考虑网损与负荷偏差的节点边际电价模型与求解

张丙金; 丁恰; 曹荣章; 涂孟夫; 张彦涛; 冷月

doi:10.7500/AEPS20200513005

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考虑网损与负荷偏差的节点边际电价模型与求解

电力现货市场构建与运营关键技术 | 更新时间：2025-06-16

- 考虑网损与负荷偏差的节点边际电价模型与求解
- Locational Marginal Price Model and Solution Considering Network Loss and Load Deviation
- 电力系统自动化-方正平台 2021年45卷第6期页码：92-100
- 作者机构：
  
  1.智能电网保护和运行控制国家重点实验室，江苏省南京市 211106
  2.南瑞集团有限公司（国网电力科学研究院有限公司），江苏省南京市 211106
- 作者简介：
  
  张丙金(1987—)，男，通信作者，硕士，工程师，主要研究方向：电力系统调度自动化及电力市场。E-mail：zhangbingjin@sgepri.sgcc.com.cn
  丁恰(1974—)，男，研究员级高级工程师，主要研究方向：电力系统调度自动化及电力市场。
  曹荣章(1969—)，男，研究员级高级工程师，主要研究方向：电力系统调度自动化及电力市场。
- 基金信息：
  
  国家电网公司科技项目(1200-201940420A-0-0-00)
- DOI：10.7500/AEPS20200513005
  中图分类号：
- 收稿日期：2020-05-13，
  
  修回日期：2020-08-31，
  
  网络出版日期：2020-11-23，
  
  纸质出版日期：2021-03-25
- 稿件说明：
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张丙金,丁恰,曹荣章等.考虑网损与负荷偏差的节点边际电价模型与求解[J].电力系统自动化,2021,45(6):92-100.

ZHANG Bingjin,DING Qia,CAO Rongzhang,et al.Locational Marginal Price Model and Solution Considering Network Loss and Load Deviation[J].Automation of Electric Power Systems,2021,45(6):92-100.
张丙金,丁恰,曹荣章等.考虑网损与负荷偏差的节点边际电价模型与求解[J].电力系统自动化,2021,45(6):92-100. DOI： 10.7500/AEPS20200513005.

ZHANG Bingjin,DING Qia,CAO Rongzhang,et al.Locational Marginal Price Model and Solution Considering Network Loss and Load Deviation[J].Automation of Electric Power Systems,2021,45(6):92-100. DOI： 10.7500/AEPS20200513005.

摘要

文中分析了中国在市场出清和节点边际电价计算时，存在发用电负荷偏差和系统网损难以精确计算的问题。首先，提出2种节点边际电价计算模型，利用网损分布因子分摊系统网损与负荷偏差分配因子分配负荷偏差相结合的方法，实现系统网损与负荷偏差的精确计算。然后，基于迭代的节点边际电价模型，以母线负荷为初始点编制发电计划，每次求解后将总发电量与系统负荷的偏差分摊至节点，修正其负荷，通过多次迭代求解节点边际电价。两步法节点边际电价模型，以系统负荷为依据，建立考虑系统网损与负荷偏差的耦合模型。第1步计算负荷偏差，第2步固定偏差计算节点边际电价。最后，通过比较所提方法与网损直接分摊方法的节点边际电价，以及分析不同负荷偏差水平、不同负荷偏差分配因子对节点边际电价的影响，验证了所提模型的有效性。

Abstract

This paper analyzes the difficulty of accurately calculating the load deviation of power generation and consumption and system loss in market clearing and calculation of locational marginal price (LMP) in China. First

two kinds of LMP calculation models are proposed

which are both involved in the methods of allocating the network loss by using loss distribution factors and allocating load deviation by using load deviation distribution factors. The accurate calculation of system network loss and load deviation is realized. Then

the iteration-based LMP model uses the bus load as the initial point to prepare a power generation plan. After each round of solution

the deviation between the total generation and the system load is allocated to all nodes to correct their loads. The LMP is solved by multiple iterations. The two-stage LMP model establishes a coupling model that considers the system network loss and load deviation based on the system load. In the first stage

the load deviation is calculated. In the second stage

the deviation is kept constant to calculate the LMP. Finally

the effectiveness of the proposed model is verified by comparing the LMP of the proposed method and the direct allocation method of network loss

and analyzing the influence of different load deviation levels and load deviation distribution factors on the LMP.

关键词

Keywords

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