电子科技大学电力模型

单位：兆瓦，记作 MW 单位： MW 单位： MW/分钟 单位： MW 单位： MW 单位： MW 单位：元/ MWh 单位：元/ MWh 单位：元 单位：元 单位： MW 单位：元/ MWh
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l j ： 第 j 条线路的有功潮流值； A j ： 第 j 条线路的初始潮流值； L j ： 第 j 条线路的潮流限值； a j ：第 j 条线路的潮流的安全裕度； pi ：分配预案中第 i 个机组的最终报价； pi′ ：调整方案后第 i 个机组的最终报价； f i + ：对第 i 个序外容量的补偿； f i − ：对第 i 个序内容量的补偿； X： 负荷预报； P： 清算价；
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出力的近似表达式。得到分配预案后，代入近似表达式便可计算各线路上的潮流值。为 保证电网的安全，每条线路潮流的绝对值超过潮流限值的百分比应尽量小。若使各线路 中潮流超出的百分比中最大的值尽量小，就可保证所有线路上潮流超出的百分比较小， 即电网相对较为安全。在电网安全运行的保证下应当同时考虑尽量减少阻塞费用。 阻塞费用分为两个部分：一是对序内容量不能出力部分的补偿；二是对报价高于清 算价的序外容量出力部分的补偿。以每个机组各自的报价作为其边际成本，则该机组单 位出力的绝对盈利为清算价与报价的差值，因此，补偿的主要目的是解决由于方案调整 导致的获利变化的问题。 该阻塞管理问题归结为在一定约束条件下的最优化问题。 优化目标为使潮流超出现 值的百分比尽量小，同时尽可能减少阻塞费用。
16 8 143.5
167 .5
143
16 7
142.5
166 .5
142
16 6
141.5
165 .5 1 25
130
135
14 0
145
150
15 5
160
141 74
76
78
80
82
84
86
88
90
92
线路 1 受机组 1 的影响
-144
线路 2 受机组 2 的影响
136 135.9
-1 44.05
⎛ − 0.0015 ⎞ ⎛ 110.4775 ⎞ ⎛ 0.122 ⎞ ⎛ 0.1216 ⎞ ⎟ ⎟ ⎜ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎜ 0.0985 ⎟ ⎜ 131.3521 ⎟ ⎜ − 0.0186 ⎟ ⎜ − 0.1127 ⎟ ⎜ − 0.2012 ⎟ ⎜ − 108.9928 ⎟ ⎜ − 0.0028 ⎟ ⎜ 0.0024 ⎟ ⎟ ⎟+⎜ ⎟ + x8 ⎜ ⎟ + x7 ⎜ + x6 ⎜ ⎜ 0.0763 ⎟ ⎜ 77.6116 ⎟ ⎜ 0.1452 ⎟ ⎜ 0.0057 ⎟ ⎜ − 0.0092 ⎟ ⎜ 133.1334 ⎟ ⎜ − 0.0039 ⎟ ⎜ 0.0700 ⎟ ⎟ ⎟ ⎜ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎜ 0.0004 ⎟ ⎜ 120.8481 ⎟ ⎜ 0.1664 ⎟ ⎜ − 0.0003 ⎟ ⎠ ⎠ ⎝ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝
二、问题的分析
1
市场交易-调度中心在一个时段内的工作流程如图 1 所示。首先根据电力市场交易 规则及负荷预报需求确定下一时段各机组出力的分配预案， 再通过计算各线路潮流值判 断是否会出现输电阻塞。若出现，则按输电阻塞管理原则对预案进行调整。
当前时段开始
计算各机组当前出力
确定下一时段分配方案
计算各线路有功潮流
三、基本假设
1、机组当前出力是对机组在当前时段结束时刻实际出力的预测值； 2、每个时段的负荷预报和机组出力分配计划的参照时刻均为该时段结束时刻； 3、机组在单位时间内能增加或减少的出力相同，出力值为爬坡速率； 4、各个发电机组出力相互独立，即出力不受其他机组影响。
四、定义符号说明
1、名词解释 电力市场：电力的买方和卖方相互作用以决定其电价和电量的过程（见[1]第 4 页） ； 边际成本：在一定的时期内，增加一个单位产量所需支付的成本； 序内容量：在电力市场中通过竞价取得发电权的发电容量； 序外容量：在竞价中未取得发电权的发电容量； 爬坡速率：机组在单位时间内能增加或减少的出力值； 最终报价：进行结算时，机组分配到的出力对应的报价。 2、符号说明 xi ： 第 i 个机组的出力值； xi′ ： 调整后第 i 个机组的出力值； vi ： 第 i 个机组的爬坡速率；
2）阻塞费用计算规则的设计 当改变根据电力市场交易规则得到的各机组出力分配预案时， 一些通过竞价取得发 电权的发电容量 （称序内容量） 不能出力； 而一些在竞价中未取得发电权的发电容量 （称 序外容量）要在低于对应报价的清算价上出力。以机组的最终报价作为其边际成本，则 该机组单位出力的绝对盈利为清算价与报价的差值，因此，补偿的主要目的是解决由于 方案调整导致获利变化的问题。 我们设计的阻塞费用计算规则如下： ① 对于序内容量：由于方案的调整，使得一些机组的出力值减少，减少部分的获 利值消失。为解决这部分冲突，网方赔偿该机组应得的获利值，有 补偿费用 = （清算价 − 调整前报价） × 调整量 − 即 f i = ( P − pi ) × ( xi − xi′ )
图2
对实验方案的分析
从图形中我们发现，有功潮流受到各机组的影响近似成线性关系，因此假设有功潮 流关于各个机组出力的函数关系式为
l j = ∑ k ji xi + A j
i =1
8
其中 l j 表示第 j 条线路上的潮流值， k ji 表示第 j 条线路受第 i 台机组影响的比例系 数， xi 表示第 i 台机组的出力， A j 表示第 j 条线路对应的初始潮流值。 对应每一条线路，根据表 1 表 2 中的数据可列出关于未知数 k ji （i=1,2,…,8）的 32 个方程的超定方程组，在 Matlab 下编程求解方程组（源程序见附件 2） ，得到结果如下：
T： 时段长，T 为 15 分钟；
五、模型的建立
1、建模前的准备 1）有功潮流近似表达式的确定 每条线路上的有功潮流取决于电网结构和各发电机组的出力， 问题所研究的电网有 8 台发电机组，6 条主要线路，附件 1 中的表 1 和表 2 的方案 0 给出了各机组的当前出 力和各线路上对应的潮流值，方案 1~32 给出了围绕方案 0 的一些实验数据。根据功率 的叠加原理，我们认为各线路上有功潮流应为各发电机组出力的线性组合，随机抽取几 组方案进行检验，得到以下图形：
否 出现输电阻塞 是 是
是否可消除 否
是否可用安 全裕度输电
否 拉闸限电
是 计算阻塞费用
确定分配方案
当前时段结束 进入下一时段
图1
市场交易-调度中心工作流程图
根据功率的叠加原理，各线路上有功潮流应为各发电机组出力的线性组合，考虑对 所有实验数据采用最小二乘法进行线性拟合， 从而得到各线路有功潮流关于各发电机组
一、问题的重述
我国电力系统的市场化改革正在积极、稳步地进行，随着用电紧张的缓解，电力市 场化将进入新一轮的发展，这给有关产业和研究部门带来了可预期的机遇和挑战。 电网公司在组织电力的交易、调度和配送时，必须遵循电网“安全第一”的原则， 同时按照购电费用最小的经济目标，制订如下电力市场交易规则： 1、 以 15 分钟为一个时段组织交易， 每台机组在当前时段开始时刻前给出下一个时 段的报价。各机组将可用出力由低到高分成至多 10 段报价，每个段的长度称为段容量， 每个段容量报一个段价，段价按段序数单调不减。 2、在当前时段内，市场交易-调度中心根据下一个时段的负荷预报、每台机组的报 价、当前出力和出力改变速率，按段价从低到高选取各机组的段容量或其部分，直到它 们之和等于预报的负荷， 这时每个机组被选入的段容量或其部分之和形成该时段该机组 的出力分配预案。最后一个被选入的段价称为该时段的清算价，该时段全部机组的所有 出力均按清算价结算。 电网上的每条线路上有功潮流的绝对值有一安全限值， 限值还具有一定的相对安全 裕度。如果各机组出力分配方案使某条线路上的有功潮流的绝对值超出限值，称为输电 阻塞。当发生输电阻塞时，需要按照以下原则进行调整： 1、调整各机组出力分配方案使得输电阻塞消除； 2、如果 1 做不到，可以使用线路的安全裕度输电，以避免拉闸限电，但要使每条 线路上潮流的绝对值超过限值的百分比尽量小； 3、如果无论怎样分配机组出力都无法使每条线路上的潮流绝对值超过限值的百分 比小于相对安全裕度，则必须在用电侧拉闸限电。 调整分配预案后，一些通过竞价取得发电权的发电容量不能出力；而一些在竞价中 未取得发电权的发电容量要在低于对应报价的清算价上出力。因此，发电商和网方将产 生经济利益冲突。网方应该为因输电阻塞而不能执行初始交易结果付出代价，网方在结 算时应该适当地给发电商以经济补偿，由此引起的费用称之为阻塞费用。网方在电网安 全运行的保证下应当同时考虑尽量减少阻塞费用。 现在需要完成的工作如下： 1、某电网有 8 台发电机组，6 条主要线路，附件 1 中表 1 和表 2 的方案 0 给出了各 机组的当前出力和各线路上对应的有功潮流值，方案 1~32 给出了围绕方案 0 的一些实 验数据，试用这些数据确定各线路上有功潮流关于各发电机组出力的近似表达式。 2、设计一种简明、合理的阻塞费用计算规则，除考虑电力市场规则外，还需注意： 在输电阻塞发生时公平地对待序内容量不能出力的部分和报价高于清算价的序外容量 出力的部分。 3、假设下一个时段预报的负荷需求是 982.4MW，附件 1 中的表 3、表 4 和表 5 分 别给出了各机组的段容量、段价和爬坡速率的数据，试按照电力市场规则给出下一个时 段各机组的出力分配预案。 4、按照表 6 给出的潮流限值，检查得到的出力分配预案是否会引起输电阻塞，并 在发生输电阻塞时，根据安全且经济的原则，调整各机组出力分配方案，并给出与该方 案相应的阻塞费用。 5、假设下一个时段预报的负荷需求是 1052.8MW，重复 3~4 的工作。
135.8
-144.1
135.7 135.6 135.5
-1 44.15
-144.2
135.4 135.3 135.2
-1 44.25
-144.3
135.1
-1 44.35 65
70
75
ห้องสมุดไป่ตู้
80
85
90
95
1 00
135 60
62
64
66
68
70
72
74
76
线路 3 受机组 4 的影响
线路 5 受机组 7 的影响
电力市场输电阻塞管理模型
电子科技大学
指导老师：李明奇 参赛队员：龙振兴 万 磊 欧小亮
2004 年 9 月 20 日
电力市场输电阻塞管理模型
摘 要
本文通过设计合理的阻塞费用计算规则，建立了电力市场的输电阻塞管理模型。 首先通过对各机组出力方案实验数据的分析，用最小二乘法进行拟合，得到了各线 路上有功潮流关于各发电机组出力的近似表达式。按照电力市场规则，确定各机组的出 力分配预案。如果执行该预案会发生输电阻塞，则调整方案，并对引起的部分序内容量 和序外容量的收益损失，设计了阻塞费用计算规则。 我们引入危险因子反映输电线路的安全性，根据安全且经济的原则，把输电阻塞管 理问题归结为：以求解阻塞费用和危险因子最小值为目标的双目标规划问题。采用“两 步走”的策略，把双目标规划转化为两次单目标规划：首先以危险因子为目标函数，得 到其最小值；然后以其最小值为约束，找出使阻塞管理费用最小的机组出力分配方案。 当预报负荷为 982.4MW 时， 分配预案的清算价为 303 元/MWh， 购电成本为 74416.8 元，此时发生输电阻塞，经过调整后可以消除，阻塞费用为 3264 元。 当预报负荷为 1052.8MW 时， 分配预案的清算价为 356 元/MWh， 购电成本为 93699.2 元，此时发生输电阻塞，经过调整后可以使用线路的安全裕度输电，阻塞费用为 1437.5 元。 进一步，我们分析了各线路的潮流限值调整对最大负荷的影响，并据此给电网公司 提出了建议。 最后，我们对模型进行了评价，并提出了模型的改进方案。
4
⎛ l1 ⎞ ⎛ 0.0826 ⎞ ⎛ 0.0478 ⎞ ⎛ 0.0528 ⎞ ⎛ 0.1199 ⎞ ⎛ − 0.0257⎞ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜l2 ⎟ ⎜ − 0.0547⎟ ⎜ 0.1275 ⎟ ⎜ − 0.0001⎟ ⎜ 0.0332 ⎟ ⎜ 0.0867 ⎟ ⎜l ⎟ ⎜ − 0.0694⎟ ⎜ 0.0620 ⎟ ⎜ − 0.1565⎟ ⎜ − 0.0099⎟ ⎜ 0.1247 ⎟ ⎜ 3 ⎟ = x1 ⎜ ⎟ + x2 ⎜ ⎟ + x3 ⎜ ⎟ + x4 ⎜ ⎟ + x5 ⎜ ⎟ ⎜l4 ⎟ ⎜ − 0.0346⎟ ⎜ − 0.1028⎟ ⎜ 0.2050 ⎟ ⎜ − 0.0209⎟ ⎜ − 0.0120⎟ ⎜l ⎟ ⎜ 0.0003 ⎟ ⎜ 0.2428 ⎟ ⎜ − 0.0647⎟ ⎜ − 0.0412⎟ ⎜ − 0.0655⎟ ⎜ 5⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ 0.2376 ⎟ ⎜ − 0.0607⎟ ⎜ − 0.0781⎟ ⎜ 0.0929 ⎟ ⎜ 0.0466 ⎟ ⎜l ⎟ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ⎝ 6⎠