电力系统重组 基于均衡模型的电力市场分析PDF电子书下载

1 电力系统基础知识 1

1.1 电力系统简介 1

1.2 发电 2

1.2.1 传统发电厂 2

1.2.1.1 火力发电厂 2

1.2.1.2 联合循环燃气电厂 2

1.2.1.3 核电站 3

1.2.2 可再生能源发电技术 4

1.2.2.1 风力发电 4

1.2.2.2 海洋能发电 5

1.2.2.3 光伏发电 5

1.2.2.4 生物质发电 6

1.2.2.5 地热发电 6

1.2.2.6 氢能发电 6

1.3 电力系统结构 7

1.3.1 结构 7

1.3.2 互联电网的益处 8

1.4 特高压输电 9

1.4.1 特高压输电的概念 9

1.4.2 超高压输电和特高压输电的经济比较 11

1.4.3 特高压交流输电技术 12

1.4.4 特高压直流输电技术 12

1.4.5 中国特高压输电 13

1.4.6 其他国家特高压输电 14

1.5 电力系统模型 15

1.5.1 输电线路 15

1.5.2 变压器 16

1.5.3 负荷 17

1.5.4 同步发电机 17

1.5.5 高压直流输电（HVDC）系统和灵活交流输电系统（FACTS） 17

1.6 潮流分析 18

1.6.1 潮流分析的节点分类 18

1.6.1.1 平衡节点 18

1.6.1.2 PV节点 18

1.6.1.3 PQ节点 18

1.6.2 潮流计算公式 19

1.6.3 牛顿—拉夫逊潮流算法 20

1.6.4 快速解耦法 21

1.6.5 直流潮流算法 22

1.7 电力系统最优运行 23

1.7.1 安全约束经济调度 23

1.7.1.1 不计网损的经典经济调度 23

1.7.1.2 具有安全约束的经济调度 25

1.7.2 最优潮流 25

1.7.2.1 最优潮流优化技术的发展 25

1.7.2.2 最优潮流公式 27

1.7.2.3 非线性内点最优潮流算法 28

1.8 电力系统运行与控制——SCADA/EMS 31

1.8.1 SCADA/EMS简介 31

1.8.2 传统电力调度控制中心的SCADA/EMS 33

1.8.3 电力调度控制中心SCADA/EMS的最新发展趋势 33

1.8.3.1 新环境 33

1.8.3.2 先进的软件技术 34

1.9 有功与频率控制 35

1.9.1 频率控制和有功备用 35

1.9.2 自动发电控制（AGC）的目标 36

1.9.3 涡轮机—发电机—调速器系统模型 36

1.9.4 单机系统的AGC 38

1.9.5 两区域系统的AGC 38

1.9.6 电力市场中的频率控制与AGC 39

1.10 电压控制与无功管理 40

1.10.1 概述 40

1.10.2 电力系统元件的无功特性 41

1.10.3 电压和无功控制装置 41

1.10.4 电压和无功最优控制 42

1.10.5 电力市场中无功服务的规定 43

1.11 电力电子技术在电力系统控制中的应用 43

1.11.1 灵活交流输电系统（FACTS） 43

1.11.2 基于FACTS的电力系统控制 44

参考文献 45

2 电力系统重组与电力市场 50

2.1 电力系统重组的历史 50

2.1.1 纵向垂直一体化的电力公司和电力库 50

2.1.2 世界范围的电力工业重组 51

2.1.2.1 北欧国家 51

2.1.2.2 英国 52

2.1.2.3 欧洲大陆 52

2.1.2.4 新西兰 53

2.1.2.5 澳大利亚 53

2.1.2.6 美国 53

2.2 电力市场的结构 54

2.2.1 各利益相关者 55

2.2.2 电力市场的演变 56

2.2.3 市场与可靠性的协调 58

2.2.4 SMD架构 59

2.2.4.1 输电服务 60

2.2.4.2 电能市场 60

2.2.4.3 辅助服务市场 60

2.2.4.4 市场监管和市场力抑制 60

2.3 电力市场设计 61

2.3.1 电力市场设计目标 61

2.3.1.1 电力系统安全可靠运行 61

2.3.1.2 市场成员的风险管理工具 61

2.3.1.3 公开透明的市场运营 62

2.3.1.4 市场化进程的分步实施 62

2.3.2 电力市场设计原则 62

2.3.2.1 建立电能交易机制 62

2.3.2.2 输电服务的开放准入 63

2.3.2.3 与市场运营相协调的系统运行 63

2.3.3 电能市场设计 64

2.3.4 金融输电权市场设计 65

2.3.5 辅助服务市场设计 66

2.4 电力市场运行 67

2.4.1 电力市场成功运行的准则 67

2.4.1.1 电力系统可靠性 67

2.4.1.2 市场透明度 68

2.4.1.3 金融确定性 69

2.4.1.4 市场运营效率 69

2.4.2 典型的业务流程时间表 70

2.4.2.1 新西兰电力市场 70

2.4.2.2 美国PJM电力市场 72

2.5 电力市场的计算工具 76

2.5.1 SCED和相关的市场业务功能 77

2.5.1.1 经典最优潮流（OPF） 77

2.5.1.2 用于市场出清的SCED 78

2.5.1.3 电能与辅助服务的联合优化 79

2.5.1.4 SCED算法示例 80

2.5.2 基于优化的机组组合 81

2.5.2.1 面向市场的机组组合问题 81

2.5.2.2 机组组合方法的进展 82

2.5.2.3 SCUC示例：可靠性组合 84

2.5.2.4 SCUC的性能考虑 85

2.5.3 系统实现 86

2.5.4 未来的技术发展 87

2.6 小结 88

参考文献 88

3 电力市场均衡问题和市场力分析 92

3.1 博弈论及其应用 92

3.2 电力市场和市场力 92

3.2.1 电力市场的类型 92

3.2.1.1 基于报价的竞拍市场／PoolCo／现货市场 92

3.2.1.2 双边协议、远期合同和差价合约 94

3.2.2 竞争的类型 95

3.2.2.1 完全竞争 95

3.2.2.2 不完全竞争或寡头垄断控制下的竞争 95

3.3 市场力的监视、建模和分析 96

3.3.1 市场力的概念 96

3.3.2 市场力的衡量技术 96

3.3.2.1 价格—成本边际指数 97

3.3.2.2 赫芬达尔—赫希曼指数（HHI） 97

3.3.2.3 通过仿真分析的定价行为评估 97

3.3.2.4 寡头垄断均衡分析 97

3.3.3 寡头垄断均衡模型 98

3.3.3.1 伯特兰德均衡 98

3.3.3.2 古诺均衡 98

3.3.3.3 供给函数均衡（SFE） 99

3.3.3.4 斯坦克尔伯格均衡 99

3.3.3.5 猜测供给函数均衡 99

3.3.4 使用均衡模型的市场力建模 99

3.4 电力市场中均衡模型的应用 101

3.4.1 伯特兰德均衡模型 101

3.4.2 古诺均衡模型 101

3.4.3 电力市场供给函数均衡模型 103

3.4.3.1 供给函数均衡模型的应用 103

3.4.3.2 电网建模 104

3.4.3.3 合同的建模 105

3.4.3.4 选择合适的策略变量 105

3.4.3.5 猜测供给函数均衡模型 106

3.4.4 推测变差与CSF均衡模型 106

3.5 电力市场均衡模型及市场力的计算工具 106

3.5.1 带均衡约束的数学规划（MPEC） 107

3.5.2 双层规划 108

3.5.3 带均衡约束的均衡问题（EPEC） 108

3.5.3.1 MPEC的单主从博弈公式 108

3.5.3.2 EPEC的多主从博弈公式 110

3.5.4 MPCC的NCP函数 111

3.5.4.1 Fisher-Burmeister函数 111

3.5.4.2 Min函数 111

3.5.4.3 Chen-Chen-Kanzow函数 111

3.6 MPEC的求解技术 112

3.6.1 SQP方法 112

3.6.2 内点法 112

3.6.2.1 松弛互补约束的内点法 112

3.6.2.2 双边松弛内点法 113

3.6.2.3 带惩罚因子的内点法 113

3.6.3 混合整数线性规划（MlLP）方法 114

3.6.4 人工智能方法 115

3.7 EPEC的求解技术 116

3.7.1 对角化求解法 116

3.7.1.1 非线性雅可比方法 116

3.7.1.2 非线性高斯—赛德尔方法 117

3.7.2 联立求解方法 117

3.8 求解MPEC和EPEC的技术挑战 118

3.9 大型非线性优化的软件资源 119

参考文献 121

4 电力市场均衡的计算：市场均衡模型的用途 132

4.1 引言 132

4.2 模型构建 133

4.2.1 输电网模型 133

4.2.1.1 物理模型 133

4.2.1.2 商业电网模型 134

4.2.1.3 经济模型 137

4.2.2 发电机成本函数和运行特性 138

4.2.2.1 物理模型 138

4.2.2.2 经济模型 138

4.2.3 报价函数 139

4.2.3.1 商业模型 139

4.2.3.2 经济模型 140

4.2.4 需求 141

4.2.4.1 物理模型 141

4.2.4.2 商业模型 141

4.2.4.3 经济模型 141

4.2.5 不确定性 142

4.2.5.1 物理模型 142

4.2.5.2 商业模型 142

4.2.5.3 经济模型 142

4.3 市场运营和价格形成 143

4.3.1 物理模型 143

4.3.2 商业模型 143

4.3.3 经济模型 143

4.4 均衡定义 144

4.5 计算 146

4.5.1 解析模型 146

4.5.2 数值解 148

4.5.3 虚拟行动 149

4.5.4 带均衡约束的数学规划和带均衡约束的均衡规划 151

4.5.5 专用求解方法 151

4.6 均衡模型的难点 151

4.7 均衡模型的使用 152

4.7.1 与报价变更有关的市场规则 153

4.7.2 统一出清电价与按报价支付电价 153

4.7.3 拆分 154

4.8 小结 154

致谢 154

参考文献 154

5 具有多个战略子网和常识性约束的电力市场混合式伯特兰德—古诺（BERTRAND-COURNOT）模型 158

5.1 引言 158

5.3 ISO的角色 161

5.3 混合式子网模型 163

5.3.1 现有的两种模型 163

5.3.1.1 纯古诺模型 163

5.3.1.2 纯伯特兰德模型 164

5.3.2 混合式伯特兰德—古诺模型 165

5.3.2.1 发电公司的问题 165

5.3.2.2 市场均衡条件 166

5.3.2.3 计算特性 168

5.4 子网模型的算例 171

5.5 具有常识性约束的伯特兰德模型 173

5.5.1 公司的问题 173

5.5.2 市场均衡条件 176

5.6 具有常识性约束的均衡算例 177

5.7 小结 179

致谢 180

参考文献 180

6 具有无功控制的电力市场均衡 183

6.1 引言 183

6.2 直角坐标系中的交流潮流模型 183

6.3 利用直角坐标系中交流最优潮流进行的电力市场分析 185

6.3.1 最优潮流中电力系统元件的建模 185

6.3.1.1 输电线路建模 185

6.3.1.2 变压器控制建模 186

6.3.1.3 发电机组建模 187

6.3.1.4 发电机无功功率容量 187

6.3.1.5 负荷建模 188

6.3.1.6 节点电压约束 188

6.3.2 电力市场分析 188

6.4 电力市场均衡分析 191

6.4.1 纳什供给函数均衡模型 191

6.4.2 供给函数均衡电力市场分析的假设 192

6.4.3 电力市场均衡分析中线性供给函数的参数化方法 193

6.4.3.1 截距参数化 194

6.4.3.2 斜率参数化 194

6.4.3.3 斜率—截距参数化 194

6.4.3.4 线性斜率—截距参数化 194

6.5 利用交流电网模型计算电力市场均衡 195

6.5.1 不完全竞争电力市场中社会福利最大化的目标函数 195

6.5.2 发电公司利润最大化的目标函数 195

6.5.3 市场均衡模型的构建 195

6.5.3.1 ISO的优化问题 195

6.5.3.2 非线性互补约束 197

6.5.4 EPEC的优化市场均衡问题的数学描述 197

6.5.5 EPEC优化问题的拉格朗日函数 198

6.5.6 EPEC问题的牛顿方程 200

6.5.7 无功和电压控制建模 204

6.6 利用交流电网模型进行电力市场均衡分析的实现问题 205

6.6.1 最优解的初始化 205

6.6.2 最优解的更新 206

6.6.3 求解过程 206

6.7 算例 207

6.7.1 无功与电压控制 207

6.7.1.1 测试系统的描述 207

6.7.1.2 3节点系统测试结果 207

6.7.1.3 IEEE 14节点系统 209

6.7.1.4 讨论 210

6.7.2 变压器控制 210

6.7.2.1 测试系统的描述 210

6.7.2.2 5节点系统测试结果 211

6.7.2.3 IEEE 30节点系统测试结果 214

6.7.3 计算性能 215

6.8 小结 215

6.9 附录 216

6.9.1 直角坐标系中功率不平衡量的二阶导数 216

6.9.2 直角坐标系中输电线路约束的二阶导数 217

6.9.3 直角坐标系中的二阶导数 218

6.9.4 直角坐标系中拉格朗日函数的二阶导数 221

6.9.5 具有变压器控制的功率不平衡量的三阶导数 222

6.9.6 输电线路约束的三阶导数 223

致谢 224

参考文献 224

7 利用市场模拟方法进行输电系统升级的经济评估：加州独立系统运营商方法的应用 229

7.1 引言 229

7.2 五项原则 230

7.2.1 第一项原则：效益框架 230

7.2.2 第二项原则：全电网模型 232

7.2.3 第三项原则：市场价格 233

7.2.4 第四项原则：明确的不确定性分析 234

7.2.5 第五项原则：与其他资源的相互影响 236

7.3 PVD2研究 237

7.3.1 市场模型：PLEXOS 238

7.3.2 项目描述 239

7.3.3 输入假设 240

7.3.3.1 输电 240

7.3.3.2 负荷 240

7.3.3.3 发电 240

7.3.3.4 不确定性的情况 242

7.3.3.5 市场价格的推导 243

7.3.4 结果 246

7.3.4.1 第1类收益：节能 246

7.3.4.2 能源效益估算中的不确定性 249

7.3.4.3 第2类收益：运行效益 250

7.3.4.4 第3类收益：容量收益 251

7.3.4.5 第4类收益：网损降低 252

7.3.4.6 第5类收益：排放 252

7.3.4.7 分析结论 252

7.3.5 替代资源 252

7.4 TEAM在可再生能源领域的最新应用 253

7.5 小结 254

致谢 255

参考文献 255

索引 258