一种综合阻塞成本分摊与金融输电权的阻塞管理方法

在电力市场环境中,将阻塞成本的合理分摊与一种新型的金融输电权相结合以进行阻塞管理。在两个电流分解公理的基础上,分三种不同的网络情况阐明了阻塞成本分别在发电侧和用户侧分摊的思想。提出的新型金融输电权,没有容量大小的区别,也没有输电权数量的限制,购买价格完全由交易商自己决定,交易结束后按各交易商当初的输电权购买价格来进行阻塞补偿费用结算。通过建立阻塞基金池,使得规避阻塞风险的金融补偿金有了具体的来源,因此,输电权的具体实施变得真正可行。     

一种改进型金融输电权与基金池相结合的阻塞风险规避方法

提出了一种改进的金融输电权FTR(Financial Transmission Rights)。在此基础上,阐述了基于改进型FTR与基金池相结合的阻塞风险规避方法。给出阻塞风险规避的定量分析。该方法将线路的输电权放在远期市场中和电量一起进行交易。将实际运行中未发生阻塞线路的阻塞交易费全部投入ISO建立的阻塞基金池中。购买了该线路输电权的交易商不被补偿。对购买了实际发生阻塞线路输电权的交易商。将按照一定的原则给予补偿。以实现对阻塞风险的规避。分别对无环流和逆流、有环流、有逆流情况下的阻塞管理进行了仿真。结果说明该方法有效。     

金融输电权和输电期权在输电阻塞管理中应用

在电力市场中,输电阻塞是影响电网安全运行的重要因素,也是影响市场电价水平的重要方面。如何消除由于阻塞带来的价格风险是输电阻塞管理研究的热点．分析了金融输电权FTR(Financial Transmission Right)规避阻塞风险的基本原理、特点和不足。在此基础上引入了输电期权T0(Transmission0ption)概念,它有效规避了由于阻塞给市场参与者带来的风险,并且克服了金融输电权反向潮流的缺点,对于输电期权的特点进行了实例说明．并且与金融输电权进行了比较分析。最后,指出输电期权为输电阻塞管理提供了一个可行的研究方向。     

输电权在阻塞管理中的应用

随着电力市场的不断发展成熟,输电网的开放是必然的趋势,而输电阻塞则是制约输电网开放和发展的瓶颈。阻塞管理就是网络阻塞出现情况下所采取的处理措施和方法。在阻塞管理中引入了输电权,引导输电网络的合理使用,减少阻塞发生的风险,并在阻塞发生后对相关用户进行补偿。通过对输电权在不同阻塞状态下的作用分析,对输电权在输电阻塞管理中的作用进行了详细地介绍。     

输电权在阻塞管理中的应用

随着电力市场的不断发展成熟,输电网的开放是必然的趋势,而输电阻塞则是制约输电网开放和发展的瓶颈。阻塞管理就是网络阻塞出现情况下所采取的处理措施和方法,它的主要目的是协调各个区域之间的输电联络线使用者,对联络线的输电计划进行有效地管理,以更好地利用系统资源。本文在阻塞管理中引入了输电权,引导输电网络的合理使用,减少阻塞发生的风险,并在阻塞发生后对相关用户进行补偿,稳定输电价格。通过对输电权在不同阻塞状态下的作用分析,对输电权在输电阻塞管理中的作用进行了详细地介绍。     

阻塞成本分层分摊方法研究

提出一种针对当前超高压电网背景下快速阻塞成本分摊方法,对电力系统调度运行具有重要的意义。随着电网建设的快速发展,500 kV及以上电压等级电网构成输电网主要架构,为研究快速阻塞成本分摊方法提供了网络基础。利用最优潮流确定阻塞调整费用最小的调整方案,将网络划分为500 kV层和220 kV层,在每层进行阻塞成本分摊,选择更适合该层阻塞分摊方法,使阻塞分摊计算快速合理,并以省级大型电网为例验证了算法的有效性。     

联营交易模式下的阻塞成本分摊

在开放的电力市场环境下,输电阻塞不仅关系到系统的安全运行,还影响市场的有效运转.如何快速消除阻塞并实现其成本的合理分配是市场运行的基本内容之一.文章提出了一种联营交易模式下的阻塞成本分摊方法,该方法将对交易的分摊转化为全网→线路→交易的分摊,利用Shapley值实现阻塞成本在线路间的分配.多组测试数据表明,文中的方法能够实现收支平衡,分摊结果合理,且可避免针对交易进行成本分配而产生的计算量过大的问题.     

融入金融输电权思想的新型远期合约

当电力市场发展到输电系统全面开放以后,输电网问题越来越成为电力市场中保障电力系统安全稳定运行的关键因素。利用金融输电权FTR(Financial Transmission Rights)思想可有效规避输电阻塞给电力市场各发电商带来的风险,但这种交易在线路出现反向潮流时可能会给该线路阻塞费用的承担者尤其是发电商带来一定的利益损失。文中将FTR思想引入到以往远期合约中,提出了一种新型的远期合约形式,并针对如何解决反向潮流存在的问题给出明确方案,这样即可以达到规避现货市场电价风险的目的,又可以实现规避输电阻塞风险。     

输电阻塞管理的新方法述评(一):--基于潮流的可交易输电权

开放的电力市场需要输电网开放和有效的管理。引入可交易输电权、利用市场机制解决网络阻塞问题是阻塞管理的重要趋势和研究热点。该分析了基于潮流的输电极的基本思想、特点、实质及其实施过程;三节点示例的分析表明输电权的引入可有效地实现市场价格、发现、缓解阻塞问题,同时具有价格风险的功能;对引入输电权所带来的问题进行了讨论,并提出了进一步的研究方向。     

基于阻塞支路潮流变化量的阻塞成本分摊

该文对双边交易模式下阻塞成本分摊问题进行了研究，提出了一种新的阻塞成本分摊方法，可以实现线路阻塞成本在市场成员间的分配。按该方法，双边交易应分摊的阻塞成本与阻塞消除前后该交易在阻塞线路中的潮流变化量成正比。研究表明，采用该方法分摊阻塞成本，既能体现双边交易对发生阻塞的输电设备的影响程度，又能提供有利于缓解阻塞的信号。5节点系统算例验证了该文观点。     

多种交易模式下确定输电系统固定成本的一种分摊方法

针对在多种交易模式(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输电网的固定成本这一问题,提出了一种新的固定成本分摊方法.即以电流分解为基础,用电流表示交易,按与复电流分量模成比例的分摊方法,将固定成本先分摊到交易,然后再对联营体交易(或多边交易)进一步分摊到参与该交易的发电机和负荷,每个输电设备的固定成本一半分配给用它的发电机,一半分配给由它送电的负荷.通过对5节点系统进行算例分析,验证了该方法的正确性和合理性.     

多种交易模式下确定输电系统固定成本的一种分摊方法

针对在多种交易模式(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输电网的固定成本这一问题,提出了一种新的固定成本分摊方法。即以电流分解为基础,用电流表示交易,按与复电流分量模成比例的分摊方法,将固定成本先分摊到交易,然后再对联营体交易(或多边交易)进一步分摊到参与该交易的发电机和负荷,每个输电设备的固定成本一半分配给用它的发电机,一半分配给由它送电的负荷。通过对5节点系统进行算例分析,验证了该方法的正确性和合理性。     

考虑金融输电权的配电网阻塞管理

分布式电源高比例渗透和柔性负荷的灵活调度给配电网安全运行带来了极大挑战。分布式调度可以减轻配电系统运营商的运行难度,保障用户隐私,提升市场竞争。首先,建立了配电系统运营商和产消者之间的二次规划优化模型,采用基于迭代配网节点电价的分布式算法确定配电系统运营商和产消者之间的电价。其次,引入金融输电权概念用于平抑阻塞电价风险,防止节点阻塞费用补偿负作用于阻塞管理。最后在修改的IEEE33节点配电网测试系统上验证了所提方法在阻塞管理上的有效性。     

A zonal congestion management approach using ac transmission congestion distribution factors

In a deregulated electricity market, one of the major concerns of system operator (SO) is to ensure the free and fair electricity trading while maintaining system security and stability in meeting the pool and contract demands. Achieving a commercially transparent and technically feasible solution during transmission congestion, therefore, poses a great challenge to SO. Transmission congestion distribution factors (TCDF) based on sensitivity of ac power flow in the lines due to the unit change in the power injection at the buses have been proposed by which the congestion zones are identifies to reschedule the generators and loads in that zone for the congestion management. A conceptually reasonable and computationally feasible approach for the solution of this problem has been developed and is illustrated on two test systems having both pool and contracts loads.     

面向全电网用户的阻塞成本分摊方法

提出了一种在电力中心交易模式下，面向全电网用户的输电阻塞成本分摊的新方法。对发电侧，首先将阻塞费用分摊到各阻塞支路，然后按照各发电机对阻塞支路潮流影响的大小将支路阻塞费用分摊给各发电机。对用户侧，采用Auman-Shapley方法进行阻塞定价，保证了阻塞费用合理分摊给各用户。与其他方法相比，此方法同时向发电机和负荷用户提供了经济信息，对全电网用户都具有激励作用。同时，此方法消除了销售盈余。仿真计算表明，此方法计算简单、易于实现。     

Analysis of a monthly auction for financial transmission rights and flow-gate rights

A monthly transmission rights (TR) auction issuing both point-to-point financial transmission rights (FTRs) and flow-gate rights (FGRs) is studied in this paper. Initially, a locational marginal pricing (LMP) based energy market is presented, in which the linear security constrained optimal power flow (SCOPF) problem is solved for each hour of system operation, determining the nodal prices, the transmission link capacity prices and the transmission congestion charges (TCCs) that should be collected by the ISO in case of congestion. A monthly auction is conducted in the TR market issuing FTR obligations, FTR options and FGRs to market players, building a link between all types of transmission rights under the same market structure. Combining the advantages of financial and physical rights, the market efficiency can be enhanced by offering a variety of choices for risk management to market players. The monthly TR auction is tested on several case studies using the IEEE three-area RTS96 and useful conclusions are drawn concerning the utility of the various types of transmission rights as compared to one another, in terms of the reimbursement they provide to their holders.     

输电网合作投资费用的计算与分摊

电力市场环境下,输电费用的计算和分摊成为必须解决的问题之一。而此时各发电厂和用户都将成为独立行为的个体,他们具有合作的潜力以降低成本或获得最大利益。利用输电网的合作特性．给出了由发电厂投资修建输电网的计算方法,并提出结合合作博弈理论,采用核心、核仁、夏普利值三种方法将成本分摊到各个用户。     

A comprehensive congestion management scheme with an improved DC method

The purpose of this paper is to present a comprehensive congestion management scheme based on generator and FACTS device operations. To relieve congestion effectively and quickly, we use two indices based on the DC method. However, calculation errors using the DC method may become large due to its approximations. Thus, we also developed an improved DC method, which is a DC method considering transmission losses and transformer tap ratios, and performed simulations to confirm the validity of the improved DC method. Finally, we performed simulations by the proposed congestion management scheme using the IEEJ EAST 30‐machine system. The simulation results indicate that congestion can be relieved effectively and quickly. © 2009 Wiley Periodicals, Inc. Electr Eng Jpn, 170(2): 28–36, 2010; Published online in Wiley InterScience ( www.interscience.wiley.com ). DOI 10.1002/eej.20893