电力市场案例2–电力市场交易.ppt

案 例 目录 电力市场交易1 电力市场交易2 有5个市场成员，分别是2个购电商和2个售电商加上交易中心。发电区域和负荷区域之间通过一条输电极限为500MW的输电线路相连 现货（日提前）市场报价和清算价格的确定 用电市场成员A的报价： 现货（日提前）市场报价和清算价格的确定 用电市场成员B的报价： 现货（日提前）市场报价和清算价格的确定 合成的负荷曲线： 现货（日提前）市场报价和清算价格的确定 用电市场成员C的报价： 现货（日提前）市场报价和清算价格的确定 用电市场成员D的报价： 现货（日提前）市场报价和清算价格的确定 合成的负荷曲线： 市场电价和电量的确定 市场清算价格为：$25/MWh; 市场清算价格对应的电量为：875MWh 无约束发电计划 600MW的传输功率超过了传输线路的输送容量，造成了阻塞；因此，需要由交易中心调整报价来消除阻塞。 阻塞调整市场报价 成员C 100MW 减 $24.90 成员D 100MW 减 $24.90 增 $26.00 成员A 50MW 减 $25.10 增 $24.00 成员B 50MW 减 $25.20 增 $24.00 为消除阻塞，通过调整报价得到调整结果如下： 成员C 减 100MW at $24.90 成员A 减 50MW at $25.10 成员B 减 50MW at $25.20 成员D 保持不变 现货竞价和阻塞调整竞价之后的发电计划(DA+ADJ) 负荷： 成员A: 400MW — 50MW = 350MW 成员B: 475MW — 50MW = 425MW 总负荷 = 775MW 出力： 成员C: 600MW — 100MW = 500MW 成员D: 275MW 总出力 = 775MW 区域电价 区域1：$24.90 （这是成员C的减报价） 区域2；$25.20 （这是成员B的增报价） 区域电价是由能达到消除阻塞目的的最高增报价和最低减报的。在整个现货市场中，各区域都采用新调整的区域电价 小时提前市场报价 现货报价、调整报价和小时前报价之后的发电 (DA+ADJ+HA) 负荷：125MW 成员A: 400MW — 50MW + 50MW = 400MW 成员B: 475MW — 50MW + 75MW = 425MW 总负荷 = 900MW 出力： 成员C: 600MW — 100MW = 500MW 成员D: 275MW + 125MW = 400MW 总出力 = 900MW 补充报价 在实时运行时，出现频率过高。需要减少15兆瓦才能平衡。 假定 补充报价与调整报价相同 成员D 买入 15兆瓦 实时不平衡市场 负荷侧： 成员A: 总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA） =400MW 实际测量值=375MW 不平衡量 =25MW 成员B: 总发电量=475（DA）-50（ADJ）+75（HA） =500MW 实际测量值=510MW 不平衡量 =10MW 负荷掉下25-10=10MW. 为了稳定频率： 发电侧： 成员C: 总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA） =500MW 实际测量值=500MW 不平衡量 =0 MW 成员D: 总发电量=400（DA）-50（ADJ）+50（HA）-15(RT) =385MW 实际测量值=385MW 不平衡量 =0 MW 成员D 在 实时交易中 购买 15MW以消除频率上升