火力发电厂机组经济运行的方法与措施

机组经济运行舒隽Junshu2000@参考文献《发电厂及电力系统经济运行》《经济学中的优化方法》，龚六堂，北京大学出版社主要内容电力系统的有功功率和频率调整已知机组组合下的功率经济分配优化的机组组合网损折算机组检修计划优化第一章电力系统的有功功率和频率调整机组经济运行涉及电力系统正常、稳态运行状况的优化和调整，亦即保证正常、稳态运行时的电能质量和经济性问题。衡量电能质量的指标有频率质量、电压质量和波形质量，分别以频率偏移、电压偏移相波形畸变率表示。衡量运行经济性的主要指标是比耗量和线损率。比耗量指为生产单位电能所需消耗的一次能源。就火电厂而言，就指以g／(kwh)表示的煤耗率。线损率或网损率是指单位电能在电网中产生的损耗。一、有功功率负荷的变动和调整控制负荷曲线

实际的负荷曲线由三种负荷所构成。

第一种负荷变动幅度很小、周期很短（10秒以下），随机性很强，无法预测。

第二种负荷变动幅度较大、周期也较长（10秒至3分）。第三种负荷变动幅度最大、周期也最长（3分以上），它反映了负荷的变动趋势。这种负荷能够预测。一、有功功率负荷的变动和调整控制负荷调整控制针对三种负荷，有功功率和频率调整大体上也可分成一次、二次、三次调整。

一次调整也称为一次调频，针对第一种负荷变动引起的频率变化，由发电机组的调速器自动动作承担。一次调整希望快速和平稳。

二次调整也称为二次调频，针对第二种负荷变动引起的频率变化，由发电机组的调频器手动或自动动作承担。二次调频不仅考虑机组的调节特性，还要考虑到系统安全和经济特性。现在二次调频一般由AGC（AutomaticGenerationControl）机组承担。

三次调整针对第三种负荷变动引起的频率变化，也就是日常所说的发电计划，三次调整主要考虑安全和经济。一、有功功率负荷的变动和调整控制发电控制（一、二次调频）发电计划（三次调频）GGGG实际负荷预计负荷控制机组调度机组发电=负荷二、负荷预测根据负荷，天气，事件等的历史数据，以及天气，事件等的预报值，预测负荷的形态，曲线，最大值，最小值，平均值等等。负荷预测分类：负荷预测分为系统负荷预测和母线负荷预测，系统负荷预测按周期又有超短期、短期、中期和长期之分。负荷经常随机波动。负荷又有一定的周期性，如本周一的负荷与上周一的相似，今天与昨天相似。二、负荷预测超短期负荷预测用于质量控制需5-10秒的负荷值，用于安全监视需1-5分钟的负荷值，用于预防控制和紧急状态处理需10-60分钟的负荷值，使用对象是调度员。

短期负荷预测主要用于火电分配、水火电协调、机组经济组合和交换功率计划，需要1日-1周的负荷值，使用对象是编制调度计划的工程师。

中期负荷预测主要用于水库调度、机组检修、交换计划和燃料计划，需要1月-1年的负荷值，使用对象是编制中长期运行计划的工程师。

长期负荷预测用于电源和网络发展，需数年至数十年的负荷值，使用对象是规划工程师。二、负荷预测负荷预测的精度

首先决定于对具体电力系统负荷变化规律的掌握，其次才是模型与算法的选择。影响负荷变化的因素主要有：

国民经济发展人民生活用电季节天气节假日特殊事件二、负荷预测负荷预测流程PtPt...（历史负荷）负荷预测算法降雨、气温…..Pt（预测负荷）三、有功功率电源和备用容量按投入时间分：热备用：运转中的发电设备可能发的最大功率与发电负荷之差(旋转备用)；冷备用：未运转的、但能随时启动的发电设备可以发的最大功率(不含检修中的设备)；冷热备用须有合理比例。按用途分：负荷备用：适应负荷短时波动、一日内计划外的负荷增加，一般为最大负荷的0~5%。事故备用：适应发电设备发生偶然事故时备用，一为般最大负荷的5~10%，分冷、热备用。检修备用：满足检修需要而设的(有时不设)备用。国民经济备用：计及负荷超计划增长而设，一般为最大负荷的3~5%第二章按等微增率分配负荷的基本概念和理论基础一、耗量特性曲线耗量特性：发电设备输入与输出的关系。比耗量：耗量特性曲线上某一点纵坐标和横坐标的比值，即单位时间内输入能量与输出功率之比称比耗量μ。显然，比耗量实际是原点和耗量特性曲线上某一点连线的斜率，μ＝F／P或μ＝W／P。发电效率：当耗量特性纵横坐标单位相同时，比耗量的倒数就是发电设备的效率η。

耗量微增率：耗量特性曲线上某一点切线的斜率称耗量微增率λ。耗量微增率是单位时间内输入能量微增量与输出功率微增量的比值，即λ＝ΔF／ΔP＝dF／dP或λ＝ΔW／ΔP＝dW／dP。

对于一台机组，比耗量曲线和耗量微增率曲线的交点是单台发电机效率最高的点。

三、最优分配负荷时的目标函数和约束条件

λF

μ

b0P三、最优分配负荷时的目标函数和约束条件若耗量特性曲线为二次曲线F=aP2+bP+c则μ=aP+b+c/P，λ=2aP+b。若耗量特性曲线为F=aP2+bP则μ=aP+b，λ=2aP+b。μλF

若耗量特性曲线为一次曲线F=bP则μ=λ=b。三、最优分配负荷时的目标函数和约束条件biFμ=λbFμλ三、最优分配负荷时的目标函数和约束条件电厂的耗量特性曲线三、分配负荷等耗量微增率准则公式推导：问题的简化略去不等式约束仅有两台机组推导：目标函数约束条件拉格朗日函数

三、分配负荷等耗量微增率准则原问题变成求拉格朗日函数的最小值，将有约束极值问题转化为无约束极值问题，λ称为拉格朗日乘数。当然，天下没有白吃的午餐，去掉了一个等式约束，但增加了一个变量λ极值条件：展开：三、分配负荷等耗量微增率准则解出由于，分别为发电设备1、2各自承担有功功率负荷PG1、PG2时的耗量微增率λ1、λ2，可以得到：λ1=λ2=λ，这就是等耗量微增率准则，它表示：为使总损耗最小，应该按相等的耗量微增率在发电设备或发电厂之间分配负荷。三、分配负荷等耗量微增率准则物理意义：

三、分配负荷等耗量微增率准则对于这个简单问题，可以用作图法求解。设上图中线段OO’的长度等于负荷功率PLD。在线段的上、下两方分别以O和O’为原点作出机组1和2的燃料消耗特性曲线1和2，前者的横坐标PG1自左向右，后者的横坐标PG2自右向左。显然，在横坐标上任取一点A，都有OA+AO’=OO’，即PG1+PG1=PLD。因此，横坐标上的每一点都表示一种可行的（满足约束条件的）功率分配方案。如过A点作垂线分别交于两机组耗量特性曲线的B1和B2点，则B1B2=B1A+AB1=F1(PG1)+F2(PG2)=C就代表了总的燃料消耗量。由此可见，只要在OO’上找到一点，通过它所作垂线与两耗量特性曲线的交点距离为最短，则该点所对应的负荷分配方案就是最优的．三、分配负荷等耗量微增率准则图中的点A’

就是这样的点，通过A’点所作垂线与两特性曲线的交点为B1’和B2’。在耗量特性曲线具有凸性的情况下，曲线1在B1’点的切线与曲线2在B2’点的切线相互平行。耗量曲线在某点的斜率即是该点的耗量微增率。由此可得结论：负荷在两台机组间分配时，如它们的燃料消耗微增率相等．

三、分配负荷等耗量微增率准则公式推广（多发电设备或发电厂）：推出结论：

λ1=λ2=…=λn=λ三、分配负荷等耗量微增率准则对于不等式约束，可以使用kuhn-Tucker条件解决。关于电压和无功的约束，与有功功率负荷分配没有直接关系，省略。对于发电设备有功输出功率的约束，当发生越限时。将发电设备有功输出功率固定在边界上。计算步骤：三、分配负荷等耗量微增率准则三、分配负荷等耗量微增率准则四、等耗量微增率准则的推广运用公式推导：

问题的简化

略去不等式约束

仅有一台火力发电单元和一台水力发电单元

推导：目标函数

约束条件四、等耗量微增率准则的推广运用K2为水力发电设备2在0到τ时间内规定消耗的水量。将0到τ时间分成t个时段：建立拉格朗日函数四、等耗量微增率准则的推广运用其中λ1、λ2……λt和γ2

都是拉格朗日乘数，其中γ2

是由于引入水电厂的约束条件而新增加的。极值条件展开四、等耗量微增率准则的推广运用一共（3t+1）个独立方程，变量也是（3t+1）个，可以求解。第一、二式合并，可得略去下标k，得到式中，为火力发电厂的燃料耗量微增率为水力发电厂的水耗量微增率四、等耗量微增率准则的推广运用上式可改为：由上式可见，只要将水力发电的水耗量微增率乘以某一个待定的拉格朗日乘数γ2

，就可将指导火力发电设备(厂)之间负荷最优分配的等耗量微增率准则推广运用于火力发电设备(厂)与水力发电设备(厂)之间负荷的最优分配。为此，需确定拉格朗日乘数γ2

。这乘数为四、等耗量微增率准则的推广运用式中分子、分母上的dPT1、dPH2之所以可相约，是由于问题仅涉及增减同样大小有功功率时火力或水力发电设备燃料或水耗量增减的多少。由式可见，如F1的单位为t／h，W2的单位为，则γ2的单位为因此，这个拉格朗日乘数γ2实际上可看作是一个换算系数.既然γ2可看作换算系数，水力发电设备(厂)在一定时间内可消耗的水量越多，单位重量燃料可折换的水量就愈大，γ2从而γ2λH2也就愈小，按等耗量微增率准则水力发电设备(厂)应分配的负荷也就愈大；反之，水力发电设备(厂)应分配的负荷愈小。五、网络损耗的修正网损修正的必要性

网络上不同地点上的发电机在发电时，对网损的影响不同，也就是说这些发电机即使有相同的发电功率，它们对负荷的贡献也是不一样的。例如：

G1G2P1P2五、网络损耗的修正假设G1、G2煤耗曲线相同，P1>P2，如果不考虑网损修正，则G1=G2=（P1+P2）/2最好，但是如果考虑网损，则（P1+P2）/2<G1<P1、P2<G2<（P1+P2）/2时最为节省。其实，在电力市场中电力交易软件也要对各机组的报价进行网损折算，原理一样。内容

机组优化组合(省略)确定系统中需要运行多少机组，运行哪些机组，以及什么时候运行。

经济功率分配（重点介绍）在已知机组组合的基础上，确定各机组的功率输出，在满足机组、系统安全约束的同时，使系统的运行最优化。

六、各类发电厂的运行特点和合理组合

各类发电厂的运行特点

火电厂特点：需燃料及运输费用，但不受自然条件影响效率与蒸汽参数有关受锅炉、汽轮机最小技术负荷限制，有功出力调整范围较窄，增减速度慢，参数越高范围越窄(高温高压30%，中温中压75%)机组投入退出，承担急剧负荷响应时间长，多耗能量，易损坏设备热电厂抽汽供热，效率高，但技术最小负荷取决于热负荷，为强迫功率六、各类发电厂的运行特点和合理组合电厂类型超临界压力电厂250240570535100万千瓦以上大电厂(50~60)汽压(大汽压)汽温(℃)电厂(机组)容量范围(万千瓦)

锅炉汽机锅炉汽机低温低压电千瓦以下小电厂(0.15~0.3)中温中压电厂40354504351~20万千瓦中小电厂(0.6~5)高温高压电厂1009054053510~60万千瓦大、中电厂(2.5~10)超高压力电厂14013554053525万千瓦以上大电厂(12.5~20)亚临界压力电厂17016557056560万千瓦以上大电厂(30)临界压力：225大气压，临界温度374℃六、各类发电厂的运行特点和合理组合效率：中温中压 24.5%高温高压 30.5%超高压力 37.0%超临界压力 40.0%热电厂 ＞50%六、各类发电厂的运行特点和合理组合水电厂特点：不要燃料费，水力可梯级开发，连续使用，但受自然条件影响。出力调节范围大，50%以上,增减负荷速度快，操作容易，可承担急剧变化的负荷决定发电量的除水量外还有水位差保证出力抽水蓄能机组水利枢纽兼顾发电、航运、防洪、灌溉、渔业、旅游，不一定与电力负荷适应，所以必须与火电配合维持航运、灌溉、需一定水量，对应强迫功率水头过低，不一定能够额定出力各类水电厂的调节能力不一样。六、各类发电厂的运行特点和合理组合核电厂特点：可调容量大，退、投、增、减负荷消耗能量、时间，易损坏设备一次投资大，运行费低，尽量利用承担基本负荷分配原则充分利用水力资源，避免弃水降低火电煤耗，发挥高产机组作用减少火电成本，多烧劣质煤、本地煤、少烧油考虑发电成本(燃料价格、管理水平、机组效率等)，充分利用资源六、各类发电厂的运行特点和合理组合各类发电厂的合理组合一般，火电厂以承担基本不变的负荷为宜。这样可避免频繁开停设备或增减负荷。其中，高温高压电厂因效率最高，应优先投入，而且，由于它们可灵活调节的范围较窄，在负荷曲线的更基底部分运行更恰当。其次是中温中压电厂。低温低压电厂设备陈日，效率很低，应及早淘汰。而在淘汰之前只能在高峰负荷期间用以发必要的功率。原子能电厂的可调容量虽大，但因原子能电厂的一次投资大，运行费用小，建成后应尽可能利用，原则上应持续承担额定容量负荷，在负荷曲线的更基底部分运行。六、各类发电厂的运行特点和合理组合无调节水库水电厂的全部功率和有调节水库水电厂的强迫功率都不可调，应首先投入。有调节水电厂的可调功率，在洪水季节，为防止弃水，往往也优先投入，在枯水季节则恰相反，应承担高峰负荷。在耗尽日耗水量的前提下，枯水季节将水电厂的可调功率移在后面投入，不仅可使火电厂的负荷更平稳，从而减少因开停设备或增减负荷而额外消耗的燃料，而且可使系统中的功率分配更合理，从而节约总的燃料消耗。更何况水电厂还有快速起动、快速增减负荷的突出优点。六、各类发电厂的运行特点和合理组合抽水蓄能电厂在低谷负荷时，其水轮发电机组作电动机—水泵方式运行，因而应作负荷考虑，在高峰负荷时发电，与常规水电厂无异。虽然这一抽水蓄能、放水发电循环的总效率只有70％左右，但因这类电厂的介入，使火电厂的负荷进一步平稳，就系统总体而言，是很合理的。这类电厂常伴随原子能电厂出现，其作用是确保原子能电厂有平稳的负荷。但系统中严重缺乏调节手段时，也应考虑建设这类电厂。六、各类发电厂的运行特点和合理组合综上所述，可将各类发电厂承担负荷的顺序大致排列如下：枯水季节：无调节水电厂有调节水电厂的强迫功率热电厂的强迫功率原子能电厂燃烧劣质、当地燃料的火电厂热电厂的可调功率高温高压火电厂中温中压火电厂低温低压火电厂(不一定投入)有调节水电厂的可调功率抽水蓄能水电厂六、各类发电厂的运行特点和合理组合洪水季节：和枯水季节的不同在于这时有调节水电厂的可调功率往往也归入强迫功率成为不可调功率。如上的发电厂组合顺序也可以图5-4所示的负荷曲线图表示，图中阴影部分表示抽水蓄能电厂蓄能和发电工作状况。由图可见，承担基本负荷的无调节水电厂、热电厂、燃烧劣质当地燃料的火电厂和原于能电厂一昼夜间发出的功率基本不变。随着电厂承担的负荷在负荷曲线固上部位的逐级上升，发出的功率变化也愈来愈大；担负高峰负荷的电厂一昼夜间发出的功率可能有很大变化。枯水季节，有调节水电厂甚至可能几经开停。六、各类发电厂的运行特点和合理组合六、各类发电厂的运行特点和合理组合图5-5中作出了具有图243所示负荷曲线的电力系统中8个主要发电厂的日负荷曲线。由图可见，由于这个系统中具有一定容量的水电厂，大大减少了其它火电厂的负荷变动，无论在技术上或经济上都十分有利。六、各类发电厂的运行特点和合理组合每台机组有运行，停运两种状态，若有70台机组，对于每时刻，共有2的70次方种组合，如果一天分为96个时段（15分钟为间隔），则一天共有96*270种组合。这是一个规模庞大的组合优化问题，求解很困难。

第三章远期合同+日前、实时交易的发电计划一、合同的类型合同在电力市场中发挥着重要作用。电力市场的成员可用合同来管理和防范风险。活跃的电力合同交易是一个有竞争性的电力市场的重要组成部分。各种各样的合同为交易各方提供了更多的选择余地和获利的机会。合同管理系统应对合同的制订、管理、执行及评估提供全过程的技术支持。电力经营者需要具备市价预测的能力，深入了解市价跳动的主要因素；合乎逻辑的合同估算能力，以发掘有利的交易机会；有效的组合管理，通过对各种经营活动的有效组合，控制全面的风险，引导寻找有利的交易机会。

一、合同的类型物理交易（合同）按照商品市场的规律，从事电力商品买卖活动的交易。物理交易的作用在于实现商品的产销关系金融交易（合同）利用金融衍生工具，以普通电力商品为交易对象，但没有实物交割的买卖活动电力市场中常用的金融交易一般包括：期货、期权和差价合约二、物理合同与差价合约物理合同示例（签订双边远期合同100MW,25元/MW）100MW25元/MW二、物理合同与差价合约金融合同示例（签订差价合约100MW,25元/MW，而现货价格为30元/MW时）POOL30元/MW100MW5元/MW100MW25元/MW300MW30元/MW100MW25元/MW300MW30元/MW二、物理合同与差价合约金融合同示例（签订差价合约100MW,25元/MW，而现货价格为20元/MW时）POOL20元/MW100MW5元/MW100MW25元/MW300MW20元/MW100MW25元/MW300MW20元/MW二、期货合同作用：套期保值、投机、价格发现。内在机理现货价格与期货价格总趋势的相似性每个期货合约在到期交割时可以用现货来交收，而到期的期货价格与现货价格相近风险防范买入套期卖出套期三、期货合同例：一个玉米外销商6月份接到11月份的玉米订货800000蒲式耳，以现在的现货价格86美分成交，为了防范11月份玉米现货市场价格上涨带来的损失，该玉米外销商6月1日买入11月份到期的玉米期货合约160张，每张5000蒲式耳，一共800000蒲式耳，以87.5美分成交。三、期货合同现货价格与期货价格同时上涨6月1日在现货市场卖出玉米，价格为0.86美元6月1日在期货市场买入11月到期的玉米期货，价格为0.875美元11月1日在现货市场买入玉米，价格为0.88美元11月1日在期货市场卖出11月到期的玉米期货，价格为0.895美元在现货市场每蒲式耳亏损0.02美元，一共亏损16000美元在期货市场每蒲式耳盈利0.02美元，一共盈利16000美元三、期货合同现货价格与期货价格同时下跌6月1日在现货市场卖出玉米，价格为0.86美元6月1日在期货市场买入11月到期的玉米期货，价格为0.875美元11月1日在现货市场买入玉米，价格为0.84美元11月1日在期货市场卖出11月到期的玉米期货，价格为0.855美元在现货市场每蒲式耳盈利0.02美元，一共盈利16000美元在期货市场每蒲式耳亏损0.02美元，一共亏损16000美元三、期货合同现货价格下跌、期货价格上涨6月1日在现货市场卖出玉米，价格为0.86美元6月1日在期货市场买入11月到期的玉米期货，价格为0.875美元11月1日在现货市场买入玉米，价格为0.84美元11月1日在期货市场卖出11月到期的玉米期货，价格为0.895美元在现货市场每蒲式耳盈利0.02美元，一共盈利16000美元在期货市场每蒲式耳盈利0.02美元，一共盈利16000美元三、期货合同现货价格上涨、期货价格下跌6月1日在现货市场卖出玉米，价格为0.86美元6月1日在期货市场买入11月到期的玉米期货，价格为0.875美元11月1日在现货市场买入玉米，价格为0.88美元11月1日在期货市场卖出11月到期的玉米期货，价格为0.855美元在现货市场每蒲式耳亏损0.02美元，一共亏损16000美元在期货市场每蒲式耳亏损0.02美元，一共亏损16000美元三、期货合同由此可见，在前三种情况中，该玉米外销商都可以规避风险，在第四种情况中，玉米外销商会招到更大的损失，但这种风险可以被有效减弱，办法是在6月和11月之间进行多笔套期交易，如果一旦发现现货价格上涨，期货价格下跌，就应该及时在现货市场买入，而在期货市场上卖出。四、市场的发电电量构成非竞争合同电量月远期合同电量年远期合同电量“计划”电量年“计划”电量日前竞价电量

现货电量实时竞价电量

（一）年发电计划1、概述进行年发电计划编制的前提条件是：（1）非竞价合同电量确定（2）年负荷预测进行完毕（3）年检修计划进行完毕（4）年供热计划确定五、发电计划的功能简介2、年竞价发电计划（远期合同由竞价确定）（1）目的：在远期市场竞价空间内，按报价从低到高确定各机组的一年期以上的远期合同电量。（2）目标：电网购电费用最小。（3）约束：1）检修、供热计划2）机组的发电能力3）交易期内电量需求（4）机组年度合同电量的构成：非竞争性合同电量+该年度远期合同电量3、年度合同电量的分配（1）目的：将各机组的年度合同电量恰当的分配到每个月（2）目标：1）定义某月所有机组合同电量之和与当月的负荷预测电量的比值称月合同电量率，那么各月的月合同电量率应该均衡，也就是保证每个月整个市场具有合理的竞价空间。

2）定义某机组某月的合同电量与该机组该月的发电能力的比值称合同负荷率，该机组各月的合同负荷率应合同均匀，也就是保证各机组具有合理的竞价能力（3）约束：1）检修、供热计划2）机组的发电能力3）各月电量需求（二）月发电计划1、进行月发电计划编制的前提条件是：（1）月负荷预测进行完毕（2）月检修计划进行完毕（3）月供热计划确定2、月滚动发电计划（1）目的：将各机组剩余的年度合同电量恰当的分配到本年度余下的每个月。（2）目标：1）保证本年度余下的每个月整个市场具有合理的竞价空间2）保证本年度余下的每个月各机组具有合理的竞价能力（3）约束：1）检修、供热计划2）机组的发电能力3）剩余各月电量需求3、月竞价发电计划（远期合同由竞价确定）（1）目的：在市场月竞价空间内，按报价从低到高确定各机组的月远期合同电量。（2）目标：电网购电费用最小。（3）约束：1）检修、供热计划2）机组的发电能力。3）本月电量需求。（4）机组月合同电量的构成：年合同电量（由月滚动合同发电计划分配到该月的年合同电量）+月远期合同电量。4、月合同电量的分配（1）目的：将各机组的月合同电量恰当的分配到每天。（2）目标：1）保证每天整个市场具有合理的竞价空间2）保证每天各机组具有合理的竞价能力（3）约束：1）检修、供热计划2）每天电量需求3）机组的发电能力（三）日发电计划1、进行日发电计划编制的前提条件是：（1）日负荷预测进行完毕（2）日检修计划进行完毕（3）日供热计划确定2、日滚动发电计划（1）目的：在进行日计划前，将各机组剩余的月度合同电量恰当的分配到本月度余下的每天。（2）目标：1）保证本月余下的每天市场具有合理竞价空间2）保证本月余下的每天各机组具有合理竞价能力（3）约束：1）检修、供热计划2）机组的发电能力3）每天电量需求3、日发电计划（1）目的：确定计划日电网中每台机组各时段的功率输出，在满足负荷需求和网络安全约束，平衡负荷的需求。（2）约束：1）机组安全2）系统安全3）系统电力平衡（四）实时发电计划（1）目的：确定交易时段电网中每台机组的功率输出，在满足负荷需求、网络安全等约束，保证远期电量、现货电量完成的同时，使购电费用最小。（2）约束：1）机组安全2）系统安全3）系统电力平衡六、年月发电计划的模型和算法利用结合专家知识的启发式搜索优化算法进行远期电量的分配，利用排队算法进行竞价电量的安排。年分月、月分日、月滚动和日滚动发电计划都可以通过一个数据表格来表示，即用单元格表示各机组在不同时间段的远期电量，因此对它们的制订和调整也就是对这样的一个表格的处理。从合同原则上看，这四类计划是一致的，其区别仅在与分析的时间段不同。下面以年分月计划为例说明。月份机组一月二月……十二月年合同电量总和机组1合同电量发电能力机组2……机组n该月合同电量总和月负荷预测例：设某时段电网的上网电力为200MW，该时段机组技术参数、远期合同、网损折算系数和报价为：机组编号合同电力最小出力最大出力网损系数功率报价功率报价功率报价140601001.02200.1100.12300.1722020501.04100.12100.14100.19330601001.01200.12200.18300.2竞价空间=上网电力-机组电力合同之和=200-90=110MW机组编号功率报价功率报价功率报价1200.102100.122300.1732100.125100.146100.1983200.121200.182300.202对机组报价按如下公式进行网损折算：机组折算后报价=机组报价*机组网损折算系数得到如下折算后报价表：按折算后的报价由低到高排定各机组功率段，直到满足上网电力：机组1，20MW，0.102元机组3，20MW，0.121元机组1，10MW，0.122元机组2，10MW，0.125元机组2，10MW，0.146元机组1，30MW，0.173元机组3，10MW，0.182元110MW由此，得到市场边际电价为0.182元，折算回各机组，折算公式如下：机组电价=市场边际电价/机组网损折算系数得到如下的各机组出力、价格表：机组编号竞价出力电价1600.1782200.1753300.180第四章差价合约+现货交易的

发电计划一、差价合约简介所谓差价合约是交易双方为了回避现货交易风险而签订的一类中长期合约。在合约中双方商定一个合约电价，当现货市场电价低于合约电价时，购电方应将少于合约电价支付的差价电费仍然支付给售电方。如果现货市场电价高于合约电价，则售电方应将多于合约电价收来的电费退还给购电方，这样就可以回避市场电价风险。通常差价合约涉及的电量只是双方的一部分，交易双方都希望保留一部分交易电量进入现货市场，以获取更多的市场机会。二、差价合约的测算及分解方法当进行差价合约分析的时候，首先由负荷曲线模块和年度合约电量模块分别生成修正后的代表日竞价机组的负荷曲线和竞价电厂的年度合约电量，然后在此基础上利用确定性合约电量分解算法进行合约电量的分解，生成每个竞价电厂合约月内每天48时段的合约曲线，其中已考虑了计划检修，接着对该曲线进行全厂组合最低技术出力的校验，如果通过校验，则可以发布该月度每0.5h合约电量，否则还要对年度合约电量重新进行调整后，再进行合约电量的分解。

1、负荷曲线分析拟合模块这是差价合约的测算及分解中至关重要的一步，首先根据若干年电网负荷曲线，由相似拟合法产生若干条初步的典型日负荷曲线和相应的匹配矩阵，然后根据气象预测、负荷波动等因素设定修正矩阵，再在负荷曲线上扣除非竞价机组的部分，最终形成真正竞价机组的发电负荷曲线。用公式表示如下：LC=A*LI*CT-LNLC为经过修正后的合约期间代表日的系统负荷曲线矩阵；A为根据预测合约日负荷的实际可能，综合电力市场历史的运作情况，对当前合约发布代表日的典型负荷曲线的各点进行修正的矩阵，该矩阵为nh×nh

维，其参数由人为进行调整。LI

为初始形成的代表日的典型负荷曲线，其中的数据主要取自历史数据，再由相似拟合法分析生成，该矩阵为nh×nl

维；CT为按照合约发布期间各交易日所表现出的类型，将代表日典型负荷进行匹配的矩阵，与形成的代表日典型负荷曲线对应生成，该矩阵为nl

×nd维；LN为非竞价机组曲线，由历史和经验数据产生，该矩阵为nh×nd

维；nh

为每天的竞价时段数，如以每0.5h为一个竞价时段，则

nh=48；nl

为典型负荷曲线数；nd

为制订合约交易日的天数。

2、年度合约电量模块根据年度需求预测和发、用电量平衡，得到统调用电量。在统调用电量中，扣除年度网间交换电量和非竞价机组的电量，得到竞价机组的发电量。按照“同网、同质、同价”，同类机组具有相当利用小时的原则，考虑竞价机组的平均设备容量、合约电量比例、机组的综合厂用电率和变压器损耗等，得到机组的年度合约电量，从而确定全厂的年度合约电量。由于计划检修受各种主观因素的影响，年度检修计划实际执行情况较差，有必要以月度为单位，根据月度需求预测和发、用电量平衡，以及月度检修计划的安排，在保证年度合约总量和已确定的合约电量比例的前提下，安排月度合约电量。若实际执行时偏离所确定的总的参与竞价机组的合约电量比例，则下月起将调整各发电公司的合约电量，这也就是合约电量的月滚动。3、合约电量分解合约电量分解的基本思想是根据年度合约电量模型，按照一定的比率在修正后的竞价机组的负荷曲线上进行合约电量的分摊，并考虑计划检修，最终生成每个竞价电厂合约月内每天48时段的合约曲线。算法表示如下：

为竞价公司j在t交易日的合约电量列向量为t交易日的典型负荷曲线为由检修引起的附加增量为竞价机组t的合约份额，即竞价机组年度合约电量占预测的总的竞价机组上网电量的比重为竞价发电公司j差价合约比率因子，即差价合约合约电量比例M，N分别为竞价公司数量和该公司的机组数。4、模块构成负荷曲线分析拟合曲线模块由若干条典型负荷曲线，拟合出代表日负荷曲线；考虑非竞价机组的负荷曲线；生成代表日机组的负荷曲线。年度合约电量模块发用电量平衡；竞价机组设备利用小时数；考虑厂用及变损；竞价机组合约电量；产生合约电量份额。合约电量分解模块竞价机组合约曲线；对每个电厂生成全厂竞价机组初步合约曲线；计划检修修正合约曲线。三、预调度计划和调度计划1、预调度计划预调度计划对应于日发电计划；预调度计划只用于对每一个交易时段各机组的出力进行预测，不作为结算依据；2、调度计划在每个调度时段开始前，将竞价机组的报价从低到高排序，根据排序确定发电顺序，以满足负荷需求，如果受到网络约束，则根据约束条件调整机组的发电顺序。每5分钟确定一个调度计划和价格，6个5分钟的价格平均值作为该半小时的市场清算价。

四、结算结算公式：

为发电公司j在该合约期间的总收入

为交易日t市场清算价列向量为发电公司j的差价合约电价为发电公司j在交易日t的上网电量列向量为发电公司j的网损折算系数。四、结算示意无合约市场的结算

R=Qg

·Pm

差价合约的内容：

发电企业收入=现货市场售电收入＋差价合约收入

R=Qg·Pm+Qc·[Pc－Pm]或

R=Qc·Pc+Pm·[Qg－Qc]

其中：R--发电企业收入Qg--现货市场交易电量Pm--现货市场清算电价Qc--合约电量Pc--合约电价QgQg·Pm差价合约结算现货市场单一购买者配电企业发电企业Qc·[Pc－Pm]例：设某时段电网的上网电力为200MW，该时段机组技术参数、远期合约、合约价格、网损折算系数和报价为：机组编号差价合约合约价格最小出力最大出力网损系数功率报价功率报价功率报价1400.3601000.98600.1200.12200.172200.3420500.96200.12100.14200.193300.4601000.99600.12100.18300.2机组编号功率报价功率报价功率报价1600.102200.122200.1732200.125100.146200.1983600.121100.182300.202对机组报价按如下公式进行网损折算：机组折算后报价=机组报价/机组网损折算系数得到如下折算后报价表：按折算后的报价由低到高排定各机组功率段，直到满足上网电力：机组1，60MW，0.102元机组3，60MW，0.121元机组1，20MW，0.122元机组2，20MW，0.125元机组2，10MW，0.146元机组1，20MW，0.173元机组3，10MW，0.182元200MW得到系统边际电价为0.182元，由此可以对在该时段各机组进行结算：机组1的收入=0.98*0.182*100+0.3*40-0.98*0.182*40=15.57网损系数*市场清算价*机组上网电力+合约电价*合约电力-网损系数*市场清算价*合约电力网损系数*市场清算价*（机组上网电力-合约电力）+合约电价*合约电力两者的比较：当机组的实际上网电力大于远期电力或合约电力时两者是一致的。1、假设机组1远期合同电力40MW，远期合同电价300元/MW，竞价电力60MW，总出力=100MW2、假设机组1合约电力40，合约电价300元/MW，竞价电力60MW，总出力=100MW当折算后现货价格为300元/MW时：方式1的结算：40*300+60*300=30000元方式2的结算：300*（100-40）+300*40=30000元两者的比较：当折算后现货价格为200元/MW时：方式1的结算：40*300+60*200=24000元方式2的结算：200*（100-40）+300*40=24000元当折算后现货价格为400元/MW时：方式1的结算：40*300+60*400=36000元方式2的结算：400*（100-40）+300*40=36000元两者的比较：当机组的实际出力小于远期电力或合约电力时两者是不一致的。1、假设机组1远期合同电力40MW，远期合同电价300元/MW，竞价电力0MW，总出力=40MW2、假设机组1合约电力40，合约电价300元/MW，竞价电力0MW，总出力=0MW当折算后现货价格为300元/MW时：方式1的结算：40*300+0*300=12000元方式2的结算：300*（0-40）+300*40=0元两者的比较：当折算后现货价格为200元/MW时：方式1的结算：40*300+0*200=12000元方式2的结算：200*（0-40）+300*40=4000元当折算后现货价格为400元/MW时：方式1的结算：40*300+0*200=12000元方式2的结算：400*（0-40）+300*40=-4000元第五章撮合型多边交易简介一、原理用户侧市场开放后，交易中心进行电量和价格的决策主要依据市场均衡理论。在均衡价格下，供给量与需求量相等，如图。其中：f代表价格；P代表电力。当供求报价曲线分别为单调上升和下降型曲线时，在求均衡点的各种方法中，交易电量最大化可以更直接简单的表述交易目标。同时，当供求报价曲线不为单调上升和下降型曲线时，它们的交点可能有多个，均衡点的定义并不明确，这时，用交易电量最大化为目标更为合理。一、原理二、交易流程报价模型发电厂报价曲线：发电厂单个报价曲线是由上升的阶梯线段组成（图1）。这是因为，在需求低估期单个发电厂为了不停机压低报价，但需求正常时要盈利所以抬高电价，当需求很大时，发电厂会进一步提高电价。用户购电曲线：购电曲线也可以是由下降的阶梯线段（图2）。这是因为，在电价低时，购电商会尽量的多买电，而电价高时尽量少卖电。

二、交易流程二、交易流程1、发电厂综合报价严格上升型，作两机组的综合报价曲线。机组1、2报价曲线如图3，综合报价如图4。二、交易流程二、交易流程用户综合报价

严格下降型，与发电厂综合报价讨论相同，这里不再叙述，只列出它的图像，如图5。

二、交易流程交易点所在的位置与综合报价的关系：可以看出在150～200之间都可作为交易点，这里统一取最大值，即取200。

二、交易流程当报价不为单调阶梯状时，情况会很复杂。第六章日前发电计划模型和算法一、日前市场下日发电计划的模型数学模型日发电计划是一个非线性、离散的函数优化问题。目标函数日发电计划的目标函数考虑以下二种情况:（1）以全网购电费用最小为目标，考虑启动费的目标函数（2）以全网购电费用最小为目标，不考虑启动费的目标函数约束条件：（1）机组的功率输出上下限约束：（2）升降出力速度约束：（3）机组的启停约束：（4）系统负荷的平衡：（5）系统热备用约束：（6）系统旋转备用的约束：（7）电源点最小运行方式约束：（8）计划运行、停运约束，该约束由检修、供热等情况引起：（9）系统AGC容量约束：（10）线路阻塞约束（11）节点电压约束对电厂的影响启停费用结算方式阻塞管理方式辅助服务算法的总体描述对于日发电计划的求解，一般都将它分解成两部分，一部分确定机组的启停，称为机组优化组合，另一部分在已知机组组合的基础上，确定各机组的功率输出，称为经济功率分配。算法总体框图如图2W机组优化组合算法经济功率分配算法V图2算法总体框图二、日前市场下日发电计划的算法图中W、V表示机组优化组合算法和经济功率分配算法之间的协调变量，W由机组优化组合算法算出，它表示了可运行、可停运机组的组合方式集，针对每一个组合方式，V由经济功率分配算法计算出的目标函数和罚函数总项组成，它表示了算法对该组合方式优良性的评价。

二、日前市场下日发电计划的算法机组优化组合算法整数规划法排队法遗传算法动态规划法网流法二、日前市场下日发电计划的算法优化搜索问题简介—单个体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—单个体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—单个体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—群体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—群体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—群体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—群体搜索三、遗传算法优化搜索问题简介—群体搜索三、遗传算法达尔文的进化论：自然选择，适者生存 三、遗传算法群体淘汰的群体种群子群竞争婚配变异三、遗传算法孟德尔与摩根的遗传学理论：基因是决定生物特征的最基本的物质单元，基因在染色体上以一定的顺序和结构排列，每个基因有特殊的位置并控制生物的某些特性。基因组合的特异性决定了生物体的多样性，基因结构的稳定性保证了生物物种的稳定性，而基因的杂交和变异使生物进化成为可能。三、遗传算法第七章网损折算传统经济调度模型目标函数约束条件传统经济调度模型引入拉格朗日乘子λ。拉格朗日函数为

达到极值的条件是使函数L对PGi和的λ的导数各为零，即

求解考虑网损的经济负荷分配协调方程式网损微增率修正系数深层含义可以看作是机组i的电价。而可以看作是折合到系统负荷中心的单位发电价格。协调方程式按折算后的价格相等进行负荷分配来实现运行成本的最小。电力市场条件下，电网购电的基本思想目标函数为：式中为机组i在出力为时的报价想达到目标，两个方面考虑：价格低；网损小。对网损的思考网损与网络接线，网络参数及潮流分布有关各机组上网点的不同，其引起的网损也会不同报价既低，造成的网损又小的机组应该优先上网网损如何考虑到模型中？机组出力的分解为机组报价；为机组网损折算后报价；为机组实际出力；为机组引起的网损。折算后电价显然，折算后的电价要偏高一些考虑网损的影响，按照折算后的电价进行发电计划αi称为折算系数，网损折算系数αi是一个比1略大的数越大，则αi越大，进而也越高严格地说，不同负荷水平下，αi是不同的求取αi需要计算出PLi

，如何求PLi？网损折算系数与传统的电力系统中机组的煤耗曲线不同，由于电力市场下，机组按不同的时间段和容量段分段报价，其价格曲线不再是连续可导函数，因此不能由传统电力系统中的输发电协调方程式直接推导出电价的折算形式。然而由于网损的客观存在，其对电厂和电网的经济行为的影响也是客观存在的。从市场的角度来看，由于网损对负荷没有“贡献”，电网希望不应再由自己一方单独承担。特别是，当存在着发电厂和用户间的双边合同时，电网扮演的是“运输者”的角色，此时，更不应由电网来承担网损费用。

网损分摊问题系统中的总网损如何分摊到各个发电机组中去，是网损分摊的要研究的内容目前，已经有许多分摊方法下面简单介绍一些比较典型的方法网损分摊方法平均网损分摊法

网损微增率法潮流跟踪法平均网损分摊法平均网损分摊法实际上是一种“邮票法”，是最早被电力联营市场所采用的模式。西班牙、英格兰和威尔士电力市场采用的就是这种分摊方法。该方法算法简单，不考虑输电网的结构、输电线路的距离和输送功率的收发点位置，在全网范围内按相同的网损系数进行分配。平均网损分摊法这种网损分摊法既直接又透明，可以通过事前计算、事后计算、实时计算或三者之间组合来完全回收输电损耗成本。仅需在总需求与总供给之间做一简单的比较，而且其差值对稳定,有利于维持电力交易的同一性和流畅性。这种分摊方法可以减少网损分摊量的意外波动,从而降低了独立发电厂投资的风险性。但是平均网损分摊法不能提供电网短期和长期经济运行的经济学信号,缺乏强有力的电力市场的经济激励机制,而且由于不能避免用户间的交叉补贴,还常常受到无法获益的用户的抱怨,所以这种分摊法正面临逐步淘汰的命运。网损微增率法高压输电网由于其错综复杂的结构，电力能通过许多不同的途径从发电机输送到负荷。当改变任何一个节点的发电机或负荷的大小时，都会导致潮流分布的变化。因此传统的观点认为，对于一个垄断型的系统来说，对一个特定的发电机到一个特定的负荷进行跟踪是不可能的。唯一的可能性是，通过灵敏度分析得到发电机或负荷与线路中潮流的关系。也就是说，确定节点发电/需求的变化对某条具体线路潮流的影响

网损微增率法是一个灵敏度系数，定义为节点发电出力单位变化，而其他节点发电出力都不变，但所有节点的负荷按其在系统总负荷中所占的比例进行变化时，系统总网损的变化量。其值反映的是当第i台发电机组增加单位出力时总网损增加多少。反映了机组对网损的影响，进而求取网损折算系数特点是随时间和负荷变化网损微增率法网损微增率法是一种灵敏度方法，即根据节点注入功率的单位变化引起全网网损变化量的大小来对各节点上负荷或发电机进行网损的分摊。显然，这种分摊方法能反映各节点造成全网网损的微增成本信息，从而能够提供很好的经济信号，通过市场的手段促使潮流向网损减少的方向流动，达到优化潮流、提高经济效益及指导用户投资决策的目的。目前国外电力市场的网损分摊方法大多是基于网损微增率法。

网损微增率法但是，计算出的微增率需要再进行一次调整，避免过度回收损耗成本和过度发电出力等问题(损耗成本回收基本上是实际损耗的2倍左右，加州电力市场运行经验表明是1.8倍)。PLPGi网损微增率法由于运行方式的不同，网损分配结果也不同。如果要求根据运行方式，实时计算网损分摊的话，就会造成分摊结果的易变性和不可预测性

潮流跟踪法网损分摊从本质上说，是寻找一种方法，该方法能计算出某一给定的运行方式下系统中各发电机或负荷各自引起的网损的大小，然后，按各自的网损大小在总网损中所占的比例进行网损分摊。

由于这里研究的是线路上功率的分解问题，对于非线性的电力网络，简单的线性叠加显然不适用。而对于灵敏度分析法来说，单独的每一种灵敏度系数实际上只能特定的表示线路潮流与发电机输出功率或负荷间的灵敏度关系，并不能实际给出某一发电机在给定运行方式下引起的网损究竟有多大，因此不能解决电力市场环境下用户对输电透明度的要求。

潮流跟踪法潮流跟踪法的基本出发点是，如果能将线路中的功率按一定的方法分解成与各个发电机或负荷分别对应的功率，则一旦将系统中所有线路都分解之后，就可求得各发电机或负荷在某一运行方式下所造成的网损，从而也就实现了网损的分摊。

假设1:电流分量沿支路不变。假设2:注入电流在同一节点各出线的分量与相应出线的总电流成比例。线路功率可以分解成各个电厂提供的分量的和线路上的网损也可以分解成各个电厂提供的分量的和，按比例分解。潮流跟踪法这一假设有时也称为比例共享原则，下面通过一个简单的例子说明。如图所示，设有4条线路与节点i相连，2条流进，2条流出。40706030图比例共享原则jkmli潮流跟踪法节点i的输入功率为Pi=60+40=100MW。在这中有40%的有功功率是由线路ｊ-ｉ提供的，有60%的有功功率是由线路ｋ-ｉ提供的。由于功率是不可以区分的，而且与节点i相连的各条线路上的输出功率是由线路两端的电压差和线路的阻抗决定的，因此，假设节点的任一支路输入功率在流出功率支路中的分配与其实际功率成正比，于是可以计算出线路ｉ-ｍ的输出功率中，有70×40/100=28ＭＷ是由线路ｊ-ｉ提供的，有70×60/100=42ＭＷ是由ｋ-ｉ提供的；而线路ｉ-ｌ的输出功率30ＭＷ中有30×40/100=12ＭＷ是由线路ｊ-ｉ提供的，有30×60/100=18ＭＷ是由线路ｋ-ｉ提供的。

潮流跟踪法按比例分配原则虽然不能直接给出理论证明，但在潮流程序运行后，已知节点的电压和功率的条件下，根据实际潮流，按照“谁使用谁支付”的原则分配输电网固定成本的方法，简单直观、公平合理，且分配值恒为正值，易于被用户接受。

潮流跟踪法如果按照电流的平方分摊网损，则：

潮流跟踪法这种分摊原则不合理,因为它可能使全局网损和电源分摊网损的增长趋势出现矛盾的情况。设想一个单位电流的电源g接入一条电流为x的输电线路。若线路电阻为1,则由于该电源的接入使整个网损增加δΔP

g1xR=1潮流跟踪法该电源g按电流平方分摊的原则，应承担的网损为：其极大值出现在x=1时,ΔP′g=2；当x>1时,逐渐下降；且当x→∞时，ΔP′g=1。因此,电源g引起的网损δΔP愈大,而其承担的网损反而愈小，显然不合理。潮流跟踪法而按电流分摊时，电源g应承担的网损为：这种情况下,ΔPg与δΔP同步增长,从而使输电线路用户更关心整体网损的降低。潮流跟踪法另一方面，如果按照电流的平方分摊网损，不利于以整个电厂报价的发电公司，假如电厂A电流为IA，电厂B电流为IB，这时候电厂A分摊的网损为IA2/（IA2+IB2），如果电厂A拆分成两个机组IA1=IA2=IA/2，则分摊的网损为2*（IA/2）2/（IA2+IB2），小了2倍。

潮流跟踪法如果ΔP=(IA2+IB2)R，则按电流平方分摊如果ΔP=(IA+IB)R，则按电流分摊但实际上ΔP=(IA+IB)2R=(IA2+2IAIB+IB2)R如此不同各个方法计算的网损分摊结果不会相同。不同发电机组间的网损分摊系数不会一致。在不同的负荷水平下，同一发电机组的网损