞价上网的例子各电厂某一时段申报的竞价上网曲线用坐标曲线表示,如图2所示。根据供需平衡的原则,市场结算价为两曲线交点处的260元/MWh,报价低于260元/MWh的机组上网发电,即发电厂1报价为230元/MWh的机组可发电70MWh,报价为260元/MWh的机组可部分发电,发电厂2报价为250元/MWh的机组可发电50MWh,但不论报价是多少,电力联营中心的购电价均为260元/MWh。而发电厂2报价为300元/MWh的机组不能发电。若出现传输阻塞,调整发电计划,按限上和限下的原则,发电厂2报价为300元/MWh的机组可能上网发电,而发