三峽電力市場優化調度分析論文

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摘要:介紹了用于三峽電力市場優化調度的數學模型、算法和部分應用結果。三峽—葛洲壩大型梯級水電站與三大區、八省(市)的電力系統相連,模型考慮了各種水力和電力約束(水頭變化、回水影響、航運約束等要求),采用了新的可加速收斂的夾逼可行方向法和可以從不可行初始解處開始計算的廣義out2of2kilter算法,并利用了大型線性規劃問題可分的特性,使該超大型的復雜非線性規劃問題變得容易求解。文中用此模型和算法研究了三峽電力市場面臨的多種決策問題,結果表明該軟件系統在確定分電比例和市場價格以及制定優化運行方式等方面有重要意義。

0引言

舉世矚目的三峽電站的第1臺機組將在2003年投入運行,2009年全部建成。包括三峽—葛洲壩梯級水電站在內的華中、華東、廣東等電網構成的三峽電力系統的聯合優化調度問題已提上議事日程。

三峽電力系統的分電方案及調度體制已明確:近期,為體現資源優化配置,采用“國家劃定市場,競爭決定電價”的方式,以有競爭力的電價向各地售電;遠期,按照電力市場規則運行,參與受電地區的市場競爭。對2003年～2010年大區間的分電比例也有原則規定。當前的主要問題是:

a.在已定的分電比例下,三峽電力系統如何運行調度是最優的?

b.若各省(市)報價,三峽電力市場管理部門應如何協調價格和分配出力?

c.在以上兩種情況下,典型日的運行方式應如何考慮、協調?協調不當會出現什么問題?

d.各大區電網受電后,調峰和棄水問題能否解決?

e.三峽至各大區輸電線上的送電負荷曲線應該是怎樣的?

這些問題的解決,均需要一個有力的全系統運行模擬計算工具。隨著各地區電網交易市場的成熟,三峽電力系統將逐步向市場化體制過渡,為了研究電力市場下的一些規則、體制和監管交易的公平、合理性,也需要一個全系統的交易市場模擬計算工具。為此,我們開發了一套“三峽跨區電力市場優化調度系統”,用于電力交易市場下的交易和運行決策。目前所說的電力市場下的交易決策,實際上是交易與運行決策的統一[1],是保證安全和經濟性的優化調度[2]。在短期調度中,它是指:系統在滿足各種供電需求、安全、質量等約束條件下(包括需求特性、備用、檢修、用水、機組啟停調峰等),制定發電、輸電和交易計劃,使全系統的社會效益最大,亦即同時完成交易決策和運行優化。

本文將介紹“三峽跨區電力市場優化調度系統”的模型和算法,并用它研究三峽電力系統運行中的調峰、分電方式和電價等有關決策問題。應用中可能有兩種情況。

a.在已知各省(或大區、大機組)報價曲線時,可進行(三級系統)交易市場的模擬。即在已知三峽電力系統可用水量(或來水及初、末來水位)的條件下,進行電力、電量交易分配的計算。

b.在尚不知各省(或大區)報價曲線時,可采用其邊際成本曲線作為報價曲線。因為在完全競爭的市場下,市場價格趨于系統的邊際成本,電廠的報價接近其自身的邊際成本。本系統的市場模擬包括了三峽、大區、省、電廠、機組5級系統,各省(市)的報價曲線可以采用競爭后的省(市)邊際成本曲線。這里只計入了可變成本(電量成本),需要時也可計入容量成本。

1數學模型和算法

為研究三峽電力系統的短期最優運行方式和交易決策,建立了以三峽—葛洲壩梯級水電站為中心,向華東、華中、廣東等大區送電的數學模型。

1.1約束條件

a.三峽有4個分廠,葛洲壩有2個分廠,各分廠有共同的上、下游水庫,分廠的流量和出力相互影響。

b.三峽—葛洲壩間有回水影響,且兩電站下游均有航運約束(出力變化率約束及最小流量約束等),是時間相關的約束。

c.三峽具有季調節特性,葛洲壩具有日調節特性,有相應的上下游水位、發電和棄水流量等上、下限約束。

d.三峽—葛洲壩梯級水電站通過直流輸電線向華東、廣東大區送電,通過交流輸電線向華中送電。三峽至大區間聯絡線上均有日交易電量和功率上、下限(安全、阻塞或出力過程)約束。

e.各大區將電能轉送給各省(市)。各省(市)可以是單一受電商,與三峽有合同日電量或出力曲線約束;也可以是轉送站,下設各類電廠或機組(如火電、水電、核電、抽水蓄能、燃機),考慮了火電的燃料成本、啟停和水電的不同調節特性。各省(市)有自己的負荷,并可從大區直屬廠購電。直屬廠可以是屬于大區電網公司的大水電廠、抽水蓄能電廠或核電廠等,它們可以參與或不參與競價。

1.2目標函數

電力市場下的目標函數是全系統的社會效益最大。在當前條件下,可變為以下兩種形式。

a.全系統總運行費(包括所有電廠、機組的運行成本和輸電成本等)最小。這時,可進行從三峽、大區、省、電廠到機組的5級系統的模擬優化計算。機組可采用成本微增率曲線或報價曲線。

b.三峽—葛洲壩梯級水電站售電收益最大。在電力市場下,若三峽和各省(市)售、購方分別報價使社會效益最大,則可能三峽電量不能全部被吸納。若認為三峽電能按長期規劃的要求售出是國家的利益最大,則在三峽日發電量和大區分電比例一定的情況下,上述目標變為三峽—葛洲壩梯級水電站售電收益最大。這時,可進行三峽—大區—省3級系統的市場模擬計算。省局采用的購電價格—功率曲線可以是數條日等值價格曲線或每小時報價—出力曲線。

1.3算法

可見,這是一個有復雜約束的超大型非線性優化問題,變量維數達4萬多個,沒有現成的算法可以采用。國內外互聯電力系統優化調度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都無法使用。為此,經多年努力,我們研究開發了新的算法和相應的實用軟件,包括:

a.可加速收斂的可行方向法——夾逼可行方向法;

b.利用問題的可分性,將大型線性規劃問題分解的新算法;

c.用于快速求解網絡流子問題的廣義out2of2kilter算法[5],可以從不可行的初始解處開始計算,對迭代計算十分有利;

d.用松弛和分解法處理整數問題的方法。

這一系列新的算法,使這一超大型非線性優化問題變得容易求解;同時,又能適應三峽電力市場模型復雜、多變的要求(如增加供電區,增加航運、交易量約束等)。為了說明該算法和模型在電力市場決策和分析中的作用,我們研究了以下方案(本文算例暫用燃料成本,今后可按上網電價計算)。

2基本方案

該方案的目的是研究在三峽電力系統可用水量(或初、末蓄水量及來水量)和送大區的分電比例一定的情況下,若不計三峽—葛洲壩梯級水電站發、輸電成本,按各省和大區的已有資源、負荷需求及安全(阻塞)條件,三峽—葛洲壩電能應如何分配才能使全系統運行費最小。這是一種使三峽—葛洲壩電能盡量被吸納的最優能源利用方案。該方案僅在三峽—葛洲壩送各大區聯絡線上,按規定的分電比例,設日電量約束和功率上限約束(未加至各省(市)聯絡線上的電量約束)。以2005年夏季(8月)豐水期、平水年為例,說明三峽—葛洲壩應采取的送電方式(其他年份汛期情況與此相似,非汛期情況另文介紹)。屆時,三峽已裝機12臺700MW,為圍堰發電期,上游水位135m。三峽日平均入庫流量35336m3ös,大于滿發過水能力,故有正常棄水。各省(市)的負荷水平如表1所示。

計算結果如下:

a.三峽—葛洲壩發電情況

規定2005年三峽送電比例為:送華東、廣東各1ö2,不送華中。三峽至華東的二回直流輸電線功率上限共4200MW,至廣東一回直流為3000MW。計算結果:三峽電站和葛洲壩電站全日滿發,三峽最大出力6217MW,葛洲壩最大出力2470MW。三峽送華東基荷217MW,77.20GW·h;送廣東基荷3000MW,72.0GW·h;不送華中。假設葛洲壩可送華東1ö3,結果葛洲壩峰荷多送華東,低谷多送華中,形成對華中反調峰900MW的現象,如表2所示。

由于華東負荷緊張、電源不足,燃(油、氣)機擔峰荷成本高(假設燃機燃料費相當于煤價的2倍及以上),故華東峰荷邊際成本遠高于華中,吸收能力強,輸電能力又允許,故在三峽送華東基荷的同時,葛洲壩為華東調峰(900MW),為華中反調峰(-900MW,7h),相當華中為華東調峰900MW。

b.華東受電情況

華東各省(市)受三峽梯級的電量比例如表3“基本方案”欄所示。

由表3可以看出,向浙江送電最多,這是因為預測浙江年最大負荷增長最快(10%),增建電源相對較少,有少量水電調峰,峰、谷均需三峽送電。上海峰荷短缺較多。故計算結果是:三峽高峰大多送上海、江蘇、浙江;低谷送浙江較多;不送安徽(分電比例僅為0.2%)。

各省(市)的最大(時段)邊際成本如表3“基本方案”欄所示,說明優化調度結果是各省(市)最大邊際成本接近(0.3元ö(kW·h)～0.4元ö(kW·h),相當于燃機成本)。安徽的最大邊際成本僅為0.155元ö(kW·h),故基本不需受電(直屬廠無負荷,表中未示出)。

c.華中受電情況

華中水電豐富,有多座大中型水電站,其調峰能力很強。8月份江南水系的主汛期剛過,加之河南火電煤價較低,調峰能力較強,因而,華中低谷可吸收葛洲壩較多的電力,由自己的水、火電調峰。這樣,就形成了華中可以為華東調峰的局面。

這種情況不但會在汛期出現,在圍堰發電期的非汛期,三峽裝機不足,全日滿發時同樣會發生(水庫水位保持135m不變)。不同的是,非汛期允許三峽向華中送電44%(送華東40%、廣東16%)。這樣,三峽可為華東、廣東提供需要的調峰容量(峰多谷少),低谷大多送華中,即三峽對華中反調峰;葛洲壩可按基荷送華中、華東。

以上是未計入三峽—葛洲壩梯級水電站發輸電成本的理想的最優能源分配情況,實現過程中需采用電價的杠桿和經濟補償政策。若考慮三峽發輸電成本和長期能源最優配置的需要(引入容量電價)等,也不困難。

3減少允許啟停機組方案

在基本方案的基礎上,受端減少允許啟停機組臺數,改變運行方式,結果是:

a.優化后,由于設定的允許啟停機組(200MW及以下)臺數減少,小機組可能全日停運或全日運行,總啟停費減少,故全系統總運行成本比基本方案減少了1.15%。

b.三峽送華中、華東的日電量、峰谷差(有反調峰)的情況不變,但由于受端啟停機組數減少,調峰能力不足,葛洲壩或其他水電站可能低谷棄水,即所謂“棄水調峰”。棄水電量約1.11GW·h。

4加送省(市)日電量約束方案

在上述基本方案的基礎上,增加三峽向各省(市)送電線上的日交易電量約束。例如,華東各省(市)的分電量比例(如表3“加省(市)約束方案”欄所示)為:上海40%,浙江23%,江蘇28%,安徽9%,不送華中。結果是:

a.華東運行成本比基本方案增加1.9%。這是由于缺電的浙江受電量比基本方案減少,江蘇、上海、安徽受電量增加,總體上不如不加此約束時經濟。

b.各省(市)最大邊際成本間的差距加大。這是由于受電減少的浙江燃(油、氣)機多發,邊際成本提高;江蘇受電增加,邊際成本降低。因此,省(市)間分電比例宜根據當時的負荷需求和電源情況做一些調整,或由市場調節。

這里的邊際成本是對應于負荷平衡方程的影子價格(根據優化理論,對應于每個約束條件均有一個邊際成本,又稱影子價格(或對偶變量),它們都有相應的經濟意義),為單位負荷變化引起的最優總成本的變化量。它的大小反映了與目標函數有關的各省(市)的負荷需求、電源結構容量和燃料成本等情況。因此,在電力市場中,研究各地區的邊際成本或邊際電價,對決定三峽電價十分重要(若目標中含有固定成本,也有類似的意義)。

5計入三峽電價的方案

由大系統理論,第2節基本方案中各省(市)子系統的最優解即為市場競爭中當時條件下各省(市)可獲得的收益最大解(即平衡解),其邊際成本即對應全系統可接受的報價。設三峽每日一個價(豐水期,按燃料成本計算):送華東0.18元ö(kW·h),送華中0.09元ö(kW·h),其他條件同基本方案。結果如表4所示。

由于送華東的電價低于其基礎方案的高峰邊際成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷邊際成本(0.098元ö(kW·h)),故華東高峰最大受電功率與表2相同,低谷受電減少。華中則由于三峽定價比基本方案中湖北、湖南、江西的最小時段邊際成本還低,故吸收三峽—葛洲壩的電能不變。于是,三峽、葛洲壩因送華東的低谷電能賣不出去而棄水,結果總輸出電量有所減少。若調整三峽電價為分時段電價,與各省邊際成本(或電價)相適應,則可避免這種非正常棄水發生。

6結論

本文提出了三峽電力市場的優化調度模型和算法,并利用所開發的系統對2003年～2007年的市場情況進行了大量分析計算,得到一些有益的結論:

a.只考慮大區間的分電量比例約束,送各省(市)的交易電量不加限制,可得到理想的經濟分配情況。這時,同一大區內各省(市)的邊際成本相近(不受電省(市)的邊際成本小于此值)。

b.若對送各省(市)交易電量加分電比例約束,全系統總運行成本增加,各省(市)之間邊際成本差距加大。因此,在長期規劃的框架下,近期省(市)間分電比例按負荷及電源情況做一些調整,或由市場調節為好。

c.若新建機組按計劃投運,三峽定價合適,各省(市)基本可以吸納三峽電力,僅5月～6月間江南水系與長江干流水系豐水有重疊時,可能有少量低谷(為調峰)棄水。建議在華中增建抽水蓄能電站,豐水時吸收水電低谷電力,高峰向廣東或華東送電,從而大大提高全系統的調峰能力(抽水蓄能機組的調峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除棄水調峰現象;另一方面,一定比例的抽水蓄能電站作為事故備用,對提高系統運行的安全、可靠性十分必要。超級秘書網

d.各省(市)的運行方式,如備用、啟停、調峰能力等會影響對三峽的受電能力,嚴重時引起棄水。

e.三峽電價會影響能源的合理利用,應對不同地區、季節、時段采用不同電價,并盡量與各省(市)邊際電價相適應。尤其在汛期,為實現對華中的反調峰,價格的商定和經濟政策的配套十分重要。同時,也證明了所提出的三峽電力市場優化調度模型和算法是有效的,為巨型多級電力系統的優化計算方法找到了一個可行的途徑。所開發的三峽電力市場優化調度軟件在進行特大型跨區電力系統優化調度和交易計劃計算方面有很大潛力,可用于市場定價、交易決策、分電方案、調峰方式、棄水調峰等問題的研究,簡化后也可用于日前交易計劃。

參考文獻

1趙希正(ZhaoXizheng).確保電網安全,加強統一調度,不斷開拓創新