比如G2约束出清相对无约束出清增加的出力40MW,

为了保证系统安全、稳定运行,必须限制市场中某些严重持留的机组。如同给市场订一个电价上限一样,这里引人“经济持留”的内容,给出一个持留指标上限以抑制某些机组的持留行为,这里采用相对指标较好,可以更公平地反映各机组持留行为。统计浙江电力市场的报价可知,发电商一般将占机组可用容量35%左右的最小出力报在小于燃料成本的低价段,在元/MWh之间所报容量占可用容量的45%,剩余20%的出力报价髙于200元/MWh。假定最后20%的出力全部报在电价上限上,则此机组的相对持留值为^X820/820=10%,取此极限情况下的10%作为机组的持留上限。

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取“经济持留”中的算例计算:Unitl的相对持留值是43.5%,远远超过上限值,所以此机组有严重的持留行为。在设定持留上限之后,发电商报价时要考虑使相对指标不超过此上限,在不调整报价电价时,报价容量就要下移,将原先超出的43.33%的出力转移到较低的报价段上,假定Unitl调整后的报价如下表所示:

阻塞管理方法是电力市场设计中非常重要的一个环节。上篇文章以一个简单系统为例对阻塞管理的基本概念进行了介绍,本文进一步对电力市场中的事前和事后阻塞管理方法进行介绍、比较和分析。 1、事前和事后两种阻塞管理方法 对电力系统的阻塞,解决的办法可以分为两类:事前(ex ante)的方法和事后(ex post)的方法。上一篇文章讲到,电力市场出清,或者说电力系统调度问题可以看为一个含约束的数学优化问题,事前、事后的阻塞管理方法的差别也可以从优化的角度分析。事前的方法:就是在优化计算各机组的出力和用户的负荷水平时,直接包括各方面的约束,也就是说,在调度结果出来之前就考虑了约束,因此求解出来的调度结果本身就是满足各种约束的。美国PJM、德州等市场现在大多数都是一种事前的方法。事后的方法:进行优化调度时先不考虑网络约束,得到市场出清结果后对各种约束进行校验,如果不满足约束,即发生了阻塞,再通过其他机制调整发电出力或用户负荷,从而解决阻塞问题。英国是典型的事后解决阻塞的方法,澳大利亚、欧洲也都是类似的方法。

在没有上限约束时,有市场力的几个机组将报高价,由于他们占有的市场份额较高,在负荷的高峰时期,电能的需求是极有可能进入这高报价段的,之后成交的市场出清电价也较高。假设每台机组的实际出力为各自可用容量的85%,并且其他机组的报价都和Unitl类似,于是出清电价为789.5元/MWh;经过持留上限调整后,每台机组的报价容量都将下移,同样的实际出力所对应的出清价仅为441元/MWh,仅为原市场出清电价的56%,由于需求无弹性,购电费用也近似调整为原来的56%。在相对指标上限限制下,相对于调整前,调整后的报价将使系统的市场出清电价变低。

美高梅棋牌官网,本文的分析仍然以上篇文章中的简单两节点算例为例进行说明。假设A、B两个节点的发电商的报价分为C1=200$/MWh和C2=300元/MWh,容量分别为280MW和120MW,A、B两个节点的负荷分别为170MW和100MW,线路AB的传输极限为60MW。为分析需要,有些情况下将G1分为两台机组G1a与G1b,其容量分别为260MW和20MW,报价分别为C11=120元/MWh和C12=200元/MWh。这种情况分别称为情形1和情形景2。

应用持留指标时系统必须有适当的备用;考虑不同的市场的平均发电成本可能有所不同,冒险区域容量段的大小与市场的报价和定价方式也有一定的关系,因此相应的持留指标也会有所变化。

图1:情形1算例图

除了上述两种预防短期电价金融风险的措施之外,还有一些学者认为需求侧响应和建立电价平衡制度也是很有必要的。

图2 情形2算例图 2、事后的阻塞管理方法 事后的阻塞管理中,需要进行两次出清。一次无约束出清,一次约束出清。也就是说,首先在不考虑网络约束的情况下进行一次市场出清,得到各市场成员的出清量和出清价;然后考虑所有约束再进行一次市场出清。第二次约束出清下,一些机组的出力发生了变化:有些增加了出力,有些减小了出力,需要对这些变化的出力部分进行补偿。两次出清可以采用相同的报价,也可以采用不同的报价(即第一次无约束出清后再重新报价)。两次出清的时间,可以在一个时间段内先后出清,也可以在不同的时间段出清。 1)出清方法 这种方法中,需要进行两次市场出清,无约束出清和有约束出清。无约束出清可以得到不考虑网络约束的全网统一的能量价格,有约束出清则可以得到可运行的调度方案。 (1)无约束出清 出清中不考虑网络约束,因此不需要考虑电力系统复杂的潮流模型,通过简单的排队可以计算出清结果,得到全网的统一出清价PMCP。比如本算例中,对发电报价按价格的高低排序,出清结果为 情形1: G1出力PG1=270MW,G2出力PG2=0MW,市场统一出清价为PMCP=200元/MWh。 情形2:PG1a=260MW,PG1b=10MW,PG2=0MW,PMCP=200元/MWh。 (2)约束出清 出清中考虑电力系统运行中需要考虑的所有约束,形成一个可行的调度计划。比如本算例中,考虑线路最大传输容量约束,出清结果为 情形1:PG1=230MW,PG2=40MW。相对无约束出清,G1少了40MW,G2多发了40MW。 情形2:PG1a=230MW,PG1b=0MW,PG2=40MW。相对无约束出清,G1a出力少了30MW,G1b出力少了10MW,G2出力多了40MW。 2)出清时间 无约束出清在约束出清前若干时间进行。比如英国POOL模式中,无约束出清在日前进行,约束出清实时进行。 3)报价的时间及方式 无约束出清和约束出清可以采用同一组报价,也可采用不同的报价。英国POOL模式下,是采用同一组报价。市场成员在日前申报一组报价即可,既用于日前的无约束出清,又用于实时的有约束出清。英国BETTA模式下,基于双边交易的无约束交易截止后,又开启一个新的市场,即平衡市场,市场成员另外申报Bid/Offer以解决阻塞、功率不平衡等问题。 4)出清价格 参加市场的发电机组,考虑无约束出清和有约束出清两种出清结果的差异(假定前后负荷不变),可以分为四种类型: (1)发电(on) 两种出清方式下都进入发电计划,没有变化,这部分出力按照无约束出清计算的市场统一出清价PMCP结算。比如情形旗下G1的230MW(=170+60)出力在前后两种出清方式下都入围发电。 (2)不发电(off) 两种出清方式下都不发电,没有变化,这部分机组在能量市场的收益为0。比如G2发电商有60MW(=100-40)容量在两种方式下都不发电。 (3)限上(constrained-on) 无约束出清下未能中标发电(报价高于市场出清价),约束出清下中标发电。比如G2约束出清相对无约束出清增加的出力40MW。 (4)限下(constrained-off)。无约束出清下中标发电(报价低于市场出清价),约束出清下不能发电。比如情形1下G1约束出清相对无约束出清减小的出力40MW。 5)补偿机制 对限上、限下部分出力,一般需要对其进行补偿,其价格可以有不同的计算方法,一般按照机会成本的方法补偿(补偿其由于约束减少的收益)。 (1)对于约束出清没有重新报价的情况 对于限上部分,按报价(高于市场出清价)结算;对限下部分,按机会成本(市场出清价减去报价,假设市场成员按成本报价,则出清价减去报价反映了其在无约束市场中可能的收益)进行补偿,如英国的POOL模式。在本例中,如果按照这种方法,则对G2的限上部分,按报价300元/MWh结算;对G1的限下部分,情形1下按机会成本0(=100-100)补偿,情形2下,G1a和G1b分别按80元/MWh(=200-120)和0=(200-200)补偿。 (2)对约束出清重新报价的情况

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