Расчетная модель предназначена для проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед в соответствии с утвержденным Регламентом и используется Администратором торговой системы для определения планового почасового производства и потребления участников оптового рынка электроэнергии и узловых равновесных цен. Модель актуализируется ежедневно для проведения конкурентного отбора на сутки вперед и содержит комплексную информацию, включающую основные характеристики сети и сетевого оборудования, топологию и параметры электрических линий и их эквивалентов.
Рассмотрим методику решения рыночной задачи в соответствии с Регламентом а проведения конкурентного отбора ценовых заявок на сутки вперед.
Целевая функция задачи расчета узловых цен и объемов поставки и потребления «рынок на сутки вперед» задается следующим образом:
(2.12)
где – объем в l-й ступеньке ценовой заявки генератора g;
– реактивная мощность, выдаваемая генератором g;
– объем в l-й ступеньке ценовой заявки потребителя с;
, – модуль и фаза напряжения в узле j соответственно.
В расчетной модели учитываются следующие ограничения задачи оптимизации:
1. Баланс активной и реактивной мощности в узле j:
(2.13)
где – активная мощность, генерируемая поставщиком;
– активная мощность, принимаемая потребителем;
pij, qij – потоки по ветвям, связанным с узлом j.
Нелинейные равенства, выражающие зависимость перетоков активной мощности и реактивной мощности по ветвям сети от модулей и фаз напряжений, определяются для всех ветвей по результатам расчета режима сети.
Определим функции перетоков. Полная мощность перетока, определяемая по условию,
после преобразований и разделения комплекса на составляющие позволяет получить выражения для активной и реактивной мощности
(2.14)
где - активная проводимость ветви (i,j);
- реактивная проводимость ветви (i,j).
Определение потокораспределения в соответствии с выражениями (2.14) позволяет учитывать потери в сети.
2. Ограничения перетоков активной мощности по контролируемым сечениям:
(2.15)
где - контролируемые сечения.
3. Ограничения по производству и потреблению электроэнергии, исходя из заявок участников рынка:
(2.16)
где - активная мощность, соответствующая объему l-ой ступени ценовой заявки поставщика;
- активная мощность, соответствующая объему l-ой ступени ценовой заявки потребителя.
4. Ограничения на производство реактивной мощности:
(2.17)
5. Ограничения на уровни напряжения:
(2.18)
В ходе оптимизации происходит итерационный процесс, заключающийся в расчете режима сети и поиске оптимального решения.
Результаты работы расчетной модели, аналог которой был реализован в среде компьютерной математики в дипломной работе выпускника кафедры Каркунова , представлены на рисунке 2.14. Ценовые заявки генераторов приняты одноступенчатыми. Заявки потребителей приняты ценопринимающими. При расчете уровень потребления нагрузкой реактивной мощности определялся в соответствии с и в качестве базисного узла был выбран узел № 6, значение модуля и фазы напряжения в котором приняты равными 115 и 0 0.
Результатом расчета являются оптимальные значения Pg(l), Pc(l), U, d. В ходе решения определятся двойственные переменные к ограничениям.
Множители Лагранжа к ограничениям (2.13) по балансу активной мощности в узлах с экономической точки зрения интерпретируются как равновесные узловые цены.
Множители Лагранжа к ограничениям (2.15) по контролируемым сечениям с экономической точки зрения интерпретируется как цены последнего 1 МВт пропускной способности сечений.
Результаты расчета представлены на рисунке 14 и в таблице 2.2.
Рисунок 2.14
Запирании сечения Л7 приводит к недоотпуску электроэнергии от самого дешевого поставщика (Г5), вследствие чего увеличиваются значения узловых цен.
В результате отбора ценовых заявок получили, что генератор Г2 загружен в меньшей степени, хотя он мог принять нагрузку генератора Г1, имеющего более высокую ценовую заявку, данный случай объясняется тем, что при большей загрузке генератора Г2 возрастут потоки мощности по ЛЭП примыкающим к узлу 2 и 6, что приведет к увеличению узловых цен по сравнению с полученным результатом решения, вследствие увеличения потерь в сети.
Таблица 2.2 – Результаты расчета
Режим сети | |||||||||||||
Узел | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||||||
P, МВт | 14.28 | 27.53 | -50 | -40 | -60 | 110 | |||||||
Q, Мвар | 8.75 | 14.14 | -20 | -16 | -24 | 42.9 | |||||||
U, кВ | 111.96 | 113.25 | 111.51 | 111.17 | 112.39 | 115 | |||||||
d, рад | -0.0381 | -0.0257 | -0.0419 | -0.0441 | -0.03 | 0 | |||||||
Множители Лагранжа по условиям баланса мощности в узле | |||||||||||||
Узел | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||||||
| |||||||||||||
Множители Лагранжа по условиям пропускной способности ЛЭП | |||||||||||||
Линия | Л1 | Л2 | Л3 | Л4 | Л5 | Л6 | Л7 | ||||||
0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ||||||||
Узловые цены | |||||||||||||
Узел | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |||||||
Заявка, руб | 525 | 520 | * (1000) | * (1000) | * (1000) | 500 | |||||||
с, руб | 525 | 520 | 526.25 | 527.75 | 521.47 | 500 | |||||||
Примечание: * - ценопринимающая заявка, в расчете принята равной 1000 руб.
В соответствии с территориальными и тарифными особенностями ЕЭС России для планирования рынка разработаны 2 расчетные модели, параметры которых приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3
Параметры расчетной модели: | “Европа” | “Сибирь” |
Узлов (включая технологические ограничения) | 6040 | 602 |
Линий (включая технологические характеристики) | 7074 | 660 |
Выделенных объектов генерации, по которым задается график и технологические ограничения | 657 | 99 |
Контролируемых сечений (включая список линий, верхние и нижние ограничения на переток) | 230 | 18 |
Объем расчетных моделей позволяет корректно рассчитывать равновесную цену в каждом узле электрической сети, что создает адекватные ценовые сигналы участникам рынка. На рисунке 2.15 показан фрагмент сети с результатами модельного расчета.
Дата: 2019-04-23, просмотров: 313.