电力系统分析经济调度总结

第八 电力系统的经济调 约生产费用（主要是费用。为此首先要了解发电设备的能源特性，或称耗量特性，其PGQG及电压等其它运行2G料可折算为每小时消耗的含热量为7000千卡/千克的标准煤吨数或用相应的费用表示，单位为T/h（吨/小时）或Y/h(元/小时)。Wm3/s（立方米/秒。一般电站量为：TWjT0wj T 或μ=W/P。而当耗量特性坐标单位相同时，它的倒数就是发电设备的效率η。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。8-1m点。显然，该点比耗量的如图8-2所示。mm图8- 比耗量μ、效率η、和耗量微增率λ的变 为最优。其中，x为状态变量，u为控制变量，dmin m

式中，PGimin、PGimaxi有功出力下限和上限，QGimin、QGimax为其无功出力下限和 n为系统节点总数，Ukmin、Ukmax为节点k的电压幅值下限和上限；T0wjdtW m

m

将其转化为无约束条件的极值问题。引入日乘子λ，则新的目标函数为

L

LL

L

LL

FmdFm

iPGImax（PGIminPGI固定为相应的限值，总负荷中减去越限电厂承担的负荷，然后对②计算日乘子 性，然后便可以由其查得当系统负荷为PD的微增率λ，从而确定各电厂承担的负荷。【例8-1】某电力系统由三个火电厂组成，其耗量特性分别为 T/h， 80≤PG1≤150MW；F2=0.0004PG22+0.32PG2+4.5T/h，100≤PG2≤300MW；F3=0.00045PG32+0.3PG3+3.5T/h，100≤PG3≤300MW；不计网损。1)求当总负荷为700MW时各个发电厂间有功负荷的最优分配。2)若三个电厂所用价格分别为100、110和90元/吨，按电能成本分配负荷。λ=[2PD+Σ(bi/ai)]由式（8-17）PG1=(0.5357－0.3)/(2×0.0007)=168.39MW0.32)/(2×0.0004)=269.68MW0.3)/(2×0.00045)=261.93从 λ1=dF1/dPG1=0.0014PG1+0.3，0.412≤λ1≤0.51；λ2=dF2/dPG2=0.0008PG2+0.32，0.40≤λ2≤0.56；λ3=dF3/dPG3=0.0009PG3+0.3，0.39≤λ3≤0.57；λ=0.39PDΣ=280MWλ=0.42时，前两个发电厂仍按下限发电，但PG3=(0.42－0.3)/((2×0.00045)=111.11MW

100 100200300 100200 6007008-38-1图解法分配负荷C1=100×F1=0.07P2+30PG1+400元/h， C2=110×F2=0.044P2+35.2PG2+495T/h，100≤PG2≤300MW；C3=90×F3=0.0405P2+27PG3+315T/h，100≤PG3PG1=150MWPG2=215.09MWPG3=334.91MW用水量条件下，使系统中火电站的费用为最小。 MinFTFit i=1,2,……, i1等约束，一是在任一时间t功率应平衡 T0wjtdtWjT Ts可将时间段T分为若干个小时间段，即T k kk

ks

0k1,2,L,

wjttkWjT0j1,2,L,

kk

FTFitki1k

Fitktk k PGitk PGHjtkPDtk WjtktkWjTi1k k k式中，λk为时间tk火电厂的日乘子。由于各时刻负荷不同，故λk也不相同。λHj为水电厂j的日乘子，在0→T时间内可用同一数值，但不同水电站则不相同。kk

即

0，L/Hj

ktkk

tt

PGitkPGHjtkPDtk

WjtktkWjTk 为i火电厂

kkk

式中，λk为tk时刻火电厂的日乘子。λHj称为水煤换算系数，其物理意义为1m3的水个系数λHj后就折算成了系统全为火电厂时的等微增率准则。jj负荷，得出水电站的日负荷曲线。再按负荷曲线求出其日用水量Wj(0),将W0)与给定的日用WjT作比较。若比给定的小，则应减小λHj值，反之则要增大λHj值。经若干次试探jj后，就可以求出正确的

k次试探值

HHWj(k)WjT（ε为给定的小正数（即各水电厂、火电厂负荷经济分配结果【8-2F=0.0003PT2+0.4PT+3≤PT≤600MWW=0.0015PH2+0.8PH+2m3/h，100≤PT≤450MW。水电厂给定的试确定火电厂和水电厂间有功负荷的最优分配。取ε=10-5×107m3。

kk

0.0007PT+0.4=λHPT=(0.8λH-PH=(0.4-0.8λH2）确定水煤换算系数的初值TT173.6111=0.0015PHav2+0.8PHav求 PHav=164.0529dF/dPTav=0.0007PTavdW/dPHav=0.003PHav ⑦从而λ(0dF/dP)/(d 3)将λ(0)P 0~8 8~18时PD=700MW，PT2(0)=483.5966MW，PH2(0)=216.4034时+(0.0015×216.40342+0.8×216.4034+2)+(0.0015×153.58942+0.8×153.5894+2) ×1075)ε0WT(0)W>0，故应增大λHλ(1)=0.52PH1(1)=101.3274MW，PH2(1)=209.7345 MW，PH2(2)=151.1151MW，相应总耗水量 ×107m3。增大λH，当取λH=0.51415 <PH1=104.2075MW，PH2=213.4630MW，PH3=151.0312PT1=245.7925MW，PT2486.5370MW，PT3=348.9688MW因此在计算经济功率分配时，必须考虑这部分损耗PL，亦即应采用计及线损后的电厂经济功率分配。为了讨论方便起见，可将水电厂以λHj来折算成火电厂，不再分开考虑。m目标函

m

L

(1PL)得

(1PL

)Fi )

Gi Gi微增率Fi(或dFi)用1/(1PL)作修正，得出新 费用微增率λ。PL称为网 Loss(1-

（四）1B TPL[Re(U

Ik)]Re(U

Ik)Re( 网损PL又是网络复功率损耗SL的实部SL

T LS L DIDIDj为总负荷电流，D

ID

LI

]T[l1

L

]]

GIDIGIGi 则负荷节点的注入电流矢量I&D可用发电厂节点的注入电流矢量I&GG&GG

C&

式中CllLl]T[11L1]为I&和I&D×G1 G节点注入电流矢量III

&G

S

TCZC1 T G i i=1,2,…, SiPi设φi为功率因数角，Qi可表示为Qi=Pitgφi，则 i=1,2,…,GI&1jtgi i&C2i i S TT PCCZC1C2PP(BjB BjB

ZC1

P Q BRe(CTCTZ12 BB系数不是常数，而是与系B系数。实际应用时，若网络结构变化不大，通常可以近似采用一套B系数。例如对应一天负荷曲线BB系数适用于一定范围，可以简化网损微增率的计算，在实际应用中得到广泛应用。它的缺点是需的B系数非常多，此外运行状况偏离B系数的计算条件时会产生一定的误差。直流潮流B系数法ij中的有功功率损耗为PI2R

2R i ij R2X (U2U22UUcos 设

(ij)2gij2 2jg

2 ij ij 2PLi2

jgij PBB1P

PLPTXT 式中，PT[P ]，X=B-1,B为仅有支路电抗形成的节点电纳矩阵，并以节点平衡 ITLPL/P2XT 利用直流潮流B系数法进行有功负荷最优分配的步骤如下：[P(b/2a)]/(1ITLi [(1ITL)b]/(2a

图8- 例8-3系 ij54534342413221iU10020034500 C3=60P2+200P+140元/小时C4=75P2+150PG4+120元/小时C5=70P2+180PG5+80 iU11.0303∠-0021.0413∠-0031.0439∠-41.0564∠-5002）B系数法计算各发电厂的ITL。G

2.500YB4×4阶。B得

8.33335.55565.5556 XB1

0.45PGT=[000.3

64

于 PG5=0.4910

CCi=720.9517元/在满足系统总负荷、运行安全和供电质量的前提下系统总耗量最小。其目标函数为 t1

i式中，T为研究周期内划分的时段数；N为系统中可用发电机组总数；uiti在时t-1时已连续停机的时间；Fi(Pit)iFi(Pit)=aP2+biPit+ci，ibi和ci为给定常数；Fsi(it1

为机组i在时段t投运时的启动耗量，取iFsi(it1KiB(1ei0，Ki、Bi和τi0KiN

Pdt t NSit

t

Piuit(PitSit)uitPi i1,2,L,N;t i1,2,L,N;t i1,2,LN;t i1,2,L,N;t SituitSimax i1,2,L,N;t 查前k台机组的最大出力之和及最小出力之和表格，选择出满足该时段系统负kλk，将其与第(k+1)台机组的最小台机组投入运行，重新计算，直到对某个n，满足λn≤μmin(n+1)，则取前n台机组投运。时段t=t+1，如果t>T，则结束，输出各时段机组启停结果；否则，转（4。1~2.5%，其相对值虽不大，但绝对值却相当 minΔPL=f（P1，P2，……，Pn，Q1，Q2，……Qn）=f（Pi，Qi） 其中i=1，2，……，n；n为节点数。 QGjQDiQL QGj LPL(QGjQDiQL LPL(1QL)

LPL(1QL)

以 QGjQDi PL/(1QL)

PV节点处的电压与QDi值并计算潮流。 补偿设备自身的能耗费。从而由于装设补偿设备Qci所取得的年经济效益为

Ceik

c c即Cei/Qci 用Cei(Qci)时应取年平均负荷。第三节减少网损的其他技术措施一、&S S2S&S3图8- 环形网 aiS&S&Zi/Zai

PL3I2R(RS2/U2{R(P2Q2)R[(PP)2(QQ)2 R[(PPP)2(QQQ)2 PL2[RPR(PP)R(PPP)]/V2 12

iiS&S&R/ii

大于经济分布时。但对于均匀网络，即各支路阻抗角相等的网络，二者相等。因 aiii aiiiaa

&

U

jE)/(RjX

X)j(EcxX

Ecy

2X2电力网络中RX，因此有 S&U(EjE) Ecx产生。这正是由电力系统中有功无功间的近似解耦特性决定的：横向附如网络中变压器铁耗所占的大于网损的50%，则需适当降低电压的运行水平。负荷率 kP/100(P/1000)S2/(kS2 T(k (k1)P/100(P/1000)S2/[(k1)S2T(k Scr 际操作时，还应考虑不应使变压器频繁投切而影响其使用。允流平均最高温度异于25℃时，安全电流应乘以温度修正系数，其也可在手册中查到。高电压线路，导线截面不应小于35mm2。使其上的电压损耗不超过额定电压的5%，以保证用户的电压质量。8-2列出了我国现行的经济电流密度值。 30005000铝铜经济电流密度σe就可以得到导线的截面为对110~220kV线，主要依据是经济电流密度，并应校验允流量及电晕；对330kV及以上电压等级线路，主要依据是电晕。 电能不易，电能的生产、输送、分配以及转换成其它形态能量的过程是同时进行工产，在系统内完成发电、输电、系统控制（调度/平衡/组织运营输控由输具的，而在发电和供电环节则可以打破引入竞争，通过市场竞争达到资源的最优配置。当前，电力工业在全世界范围内正发生着深刻的变化。从20世纪80年始，以英的管理模式，通过电力企业和民营化以及电力工业的重组，实现厂网分开，发后，澳大利亚、新西兰、阿根廷、以及其他欧洲国家都相继开始了电力工业的体制改电力工业的目标在于提高电力生产效率，使电价形成机制合理化，提供高质量、市场化是电力工业体制的深刻，对电力系统运行和规划带来巨大的。在。电力市场是采用法律、、经济等，本着公平竞争、自愿互利的原则，对电力卖电力、提供信息、融通的功能。的执行系统，包括系统、计量系统、计算机系统、通信系统等。电力市场的基本特征是：开放性、竞争性、计划性和协调性。与传统的的电力系 电力市场采用经济管理和协调各成员行为，电价是体现管理思想的重要工具。确Pricing市场供给除受电价P、发电成本C(含费、水费、材料费、人工工资、基本折旧、修理费、等)影响外，还受输电服务费W、投资利润π、国家T等影响，用Qs表示Qs= Qd= 8－68－6EQePe。设负荷成本，则可用表示为 MCMRdTRdPQ d d 改变量。这是因为电力企业是密集型的行业，当系统需要根据总成本最小和限制停电损 式中，PK(t)Kt的实时电价，γF为发电微增损耗成本，γM为发电微增发电收支协调，ηRK为网络收支协调。网络微增损耗成本ηt)是由输、配电过程中的网络损耗和网络引起的。由电价可能是不同的。发电供电质量γt)和网络供电质量ηt)是由发电或输电短缺引起的。当系统发电量或网络输电量不能满足用户需求时，γQt和Qt)γt和网络收支协调此时段的运行费、维修费及合理的投资回报与税赋之和。由于电力已成为工农业和人民生活不可替代的二次能源，电价与国计民生关，PtPdP (QQ d P (QQ d 本曲线MC、需求曲线的关系如图8-7所示。8-7实时电价应按Pt直线右下方MC曲线定价，过Pt控制曲线。Pt控制线的斜率dP/dQdP/dQ的大小可根据国家不同时期的（一）电力市场的阶段性目场化的目标需要分阶段逐步实现。电力市场的阶段性目标可用表8-1表示。 （single（Whole（Retail（二）电力市场的基本模当前世界各国的市场模式大致分为两个基本类型：联营（Pool）模式和双边模式（BilalTradesModel。1电力联营体（Pool）模式也称为总量市场化模型。在这种模式下，一切电力必须在联营体内进行。Pool模式最大的特点是将电网看作电能的中心，所有发以及所有系统操作员（ISO）控制全系统发电机组的调度运行，系统运行的可靠性和安全性。联2、双边模双边模式（BilalTradesModel）下，发与用户之间不通过电力中心进行电能，而是直接签订合同进行彼此电量及价格的。ISO收到合同所规定的电量信息后，确保全网存在足够的输电容量使该合同得以实施。如果发现合同中的电能不能满足约束条件，则ISO将信息反馈给合同双方，要求修改合同内容。如果满足网络安全约束条件，ISO负责进行调度运行。该模式的优点在于能够按照双方的意愿，满易双方对于价格、电量以及稳定性的要求。双边模式一般不单独存在，而是与Pool模式共存，组成存在双边合同的联营体模 l是各国电力市场运营模式的趋势。在双边合同的联营体模式下，用户与发可是通过电力中心进行电能，或直接签订双边合同进行。实际市场的运行调度分两全网的运行调度计划；而后考虑双边合同的影响，由ISO判断全网安全可靠性是否得到满足，若不满足，ISO则要求电力中心或合同双方对进行修改。ISO向所有市场提供与电力中心的机组或用户则按照结算价格进行结算。易市场、辅助服务市场、实时（平衡）市场几种。2）与市场：是合约的，是一种权力的。一方面，中心将通过日前电能市场和辅助服务市场制定大致可行的最优计划，网公司可以有计划地组织电力生产和，确保系统安全、可靠、经济地运行，为电力用户下面简要介绍日前市场的模型和算法。其他市场的模型和算法请参阅有关各发电机组实际报价结算的购电费用FB最低。NFM C0M

时段电量可用功率替代，下同)；i为机组序号，i=1，2，…，N；N为机组总数；C0M为电网边际成本；C