直接面向交易的跨省区输电费用分摊

对联营和双边交易混存的跨省区电力市场,提出考虑无功潮流影响的输电费用分摊方法。设计了描述任意复杂的联营和双边交易的数学模型。基于交易引起的支路电流响应向量及功率向量,提出了将交易等值成复功率元件后各交易使用线路份额。提出基于使用度将跨省区输电费用直接分配给所有交易的方法。通过IEEE14节点的实例仿真验证了该方法的合理性和可行性,为跨省区输电定价提供了一种有效方法。     

电能期货合同市场的输电拥堵定价及其输电网的开放

该文提出了一个输电拥堵管理的新方法，这个方法能确保对所有的输电网使用者公平开放电网，并且对输电价格进行公平定价。首先，输电网使用者对使用区域电网之间的输电线路进行容量投标。然后，电网调度机构(ISO)按照输电网使用者对容量投标的价格来分配输电线路的可用容量，使得输电可用容量的总价值最大化。在一条拥堵的线路上得到输电容量调度计划的用户按照边际成本价格为使用这条线路输电而付费。在ISO为缓解区域之间的输电线路拥堵而调整输电计划时，它要对每个发电商和它们的相应用户之间的输电量分别进行平衡。通过将每对发电商，用户组合的输电业务量分离出来，ISO就可以只组织管理输电市场，而不介入发电商和用户之间双边合同形式的电能交易。     

多区域互联电力系统输送服务边际电价的实现和分析

在电力工业中,按参与转运的电力公司和其他电力公司（电力交易方）在地域上的关系可以划分为不同的转运类型：区域内部,母线到母线;区域间,区域到区域;区域间,区域到母线;区域间,母线到区域;区域间,母线到母线。在一个多区域互联电力系统中,一个区域的有功/无功的边际转运成本是系统中电力交易买卖双方的功率变换变化一个单位时引起的该区域内运行成本的变化。每一个转运区域的边际转运成本是用多区域最优潮流模型基于最优发电调度计算得到的。应用每个区域的发电成本对母线功率需求变化和功率交换水平变化的信息,可以计算不同类型的电力交易的边际转运成本。文中通过一个有16条母线和４个互联区域的系统来分析和运用所提方法,并讨论了负荷水平和交换功率水平变化对边际转运价格的影响。     

考虑输电阻塞的电网固定成本分摊核仁法

探讨了电力市场环境下多区域互联电网固定成本的分摊问题，给出了固定成本分摊的合作博弈模型。针对输电固定成本分配的核仁模型未考虑输电阻塞的情况，提出了一种区域核仁算法。首先根据系统潮流分布情况确定出现阻塞的线路，再根据节点边际价格的差异将输电网划分成多个输电区域，每个输电区域所有节点边际价格基本一致，区域内部线路没有阻塞；然后采用等值双边交易法将输电固定成本分配给各输电区域；最后在区域内部采用核仁模型将成本分配到用户。该方法考虑了阻塞并减小了将多区域互联电网作为一个整体求核仁解时的计算量。以IEEE14节点系统为例的仿真结果表明了该方法的可行性。     

电力市场下的传输阻塞管理

对开放的电力市场环境（电力联营体模式）下的输电调度模型进行了研究。分析了以社会福利最大化（系统运行成本最小化）为优化目标的输电调度模型，指出其存在的一些不足，报价曲线和成本曲线的区别使模型中的优化目标难以实现；输电设施投资的回收难以得到保障，难以体现输电调度机构的市场功能。在此基础上，建立了以最大化电力市场交易量为优化目标的输电调度模型，对算例计算结果的对比、分析表明；新模型能较好地解决原模型中存在的问题，保证市场竞争的公平性，并且能消除由阻塞引起的交易盈余。     

基于交叉影响矩阵的双边交易损耗分摊方法研究

输电开放下，双边交易已成为电力市场中的重要行为。电力市场的最终形式是联营与双边贸易共存，在联营与双边贸易共存的市场框架下，目前大多数双边交易为通过第三方输电公司的电力转运，因此双边交易加到系统后系统功率损耗的变化采用基于潮流的增量法进行损耗分摊比较合适。当系统中存在多个交易时，这些交易互相交织在一起，有的交易会产生逆向流，如果把这些逆向流不加区分，与正向流等同对待进行损耗分摊，对于产生逆向流的交易是不公平的。因此，在进行损耗分摊时，必须清楚地区分交易之间的相互影响，以体现损耗分摊的公平性。目前有…     

考虑双边交易功率指向的潮流追踪算法研究

在联营一双边交易共存的电力市场模式下利用流追踪方法进行输电用户责任认定时，争论的焦点是基于节点功率比例分配原则的潮流追踪方法，原因是其不能计入双边交易流的功率指向。基于已有的认定双边交易功率指向的节点功率分配原则，提出了一种新的可计入双边交易功率指向的潮流追踪算法：通过对该问题的图论描述与分析，可将整个潮流加权有向图分成双边交易子图和联营交易子图并分别分析。在双边交易潮流的追踪中，通过引入公平参照函数以避免多解问题。至此，双边交易流的追踪就变为一个多目标数学规划问题，可采用优化方法来求解；而对联营交易潮流的追踪，可采用传统的基于比例的原则来求解。最后通过简单算例演示了所提方法的追踪过程，结果表明：该方法可克服传统潮流追踪算法不能计入双边交易功率流动指向的不足，从而可对双边交易对电网的使用程度进行较为合理的认定；公平参照函数的引入可有效地避免多解问题，在考虑网络约束的情况下，可找到各双边交易匹配率尽量接近的解。     

一种水火电系统输电交易分析方法

本文提出一种用于水火电互联系统的输电交易计划分析方法。该方法考虑互联电网中区域电网的机组组合或水火电协调同交易计划的相互影响,采用Ｎａｓｈ Ｇａｍｅ方法确定在不同时段合理的交换功率和交易价格,使参与交易的双方能够得到最大的经济利益。该方法还可以计及输电损失和各种交易约束。本文首先用一个两区域系统算例说明了Ｎａｓｈ Ｇａｍｅ方法在电力系统交易分析中的应用,然后对具有实际规模的一个水火电系统和一个火电     

联营体与双边合同混合市场的阻塞协调调度

在电力市场环境下,阻塞管理成了电力系统运行的一个主要问题。在包括联营体交易和双边合同交易的混合市场中,两类交易之间存在很强的耦合性,阻塞调度中如何对两类交易进行协调是一个很重要的问题。给出了适用于不同报价函数形式的统一清除价通用计算模型,并提出了一个新的基于功效系数的混合电力市场阻塞调度模型及其求解方法。在所提出的阻塞调度模型中,允许在联营体市场中对被削减的合同出力进行再调度。这有利于充分利用发电容量和降低联营体市场的购电成本。最后,以IEEE单区域RTS-96系统为例,对所提出的模型进行了说明和分析。     

基于最优潮流并计及静态电压稳定性约束的区域间可用输电能力计算

可用输电能力(ATC)是衡量电力系统在安全稳定运行的前提下区域间功率交换能力的指标。文中基于最优潮流(OPF)方法，建立起符合电力市场交易机制的ATC计算模型，其中考虑到输电线路故障对系统静态电压稳定性的影响，加入线路N-1故障时广义参数化形式的潮流方程及相应的不等式约束条件，使系统在故障时仍有负荷裕度，以保持电压稳定；以支路功率和系统负荷裕度之间的灵敏度指标进行预想故障选择，并用原对偶内点法计算得到输电线路N-1安全约束下的区域间可用输电能力。IEEE30和IEEE118节点系统算例表明该模型和算法的正确性与有效性。     

多区域互联电力系统输电服务边际电价理论

建立了一个多区域全交流互联电力系统最优潮流模型 (M-OPF),发展了一种基于最优潮流的灵敏度分析方法,该方法可以提供在参数变化同时保持最优解情况下电力系统运行状况的变化信息。M-OPF问题求最优解时,通常有一部分不等式约束条件。在计及不等式约束条件的最优解邻近进行灵敏度分析来计算灵敏度系数。它们是通过产生一个Kuhn-Tucker条件的线性近似来求得的。文中提出用区域发电成本对母线需求及功率交换的灵敏度信息来计算边际转运价格。     

Fast Assessment of Available Transfer Capability Using Synchrophasor Measurements

In an electricity market, power transmission networks allow power flow that is required to meet different bilateral and pool contracts between customers and suppliers. To ensure power system security, transactions are permitted to the point that the system design and operating conditions are not violated. This article presents a new method for determining the available transfer capability of the transmission system with respect to a particular transaction or flow gate using synchrophasor measurements. The method also utilizes a DC power flow based sensitivity concept. The proposed method is simple, fast, and well suited for real-time applications. The effectiveness of the proposed method is tested on the New England 39-bus test system, IEEE 24-bus reliability test system, and 246-bus Northern Region Power Grid Indian systems.     

多种交易模式下核仁解分摊输电网固定成本

探讨了电力市场多种交易模式下输电网固定成本的分摊问题。提出将双边交易转换成等效的联营交易的概念与方法，给出了固定成本在等值联营模式下分配的核仁模型。运用合作博弈理论的核仁解先将固定成本预分配给各负荷联营交易，再将该预分配成本平均分配给该负荷和向它供电的 所有电源。向某个负荷供电的所有电源按各自对该负荷贡献功率的大小成正比分配成本。该文方法适用于混合交易模式的电力市场。它既满足电网的物理特性，又给出了良好的经济信号。IEEE14节点系统的仿真算例验证了该方法的有 效性。     

Transmission loss allocation using combined game theory and artificial neural network

An artificial neural network based method is suggested for allocation of transmission loss in a deregulated power system involving bilateral contract based power transactions between power suppliers and the distribution companies. The proposed method allocates transmission losses to operating transactions on the basis of Shapley value game theoretic approach. For this, bilateral transactions for power system are simulated and corresponding losses are obtained through load flow analysis. Shapley value approach is used to calculate the loss allocations. A large number of such simulation cases are generated and a large data pool stores these possible bilateral transactions and the corresponding loss allocations following Shapley value approach. For allocating losses to the transactions of an operating system environment the required neural network is developed online. A simple filtering technique is used to extract the suitable training data that are close enough to the actual operating condition from the generated data pool and neural network is trained online. The performance of such a network when tested on standard power networks has been found to be very encouraging.     

面向全电网用户的输电费用分配模式与仿真研究

针对目前输电费用单向分配方法的不足,建立了输电费用向全电网用户分配的３种新模式,即发电侧模式、负荷模式和面向元件的模式。基于潮流解和拓扑分配系数法给出了相应的输电费用向全电网用户分配的计算方法,通过对６节点系统进行仿真和分析,验证了文中方法的有效性。     

基于潮流变化量的解析阻塞成本分配

在开放的电力市场环境下，阻塞管理不仅关系到系统的安全稳定运行，还影响市场的有效运转。尤其是双边交易的涌现，更增加了系统调度及阻塞管理的复杂性。如何有效地消除阻塞并实现其成本的快速分配，成为研究的重要内容之一。文中提出了一种基于阻塞支路潮流变化量的阻塞成本分摊方法，该方法以双边交易对网络的影响程度为分摊依据，以灵敏度解析计算为基础，能够实现阻塞成本在多个双边交易间的快速分配。同时，可通过即时信息系统发布灵敏度，便于市场成员及时调整交易计划，优化系统运行。     

应用交易－损失矩阵分摊不同运营模式下的输电损失

电力市场的建立使得市场参与者可以公开和无歧视地访问输电网络,所以如何公平、合理地向其分摊输电损失是当前电力改革的一个关键。该文提出了一种在不同运营模式下分摊输电损失的新模型。该模型基于节点导纳矩阵,直接根据系统损失方程式推导得出,不需做任何简化假设,并针对多交易体系精确地给出了各自交易的损失分摊表达式,使得系统中所有交易产生的输电损失自然分离。该模型引用了交易-损失矩阵,说明了系统中各交易间的耦合效应,同时根据联营体和双边调度的特点,给出了各交易及市场参与者的输电损失费用分摊表达式。文中最后采用IEEE5标准系统进行了仿真计算,说明了所提方法的应用。     

基于交易的支路潮流和损耗分摊

在输电网开放的双边(多边)交易电力市场中，独立系统运行员(ISO)应当准确地计算各笔交易在电网的每一条支路上引起的潮流和损耗，一方面为分摊网络成本和损耗提供依据，另一方面向他们提供正确的经济信号，从而激励他们高效地使用电网和降低网损。文中提出一种基于交易的分摊支路潮流和损耗的方法(BPFA)，该方法允许各交易选择自己的网损补偿策略(比如增加发电机出力和(或)降低对用户的供电)，同时也考虑了节点注入无功功率对支路潮流和损耗的影响。以一个3机7节点的系统为例，分别用BPFA和新近报道的基于交易的支路潮流和网损分摊(TBPF)方法计算两笔转运交易在每一条支路上所引起的有功功率和有功损耗，结果表明BPFA能够反映交易对网络的实际使用程度，从而能够向市场参与者提供更为准确的经济信号，同时计算速度也比TBPF快。     

在多种交易模式共存的电力市场中确定输电系统使用费的一种实用方法

在多种交易模式(联营体交易,双边交易,多边交易)共存的电力市场中,如何公平合理地分摊对输电网的使用费是一个尚未很好解决的困难问题,作者提出了一种实用的方法.以直流潮流模型为基础,首先根据发电转移分配因子(GSDF)计算各个合同交易应该承担的输电网的使用费,然后分别用顺流跟踪法和逆流跟踪法将由此确定的每个交易应该承担的总的使用费分摊到参与该交易的各个发电公司和负荷.这就综合了GSDF方法和潮流跟踪方法的优点,概念清晰,计算速度快,并且可以应用于存在多种电力交易的电力市场,以及互联的多区域与分层电力市场.