第八 電力系統的經濟調 約生產費用（主要是費用。為此首先要了解發電設備的能源特性，或稱耗量特性，其PGQG及電壓等其它運行2G料可折算為每小時消耗的含熱量為7000千卡/千克的標準煤噸數或用相應的費用表示，單位為T/h（噸/小時）或Y/h(元/小時)。Wm3/s（立方米/秒。一般電站量為：TWjT0wj T 或μ=W/P。而當耗量特性坐標單位相同時，它的倒數就是發電設備的效率η。內輸入能量微增量與輸出功率微增量的比值，即λ=ΔF/ΔP=dF/dP或λ＝ΔW/ΔP=dW/dP。8-1m點。顯然，該點比耗量的如圖8-2所示。mm圖8- 比耗量μ、效率η、和耗量微增率λ的變 為最優。其中，x為狀態變量，u為控制變量，dmin m

式中，PGimin、PGimaxi有功出力下限和上限，QGimin、QGimax為其無功出力下限和 n為系統節點總數，Ukmin、Ukmax為節點k的電壓幅值下限和上限；T0wjdtW m

m

將其轉化為無約束條件的極值問題。引入日乘子λ，則新的目標函數為

L

LL

L

LL

FmdFm

iPGImax（PGIminPGI固定為相應的限值，總負荷中減去越限電廠承擔的負荷，然后對②計算日乘子 性，然后便可以由其查得當系統負荷為PD的微增率λ，從而確定各電廠承擔的負荷?！纠?-1】某電力系統由三個火電廠組成，其耗量特性分別為 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；不計網損。1)求當總負荷為700MW時各個發電廠間有功負荷的最優分配。2)若三個電廠所用價格分別為100、110和90元/噸，按電能成本分配負荷。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從 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時，前兩個發電廠仍按下限發電，但PG3=(0.42－0.3)/((2×0.00045)=111.11MW

100 100200300 100200 6007008-38-1圖解法分配負荷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用水量條件下，使系統中火電站的費用為最小。 MinFTFit i=1,2,……, i1等約束，一是在任一時間t功率應平衡 T0wjtdtWjT Ts可將時間段T分為若干個小時間段，即T k kk

ks

0k1,2,L,

wjttkWjT0j1,2,L,

kk

FTFitki1k

Fitktk k PGitk PGHjtkPDtk WjtktkWjTi1k k k式中，λk為時間tk火電廠的日乘子。由于各時刻負荷不同，故λk也不相同。λHj為水電廠j的日乘子，在0→T時間內可用同一數值，但不同水電站則不相同。kk

即

0，L/Hj

ktkk

tt

PGitkPGHjtkPDtk

WjtktkWjTk 為i火電廠

kkk

式中，λk為tk時刻火電廠的日乘子。λHj稱為水煤換算系數，其物理意義為1m3的水個系數λHj后就折算成了系統全為火電廠時的等微增率準則。jj負荷，得出水電站的日負荷曲線。再按負荷曲線求出其日用水量Wj(0),將W0)與給定的日用WjT作比較。若比給定的小，則應減小λHj值，反之則要增大λHj值。經若干次試探jj后，就可以求出正確的

k次試探值

HHWj(k)WjT（ε為給定的小正數（即各水電廠、火電廠負荷經濟分配結果【8-2F=0.0003PT2+0.4PT+3≤PT≤600MWW=0.0015PH2+0.8PH+2m3/h，100≤PT≤450MW。水電廠給定的試確定火電廠和水電廠間有功負荷的最優分配。取ε=10-5×107m3。

kk

0.0007PT+0.4=λHPT=(0.8λH-PH=(0.4-0.8λH2）確定水煤換算系數的初值TT173.6111=0.0015PHav2+0.8PHav求 PHav=164.0529dF/dPTav=0.0007PTavdW/dPHav=0.003PHav ⑦從而λ(0dF/dP)/(d 3)將λ(0)P 0~8 8~18時PD=700MW，PT2(0)=483.5966MW，PH2(0)=216.4034時+(0.0015×216.40342+0.8×216.4034+2)+(0.0015×153.58942+0.8×153.5894+2) ×1075)ε0WT(0)W>0，故應增大λHλ(1)=0.52PH1(1)=101.3274MW，PH2(1)=209.7345 MW，PH2(2)=151.1151MW，相應總耗水量 ×107m3。增大λH，當取λH=0.51415 <PH1=104.2075MW，PH2=213.4630MW，PH3=151.0312PT1=245.7925MW，PT2486.5370MW，PT3=348.9688MW因此在計算經濟功率分配時，必須考慮這部分損耗PL，亦即應采用計及線損后的電廠經濟功率分配。為了討論方便起見，可將水電廠以λHj來折算成火電廠，不再分開考慮。m目標函

m

L

(1PL)得

(1PL

)Fi )

Gi Gi微增率Fi(或dFi)用1/(1PL)作修正，得出新 費用微增率λ。PL稱為網 Loss(1-

（四）1B TPL[Re(U

Ik)]Re(U

Ik)Re( 網損PL又是網絡復功率損耗SL的實部SL

T LS L DIDIDj為總負荷電流，D

ID

LI

]T[l1

L

]]

GIDIGIGi 則負荷節點的注入電流矢量I&D可用發電廠節點的注入電流矢量I&GG&GG

C&

式中CllLl]T[11L1]為I&和I&D×G1 G節點注入電流矢量III

&G

S

TCZC1 T G i i=1,2,…, SiPi設φi為功率因數角，Qi可表示為Qi=Pitgφi，則 i=1,2,…,GI&1jtgi i&C2i i S TT PCCZC1C2PP(BjB BjB

ZC1

P Q BRe(CTCTZ12 BB系數不是常數，而是與系B系數。實際應用時，若網絡結構變化不大，通?？梢越撇捎靡惶譈系數。例如對應一天負荷曲線BB系數適用于一定范圍，可以簡化網損微增率的計算，在實際應用中得到廣泛應用。它的缺點是需的B系數非常多，此外運行狀況偏離B系數的計算條件時會產生一定的誤差。直流潮流B系數法ij中的有功功率損耗為PI2R

2R i ij R2X (U2U22UUcos 設

(ij)2gij2 2jg

2 ij ij 2PLi2

jgij PBB1P

PLPTXT 式中，PT[P ]，X=B-1,B為僅有支路電抗形成的節點電納矩陣，并以節點平衡 ITLPL/P2XT 利用直流潮流B系數法進行有功負荷最優分配的步驟如下：[P(b/2a)]/(1ITLi [(1ITL)b]/(2a

圖8- 例8-3系 ij54534342413221iU10020034500 C3=60P2+200P+140元/小時C4=75P2+150PG4+120元/小時C5=70P2+180PG5+80 iU11.0303∠-0021.0413∠-0031.0439∠-41.0564∠-5002）B系數法計算各發電廠的ITL。G

2.500YB4×4階。B得

8.33335.55565.5556 XB1

0.45PGT=[000.3

64

于 PG5=0.4910

CCi=720.9517元/在滿足系統總負荷、運行安全和供電質量的前提下系統總耗量最小。其目標函數為 t1

i式中，T為研究周期內劃分的時段數；N為系統中可用發電機組總數；uiti在時t-1時已連續停機的時間；Fi(Pit)iFi(Pit)=aP2+biPit+ci，ibi和ci為給定常數；Fsi(it1

為機組i在時段t投運時的啟動耗量，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臺機組的最大出力之和及最小出力之和表格，選擇出滿足該時段系統負kλk，將其與第(k+1)臺機組的最小臺機組投入運行，重新計算，直到對某個n，滿足λn≤μmin(n+1)，則取前n臺機組投運。時段t=t+1，如果t>T，則結束，輸出各時段機組啟停結果；否則，轉（4。1~2.5%，其相對值雖不大，但絕對值卻相當 minΔPL=f（P1，P2，……，Pn，Q1，Q2，……Qn）=f（Pi，Qi） 其中i=1，2，……，n；n為節點數。 QGjQDiQL QGj LPL(QGjQDiQL LPL(1QL)

LPL(1QL)

以 QGjQDi PL/(1QL)

PV節點處的電壓與QDi值并計算潮流。 補償設備自身的能耗費。從而由于裝設補償設備Qci所取得的年經濟效益為

Ceik

c c即Cei/Qci 用Cei(Qci)時應取年平均負荷。第三節減少網損的其他技術措施一、&S S2S&S3圖8- 環形網 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

大于經濟分布時。但對于均勻網絡，即各支路阻抗角相等的網絡，二者相等。因 aiii aiiiaa

&

U

jE)/(RjX

X)j(EcxX

Ecy

2X2電力網絡中RX，因此有 S&U(EjE) Ecx產生。這正是由電力系統中有功無功間的近似解耦特性決定的：橫向附如網絡中變壓器鐵耗所占的大于網損的50%，則需適當降低電壓的運行水平。負荷率 kP/100(P/1000)S2/(kS2 T(k (k1)P/100(P/1000)S2/[(k1)S2T(k Scr 際操作時，還應考慮不應使變壓器頻繁投切而影響其使用。允流平均最高溫度異于25℃時，安全電流應乘以溫度修正系數，其也可在手冊中查到。高電壓線路，導線截面不應小于35mm2。使其上的電壓損耗不超過額定電壓的5%，以保證用戶的電壓質量。8-2列出了我國現行的經濟電流密度值。 30005000鋁銅經濟電流密度σe就可以得到導線的截面為對110~220kV線，主要依據是經濟電流密度，并應校驗允流量及電暈；對330kV及以上電壓等級線路，主要依據是電暈。 電能不易，電能的生產、輸送、分配以及轉換成其它形態能量的過程是同時進行工產，在系統內完成發電、輸電、系統控制（調度/平衡/組織運營輸控由輸具的，而在發電和供電環節則可以打破引入競爭，通過市場競爭達到資源的最優配置。當前，電力工業在全世界范圍內正發生著深刻的變化。從20世紀80年始，以英的管理模式，通過電力企業和民營化以及電力工業的重組，實現廠網分開，發后，澳大利亞、新西蘭、阿根廷、以及其他歐洲國家都相繼開始了電力工業的體制改電力工業的目標在于提高電力生產效率，使電價形成機制合理化，提供高質量、市場化是電力工業體制的深刻，對電力系統運行和規劃帶來巨大的。在。電力市場是采用法律、、經濟等，本著公平競爭、自愿互利的原則，對電力賣電力、提供信息、融通的功能。的執行系統，包括系統、計量系統、計算機系統、通信系統等。電力市場的基本特征是：開放性、競爭性、計劃性和協調性。與傳統的的電力系 電力市場采用經濟管理和協調各成員行為，電價是體現管理思想的重要工具。確Pricing市場供給除受電價P、發電成本C(含費、水費、材料費、人工工資、基本折舊、修理費、等)影響外，還受輸電服務費W、投資利潤π、國家T等影響，用Qs表示Qs= Qd= 8－68－6EQePe。設負荷成本，則可用表示為 MCMRdTRdPQ d d 改變量。這是因為電力企業是密集型的行業，當系統需要根據總成本最小和限制停電損 式中，PK(t)Kt的實時電價，γF為發電微增損耗成本，γM為發電微增發電收支協調，ηRK為網絡收支協調。網絡微增損耗成本ηt)是由輸、配電過程中的網絡損耗和網絡引起的。由電價可能是不同的。發電供電質量γt)和網絡供電質量ηt)是由發電或輸電短缺引起的。當系統發電量或網絡輸電量不能滿足用戶需求時，γQt和Qt)γt和網絡收支協調此時段的運行費、維修費及合理的投資回報與稅賦之和。由于電力已成為工農業和人民生活不可替代的二次能源，電價與國計民生關，PtPdP (QQ d P (QQ d 本曲線MC、需求曲線的關系如圖8-7所示。8-7實時電價應按Pt直線右下方MC曲線定價，過Pt控制曲線。Pt控制線的斜率dP/dQdP/dQ的大小可根據國家不同時期的（一）電力市場的階段性目場化的目標需要分階段逐步實現。電力市場的階段性目標可用表8-1表示。 （single（Whole（Retail（二）電力市場的基本模當前世界各國的市場模式大致分為兩個基本類型：聯營（Pool）模式和雙邊模式（BilalTradesModel。1電力聯營體（Pool）模式也稱為總量市場化模型。在這種模式下，一切電力必須在聯營體內進行。Pool模式最大的特點是將電網看作電能的中心，所有發以及所有系統操作員（ISO）控制全系統發電機組的調度運行，系統運行的可靠性和安全性。聯2、雙邊模雙邊模式（BilalTradesModel）下，發與用戶之間不通過電力中心進行電能，而是直接簽訂合同進行彼此電量及價格的。ISO收到合同所規定的電量信息后，確保全網存在足夠的輸電容量使該合同得以實施。如果發現合同中的電能不能滿足約束條件，則ISO將信息反饋給合同雙方，要求修改合同內容。如果滿足網絡安全約束條件，ISO負責進行調度運行。該模式的優點在于能夠按照雙方的意愿，滿易雙方對于價格、電量以及穩定性的要求。雙邊模式一般不單獨存在，而是與Pool模式共存，組成存在雙邊合同的聯營體模 l是各國電力市場運營模式的趨勢。在雙邊合同的聯營體模式下，用戶與發可是通過電力中心進行電能，或直接簽訂雙邊合同進行。實際市場的運行調度分兩全網的運行調度計劃；而后考慮雙邊合同的影響，由ISO判斷全網安全可靠性是否得到滿足，若不滿足，ISO則要求電力中心或合同雙方對進行修改。ISO向所有市場提供與電力中心的機組或用戶則按照結算價格進行結算。易市場、輔助服務市場、實時（平衡）市場幾種。2）與市場：是合約的，是一種權力的。一方面，中心將通過日前電能市場和輔助服務市場制定大致可行的最優計劃，網公司可以有計劃地組織電力生產和，確保系統安全、可靠、經濟地運行，為電力用戶下面簡要介紹日前市場的模型和算法。其他市場的模型和算法請參閱有關各發電機組實際報價結算的購電費用FB最低。NFM C0M

時段電量可用功率替代，下同)；i為機組序號，i=1，2，…，N；N為機組總數；C0M為電網邊際成本；C