摘要:介绍了用于三峡电力市场优化调度的数学模型、算法和部分应用结果。三峡—葛洲坝大型梯级水电站与三大区、八省(市)的电力系统相连,模型考虑了各种水力和电力约束(水头变化、回水影响、航运约束等要求),采用了新的可加速收敛的夹逼可行方向法和可以从不可行初始解处开始计算的广义out2of2kilter算法,并利用了大型线性规划问题可分的特性,使该超大型的复杂非线性规划问题变得容易求解。文中用此模型和算法研究了三峡电力市场面临的多种决策问题,结果表明该软件系统在确定分电比例和市场价格以及制定优化运行方式等方面有重要意义。

0引言

举世瞩目的三峡电站的第1台机组将在2003年投入运行,2009年全部建成。包括三峡—葛洲坝梯级水电站在内的华中、华东、广东等电网构成的三峡电力系统的联合优化调度问题已提上议事日程。

三峡电力系统的分电方案及调度体制已明确:近期,为体现资源优化配置,采用“国家划定市场,竞争决定电价”的方式,以有竞争力的电价向各地售电;远期,按照电力市场规则运行,参与受电地区的市场竞争。对2003年～2010年大区间的分电比例也有原则规定。当前的主要问题是:

a.在已定的分电比例下,三峡电力系统如何运行调度是最优的?

b.若各省(市)报价,三峡电力市场管理部门应如何协调价格和分配出力?

c.在以上两种情况下,典型日的运行方式应如何考虑、协调?协调不当会出现什么问题?

d.各大区电网受电后,调峰和弃水问题能否解决?

e.三峡至各大区输电线上的送电负荷曲线应该是怎样的?

这些问题的解决,均需要一个有力的全系统运行模拟计算工具。随着各地区电网交易市场的成熟,三峡电力系统将逐步向市场化体制过渡,为了研究电力市场下的一些规则、体制和监管交易的公平、合理性,也需要一个全系统的交易市场模拟计算工具。为此,我们开发了一套“三峡跨区电力市场优化调度系统”,用于电力交易市场下的交易和运行决策。目前所说的电力市场下的交易决策,实际上是交易与运行决策的统一[1],是保证安全和经济性的优化调度[2]。在短期调度中,它是指:系统在满足各种供电需求、安全、质量等约束条件下(包括需求特性、备用、检修、用水、机组启停调峰等),制定发电、输电和交易计划,使全系统的社会效益最大,亦即同时完成交易决策和运行优化。

本文将介绍“三峡跨区电力市场优化调度系统”的模型和算法,并用它研究三峡电力系统运行中的调峰、分电方式和电价等有关决策问题。应用中可能有两种情况。

a.在已知各省(或大区、大机组)报价曲线时,可进行(三级系统)交易市场的模拟。即在已知三峡电力系统可用水量(或来水及初、末来水位)的条件下,进行电力、电量交易分配的计算。

b.在尚不知各省(或大区)报价曲线时,可采用其边际成本曲线作为报价曲线。因为在完全竞争的市场下,市场价格趋于系统的边际成本,电厂的报价接近其自身的边际成本。本系统的市场模拟包括了三峡、大区、省、电厂、机组5级系统,各省(市)的报价曲线可以采用竞争后的省(市)边际成本曲线。这里只计入了可变成本(电量成本),需要时也可计入容量成本。

1数学模型和算法

为研究三峡电力系统的短期最优运行方式和交易决策,建立了以三峡—葛洲坝梯级水电站为中心,向华东、华中、广东等大区送电的数学模型。

1.1约束条件

a.三峡有4个分厂,葛洲坝有2个分厂,各分厂有共同的上、下游水库,分厂的流量和出力相互影响。

b.三峡—葛洲坝间有回水影响,且两电站下游均有航运约束(出力变化率约束及最小流量约束等),是时间相关的约束。

c.三峡具有季调节特性,葛洲坝具有日调节特性,有相应的上下游水位、发电和弃水流量等上、下限约束。

d.三峡—葛洲坝梯级水电站通过直流输电线向华东、广东大区送电,通过交流输电线向华中送电。三峡至大区间联络线上均有日交易电量和功率上、下限(安全、阻塞或出力过程)约束。

e.各大区将电能转送给各省(市)。各省(市)可以是单一受电商,与三峡有合同日电量或出力曲线约束;也可以是转送站,下设各类电厂或机组(如火电、水电、核电、抽水蓄能、燃机),考虑了火电的燃料成本、启停和水电的不同调节特性。各省(市)有自己的负荷,并可从大区直属厂购电。直属厂可以是属于大区电网公司的大水电厂、抽水蓄能电厂或核电厂等,它们可以参与或不参与竞价。

1.2目标函数

电力市场下的目标函数是全系统的社会效益最大。在当前条件下,可变为以下两种形式。

a.全系统总运行费(包括所有电厂、机组的运行成本和输电成本等)最小。这时,可进行从三峡、大区、省、电厂到机组的5级系统的模拟优化计算。机组可采用成本微增率曲线或报价曲线。

b.三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。在电力市场下,若三峡和各省(市)售、购方分别报价使社会效益最大,则可能三峡电量不能全部被吸纳。若认为三峡电能按长期规划的要求售出是国家的利益最大,则在三峡日发电量和大区分电比例一定的情况下,上述目标变为三峡—葛洲坝梯级水电站售电收益最大。这时,可进行三峡—大区—省3级系统的市场模拟计算。省局采用的购电价格—功率曲线可以是数条日等值价格曲线或每小时报价—出力曲线。

1.3算法

可见,这是一个有复杂约束的超大型非线性优化问题,变量维数达4万多个,没有现成的算法可以采用。国内外互联电力系统优化调度中曾用的Lagrange松弛法[3,4]、Bender分解法、D2W分解法等都无法使用。为此,经多年努力,我们研究开发了新的算法和相应的实用软件,包括:

a.可加速收敛的可行方向法——夹逼可行方向法;

b.利用问题的可分性,将大型线性规划问题分解的新算法;

c.用于快速求解网络流子问题的广义out2of2kilter算法[5],可以从不可行的初始解处开始计算,对迭代计算十分有利;

d.用松弛和分解法处理整数问题的方法。

这一系列新的算法,使这一超大型非线性优化问题变得容易求解;同时,又能适应三峡电力市场模型复杂、多变的要求(如增加供电区,增加航运、交易量约束等)。为了说明该算法和模型在电力市场决策和分析中的作用,我们研究了以下方案(本文算例暂用燃料成本,今后可按上网电价计算)。

2基本方案

该方案的目的是研究在三峡电力系统可用水量(或初、末蓄水量及来水量)和送大区的分电比例一定的情况下,若不计三峡—葛洲坝梯级水电站发、输电成本,按各省和大区的已有资源、负荷需求及安全(阻塞)条件,三峡—葛洲坝电能应如何分配才能使全系统运行费最小。这是一种使三峡—葛洲坝电能尽量被吸纳的最优能源利用方案。该方案仅在三峡—葛洲坝送各大区联络线上,按规定的分电比例,设日电量约束和功率上限约束(未加至各省(市)联络线上的电量约束)。以2005年夏季(8月)丰水期、平水年为例,说明三峡—葛洲坝应采取的送电方式(其他年份汛期情况与此相似,非汛期情况另文介绍)。届时,三峡已装机12台700MW,为围堰发电期,上游水位135m。三峡日平均入库流量35336m3ös,大于满发过水能力,故有正常弃水。各省(市)的负荷水平如表1所示。

计算结果如下:

a.三峡—葛洲坝发电情况

规定2005年三峡送电比例为:送华东、广东各1ö2,不送华中。三峡至华东的二回直流输电线功率上限共4200MW,至广东一回直流为3000MW。计算结果:三峡电站和葛洲坝电站全日满发,三峡最大出力6217MW,葛洲坝最大出力2470MW。三峡送华东基荷217MW,77.20GW·h;送广东基荷3000MW,72.0GW·h;不送华中。假设葛洲坝可送华东1ö3,结果葛洲坝峰荷多送华东,低谷多送华中,形成对华中反调峰900MW的现象,如表2所示。

由于华东负荷紧张、电源不足,燃(油、气)机担峰荷成本高(假设燃机燃料费相当于煤价的2倍及以上),故华东峰荷边际成本远高于华中,吸收能力强,输电能力又允许,故在三峡送华东基荷的同时,葛洲坝为华东调峰(900MW),为华中反调峰(-900MW,7h),相当华中为华东调峰900MW。

b.华东受电情况

华东各省(市)受三峡梯级的电量比例如表3“基本方案”栏所示。

由表3可以看出,向浙江送电最多,这是因为预测浙江年最大负荷增长最快(10%),增建电源相对较少,有少量水电调峰,峰、谷均需三峡送电。上海峰荷短缺较多。故计算结果是:三峡高峰大多送上海、江苏、浙江;低谷送浙江较多;不送安徽(分电比例仅为0.2%)。

各省(市)的最大(时段)边际成本如表3“基本方案”栏所示,说明优化调度结果是各省(市)最大边际成本接近(0.3元ö(kW·h)～0.4元ö(kW·h),相当于燃机成本)。安徽的最大边际成本仅为0.155元ö(kW·h),故基本不需受电(直属厂无负荷,表中未示出)。

c.华中受电情况

华中水电丰富,有多座大中型水电站,其调峰能力很强。8月份江南水系的主汛期刚过,加之河南火电煤价较低,调峰能力较强,因而,华中低谷可吸收葛洲坝较多的电力,由自己的水、火电调峰。这样,就形成了华中可以为华东调峰的局面。

这种情况不但会在汛期出现,在围堰发电期的非汛期,三峡装机不足,全日满发时同样会发生(水库水位保持135m不变)。不同的是,非汛期允许三峡向华中送电44%(送华东40%、广东16%)。这样,三峡可为华东、广东提供需要的调峰容量(峰多谷少),低谷大多送华中,即三峡对华中反调峰;葛洲坝可按基荷送华中、华东。

以上是未计入三峡—葛洲坝梯级水电站发输电成本的理想的最优能源分配情况,实现过程中需采用电价的杠杆和经济补偿政策。若考虑三峡发输电成本和长期能源最优配置的需要(引入容量电价)等,也不困难。

3减少允许启停机组方案

在基本方案的基础上,受端减少允许启停机组台数,改变运行方式,结果是:

a.优化后,由于设定的允许启停机组(200MW及以下)台数减少,小机组可能全日停运或全日运行,总启停费减少,故全系统总运行成本比基本方案减少了1.15%。

b.三峡送华中、华东的日电量、峰谷差(有反调峰)的情况不变,但由于受端启停机组数减少,调峰能力不足,葛洲坝或其他水电站可能低谷弃水,即所谓“弃水调峰”。弃水电量约1.11GW·h。

4加送省(市)日电量约束方案

在上述基本方案的基础上,增加三峡向各省(市)送电线上的日交易电量约束。例如,华东各省(市)的分电量比例(如表3“加省(市)约束方案”栏所示)为:上海40%,浙江23%,江苏28%,安徽9%,不送华中。结果是:

a.华东运行成本比基本方案增加1.9%。这是由于缺电的浙江受电量比基本方案减少,江苏、上海、安徽受电量增加,总体上不如不加此约束时经济。

b.各省(市)最大边际成本间的差距加大。这是由于受电减少的浙江燃(油、气)机多发,边际成本提高;江苏受电增加,边际成本降低。因此,省(市)间分电比例宜根据当时的负荷需求和电源情况做一些调整,或由市场调节。

这里的边际成本是对应于负荷平衡方程的影子价格(根据优化理论,对应于每个约束条件均有一个边际成本,又称影子价格(或对偶变量),它们都有相应的经济意义),为单位负荷变化引起的最优总成本的变化量。它的大小反映了与目标函数有关的各省(市)的负荷需求、电源结构容量和燃料成本等情况。因此,在电力市场中,研究各地区的边际成本或边际电价,对决定三峡电价十分重要(若目标中含有固定成本,也有类似的意义)。

5计入三峡电价的方案

由大系统理论,第2节基本方案中各省(市)子系统的最优解即为市场竞争中当时条件下各省(市)可获得的收益最大解(即平衡解),其边际成本即对应全系统可接受的报价。设三峡每日一个价(丰水期,按燃料成本计算):送华东0.18元ö(kW·h),送华中0.09元ö(kW·h),其他条件同基本方案。结果如表4所示。

由于送华东的电价低于其基础方案的高峰边际成本(0.365元ö(kW·h)),而高于其低谷边际成本(0.098元ö(kW·h)),故华东高峰最大受电功率与表2相同,低谷受电减少。华中则由于三峡定价比基本方案中湖北、湖南、江西的最小时段边际成本还低,故吸收三峡—葛洲坝的电能不变。于是,三峡、葛洲坝因送华东的低谷电能卖不出去而弃水,结果总输出电量有所减少。若调整三峡电价为分时段电价,与各省边际成本(或电价)相适应,则可避免这种非正常弃水发生。

6结论

本文提出了三峡电力市场的优化调度模型和算法,并利用所开发的系统对2003年～2007年的市场情况进行了大量分析计算,得到一些有益的结论:

a.只考虑大区间的分电量比例约束,送各省(市)的交易电量不加限制,可得到理想的经济分配情况。这时,同一大区内各省(市)的边际成本相近(不受电省(市)的边际成本小于此值)。

b.若对送各省(市)交易电量加分电比例约束,全系统总运行成本增加,各省(市)之间边际成本差距加大。因此,在长期规划的框架下,近期省(市)间分电比例按负荷及电源情况做一些调整,或由市场调节为好。

c.若新建机组按计划投运,三峡定价合适,各省(市)基本可以吸纳三峡电力,仅5月～6月间江南水系与长江干流水系丰水有重叠时,可能有少量低谷(为调峰)弃水。建议在华中增建抽水蓄能电站,丰水时吸收水电低谷电力,高峰向广东或华东送电,从而大大提高全系统的调峰能力(抽水蓄能机组的调峰能力接近容量的2倍)。一方面,可消除弃水调峰现象;另一方面,一定比例的抽水蓄能电站作为事故备用,对提高系统运行的安全、可靠性十分必要。超级秘书网

d.各省(市)的运行方式,如备用、启停、调峰能力等会影响对三峡的受电能力,严重时引起弃水。

e.三峡电价会影响能源的合理利用,应对不同地区、季节、时段采用不同电价,并尽量与各省(市)边际电价相适应。尤其在汛期,为实现对华中的反调峰,价格的商定和经济政策的配套十分重要。同时,也证明了所提出的三峡电力市场优化调度模型和算法是有效的,为巨型多级电力系统的优化计算方法找到了一个可行的途径。所开发的三峡电力市场优化调度软件在进行特大型跨区电力系统优化调度和交易计划计算方面有很大潜力,可用于市场定价、交易决策、分电方案、调峰方式、弃水调峰等问题的研究,简化后也可用于日前交易计划。

参考文献

1赵希正(ZhaoXizheng).确保电网安全,加强统一调度,不断开拓创新