电力市场环境下输电阻塞管理综述

电力市场环境下输电阻塞管理综述

时间:2013-01-26 15:21来源:未知作者:能源与节能点击: 154 次

摘要：在电力市场环境下，为确保电力系统安全经济运行，需对输电阻塞管理进行研究。输电阻塞管理的核心作用体现在：避免系统的不安全运行，避免了市场运行无效率和市场失灵。

摘要：在电力市场环境下，为确保电力系统安全经济运行，需对输电阻塞管理进行研究。输电阻塞管理的核心作用体现在：避免系统的不安全运行，避免了市场运行无效率和市场失灵。从最优调度、经济学原理、使用柔性输电设备三个方面对输电阻塞管理这一领域进行了分类综述。

关键词：电力市场;阻塞管理;最优潮流;输电权;柔性输电设备

0引言

从上世纪80年代以来，在世界范围内开始了电力改革的浪潮，其主要目的是打破垄断，引入竞争，提高效率，降低成本，健全电价机制，优化资源配置，促进电力发展，推进全国联网，构建政府监管下的政企分开、公平竞争、开往有序、健康发展的电力市场体系。

电力市场和其它商品市场相比，具有一些不同的特征。在输电环节，特征主要表现在：电能输送是通过结构复杂的输电系统来进行的，要遵守基尔霍夫定律，同时必须要满足多种物理约束，输电路径十分复杂，而且不能人为指定。因此，输电阻塞管理已经成为电力市场研究的热点。

电网有限的输电能力和稳定性限制不能满足电能同时分配的需求导致了输电阻塞发生。阻塞管理的目标是制定一系列规则，控制发电机和负荷，让电网安全可靠的运行。从短期而言，阻塞管理目标是制定一个公平的削减方案和最优调度方案，让系统安全有效地运行。从长期而言，阻塞管理是为发电厂、电网公司和用户的投资提供激励信号。

1基于最优调度的输电阻塞管理方法

电力市场存在多种交易模式，如联营体交易模式、双边和多边交易模式，以及联营体和双边混合交易模式。在不同的交易模式下，系统调度人员将面对不同的优化问题。目前阻塞管理的最优调度方法大多是以最优潮流(OPF)为出发点，总结了不同交易模式下最优调度的阻塞管理方法[1]。

最优潮流的数学模型可描述为确定一组目标函数最小的优化控制变量u，并满足等式和不等式约束条件：

式(1)中x和u分别为状态变量和控制变量;式(2)为潮流方程等式约束;式(3)包括发电机发电功率约束、支路潮流约束和电压约束等。

对不同的电力市场交易模式，最优调度选取的目标函数将有所不同。通常有以下几种：

式(4)、(5)和(6)中Ci(PGi) 为发电价Gi的成本函数;Bi(Dj)为负荷Dj的收益函数;Ci(Gi)为发电机Gi 的收益函数;PGi为第i台发电价发出的功率。

双边交易的阻塞调度直流模式，优化目标为发电机的调整成本最小。即

式(7)中和为发电机的微增成本和微减成本投标;式(8)中为节点—支路灵敏度矩阵;Z和Zmax分别为初始潮流和潮流限值;式(9)中和为发电机发电功率调整量。

对于不同调整原则下的混合模式阻塞调度，虚拟交易网络(virtual transaction network)和交易矩阵(transaction matrix)的概念。各种交易模式均可用交易矩阵表示。以此为分析框架，输入变量为交易计划，处理网络阻塞时不考虑经济性，使用OPF程序进行调整，调整原则为交易矩阵的偏差最小。即：

式(11)中Tij为调整后的交易量;TPij为原始交易量;S为考虑稳态约束条件的交易安全域。

对于区域间输电阻塞，使用辅助问题原理(APP)和序列2次规划(SQP)的分布式最优算法来解决跨区域的输电阻塞。可将跨区域阻塞问题描述为调整成本最小的优化问题，通过区域分解把跨区域阻塞管理问题分解为多个区域的SQP问题，这些问题可在分布并行的方式下求解。

一种基于风险的区域阻塞管理方法。用风险效用取代购电费用最小作为区域阻塞管理的目标函数，提出了全新的基于风险的区域管理算法(RBCM)。该方法将决定安全性的2个重要因素，即事故的可能性和严重性用风险加以量化，并将风险定义为：事故发生的概率×事故产生的后果。

计算风险的方程式为：

式(13)中Zj为除了阻塞支路j以外的线路功率;i∈[1,2，…，j-1，j+1]。

2基于经济学原理的输电阻塞管理方法

在电力市场环境下，采用经济学方法进行输电阻塞管理，也是行之有效的阻塞管理方法。

2.1基于电价的阻塞管理方法

输电网在市场环境下，输电阻塞管理不仅需要在短期通过价格信号间接引导或直接削减负荷来消除线路过负荷，更重要的是要通过阻塞定价机制(阻塞机会成本)，为电网的扩建和发展提供正确的指导和合理的资金积累。

为了体现阻塞管理的公平性引导各用户参与阻塞管理的竞争，引入支付因子(willing-to-pay)作为衡量交易重要程度的指标，表示用户为了避免单位电力减削而愿意支付的费用，并建立了如下的交易调整模式[2]：

式(14)中为支付因子矩阵，表示交易商为避免交易被调整所愿意支付的价格; 为调整的交易量;u0为原始交易量;A为调整策略矩阵。

电力市场环境下，节点边际电价能反映电能在系统中不同地理位置的母线上不同时刻的价格，为电力生产者、消费者、投资者和管理者提供电价信号，并利用市场本身的调节作用以及电力交易调度的引导作用，在很大程度上可以消除输电阻塞。节点边际电价是通过最优潮流程序计算出来的。节点边际电价的计算方法[3]，即：

上述所有公式中，为第个节点实现的电力交易的有功功率; 为第个节点的发电有功功率; 为第个节点第向个节点提供的边际成本为的有功功率; 为线路实际传输的有功功率; 为线路允许传输的有功功率的上限; 为第个节点的边际成本;CGi 为第个节点的发电边际成本; ; ; 为网络的节点数[3]。

电力市场环境下，也可以通过激活输电线路的阻塞因子来抬高输电价格，使得供求均衡点维持在线路容量极限之内，从而消除阻塞[4]。

2.2基于输电权的阻塞管理方法

Hogan于1992年在合同路径模型基础上提出了contract network模型,首次提出了输电容量权的概念,其主要观点是采用输电容量权来分配阻塞成本,同时为市场参与者提供了一个规避价格风险的工具,因此Hogan的输电权概念是一种金融性输电权(Financial Transmission Rights, FTRs)。1997年他又提出了输电阻塞合同(Transmission Congestion Contracts, TCC)的概念,认为只能定义点到点的输电权。Hung-po Chao等提出了基于潮流(flow-based)的输电权(Flow Gate Right, FGR)定义,产业界也提出real-flow输电权方案。目前的研究通常认为输电权可分为金融性输电权和物理性输电权两大类。

物理型输电权则实际地定义和分配了使用输电端口的输电容量的权利，其基于合同路径，但由于输电系统是一个网络，电流在线路中流动服从基尔霍夫定律，因此不会按指定的物理合同路径流动，阻碍了物理输电权的实施。

金融型输电权(FTR)是为市场交易者规避价格波动风险的金融工具,网络阻塞时其所有者获得经济补偿,从而获得输电价格的长期稳定性。

金融输电权的基本原理[5],即：参与现货市场竞标的交易商在相应节点按节点边际电价进行交易，期货交易(双边交易)的交易商向输电系统运行员(TSO)支付阻塞费，即功率注入节点和功率流出节点间节点电价之差。交易商预先购买金融输电权，在系统发生输电阻塞时，输电权的所有者将获得完全补偿或者一定百分比的补偿。